调剖、注聚提高采收率技术 “十五”规划确立高新技术发展新目标
目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性较强，油藏温度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合物驱或复合化学驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比ODP的要求有可能再提高10%～20%。这也相当于找到了新的石油储量，为海洋石油提高产量、增加石油储备做出技术上的支持。成为新模式的技术和物质基础。
一、油藏精细描述及剩余油识别技术
从油田开发角度看，油田进入开发的中后期，油藏描述的主要任务是如何更精细、准确、定量地刻画出微小断层、微构造的分布，建立精细的三维预测模型，进而揭示剩余油的空间分布规律。这是搞好油田调整、提高采收率的前提和关键。
埕北油田1985年正式投入开发，1993年已进入高含水开采阶段。为了挖掘油层储量潜力，改善油田开发效果，提高采收率，1998年开展了油藏精细描述，对油层流动单元及剩余油分布状况进行了研究。特别是通过高黏度油田油水运动特点的分析，认识到埕北油田剩余油主要分布在上部油层（3～4单元）和渗透较低的区域，下部油层水淹严重，剩余油相对较少。
为油田实施调整、挖潜、提高可采储量和采收率指明方向。
惠州油田群利用三维可视化技术对主力油层进行精细描述，弄清K22砂体平面上分成K22-102、K22-103、K22-106三个并不连通的砂体。查明了已开发的K22-106含油砂体剩余油分布规律，以及未动用的K22-102、K22-103含油砂体的有利部位。因此K22-106含油砂体的储量翻了两番，同时也落实了K22-102、K22-103含油砂体的储量，为惠州油田群调整提供可靠的储量依据。新侧钻的惠州26-1-7B井，1999年11月投产，初期日产油量1432m3，至2001年9月日产油量仍达1060m3，这期间累积产油81.8×104m3，取得良好的经济效益。
二、新型聚合物驱提高采收率技术
渤海稠油油田的水驱采收率只有18.25%，从油田本身的渗透性、地下原油黏度、目前聚合物驱技术的发展状况等方面来综合分析，在渤海油田实施聚合物驱可以将原油的采收率提高10%～15%。然而与陆上油田相比，适合渤海油田聚合物驱的聚合物应该具备的主要条件如下：①聚合物溶液只能采用具有高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注，因此要求聚合物具有很好的耐盐性；②由于海上操作空间的限制，要求聚合物具有很好的溶解性；③海上油田注聚成本高，同时因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度，因此要求聚合物具有很好的增黏能力；④海上油田的井距大，因此要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力。
目前，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物——新型疏水缔合水溶性聚合物NAPs已经研制成功。为了分析该聚合物是否满足渤海油田聚合物驱应该具备的条件和在平台的有效使用期限内进一步提高渤海绥中油田的整体开发效果、最终采收率，同时为将来海上油田产出液的处理提供理想的技术方法和手段，最终为渤海油田大规模推广应用缔合聚合物驱提供可靠的技术、经济依据，拟定在渤海绥中油田J3井区开展缔合聚合物驱先导性矿场试验。因此，在J3井区实际油层条件下，开展了缔合聚合物驱提高采收率的室内评价、方案优化设计以及数值模拟效果预测研究。
（一）新型聚合物性能评价
新型聚合物从分子设计观念入手，在分子链上引入特殊功能的基团，通过该基团的静电、氢键、疏水或范德华力缔合形成巨大的超分子结构，通过改变分子主链结构、有效链长、缔合基种类及链长、缔合基比例及分布等可控因素，开发出能用海水或污水配制、迅速溶解分散的固相聚合物。由于其分子结构的特殊性，该聚合物具有理想的抗盐、抗温和抗剪切性。因此，缔合聚合物是目前世界石油业，特别是三次采油领域聚合物未来发展的趋势和方向。
针对西南石油学院开发、研制的耐温耐盐疏水缔合聚合物，在渤海绥中油田J3井区实际层温度（65℃）、地层水（1000～60000mg/L）条件下进行了室内评价。
1．抗盐性
（1）矿化度对黏度的影响
针对海上注聚的特殊性，即聚合物溶液只能采用高矿化度海水配制和环保要求，实施聚合物驱所用聚合物必须具有很好的耐盐性，因此，研究和评价缔合聚合物在不同矿化度条件下溶液的黏度，对于确定其实际应用的可行性具有十分重要的意义。由图10-17可以看出，矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响不十分明显，说明缔合聚合物适应的矿化度范围非常大。
（2)Fe3＋对黏度的影响
由于非常低的Fe3＋离子含量（1～51g/L）会大幅度降低普通部分水解聚丙烯酰胺溶液的黏度，因此有必要评价Fe3＋离子对缔合聚合物溶液表观黏度的影响，结果见图10-18。
图10-17 矿化度对缔合聚合物溶液黏度的影响
图10-18 Fe3+离子含量对缔合聚合物溶液表观黏度的影响
结果表明，在实验范围内，随着Fe3＋离子浓度的增加，缔合聚合物溶液的表观黏度略有下降，但幅度非常小。这对于缔合聚合物驱在油田上的实际应用具有十分重要的意义，避免了当前普通部分水解聚丙烯酰胺聚合物驱油方法，在配制和输送过程中必须对搅拌器、熟化罐、储罐和管线进行特殊处理或特殊包装的工艺技术，可以大幅度降低聚合物驱配注工艺技术上的高额附加费。
2．溶解性
为了适应海上聚合物驱的实际条件以及未来大规模推广应用的需要，按照以下两种思路进行了缔合聚合物室内溶解性实验：①用产出的热污水（35～40℃）配制聚合物母液，然后用污水和/或海水稀释至目标浓度注入；②用海水直接溶解聚合物配制母液，用海水和/或产出污水稀释母液至目标浓度。
表10-14的结果表明，在以上两种条件下，在30～45℃的温度范围内，缔合聚合物在污水中的溶解时间小于2h，基本可以满足油田现场应用的实际需要和条件。
表10-14 温度对缔合聚合物在污水和海水中溶解速度的影响
3．黏度－浓度关系
为了评价在J3井区油层温度、矿化度和水质条件下开展缔合聚合物驱的可能性，用产出污水溶解聚合物，然后分别用污水和海水稀释母液至目标浓度，实验结果见图10-19。由实验结果可以看出，污水稀释体系的表观黏度略低于海水稀释体系的表观黏度。考虑到将来海上油田实际应用的可能性，用产出热污水配制缔合聚合物母液，然后用海水稀释至目标浓度。根据流度控制理论，渤海J3井区缔合聚合物驱体系的浓度应该为1500mg/L或1750mg/L。
图10-19 J3井区条件下缔合聚合物浓度对溶液黏度影响实验结果
图10-20 剪切后恢复时间对缔合聚合物溶液表观黏度的影响
4．注入性和抗剪切性
聚合物在配制、输送、搅拌和注入（高速流经井底炮眼）的过程中，高速搅拌产生严重的机械剪切降解作用，导致体系的表观黏度大幅度降低50%～70%，所以对缔合聚合物溶液进行了剪切性实验。
从图10-20的结果可以看出，缔合聚合物溶液经剪切后，黏度只有初始黏度的20%左右，但很快得到不同程度的恢复（2h后恢复率80%左右）。一方面说明缔合聚合物具有理想的抗剪切性，同时在高剪切下因缔合作用破坏而使溶液表观黏度降低，这就保证了聚合物溶液在注入时具有相对较低的注入压力，可以节省泵功率，而在进入地层后高的黏度恢复率又可以发挥聚合物溶液的流度控制作用。因此，缔合聚合物与聚丙烯酰胺溶液相比具有理想的注入性。
（二）新型聚合物驱油藏描述及数值模拟
图10-21 J3井区缔合聚合物驱块构造井位图
1．试验区概况
绥中36-1油田位于辽东湾坳陷辽西低凸起中段，是低凸起带上一个呈北东向展布的半背斜构造。西侧以辽西大断层为界与辽西凹陷相邻，东侧呈斜坡状逐渐向辽中凹陷过渡。该油田是一个在前第三系灰岩潜山基底上发育的、受辽西断层控制的半背斜构造，呈北东向展布，构造顶部平缓、翼部较陡。油田次级断层不甚发育，断距较小，除南部平行与大断层的 A4断层延伸较长，对油水关系有控制作用外，油田构造形态相对保持完整。1995年底通过油田北部两口新评价井（SZ36-1-22和 SZ36-1-23）的钻探资料修正，仅个别等高线略有修正和改动，整个油田区构造基本形态未变。
本试验区位于绥中油田西侧，有注入井1口（J3井），生产井5口（J16、A2、A7、A12和 A13井），平均注采井距370m。试验区面积0.396km2，孔隙体积730.62×104m3、原始地质储量4839860t，平均空气渗透率3798.7×10-3Wm2。图10-21为试验区井位构造图。
2．试验区油藏描述
（1）构造特征
油层所在的东营组总体上呈北东－南西向展布，区块位于北东－南西向展布的背斜的东南翼，翼部较陡，但局部见有弱的起伏（J14-A3-A8连线中A3为一局部高点）。背斜轴部发育近南北向的断层。
（2）地层发育及沉积特点
缔合聚合物试验区目的层为下第三系东营组下段，油层深度1300～1600m，纵向上划分I油组、Ⅱ油组和Ⅲ油组，其中I油组和Ⅱ油组为主力油层。I油组上有薄气层，命名为零油组。Ⅲ油组由于分布零星、厚度薄且多为水层，因此，缔合聚合物驱没有考虑作为目的层。此外，绥中油田属于大型河流三角洲沉积复合体，水流方向垂直于辽西斜坡走向，由河流携带砂屑入湖形成短轴三角洲。早期三角洲在油田北部发育，后期向南摆动形成每期三角洲砂体在油田区叠合连片，因此，储集层非常发育。
（3）储层流体性质
原油地面密度0.914～0.9991g/cm3，平均0.9679g/cm3；地下黏度70mPa.s；胶质沥青含量40.9%；含硫量0.01%～0.51%之间；含硫量0.7%～9.4%之间；原始油气比23～38m3/m3之间，饱和压力8.85～13.3MPa之间，原油凝固点20～32℃，油层温度65℃，地层水矿化度6479mg/L，水型为CaCl2，产出水矿化度为13×104～16×104mg/L，原油体积系数1.102。
（4）油层压力与油水分布
油藏属于正常的温度和压力系统，压力系数为0.9915，温度梯度3.22C/100m。
3．试验区数值模拟
室内研究和评价结果表明，J3井区实施缔合聚合物驱提高采收率方法在技术上是可行的。为了进一步优化缔合聚合物驱注入程序、注入方式、注入浓度以及段塞大小并提高缔合聚合物驱的技术、经济效果，降低矿场试验的风险程度，利用聚合物驱油藏数值模拟软件进行了实施方案优化设计的数值模拟研究。
（1）地质模型
J3井区缔合聚合物驱目的层在纵向上分为21个模拟层、x方向上分为43个网格、y方向上分为24个网格，因此，节点数为43×24×21=21672个。
（2）数值模拟思路
a．首先对区内所有生产井进行了水驱历史拟合，拟合到2003年4月底。
b．按照目前各油水井的实际工作制度不变，计算到全区综合含水达到98%时，预测出J3井区的水驱驱油效果。
c．在油水井工作制度不变的情况下，进行缔合聚合物驱注入程序、注入方式、注入浓度及段塞大小优化的数值模拟研究。
（3）数值模拟结果
根据西南石油学院与中国海洋石油研究中心讨论的工作要点及整体思路，重点给出两套方案：①吨聚合物增油量最大的实施方案；②综合指标（提高采收率值与吨聚合物增油量的乘积）最大的实施方案。最后，分别给出这两套方案的效果预测结果。预测的参数包括：实施缔合聚合物驱后，J3井试验区的最终采油量、采出程度、见效期、有效时间、含水率变化特征以及比水驱提高的采收率值。
推荐方案：通过对前面的对比分析综合考虑，建议采用如下方案，即前置段塞3000mg/L，段塞大小0.012PV；主段塞1750mg/L，段塞大小0.25PV。
（4）数值模拟结果的物理模拟实验验证
为了正确和准确评价数值模拟研究结果的可靠性，在非均质岩心上对数值模拟优选出的方案进行了驱油评价。整个驱替过程模拟油田实际开发过程。
表10-15是J3井区按数值模拟对注入方式、注入程序及段塞大小优化设计后岩心驱油效果评价结果。总共进行了7次重复岩心试验，平均水驱采收率35.66%，比水驱提高采收率平均值9.89%OOIP。物理模拟驱油数据证明，数值模拟结果是可靠的。
表10-15 数值模拟优化方案在岩心上的驱油效果评价
图10-22 J3井区缔合聚合物驱效果预测曲线
图10-23 J3井区缔合聚合物驱J3井效果预测曲线
（5）效果预测
利用FAPMS聚合物驱油藏数值模拟软件进行了效果预测研究。结果见图10-22、10-23。效果预测结果表明，从目前水驱到该井组含水达到全区综合含水98%的水驱经济极限时（主要是J16井），水驱采收率为26.372%OOIP。从2003年9月1日起，按照J3井每天注入500m3计算，将连续注入8782d，相当于4.93倍油层孔隙体积。实施缔合聚合物驱，注入时间466d，注入聚合物溶液233172m3，之后后续水驱1374d（每天仍然500m3），综合含水（以J16井为主）上升到98%，试验结束。注入聚合物溶液93d后，油井J16井开始见效，189d后含水降低到最低值19.84%（地下体积含水）。扣去水驱油量54362t。
（三）新型缔合聚合物注入工艺技术
在完成缔合聚合物驱室内评价（特别是溶解性实验）的基础上，根据油水井的生产现状，并结合聚合物驱通常的配注工艺技术及特点，确定J3井缔合聚合物驱配注工艺采用单井静脉注射工艺。表10-16列出了各段塞注入量。
1．母液配制
用注入污水分散缔合聚合物干粉，然后输送到（2个）有效体积为15m3的溶解罐中搅拌1.5～2h，配成浓度为8000mg/L的母液（可以在试注时再次确定），两个溶解配制罐交替配制和溶解聚合物，这两个罐既是溶解罐又是熟化和储液罐。
2．母液注入
采用单井注入泵，通过高压静脉注射方式。J3井的日注量为500m3，经过高压来水混合后，将聚合物溶液注入油层。两个段塞的注入参数见表10-17。
表10-16 段塞注入设计
表10-17 注入参数
三、深度调剖技术
深度调剖技术目前主要采用化学方法，另外微生物驱技术目前也在探索中。油田化学堵水和深度调剖方法我国已有很多成熟技术，如TP-910近井堵水技术、阴阳离子堵水技术、可动凝胶调堵技术、胶态分散体系调堵技术、SMD（粘土胶）堵水技术等。海上油田深度调剖关键问题是如何研制出对复杂地层条件下适用性强的预交联速溶型固体深度调剖剂，通过注水方式形成段塞状注入，达到深度调驱的目的。
为此目的确定的项目研究课题有：①针对油藏岩石的组成结构和性质、地层水质、油藏流体的组成和性质、注入流体的窜流现象，研究注入流体的波及效率的影响因素，研制和筛选出深度调剖剂。②研究注入流体驱替过程中压力分布的变化、原油饱和度分布的变化，调整面积波及和垂向波及效率、减少残余油，增加可采储量的最佳时机。③完善有针对性的深度调剖技术体系。④深度调剖数值模拟研究。
提高采收率技术是什么？~
我国多数油田处于注水采油的晚期，采出液体含水量高达95%，注水采收率不到40%，有一半以上的石油仍然留在地下无法采出。为减缓这些油田的衰老速度，维持我国原油稳产，减少对国外原油的依赖程度，进一步提高油藏采收率，必须进行三次采油。三次采油也称“强化采油”，是通过向油层注入化学物质、蒸汽、混相气，或对油层采用生物技术、物理技术来改变油层性质或油层中的原油性质，提高油层压力和石油采收率的方法。
我国克拉玛依油田早在1958年就开展三次采油研究工作，并进行了火烧油层采油。20世纪60年代初，大庆油田一投入开发，就开始了三次采油研究工作，先后研究过CO2水驱、聚合物溶液驱、CO2混相驱、注胶束溶液驱和微生物驱。70年代后期，我国对三次采油的研究逐渐重视起来，玉门油田开展了活性水驱油和泡沫驱油。80年代，大港油田开展了碱水驱油研究工作。90年代，大庆、胜利、大港等油田对聚合物驱油都开展了研究，相继提出了三元复合驱及泡沫复合驱等提高石油采收率新技术。其中聚合物驱油技术已工业化推广，三元复合驱油技术也在扩大化工业试验阶段。这些新技术的研究和应用，极大地提高了我国油田的原油采收率。
本节主要介绍化学驱油技术、气体混相驱油技术、热力采油技术、微生物采油技术、物理采油技术等提高油气采收率技术。
一、化学驱油技术
化学驱油技术又叫“改良水驱”，是指在注入水中加入一种或多种化学药剂，改变注入水的性质，提高波及系数和洗油效率，提高采收率的技术。根据所加入的化学药剂的不同，化学驱油技术可分为以下几种方法。
（一）聚合物驱油
聚合物是高分子化合物，它由成千上万个叫作单体的重复单元所组成，其相对分子质量可达200万及以上。聚合物具有增大水的黏度的性能。
聚合物驱油是把聚合物添加到注入水中，提高注入水的黏度，降低驱替介质流度，降低水油流度比，提高水驱油波及系数的一种改善水驱方法。该技术已成为保持油田持续高产及高含水后期提高油田开发水平的重要技术手段。如大庆油田主力油层水驱采收率在40%左右，采用聚合物驱油技术可比水驱提高采收率10%以上。
驱油用聚合物主要有两种：一种是人工合成的聚合物，主要是由丙烯酰胺单体聚合而成的聚丙烯酰胺（PAM），所以聚合物驱有时也简写成PAM驱；另一种是天然聚合物，使用最多的是黄原胶，也称聚糖或生物黄原胶。国内外矿场试验绝大多数用的是部分水解聚丙烯酰胺，它的水溶性、热稳定性和化学稳定性都比较好。
聚合物驱油机理是：聚合物溶解在水中，增加了水的黏度；在井底附近的地层中，水流速度高，聚合物分子呈线形流动；在远离井底的地层中流速慢，聚合物分子卷曲呈线团状或球状而滞留在油层孔隙喉道中，降低了水相渗透率，从而降低了油水流度比，提高了波及效率；聚合物分子的官能团（如酰胺基）可部分吸附在岩石孔隙表面，使聚合物分子部分伸展在水中，阻滞了水的流动（见图6-14）。因此，聚合物的加入，降低了水油流度比，不仅提高了平面波及效率，克服了注入水的“指进”（驱替前缘成指状穿入被驱替相的现象），而且也提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度。
（二）表面活性剂驱油
表面活性剂是指能够在溶液中自发地吸附于两相界面上，少量加入就能显著降低该界面自由表面能（表面张力）的物质，例如烷基苯磺酸钠、烷基硫酸钠等。表面活性剂驱油的主要机理是降低油水界面张力，改变岩石孔隙表面的润湿性，提高洗油效率。
图6-14 聚合物驱油提高采收率示意图
由于地层水含有的盐种类较多，且各油田地层水所含的盐类也各不相同，因此，要选择与地层水相适应的活性剂，否则收不到预期的效果。即使是有效的表面活性剂，在表面活性剂驱油过程中也存在着两个较突出的问题：一是表面活性剂分子会被岩石表面或油膜表面吸附，导致表面活性剂在驱油过程中的沿途损失，经过一段距离后，注入水中的表面活性剂含量将大量减少，作用就非常微弱以致消失；另一个问题是表面活性剂水溶液的流度与水差不多，不能提高波及系数。
表面活性剂驱油，从工艺上讲与注水并没有什么差异，只是把注入水改为表面活性剂体系，即注入一定浓度的表面活性剂溶液，目的是提高洗油效率。目前表面活性剂驱油大体有两种方法：一种是以浓度小于2%的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法，称为表面活性剂稀溶液驱，包括活性水驱、胶束溶液驱；另一种是用表面活性剂浓度大于2%的微乳液进行驱油，称为微乳液驱。
（三）碱水驱油及三元复合体系驱油
碱水驱油是将比较廉价的碱性化合物（如氢氧化钠）掺加到注入水中，使碱与原油的某些成分（如有机酸）发生化学反应，形成表面活性剂，降低水与原油之间的界面张力，使油水乳化，改变岩石的润湿性，并可溶解界面油膜、提高原油采收率的方法。可见，碱水驱油实质上是地下合成表面活性剂驱油。
在碱水驱油中，可以作为碱剂的化学剂主要有氢氧化钠、原硅酸钠（Na4SiO4）、氢氧化铵、氢氧化钾、磷酸三钠、碳酸钠、硅酸钠（Na2SiO3），以及聚乙烯亚胺。在上述化学试剂中，氢氧化钠和原硅酸钠的驱油效果最好，而且经济效果也比较好，此即人们通常所说的“苛性碱水驱”。
碱水驱油机理有以下几个方面：降低界面张力；油层岩石的润湿性发生反转；乳化和捕集携带作用；增溶油水界面处形成的刚性薄膜。
碱水驱油方法的工艺比较简单，不需增加新的注入设备，相对于其他化学驱油来说，成本比较低。对于注水油田，只要根据确定的碱浓度，向注入水中加入一定量的碱，就很容易转变为碱水驱方法采油。但这种方法对于大部分油田效果并不明显，其主要原因是碱虽然可以降低界面张力，但界面张力的降低程度明显受原油性质、地层条件的影响。
三元复合体系驱油是指在注入水中加入低浓度的表面活性剂（S）、碱（A）和聚合物（P）的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法。它是20世纪80年代初国外出现的化学采油新工艺，是在二元复合驱（活性剂—聚合物；碱—聚合物）的基础上发展起来的。由于胶束—聚合物驱在表面活性剂扫过的地区几乎100%有效地驱替出来，所以近些年来，该方法无论是在实验室还是矿场实验都受到了普遍重视。但由于表面活性剂和助剂成本太高，该方法一直没有发展成为商业规模。ASP三元复合体系所需要表面活性剂和助剂总量仅为胶束—聚合物驱的三分之一，其化学剂效率（总化学成本／采油量）比胶束—聚合物驱高。大庆油田室内研究及先导性矿场试验表明，三元复合体系驱油可比水驱提高20%以上的原油采收率。
二、气体混相驱油技术
混相，简单的含义是可混合的。而混相性是指两种或两种以上的物质相能够混合而形成一种均质的能力。如果两种流体能够混相，那么将它们掺和而无任何界面，如水和酒精、石油和甲苯相混合均无界面。
混相驱油法就是通过注入一种能与原油呈混相的流体，来排驱残余油的办法。气体混相驱油是以气体为注入剂的混相驱油法。其机理是注入的混相气体在油藏条件下与地层油多次接触，油中的轻组分不断进入到气相中，形成混相，消除界面，使多孔介质中的毛管力降至零，从而降低因毛细管效应而残留在油藏中的石油。从理论上讲，它的微观驱油效率达100%；从矿场应用上讲，它对于低渗透黏土矿物含量高的水敏性油层更适用。
气体混相驱油的方法很多，按照注入的驱替剂的气体类型，可把气体混相驱油分为两大类，即烃类气体混相驱油和非烃类气体混相驱油。
早在20世纪40年代，美国就曾提出向地层注高压气（以注甲烷气为主）的气体混相驱油法。但由于它对原油的组成、油藏条件、地面设备要求较高而未得到推广。鉴于天然气中轻烃组分是原油的良好溶剂，50年代又提出了以液化石油气等其他烃类气体为混相剂的气体混相驱油，并在室内研究的基础上进行了大量的矿场实验。大约到1970年，人们对烃类气体混相驱油的兴趣达到了高潮。但是，随着烃类气体价格的急剧上涨，油藏工程师及研究者们不得不寻求更经济的办法。因此，70年代以后，CO2混相驱迅速发展起来，并成为目前重要的气体混相驱油方法之一。
三、热力采油技术
稠油亦称重质原油，是指在油层条件下原油黏度大于50mPa·s，或者在油层温度条件下脱气原油黏度大于100mPa·s，且在温度为20℃时相对密度大于0.934的原油。根据黏度和相对密度的不同，稠油又可分为普通稠油、特稠油和超稠油。我国稠油划分标准见表6-2。
表6-2 我国稠油的划分标准
①指油层条件下黏度，其余指油层条件下脱气原油黏度。
指标分类第一指标第二指标黏度，mPa·s相对密度（20℃）普通稠油50①（或100）～10000＞0.92特稠油10000～50000＞0.95超稠油＞50000＞0.98
我国稠油资源丰富，分布很广，目前已在很多大中型油气盆地和地区发现众多的稠油油藏。大部分稠油油藏分布在中—新生代地层中，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间。新疆克拉玛依油田九区浅层稠油油藏埋藏深度在150～400m之间，红山嘴浅层稠油油藏深度在300～700m之间。在全国范围来看，绝大部分稠油油藏埋藏深度为1000～1500m。稠油油藏具有原油黏度高、密度大、流动性差、在开采过程中流动阻力大的特点，难于用常规方法进行开采，通常采用降低稠油黏度、减小油流阻力的方法进行开采。由于稠油的黏滞性对温度非常敏感，随着温度的升高，稠油黏度显著下降，所以热力采油已成为强化开采稠油的重要手段。我国辽河油田、胜利油田、新疆克拉玛依油田已广泛应用。
热力采油是通过加热油层，使地层原油温度升高、黏度降低，变成易流动的原油，来提高原油采收率。根据热量产生的地点和方式不同，可将热力采油分为两类：一类是把热量从地面通过井筒注入油层，如蒸汽吞吐采油、蒸汽驱采油；另一类是热量在油层内产生，如火烧油层。
（一）蒸汽吞吐采油
蒸汽吞吐采油是指在一定时间内向油层注入一定数量的高温高压湿饱和蒸汽（锅炉出口蒸汽压力在10～20MPa之间，蒸汽温度为250～300℃），关井一段时间使热量传递到储层和原油中去，然后再开井生产。由此可见，蒸汽吞吐采油可分为注汽、焖井及采油三个阶段。从向油层注汽、焖井、开井生产到下一次注汽开始时的一个完整过程叫一个吞吐周期。蒸汽吞吐采油投资较少，工艺技术较简单，增产快，经济效益好。
1．注汽阶段
注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备，油井中下入注汽管柱、隔热油管及耐热封隔器，见图6-15。将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段，通过注汽管柱向油层注汽。此阶段将高温蒸汽快速注入到油层中，注入量一般在千吨当量水以上（每米油层一般注入70～120t蒸汽），注入时间一般几天到十几天。
图6-15 注汽管柱示意图
1—油管阀门；2—套管阀门；3—注汽伸缩管；4—套管；5—隔热油管；6—注汽密封插管；7—耐热封隔器；8—绕丝筛管
2．焖井阶段
焖井是指注汽完成后停注关井，使热蒸汽与地层充分进行热交换的过程。油井注汽后，为了使热蒸汽与地层充分进行热交换，使热量进一步向地层深处扩散，扩大加热区域，同时也使井筒附近地层的温度比注汽时降低一些，必须进行焖井。焖井时间不宜过长或过短，一般2～7天。
3．采油阶段
采油阶段一般又包括自喷和抽油两个阶段。
（二）蒸汽驱采油
蒸汽驱采油是在蒸汽吞吐采油的基础上进行的。由于注入井已经过蒸汽吞吐采油，井底附近油层的含油饱和度很低，当注入蒸汽后很容易在井底附近形成一个蒸汽带（见图6-16）。此带前缘为热水，后部分为蒸汽，温度高，热量多。由于蒸汽密度小于油，流动性大于油，使得蒸汽上浮沿油层顶部窜流，形成蒸汽超覆现象。蒸汽带半径在油藏底部最小，顶部最大。在不断注入蒸汽的高温高压作用下，靠近蒸汽带的原油黏度降低并不断向油井方向运移，在蒸汽带前方形成一个降黏油富集带。此带靠近蒸汽带部分油层温度最高，原油黏度最低，而接近未被加热原油带部分的油层温度最低，原油黏度最高（接近于原油黏度）。随着蒸汽累积注入量的增加，油层能量和热量得到很好的补充，驱替前缘逐渐向油井方向推进，使得蒸汽带和降黏油富集带不断扩大，而未被加热原油带不断缩小，采油井原油产量上升，并逐步进入高产阶段。随着开采时间的延长，油层中的原油逐步被驱替出来，蒸汽和热水在油层中向生产井推进，到一定时间，蒸汽驱前缘突破油井，蒸汽和热水进入油井随同原油一起被采出来。
图6-16 蒸汽驱采油的油气分布剖面示意图
1—蒸汽和热水带；2—降黏油富集带；3—未被加热原油热带；4—驱替前缘（三）火烧油层
火烧油层法是将空气连续注入井底，在井底将油层点燃，以油层本身的原油或部分裂解产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力和其他综合驱动力的作用，提高采收率的一种热力采油方法。火烧油层有三种类型，干式正向燃烧、湿式燃烧和反向燃烧。
1．干式正向燃烧法
所谓“干式燃烧”是指仅仅注入空气燃烧。所谓“正向燃烧”，是指点燃注入井油层，其燃烧前缘由注气井向采油井方向推进，并与空气的运动方向相同。
火烧油层时，装置在注入井井底的点火器点火，加热油层。当井底附近的原油受热后，其中的轻质组分蒸发，形成石油蒸气，先向前运移。较重质的部分在高温下发生裂化反应，部分形成轻质油，也向前运移；余下的重质部分焦化，变成可燃炭，不能向前流动，作为燃料沉积下来，建立起燃烧带。与此同时，油层中的水也因受热成为水蒸气；石油焦燃烧后还产生废气（包括二氧化碳、水蒸气、未燃的空气等），它们也都向前流动。流向前方的石油蒸气、水蒸气、燃烧的废气等与接触到前方的冷油、水和岩石进行热交换，产生凝析作用；另一方面，轻质油与接触到前方的原油相混，稀释原油，降低了原油的黏度。由于靠近燃烧带的部分温度高，远离燃烧带的温度逐渐下降，且由于蒸发、裂化、焦化、凝析等作用和温度的关系，在油层中形成若干个带——已燃带、燃烧带、沉焦带、蒸汽带、热水带、轻质油带、富油带、原始含油带，见图6-17。只要油层有足够的残炭量（燃料），油层的燃烧便可以蔓延下去。
对于火烧油层来说，凡火线波及的地区，由于热力降黏和膨胀作用、轻油稀释作用以及水气的驱替作用，除了部分重烃焦化作为燃料外，洗油效率几乎达100%。但是，由于油层的非均质性和较高的注入气与地层油流度比，气与油的重力分离比较严重，平面上和剖面上的波及系数都比较低。
图6-17 火烧油层（干式正向燃烧法）的机理示意图
1—已燃带（成为疏松的净砂）；2—燃烧带（火线，正在燃烧的狭窄地带）；3—沉焦带（原油焦化、裂化后留下的残炭、燃料）；4—蒸汽带（共存水汽化和燃烧生成的水汽）；5—热水带（蒸汽的凝析物）；6—轻质油带（蒸馏和裂化产生的轻质油凝析物）；7—富油带（被驱集到前缘的油，由于热和轻质油的稀释，黏度降低）；8—原始含油带（热力尚未影响到的地区）
2．湿式燃烧法
湿式燃烧法是正向燃烧法的改良，是正向燃烧和水驱相结合的方法，可用来弥补干式正向燃烧的缺点，有效利用燃烧前缘后面储存的热能。
正向燃烧法在地下产生的热能量约半数存在于燃烧前缘和注入井之间。为了更有效地利用这部分热量，必须将其移至燃烧带的前方。为此，可采取注水的方法，注入水与燃烧前缘后面的高温岩层接触时蒸发，岩石则冷却；同时燃烧前缘前面的蒸汽便凝结成热水，使得持有一定高温的地带加长，油的黏度下降，从而有利于提高采收率。
3．反向燃烧法
反向燃烧法系指燃烧带从生产井向注入井方向发展的一种对付特稠原油的火烧油层法，即燃烧带与注入的空气逆向而行。它可以弥补干式正向燃烧的缺点，克服黏度高的油藏中的流体阻塞，如图6-18所示。
图6-18 反向燃烧法示意图
四、微生物采油技术
微生物采油技术，全称微生物提高石油采收率（Microbial Enhanced Oil Recovery，MEOR）技术，是21世纪出现的一项高新生物技术。它是指将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，或单纯注入营养液剂或油层内微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，以提高油田采收率的采油方法。
（一）微生物驱油机理
（1）微生物在油藏高渗透区的生长繁殖及产生聚合物，使其能够选择性地堵塞大孔道，提高波及系数，增大扫油效率。
（2）产生气体，如CO2、H2和CH4等，这些气体能够使油层部分增压并降低原油黏度。
（3）产生酸。微生物产生的酸主要是低相对分子质量有机酸，能溶解碳酸盐，提高渗透率。
（4）产生生物表面活性剂。生物表面活性剂能够降低油水界面张力。
（5）产生有机溶剂。微生物产生的有机溶剂能够降低界面张力。
（二）微生物采油特点
（1）微生物以水为生长介质，以质量较次的糖蜜作为营养，实施方便，可从注水管线或油套环形空间将菌液直接注入地层，不需对管线进行改造和添加专用注入设备；（2）微生物在油藏中可随地下流体自主移动，作用范围比聚合物驱大，注入井后不必加压，不损伤油层，无污染，提高采收率显著；（3）以吞吐方式可对单井进行微生物处理，解决边远井、枯竭井的生产问题，提高孤立井产量和边远油田采收率；（4）选用不同的菌种，可解决油井生产中的多种问题，如降黏、防蜡、解堵、调剖；（5）提高采收率的代谢产物在油层内产生，利用率高，且易于生物降解，具有良好的生态特性。
总之，微生物采油具有成本低、工序简单、应用范围广、效果好、无污染的特点，越来越受到重视。
五、物理采油技术
物理采油技术是利用物理场来激励和处理油层或近井地带，解除油层污染，达到增产、增注和提高油气采收率的新技术。目前，声波采油技术、微波采油技术、电磁加热技术的理论研究已达到成熟阶段。
物理采油技术具有以下特点：适应性强、工艺简单、成本低、效果明显；可形成复合技术，对油层无污染；可用于高含水、中后期油田提高采收率；可用于含黏土油藏、低渗透油藏、致密油藏、稠油油藏。
物理采油技术包括人工地震采油技术、水力振荡采油技术、井下超声波采油技术、井下低频电脉冲采油技术、低频电脉冲技术。下面主要介绍人工地震采油技术和水力振荡采油技术。
（一）人工地震采油技术
人工地震采油技术是利用地面人工震源产生强大震场，以很低频率的机械波形式传到油层，对油层进行震动处理，提高水驱的波及系数，扩大扫油面积，增大驱油效率，降低残余油饱和度。
1．采油机理
（1）加快油层中流体的流速；
（2）降低原油黏度，改善流动性能；
（3）改善岩石润湿性；
（4）清除油层堵塞及提高地层渗透率；
（5）降低驱动压力。
2．特点
（1）不影响油井正常生产，不需任何井上或井下作业，避免了因油井作业造成的产量损失；
（2）一点震动就可大面积地处理油层，波及半径达400m，在波及面积上油井有效率达82%；
（3）适应性强，对各种井都有效；
（4）对油层无任何污染，具有振动解堵、疏通孔道的作用；
（5）节省人力物力，投资少，见效快，效益高，简单易行。
（二）水力振荡采油技术
水力振荡采油技术是利用在油管下部连接的井下振荡器产生水力脉冲波，通过脉冲波在油层中的传递，来解除注水井、生产井近井地带的机械杂质、钻井液和沥青质胶质堵塞，破坏盐类沉积，并使地层形成裂缝网，增大注水井吸水能力，改善油流的流动特性。振动波对地层中原油产生影响，降低原油黏度。
中国海油在2000年总公司第十五次科学技术委员会全体会议上讨论并形成了中国海洋石油总公司“十五”科技发展计划。在计划中特别强调要加强技术创新，发展高科技，大力推广应用高新技术，并实现产业化，以增强总公司的国际竞争力，保证中国海油的可持续发展。
一、实施高科技战略，承担国家“863”高技术计划的重大项目
国家“863”计划在资源环境技术领域设立了“渤海大油田勘探开发关键技术”重大项目。为完成好该重大项目的研究任务，国家科学技术部李学勇副部长与中国海洋石油总公司罗汉副总经理于2002年6月19日共同签署了合作协议书。中国海洋石油总公司牵头承担了该重大专项和海洋资源开发技术主题的9个课题：
a．海上时移地震油藏监测技术。油田开发地震监测技术的主要目的是对储层流体属性在时间和空间上的变化进行动态监测，为调整和优化开发方案提供准确的信息，同时寻找剩余油的分布，从而提高原油采收率，降低生产成本。
b．可控三维轨迹钻井技术。该项技术瞄准国际前沿钻井工程技术，研制一套旋转导向钻井系统和分支井完井工具。通过此技术研究可在渤海多井口平台和地下复杂油藏分布的情况下进行三维轨迹钻井和分支井完井工作。
c．渤海油田深部调驱提高采收率技术。渤海稠油油田提高采收率技术的研究首先从以下4个方面进行：①砾石充填防砂井生产测井仪的研制；②渤海油田生产过程中的油藏保护技术；③渤海油田超越水驱阶段的深度调剖技术；④海上注聚合物技术。其中海上注聚合物技术为国家863项目，主要是研制速溶、抗盐的复合型和缔合型聚合物。
d．渤海平台抗冰振技术。渤海北部海面在冬季结冰会造成海上平台的振动并带来危险，研究可抗冰振的海上平台是通过冰载荷实验和平台的隔振技术研究，使锦州20-2北平台达到抗冰振的目的。
e．钻井中途油气层测试技术。为在钻井过程中及早发现和评价油藏，降低勘探开发成本，要建立一套适合于渤海地质条件的地层综合测试仪，部分取代试油和钻杆地层测试。
f．海底管道的外探测装置及其检测技术。通过研制光纤传感器进行海底管道的实时检测，以确定海底管道受冲刷的悬跨状况；进行海底管道的阴极保护电位不接触式测量；在浑水的条件下，使用水下激光成像系统能够对在300m水深裸露的管道受损情况进行水下观测。
g．浅水超大型浮式生产储油系统关键技术。渤海蓬莱19-3大型油田的开发需要超大型的浮式生产储油系统，但由于渤海的水深只有20～30m，建造30万t超大型浮式生产储油系统的最大技术难题就是水浅。在此情况下经过对FPSO运动特性的研究和实验，最终解决浅水效应问题。
h．海底管道修复技术。通过研制水下干式管道维修舱，可在渤海海底管道不停产的情况下进行管道的切割、自动焊接等修复。
i．东海陆架盆地复杂天然气藏地震勘探判别技术。东海盆地地质情况复杂，天然气勘探遇到用地球物理勘探方法如何有效识别天然气藏的技术问题，该技术将对海底出现的“多次波”等问题进行研究，最终建立用于地震勘探的天然气藏识别系统。
二、“十五”重点研究项目将解决海上天然气勘探、渤海稠油开发等重大关键技术问题
中国海油“十五”重点研究项目是针对海上天然气勘探、渤海稠油开发和深水勘探开发等重大问题而设立的综合研究项目。部分项目或项目中的部分内容已申请为国家863高科技课题。为完成好各项目的研究任务并有较大的技术创新，中国海洋石油总公司与中国科学院共同签署了“十五”科技合作协议，并在中国科学院立重大专项《海洋石油开发若干科学技术问题研究》。总公司的重点研究项目主要有：
a．渤海稠油油田少井高产开发可行性研究。如何做到海上稠油油田的少井高产开发，以最大限度降低开发成本，该项目从研究大港、胜利等陆上已开发油田的开发效果，再对海上已开发油田进行虚拟开发，又通过对水平分支井的研究与实践，可对未开发油田提出新的并能做到少井高产的开发方案。
b．渤海油田钻完井过程中的油层保护技术研究。通过对稠油油藏损害机理研究，完成在钻井、固井和完井过程中低（无）油气层伤害的低密度水泥浆体系和进攻型完井液的研制。
c．稠油油田储层精细油藏描述研究。渤海上第三系属于河流相沉积，其储层的纵、横向变化都很大，给油藏描述带来很大的困难。该课题通过对研究区的岩石物理参数与地球物理特征关系研究、地震速度纵横向变化与沉积相变化之规律研究，建立精细油藏描述方法和软件。
d．全海域第三轮油气资源评价。应用美国联邦地质调查局的资源评价方法（UAGE）对我国海域进行第三轮油气资源评价，计算出当前技术条件的可采资源量。
e．南海莺琼盆地高温超压地层固井技术研究。继南海高温超压地层钻井技术研究之后，再通过双作用防气窜水泥浆体系研究和防气窜封隔器的研制，形成高温超压地层的固井技术。
f．中国近海大中型天然气田勘探技术研究。海上天然气勘探在很大程度上依赖于地球物理勘探技术的进步，通过对勘探区内的地震参数及特殊处理方法的研究，重点解决南海和东海天然气勘探中的关键问题。
三、为进一步提高科学研究水平，与中国科学院开展全面的技术合作
为在我国第十个五年计划期间使石油与天然气的储量和产量有较大增长，把我国海洋石油建成东部地区油气产量主要增长基地，依靠科技进步，大力发展海洋石油高新技术已成为石油工业在新世纪可持续发展的战略性问题。为此中国海洋石油总公司卫留成总经理与中国科学院路甬祥院长于2000年5月25日在北京签署了要在“十五”期间进行整体高新技术合作、共同实施技术和知识创新工程、共创海洋石油工业大发展的合作意向书。2001年11月26日中国海洋石油总公司蒋龙生副总经理与中国科学院杨柏龄副院长正式签署了中国海洋石油总公司与中国科学院“十五”技术合作协议书。
中国海洋石油总公司与中国科学院技术合作项目“海洋石油开发若干重大科学技术问题研究”共包括13个专题。在首席科学家郑哲敏院士和曾恒一院士的带领下，中国科学院已有8个研究所的140名科学家参加研究，其中有院士4名，副研究员和博士研究生以上职称和学位的有107人，加上中国海洋石油总公司参加共同研究的人员共计184人，已经构成了一个有极强实力的中国一流海洋石油研究队伍。
中国海洋石油总公司为满足国家对油气战略资源、规划和安全的需要已提出了高速高效的5～10年中长期发展规划。中国海域在未来的10年内将使油气总产量达到5500万t，成为中国油气产量增长的主体。在2003年7月16日结束的年中工作会议上发出了“创新成就未来”的号召，提出要使科技创新成为中国海油的核心竞争力。中国海油与中国科学院的科技合作就是通过知识创新和技术创新以使我国海域的天然气勘探、稠油开发和新领域勘探开发有重大突破。经过1年左右的研究，已经取得了以下初步成果。
（一）为海洋石油勘探开发和技术发展，创建技术平台，提高国际竞争力
1．已初步建成了具有我国自主知识产权的海洋石油地震并行处理系统
由中国海油研究中心与中国科学院地质地球物理研究所合作开发了128个CPU的PC机群并行计算机硬件系统和用于海洋石油地球物理资料并行处理的软件系统。该系统除可以完成常规三维地震资料的并行处理外，还可以并行处理多波地震、高分辨率地需、时移地震等特殊处理模块，还可以在一体化软件平台上进行新处理模块的技术开发。该系统在年内可投入使用。
2．具有我国自主知识产权的超大规模油藏模拟并行计算机系统即将进入调试阶段
中国科学院软件所已开发成功油藏数值模拟软件（黑油模型）的并行解法器PRIS，并在国际上有较大的影响。结合我国海洋油气田开发的实际需要，研制一台可达千亿次计算速度、64个CPU的LINUX微机机群，能在8h内实现150万个节点、100口开发井、20年开采历史的油藏模拟并行计算。目前已基本完成软硬件建设，准备用实验数据进行调试。该系统的研制成功将不低于国际同类先进产品。
（二）与生产实际紧密结合，解决海洋油气生产中的关键技术问题
a．为使渤海油田到2010年成为全国第二大油田，努力提高渤海稠油油田采收率是关键性技术，其中研制抗盐速溶聚合物，采用调剖注聚技术是近期攻关的课题。中国科学院化学所和西南石油学院通过承担国家863高科技项目，已经分别研制出符合速溶（不超过2h）和抗盐（40000mg/L）能力的聚合物。
b．如何研制出海上新型石油平台，使其在不同的油田发挥最大的效益和最低的成本，中国科学院力学所已开始从监测平台整体结构等基础研究入手，为今后进行新型平台研制创造条件。
c．为尽快实现海上油气的多相（油气水）混输，最大限度降低海上油气田工程建设成本是国际上多年来未攻克的高技术难题。中海石油研究中心与中国科学院力学所的专家已经在多相增压和高效分离等方面开展研究，现已完成了部分室内实验。
d．在我国南海水下每年会发生具有巨大灾害性的内波，这是目前国际上都很关注但没有能拿出研究成果的难题。中国科学院海洋研究所和力学所联合承担了南海内波的研究，现已拿出在南海平台进行观测的方案。该项成果不仅能为南海平台设计提供指导性意见，而且能对我国的战略安全提供重要技术信息。
e．在南海已开发的东方1-1气田和深水地区的海底是由起伏不平且不断移动的沙波和沙脊组成的，对海底管线的安全造成了很大的威胁。中国科学院海洋所和力学所准备用海底原位监测与多波束海底地形观测相结合的办法研究出沙波、沙脊变化规律和力学分析，以期得到对海底管线安全的评估。
f．海底管线的腐蚀将是越来越突出的问题，中国科学院海洋所针对牺牲阳极保护下的海底管线，预测牺牲阳极的有效剩余寿命。
g．渤海稠油油田的生产测井是油田开发的一项关键性技术，由中海油田服务公司和中国科学院声学所承担了筛管外分流流量井下测量仪的研制。目前已经完成了部分室内实验。
（三）为海上新领域的勘探开发进行前瞻性研究
a．在我国南海的深水区有着丰富的油气资源，由中国海洋石油总公司和国家自然科学基金委联合资助的“南海深水扇系统与油气资源”重点项目由中海石油研究中心和成都理工学院、中国科学院南海所等共同承担。该项目的研究将对南海深水区沉积扇的油气潜力进行分析研究，为深水勘探提供技术依据。
b．在南海和东海的深水区进行地震勘探会因为“多次波”的干扰而使获得的地震资料失真。中国科学院地质地球物理所承担了深水地震勘探方法研究，完成了基于波场延拓的崎岖海底地震资料成像方法的软件研制及数值模拟计算，开始在实际资料上进行试验。
c．海上深水区的勘探突破必然会带来深水油田开发。中海石油研究中心和中国科学院力学所合作已开始进行深水平台的调研和技术准备。
d．渤海由于新构造运动控制了晚期成藏，中海石油研究中心和中国科学院地质地球物理所对渤海地区的郯庐断裂进行了深入的研究。该项研究会对渤海新勘探领域产生新的认识。
以上各项研究是以解决我国海洋石油生产中的关键问题为主，同时又兼顾了海洋石油可持续发展的前瞻性研究。研究的结果不仅是解决了关键性的技术问题，更主要的是增强了海洋石油勘探开发的技术能力和我国在海洋石油核心技术方面的国际竞争力。随着合作研究的深入，中国科学院将发挥其知识创新工程的整体优势，以创新引领海洋石油工业的未来。
四、为中国海油的全面协调发展，设立以技术推广应用和技术产业化为主的技术发展型项目
技术发展型项目主要有：
·小水线面油田交通船的研制
·海上地球物理成像测井仪产业化
·海上钻井防砂筛管生产线的研制
·海洋工程高效焊接技术开发与应用
·地震数据处理解释系统的引进、开发及应用
·海上油田污水环保处理方法研究与应用
·异型金属衬管聚苯乙烯工艺研究
·原油破乳剂生产自动控制技术
·海底管线涂敷配重研究
·油田化学处理剂研究
·合成氨装置增产节能改造
·沥青新产品开发
·投资风险分析软件研制
这些项目研究对于专业技术服务公司的技术应用、产业化以致形成核心技术有很大的政策引导作用；对于各个海洋石油基地公司的技术发展并形成贴近主业的支柱产业有很大的扶持作用。
五、为实施人才战略和提高科研水平，成立中国海油博士后工作站
2002年中国海油成立了以海洋石油勘探、开发和工程有关课题研究为主的博士后工作站。工作站现有15名博士，分别来自中国科学院、清华大学、北京大学、石油大学、中国地质大学等。博士后工作站挂靠中海石油研究中心管理。
六、建立健全科技管理体系
在2002年中国海油第十七次科学技术委员会会议之后，各所属单位相继建立健全了科技管理机构，在总公司已发布科技发展管理办法的基础上，各单位也完善了本单位的管理办法。总公司科技管理体系（包括各所属单位的科技管理）从职能方面包括：科技规划与计划、综合科研项目管理、技术发展项目管理（包括技术推广应用、技术创新与产业化）、技术标准与质量管理、知识产权管理、知识管理、科技交流管理、学会工作管理、科技统计管理和科技期刊管理。
总公司科技管理体系管理层次包括：总公司总经理兼总公司科学技术委员会主任、总公司科学技术委员会、总公司科技发展部、中国海洋石油有限公司各业务部门有分管科技的负责人、各所属单位设科技管理部门或岗位。
七、科技激励机制
中国海洋石油总公司从2002年开始实施了一套综合性的科技激励机制。
1．建立中国海油专业技术拔尖人才，实施人才战略
经过中国海油科学技术委员会的评选，共产生了61个人的总公司级专业技术拔尖人才。从此形成了院士、享受政府特殊津贴人员、总公司级专业技术拔尖人才和所属单位专业技术骨干组成的宝塔式人员结构。
2．设立中国海油技术发展基金，引导各所属单位形成核心技术
从2002年开始中国海油拿出2000多万元用于支持所属单位的技术发展并逐渐形成具有自主知识产权的核心技术。经过论证的项目，总公司支付1/3的研究经费，其余2/3由各单位支付，在产生经济效益后返还总公司所支付的费用。此政策相当于国家的中小企业技术创新基金。
3．完善总公司科技奖励机制，加强对技术创新的奖励
在原有中国海油科技成果奖励办法的基础上进行了完善，分为一次性奖励和效益提成奖励。一次性奖励由一等奖（不超过2项）15万元、二等奖（不超过5项）6万元和三等奖（不超过8项）2万元组成。效益提成奖规定可在科技成果产生经济效益后，在税后年净增利润中提成5%～35%用于奖励。
4．奖励专利发明人，努力增加具自主知识产权的专利技术
在新制定的中国海油专利管理实施细则中，对国内发明专利的发明人奖励200～15000元，国外发明专利的发明人奖励300～30000元，实用新型和外观设计奖励50～2000元。
中国海洋石油总公司通过“十五”科技发展计划的实施，随着国家863计划的高科技研究项目和总公司“十五”重点科研项目成果的相继产生，已经初步形成了一批具有自主知识产权的核心技术，这是中国海洋石油高新技术中最具有活力和国际竞争力的核心技术。
“十五”规划确立高新技术发展新目标
答：渤海稠油油田提高采收率技术的研究首先从以下4个方面进行:①砾石充填防砂井生产测井仪的研制;②渤海油田生产过程中的油藏保护技术;③渤海油田超越水驱阶段的深度调剖技术;④海上注聚合物技术。其中海上注聚合物技术为国家863项目,主要是研制速溶、抗盐的复合型和缔合型聚合物。 d.渤海平台抗冰振技术。渤海北部海面在...
注气提高煤层甲烷采收率基础研究
答：我国煤层气开发更是面临着“三低一高”的问题,采用压力衰竭技术进行煤层气开发的采收率非常低,严重制约了我国煤层气产业的发展。开展注气提高煤层甲烷采收率的基础研究,具有重要的现实意义。本文介绍了为提高煤层甲烷采收率所进行的一系列实验研究的成果。包括二元或多元气体等温吸附-解吸实验、注气驱替煤层甲烷实验等,...
石油可采储量增长潜力
答：在常规油田开发中后期,低渗透油田开发早中期,特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期,提高采收率技术手段开始应用和推广,使油田采收率逐步提高,增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。 一般而言,在油气资源的勘探开发过程中,可采储量的增长可划分为三个阶段:在勘探的早期,可采储量的增长主要来自于新区勘探...
调剖和调驱的区别是什么?
答：可以调整注水层段的吸水剖面。堵水是指从油井进行的封堵高渗透层的作业，可减少油井的产水。调驱即调节驱动。将物理和化学手段相结合，尽量封堵水层，打通油层。这样便可以进一步驱出油层中的残余油，并且在地层中形成一面活动的“油墙”，产生“活塞式”驱油作用，以降低油井含水，提高采收率。
油藏工程提高采收率
答：油藏工程提高采收率 油藏工程是一系列的技术手段，旨在实现能够提高油井采收率的目标。油藏工程的相关技术包括勘探技术、钻井技术、完井技术、采油技术、采气技术等等。这些技术的发展，是为了提高采油采气的效率以及减少采油采气对环境造成的损害。勘探技术 勘探技术包括图像分析技术、重力测量技术、电阻率测量...
采收率的时间域分析
答：这种情况一方面是由于美国有十分丰富的天然二氧化碳气源，另一方面，二氧化碳驱的技术得到很快的发展，其成本大幅下降。二氧化碳驱的项目一般可提高采收率8%～15%（地质储量），生产寿命15～20年。化学驱自1986年以来一直呈下降趋势，特别是表面活性驱几乎停止，但应用聚合物调剖仍有很大的发展。在美国已把调剖...
调剖与堵水的区别
答：2不同点：a。调剖，顾名思义就是调整剖面，作业对象是注水井，就是封堵高渗透溪水层段，改变高渗透水驱通道，强制改变水驱方向，提高注入水波及面积，增大扫油效率，最终提高采收率。在技术方法上，与处理半径有关，一般在近井地带，由于压降漏斗效应，要求近井堵塞强度大，远井堵塞强度小，目的就是...
谁能告诉我一次,二次,三次采油的具体内容和相关知识?感激不尽,。。
答：通常把利用油层能量开采石油称为一次采油；向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油称为二次采油；而用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油，称为三次采油。又称提高采收率(EOR)方法。提高石油采收率的方法很多，主要有以下一些：注表面活性剂；注聚合物稠化水；注碱水...
国外老油田靠哪些前沿技术提高采收率
答：因此不断探索新技术、使老油田价值最大化是符合现实需要的选择。如果全球采收率提高1%,就会增加可采储量50多亿吨,相当于全球两年的石油消费量。 老油田开发主要面临五大问题:一是资源接替跟进迟缓,新增储量动用难度大;二是含水率持续升高,地下油水关系复杂;三是套损严重,基础设施老化;四是单井产量低,投资、产量、...
2023技术人员工作总结
答：特别是20__年的注聚效果达到了历史最好水平，有效地缓解了采油厂产量接替不足的矛盾。每次汇报都有新的收获，尤其是在SPE年会上宣读论文，在全国石油学会组织的提高采收率会议上的发言并获得优秀证书，在集团公司的“三次采油发展战略研讨会”和“三次采油技术座谈会”上的发言等，都受到有关领导和专家...
