二氧化碳合成可降解塑料的国内外进展

2010-06-30　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

　　[中国石化新闻网2010年3月24日] 中石化西北油田分公司采油二厂成立于2001年，是集油气开采、集输和处理为一体的石油企业。油区面积2600余平方公里，探明地质储量6.456亿吨，动用地质储量2.7866亿吨，已投入开发的主力区块均为超深层碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，非均质强，具有“两超三高”（超深、超稠、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度）特点。该厂不断依靠科技，打响夺油上产攻坚战。截止2009年累计生产原油2006.72万吨，原油年产量达到415.5万吨，实现了原油日产11950吨，成为中石化第一大采油厂。

潜心研究，实施科技注水

在对前期注水开发工作进行总结分析的基础上继续深化注水认识，进一步完善注水开发技术政策，对储层物性差，注水困难的井进行储层改造持续扩大注水开发规模，不断提高注水开发效果。

2009年，数据分析后发现12口井在钻完井、修井、注水等作业后储层受污染，生产期间供液能力差，产液量低，后期注水困难，同时存在部分井因多轮次注水造成储层污染或地层垮塌，对5口井及时实施酸化改造或处理井筒作业，根据注水井注水前生产情况及注水周期生产效果对比、分析，同时结合储层类型及储集体规模大小，优化注水参数，对于溶洞型储层油井，注水前期采出量大，注水后不含水或微含水的井加大注水量，而对于裂缝型储层油井，注水后含水较高或后期含水较高的井适当控制住水量，注水过程中控制注水压力，分类实施有升有降的注水量调控。根据油井区域地质特征及储集体类型，对前期注水效果变差的井开展潜力分析，采取转抽、深抽、长时间关井压锥或加大注水量等针对性的措施，深挖该类井生产潜力，取得较好效果，2009年共对11个单元13口井实施单元注水，累计注水8.45万立方米，新增单元注水井6口，注水6轮次，注水量3.28万立方米。平均单井周期注采比由年初1.82下降至目前1.46，月增油量由1.1万吨上升至1.7万吨，整体注水效果得到明显改善。

精雕细琢，优化工作制度

通过“水锥风险评价决策系统”对油井水锥风险进行模糊评判，对水锥风险小，见水风险相对较低的自喷井主动优化工作制度提液，取得了一定的增油效果。在日常管理过程中，加强机采井地质特征、生产动态特征、工艺参数的综合分析，根据机采井动态生产情况及工况，对目前工艺参数积极进行调整、优化，达到调参增油的效果。2009年共对14口自喷井实施15井次优化工作制度提液，有效11井次，累增油2300t，减缓自然递减0.08个百分点。共实施机采井调参562井次，有效290井次，增油21630吨，减缓自然递减0.82个百分点。对部分地层能量严重不足或高含水无法正常连续生产井，根据油井液面恢复速度，区域水体能量强弱，油井见水类型，逐渐摸索其合理的开关井时间、开井工作制度，形成一套合理的间开井管理制度，最大限度恢复该类井产量。全年共对全厂68口间开井实施间开生产，其中42口井因高含水间开，26口井因供液不足间开，累计恢复产量29534吨；全年实施捞油4口井12轮次，年恢复产量225吨，两项工作共减缓自然递减1.12个百分点。

果断出击，大胆措施施工 碳酸盐岩缝洞型底水油藏提液与控水的矛盾一直是制约油田高速高效开发的主要矛盾，为此采油二厂一直将提液工作当作一项系统工程来抓，并逐步形成了一套碳酸盐岩缝洞型底水油藏提液技术思路。对供液能力差、水体能量一般、生产效果差的油井实施深抽；对投产效果差井实施转抽评价。在总结前期堵水成功经验的基础上，加强综合地质研究、生产动态特征分析以及产液剖面测试资料的有机结合，细致论证储集体特征，油层、井筒、水体连通状况，剩余油分布情况，根据储层特征的不同，不断改进堵水方法和堵水工艺，引进新的堵水堵剂，分别采用水泥堵水、化学堵水、化学与水泥复合堵水，堵水增油效果明显提高。2009年共实施下电泵提液5井次，累计增油26365吨，平均单井增油5723吨。实施深抽22井次，其中11井次增油效果明显，单井增油量大于1000吨，深抽累计增油27470吨，平均单井增油1249吨。 反复论证深挖油井潜力 加强综合地质研究、生产动态特征分析以及产液剖面测试资料的有机结合，细致论证储集体特征，油层、井筒、水体连通状况，剩余油分布情况，根据储层特征的不同，不断改进堵水方法和堵水工艺，引进新的堵水堵剂，分别采用水泥堵水、化学堵水、化学与水泥复合堵水，堵水增油效果明显提高。对供液明显改善，含水突升存在套漏可能性井进行套管找漏、堵漏，TK646CH井前期低含水供液不足间开，出现供液充足、液面稳定，含水100%，9月份修井测试证实套管漏失，挤堵后下CYB-32TH管式泵到3500米深抽，增油326吨。对已确定井底坍塌或根据生产特征判断可能存在井底砂埋的油井进行处理井筒释放油井产能。TK729井位于七区T7-607单元，邻井均供液充足，单井累产均高于10万吨，该井生产供液不足，注水困难，前期井底坍塌下5"筛管固井，综合判断井底砂埋。经过对储层酸化后下机抽管柱完井，投产后初期日产油75吨，目前已累增油9519吨。p;美国Cornell大学研究人员首次发现一种方法，利用可再生资源和CO₂可制取塑料。直至迄今，使用CO₂为原材料制取聚合物，还需使用石油衍生物如环氧丙烷或环氧环己烷。而新的聚合物ᘲᖯ
中石油付家庙气田采出率升至93.7% 　　[中国能源报2010年3月22日] 3月15日，从中国石油西南油气田公司在四川省蜀南气矿江安作业区已开发了45年的付家庙气田传出喜讯：在没钻一口新井的情况下，该气田天然气探明储量的采出率达到93.7%，这比2002年88.89%的采出率提高近5个百分点。该公司与气田打了一辈子交道的高级工程师王园森说：“西南油气田公司探明储量采出程度提高1%，就相当于发现一个中型气田并实现规模开发。付家庙气田5个百分点采收率的提高充分折射出西南油气田公司挖掘老气田潜力、稳定单井产量、提高采收率的普遍性，极具代表意义。” 　　三个经典瞬间：5分钟、5坛泡菜、5桶纯净水 　　提高采收率，榨干吃尽已发现的储量，永远是气田开发大军极力追逐的理想。常年驻扎在井站的采输气工，正是这支大军的前沿士兵。　　2月11日凌晨3时，付22井站因为停电突然一片漆黑。当班员工周强抓起电筒，冲出值班室，娴熟地完成了一系列发电、倒换采输气流程，最终确保了气井生产不受任何影响，而这总共只用了5分钟不到。班长胡兴余非常自豪地说：“我们必须在5分钟内完成这些操作，否则气井就会‘休克’，我们全部员工都有这个本领。”更让他自豪地是，春节大假期间，付22井站每天停电3次以上，但是仍然保持了正常产气。　　“做技术的权威，劳动的权威，还要做生活的权威”是付1井站甲班班长郭梁柱的信条。他不无幽默地说：“按照‘管住男人的心，先管好男人的胃’推理，吃饭是第一要务，我希望7名员工以井站为家，所以就拿出看家本领腌制了5坛泡菜，春节期间将饭菜搞得很‘香’。”再辅之“工种轮换”与班长“打补丁”，所以“生产很顺人意”。　　3月5日，付31井站当班员工赵春林向江安作业区调度室报告，“再送十桶水”。调度人员十分惊讶，“前天才送5桶纯净水，这么快就喝完了？”原来川南春旱，供应生产用水的水井干涸，五桶纯净水全都用于配制起泡液剂、消泡剂保生产了。　　三种工艺组合：泡排、气举、增压 　　随着气田开采时间延长，气井压力降低，产量降低也在所难免。可是，气井压力低于某一极限时，产出的天然气就不能把井内的水完全携带出井口，气井就会“不正常”生产，甚至被“淹死”，而没有日产量，提高采收率也就无从谈起。　　泡沫排水简称“泡排”，起泡装置、消泡装置是实施泡沫排水的关键设备。起泡剂按一定配方与清洁水混和，注入气井，与井内的气、水一起流动“搅拌”，生成大量泡沫，改变流态，降低密度，有效地把水带到地面，从而保持气井正常生产、多采气。通常，气井产水后，首先要通过“泡排”采气，阶段性促进产量稳定、连续生产。之后，实施“泡排+气举”采气（“气举”就是注高压天然气到井内，既增加携带水的气量，又利用气体膨胀降低气、水的混和密度，从而保持气井正常生产。），再就是应用“气举+泡排+增压”采气（增压是低压天然气变成高压天然气的过程）最终确保生产。　　2002年至今，付家庙气田泡排采气约2700万立方米、气举采气约4000万立方米；“泡排+增压”采气约1.4亿立方米；“气举+泡排+增压”采气约1.28亿立方米。　　三个重要参数：井口压力、排出水量、日产气量 　　在付家庙气田，气井都是“组合工艺”采气。这些已运行了多年的气井现在都成了“危重病人”，所以需要技术人员和采气工对其进行“特级护理”。　　如果说要使各气井保持正常产气是共性，那么，对不同气井开发的三个重要参数——井口压力、排出水量和日产气量的自由组合采气展示的则是个性。　　最“娇气”的是停产11年后复活的付22井，这口井每天要“吐出”天然气约2万立方米、水80立方米。但是泡排、气举、增压缺一不可，必须连续加起泡剂、消泡剂，而县城输气压力一定要保持在1-1.3兆帕之间才能达到生产目标。　　付7井十分“搞笑”。与之相连的管网压力低于0.8兆帕，才能开井产气，否则就要“吞进”管网的天然气。因此，要随时监测管网压力以调节气压。　　共用一套采气设备、包括付11井在内的3口挖潜井若全部开井，日产气约1.8万立方米。如今，在对井口压力、日产水量、日产气量三个参数的合理协调下，三口井中的两口井轮流“上班”，日产气可增至2万立方米。　　三个认识突破：储量增长论、潜力存在论、废井相对论 　　2008年6月，西南油气田公司蜀南气矿组织完成了《付5井裂缝系统挖潜论证方案》，规定：“增加‘低渗空间补给储量’6.58亿立方米”。在外界看来，对这口已运行了多年的井而言无疑是一大挑战。而蜀南气矿主要负责人却很乐观，他说：“储层‘高渗空间’压力下降后，‘低渗空间’的天然气就主动向气井靠拢，储量自然就会增加。”这也就是所谓的“低渗空间补给储量”。若补给量与产气量相当，气井长期稳产就大有希望。　　如今，在“储量增长论、潜力存在论、废井相对论”三种理论认识的支持下，付15、付18等井报废停产多年后恢复了产气；付5井裂缝系统更是“得意之作”，工作人员坚持“低排高采”：从该裂缝系统地质构造低部位的报废气井排水采气，并确保高部位的气井纯产气，现在付5井已成为付家届气田的“顶梁柱”，目前日产气6万立方米。　　八年间，付家庙气田年产气量从0.28亿立方米增至0.45亿立方米，共产气3.35亿立方米。　　储量还会增加吗？潜力还会存在吗？采收率还会提高吗？西南油气田公司十分自信：一定。眀到8小时以内，8小时内催化剂活性达到50克聚合物/克催化剂，是此前世界最高水平的4倍。同时，在二氧化碳共聚合催化体系、聚合方ᄲჁ 　　[中国石油报2010年3月29日] 从人们耳熟能详的“油田生产经营”到现在的“经营油田”，这不仅是语序的变换，而且是华北油田勘探开发系统转变发展方式的直接体现。　　近年来，华北油田公司在“经营油田”方面进行了有益实践。截至去年年底，这个公司连续10年实现资源替换率大于1。2000年，华北油田公司成立时三级储量仅为6340万吨，而“十一五”期间油田三级储量年均亿吨以上，而进尺却相对减少，成本较大幅度下降。　　同样，油气开发在“经营油田”上更是受益匪浅。2004年以来，华北油田原油产量连续5年保持增长，油田递减连续6年放缓，油田平均抽油机井系统效率从19.7%提高到27.2%，生产用电量降幅达43%，每年仅集输系统运行费用减少1.5亿元。　　这组数字的背后是华北油田公司由储量效益和产量效益向效益储量、效益产量的可喜转变。　　华北油田公司有关领导告诉记者，经过35年的深度开发，找到一吨油和产出一吨油，现在付出的代价要比过去大得多，成本要高出很多倍。如果不在“经营油田”上有所作为，有所突破，那么来之不易的经济效益将在粗放管理中消失殆尽。“经营油田”对华北油田来说,已成为一个带有战略性、根本性、决定性的问题。尽管华北油田近年来创效创利、投资回报一直保持在集团公司前列，荣获河北省最具影响力企业和河北省管理优胜企业称号，但华北油田油气当量和经济总量偏小、发展速度较慢的基本情况没有改变。基于此，公司从经济增量的研究上选择自己的生存空间和经营方式，切实推进经济增长方式的根本转变。　　围绕“经营油田”，华北油田实施勘探开发评价一体化，把握整体系统与精细量化两个关键，全面优化勘探开发整体运行，最大程度发现规模储量，最大限度挖掘资源潜力，逐步实现低风险高效率、低投入高产出、低成本高效益的良性循环。在勘探开发中，这个公司坚持以经济效益为中心，在计划安排、生产运行各环节，决不干不管投入高低，只讲储量、产量这样“花钱赚吆喝”的买卖。　　华北油田聚焦油气勘探“三凹一区两领域”，搞好科学论证，精细勘探，尽可能用最少的投入拿到更多的储量，集中力量勘探有效益的目标，油藏研究、圈闭落实、井位标定、钻探试油等环节环环紧扣，精雕细刻，力求不多做1公里无效地震测线，不多打1米无效进尺，不多下1根无效套管，年初以来油气勘探取得可喜进展。　　3月8日，华北油田虎16x井试油见到良好油气显示，揭示了饶阳凹陷南部潜山油气藏良好的勘探前景，打开了孙虎构造带找油新局面。此前，虎8井试油获高产工业油流，标志着油田在饶阳凹陷老区新带、新领域取得的又一次潜山勘探突破。虎8井成功后，公司在其西侧重新落实了虎19圈闭，钻探的虎19井获高产工业油流，成为油田勘探的又一亮点。　　产量递减是老油田开发中必然出现的一个难题。为应对被动局面，华北油田选择最佳开采方式，在精细管理上下工夫，如采油三厂河间油田对正常井实施“养颜术”，对不正常井实施“拯救术”，对潜力井实施“进补术”，摸透每一口油井的“脾气”，对油井“疼爱”备至，“呵护”有加，达到老油田经济有效开发的最佳方式和最高层次。今年年初以来，华北油田综合动用多种技术手段对症下药，把工夫下在稳定并提高单井产量上，力争把油田单井日产量从2.9吨提高到3.1吨。　　采油一厂任南作业区以稳定提高单井产量“牛鼻子”工程为主线，深化“一井一法”精细管理，深挖油井地下、井筒和地面潜能，对关停的70多口“死井”全面梳理，对具有潜力的单井制定有效措施，使其中4口已生产30多年的低效老井重新焕发生机，增油5000余吨。　　提高采收率是华北油田“经营油田”的一个主攻方向。据统计，如果采收率提高一个百分点，就相当于一年增加上千万吨的可采储量。科技人员把提高采收率作为提升经济发展质量的突破口，已开发20多年的采油五厂荆丘油田采收率提高4个百分点，等于两年内增加了30万吨的可采储量，进而实现了高效开发，被中国石油股份公司评为“高效开发油田”。　　华北油田持续深化精细管理，把每一个生产环节，每一个工作层面，每一道工作程序都涵盖在科学管理系统有效控制之下，让企业每个环节上的效益、效率潜能得到最大程度释放。　　在“经营油田”上着力，华北油田正以新的认识、新的部署、新的实践、新的力度，不断推动企业实现新的发展。氀酯（PU）泡沫塑料技术，通过由国家环保总局组织的鉴定。这种产品作为缓冲包装材料，废弃后可完全生物降解。该项ᄲၩ [中国石化新闻网2010年4月28日] 今年以来，雅克拉采气厂加大增储上产力度，针对凝析气藏开发中的诸多难题，坚持科技创新，大力推广运用新工艺、新技术，形成了凝析气藏开发10大配套新技术，使科技成果应用率超过了90%，确保油气产量不断提高。这10大凝析气藏开发配套新技术是：均衡开发调整技术。该厂建立了“凝析气藏均衡开发理论”，从“区块、层间、层内、时间”四个均衡角度进行开发调整，根据气藏储量情况，对开采井网过密、开采强度大的气藏，进行井网优化、在三套层间调整，降低单气藏的开采强度，延缓气藏递减，确保了凝析气藏的高效开发。小层划分识别技术。针对因储层非均质性强引起的压力、产量下降快、边底水不活跃的气藏，主要进行小层的细分后进行补孔作业，完善射孔，提高了储层动用程度，提高了气井产量。在新井投产、措施作业的时候有意识地增加储层射开程度。通过增加动用程度，减少死气区。因此进一步细分层系，深化储层非均质性认识，是进行层内均衡开发挖潜的前提。三维地质建模技术。利用地震精细解释、建立地质模型。定量描述了储集砂体的大小、几何形态及其三维空间的分布，储层参数在三维空间上的变化和分布规律，为高效开发凝析气田奠定了地质基础。在构造认识，小层对比的基础上，利用三维地质建模技术定量刻画了储层参数、流体在三维空间上的展布。应用高分辨率层序地层学技术，深化了对隔夹层展布认识，地质认识工作得到深化。数值模拟技术。在三维地质建模的基础上，对凝析气藏各单井、区块的生产数据进行历史拟合，建立各气藏的的数值预测模型，对各气井未来的生产特征进行预测，指导生产调整，取得良好效果，降低含水5个百分点，延缓递减产量0.7万吨。不关井试井技术。不关井试井在测试时不需要关井，因此减少产量损失，缓解了供气矛盾；减少或避免井底积液造成的井底周围地层的液锁，最大限度地减少了对气井产能的影响；能够取得与常规地层测试同样有效的压力及其它地层各参数。气井优化配产技术。开展了流体相态研究，认清了油气藏类型，确定了不同类型凝析气藏的开发方式。在认识凝析气藏反凝析规律基础上，建立了雅克拉和大涝坝凝析气藏的油气水三相产能方程，提高了产能预测水平。通过对反凝析规律的摸索，以凝析气藏“三区”理论为依据，研究认识了凝析气藏反凝析规律。特别是对“液锁”现象进行了理论上的探讨和研究。预测出：不同时期的地层压力、凝析油饱和度剖面和产能预测曲线，优化出不同生产时期的合理工作制度，有效的指导大涝坝气藏的开发。常规二项式产能方程：QAOF=141.05(104m3/d)；油气水三相产能方程：QAOF=108.133(104m3/d)。水侵识别和控水技术。通过氯根含量、产气量、产液量、压力等参数判断水侵情况，并通过缩嘴压锥、调整产层、控制采速等手段，较有效的控制了水侵，2008年至2009年主力区块含水率都在15%以下。井下节流技术。使用井下节流工艺将地面节流过程转移至井筒之中，既可利用地层热能对节流后的低温天然气进行加热，降低水合物生成温度，防止形成水合物堵塞，同时提高采气集输系统安全性，还可以达到节约地面管式水套炉设备和天然气消耗，降低生产运行成本的作用。储层保护技术。通过薄片观察、X-衍射、敏感性试验和入井液伤害试验等，对修完井液进行筛选和评价（筛选出了新型ADG077修完井液），找到了密度范围广、腐蚀度低、不易结垢、降滤失和储层保护等多种优点的修完井液。凝析气藏注水保压开发技术。针对衰竭式开发凝析气藏地层能量下降问题，技术人员大胆实践，进行了注水保压开发试验。通过项目攻关，一方面解决了实际生产瓶颈问题，另一方面更重要的是通过项目合作培养一批专业技术人才，并形成了一套凝析气藏从地质到工艺较为完善的开发技术体系，科研项目优良率达到100%。嘀，他们分别计划于2009年、2008年以及2010年开始实施聚合物驱。从计划项目的经营公司和技术类型可见，美国仍然是未来EOR项目的积极倡导者和实施者。未来最具有发展前景的EOR项目是CO2混相ଲଥ [中国石化新闻网2010年7月20日] 7月16日，经过二十多个小时的不懈努力，胜利油建公司桩西平台项目部克服暴雨侵袭，在桩西海工建造基地顺利完成了胜利作业五号平台最后一道重要工序——升降试验，成功将平台整体升至58米高度。胜利作业五号平台成为中石化系统内自行建造完成的第一座自升式移动平台，这标志着胜利油田及中石化施工企业在自升式平台建造领域取得了重大突破，这将为胜利油田渤海湾海区海上油田开发建设提供强力支撑。胜利作业五号平台投入使用后，将满足渤海湾水深5～25米范围内油井的修井作业，随着后续平台的施工建造，将极大缓解胜利油田浅海区域内的开发建设产能不足的局面。胜利油建公司于2009年成功建造中海油161自升式液压升降平台，为齿轮齿条升降式作业平台建造积累了丰富的施工经验和完善的技术储备。胜利作业五号平台是先进的三腿齿轮齿条升降式作业平台。全平台结构钢材重量2281吨，由平台主体、桩腿、升降系统三部分组成。2009年10月份平台主体开始施工制造，由于工程量大、施工工期短，设计采购周期紧张，给负责承建的桩西平台建造项目部带来了巨大困难，针对平台装备构件众多、专业穿插量大及平台管网工艺复杂的特点，项目部首次采用了立体分段的施工工艺，打破了以往只能大铺底整体组装的施工工艺，加深了预制深度，加快了施工进度。项目部采用先进的P3管理软件，将进度管理和质量安全全部纳入到项目的体系运行，确定了400多个进度控制节点，开展了“大干三十天，确保主体达到下水条件”的施工竞赛，将任务层层落实到具体负责人，保证每一个节点的如期完成。400多名参战职工分布在各个舱室内，框架结构、工艺管线、设备厂家、电气安装等不同行业同时展开施工。在一个8米长、6米宽的小泵舱内，最多时有18人在同时施工，各工种交叉作业。平台项目部按照国际标准，设立了严格的质量管理制度，在较短的工期内，有效保证了平台的质量水平。平台悬臂梁是整个修井系统的支撑构件，平台到达作业海域后，长23米，高3.2米的悬臂梁要将修井系统完全伸出。为攻克这一重要难点，项目部精益求精，采用机加工的标准，精选焊接设备和作业人员，将整个直线度控制在2毫米，有效保证了悬臂梁带着修井系统流畅滑移。在平台升降试验中，作业五号平台的制作精度同样经受住了考验。作业五号平台有三根高60米，直径2.7米的圆柱形桩腿，桩腿两侧附有齿条。为确保升降流畅，平台围阱区升降系统与桩腿齿条配合公差要求十分严格，间隙仅为3～6毫米。在围阱区、桩腿和齿条的安装焊接中，根据构件形状合理确定焊接顺序，灵活运用小电流、分段退焊、对称焊的焊接方法，有效控制了焊接变形，提高了精度。在平台升降至58米高度时，桩腿没有任何剐蹭和应力阻力的阻碍，受到了业主和CCS的赞扬。据悉，作业五号平台将于近期正式移泊至海上投入使用。;&nӓp;另外，由于气源问题，我国气驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。在微生物驱油技术方面，主要开展室内研究和矿场试验。自1996年起，我国石油三次采油产量上升很快。1996年为359万吨，2000年达到1050万吨。此后，产量连续7年保持在1000万吨以上。近年来，中国石化三次采油产量也稳步上升，2000—2007年，热力驱增油量由165万吨增至364万吨，化学驱增油量由147万吨增至179万吨。我国在三次采油提高采收率技术方面急需解决的问题：一是加强提高采收率新技术的基础理论研究。主要课题包括改善注水采油技术提高采收率机理研究、化学驱油技术科学基础研究、油气藏流体变组分及变相态开发原理研究、稠油开采新技术科学基础研究、微生物驱油技术科学原理研究。二是开发新型提高采收率驱替剂目前剩余储量大都集中在高含水、低渗透、稠油、高温高盐油藏、非均质极强的碳酸盐岩缝洞油藏等开采难度较大的地方，现有驱替剂已无法满足进一步提高采收率需求。三是开发高效提高采收率的集成技术针对复杂的油藏，每一项提高采收率技术都有其应用的局限性，结合不同技术的优势，研究高效集成技术，是提高采收率又一个新的发展方向。 Ӑ℺℟ [中国石化新闻网2010年3月30日] 三次采油(EOR)技术是一项能够利用物理、化学和生物等新技术提高原油采收率的重要油田开发技术。在过去数十年内，美国、加拿大和委内瑞拉等石油大国都把如何提高原油采油率作为研究工作的重点目标。随着社会经济持续快速增长，我国对油气需求量也不断增加。因此，运用三次采油技术来提高原油采收率，是减缓我国多数油田产量递减速度、维持原油稳产的战略需要。 世界三次采油发展现状 目前，世界上已形成三次采油的四大技术系列，即化学驱、气驱、热力驱和微生物驱。其中化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等；气驱包括CO2混相/非混相驱、氮气驱、烃类气驱和烟道气驱等；热力驱包括蒸汽吞吐、热水驱、蒸汽驱和火烧油层等；微生物驱包括微生物调剖或微生物驱油等。四大三次采油技术中，有的已形成工业化应用，有的正在开展先导性矿场试验，还有的还处于理论研究之中。运用三次采油技术来提高采收率，是减缓我国多数油田产量递减速度、保持原油稳产的战略需要。 化学驱 自20世纪80年代美国化学驱达到高峰以后的近20多年内，化学驱在美国运用越来越少，但在中国却得到了成功应用。中国化学驱技术已代表世界先进水平，其中，聚合物驱技术于1996年形成工业化应用；“十五”期间大庆油田形成了以烷基苯磺酸盐为主剂的“碱+聚合物+表面活性剂”二元复合驱技术，胜利油田形成“聚合物+表面活性剂”的无碱二元复合驱技术；目前，已开展“碱+聚合物+表面活性剂+天然气”泡沫复合驱室内研究和矿场试验。 热力驱 最早于20世纪50年代运用于委内瑞拉稠油开采的热力驱技术为蒸汽吞吐，因蒸汽吞吐技术伴随着吞吐效果逐渐降低的实际情况，蒸汽驱和火烧油层成为主要接替方法。目前蒸汽驱技术已成为世界上大规模工业化应用的热采技术。为了提高热效应，国外近年来开发的稠油开采先进技术有水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)和电磁波热采技术。SAGD已成为国际开发超稠油的一项成熟技术，而电磁波热采技术被认为是未

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