（三）

油藏在一次采油、二次采油之后，仍然有60%～70%的原油被“束缚”在地层中成为“残余油”，这么多“残余油”躺在地下睡大觉拿不出来，实在是太可惜了。于是，石油工程师们又想出了一个奇招，就是在二次采油基础上，通过注入井向油藏里注入各种化学药剂。与二次采油最大的不同是，这些注入的化学药剂在油藏中原本不存在，它们通过物理变化、化学变化来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，以此来进一步提高原油采掘量，这种方式专业上称之为三次采油，也称之为提高采收率方法。这就好比医生给病人开药治病一样，药到病除。这种方式是“解放”束缚在孔道中的残余油的法宝之一，通常可以多采出5%～20%原始原油地质储量。

目前的三次采油中，矿场普遍应用的是“化学驱”方式。简单地讲，是把化学药剂注入油层中让油藏吃“药”，从而让更多的残余油动起来，被采出来。

大家知道，原油一般比水稠。因此，在同样的外力推动下，原油要比地层水跑得慢。但是，石油工人们希望地层水“跑”得慢，在“跑”的时候，能很好地推动原油运动到井底。如果地层很均质，孔洞大小差不多，渗透能力差不多，水对油的推动效果就比较好。实际上，在二次采油中，用水来驱赶地层原油时由于油水黏度的差异容易出现“指进”现象，也就是注入的水像“手指”一样参差不齐地推进，结果是油井很快产出水，长时间油水同时产出，严重时，油井被水淹，几乎只产水，不产油。如果地层中广泛存在裂缝时这种现象更严重。此外，如果地层中有诸如裂缝、优势通道等的“高速公路”，又会怎么样呢？很明显，水会沿着“高速公路”狂奔而快速到达井底，这种现象称之为“水窜”，实际上是一种水患、水害。一旦发生水窜，后果非常可怕，会导致油井大量产水甚至水淹而被迫停产。注气也会发生类似现象。

因此，石油工程师们想方设法要控制这种水害。其中一种比较有效的方法是往油藏中注入化学药剂来增加水的黏度，让水变得稠点，跑得慢一点，并且让它分散进入更多流动通道中，能在更大范围内“驱”油到井里。此外，类似我们日常生活中用洗洁精洗碗，注入化学药剂的另外一个目的就是让原油挣脱岩石的“束缚”，离开岩石表面成为“自由”流动的油并在水的推动下流向井筒，这就是化学驱油方法的思路。化学驱油就是通过注入一些化学药剂，例如碱、表面活性剂，增加地层水的黏度，降低地层中水的流动能力，减少水与油在流动能力之间的差距，同时降低岩石对原油的“束缚”能力，使变“稠”后的水进入更多的孔道，以此达到增加“驱”油面积、提高“驱”油效率的目的。

这种方式对水驱之后“滞留”在孔道中的“残余油”开采十分有效，因此，我们国家三次采油的主要方向是化学驱油方法。根据所使用化学物质的不同，化学驱油方式很多，目前主要有聚合物驱油、表面活性剂驱油、碱驱油等。不同方式，用的药不同，蕴含的机理不同，但目的都是在二次采油基础上进一步提高产量。

目前，微生物采油技术也是国内外一项科技含量高的三次采油技术。不同于化学驱油方法，微生物采油是从地面将微生物及其营养源注入地下油层，使微生物在油层中生息繁殖，一方面改善原油物性，提高原油的流动性，一方面利用微生物在油层中生长代谢产生的气体、生物表面活性物质、有机酸、聚合物等物质来提高原油采掘量。这种方式成本低、效果好、无污染，越来越受到人们广泛的重视。

一次采油、二次采油、三次采油主要用于黏度低、易于流动的稀油的采掘，对于地层中稠油这些方法可行吗？

直观对比可以看到，稀油一般可以像水一样流动，而稠油却很难流动，这是稠油黏度高造成的；有的稠油黏度极高，就像“黑泥”一样，甚至可以用铁锹铲起，可以直接用手抓起来。可见，稠油的流动性极差，而如此黏稠的流体，自然很难在地层中极其狭小的孔隙内流动。不难想象，一次、二次、三次采油的方法难以有效地让稠油“动”起来，尤其是超稠油、特稠油或沥青等。有什么办法可以让难流“动”、流不“动”的稠油动起来呢？石油工程师们在实践探索中找到了一种行之有效的方法，就是往这类油藏地层中注入热能，例如通过蒸汽、热水等来加热地层，降低原油的黏度，让稠油变“稀”，流动起来，以此提高原油的采掘量，这种方式称之为热力采油方法。这一灵感源于原油的黏度及流动性能对温度变化的敏感性，这一点与我们生活中常见的食用猪油、蜂蜜类似。秋冬季节随着气温的降低，可以发现猪油、蜂蜜明显变稠，甚至变得像固体一样，但夏天时蜂蜜就会变得很稀，将猪油倒入热锅中时，会发现随着油温的升高，油逐渐变稀且非常易于流动。加热油藏的方式有很多，目前在现场常用的有注热水、注蒸汽、油层就地燃烧、电磁加热等方法。根据不同的加热方式，也形成了各种各样的热力采油方法，例如热水驱、蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等。

一次采油、二次采油、三次采油主要是针对油藏开采发展起来的。由于原油和天然气物性的差异，气藏与油藏的开发方式有很大的不同。目前，气藏的开采方式有气体膨胀驱、水驱。

气体膨胀驱或气驱，主要针对干气藏，依靠气体膨胀驱动来采出气体，一次开采可以采出高达90%左右的原始天然气地质储量。究其根本，也就是靠天然能量衰竭开发。

水驱，主要针对有边水、底水的气藏，与存在边水、底水的油藏的水驱类似，可分为弹性水驱气藏和刚性水驱气藏。弹性水驱气藏以气驱为主，水体区域一般较小，能量较弱，具有封闭性。刚性水驱气藏以水驱为主，此时气藏边水、底水与气藏圈闭以外的地层水或与地面天然水域有联系，水体区域很大，为无限水体。例如加拿大海狸河气田泥盆系的气藏。对于边水、底水气藏，一般只能开采出30%～50%的原始天然气储量。水驱没有膨胀气驱的采收率高。

凝析气藏是一种特殊的气藏，是介于油藏和气藏之间的一种特殊气藏。虽然凝析气藏也产油，称之为凝析油。但在气藏原始温度压力条件下，凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，伴生的气体在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏在开采过程中很少产凝析油。凝析气藏开发方式与干气藏开发方式有很大区别。对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，还要防止在地层压力下降时出现凝析油析出从而导致损失。因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，目前其开发方式主要有两种：衰竭开发和保持地层压力开发。对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，衰竭开发费用较低，是可取的。保持地层压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达到原始凝析油储量的30%～60%。这种方式和原油“二次采油”方式原理相同，通过向地层中注入水或气体，气体可以是干气、氮气或氮气与天然气的混合物，也可以是空气或二氧化碳。注干气通常是将气田本身产出的天然气经过凝析油回收和处理后，再回注到气藏。注水一般是针对缝洞型气藏采用水、气交替注入或同时注入，目的是改善注气时气体的波及体积，防止气窜。采用保持压力的方式需要大量的投资，要购置压缩机，而且在相当长时间内无法利用天然气。有的凝析气藏产出的气量少，不能满足回注的气量，还需要从附近的气田购买天然气。因而，有无供气气源也是决定采取什么方式保持压力的重要因素。

作者：张烈辉

来源: 石油知识