复杂油气藏压裂酸化技术

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复杂油气藏压裂酸化技术1 主要内容一、特点与难点二、技术发展与创新三、存在问题及建议※堵老缝压新缝重复压裂技术※提高采收率新技术(自生CO2、内源微生物、MaDG、自生泡沫技术)※微生物催化产出污水为活性水回注技术2 一、特点与难点压裂酸化是油气田开发的主导工艺技术，为我国老油气田的挖潜和新油气田的开发做出了卓越贡献。我国已投入开发的低渗透油气田储量占总动用储量的1/3以上，这些油气田大多数处于低产低效状态，而未动用油气地质储量中的低渗透储量占的比例更大。已投入开发的低渗透油气田如何进一步提高开发效果，未动用的低渗透储量如何尽快高效地投入开发，压裂酸化技术起着不可代替的作用。3 一、特点与难点同时，近年来压裂酸化技术的进展已从一般意义的单井增产发展到油气藏整体压裂开发、已逐渐将传统的压裂酸化技术仅作为低渗透油气田增产改造技术发展提高至中高渗油气田也成为压裂酸化开发改造的对象。另外，在新油气区、新油气储量的发现越来越困难的今天，老油气田老油气区如何增产挖潜和进一步提高采收率，压裂酸化技术起着十分关键的作用。4 一、特点与难点依靠压裂酸化技术高效开发低渗透油气田、整体改造开发中高渗油气田、以及对老油气田进一步增产挖潜和进一步提高采收率对保持我国石油工业持续稳定发展和保证我国石油安全具有十分重要的现实意义。5 一、特点与难点我国油气田类型复杂多样，具有世界级开发难度的油气田很多，特别是“九五”以来，随着油气勘探开发的不断深入，压裂酸化的工作对象越来越复杂，高温/超高温、深层/超深层、复杂岩性储层、复杂流体储层、缝洞和裂缝储层、高含硫储层、异常破裂压力储层、中高含水老油田、低压低渗油气藏等复杂油气藏、水平井、大位移井等复杂结构井压裂酸化改造的技术难度越来越大。6 近年来发现或开发并且压裂酸化技术作为主要投产开发手段的典型油气藏包括：1.复杂岩性油气藏储层岩性属于陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物各以一定比例均衡存在；或某一类矿物与其它两类矿物总量之和比例相对均衡；与碳酸盐岩单纯占优，或碎屑岩单纯占优不同。7 最典型的复杂岩性油气藏是玉门酒西盆地白垩系青西油田，青西油田的发现彻底扭转了玉门油田长期无大的储量接替和产量接替的被动局面，实现了玉门油田的扭亏脱困，使老油田重新焕发了青春。8 青西油田窿8井全岩分析结果如下：9 陆源碎屑岩、碳酸盐岩、粘土矿物基本各占1/3，该油田是中石油产能建设的重点区块，也是玉门油田再创辉煌的希望所在，必须采取改造才能正常投产。该类油藏的改造难点是：这类储层导致加砂压裂和酸压的低效性和无效性。碳酸盐岩含量低、酸溶性矿物不连续分布使酸蚀裂缝壁面产生均匀的低强度刻蚀；高含量的粘土矿物使压裂过程中的水敏、碱敏和支撑剂嵌入引起二次伤害和裂缝闭合失效。10 2.高温/超高温、深层/超深层异常高压、低孔低渗油气藏典型油气区有：准噶尔盆地侏罗系高温深层异常高压碎屑岩探区，该探区是2001年中石化成立西部新区勘探指挥部，进军西部戈壁大漠、加快西部新区油气资源勘探的重点区域。如成1井测试结果如下：成1井测试结果井深，米测试压力/井深温度,℃压力系数5036.5～5056.592.3/5008126.41.845087.9～5099.086.49/5041126.91.725323.0～5328.589.61/5270134.01.7011 为塔西南勘探开发公司原油上产奠定了资源基础的柯深101井，压力系数达2.0，温度高达135℃；千米桥潜山超高温深层凝析气藏，井深4500-5700米，温度150-180℃。这类油气藏改造难点是：没有满足超高温和超深井的低伤害、低摩阻、高密度要求的压裂酸化工作液体系。难以形成宽裂缝、不能解决砂堵和支撑剂破碎而导致支撑裂缝失效的问题。对于碳酸盐岩高温储层酸压时，一般酸液的酸岩反应速度快、导致酸蚀作用距离短。地层压不开、酸液注不进。12 3.低压低渗油气藏典型的低压低渗油气藏有：苏里格气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数0.8~0.9MPa/100m,渗透率0.5×10-3~3.0×10-3um2大牛地气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数0.67~0.98MPa/100m,渗透率0.3×10-3~0.9×10-3um2红台区块小草湖洼陷气藏，压力系数0.63~0.84MPa/100m,渗透率1.0×10-3~5.0×10-3um2老君庙M油藏，压力系数0.9~1.0MPa/100m13 3.低压低渗油气藏这类油气藏普遍具有低压、低渗、低产、低丰度的特点，压裂改造是实现高效开发(经济开发)的关键。改造难点：压裂液体系水体滤入气层产生水锁，水体表面张力越大，热力学水锁效应越显著；油气藏越致密，压力系数越低，动力学水锁效应越显著。从而形成严重的水相圈闭损害，大大降低改造效果或导致改造无效。14 4.凝析气藏典型的凝析气藏：塔里木盆地的迪那凝析气田、中原油田白庙深层凝析气藏。迪那凝析气田是继克拉2气田后在塔里木发现的第二个地质储量上千亿方的大气田，是我国目前最大的凝析气田。建成后将年产天然气51亿立方米，是西气东输的第二个主供气田，奠定了塔里木气区在西气东输中的主要气源地位。15 迪那凝析气田平均孔隙度4~10%，平均渗透率0.1×10-3-1.5×10-3um2。气藏中部地层温度135~141℃，中部地层压力106MPa，压力系数2.14~2.29。超深异常高压凝析气井钻采工艺配套技术难度极大，也给压裂酸化增产改造带来了新的挑战。白庙凝析气田平均渗透率0.11×10-3~0.92×10-3um-2，埋深3600~4000m，地层压力51~70MPa，凝析油含量400~1000g/m3，为高含凝析油的凝析气藏。16 4.凝析气藏凝析气藏压裂与干气气藏压裂有显著区别，主要表现在凝析气藏压裂后在井筒和压裂裂缝周围有大量的凝析油析出并饱和地层而产生凝析油环，对储层产生严重伤害，大大降低天然气产量。如何有效降低凝析油(液)环是凝析气藏压裂改造的关键和难点。特别是含蜡凝析气藏在析蜡点和露点压力下发生凝析相变，蜡、油、气将会发生相间传质现象，渗流规律更为复杂。国内外对凝析气藏水力压裂改造没有进行专门的系统研究，仍采用常规油气藏的设计计算与工艺方法。17 5.高含硫高CO2气藏典型气藏有：普光气田、建南气田和曾经发生了“12.23”井喷特大事故的罗家寨气田。气田名称产层甲烷(％)CO2H2S(%)建南气田罗家寨气田普光气田长兴组飞仙关组飞仙关组85.8975.2977.969.305.449.14.0510.4912.618 罗家寨气田以580亿立方米的探明储量改写了盆地内中石油最大整装天然气田的记录，该气田的发现为实现“川气出川”奠定了新的坚实基础。2004年，中国石化南方勘探开发分公司在川东北的宣汉县境内发现了普光特大气田，在近6000米的海相飞仙关组首批获得1144亿立方米探明储量，是目前四川盆地最大的整装气田。普光气田的发现点燃了南方海相勘探的希望之光，也为我国油气资源勘探开辟了新的领域。19 硫化氢的剧毒性给高含硫气田的开发带来较大难度，在钻、采、集、输、处理整个流程中,均要重视安全，使得其开采难度高，开发投资大。特别是川东北部是川渝地区增储上产的主要区域，其改造的主要难点是：在压裂酸化改造中，硫化氢强烈的还原性和化学反应活性，导致硫化亚铁和单质硫等大量沉淀，造成压裂酸化过程中严重的二次伤害，气井改造后效果很差或无效。20 井名地区施工方式井口压力破裂压力梯度官3井赤水官渡构造带测试压裂酸化85.8MPa/2290.0m95.0MPa/2278.0m＞0.037MPa/m＞0.042MPa/mY2井新疆焉耆盆地压裂86.0MPa/2715.0m＞0.032MPa/m合561川西致密碎屑岩须家河组压裂92MPa/5100.0m＞0.018MPa/m合148川西致密碎屑岩须家河组压裂89MPa/3512m＞0.025MPa/m典型的异常破裂压力气藏有川西致密碎屑岩须家河组气藏和赤水地区碎屑岩低渗气藏。6.异常破裂压力油气藏21 6.异常破裂压力油气藏川西致密碎屑岩须家河组是中石化西南分公司今后主要的产量接替层系，由于储层超深(4500~5000m)、超压(压力系数2.15~2.27)、超低孔、渗(φ≈6.67%，K<0.1×10-3um2)，压裂改造的难度极大。但是，已成为川西浅层、中深层砂岩油气田勘探开发核心技术的压裂改造能否突破将制约深层须家河组气藏勘探开发进程。22 6.异常破裂压力油气藏赤水地区碎屑岩低渗气藏经历了近30年的勘探历程，地层压不开、酸液注不进一直是制约该地区勘探开发无突破进展的瓶颈。改造的难点：压裂时地层压不开，酸化时酸液注不进。23 7.缝洞裂隙型碳酸盐岩油气藏最典型的缝洞型油气藏是塔河油田，该油田是中国石化新星分公司“九五”期间发现的我国第一个超深层非常规海相碳酸盐岩整装大油田，属于典型的高温深层缝洞型裂隙性碳酸盐岩油藏，储量丰富，但动用难度大，必须进行压裂酸化改造。塔河油田目前的动用储量中有81%是通过酸压动用的。24 7.缝洞裂隙型碳酸盐岩油气藏缝洞型碳酸盐岩油气藏的主要特征是溶洞和大裂缝或裂隙相当发育，是主要的储集空间和渗流通道。改造难点：由于裂缝和溶洞的存在，使得缝洞型储层酸压机理研究和工作液体系研究方面的难度非常大。25 7.缝洞裂隙型碳酸盐岩油气藏同时由于裂隙缝洞的存在，改造后含水上升快，稳产难度大。现在中石化又提出了“塔河下面找塔河”的战略，并且最近在塔河油田的深层已有新的重大发现，这又给高温超深层储层改造提出了新的课题。26 8.低渗稠油油藏典型的低渗稠油油藏如吐哈盆地玉1块稠油油藏。该油藏埋藏深(3280~3420m)、中孔(16%)、低渗(26×10-3um2)。地面原油密度高(0.965g/cm3)、粘度高(12708mPa.s)、凝固点高(31.4℃)。储层温度99℃，压力系数0.91。27 低渗稠油油藏改造问题：(1)压裂初期效果差或无效；(2)压裂有效期短。主要原因：稠油的流动性差，压裂对稠油油藏的开发仅是一种“治标”措施，不能解决稠油难以入井的根本问题。8.低渗稠油油藏28 这里的复杂结构井主要指水平井和大位移井。2005年，西南油气田分公司提出加快磨溪气田天然气开发进度，加大了储层改造力度，包括对水平井实施酸化改造。9.复杂结构井29 水平井段长度大(如：磨75-H完钻井深3278m，水平段516m，射孔厚度386.5m)，要实现均匀酸化难度大。水平井和大位移井压裂过程中，裂缝的起压位置、裂缝初始方位、起裂压力、裂缝形态，裂缝条数优化(压裂方式)等属于攻关难题。9.复杂结构井30 二、技术发展与创新近年来在复杂油气藏取得的主要理论和技术突破,包括：●压裂裂缝延伸数学模型研究在国内率先，与国外几乎同步开展了裂缝三维延伸力学机理和数学模拟研究，逐步建立和完善了拟三维和全三维裂缝延伸数学模型，通过三维延伸模型导出了三维酸压、水力压裂和三维压后评估等模型，裂缝三维延伸模型考虑地层的多层和非均质特征，即任意多层的地层厚度、地应力和岩石力学参数（如泊松比、弹性模量、断裂韧性）变化的影响，能模拟任意多层各种应力分布模式以及裂缝穿层后的延伸情况，更为重要的是模型考虑了多层压裂时流量的初始分配和实时再分配问题。31 ●压裂裂缝延伸数学模型研究这些研究丰富了压裂、酸压优化设计理论和方法，更为重要的是由此提出并研究形成了针对气顶、底水或薄层油气藏的控缝高压裂技术，也为端部脱砂压裂技术的应用提供了理论依据。控制缝高压裂在国内首次研究成功人造遮挡层压裂技术，为控缝高压裂技术在全国的推广应用提供了重要的技术源头。同时建立了一套应用密度和声波测井曲线计算地应力剖面的数学模型以及基于地应力剖面的模糊聚类分层方法。这套技术目前正应用于海拉尔盆地控缝高压裂改造。32 ●重复压裂机理与技术研究针对老油田增产挖潜和中高含水油田控水稳油进一步提高采收率，在国内外率先提出了堵老缝压新缝重复压裂技术，其基本原理是先采用堵剂封堵老裂缝，再在其它方位压开新裂缝。通过井筒周围应力场研究，揭示了压新缝力学机理，并通过理论分析、室内实验和现场实践证明了压新缝的可能性以及提出了堵老缝压新缝重复压裂的时机问题。这套技术已在长庆、中原、胜利等油田获得成功应用。33 ●油藏整体压裂数值模拟在我国提出油藏整体压裂开发概念后,提出了一套全新的整体压裂开发的设计思路、设计原则和优化设计方法。考虑启动压力、压裂裂缝的非对称和任意方位、渗透率随孔隙压力变化等因素，建立了非线性流固耦合整体压裂数值模拟模型，研制了“区块整体压裂模拟设计软件系统”。并应用这一核心技术，完成了新疆小拐油藏、新疆53东上乌尔禾组油藏、吉林油田英101区块、胜利油田河口采油厂、大港油田协作项目涉及的阿塞拜疆KARABAGLI油田等的整体压裂方案编制。34 ●压裂增产效果评价模型和技术依据油藏数值模拟原理，考虑地层非均质性、非达西效应、裂缝长期导流能力、天然裂缝等因素影响，结合压裂油气井实际工作制度的变化，建立了单井压后效果预测模型，在油田应用中不断改进和完善了“单井压裂产能数值模拟软件”。提出了一套地层测试资料、油气井实际生产历史资料的拟合方法，形成了一套实用的单井压裂增产评价、效果预测和方案优化的技术和方法。该技术最近在四川盆地官南构造须家河气藏官10井、官3-侧1井，准噶尔盆地的永1井，二连油田的太43井、太47井等的历史拟合、增产评价等得到了较好的应用，为这些井（特别是探区、新井、新层）的压裂方案设计和实施提供了有力的支撑。35 ●缝洞型油藏酸压机理模型研究缝洞型（裂缝+溶洞）碳酸盐岩油气藏的酸化压裂方案设计模型完全不同于均质或一般非均质油气藏，特别是在流体滤失规律、酸岩反应规律和流体渗流规律方面存在显著的差异。针对缝洞型油藏渗流特征，在国内外首次建立了三重介质(裂缝+溶洞+基质)压裂液滤失的解析计算模型，首次提出了考虑酸蚀蚓孔的酸液滤失计算方法，建立了考虑酸液纵向传质的三维酸液流动反应数值计算模型；36 ●缝洞型油藏酸压机理模型研究首次建立了考虑大裂缝和溶洞的缝洞型油藏压后产能数值模拟模型，并研制了缝洞型油藏压裂的产能模拟器，配套形成了高温深层缝洞型裂隙性碳酸盐岩储层酸压技术，该技术已成为塔河油田开发和进一步勘探的主力技术。37 ●缝洞型油藏酸压机理模型研究目前又研制成功了高温、低固相、高粘度、低成本、缓速性能好、缓蚀效率高的冻胶酸和胶凝酸，为塔河油田进一步开展酸带砂压裂改造作好了技术储备。特别是高粘胶凝酸使用的胶凝剂（聚合物）含量从一般酸液体系的0.8%~1.0%降到0.5%~1.0%，减少了酸压过程中高粘聚合物对储层造成的潜在伤害。38 ●复杂岩性油藏酸压技术提出了研究复杂岩性裂缝性储层酸压机理实验方案和技术思路，通过大量复杂岩性储层酸岩反应实验研究，得出了酸岩表面反应动力学方程与酸岩系统反应动力学方程；开展了复杂岩性储层酸蚀裂缝导流能力系统实验研究；对低渗透复杂岩性储层提出了采用乳化酸携砂酸压技术进行改造，获得了适合青西裂缝性低渗透复杂岩性储层增产改造的携砂乳化酸液体系，形成的配套技术已在玉门青西油田应用，并且建议玉门青西开展酸带砂压裂改造。39 ●酸化压裂设计软件研制在多年机理研究、理论研究和设计方法研究成果的基础上，开发了具有自主知识产权的系列压裂、酸化模拟、设计、预测软件，完成了“油藏压裂模拟设计软件系统”和“酸压模拟设计平台系统”的设计和研制。这些软件为现场压裂酸化施工提供了强有力的工具，广泛应用于我国油气田压裂酸化的模拟、设计、分析。首次完整实现了变排量、变支撑剂类型、变压裂液类型和变砂比的四变注液工艺模拟，在国内首次完整地对泡沫液在井筒及裂缝中流动进行模拟，并实现了考虑酸蚀蚓孔和酸液三维流动的酸压裂缝中酸液流动反应模拟。40 ●压后评估技术首次系统研究了考虑裂缝中流体压缩性、闭合后裂缝延伸等综合影响的三维压力递减分析模型，提出了一种新的数学拟合方法，完善了压后评估技术；首次建立了天然裂缝油藏压裂压力递减模型，提出了裂缝性油藏压力递减分析方法；提出了考虑CO2压缩性的酸压递减分析技术和方法；41 ●压后评估技术考虑裂缝导流能力在生产过程中的变化,首次建立了识别垂直裂缝气井水力裂缝参数的生产历史自动拟合模型,新近又研究形成了压裂液排液过程分析和反演裂缝参数新技术。这些技术已广泛应用各油气田的压裂监测、评估和分析中，使解释结果更为合理可靠，也为改进后续压裂设计提供了科学依据。42 ●高含硫气藏酸化压裂中控铁控硫新方法含硫气井控硫控铁处理方法采用“双管齐下”的思路：一是控制游离铁离子浓度,打破铁沉积的溶度积条件(Fe2+浓度和S2-浓度的乘积达到一定积常数时，形成FeS沉淀)，使Fe3+转化为Fe2+，同时形成可溶性化合态硫，对Fe2+采用选择性络合剂形成稳定络合物，使其浓度达不到形成FeS沉淀所需的饱和度。二是采用H2S吸收剂，弱化H2S的反应活性,最终达到控制铁沉淀和硫沉淀的目的。43 ●高含硫气藏酸化压裂中控铁控硫新方法针对单质硫沉积，国内外处理方法不直接控制单质硫的析出，而是采用互溶剂溶解析出的单质硫，互溶剂使用浓度高达10%,有的甚至更高。我们的方法是直接控制单质硫的析出，使其形成可溶性化合态硫,避免了走“硫析出,再补救”的老路。研制开发了硫处理剂、铁离子稳定剂和高效H2S吸收剂。该技术保证了建南气田的顺利投产开发，为川东北地区高含硫气藏的有效开发奠定了坚实基础和提供了技术储备。44 ●低压低渗气藏改造技术低压低渗油气藏改造的技术关键是降低压裂液滤失量、降低滤液表面张力、减小毛管阻力、提高返排速度和返排率。①快速高效返排技术包括加醇等助排、分段破胶技术、液氮伴注技术、强制闭合技术等②CO2泡沫压裂(纯CO2压裂、CO2泡沫压裂、CO2增能压裂)降低侵入地层的液量、依靠CO2增能助排特性提高返排速度和返排率、通过CO2溶解形成酸性液降低PH值而抑制粘土膨胀和控制铁沉淀、通过CO2降低界面张力而减小毛细管压力和地层对滤液的渗吸作用。45 ③自生气/生热增压助排压裂将自生气/生热增压体系引入到水基压裂液体系中，逐渐反应，增加压裂液的温度，同时产生大量气体（氨气、氮气、二氧化碳），提高低压储层的返排能力；所产生的气体均匀地分散在已交联的压裂液中，形成类泡沫压裂液，降低滤失。反应速度、生气量、生热幅度可以根据需要通过调节生气/生热增压体系以及激活剂、PH调节催化剂的加量进行控制，在水基压裂液中实现自生气/生热增压、交联、泡沫化的一体化，实现用与普通水基压裂液相同的工艺、远低于泡沫压裂液的成本和施工难度，而达到泡沫压裂液的效果。46 ③自生气/生热增压助排压裂由于低渗地层应力敏感性强，冷流体进入地层会导致孔隙结构发生变化、张开的微裂缝闭合、渗透率大幅度降低(冷伤害)，该技术还可以起到控制冷伤害的作用。该技术已在玉门老君庙低压低温油藏和洛带气田低压低温浅层气藏成功应用。47 ④表面活性剂压裂液压裂表面活性剂压裂液与常规水基压裂液的不同点在于其成胶机理和破胶机理的不同：水溶液中，表面活性剂分子首先聚集形成蠕虫状胶束，加入有机盐(阴离子)，将中和胶束电荷并嵌入蠕虫状聚集体的表面活性剂分子之间，使胶束聚集体变得更细长，加入无机盐(阳离子)可以起到同样作用。变长的蠕虫状胶束将相互缠结，从而在体系中形成空间网状结构，亦即“冻胶”体。48 ④表面活性剂压裂液压裂在“冻胶”体系中，表活剂与盐的分子间主要存在物理作用，而不像胍胶等压裂液体系中的组分是以化学作用相互连接，因此，表活剂压裂液胶束遇地层水和油气时，会引起表活剂与盐的分子间作用距离增加，蠕虫状胶束的相互缠结状态受到破坏直至解体成简单胶束，使“冻胶”体系产生自动“破胶”。49 表面活性剂压裂液具有下列优势：①无固相、无残渣，同时阳离子表面活性剂本身具有良好的防止粘土膨胀的能力；②无需加入防腐剂、破胶剂。并且自动破胶彻底，返排速度快、返排率高；③尽管无滤饼，但滤失速度低、滤失量少，研究表明，表活剂压裂液很难滤入5md的地层中，并且表面张力低，不易形成水相圈闭；50 表面活性剂压裂液具有下列优势：④摩阻低，只有清水的25%；⑤表活剂压裂液与常规压裂液粘性携砂不同，其携砂机理表现为弹性携砂，携砂能力更强。该技术已在新疆陆梁油田石南21井区、4井区低压水敏性油藏获得成功应用。51 ●异常破裂压力储层降低破裂压力技术近年来发现或遇到的几个典型的异常破裂压力油气藏(例如赤水官渡构造带、川西致密碎屑岩须家河组、宝浪油田、准噶尔盆地中部探区等)都表现为破裂压力与油气藏埋藏深度不对应。降低破裂压力的技术措施分为两大类，一类是“治本”措施，一类是“治标”措施。治本：高能气体压裂降低破裂压力酸化预处理降低破裂压力优化射孔参数降低破裂压力52 ●异常破裂压力储层降低破裂压力技术建立了三种“治本”措施降低破裂压力的计算模型，将定性概念上升到了量化计算（特别是酸化预处理）。实例研究表明，高能气体压裂可降低破裂压力10MPa以上；酸化预处理可降低破裂压力4—10MPa左右。治标：降低压裂液/酸液摩阻增加压裂液/酸液密度＞降低地面施工压力53 ●异常破裂压力储层降低破裂压力技术降低摩阻和提高密度以增加液柱压力来降低施工压力的传统作法是为了降低施工成本，现在的目标是通过降低施工压力间接降低地层破裂压力。射孔参数优化技术、酸化预处理优化技术以及针对钻井伤害程度重、深度大，地层压不开酸液注不进而研究形成的降低破裂压力的大型酸化压裂技术在赤水地区官渡构造带取得重大突破。54 ●复杂结构井压裂机理与技术研究大位移井、水平井的井筒周围应力和裂缝起裂压力研究方面：考虑原地应力、井筒内压、压裂液滤失效应和热应力等综合影响，建立了裸眼和射孔完井的裂缝起裂压力和起裂角计算模型，提出了降低破裂压力的工程技术方法。55 ●复杂结构井压裂机理与技术研究针对大位移井、水平井压裂的油藏和裂缝特征，应用渗流力学和势迭加原理，建立了多条裂缝相互干扰的产能解析计算模型，解决了多条裂缝相互干扰的产能和裂缝条数优化难题。开发出大位移井和水平井压裂优化设计软件，可在4000m以上的油气井中应用。56 ●凝析气藏压裂技术研制了一套凝析气藏压裂生产动态模拟软件，通过物理模拟和数值模拟研究发现：压裂过程中压裂液进入储层加剧油(液)锁，通过液锁实验分析得到了井筒附近出现凝析油(液)锁的条件及解除条件。压裂规模和裂缝参数对凝析油(液)环及液锁有显著影响，通过优化施工参数可以尽量降低井筒和裂缝附近凝析油(液)环及其伤害程度。57 ●砂岩储层酸压技术传统观点：酸压一般用在碳酸盐岩储层，砂岩储层通常采取水力压裂，几乎不进行酸压，解堵时则采用酸洗或基质酸化。理论分析：分析了砂岩储层一般不能进行酸压的原因，提出了砂岩储层要获得成功酸压需具备的可能条件。实验研究：砂岩岩心的酸蚀裂缝导流能力显示，酸蚀后的岩样结构完整，获得了较高的导流能力。现场验证：新疆柯克亚和江苏油田砂岩储层酸压效果良好。新的理念：在一定条件下，砂岩储层也可进行酸压。该技术研究突破了砂岩储层改造的理论局限，对一些特低渗砂岩储层可尝试酸压改造，从而为砂岩储层增产开辟了新的途径。58 ●固体酸酸压新技术目的：提高酸蚀裂缝长度、实现高温储层的深部改造。原理：首先将酸固化成颗粒，然后用非反应流体压开裂缝，并将固体酸携带入裂缝中；根据所设计的裂缝长度和导流能力确定布酸方式，最后注入释放液，使固体酸释放出酸并与岩石作用，从而实现对裂缝壁面的刻蚀并实现深部改造。该技术的重要突破是改变了酸型，酸作用范围不受酸岩反应速度的影响，可以根据油田生产要求进行设计、施工。59 ●延迟酸酸化技术该技术采用一种新型酸液，在温度高于一定值（释放温度）时，体系才大量产生酸，并可根据地层温度的高低确定释放温度，设计酸液体系。从根本上解决了高温深井碳酸盐岩储层深部酸压技术难题。60 三、存在问题及建议存在的主要问题：压裂酸化技术在某些方面达到了国际先进水平，而在新方法新技术研究方面差距较大（特别是物模和数模研究、压裂酸化配套设备及各种测试仪器、工作液流变性及酸岩反应机理研究、应力场研究）。61 建议：1.重视压裂酸化基础理论研究。近年来，国内各油田院所开展了大量的压裂酸化现场应用研究，逐步形成了适应于不同类型油气藏的压裂酸化工艺技术，压裂酸化技术的应用确保了油田稳产增产目标的实现。但在压裂酸化设计的理论，以及由此孕育新技术新方法方面与国外仍有较大的差距。62 2.加强校企交流与合作，优势互补，促进理论成果向现实生产力的转化。压裂酸化技术是基础理论＋先进技术→重大效益而保证油气田高效开发的关键技术之一，占有很重的应用技术成份，发挥高校、研究院所在理论研究方面的优势，促进油田压裂酸化技术水平的提高。63 3.发挥团体优势，加大对压裂酸化增产技术研究的投入，开展新工艺的理论和技术储备研究，这对于提高我国复杂油气藏难动用储量的开发水平和开发效果，保持我国石油工业持续稳定发展具有十分重要的现实意义。64 ※堵老缝压新缝重复压裂技术一、重复压裂概念二、堵老缝压新缝重复压裂的关键三、重复压裂造新缝的力学机理四、老裂缝堵剂研制五、进一步要开展的工作65 一、重复压裂概念1.层段井段压出新裂缝●前次压裂失败●同一层段新层位压裂●同井新层段压裂这是一井重(新)压裂或多次压裂、分层压裂的技术范畴。66 2.延伸老裂缝●老裂缝失效●老裂缝产量下降(裂缝控制油气逐渐采出)●压裂规模不够、支撑裂缝短、裂缝导流能力低这是一般意义上的重复压裂概念。67 3.堵老缝压新缝重复压裂68 3.堵老缝压新缝重复压裂●中高含水、老裂缝成为主要出水通道→控水稳油●老裂缝控制储量全部或接近全部采出，但全井尚有剩余控制可采储量→增产挖潜实施堵老缝(永久堵、暂时堵)压新缝重复压裂技术，这是真正意义上的重复压裂概念。69 如果σxmin+σx诱导>σymax+σy诱导，可以形成新裂缝1.重复压裂井应力变化决定了可形成新的人工裂缝。解决“应力变化”关键问题必须全面描述人工裂缝、地层压力变化、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产过程、定向射孔、堵老缝、新缝延伸等产生的诱导应力场。2.堵老缝造新缝重复压裂的时机。回答在什么条件下什么时候能够形成新裂缝。3.如何实现造新缝重复压裂。定向射孔、堵老裂缝。二、堵老缝压新缝重复压裂的关键70 1、裂缝诱导的应力变化①裂缝诱导应力随着缝的位置而变化，缝口诱导应力最大，缝端诱导应力最小；②重压新裂缝方向所诱导的水平应力最大，原裂缝方向所诱导的水平应力最小；③在重压新裂缝方向上，最大水平主应力方向上的诱导应力大于最小水平主应力方向上的诱导应力。三、重复压裂造新缝的力学机理71 ①在空间上，离井眼和裂缝缝口越近，应力变化越大；②在时间上，生产初期，由于开采速度高，孔隙压力下降大，引起应力变化较大，生产到一定时间后，应力随时间变化不再明显，主要随空间距离变化；③在垂直原裂缝方向（重复压裂新裂缝方向）上，最大水平主应力下降的速度大于最小水平主应力下降的速度。2、生产诱发的应力变化72 ①注入引发的应力变化在径向上始终为负，表现为张应力，井眼处应力变化最大，随着径向距离的增加应力数值逐渐降低；②切向上应力变化较复杂，开始随着径向距离增加而增大，在达到某一最大值之后又逐渐减小，到一定距离后为零；同时应力的变化从负值到正值，变化趋势受径向距离和注入时间控制；③由于没有考虑剪切应力，因此，径向应力方向即为最大水平应力方向，切向应力方向为最小水平应力方向上；④切向上的应力变化比径向上的应力变化大，则在最大水平应力方向和最小水平应力方向上的应力变化具有相似的特征。3、邻井注水产生热弹性应力和孔隙弹性应力73 4、总应力情形I：不能改向，裂缝沿原裂缝方向延伸74 情形II：裂缝改向，但很快回到原来方向75 情形III：改向裂缝与原裂缝距离较大76 情形IV：改向裂缝不回到原方向77 5、重复压裂时机78 (1)堵剂能够在一定程度上预先成胶，优势在于:①能完全进入地层裂缝中从而有效封堵裂缝；②不渗入地层孔隙从而不会堵塞岩石孔隙。(2)要求堵剂有高的强度、良好的粘弹性，也就是很好的抗拉性及与岩石表面强的粘附力。以保证重复压裂时裂缝偏离最大主应力方向，堵剂强度至少要高于产层破裂压力。(3)良好的剪切稀释性，有利于泵入和流动。四、老裂缝堵剂研制1、裂缝堵剂性能要求79 2、堵剂体系80 五、进一步要开展的工作1、应力场数学模拟2、造新缝物理模拟3、现场施工裂缝实时监测81 √提高稠油油藏压裂改造效果技术√内源微生物提高采收率技术√MaDG转向驱油技术√自生泡沫驱油技术※提高采收率新技术82 ※提高稠油油藏压裂改造效果技术一、自生CO2提高稠油采收率的意义二、自生CO2技术的优势三、自生CO2的作用机理四、注入体系的确定五、室内实验评价六、结论83 一、自生CO2提高稠油采收率的意义针对稠油油藏压裂效果差的问题，主要解决方法：蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等20世纪末俄罗斯提出了就地生成CO2技术即自生CO2技术提高稠油油藏采收率。84 二、自生CO2技术的优势①在地层中就地生成CO2，解决了常规CO2驱中天然CO2资源不足的缺陷以及CO2运输问题，同时还减少了对油井和设备的腐蚀；②在井筒附近不产生CO2或产生微量CO2，这样气体能够充分地进入油区并大量溶于其中，提高CO2利用率；③就地生成CO2不仅成本低，操作简单，并对环境不会产生不利影响。85 向地层深部注入生气化学剂，在地层条件下相互融合产生大量的高温高压二氧化碳气体，CO2可以是单相、混相、或者呈泡沫状态，处于超临界状态的CO2气体具有强烈的溶蚀性、解吸性和提取性，在低渗油藏中具有很好的穿透作用。三、自生CO2的作用机理86 自生CO2除了具有常规CO2驱油的基本原理外，具有其自身独特的技术原理：放热作用、封堵高渗透层、改善地层流动性、与碱的协同作用、表面活性剂作用和泡沫效应、驱替作用。三、自生CO2的作用机理87 1、放热作用生气剂在油层反应生成二氧化碳气的同时伴有大量的热量放出，降低稠油粘度，以及降低地层中有机物胶质、沥青质、蜡质等的粘度，增加流动性。88 2、封堵高渗透层优先在高渗透区生成的二氧化碳气体与携带介质形成网状结构的气－液泡沫体系，阻止微气泡体系的扩散，对后面注入介质产生附加阻力形成障碍，迫使转向进入低渗透区扩大波及体积，提高波及效率。89 3、改善地层流动性通过向地层注入生气剂溶液段塞，在地层内进行混合，形成多种相态，一方面可清除油层内部的酸溶性及碱溶性堵塞物，另一方面生气剂在油层内部混合反应后，生成CO2气体，可起到疏通渗流通道的目的。同时其生成物溶于地层流体后，使地层流体的粘度下降。其特有的活性组分能够较好地吸附在岩石表面，从而使岩石表面润湿性发生改变，能更好地增加油的流动性。90 4、与碱的协同作用当生气剂在地层深部反应产出二氧化碳后，生气剂溶液将显碱性，从而可以形成“碱水驱”，具有“碱水驱”的降低油－水界面张力，提高驱油效率；改变岩石润湿性，增加原油的流动性；增溶油水界面处形成的刚性薄膜等驱油作用。91 5、表面活性剂作用和泡沫效应由于生气剂溶液显碱性，可与原油中的石油酸反应生成表面活性剂，从而还具有表面活性剂驱油的作用。表面活性剂还可以与二氧化碳气体复合作用生成泡沫，稳定驱替前缘，增加驱替效率。表面活性剂同时也具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。92 6、驱替作用生气剂在低渗透层融合时，伴随二氧化碳气体的生成，系统压力瞬间升高，使生成的二氧化碳气在低渗透层更具有穿透性。二氧化碳气体溶解于原油后，产生体积效应(泡沫油)，驱替剩余油。生气剂在地层深部反应伴生的碳酸具有酸化解堵作用，进一步解除地层深部污染。综上所述，自生CO2技术消除了伴随CO2驱的不利因素而保持并扩大了有利因素。93 四、注入体系的确定产生的气体足够多，能够满足大规模施工的要求；反应速度适当，容易控制；反应物利用率相对较高；提高采收率的作用较为明显；满足对环境和设备的要求；经济上可行。1、筛选体系的标准94 2、双液法双液法：按一定先后顺序向地层加入两种反应液，就地反应生成CO2。三种备选体系：A.活性酸+碳酸盐,B.活性酸+碳酸氢盐,C.强酸弱碱盐+碳酸盐。实验结论：体系A的反应速度较快，生气量丰富，但不易控制；体系B与体系A的生气量相当，但反应速度相对较慢，容易控制；体系C容易生成沉淀。因此，选择体系B作为双液法体系,具体为4％的活性酸+0.2mol/L的碳酸氢盐。95 3、单液法单液法：向地层中加入一种反应液，就地生成CO2。两种体系：碳酸盐和碳酸氢盐分解生成CO2。实验结论：碳酸盐和碳酸氢盐分解速度均较慢，但相对而言，碳酸氢盐的分解效率和生气量优势明显，从而确定碳酸氢盐热分解为单液法体系。温度为70℃的情况下，选用0.5mol/L的碳酸氢盐体系，而温度在80℃的情况下，选用0.6mol/L的碳酸氢盐体系。96 五.室内实验评价1、膨胀性在常压条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀30.8％～85.4％，而双液法可以使原油体积膨胀21.7％～61.9％；在油藏条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀20％，而双液法可以使原油体积膨胀32.5％。原油体积的膨胀率随压力增大而增大。实验结论：就地CO2体系具有很好的膨胀原油体积的能力。97 2、降粘在常压条件下，单液法体系可以使原油粘度下降38.07％，而双液法可以使原油粘度下降47.96％；在油藏条件下，单液法体系可以使原油粘度下降42.15％，而双液法可以使原油粘度下降52.69％。实验结论：就地CO2体系具有很好的降低原油粘度的能力98 3、油藏条件下生成气量无论单液法，还是双液法，在油藏条件下均能够生成充足的CO2气体，生成气量随注入PV数的增加而增大。99 4、结垢当地层水中CaCl2的浓度达到1000mg/l时，加入单液法反应液开始出现沉淀；而当地层水中CaCl2的浓度达到2000mg/l时，双液法开始出现沉淀。100 5、地层伤害单液法地层伤害实验数据KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,无量纲R’,无量纲R’’,无量纲800.32772.15818.353.52％102.25％双液法地层伤害实验数据KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,无量纲R’,无量纲R’’,无量纲805.26814.681.17％就地CO2单液法体系对填砂管岩心有着很小程度的伤害，但在经过酸处理后，填砂管岩心的渗透率比岩心初始渗透率有一定程度的提高，更加有利于提高原油采收率。就地CO2双液法体系对填砂管岩心模型并不会造成伤害，而且岩心渗透率还有一定程度的提高。101 6、岩心流动实验评价（双液法岩心流动实验数据）代号K,mDØ,%Soi,%η1,%η2,%Δη,%1800.325.4683.3332.038.46.421400.643.9790.7334.051.0617.063933.724.9688.4432.340.07.74875.428.1881.3333.341.58.251273.242.689.6434.6750.2215.556875.424.689.6636.9245.388.46当注入0.1PV反应液时，单液法可提高水驱后原油采收率7.4％～10.8％，双液法能够提高水驱后原油采收率6.4％～17.06％。102 六、结论1.自生CO2使原油体积膨胀，油藏条件下单液法使原油体积膨胀20％，双液法膨胀32.5％。2.自生CO2降低原油粘度，油藏条件下单液法使原油粘度降低42.15％，双液法降低52.69％。3.自生CO2具有较好的驱油能力，当注入0.1PV反应液时，单液法使驱替率提高7.4％～10.8％，双液法提高6.4％～17.06％。4.自生CO2体系对地层不造成伤害。103 ※内源微生物提高采收率技术一、内源微生物技术研究的意义二、技术特色三、技术创新四、研究工作基础104 一、内源微生物技术研究的意义微生物采油在我国油田（特别是稠油油藏）开发中得到了一定应用。但是对于深层高温油藏，由于微生物在温度较高、盐度较大、重金属离子含量较高的油藏条件下易遭到破坏，微生物菌种选取的较为困难。由此提出了内源微生物采油技术。105 一、内源微生物技术研究的意义内源微生物由于适应了油藏环境，只需要加入成本较低的物质，就能激活内源微生物生长、繁殖和产生有利于驱油的代谢产物：如有机酸、醇、表面活性剂、多糖以及CH4和CO2等气体。106 一、内源微生物技术研究的意义由于地层条件的复杂和内源微生物的种类差别，所用的激活体系有很大的差别。需要针对特定的油藏进行激活内源微生物，产生有利于驱油的代谢产物。因此，寻找一条简便、实效的筛选激活体系的方法尤为重要。107 1.内源微生物适应了油藏的恶劣环境条件，但由于营养物质的缺乏而处于休眠状态。该技术的关键就在于研制一种激活内源微生物有益菌的营养体系达到提高原油采收率的目的；二、技术特色108 2.通过该项技术激活内源微生物产生活性强的生物表面活性剂、生物多糖、有机酸、醇以及CH4和CO2生物气等代谢产物。这些代谢产物能充分改善原油的物化性质和环境，提高剩余油流动性和采收率；二、技术特色109 3.与外源微生物提高采收率的本质区别是该技术不需注入其它的微生物，因此，不需要考虑微生物对环境的适应性，既节约了成本也提高了成功率。同时由于只需注入营养体系，该项技术不会造成环境无污染。二、技术特色110 1.以油田污水和原油作为试验对象，通过加入N源、P源或其它生长因子，激活污水中有益菌，代谢产生改变原油物化性质的产物。这种方法目前国内无相关，我们已经取得一定的进展；2.国内首次研制开发针对某一特定油田的内源微生物激活营养体系，研究思路与方法具有一定的推广应用价值。三、技术创新111 1.微生物菌落和形态上图为从油田污水中分离得到的杆菌菌落和单染色显微镜照片四、研究工作基础112 2.生长曲线油田污水中分离出来的菌在好氧的条件下生长曲线113 3.生物表面活性剂60℃下微生物处理后原油粘度和表面张力变化从上表可以看出：微生物可以产生乳化原油的表面活性剂，经鉴定为糖脂类。114 4.微生物对原油的乳化作用在加入一定的含N、P的营养物质后，微生物得到激活，产生了能乳化原油的物质，改变了原油性质，有利于提高原油采收率。115 ※MaDG转向驱油技术一、MaDG驱油技术的提出二、MaDG体系概况三、MaDG体系的开发四、MaDG的性能测试116 1.常用调剖剂面临的问题如何进一步提高中、高含水油田原油采收率是我们面临的一大难题。目前，油田常用的调剖剂主要有两类：凝胶类调剖剂和颗粒类调剖剂。这两类调剖剂曾在油田的控水稳油措施中发挥了非常重要的作用。但它们在应用中存在下面问题。一、MaDG驱油技术的提出117 凝胶类调驱剂：如弱凝胶，经剪切后可能不成胶，或者是成胶后抗剪切性差，导致剖面改善或流度控制能力下降。颗粒类调剖剂：如预交颗粒，则存在一定的注入性问题，主要用于流体转向，但驱油能力差。118 2.提出的解决办法——MaDG驱油技术结合三次采油现状与油藏实际情况，我们在弱凝胶、CDG、预交联颗粒研究和应用的基础上，提出了就地形成胶粒、可大规模实现流体转向与驱油的新型技术，即MaDG技术。119 MaDG驱油技术：指聚合物注入地层后在油藏条件下交联生成具有一定体相粘度的颗粒凝胶。该凝胶颗粒在一定压差作用下能向油层深部运移，起到流度控制、深部调驱和深部流体转向的作用，如果与表活剂复合使用还能提高洗油效率。因此，MaDG调驱技术在高渗透和非均质性强的油藏以及聚合物驱后油藏具有广阔的应用前景。120 1、MaDG体系特点及优势（1）MaDG粒度大小可控，粘度可控，适用于30-75℃的油藏，兼具深部流体转向（剖面调整或非均质性改良）和流度控制双重功能。（2）凝胶颗粒粒径范围在0.1-10mm、成胶时间1-240小时可控，胶粒柔韧性、形变性强，其流动性对压力敏感。二、MaDG体系概况121 1、MaDG体系特点及优势（3）MADG与本体胶不同，它是一种分散胶。形成的凝胶颗粒在油层多孔介质中沿低阻力区或大孔道运移，呈分散状。并且，在一定压力梯度下能向油层深部运移。因而，MADG性能大大优于本体胶。（4）MaDG体系能自主选择进入低阻力高渗透油层，对低渗透层伤害小，甚至无伤害。且施工工艺简单，可拢统注入。122 （5）当凝胶颗粒在多孔介质的孔喉处吸附、堵塞时，减小了大孔道的有效渗流通道，提高了低阻力区或大孔道的渗流阻力，从而达到深部流体转向目的。如图1所示：凝胶颗粒在孔喉处堆积使压力梯度增大，改善了油层非均质性。凝胶颗粒在孔喉处吸附、堵塞示意图123 2、MaDG体系组成（1）聚合物主剂该体系的主剂为聚合物，优选出了满足成胶条件的聚合物。（2）成核材料成核材料是形成颗粒凝胶和影响体系性能的关键。（3）交联剂及其它添加剂针对不同的油藏条件和成胶时间及强度要求，可制备或筛选交联剂和添加剂。124 表1聚合物与成胶性能聚合物浓度mg/L成胶时间粒径mm体系视粘度mP.sPAM800-180016h-8D1-5100-400HPAC200-400实验条件：温度30、60、70和80℃、聚交比8:1-20:1三、MaDG体系的开发1.主剂的确定在对多种聚合物的溶解性、稳定性和成胶性能进行分析的基础上，优选出满足MaDG成胶条件和成胶性能的两种高分子聚合物，见表1。125 2.成核材料聚合物分子以成核材料为中心，围绕在成核材料周围，在交联剂作用下形成颗粒凝胶。实验室选择了两类成核材料：水溶性、非水溶性。通过成核性和成胶性评价，并考虑到注入性，选择了水溶性成核材料（浓度50-500mg/L）。126 3.交联剂及其它添加剂为了保持良好的成胶性能和胶体稳定性，需要在成胶体系中加入除氧剂，并根据油田实际情况，加入H2S吸收剂和Fe＋2、Fe＋3离子的处理剂等添加剂。127 四、MaDG的性能测试1.MaDG的粘度和粒径表2基液和MaDG的粘度及粒径流体注：#号表示45天后的胶体粘度、*表示剪切性质基液MaDGMaDG#体相溶胶溶胶粘度mp.s14.11.3651.040.329.2*粒径mm/3-53-61-3*128 图2MaDG无胶粒的流变曲线图3MaDG含胶粒的流变曲线注：图2与图3中“1”、“2”分别表示剪切前、剪切后的流变曲线。图2和图3表明，MaDG其体相液和溶胶体均显示假塑性流变行为，“1”、“2”曲线基本重合，表明该体系具备一定的抗剪切能力。129 温度对含凝胶颗粒的MaDG流变性的影响上图为45天后的MaDG分别在30℃和70℃时的流变曲线。呈假塑性流型，粘度对温度比较敏感。130 2.MaDG的强度实验表明：MaDG在多孔介质中的流动阻力大大高于其聚合物基液，也比CDG高了一个数量级左右，这说明MaDG的强度较高，因而具有良好的非均质性改善能力。同时，MaDG也具有较好的抗拉抗剪切性。131 3.MaDG外观形态图(a）是用镊子挑起的单个胶态颗粒，良好的变形性显示了MaDG具有良好的粘弹性；图（b）是MaDG在容器中的静止状态；呈透明的、分散的胶态颗粒，粒径约3-5mm。（a）（b）132 4、MaDG微观结构扫描电镜实验结果初步证实，MaDG体系微观结构为以核点为中心，四周聚合物分子围绕、并交联成团的微观结构。133 ※自生泡沫驱油技术泡沫驱已先后在新疆、大庆、百色等油田进行了试验，取得了较好的效果。但泡沫驱油的应用受到气源的限制。为此，提出了自生泡沫驱油技术。自生泡沫驱油技术是利用生气剂在地层中产生气体，在起泡剂和稳泡剂作用下，产生稳定、细腻的泡沫。提高波及效率和洗油效率。134 ※自生泡沫驱油技术泡沫驱油机理：①泡沫在孔隙介质中具有很高的视粘度（80℃至少达200mPa.s），抑制了粘性指进，使得泡沫的驱油效率大幅上升。②泡沫可以降低油水界面张力，有利于改善岩石润湿性，降低流体流动阻力和提高驱洗能力。135 ※自生泡沫驱油技术泡沫驱油机理：③起泡液气体首先进入流动阻力较小的高渗透大孔道，并形成泡沫，产生气阻效应。大孔道中流动阻力随泡沫量的增加而增大，当流动阻力增加到超过小孔道中流动阻力后，泡沫便越来越多地流入中低渗透小孔道，提高了微观波及效率。136 ※自生泡沫驱油技术自生泡沫驱油技术的优势在于：√无须专门气源，泡沫驱的实现不受气源限制；√气体在地层中产生，无需专门的注气设备；√地层条件下气体的生成量和生成速度能够控制，因而可减少注气产生的超覆现象；√消除了井下工具和地面设备的腐蚀问题。137 ※微生物催化产出污水为活性水回注技术一、油田污水特点及危害二、油田污水的微生物处理三、生物表面活性剂四、微生物处理污水为活性水回注技术特点五、工艺流程138 一、油田污水特点及危害1.我国大部分油田已进入中后期开采阶段，采出液含水量逐年递增，许多油田达90%以上。2.油田污水含油量和化学耗氧量(COD)远远超过了国家规定的排放标准。由于油田污水具有高温、高盐、高含烃、COD高等特点，加之三次采油注入各种化学药剂,使油田污水成份越来越复杂，处理难度越来越大。139 3.油田污水的危害：污水中高含油量会对动植物、水体、土壤造成很大的危害；油在水面形成油膜,使水生生物处于严重的缺氧状态，甚至致死；油进入土壤后，会产生阻塞作用，不利于植物的生长;…4.随着环保要求的提高，水资源日趋紧张，搞好油田污水处理是当务之急。140 二、油田污水的微生物处理1.油田污水的处理主要有物理、化学以及生物技术。2.微生物处理原理：利用微生物将烃降解成对环境无害的产物CO2和H2O，具有效果好、费用低、处理彻底、形成的污泥量小的优点。141 三、生物表面活性剂生物表面活性剂是20世纪七十年代后期生物工程领域发展起来的一类表面活性分子。含义：微生物在一定条件下培养时，在其代谢过程中分泌产生的一些具有一定表/界面活性，集亲水基和疏水基结构于一分子内部的两亲化合物，称为生物表面活性剂。142 三、生物表面活性剂与化学合成的表面活性剂相比，生物表面活性剂的优点如下：毒性更低，生物降解性更高，环境相容性更好的，起泡性更高；在极端温度、pH、盐浓度下具有更好的选择性和专一性。143 四、微生物处理污水为活性水回注技术特点1.该技术利用油田产出水中微生物，消耗污水中的原油，并产生有利于驱油的表面活性剂，再作为活性水回注提高原油采收率；2.这是一项微生物水处理的同时产生表面活性剂，使污水转化为活性注入水的新技术，既解决了环境问题又变废为宝，具有很大的社会和经济价值；144 四、微生物处理污水为活性水回注技术特点3.此技术无需严格的发酵条件和设备，无需对发酵液中的生物表面活性剂的分离和提取，节约了投入成本；4.由于是在油藏的温度和矿化度条件下形成的表面活性剂，因此对油藏的条件具有较好的适应性。145 五、工艺流程146