提高稠油采收率技術(shù)概述*

孫江河，范洪富，張付生，劉 瓏

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；2.中國石油勘探開發(fā)研究院油田化學(xué)研究所，北京 100083）

隨著常規(guī)原油的開發(fā)，地下儲量逐漸減少，而儲量巨大的稠油資源在日后的能源結(jié)構(gòu)中占據(jù)的比例增大。稠油在常規(guī)水驅(qū)后的剩余油較多且大部分連續(xù)可流動(dòng)，這些稠油資源的開采方式成為了今后研究的重要課題。國內(nèi)大部分稠油油藏已進(jìn)入高含水期，其中一部分進(jìn)入特高含水期。普通稠油水驅(qū)后的最終采收率較低，但剩余油飽和度較高且分布零散，而采油速度低，含水率上升快，波及系數(shù)較小，油藏開發(fā)后期效果極不理想。因此，如何進(jìn)一步開發(fā)稠油水驅(qū)后的剩余油，成為了提高油田開發(fā)效果的潛力所在。稠油因其膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量較高，密度大、黏度高、流動(dòng)性差，因此稠油開采的難度大、所需的成本高［1］。

稠油開采的關(guān)鍵在于降低黏度與摩阻和改善流變性［2］。熱采是目前國內(nèi)外稠油開采最常用也最成功的方法，主要包括熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（SAGD）和蒸汽吞吐等。熱采主要是通過加熱來降低稠油的黏度從而提高其流度，在沒有底水以及油層較厚的情況下，熱采技術(shù)非常有效，采收率較高。但對于油層厚度較小以及存在底水的油藏，熱量在傳輸及加熱原油的過程中會(huì)大量損失，無法通過加熱來降低稠油黏度，熱采稠油技術(shù)在這種情況下的應(yīng)用受到限制，這時(shí)通常考慮利用冷采如化學(xué)驅(qū)和微生物驅(qū)等方法進(jìn)一步提高稠油油藏采收率。

1 稠油資源概況

1.1 稠油的定義及分類

我們把瀝青質(zhì)、膠質(zhì)含量較高且黏度和密度較大的原油稱為稠油，國外統(tǒng)稱稠油為重質(zhì)原油。我國通常把油藏條件下相對密度為0.92數(shù)0.95、黏度為100數(shù)10000 mPa·s的原油稱為普通稠油；油藏條件下相對密度為0.95數(shù)0.98、黏度為10數(shù)50 Pa·s的原油稱為特稠油；油藏條件下相對密度大于0.98黏度大于50 Pa·s 的原油稱為超稠油［3］。稠油是石油資源的重要組成部分，是多種重要化工產(chǎn)品的生產(chǎn)初級原料，也是近幾年國家石油勘探開發(fā)與開采的重要目標(biāo)［4］。

1.2 世界稠油資源的分布

稠油在世界油氣資源中占據(jù)了很大的比例。據(jù)估算，稠油、超稠油及天然瀝青的世界儲量約為1×1011t，其中中國、美國、加拿大、委內(nèi)瑞拉、蘇聯(lián)等國家都擁有豐富的稠油資源，重油資源和瀝青砂資源約為4000×108t 和6000×108m3，稠油年產(chǎn)量可達(dá)1.27×108t 以上［5］。目前世界上稠油資源儲量最豐富的國家是加拿大，其稠油資源主要分布在加拿大的阿爾伯塔盆地，其中包括冷湖、平河及阿薩巴斯卡等八個(gè)大油田，地質(zhì)儲量約為2680×108數(shù)4000×108t［6］。我國也擁有豐富的稠油和瀝青資源，目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了位于十二個(gè)盆地中的七十多個(gè)重質(zhì)油田，預(yù)估稠油和瀝青資源總量可達(dá)300×108t［7］。目前較大的稠油油田有遼河油田和塔河油田等［8］。

2 稠油開采技術(shù)

20世紀(jì)60年代以來，稠油開采技術(shù)有了迅猛的發(fā)展。就目前稠油開采技術(shù)而言，稠油開采以蒸汽驅(qū)和熱水驅(qū)等熱力開采為主，而在加拿大和委內(nèi)瑞拉以冷采技術(shù)開采稠油的規(guī)模較大［9］。

2.1 熱采

2.1.1 熱水驅(qū)

熱水驅(qū)油即是通過向地層注入熱水，原油受熱后黏度大大降低，原油的流動(dòng)性顯著增強(qiáng)。與此同時(shí)，巖石和地層流體受熱后體積發(fā)生膨脹，使得殘余油飽和度降低，也能促進(jìn)巖石水濕，防止高黏油帶的形成。熱水驅(qū)油技術(shù)操作簡便，與常規(guī)注水驅(qū)油方法相同。熱水驅(qū)的作用機(jī)理主要表現(xiàn)在：（1）注入熱水?dāng)y帶的熱量可使原油溫度升高，從而降低油水比，對稠油的作用效果明顯。在含油飽和度和相對滲透率不變的情況下，升高溫度能引起水相向前推進(jìn)的速度降低，從而提高水突破時(shí)原油的采收率［10］；（2）當(dāng)儲層原油溫度升高時(shí)，殘余油飽和度明顯降低［11］，同時(shí)，原油溫度升高會(huì)導(dǎo)致相對滲透率發(fā)生改變，而這種改變一般都是有利的；（3）儲層中的流體及巖石受熱后膨脹，也會(huì)促進(jìn)原油的驅(qū)替過程。

為了實(shí)現(xiàn)油田長期高效可持續(xù)發(fā)展，李興博［12］結(jié)合油藏地質(zhì)特征和室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，于2012年3月起先后在哈薩克斯坦的NB油田開展了五個(gè)井組的熱水驅(qū)油試驗(yàn)。截至2015年底，井組累計(jì)增油2.2萬噸，井組日增油量可達(dá)30 t。對于厚度較薄的砂巖稠油油藏，王月明［13］根據(jù)井組近年的開發(fā)狀況，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析了井組中各油井的受效特征，在D稠油區(qū)塊開展了熱水驅(qū)開發(fā)。通過D66-5井天然巖心的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，確定了最佳注入溫度、注采比及注水方案。目前，該區(qū)塊開井的17口油井中共有11口受效井，受效比例64.7%，平均受效時(shí)間187 d，受效時(shí)平均注水強(qiáng)度1243 m3/m，受效后日產(chǎn)液量上升 10.3 t，日產(chǎn)油上升 4.7 t，已累計(jì)增油 3534 t，增油效果明顯，說明熱水驅(qū)可以實(shí)現(xiàn)區(qū)塊動(dòng)用。同時(shí)，注入熱水后，有效地抑制了邊水的推進(jìn)，使含水上升速度明顯減緩。

熱水驅(qū)地面工藝簡單，有較好的增油效果，在一定程度上實(shí)現(xiàn)了油田的高效發(fā)展。但是熱水驅(qū)提高采收率的幅度相對較低，因此不能成為熱力采油的主導(dǎo)技術(shù)。對于一些熱水驅(qū)不能顯著提高油藏采收率的情況，可以考慮在注入熱水時(shí)添加合適的表面活性劑，形成水包油型乳狀液，從而降低原油的黏度和油水界面張力，在高效地提高原油采收率的同時(shí)降低能耗。同時(shí)，熱水驅(qū)也可以作為蒸汽驅(qū)或其他熱采方式的后續(xù)開采方法，充分利用熱能，改善整體技術(shù)，提高經(jīng)濟(jì)效益。

2.1.2 蒸汽驅(qū)

對于高黏度、高重度和高孔隙度的油藏來說，蒸汽驅(qū)是一項(xiàng)采用率很高的采油方式。我國蒸汽驅(qū)技術(shù)已經(jīng)非常成熟，并且在很多大型油田得到了廣泛的應(yīng)用。蒸汽驅(qū)是將熱蒸汽作為載熱流體和驅(qū)動(dòng)介質(zhì)，對注氣井進(jìn)行持續(xù)注汽，從而在相鄰的生產(chǎn)井持續(xù)采油，利用注入的熱量和質(zhì)量來提高驅(qū)油效率的過程［14］。蒸汽驅(qū)驅(qū)油機(jī)理包括高溫蒸汽對于稠油的降黏作用、蒸汽與原油的混相驅(qū)作用以及巖石與流體的熱膨脹作用等。威爾曼等［15］研究發(fā)現(xiàn)，蒸汽驅(qū)的采收率一般高于冷水驅(qū)的采收率，而且比同溫?zé)崴?qū)的采收率也要高出很多。然而同樣作為蒸汽驅(qū)，高壓蒸汽驅(qū)的采收率通常高于低壓蒸汽驅(qū)采收率［16］。

針對中深層超稠油油藏水平井蒸汽吞吐后期產(chǎn)量遞減快、油藏采收率低的問題，辛坤烈［17］在國外蒸汽驅(qū)開發(fā)的基礎(chǔ)上，結(jié)合油田實(shí)際開發(fā)狀況，利用數(shù)值模擬等手段，在曙光油田杜84塊興1組超稠油油藏開辟了兩個(gè)水平井蒸汽驅(qū)的先導(dǎo)試驗(yàn)。對于先導(dǎo)試驗(yàn)的可行性進(jìn)行了深入研究，并且在注采井網(wǎng)、注采參數(shù)和注采工藝等配套技術(shù)方面進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，初步形成了適用于超稠油水平井蒸汽驅(qū)的動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)。兩個(gè)試驗(yàn)井組于2016年6月進(jìn)入現(xiàn)場，階段實(shí)施679 d，階段注氣量6.4×104t，累計(jì)產(chǎn)液量7.3×104t，累計(jì)產(chǎn)油量1.1×104t，目前日產(chǎn)液量91 t，日產(chǎn)油量27 t。實(shí)施前年產(chǎn)油量為0.3×104t，實(shí)施后提高至2017年的0.9×104t，采油速度從0.6%提高到1.7%，預(yù)計(jì)采出程度可達(dá)到40%以上。呂政等［18］結(jié)合前期先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果，繼續(xù)擴(kuò)大蒸汽驅(qū)的范圍。針對洼38 塊外擴(kuò)的3 個(gè)蒸汽驅(qū)井組進(jìn)行構(gòu)造與參數(shù)建模，通過對產(chǎn)液量和產(chǎn)油量的歷史擬合，優(yōu)化了蒸汽驅(qū)的基礎(chǔ)操作參數(shù)，并且對2016年之后的15年進(jìn)行了模擬。模擬結(jié)果表明，優(yōu)化后的方案與原方案相比，累計(jì)增油5.59×104t，采出程度增加5.83%，經(jīng)濟(jì)效益良好。

雖然蒸汽驅(qū)作為目前在技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上比較成功的稠油油藏開發(fā)技術(shù)之一［19］，然而儲層的非均質(zhì)性以及各生產(chǎn)井工作制度上的差異造成位于高滲透方向、高產(chǎn)量且注采井距較小的生產(chǎn)井首先發(fā)生蒸汽突破現(xiàn)象［20］，使得油藏?zé)崂寐实?，整體的經(jīng)濟(jì)效益無法得到保障。此時(shí)應(yīng)當(dāng)考慮以下幾個(gè)相關(guān)的技術(shù)方法：（1）在進(jìn)行射孔操作時(shí)，盡量避免高滲層或其他層位同時(shí)射開，要針對具體的開采情況有效控制各個(gè)層內(nèi)的滲透率級差，保證開采工作高效的進(jìn)行；（2）對注入油層的蒸汽量進(jìn)行合理的調(diào)配，根據(jù)地層的吸汽能力對注入汽量和注入速度進(jìn)行調(diào)整，盡量做到均勻注采；（3）對于易產(chǎn)生氣竄的井層加大研究力度，在注汽時(shí)可以通過封隔器來封堵易竄井層，然后選注非氣竄的井層，實(shí)行分層注汽作業(yè)；（4）對于易發(fā)生氣竄的高滲層進(jìn)行機(jī)械或化學(xué)封竄，如投入大小合適的空心金屬球或注入一些合適的化學(xué)劑［21］。

2.1.3 蒸汽輔助重力泄油

SAGD是在1978年由Butler等提出的針對稠油或超稠油并隨著水平井技術(shù)發(fā)展起來的一種特殊的蒸汽驅(qū)技術(shù)。此項(xiàng)技術(shù)在加拿大、委內(nèi)瑞拉和我國的遼河油田都得到了較為廣泛的應(yīng)用。該技術(shù)將注入的蒸汽作為供熱熱源，依靠被加熱的水和油與從注汽井注入的蒸汽之間的密度差作為驅(qū)動(dòng)力來開采稠油，為稠油、超稠油的有效開采與及時(shí)接替開拓了新的途徑與方法［22］。SAGD是通過注入高溫度、高干度的熱蒸汽對油層進(jìn)行加熱，形成蒸汽腔，在保持一定油層壓力的情況下使原油在重力的作用下流到生產(chǎn)井中［23］。相對于蒸汽驅(qū)來說，該技術(shù)具有較高的采油及泄油能力、較高的油氣比和最終采收率，同時(shí)還可以降低井間干擾，能有效避免蒸汽過早的在井間竄流或連通等問題［24］。

雖然SAGD 技術(shù)很大程度上能提高稠油的采收率，但是隨著生產(chǎn)的進(jìn)行也會(huì)出現(xiàn)一些嚴(yán)重的問題，如蒸汽腔溫度下降導(dǎo)致蒸汽冷凝。蒸汽腔向上部地層傳熱過多致使原有的膠質(zhì)瀝青質(zhì)隔層融化，造成頂水和邊水侵入，從而使得采出液中的含水率急劇上升，導(dǎo)致油藏整體采收率降低。當(dāng)頂水和邊水泄入時(shí)會(huì)降低稠油油層的溫度，進(jìn)而使稠油的黏度急劇上升，甚至失去流動(dòng)性。因此急需研發(fā)SAGD 的接替方案以改善和提高熱蒸汽的利用率，同時(shí)對采出液的含水率加以控制［25］。

2.1.4 蒸汽吞吐

蒸汽吞吐是先向油井中注入一定量的熱蒸汽，隨后進(jìn)行一段時(shí)間的燜井，等蒸汽的熱量擴(kuò)散到油層之后，再進(jìn)行開井生產(chǎn)的一種開采稠油的方法［26］。蒸汽吞吐在我國的應(yīng)用十分廣泛，我國大部分的稠油產(chǎn)量是通過蒸汽吞吐技術(shù)獲得的。蒸汽吞吐技術(shù)的采油原理可以歸納為：（1）油層中的原油經(jīng)蒸汽加熱后黏度降低，流動(dòng)性增強(qiáng)；（2）對于壓力較高的油層，油層的彈性能量在加熱后充分釋放，增加了驅(qū)油的動(dòng)力；（3）巖石和流體的熱膨脹作用促進(jìn)了油藏的開發(fā)；（4）高溫蒸汽對于巖石的沖刷可以解除近井帶的污染，起到了良好的解堵作用［27］。

李萍等［28］借鑒國內(nèi)外蒸汽吞吐技術(shù)的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合現(xiàn)場實(shí)施情況，首次在渤海旅大27-2 油田進(jìn)行了稠油先導(dǎo)性試驗(yàn)，研究了地質(zhì)-油藏工程方案、注采方案、地面方案等，設(shè)計(jì)了蒸汽吞吐實(shí)施工藝，順利完成了注汽、燜井、放噴和下泵生產(chǎn)，為稠油油田的大規(guī)模開發(fā)打下了良好的基礎(chǔ)。劉義坤等［29］在精細(xì)地質(zhì)建模和歷史模擬的基礎(chǔ)上，利用數(shù)模技術(shù)對于大慶油田江37 區(qū)塊稠油開發(fā)區(qū)的注汽速度、注汽強(qiáng)度、井底干度等注汽參數(shù)按照不同有效厚度級別進(jìn)行了優(yōu)化并確定了合理范圍，完成了22口井共計(jì)61井次的蒸汽吞吐注汽，累計(jì)產(chǎn)油量為2.23×104t。

2.2 冷采

2.2.1 表面活性劑驅(qū)

表面活性劑具有乳化、潤濕、分散、增溶、潤滑等優(yōu)異性能，在生產(chǎn)生活中的各個(gè)領(lǐng)域均有應(yīng)用［30］。在稠油油藏的開采中，表面活性劑驅(qū)是將合適的表面活性劑水溶液注入井下，使稠油在表面活性劑溶液的乳化作用下分散并形成穩(wěn)定的O/W乳狀液，從而大大地降低稠油的黏度，使稠油的流動(dòng)能力得到提高。其次，表面活性劑溶液具有降低界面張力和軟化界面膜的能力，使得油滴的流動(dòng)阻力降低。表面活性劑溶液的加入提高了洗油效率，從而提高了采收率。表面活性劑的驅(qū)油機(jī)理通常歸為3 種：乳化降黏、破乳降黏以及吸附降黏［31］。其中乳化降黏是通過加入表面活性劑使W/O 型乳狀液轉(zhuǎn)化成O/W型乳狀液從而降低黏度；破乳降黏是指在表面活性劑的作用下破壞油包水型乳狀液，形成游離水從而達(dá)到降黏的效果；吸附降黏是指向油井中注入表面活性劑后使油管或抽油桿表面的潤濕性轉(zhuǎn)為親水性［32］。

在表面活性劑驅(qū)油的基礎(chǔ)之上，與吞吐工藝相結(jié)合，賴南君等［33］通過正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)，采用物理模型模擬化學(xué)吞吐過程，研究了乳化降黏吞吐技術(shù)提高采收率的效果，并確定了相關(guān)施工工藝參數(shù)，得到了較好的降黏效果。當(dāng)使用0.4%表面活性劑CD-1+0.2%NaOH+0.07%聚合物HPAM 體系時(shí)，稠油的降黏率高達(dá)96.1%，穩(wěn)定時(shí)間可達(dá)48 h。王剛霄等［34］將陰離子烯烴類磺酸鹽乳化降黏劑和非離子型低張力乳化降黏劑按質(zhì)量比1∶1制得復(fù)配乳化降黏劑。該降黏劑可用作普通稠油油田的驅(qū)油處理劑，可將油水界面張力降至1×10-5mN/m，在25℃下按水油質(zhì)量比3∶7 配制的乳狀液黏度為30 mPa·s，采收率達(dá)81.46%，改善了勝利油田陳家莊稠油黏度大、開采難的問題。

2.2.2 堿驅(qū)

堿驅(qū)是最早進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)的化學(xué)驅(qū)油技術(shù)，但是由于驅(qū)油機(jī)理復(fù)雜，限制條件過多，因此未得到廣泛的現(xiàn)場應(yīng)用。堿驅(qū)是將適宜濃度的堿性溶液注入地層，通過堿性溶液與油藏中的巖石或流體發(fā)生反應(yīng)，使采收率提高的技術(shù)。堿驅(qū)最主要的機(jī)理就是堿和原油中的酸性物質(zhì)發(fā)生反應(yīng)，在原位形成表面活性劑，降低油水界面張力，從而降低原油的流動(dòng)阻力［35］。稠油的酸值一般較大，堿性溶液很容易乳化稠油，并且能一定程度上改變油藏的潤濕性，對于稠油的開采非常有利［36］。但是，堿性溶液不僅會(huì)與原油發(fā)生反應(yīng)，也會(huì)和巖石以及其他地層流體發(fā)生反應(yīng)，從而造成堿液消耗過多、堿液突破和開采滯后的現(xiàn)象。因此，在進(jìn)行堿驅(qū)之前要經(jīng)過嚴(yán)密的試驗(yàn)，以選擇與油田配伍的堿溶液。堿驅(qū)過程中極易出現(xiàn)結(jié)垢，對油田后期的開發(fā)造成影響，因此堿溶液濃度的選擇也是非常重要的。

為了進(jìn)一步探討稠油堿驅(qū)提高采收率機(jī)理，劉曉玲等［37］以勝利油田樁西普通稠油為研究對象，構(gòu)建了Na2CO3與NaOH 質(zhì)量比為1∶1 的復(fù)配堿體系，利用玻璃刻蝕微觀模型模擬驅(qū)油過程。采用圖像處理技術(shù)，得到了水驅(qū)、不同濃度復(fù)合堿體系在突破時(shí)刻的波及系數(shù)∶純水突破時(shí)的波及系數(shù)為22.686%，2 h后剩余油飽和度為58.209%；0.4%復(fù)合堿突破時(shí)的波及系數(shù)為46.866%，2 h后剩余油飽和度為37.91%；1%復(fù)合堿突破時(shí)的波及系數(shù)高達(dá)62.388%，2 h后剩余油飽和度降至34.328%。堿驅(qū)在提高波及系數(shù)、降低剩余油飽和度方面均優(yōu)于水驅(qū)。

2.2.3 聚合物驅(qū)

聚合物驅(qū)油是化學(xué)驅(qū)提高原油采收率方法中應(yīng)用最廣泛的方法。聚合物驅(qū)是向注入水中加入分子量高的聚合物，例如部分水解聚丙烯酰胺、多糖等。聚合物可以增加水相黏度從而降低油水流度比，增加波及體積，提高原油的采收率［38］。其次，彈性聚合物溶液通過黏彈性產(chǎn)生黏滯力，提高原油的驅(qū)油效率。通常聚合物驅(qū)選用的聚合物應(yīng)具有良好的熱穩(wěn)定性和化學(xué)穩(wěn)定性。聚合物驅(qū)也存在很多不利因素。比如，我國大部分油田屬于強(qiáng)采強(qiáng)注型，因此產(chǎn)生了大孔道，地層變異系數(shù)隨之增加，油藏非均質(zhì)性增大，進(jìn)行聚合物驅(qū)時(shí)容易發(fā)生竄聚，大大降低了油田開發(fā)的效率，因此在聚合物驅(qū)實(shí)施之前進(jìn)行堵水調(diào)剖十分重要。另外，聚合物溶液黏度較高，進(jìn)行驅(qū)替時(shí)不能超過水驅(qū)時(shí)的初始壓力梯度，否則將會(huì)破壞巖石結(jié)構(gòu)［39］。

為了研究注聚合物過程中產(chǎn)液量下降過快且含水率高等問題，敖文君等［40］利用室內(nèi)物理模擬與數(shù)值模擬方法，并結(jié)合理論分析，根據(jù)目標(biāo)油田的油藏特征研究了含水率不同時(shí)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)后油田參數(shù)的變化規(guī)律。同時(shí)，通過對比不同的注入方式，發(fā)現(xiàn)聚合物梯次降濃度注入效果優(yōu)于單一段塞注入效果。聚合物梯次降濃度注入，對高滲層的封堵效率高，中低滲透層可以得到較好的動(dòng)用。

2.2.4 復(fù)合驅(qū)

復(fù)合驅(qū)是指將兩種或兩種以上驅(qū)油技術(shù)組合起來的驅(qū)油方法，利用幾種驅(qū)油方式的優(yōu)點(diǎn)來開發(fā)油田，達(dá)到提高采收率的目的。針對渤海SZ36-1油田的地質(zhì)特征，金發(fā)揚(yáng)等［41］篩選了適合海上稠油油田水驅(qū)降黏開采的復(fù)合降黏體系。將堿與表面活性劑進(jìn)行復(fù)配，復(fù)合降黏體系溶液與原油形成的水包油型乳狀液既具有良好的穩(wěn)定性，也滿足脫水破乳要求，且藥劑用量少，成本低，降黏率高，可達(dá)到高效經(jīng)濟(jì)開采稠油的目的。廖凱麗等［42］通過人造巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)和微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評價(jià)了聚合物/表面活性劑體系的驅(qū)油效果，測定了該復(fù)合體系耐溫抗鹽、抗二價(jià)離子的性能，發(fā)現(xiàn)在聚/表劑二者的協(xié)同作用下較單一的驅(qū)油方式最終采收率有所提高。宋清新等［43］針對單家寺稠油油田蒸汽吞吐后期蒸汽利用率低的狀況，研制出具有調(diào)剖、洗油、降黏三效合一功能的泡沫劑作為表面活性劑進(jìn)行驅(qū)油。經(jīng)礦場試驗(yàn)證明，多效復(fù)合驅(qū)油體系能有效改善吞吐后期油井的開發(fā)效果，控制邊、底水的入侵，對油田最終采收率有明顯的改善作用，增油效果較好。

2.3 微生物驅(qū)

微生物采油是將微生物直接注入地層，利用微生物的生長代謝活動(dòng)和微生物代謝產(chǎn)物與油藏中的物質(zhì)相互作用而增產(chǎn)原油的一種方法［44］，是一種廉價(jià)有效且技術(shù)含量較高的提高采收率技術(shù)。微生物驅(qū)油機(jī)理可分為：（1）微生物在一定培養(yǎng)條件下在代謝過程中分泌具有表面活性作用的代謝物，可以降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率；（2）微生物活動(dòng)產(chǎn)生酸性物質(zhì)，溶解地層巖石，從而改善油層的滲透性；（3）微生物分解原油里的高分子量烴，同時(shí)釋放氣體，增強(qiáng)驅(qū)油動(dòng)力；（4）在油層多孔介質(zhì)中生長發(fā)育的菌體及細(xì)菌代謝所產(chǎn)生的聚合物可以填塞注水油層的高滲通道，提高波及系數(shù)［45］。

為了進(jìn)一步提高開發(fā)效果，王冠等［46］在蒙古林砂巖普通稠油油藏弱凝膠調(diào)驅(qū)后開展了微生物采油。在室內(nèi)篩選出兩株適合于該油藏條件的微生物菌種，并在現(xiàn)場選擇了9 口油井進(jìn)行了微生物油井吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，其中7口井取得了較好的效果，措施有效率達(dá)77.8%，平均日產(chǎn)油量由11.69 t 增至20.68 t，累計(jì)增油1093.5 t，有效期最長達(dá)190 d。桑林翔等［47］在室內(nèi)模擬了微生物驅(qū)油，篩選出解淀粉芽孢桿菌植物亞種、韓國假單胞菌和約氏不動(dòng)桿菌3 種高效的菌種，研究了菌種用量及處理時(shí)間并篩選出合適的菌種復(fù)配比例。當(dāng)菌種按照菌落數(shù)1∶1∶1復(fù)配時(shí)，原油降黏率達(dá)到73.58%，優(yōu)于任意單一菌種，按照最優(yōu)復(fù)配比例進(jìn)行驅(qū)替時(shí)的增產(chǎn)率平均值可達(dá)24.8%。由于技術(shù)本身較為復(fù)雜，從整體上講，該技術(shù)目前還多處于試驗(yàn)研究階段，沒有得到大規(guī)模的工業(yè)化應(yīng)用。

3 研究展望

在全球能源需求不斷增長的形勢下，稠油油藏的開采已經(jīng)得到了越來越多的關(guān)注，現(xiàn)有的稠油開采技術(shù)也在不斷地改進(jìn)與創(chuàng)新。展望未來，以下幾個(gè)方面仍然是我們應(yīng)當(dāng)關(guān)注的焦點(diǎn)。（1）隨著理論知識與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的不斷更新，稠油的開采技術(shù)也在不斷地創(chuàng)新。每一種開采方式都具有獨(dú)特的優(yōu)點(diǎn)，同時(shí)也有著不足之處。需根據(jù)不同油藏的不同條件，因地制宜，選擇適合的開采技術(shù)，盡可能做到經(jīng)濟(jì)與效益的最大化。（2）深化室內(nèi)物理模擬與數(shù)值模擬技術(shù)，深入研究各種不同驅(qū)油方式的驅(qū)油機(jī)理，用以指導(dǎo)現(xiàn)場試驗(yàn)。再根據(jù)現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)反饋加強(qiáng)理論機(jī)理認(rèn)識。（3）稠油熱采較冷采適用范圍更廣泛，包括普通稠油、超稠油和特稠油。對于油層的地質(zhì)情況來說，熱采的適應(yīng)性也大于冷采的適應(yīng)性。（4）對于正在探索試驗(yàn)階段的微生物采油技術(shù)應(yīng)積極進(jìn)行相應(yīng)的室內(nèi)及礦場試驗(yàn)，在保護(hù)環(huán)境的大主題下，此技術(shù)作為一種清潔無污染的采油方式應(yīng)得到提倡。（5）無論是化學(xué)驅(qū)的試劑復(fù)配或者是微生物驅(qū)的微生物菌種的復(fù)配，驅(qū)油效果都好于單一的驅(qū)油效果，因此應(yīng)對復(fù)配體系進(jìn)行進(jìn)一步的優(yōu)化研究。