中東地區(qū)EOＲ現(xiàn)狀、潛力和未來發(fā)展趨勢
來源：絲路印象
2024-07-19 17:33:48
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近年來中東地區(qū)一些國家因易采原油儲量不斷減少，大力推行EOR項目。阿曼、伊拉克和科威特等國家在不同類型油藏先后開展了EOＲ的研究和應(yīng)用，包括聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、蒸汽驅(qū)和二氧化碳驅(qū)等，其中聚合物驅(qū)發(fā)展到全油田規(guī)模。先進(jìn)的二次采油技術(shù)仍然是中東地區(qū)主要的采油技術(shù)，以沙特阿美公司為代表，改進(jìn)油藏管理模式，實(shí)施智能完井技術(shù)、千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)、智能水驅(qū)技術(shù)和新興監(jiān)測技術(shù)，取得良好效果。EOＲ項目具有很大潛力，但從概念落實(shí)，生成實(shí)驗數(shù)據(jù)模擬研究，到第一個礦場試驗實(shí)施，再到全面商業(yè)化推廣需要很長的一段時間，而且面臨著成本高、研發(fā)人員短缺和油價低等問題，未來發(fā)展之路還很長。
美國、加拿大、委內(nèi)瑞拉、印度尼西亞和中國是開展三次采油項目最多的國家。用EOＲ方式開采的石油產(chǎn)量近年來變化不大，據(jù)美國《油氣雜志》統(tǒng)計，1996年EOＲ日產(chǎn)量約10×104t，2006年日產(chǎn)量約9×104t(2002年以后中國化學(xué)驅(qū)數(shù)據(jù)未統(tǒng)計);氣驅(qū)產(chǎn)量逐年增加，熱采產(chǎn)量逐漸下降，化學(xué)驅(qū)越來越少。從1507個EOＲ項目巖性看:78%的項目位于砂巖油藏，主要是熱采和化學(xué)驅(qū);18%的項目位于碳酸鹽巖油藏，注氣最常用，聚合物驅(qū)是碳酸鹽巖油藏唯一被證實(shí)的化學(xué)驅(qū)方法。在過去的10a內(nèi)，中東地區(qū)的EOＲ項目的數(shù)量也在增加。一些國家易采原油不斷減少，開始推行EOＲ項目，其他國家也開始考慮實(shí)施。普遍認(rèn)為EOＲ項目的實(shí)行需要大量資金，而二次采油技術(shù)是更好的選擇。運(yùn)用一流的油藏管理模式，采用先進(jìn)的二次采油技術(shù)和三次采油技術(shù)能夠有效地提高采收率。
1、中東地區(qū)EOＲ項目實(shí)施現(xiàn)狀
中東地區(qū)是世界上石油產(chǎn)量最大的地區(qū)之一。國際能源署表示，2016年度中東石油產(chǎn)量全球最高，達(dá)到12.9433×108t，環(huán)比增長5.7%，占全球總產(chǎn)量的33%。以前EOＲ技術(shù)并不是當(dāng)?shù)氐氖走x，現(xiàn)在也逐漸進(jìn)入了人們的視線。自2005年，中東地區(qū)EOＲ項目的數(shù)量逐年增加。有的EOＲ項目在試驗階段，有的達(dá)到了商業(yè)化規(guī)模。中東地區(qū)迫切實(shí)施EOＲ項目在于以下幾點(diǎn):下降的石油產(chǎn)出率，剩余的石油開采程度增加，啟動EOＲ項目的準(zhǔn)備時間很長，以及一些地緣政治原因。阿曼是最先開展EOＲ項目的國家，伊拉克、科威特等國家也開始EOＲ的研究和應(yīng)用。
1.1 阿曼
由于不斷下降的石油產(chǎn)量，阿曼是所有中東國家中最早開展EOＲ項目的一個國家。截至到2016年，通過EOＲ技術(shù)開采的石油產(chǎn)量是整個阿曼國家石油產(chǎn)量的三分之一，剛好抵消了過去十年不斷下降的石油產(chǎn)量。
1.1.1 阿曼北部碳酸鹽巖油田(表面活性劑驅(qū))
阿曼北部碳酸鹽巖油田經(jīng)過10a以上注水開發(fā)，2016年主力層含水率超過80%，2014年采收率27%，最終采收率46%。2010年產(chǎn)量下降，啟動了三次采油技術(shù)研究工作。由于地層水礦化度高和中—高pH值，選擇了非離子表面活性劑，礦場試驗效果超出預(yù)期效果，有效降低含水率，提高了原油產(chǎn)量。首先，通過室內(nèi)實(shí)驗從7種溶液中篩選出采收率最高(14.2%)的表面活性劑S12A溶液，進(jìn)行單井試驗。單井試驗注入量420t，關(guān)井5d復(fù)產(chǎn)，含水率下降，4個月監(jiān)測期內(nèi)共計增產(chǎn)原油742t，產(chǎn)出比1∶18。之后進(jìn)行礦場試驗，面積0.16188k㎡，2口注入井，4口生產(chǎn)井，共計注入0.01PV溶液3個月，1a監(jiān)測期內(nèi)共計增油4480t，比預(yù)計增加3220t，采收率提高18%。
Harweel為碳酸鹽巖油田，由8個油田組成，含有11個高溫高壓稀油油藏，位于阿曼的南部。燃油密度為0.8348g/cm3，油藏厚度為100.584m，油藏深度為2500～5000m。滲透率為(1～10) ×10-3μ㎡，平均孔隙度為12%。含有大量的硫酸氣體(3%～4%的硫化氫)，10%～15%的二氧化碳。由于油藏的高壓和稀油情況，注氣混相驅(qū)被選定為可行方案，采收率從10%提高到50%。大量的含硫氣作為EOＲ的一種方式被再次注入到油藏里。這個項目在2010年末全面實(shí)施，Harweel油田的日產(chǎn)量增加0.56×104t。
1.1.3 Mukhaiznah油田(稠油熱采)
Mukhaiznah為稠油砂巖油田，位于阿曼南蘇丹地區(qū)。燃油密度為0.9593g/cm3，滲透率為(10～10000)×10-3μ㎡，平均孔隙度為35%。自2000年起，這個擁有大約75口水平井的油藏一直處于一次采油階段。由于原油黏度低，一次采油的采收率較低。為提高原油采收率，2007年7月，開始實(shí)施注蒸汽，水平井深度為500～1000m，被直井均勻隔開，直井和水平井的布局創(chuàng)造了一個新型的改良蒸汽輔助重力驅(qū)油開采模式。自2008年該油田開始全面實(shí)行三次采油技術(shù)，如今石油日產(chǎn)量超過1.12×104t。
1.1.4 Marmul油田(聚合物驅(qū)油)
Marmul為稠油砂巖油田，位于阿曼南部地區(qū)。燃油密度為0.9279g/cm3，滲透率為(1～20) ×10-3μ㎡，孔隙度為26%～34%。稠油的石油采收率很低。由于不利的流度比，注水的同時油井早期見水。因此決定通過注聚的方式來增加驅(qū)動流體的黏度。1980年末，開展五點(diǎn)法井網(wǎng)注聚合物試驗，這一實(shí)驗證實(shí)了聚合物驅(qū)的理論。預(yù)計采收率將增加到20%，延長油田20a的穩(wěn)產(chǎn)期。2010年2月推廣到全油田。Marmul油田不僅有注聚站，而且還是世界上設(shè)備規(guī)模最大、最為集中的油田之一，擁有每天加工8×104m3水的處理設(shè)施。Marmul油田有望每日再增產(chǎn)1400t。
1.1.5 Amal油田(稠油熱采)
Amal為稠油砂巖油田，位于阿曼南部地區(qū)。為提高采收率，降低原油黏度，2007年在油田西部地區(qū)開展了稠油熱采試點(diǎn)項目，連續(xù)注蒸汽，同時在油田東部采用周期注蒸汽。按照計劃在14a的周期內(nèi)鉆新井300口，到時油田東部、西部將會共享一個蒸汽生成設(shè)施，于2012年底投產(chǎn)，蒸汽注入項目提高了油田東西部2個地區(qū)的產(chǎn)量。目前，石油日產(chǎn)量約為8400t。
1.2 科威特
科威特為開采淺層稠油開展了前期研究。研究顯示稠油熱采(早期的蒸汽注入法)能夠很好地提高石油采收率。為了評價稠油熱采的可行性，在Ｒatqa Lower Fars油田進(jìn)行了兩例蒸汽注入項目的礦場試驗，一例在1982年，另一例在1986年。科威特石油的燃油密度為0.9659g/cm3。滲透率為3×10-3μ㎡，平均孔隙度為33%。兩例試點(diǎn)的結(jié)果表示這個油田適合稠油熱采。但是由于一次采油和二次采油方法足以滿足每日產(chǎn)量的要求，當(dāng)?shù)夭]有明確的計劃以商業(yè)化的規(guī)模實(shí)施稠油熱采。
科威特還進(jìn)行了二氧化碳驅(qū)油的可行性研究。對二氧化碳驅(qū)油和其他混相驅(qū)油方式進(jìn)行了評價，來確認(rèn)是否能夠用于科威特的成熟油藏。之前，在科威特北部的2個油田(碳酸鹽巖油藏)進(jìn)行過一個綜合的注氣混相驅(qū)的可行性篩選實(shí)驗。初始研究結(jié)果表明運(yùn)用二氧化碳驅(qū)油是可行的，能夠把采收率提高10%。
1.3 劃分中立區(qū)
Wafra油田位于科威特和沙特阿拉伯中間的劃分中立區(qū)，是當(dāng)?shù)?大主要油田之一。石油黏度高，燃油密度為0.9593g/cm3。油田有2個不同的油藏:一個油藏淺，埋深為304.8～426.72m;另一個油藏深為190～670m。平均孔隙度為37%，滲透率為250×10-3μ㎡。為了攻克碳酸鹽巖油藏注蒸汽驅(qū)油的關(guān)鍵技術(shù)難題，在Wafra油田開展了蒸汽驅(qū)油試點(diǎn)。2006年2月開始實(shí)施蒸汽驅(qū)油，日產(chǎn)量達(dá)到70t。在注入蒸汽的初期，石油的產(chǎn)量有所增長，蒸汽突破后，產(chǎn)量開始下降。試驗的成功證實(shí)了白云巖油藏蒸汽注入法是可行的。
1.4 UAE
阿布扎比陸上石油作業(yè)公司近期在Ｒumaitha油田進(jìn)行了二氧化碳驅(qū)油試點(diǎn)。該油田是碳酸鹽巖油藏，厚度為40～46m?？紫抖葹?4%～17%，滲透率為(1～3) ×10-3μ㎡。項目僅有3口井，1口注入井，1口采油井，井距大約70m;其間還有1口觀測井。這個試驗的目標(biāo)不是采收率，而是了解二氧化碳注入過程中的問題。二氧化碳的注入大概是28316.8m3，石油的產(chǎn)量目標(biāo)是56t/d。2009年3月，礦場試驗開始在油田鉆井，同年11月開始注入二氧化碳。二氧化碳?xì)怏w由馬斯達(dá)爾城提供，再通過卡車運(yùn)往7×104m外的試驗點(diǎn)。試驗持續(xù)約1a的時間。值得注意的是這項實(shí)驗在油藏的一個未經(jīng)開采的地區(qū)進(jìn)行。阿布扎比陸上石油公司暗示將會在一個更大的試驗區(qū)域擴(kuò)大二氧化碳的注入范圍。
1.5 敘利亞
注入低礦化度水是新興的最有潛力的三次采油技術(shù)。Omar油田是稀油砂巖油藏，黏度僅為0.3mPa?s。在該油田注入低礦化度水，實(shí)驗表明油層的濕潤性能夠從親油性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性。該油田地層水礦化度是9×104mg/L。如今平均采收率大約是47%。實(shí)驗結(jié)果表明，低礦化度水的注入改變了油層的濕潤性，提高采收率10%～15%。
2、先進(jìn)的IOＲ提高采收率技術(shù)
三次采油代表了油田生命的最后一個階段，三次采油技術(shù)由于費(fèi)用太高仍然面臨著嚴(yán)峻的考驗。對于任何油田來講，把二次采油的采收率最大化都是最好的選擇。在實(shí)行三次采油技術(shù)之前，技術(shù)進(jìn)步和提升油藏管理模式將把水驅(qū)油采收率最大化。中東地區(qū)大多數(shù)油田仍處于二次采油階段，采用先進(jìn)的IOＲ技術(shù)有效改善油田開發(fā)效果，提高采收率。
2.1 沙特阿美公司先進(jìn)的IOＲ技術(shù)
沙特阿美公司是世界上最早通過提升油藏管理模式提高采收率的公司，在中東地區(qū)油氣田開發(fā)具有代表性，主要采用提升油藏管理模式、智能完井技術(shù)、千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)、智能水驅(qū)技術(shù)和新興監(jiān)測技術(shù)。
2.1.1 提升油藏管理模式
沙特阿美公司通過提升油藏管理模式提高石油采收率，取得良好效果。包括最大油藏接觸井型開采的部署，智能自控油田，千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)，油藏的深層診斷(能夠清楚地看到油藏的內(nèi)部)，油藏的先進(jìn)檢測和監(jiān)視技術(shù)。
2.1.2 分支井鉆井技術(shù)
采用智能完井技術(shù)，安裝流量控制閥和流量控制裝置，大幅度增強(qiáng)油井生產(chǎn)能力，控制油井含水率;利用最大油藏接觸技術(shù)和極大儲層接觸技術(shù)，把分支井變成了高含油井。Hzradh-III油田，僅靠32口智能井，日產(chǎn)油量4.2×104t;Shaybah是該公司第一個水平井成功開發(fā)非均質(zhì)油藏和致密儲層的油田。
2.1.3 千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)
千兆網(wǎng)格油藏模擬器能夠在高分辨率下不需要按比例放大，可直接運(yùn)用地質(zhì)模型模擬大型油田。2010年啟動了千兆網(wǎng)格油藏數(shù)值模擬技術(shù)，能夠處理多達(dá)十億的網(wǎng)格。
2.1.4 智能水驅(qū)技術(shù)
用含有鹽分和離子結(jié)構(gòu)的水注入油藏，研究表明含有鹽分和離子結(jié)構(gòu)的水在水驅(qū)過程中能夠起到很重要的作用。
2.1.5 新興監(jiān)測技術(shù)
在二次采油階段，好的監(jiān)測技術(shù)是必需的，它能夠提高石油采收率，甚至比三次采油更重要，包括鉆孔重力儀，地球物理監(jiān)測技術(shù)(井間地震法，四維地震法和四維垂直地震剖面法)等。
2.2 集成化多學(xué)科油藏管理有效提高采收率
科威特石油公司研發(fā)的生產(chǎn)優(yōu)化流程在薩伯里亞油田得到應(yīng)用，產(chǎn)量在3a多時間里提高了20%。成功的關(guān)鍵在于引入非均質(zhì)性指數(shù)(HI)，篩選問題油井，利用流程化、集成化和結(jié)構(gòu)化的多學(xué)科油藏管理系統(tǒng)，快速做出分析、設(shè)計、解決方案和措施實(shí)施，效果監(jiān)測，縮短了整個處理周期。圖1給出了HI指數(shù)中候選井和正常井的篩選情況，高油低水說明井的運(yùn)行情況良好;其他3種可作為候選井實(shí)施處理，提高產(chǎn)能。
薩伯里亞油田自2014年開始在全油田運(yùn)行HI，篩選出45%的油井進(jìn)行措施調(diào)整，截至到2016年12月，應(yīng)用到約30%(140口)的油井，20%油田年產(chǎn)油量來自于增產(chǎn)措施。2014年3月，某油井停產(chǎn)，含水率75%～80%。2014年4月，用2013年6月數(shù)據(jù)分析生產(chǎn)史，建議無修井作業(yè)方法，11個分支井ICDs堵水。2014年5月，實(shí)施連續(xù)油管和膨脹封隔器，含水率從80%降到52%。
2.3 電輔助低濃度基質(zhì)酸化技術(shù)
阿布扎比輕質(zhì)油碳酸鹽巖儲層巖心驅(qū)替實(shí)驗結(jié)果表明，水驅(qū)對碳酸鹽巖巖心的應(yīng)用，平均采收率達(dá)到60%，而利用電輔助低濃度基質(zhì)酸化技術(shù)可在水驅(qū)采收率60%，基礎(chǔ)上再提高17%～28%;使用酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.125%～1.2%，比現(xiàn)場應(yīng)用的低95%。技術(shù)優(yōu)勢:(1)綠色環(huán)保技術(shù)，污染小;(2)成本低，酸/水消耗少;(3)適用范圍廣，不受儲層埋深、自然環(huán)境等因素影響;(4)降低流體黏度、降低含水率、增加儲層滲透性;(5)擴(kuò)大波及效率。該技術(shù)促使阿布扎比油田在低濃度硫酸處理方法的發(fā)展上邁出了一大步。
2.4 低礦化度水驅(qū)技術(shù)
中東地區(qū)有多個國家開展了低礦化度水驅(qū)技術(shù)研究。伊拉克哈法亞油田研究了低礦化度水驅(qū)技術(shù)驅(qū)油機(jī)理是離子交換和改變潤濕性。結(jié)果表明，礦化度越低，采收率越高，最佳礦化度30150×10-6與海水接近，可顯著提高石油采收率5%～10%。阿曼開展了該項技術(shù)的研究:陰離子表面活性劑(烷基醚磺酸鹽，C17EO7S)(C17EO7)和非離子表面活性劑的組合(alkyl醚，C13EO10)在鹽水驅(qū)之后，耐溫、抗鹽、硬度高，可進(jìn)一步提高采收率。結(jié)果表明: (1)鹽水注入后，注表面活性劑，采收率為65%;(2)直接注表面活性劑，采收率為72%; (3)先注表面活性劑，再注入鹽水，采收率為75%。
3、中東未來的EOＲ潛力
未來幾年，對于大多數(shù)中東國家而言仍然以IOＲ提高采收率技術(shù)為主。同時，也有許多國家開始投資EOＲ項目，包括EOＲ篩選、可行性研究、研發(fā)和工藝研究，以及一些礦場試驗和商業(yè)推廣項目，從EOＲ實(shí)踐中獲得經(jīng)驗來創(chuàng)造更好的方法，生產(chǎn)的單位成本將逐漸減少，這也為今后的EOＲ項目提夠了大量的準(zhǔn)備時間。在中東全面推行EOＲ仍存留巨大的挑戰(zhàn)。但是最后當(dāng)易開采的石油逐漸用盡的時候，當(dāng)?shù)毓揪蜁で驟OＲ的幫助。
另外一點(diǎn)需要考慮，就是合理采用EOＲ方式。初始項目是稠油熱采，目標(biāo)是黏度高的油藏。從長久來看，熱能的應(yīng)用會有局限。中東地區(qū)原油油藏大部分是常規(guī)稀油，不適合熱采方法。而這種油藏更“喜好”混相或非混相氣體和化學(xué)驅(qū)，依賴于油藏環(huán)境、流體屬性和注劑的有效性。
4、EOＲ的發(fā)展趨勢
總體來說，EOＲ的實(shí)施在全世界范圍都面臨巨大挑戰(zhàn)。這些挑戰(zhàn)來自于油價，對于高科技的要求，大量資金的投入以及經(jīng)濟(jì)危機(jī)。同時油價的波動又加劇了危機(jī)。EOＲ采油的單位成本大體上比傳統(tǒng)方式的一次采油和二次采油要高。注劑的有效性也很重要，特別是二氧化碳或碳?xì)浠衔锏淖⑷?。從二次采油向EOＲ邁進(jìn)首先需要大量的資金投入，其次是人員需要接受過高等教育，具備運(yùn)行EOＲ項目需要的能力。啟動EOＲ項目還面臨的挑戰(zhàn)是需要大量的準(zhǔn)備時間。從概念的落實(shí)，生成實(shí)驗數(shù)據(jù)，模擬研究，到第一個礦場試驗的實(shí)施，再到全面商業(yè)化推廣需要一段很長的時間?，F(xiàn)在，是否應(yīng)當(dāng)過早地在油藏上實(shí)施EOＲ項目仍然備受爭議。面臨重重危機(jī)且缺少可用數(shù)據(jù)，使EOＲ很難開展。而這些困難在二次采油階段卻可以輕而易舉地解決。
目前，中東國家大多采用IOＲ提高二次采油的效率，暫時不會使用EOＲ換取短期的巨大收益。一般而言，以最快的速度采油對一個油藏的發(fā)展來說并不是正確的開發(fā)方式。但對研發(fā)的投入，能幫助油田的發(fā)展作出更正確的決定。近年來，EOＲ項目的增長促使人們開始關(guān)注環(huán)保問題，主要是二氧化碳驅(qū)技術(shù)。二氧化碳對于稀油是很好的溶劑，在適合的油藏壓力下，二氧化碳可溶于石油。因此，二氧化碳驅(qū)油無論對于環(huán)保，還是對于經(jīng)濟(jì)效益都有利。
5、結(jié)束語
EOＲ項目在過去10a里在全球范圍內(nèi)有所增長，包括中東地區(qū)。因為過去10a里不斷下降的石油產(chǎn)量，阿曼領(lǐng)先其他中東國家實(shí)行了EOＲ項目。其他中東國家也開始謹(jǐn)慎考慮“EOＲ”項目。發(fā)達(dá)的二次采油技術(shù)，包括頂級的油藏管理模式，先進(jìn)的油藏模擬器，智能油田概念，分支井鉆井技術(shù)都能夠在實(shí)施EOＲ之前提高采收率。對其他方法的投資(對EOＲ項目進(jìn)行巨大資金投入)之前，應(yīng)該采用智能水驅(qū)和最先進(jìn)的監(jiān)測技術(shù)。EOＲ的實(shí)施仍然存在巨大的挑戰(zhàn)。包括與油價的密切聯(lián)系，需要強(qiáng)大的技術(shù)支持，大量的資金投入，還有經(jīng)濟(jì)危機(jī)。對于中東地區(qū)的石油(常規(guī)稀油)，最合適的EOＲ方式是混溶性或非混溶氣體和化學(xué)驅(qū)油。中東地區(qū)的EOＲ支持者追求石油的最終采收率，開始進(jìn)行較難油藏的開采，對研發(fā)進(jìn)行投資，并密切關(guān)注環(huán)境問題。
以上內(nèi)容摘自絲路印象海外事業(yè)部(www.miottimo.com)搜集整理，若轉(zhuǎn)載，請注明出處。
美國、加拿大、委內(nèi)瑞拉、印度尼西亞和中國是開展三次采油項目最多的國家。用EOＲ方式開采的石油產(chǎn)量近年來變化不大，據(jù)美國《油氣雜志》統(tǒng)計，1996年EOＲ日產(chǎn)量約10×104t，2006年日產(chǎn)量約9×104t(2002年以后中國化學(xué)驅(qū)數(shù)據(jù)未統(tǒng)計);氣驅(qū)產(chǎn)量逐年增加，熱采產(chǎn)量逐漸下降，化學(xué)驅(qū)越來越少。從1507個EOＲ項目巖性看:78%的項目位于砂巖油藏，主要是熱采和化學(xué)驅(qū);18%的項目位于碳酸鹽巖油藏，注氣最常用，聚合物驅(qū)是碳酸鹽巖油藏唯一被證實(shí)的化學(xué)驅(qū)方法。在過去的10a內(nèi)，中東地區(qū)的EOＲ項目的數(shù)量也在增加。一些國家易采原油不斷減少，開始推行EOＲ項目，其他國家也開始考慮實(shí)施。普遍認(rèn)為EOＲ項目的實(shí)行需要大量資金，而二次采油技術(shù)是更好的選擇。運(yùn)用一流的油藏管理模式，采用先進(jìn)的二次采油技術(shù)和三次采油技術(shù)能夠有效地提高采收率。
1、中東地區(qū)EOＲ項目實(shí)施現(xiàn)狀
中東地區(qū)是世界上石油產(chǎn)量最大的地區(qū)之一。國際能源署表示，2016年度中東石油產(chǎn)量全球最高，達(dá)到12.9433×108t，環(huán)比增長5.7%，占全球總產(chǎn)量的33%。以前EOＲ技術(shù)并不是當(dāng)?shù)氐氖走x，現(xiàn)在也逐漸進(jìn)入了人們的視線。自2005年，中東地區(qū)EOＲ項目的數(shù)量逐年增加。有的EOＲ項目在試驗階段，有的達(dá)到了商業(yè)化規(guī)模。中東地區(qū)迫切實(shí)施EOＲ項目在于以下幾點(diǎn):下降的石油產(chǎn)出率，剩余的石油開采程度增加，啟動EOＲ項目的準(zhǔn)備時間很長，以及一些地緣政治原因。阿曼是最先開展EOＲ項目的國家，伊拉克、科威特等國家也開始EOＲ的研究和應(yīng)用。
1.1 阿曼
由于不斷下降的石油產(chǎn)量，阿曼是所有中東國家中最早開展EOＲ項目的一個國家。截至到2016年，通過EOＲ技術(shù)開采的石油產(chǎn)量是整個阿曼國家石油產(chǎn)量的三分之一，剛好抵消了過去十年不斷下降的石油產(chǎn)量。
1.1.1 阿曼北部碳酸鹽巖油田(表面活性劑驅(qū))
阿曼北部碳酸鹽巖油田經(jīng)過10a以上注水開發(fā)，2016年主力層含水率超過80%，2014年采收率27%，最終采收率46%。2010年產(chǎn)量下降，啟動了三次采油技術(shù)研究工作。由于地層水礦化度高和中—高pH值，選擇了非離子表面活性劑，礦場試驗效果超出預(yù)期效果，有效降低含水率，提高了原油產(chǎn)量。首先，通過室內(nèi)實(shí)驗從7種溶液中篩選出采收率最高(14.2%)的表面活性劑S12A溶液，進(jìn)行單井試驗。單井試驗注入量420t，關(guān)井5d復(fù)產(chǎn)，含水率下降，4個月監(jiān)測期內(nèi)共計增產(chǎn)原油742t，產(chǎn)出比1∶18。之后進(jìn)行礦場試驗，面積0.16188k㎡，2口注入井，4口生產(chǎn)井，共計注入0.01PV溶液3個月，1a監(jiān)測期內(nèi)共計增油4480t，比預(yù)計增加3220t，采收率提高18%。
非均質(zhì)性指數(shù)
Harweel為碳酸鹽巖油田，由8個油田組成，含有11個高溫高壓稀油油藏，位于阿曼的南部。燃油密度為0.8348g/cm3，油藏厚度為100.584m，油藏深度為2500～5000m。滲透率為(1～10) ×10-3μ㎡，平均孔隙度為12%。含有大量的硫酸氣體(3%～4%的硫化氫)，10%～15%的二氧化碳。由于油藏的高壓和稀油情況，注氣混相驅(qū)被選定為可行方案，采收率從10%提高到50%。大量的含硫氣作為EOＲ的一種方式被再次注入到油藏里。這個項目在2010年末全面實(shí)施，Harweel油田的日產(chǎn)量增加0.56×104t。
1.1.3 Mukhaiznah油田(稠油熱采)
Mukhaiznah為稠油砂巖油田，位于阿曼南蘇丹地區(qū)。燃油密度為0.9593g/cm3，滲透率為(10～10000)×10-3μ㎡，平均孔隙度為35%。自2000年起，這個擁有大約75口水平井的油藏一直處于一次采油階段。由于原油黏度低，一次采油的采收率較低。為提高原油采收率，2007年7月，開始實(shí)施注蒸汽，水平井深度為500～1000m，被直井均勻隔開，直井和水平井的布局創(chuàng)造了一個新型的改良蒸汽輔助重力驅(qū)油開采模式。自2008年該油田開始全面實(shí)行三次采油技術(shù)，如今石油日產(chǎn)量超過1.12×104t。
1.1.4 Marmul油田(聚合物驅(qū)油)
Marmul為稠油砂巖油田，位于阿曼南部地區(qū)。燃油密度為0.9279g/cm3，滲透率為(1～20) ×10-3μ㎡，孔隙度為26%～34%。稠油的石油采收率很低。由于不利的流度比，注水的同時油井早期見水。因此決定通過注聚的方式來增加驅(qū)動流體的黏度。1980年末，開展五點(diǎn)法井網(wǎng)注聚合物試驗，這一實(shí)驗證實(shí)了聚合物驅(qū)的理論。預(yù)計采收率將增加到20%，延長油田20a的穩(wěn)產(chǎn)期。2010年2月推廣到全油田。Marmul油田不僅有注聚站，而且還是世界上設(shè)備規(guī)模最大、最為集中的油田之一，擁有每天加工8×104m3水的處理設(shè)施。Marmul油田有望每日再增產(chǎn)1400t。
1.1.5 Amal油田(稠油熱采)
Amal為稠油砂巖油田，位于阿曼南部地區(qū)。為提高采收率，降低原油黏度，2007年在油田西部地區(qū)開展了稠油熱采試點(diǎn)項目，連續(xù)注蒸汽，同時在油田東部采用周期注蒸汽。按照計劃在14a的周期內(nèi)鉆新井300口，到時油田東部、西部將會共享一個蒸汽生成設(shè)施，于2012年底投產(chǎn)，蒸汽注入項目提高了油田東西部2個地區(qū)的產(chǎn)量。目前，石油日產(chǎn)量約為8400t。
1.2 科威特
科威特為開采淺層稠油開展了前期研究。研究顯示稠油熱采(早期的蒸汽注入法)能夠很好地提高石油采收率。為了評價稠油熱采的可行性，在Ｒatqa Lower Fars油田進(jìn)行了兩例蒸汽注入項目的礦場試驗，一例在1982年，另一例在1986年。科威特石油的燃油密度為0.9659g/cm3。滲透率為3×10-3μ㎡，平均孔隙度為33%。兩例試點(diǎn)的結(jié)果表示這個油田適合稠油熱采。但是由于一次采油和二次采油方法足以滿足每日產(chǎn)量的要求，當(dāng)?shù)夭]有明確的計劃以商業(yè)化的規(guī)模實(shí)施稠油熱采。
科威特還進(jìn)行了二氧化碳驅(qū)油的可行性研究。對二氧化碳驅(qū)油和其他混相驅(qū)油方式進(jìn)行了評價，來確認(rèn)是否能夠用于科威特的成熟油藏。之前，在科威特北部的2個油田(碳酸鹽巖油藏)進(jìn)行過一個綜合的注氣混相驅(qū)的可行性篩選實(shí)驗。初始研究結(jié)果表明運(yùn)用二氧化碳驅(qū)油是可行的，能夠把采收率提高10%。
1.3 劃分中立區(qū)
Wafra油田位于科威特和沙特阿拉伯中間的劃分中立區(qū)，是當(dāng)?shù)?大主要油田之一。石油黏度高，燃油密度為0.9593g/cm3。油田有2個不同的油藏:一個油藏淺，埋深為304.8～426.72m;另一個油藏深為190～670m。平均孔隙度為37%，滲透率為250×10-3μ㎡。為了攻克碳酸鹽巖油藏注蒸汽驅(qū)油的關(guān)鍵技術(shù)難題，在Wafra油田開展了蒸汽驅(qū)油試點(diǎn)。2006年2月開始實(shí)施蒸汽驅(qū)油，日產(chǎn)量達(dá)到70t。在注入蒸汽的初期，石油的產(chǎn)量有所增長，蒸汽突破后，產(chǎn)量開始下降。試驗的成功證實(shí)了白云巖油藏蒸汽注入法是可行的。
1.4 UAE
阿布扎比陸上石油作業(yè)公司近期在Ｒumaitha油田進(jìn)行了二氧化碳驅(qū)油試點(diǎn)。該油田是碳酸鹽巖油藏，厚度為40～46m?？紫抖葹?4%～17%，滲透率為(1～3) ×10-3μ㎡。項目僅有3口井，1口注入井，1口采油井，井距大約70m;其間還有1口觀測井。這個試驗的目標(biāo)不是采收率，而是了解二氧化碳注入過程中的問題。二氧化碳的注入大概是28316.8m3，石油的產(chǎn)量目標(biāo)是56t/d。2009年3月，礦場試驗開始在油田鉆井，同年11月開始注入二氧化碳。二氧化碳?xì)怏w由馬斯達(dá)爾城提供，再通過卡車運(yùn)往7×104m外的試驗點(diǎn)。試驗持續(xù)約1a的時間。值得注意的是這項實(shí)驗在油藏的一個未經(jīng)開采的地區(qū)進(jìn)行。阿布扎比陸上石油公司暗示將會在一個更大的試驗區(qū)域擴(kuò)大二氧化碳的注入范圍。
1.5 敘利亞
注入低礦化度水是新興的最有潛力的三次采油技術(shù)。Omar油田是稀油砂巖油藏，黏度僅為0.3mPa?s。在該油田注入低礦化度水，實(shí)驗表明油層的濕潤性能夠從親油性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性。該油田地層水礦化度是9×104mg/L。如今平均采收率大約是47%。實(shí)驗結(jié)果表明，低礦化度水的注入改變了油層的濕潤性，提高采收率10%～15%。
2、先進(jìn)的IOＲ提高采收率技術(shù)
三次采油代表了油田生命的最后一個階段，三次采油技術(shù)由于費(fèi)用太高仍然面臨著嚴(yán)峻的考驗。對于任何油田來講，把二次采油的采收率最大化都是最好的選擇。在實(shí)行三次采油技術(shù)之前，技術(shù)進(jìn)步和提升油藏管理模式將把水驅(qū)油采收率最大化。中東地區(qū)大多數(shù)油田仍處于二次采油階段，采用先進(jìn)的IOＲ技術(shù)有效改善油田開發(fā)效果，提高采收率。
2.1 沙特阿美公司先進(jìn)的IOＲ技術(shù)
沙特阿美公司是世界上最早通過提升油藏管理模式提高采收率的公司，在中東地區(qū)油氣田開發(fā)具有代表性，主要采用提升油藏管理模式、智能完井技術(shù)、千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)、智能水驅(qū)技術(shù)和新興監(jiān)測技術(shù)。
2.1.1 提升油藏管理模式
沙特阿美公司通過提升油藏管理模式提高石油采收率，取得良好效果。包括最大油藏接觸井型開采的部署，智能自控油田，千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)，油藏的深層診斷(能夠清楚地看到油藏的內(nèi)部)，油藏的先進(jìn)檢測和監(jiān)視技術(shù)。
2.1.2 分支井鉆井技術(shù)
采用智能完井技術(shù)，安裝流量控制閥和流量控制裝置，大幅度增強(qiáng)油井生產(chǎn)能力，控制油井含水率;利用最大油藏接觸技術(shù)和極大儲層接觸技術(shù)，把分支井變成了高含油井。Hzradh-III油田，僅靠32口智能井，日產(chǎn)油量4.2×104t;Shaybah是該公司第一個水平井成功開發(fā)非均質(zhì)油藏和致密儲層的油田。
2.1.3 千兆網(wǎng)格模擬技術(shù)
千兆網(wǎng)格油藏模擬器能夠在高分辨率下不需要按比例放大，可直接運(yùn)用地質(zhì)模型模擬大型油田。2010年啟動了千兆網(wǎng)格油藏數(shù)值模擬技術(shù)，能夠處理多達(dá)十億的網(wǎng)格。
2.1.4 智能水驅(qū)技術(shù)
用含有鹽分和離子結(jié)構(gòu)的水注入油藏，研究表明含有鹽分和離子結(jié)構(gòu)的水在水驅(qū)過程中能夠起到很重要的作用。
2.1.5 新興監(jiān)測技術(shù)
在二次采油階段，好的監(jiān)測技術(shù)是必需的，它能夠提高石油采收率，甚至比三次采油更重要，包括鉆孔重力儀，地球物理監(jiān)測技術(shù)(井間地震法，四維地震法和四維垂直地震剖面法)等。
2.2 集成化多學(xué)科油藏管理有效提高采收率
科威特石油公司研發(fā)的生產(chǎn)優(yōu)化流程在薩伯里亞油田得到應(yīng)用，產(chǎn)量在3a多時間里提高了20%。成功的關(guān)鍵在于引入非均質(zhì)性指數(shù)(HI)，篩選問題油井，利用流程化、集成化和結(jié)構(gòu)化的多學(xué)科油藏管理系統(tǒng)，快速做出分析、設(shè)計、解決方案和措施實(shí)施，效果監(jiān)測，縮短了整個處理周期。圖1給出了HI指數(shù)中候選井和正常井的篩選情況，高油低水說明井的運(yùn)行情況良好;其他3種可作為候選井實(shí)施處理，提高產(chǎn)能。
薩伯里亞油田自2014年開始在全油田運(yùn)行HI，篩選出45%的油井進(jìn)行措施調(diào)整，截至到2016年12月，應(yīng)用到約30%(140口)的油井，20%油田年產(chǎn)油量來自于增產(chǎn)措施。2014年3月，某油井停產(chǎn)，含水率75%～80%。2014年4月，用2013年6月數(shù)據(jù)分析生產(chǎn)史，建議無修井作業(yè)方法，11個分支井ICDs堵水。2014年5月，實(shí)施連續(xù)油管和膨脹封隔器，含水率從80%降到52%。
2.3 電輔助低濃度基質(zhì)酸化技術(shù)
阿布扎比輕質(zhì)油碳酸鹽巖儲層巖心驅(qū)替實(shí)驗結(jié)果表明，水驅(qū)對碳酸鹽巖巖心的應(yīng)用，平均采收率達(dá)到60%，而利用電輔助低濃度基質(zhì)酸化技術(shù)可在水驅(qū)采收率60%，基礎(chǔ)上再提高17%～28%;使用酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.125%～1.2%，比現(xiàn)場應(yīng)用的低95%。技術(shù)優(yōu)勢:(1)綠色環(huán)保技術(shù)，污染小;(2)成本低，酸/水消耗少;(3)適用范圍廣，不受儲層埋深、自然環(huán)境等因素影響;(4)降低流體黏度、降低含水率、增加儲層滲透性;(5)擴(kuò)大波及效率。該技術(shù)促使阿布扎比油田在低濃度硫酸處理方法的發(fā)展上邁出了一大步。
2.4 低礦化度水驅(qū)技術(shù)
中東地區(qū)有多個國家開展了低礦化度水驅(qū)技術(shù)研究。伊拉克哈法亞油田研究了低礦化度水驅(qū)技術(shù)驅(qū)油機(jī)理是離子交換和改變潤濕性。結(jié)果表明，礦化度越低，采收率越高，最佳礦化度30150×10-6與海水接近，可顯著提高石油采收率5%～10%。阿曼開展了該項技術(shù)的研究:陰離子表面活性劑(烷基醚磺酸鹽，C17EO7S)(C17EO7)和非離子表面活性劑的組合(alkyl醚，C13EO10)在鹽水驅(qū)之后，耐溫、抗鹽、硬度高，可進(jìn)一步提高采收率。結(jié)果表明: (1)鹽水注入后，注表面活性劑，采收率為65%;(2)直接注表面活性劑，采收率為72%; (3)先注表面活性劑，再注入鹽水，采收率為75%。
3、中東未來的EOＲ潛力
未來幾年，對于大多數(shù)中東國家而言仍然以IOＲ提高采收率技術(shù)為主。同時，也有許多國家開始投資EOＲ項目，包括EOＲ篩選、可行性研究、研發(fā)和工藝研究，以及一些礦場試驗和商業(yè)推廣項目，從EOＲ實(shí)踐中獲得經(jīng)驗來創(chuàng)造更好的方法，生產(chǎn)的單位成本將逐漸減少，這也為今后的EOＲ項目提夠了大量的準(zhǔn)備時間。在中東全面推行EOＲ仍存留巨大的挑戰(zhàn)。但是最后當(dāng)易開采的石油逐漸用盡的時候，當(dāng)?shù)毓揪蜁で驟OＲ的幫助。
另外一點(diǎn)需要考慮，就是合理采用EOＲ方式。初始項目是稠油熱采，目標(biāo)是黏度高的油藏。從長久來看，熱能的應(yīng)用會有局限。中東地區(qū)原油油藏大部分是常規(guī)稀油，不適合熱采方法。而這種油藏更“喜好”混相或非混相氣體和化學(xué)驅(qū)，依賴于油藏環(huán)境、流體屬性和注劑的有效性。
4、EOＲ的發(fā)展趨勢
總體來說，EOＲ的實(shí)施在全世界范圍都面臨巨大挑戰(zhàn)。這些挑戰(zhàn)來自于油價，對于高科技的要求，大量資金的投入以及經(jīng)濟(jì)危機(jī)。同時油價的波動又加劇了危機(jī)。EOＲ采油的單位成本大體上比傳統(tǒng)方式的一次采油和二次采油要高。注劑的有效性也很重要，特別是二氧化碳或碳?xì)浠衔锏淖⑷?。從二次采油向EOＲ邁進(jìn)首先需要大量的資金投入，其次是人員需要接受過高等教育，具備運(yùn)行EOＲ項目需要的能力。啟動EOＲ項目還面臨的挑戰(zhàn)是需要大量的準(zhǔn)備時間。從概念的落實(shí)，生成實(shí)驗數(shù)據(jù)，模擬研究，到第一個礦場試驗的實(shí)施，再到全面商業(yè)化推廣需要一段很長的時間?，F(xiàn)在，是否應(yīng)當(dāng)過早地在油藏上實(shí)施EOＲ項目仍然備受爭議。面臨重重危機(jī)且缺少可用數(shù)據(jù)，使EOＲ很難開展。而這些困難在二次采油階段卻可以輕而易舉地解決。
目前，中東國家大多采用IOＲ提高二次采油的效率，暫時不會使用EOＲ換取短期的巨大收益。一般而言，以最快的速度采油對一個油藏的發(fā)展來說并不是正確的開發(fā)方式。但對研發(fā)的投入，能幫助油田的發(fā)展作出更正確的決定。近年來，EOＲ項目的增長促使人們開始關(guān)注環(huán)保問題，主要是二氧化碳驅(qū)技術(shù)。二氧化碳對于稀油是很好的溶劑，在適合的油藏壓力下，二氧化碳可溶于石油。因此，二氧化碳驅(qū)油無論對于環(huán)保，還是對于經(jīng)濟(jì)效益都有利。
5、結(jié)束語
EOＲ項目在過去10a里在全球范圍內(nèi)有所增長，包括中東地區(qū)。因為過去10a里不斷下降的石油產(chǎn)量，阿曼領(lǐng)先其他中東國家實(shí)行了EOＲ項目。其他中東國家也開始謹(jǐn)慎考慮“EOＲ”項目。發(fā)達(dá)的二次采油技術(shù)，包括頂級的油藏管理模式，先進(jìn)的油藏模擬器，智能油田概念，分支井鉆井技術(shù)都能夠在實(shí)施EOＲ之前提高采收率。對其他方法的投資(對EOＲ項目進(jìn)行巨大資金投入)之前，應(yīng)該采用智能水驅(qū)和最先進(jìn)的監(jiān)測技術(shù)。EOＲ的實(shí)施仍然存在巨大的挑戰(zhàn)。包括與油價的密切聯(lián)系，需要強(qiáng)大的技術(shù)支持，大量的資金投入，還有經(jīng)濟(jì)危機(jī)。對于中東地區(qū)的石油(常規(guī)稀油)，最合適的EOＲ方式是混溶性或非混溶氣體和化學(xué)驅(qū)油。中東地區(qū)的EOＲ支持者追求石油的最終采收率，開始進(jìn)行較難油藏的開采，對研發(fā)進(jìn)行投資，并密切關(guān)注環(huán)境問題。
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2026-2031年中國房地產(chǎn)行業(yè)投資前景及風(fēng)險分析報告
報告頁數(shù)：85頁
圖表數(shù)：124
報告類別：前景預(yù)測報告
最后修訂：2025.01
2026-2031年中國基礎(chǔ)建設(shè)行業(yè)投資前景及風(fēng)險分析報告
報告頁數(shù)：141頁
圖表數(shù)：80
報告類別：前景預(yù)測報告
最后修訂：2025.01
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