石油地质学与环境地质学的结合(2)

6提高油田采收率
提高油田采收率是我国油气田开发中的核心技术，必须持之以恒，不断创新[5]。
2007年年底，全国累计探明石油地质储量277×108 t，但经济可采储量仅为68.8×108 t，设计采收率为25%.目前技术条件下滞留在储集层内尚难采出的剩余石油储量有200×108t以上。这些剩余储量可分为两部分：一部分是水可驱动的可动油，是在注水开发过程中未被波及而在油层内剩余的油，这部分油约有60×108 t，可采用“二次开发”方法采出：如钻加密开发井、推广水平井、调整注采剖面、调整开发层系、分层压裂（酸化）、重复压裂（酸化）、注聚合物驱油等技术。目前已在大庆、胜利等老油田推广，取得显著成效。另一部分油是由于受粘滞力和毛管力的影响，采用水驱方法不能采出的油。这部分油尚有140×108t以上，还要依靠新的三次采油技术：如利用蒸汽驱、火烧油层等热采技术、三元复合混相驱和注二氧化碳气驱等新方法提高采收率。

7增油与减排
温室气体减排是国际关注的重大环境问题。向老油田油层内注二氧化碳提高采收率技术应在我国大力推广。气源有二氧化碳气田气、天然气田中分离出来的二氧化碳气和工厂排放的二氧化碳气等。这项技术不仅能满足石油工业提高采收率增产原油要求，还可以封存温室气体中的二氧化碳解决环境问题，既增产原油，又减少污染，保护环境[6]。
美国早在1958年就在俄克拉荷马州K&S油田进行了注二氧化碳和水提高油田产量。20世纪70年代在密西西比州小溪油田（Little Creek）和德克萨斯州Kelley-Suyder油田开展二氧化碳混相驱提高采收率试验。2006年美国共有98个项目实施注二氧化碳驱油矿场试验，日产油量约为49 600 m3，约占美国油田总三次采油量的49%.
2006年12月，我国973项目专家组曾前往美国和加拿大考察其中一个较大项目：以美国北达科他州Beulah煤气化厂副产品CO2为气源，通过320 km管道输送液化CO2至加拿大，注入Weybum油田储油层。该油田为碳酸盐岩油藏，原始地质储量为14×108桶，1954年发现，1962年开始注水，水驱采收率为30%.2000年开始采用混驱进一步提高采收率。每天注入5 000 t二氧化碳气，每年注入量182×104t.预计连续注入12年，可封存2 200×104 t二氧化碳气。Weybum油田2003年产油量50×104 t，自注入CO2后，2005年增产至105×104t.预计2008年产油量可增加到150×104t，可提高全油田最终采收率16%，油田寿命将因此延长数十年。
挪威Sleipner气田，位于北海中部，气层深度2 000m，天然气含CO2约9%，挪威国家石油公司（Statoil）于1996年开始将气田分离出来的CO2注入海底之下1 000 m的Utsira盐水层封存，每年注入100×104 t二氧化碳气，约占该国每年向大气层排放CO2总量的3%左右。曾获OTC年度环保大奖。2008年挪威Statoil Hydro公司又将Snohvit气田天然气中所含5%~8%CO2分离后回注到一个独立的储集层中埋存起来，以达到环保要求。

法国Total公司正在试验一项CO2捕集、加氧燃烧和地下封存到Lacq大气田项目。2009—2010年计划捕集15×104t CO2，将其注入到4 500 m深的Lacq老气田内封存起来。
我国在莺歌海开发的东方1-1、乐东15-1、22-1等气田天然气中含有大量CO2；陆上大庆和吉林在深部火山岩气藏内天然气亦含有CO2.此外，各地燃煤电厂、炼厂、焦化厂、水泥厂均有大量CO2排放到到大气中，出于温室气体减排的环保要求和石油开采增油，提高采收率的需要，我国现已在吉林油田黑59区块利用深部CO2气藏的气源进行注入CO2提高采收率试验，初步效果良好，油井含水率由84%降至10%，单井产量升至9~12 t/a，并恢复自喷开采。大庆、胜利和辽河等油田亦进行小规模的注CO2开采试验。CO2在温度31~35℃、气压7.2 MPa时即能液化，适宜于用小口径长距离管道输送到适宜注入的油气田。我国有一些废弃的油田和气田；另有一些行将枯竭的老油田，均适宜于改用注CO2气驱油，达到增油与减排的双重目标。目前全球每年向大气中排放300×108 t二氧化碳气体，我国约占38×108 t.随着大量新建设项目的增加，我国CO2排放量仍将持续增加。为了配合国际上大规模实施CO2减排的要求，我国石油工业应将CO2减排和合理利用作为一项科技创新和系统工程来大力实施。

8可再生能源和新能源

本文编号：8068