用于衰竭地层的新型钻井完井和修井液避免漏失地层伤害和卡钻

　　国外油田工程第20卷第11期(2004111)　　

用于衰竭地层的新型钻井、完井和修井液:

避免漏失、地层伤害和卡钻

翻译:李　斌　迟守平　吕照龙　刘保双

　　　P1Reidetal.

(胜利石理局钻井工艺研究院)

校对:唐代绪(胜利石理局钻井工艺研究院)

　　摘要　油气田开发进入中后期后,衰竭

地层的钻井、完井和修井作业有所增加。接近正常压力地层要维持井眼稳定,衰竭地层需要承受非常高的过平衡压力———经常超过1000lb/in2。因此,诸如压差卡钻、侵入深层滤液和严重井漏等问题非常普遍。问题严重时增加成本和严重的油层伤害可导致持续的不经济的油田开发。论文描述了一种新型流体处理剂组合,它是为了在渗透性地层上形成有效的低渗透阻挡层而设计的。新型液体处理剂已经应用在水基流体、油基流体和合成基流体等领域,取得了良好的效果。实验室和现场数据表明流体侵入大大减少。该流体的优点:大幅度减少了压差卡钻;增加了破裂压力梯度;渗透率恢复值高,因此油井产量高。论述了处理剂提供优越侵入控制的机理,以及这种保护阻挡层从生产层段上容易清除的机理。新型流体处理剂已经应用在大多数陆地和海上油气田,除了提供有效的技术方案以外,它们已经获得环境方面的认证,可以不受地在诸如墨西哥湾和英国北海地区使用。

主题词　衰竭地层　钻井液　完井液　修井液　漏失　地层伤害

下,如果不能经济地开发这些油田,就不得不

放弃。针对衰竭地层作业困难而开发的技术之一是欠平衡钻井技术(UBD)。但是,欠平衡钻井有它的技术局限性,在很多情况下不能应用。在不能应用欠平衡钻井技术的情况下,必须应用更传统的钻井作业。

文章集中讨论必须应用过平衡压力钻井液的情况。首先描述了为衰竭地层配置钻井液、完井液和修井液的传统方法,着重描述了与每一种方法相关的优点和局限性。讨论了最近开发的新技术,重点讨论充气流体,尤其是新型超低侵入流体。详细讨论了这些新型流体,包括它们的作用机理和适合衰竭地层钻井的原因。实验室结果和现场实例证明了这些新型流体经济地开发衰竭地层的效果。

二、传统方法:颗粒架桥

很久以来,石油工业就通过减少井下流体的岩石侵入来有效地解决地层衰竭问题。一种成熟的办法是向流体中添加颗粒以桥堵孔隙喉道。如果知道地层孔隙尺寸,可以以某种方式筛选这些颗粒,以便提供有效的滤饼特性。碳酸钙和盐(氯化钠)是最常用的桥堵颗粒,因为实施增产措施时,酸化或简单的溶解就能从岩石孔隙内部除去这些颗粒。

这种方法要求颗粒侵入岩石较浅,并且找到适合于架桥的孔隙尺寸。架桥发生在什么地方,效果如何,取决于油层暴露瞬间流体中颗粒的尺寸分布。不管任何理由,如果不存在合适的尺寸,就不能产生有效的架桥,而流体(既有液体又有固体)可能侵入岩石深处。

对具有不同尺寸颗粒的钻井液颗粒尺寸分布在钻井液循环过程中是不断变化的,这是因为颗粒受到钻头和泥浆泵的研磨,其他颗粒(如钻屑)混进体系(另外由于盐结晶而增加复杂性,即在循环期间随着流体的变暖和冷却,盐粒溶解和重结晶)。

一、引言

随着油田开发进入中后期,衰竭地层越来越常见。无论是为了维持产量水平还是为了开采未波及储层,在老油田的钻井活动仍然具有重要意义。修井作业一般也很多。

当正常压力或原始压力地层与压力衰竭地层共存时,衰竭地区在钻井、完井和修井期间会出现一些油田开发初期不存在的问题。如果要经济地开发油田,往往需要改善作业程序和技术。有些情况

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因此,对特定岩石保持较好的封堵尺寸分布是困难

的,钻井液工程师未必总能成功地选出低侵入/低伤害钻井液。

对钻井前孔隙尺寸分布已知的均质地层应用架桥颗粒非常有效,但是大多数渗透性层段是非均质的,而且在油田内垂直和水平方向孔隙尺寸分布都是变化的,要维持流体中合适的颗粒尺寸分布是困难的。持续渗滤是封堵无效的一个标志,在这种情况下固相侵入可能很深,消除油层伤害非常困难,并且代价很高。

石油工业的广泛应用证实了确定尺寸颗粒能够有效地架桥,但在很多情况下,从设计和维护的观点上讲不依赖于地层孔隙尺寸的方法更灵活、更方便,它将减少钻进衰竭地层时引起上述问题的风险。

下面将讨论采用弹性原理的流体设计方法。

当对微泡空气泡沫施加的压力超过临界值时,泡沫破裂且溶解进基液中,因此在流体中丧失了含有架桥气泡的任何优势。另外,相当高浓度的表面活性剂增加了油层伤害(特别是对相对渗透率的影响),而且如果孔隙被空气泡沫堵塞,地层清洗可能会非常困难。

四、用弹性颗粒控制侵入

近几年,桥堵孔隙作为侵入和伤害的方法得到了发展。首先,石油工业开发了不同尺寸颗粒的流体,试图尽快且有效地封堵孔隙喉道,也应用了泡沫或者微泡的充气流体。后者的优点在于含有的“粒子”既具有较宽的颗粒尺寸分布又是可变形的。我们讨论了两种方法的优点,但任何一种方法都不能解决大多数产层的侵入和伤害,更不用说衰竭产层了。由于这些局限性,我们开始确定控制衰竭地层侵入的“理想”流体,特别针对同一井段存在正常压力地层的衰竭地层的钻井。确定了下列理想性能:

◇在没有必要改变配方的情况下,流体应该能够桥堵较宽范围的孔隙喉道;

◇快速桥堵,在或非常接近岩石表面;

◇在完井和生产过程中的某一适当时间,必须很容易除去任何保护阻挡层;

◇流体应该是无伤害的;

◇形成的任何阻挡层应该在较高的过平衡压力下连续作用,因为控制同一井段的高压地层必须提高流体密度。理想的阻挡层应该是井眼压力不能传到衰竭地层,这可以有效地提高破裂压力梯度。

◇流体应该在较宽的密度、温度和井下压力下起作用;

◇在油基、合成基或水基流体中应该具有同样的特性;

◇流体应该很容易配制和维护;

◇任何处理剂都必须无毒,考虑环境安全,符合人类健康的要求。

然而要满足以上所有要求是极其困难的,在大多数条件下确定满足所有要求的方法之前,筛选了许多添加剂和处理剂体系。这些“非侵入流体(NIF)”在现场应用之前,在实验室进行了广泛的实验,现场实验进一步证明流体的确能满足上述要求(注:所用的“非侵入流体”术语是为了区分常规流体体系,但不能理解成没有任何程度的侵入,非侵入流体应该理解为超低侵入的流体)。

非侵入流体体系的实质就是由一系列水溶和油

三、适合于衰竭地层的充气流体充气流体曾经用来钻衰竭地层。在最简单的配方中,充气流体由雾和泡沫组成,它们是低密度流体,在钻进衰竭地层时可用来维持最小的过平衡压力,但是,如果在同一井段遇到正常压力地层,充气流体便失去作用。

泡沫的优点在于它是连续网状液膜内包含空气气泡的高结构流体。流体的结构特性以及空气气泡较宽的尺寸分布使得泡沫流体具有桥堵较宽范围尺寸的孔隙的能力,甚至可用来桥堵小裂缝。

但是,泡沫存在一些缺点:

◇需要产生泡沫的专门设备,这些设备可能很昂贵,而且海上有限的甲板空间了泡沫的应用。

◇泡沫是可压缩的,因此在井下条件下失去一些或所有的结构(因此也失去了架桥特性)。井下密度和流变性也变得难以预测和控制。

最近,一种新型的称为“微泡”的充气流体已经应用于不同的钻井条件中,包括衰竭地层钻井。对这些流体进行了广泛的讨论并在其他地区得到了发展[1-3]。简单地说,它们是含有增黏剂、表面活性剂以及适当的加重剂的水基流体。所用的表面活性剂使空气进入流体中(借助于增黏剂)形成稳定的厚壁泡沫,这些被称为微泡。对微泡流体作了一些要求,包括泡沫能够形成侵入近井地层的阻挡层,因此它们能控制油层伤害、钻井液滤失和其他与流体侵入有关的问题。在特殊油气地区的应用已获得成功,但其广泛应用并不十分乐观。特别是

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溶聚合物组成的一种混合物(聚合物包含很宽范围的HLB值)。其他文献详细地描述了这种材料[4],因此,这里仅做简单介绍。

当添加到水基流体中时,这种聚合物聚集成可变形的集合体或胶束(胶束是在溶液中形成微球状、棒状和板状的分子组合)。当被流体过平衡驱动时,流体开始进入渗透性岩石,而且这些分子很快在孔隙喉道上形成低渗透封堵,因此大大了流体的进一步侵入。封堵层上的胶束是可变形的,所以当压力升高时,更进一步压缩和减少了阻挡层的渗透率。图1给出了其作用机理。

心地倒入砂子顶部,钻井液离容器顶部大约1cm。重新组合容器并且加压到100lb/in2。通过容器壁可以很容易地看见侵入深度,测量它与时间的函数(替代方案:加入实验流体前砂床可以用水饱和,在容器底部收集流体体积用来测量流体的侵入)。实验一般进行30min。表1进一步比较了两种流体的侵入特性。

图2　砂床侵入试验容器示意图,侵入试验在室温和100

lb/in2(017MPa)的条件下进行30min

图1　改性聚合物(1)的示意图;在溶液中形成胶束

(2);钻井液滤失早期在岩石表面形成胶束的低渗透可变形

表1　含有胶束处理剂和不含有胶束处理剂的不同钻井液

砂床侵入试验结果

钻井液类型油基钻井液1油基钻井液2氯化钾聚合物1氯化钾聚合物2氯化钠聚合物/淀粉甲酸铯

砂床侵入

(基浆)

的阻挡层(3)

砂床侵入

(含有胶束)

(cm)10154151153171176

胶束处理剂浓度

(ppb)81068512555

颗粒尺寸分析表明,聚合物溶液含有的微粒,

μm,d10为9μm,d90为340μm。它们的可d50约60

变形能力和较宽的尺寸分布意味着比特定尺寸桥堵颗粒具有较宽的孔隙尺寸和渗透率,是有效的封堵剂。

聚合物混合物的油溶性至水溶性意味着处理剂在油基钻井液、合成基钻井液与水基钻井液中一样起作用。室内实验

非侵入流体侵入的能力由图2所示的砂床侵入实验证明。实验大约需要350mL不同级别的砂粒,放置在透明的塑料圆筒内,轻轻拍打以使表面水平。为了更逼真地模拟所钻进地层的渗透率和孔隙尺寸,选择了不同的砂子。实验中将钻井液小

全部全部全部全部全部全部全部

注:砂床是20/40目砂子;试验压力为100lb/in2;试验时间30min

形成胶束的有效混合液浓度是3～8ppb,这个范围内最合适的加量取决于基液的性质和所钻地层的渗透率(例如,为了保护高渗透地层,在低固相流体和高盐度盐水中为了控制侵入,一般要求高浓度)。

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如前所述,应用在产层的流体应该不引起严重的油层伤害,这是非常关键的。在衰竭地层这一问

题可能更严重,因为过平衡压力可能更高(产生更多的侵入),而且储层压力较低(为清除任何伤害提供压差较小),因此,观测到非侵入流体形成的保护阻挡层容易清除是令人鼓舞的,这是因为流体中的胶束仅仅在聚合物的临界浓度以上存在。因此,当没有胶束的冲洗流体接触阻挡层时,或者当它与储层流体接触时(当井投入生产时),它仅仅分散在井下流体中或被清除。

润湿反转等等)。不管潜在任何伤害机理,第一步必须尽可能地减少钻井液侵入(如果没有钻井液侵入,就不能伤害油层)。第二步,要认识到过平衡条件下的钻井液总会有一些侵入,要保证侵入液的最佳选择,尽可能减小引起的伤害。

这里所描述的非侵入流体的概念集中在尽可能减少侵入上。胶束形成处理剂与普通钻井液处理剂相容意味着在不降低胶束提供的低侵入特性的情况下,第二步(减少滤液侵入伤害)也能实现。非侵入流体的一个重要特点就是在裸露(或非常近)岩石表面很快地形成低渗透率胶束阻挡层。这就意味着固体和大部分聚合物被阻挡,不能进入孔隙,仅仅滤液侵入岩石基质很短的距离。

由于这种阻挡层位于岩石表面,所以在油层清洗实验中记录的初始流动压力低;当与产层流体接触时,与破胶相结合,意味着在实验室内一般能得到较高的渗透率恢复值。阻挡层位于井壁上,易受冲洗流体的影响,所以应该选用清洗代替反冲。3,压差卡钻

五、减少衰竭地层钻井中的风险

钻开衰竭地层时面临两个主要问题:◇侵入岩石基质,导致油层伤害或压差卡钻;◇全部钻井液漏失,进入天然或诱导裂缝。为了钻井、完井或修井作业经济可行,这两个问题必须解决。下面就详细考虑侵入基质问题和全部钻井液漏失问题,并且讨论含有弹性粒子的非侵入流体是如何减少甚至消除钻井风险的。1,侵入地层基质

在室内砂床试验中,已经给出了非侵入流体中的胶束是如何大大减少侵入的。在现场确定这一问题的最直接的方法是采用测井技术,测井技术能够给出流体侵入井下地层的剖面。远东一口用标准合成基流体的海上井用感应阵列工具得到测井曲线,曲线清楚地表明钻井液滤液侵入达到90in或更大。一口邻井通过添加5ppb可以形成胶束的聚合物混合物把标准合成基流体转化成非侵入钻井流体。测井曲线表明非侵入流体只侵入到10in或更少。

我们已从正反两方面讨论了含有不同尺寸颗粒的钻井液,叙述了钻井期间固体颗粒尺寸分布的变化以及新配方流体优良的侵入控制能力的丧失。从北海一口井取来的流体,在钻井开始前封堵砂床较好,但在12h以内,侵入砂床是以前的3倍多。有趣的是当5ppb的非侵入流体产品加入到降解的钻井液中时,封堵能力得到改善并超过了原始的特定尺寸的碳酸钙钻井液。添加4ppb的胶束形成处理剂到样品中,也证明了这一点。2,防止地层伤害

一旦钻柱接触到渗透性地层,钻井液的过平衡压力就作用在钻柱上,迫使钻柱贴近井壁。如果这个压力足够大,并且滤饼在部分钻柱周围形成一种密封,那么将发生卡钻,这种现象称为压差卡钻。压差卡钻的一个重要因素就是钻井液滤饼的性质:如果滤饼厚,卡钻比滤饼薄时更容易发生,因为增加了滤饼与钻杆的接触面积。非侵入流体有利于防止压差卡钻:第一,快速形成低渗透阻挡层,减少了井眼压力对地层的影响;第二,由于形成低渗透阻挡层,滤饼厚度就不能像普通钻井液那样迅速增加。因此,非侵入流体的应用大大减少了压差卡钻的危险。虽然不能保证将来的井不发生压差卡钻,但就目前非侵入流体的所有应用中,还没有一例因此而导致的压差卡钻事故报道。

六、钻井液漏失

为了简化讨论,仅仅把漏失划分成两种类型:渗漏和严重漏失。渗漏包括高达50～75bbl/h的所有漏失,主要进入岩石和微裂缝。严重漏失是超过50～75bbl/h的所有漏失,主要进入裂缝、孔洞或

过去几十年,对伤害机理已经进行了详细的研究和讨论。伤害机理涉及到孔隙喉道的物理堵塞和缩小(固相侵入、微粒运移、聚合物侵入、黏土膨胀、结垢等),以及相对渗透率变化(液锁、乳化、

溶洞。因为处理各种问题采取的措施不同,所以将漏失划分成上述类型。1,渗漏

聚合物混合物形成的胶束提供了一个较宽的尺

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寸分布,因此,可在较宽尺寸范围内的孔隙中起作用,甚至包括微裂缝[4],这使得同样组分的流体能够有效地封堵很宽尺寸范围的地层。砂床的室内试验已经证明,流体能够控制向渗透率超过20D的渗透性地层的侵入。粗颗粒添加到非侵入流体中,初步的实验室试验结果表明,即便是渗透率更高的地层也能在不发生严重漏失的情况下钻进。2,防止产生严重漏失

膨胀剂具有不同的作用机理,其成功很少依赖于漏失层类型的了解。膨胀是当剪切速率增加时流体变稠的一种特性,这与大多数钻井流体要求的剪切稀释性能形成对比。

在顶替期间,流体的膨胀性能有利于处理剂的整合,当处理剂进入漏失层流动速度增加时,它将进一步增黏。在漏失层变稠,处理剂保持在适当地方,直到少量的流体漏出(进入地层或进入漏层)。这种结果就是固体堵塞,如果放置适当,就能支撑1000lb/in2以上的压差。当在适度过平衡压力下钻进松软地层或在过平衡压力较高的情况下钻进衰竭地层时,确实存在产生裂缝和产生严重钻井液漏失的风险。非侵入流体能减少这种风险,现场应用证明了破裂压力梯度相对于应用常规流体有所增加。下面两个岩石力学论据可以解释形成低渗透非侵入流体阻挡层的地层是如何引起地层破裂压力梯度增加的:

◇在井壁上或近井壁带渗透率非常低的阻挡层能把孔隙流体与井眼流体隔离。因为流体很难进入地层,孔隙压力不会上升到常规流体那么大。有效应力不会减少,井眼更不易破裂。

◇松软地层产生裂缝时,非侵入流体中的胶束会在裂缝上形成一个阻挡层,并且使阻挡层反转。因此,如果产生裂缝,裂缝的延伸会减慢或停止,从而防止或减少严重的钻井液漏失。3,处理严重漏失

膨胀剂要求的添加剂加量随流体类型、钻井液密度、低密度固相含量等的不同而变化,但是,在水基钻井液中大约为50ppb,在油基钻井液和合成基钻井液中大约为70ppb。这种处理剂可直接加入到一定体积的现有钻井液中,不需要在特殊基液中混合。

一个重要的优势是产品很细,可以通过井下设备诸如泥浆马达、MWD和钻头喷嘴等泵送,不堵塞流动通道,因此没有必要在处理井漏之前起钻柱换光钻杆。已经证明,这种处理剂应用在一些天然裂缝和诱导裂缝的严重井漏情况下是成功的。4,现场实例1

在远东某油田开发的一些井中,两年钻了两个不同井段,平均漏失分别为0191bbl/ft和0141bbl/ft,进行了一些常规井漏处理但没有成功。2001

不管用非侵入流体还是用常规钻井液钻井,都会有自然构造特征(例如裂缝、断层、压裂碎石带、孔洞)引起严重漏失的情况,也可能有非侵入流体不能抑制的地层破裂情况(例如,极高的过平衡压力或提供的胶束形成处理剂不足)。一旦发生严重漏失,胶束形成处理剂将失去作用,因为尽管胶束能够保护较宽尺寸的孔隙通道,但是,仍存在一个胶束不能架桥的极限尺寸。

在这种情况下,一般要求采用堵漏剂。有很多有效的堵漏剂,包括水泥、柴油水泥、交联凝胶体

和不同级配颗粒(云母、粗矿物颗粒、纤维、果壳等)。这时应优先选择固相含量高的膨胀流体,它们具有技术和作业优势,它是薄片、纤维和小颗粒的混合物,研磨得比5目还要细。

大多数处理,包括使用大颗粒或者能化学凝结的流体(例如快凝水泥或交联凝胶),都将在漏失层架桥。在这两种情况下,为了处理成功,需要了解漏失地层的详细情况,诸如温度和压力。

年采用膨胀剂方法处理,平均漏失分别降到0106bbl/ft和0121bbl/ft,节约了大量的与漏失钻井液

和非生产时间有关的成本。5,现场实例2

2002年底,远东修井作业中发生了全部漏失,

漏进裂缝性储层岩石。替入40bbl由67lbs/bbl的处理剂组成的膨胀剂,浸泡1h。挤注处理剂后3h,漏失停止,该井成功地进行了1000lb/in2压力测试,没有漏失。6,现场实例3

一个陆上美国作业商常规应用膨胀剂已经超过5年,治愈了天然碳酸盐裂缝储层的严重漏失。有

裂缝的碳酸盐目的层的井一般用油基钻井液钻进,一旦发生漏失就改用含有50～75lbs/bbl添加剂的40～60bbl的处理剂钻进。一次处理严重漏失到全

部漏失返出的钻井液为80%～90%,有时再经二次处理(使用更小的药剂)钻井液全部返出。

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七、结论

◇衰竭地层的钻井、完井或修井面临特殊的挑战,特别是在同一井段遇到正常压力地层时。为了避免正常压力地层的不稳定,衰竭地层往往遇到较高的过平衡压力,这样增加了流体侵入以及与之相关的油层伤害和压差卡钻的风险。较高过平衡压力也可能压裂地层,引起全部钻井液漏失。◇为了减少以上风险,最新流体设计包括不同

固相颗粒的钻井液和充气体系(泡沫和微泡),虽然这些方法优于普通流体,但仍然存在局限性。

◇建议应用含有对流体侵入快速形成超低渗透率阻挡层的弹性粒子的钻井液,这是在较高过平衡压力下抑制侵入的一种非常有效的方法,可以减少(甚至消除)衰竭地层钻井问题。◇实验室数据和现场实例证实了用弹性粒子的观点。

◇在弹性粒子不能桥堵诱发裂缝和钻井液漏失层或天然裂缝和孔洞的情况下,提出用膨胀剂作为堵漏剂。

1Brookey,T1“Micro2bubbles:newaphrondrill2influidtech2niquereducesformationdamageinhorizontalwells,”PaperSPE395,presentedatthe1998SPEInternationalSympo2siumonFormationDamageControlheldinLafayette,Louisiana,18-19February19981

2Ivan,C1,Quintana,J1andBlake,L1:“Aphron2basedrillingfluid:evolvingtechnologiesforlostcirculationcontrol,”PaperSPE71377,presentedatthe2001SPEAnnualTechnicalConferenceandExhibitionheldinNewOrleans,Louisiana,30September-3October200113Ivan,C1,Growcock,F1andFriedheim,J1:“Chemicalandphysicalcharacterizationofaphron2baseddrillingfluids,”Pa2perSPE77445,presentedattheSPEAnnualTechnicalCon2ferenceandExhibitionheldinSanAntonio,Texas,29September22October20021

4Reid,P1,Labenski,F1andSantos,H1:“Drillingfluidsap2proachesforcontrolofwellboreinstabilityinfracturedfor2mations,”PaperSPE/IADC85304,presentedattheSPE/IADCMiddleEastDrillingTechnologyConference&Exhi2bitionheldinAbuDhabi,UAE,20-22October20031

资料来源于美国《SPE/IADC85326》

参考文献

(收稿日期　20040419)

(上接第3页)

参考文献

1Stosur,G1“,ThealphabetsoupofIOR,EORandAOR:ef2fectivecommunicationrequiresaeefinitionofterms”.SPE#84908,October2003

2“StarwarslasertechnologyfordrillingandcompletingGaswells”.JPT,February1999

3“Oilindustrypeersintoitsfutureatoffshoretechnologycon2ference”.O&GD,April29,1998

4“Feasibilityevaluationofdownholeoil/waterseparatortech2nology\\”.U.S.DOEReportNo.W-31-109-Eng-38,January1999.

5“Naturalgasandoiltechnologypartnership”.partnershipwebsitewww.sandia.gov/ngotp6“Longtermworldoilsupply”AResourceBaseProductionPathAnalysis.www.eia.doe.gov.7“Enhancedoilrecovery”AreportbytheNationalPetroleumCouncil,June19841

资料来源于美国《SPE848》(收稿日期　20040429)

表1列出了在1970—2050年期间,不同开发方式所带来的产量占美国和全球石油产量的实际比例和预测值。目前EOR产量对美国石油总产量的贡献是12%,这个比例只有当美国石油总产量递减的情况下才会增长。而将来EOR产量占美国或全球其他任何国家的原油总产量的比例要超过18%的可能性很小,除非原油价格保持在相当高而

且非常稳定的水平,但这在短期里是不会发生的。

五、结论

EOR对美国石油产量的贡献可能已经达到顶

峰,除非石油价格相当可观并保持稳定,否则EOR产量是不会突破当前水平的。世界范围内的EOR产量高峰很可能在全球石油总产量开始递减30～35年之后出现,或者在本世纪60年代出现。