一个油田能采多少年？
如果油被采光了怎么办？
老油田还有未来吗？
......
你也一定有过这样的疑问
可不必担心
正依靠科技创新
不断拓宽提高采收率路径
突破油气开发“天花板”
为能源饭碗“加油争气”
胜利油田
胜利油田化学驱进一步提高采收率
胜利油田化学驱技术实现了从跟跑到并跑再到领跑三级跳，从中高温拓展到高温、从陆地走向海上、从稀油延伸到普通稠油，不断拓展化学驱应用阵地，年产油量和增油量实现双升，采收率创造了63.6%的新纪录。目前，化学驱累计动用地质储量6.6亿吨，累产油7753万吨，累增油3628万吨，年产量占比超12%，提高采收率9.6个百分点，平均采收率达52%，其中采收率超过60%的储量8387万吨、占比13%，综合含水下降8~15个百分点。
眼下，单一技术提高采收率面临瓶颈，进一步提高采收率进入技术复合和协同时代。
近年来，胜利油田创新打出了“3+2”的“组合拳”，即化学驱与二次调整相结合的大幅度提高采收率技术，打破了井网和化学驱接替调整的既有模式，根据不同阶段流场演化特征，动态匹配驱油体系和注采井网，全过程“网-剂-油”协同增效，大幅提高了原油采收率。
中原油田
中原油田“火力全开”保上产
中原油田“强基固本，增储提能”，油田整体开发形势稳中向好。一是拓资源，滚动增储多点突破，新增可动用储量429万吨；二是提产能，效益建产规模扩大，新建产能12.25万吨，同比提升41%；三是强水驱，油田稳产基础增强，自然递减8.40%，连续四年控制在10%以内；四是攻三采，二氧化碳驱、聚合物驱矿场试验稳步推进，内蒙古稠油冷采有效技术手段初步明确，为进一步提高采收率提供了新思路。
当下，中原油田增量建产规模急需扩大，存量稳产能力急需提升。
下一步将深化“五精”开发管理，重建油藏模型、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组精准流程、重定低成本工艺，加强分类油藏重点治理，多措并举一体化提高难采储量动用程度，提升采收率；持续扩大“三采”应用规模，加大特低渗油藏二氧化碳驱、凝析气藏天然气驱、浅层中渗油藏聚合物驱、稠油复合冷采现场试验应用力度，提升采收率；攻关低成本效益开发技术，深化与中原石油工程公司等单位的合作开发，推动未动用储量效益开发，提升采收率。
江苏油田
技术人员查看江苏油田采油一厂真武注水站双滤料过滤器出口压力
2023年，江苏油田采收率提高0.4个百分点，达到25%。一是扎实推进分类油藏差异化治理。油田部署实施了10个老区细分及注采完善方案，老区调整增加可采储量136万吨。二是不断深化剩余油富集规律认识和高效挖潜技术系列，提升措施效益。2023年，江苏油田实施再富集剩余油高效挖潜措施35井次，累计增油1.3万余吨。三是大力开展欠注井专项治理。2023年，油田共治理欠注井104口，超计划34口，年增注35万立方米，超计划16.7%。四是持续开展三次采油技术攻关与应用。气驱技术与规模同步提升；化学驱方面年新增纳米乳液驱（吞吐）井组26个，年增油1.5万吨以上，为探索中低渗复杂油藏化学驱技术作出了积极贡献。
江苏油田经过近半个世纪的开发，主力油田都进入了开发中后期，含水率高达89%，且剩余油分散程度高，持续大幅度提高采收率难度日益加大。
江苏油田立足目前水驱开发存在的主要矛盾，攻关三项注水先导试验，试验区块覆盖储量1256万吨。一是精巧注水。在老区开展单井吞吐增能、一注一采等精巧注水试验，探索低品位储量补能方式。二是深部调驱。针对特高含水油藏储层形成大孔道导致含水上升加快的问题，实施深部调驱，同时加强化学剂机理研究，提升油藏整体压力水平。三是不稳定注水。针对注入水低效循环的问题，采用周期注水、变强度注水、注采耦合等多种方式，实现降水增油。
江汉油田
江汉油田科研人员进行现场水质检测工作
江汉油田科研人员坚持注水为先，强化油藏量化评价，诊断哪里该多注水、哪里该精细注水，进而解决注水导向问题。同时，根据注不进水、补充能量有难度的区块，攻关形成压驱、调剖调驱等技术，从找油转变为找水，让调水堵水成为开发工作日常，进而解决注水对策的问题。通过一系列举措，目前江汉老区水质达标率突破99%、自然递减率控制在10.35%，实现了持续创优。
目前，老油田正处于“高含水、高采出程度”阶段，提高注水效率、提高采收率新技术应用攻关迫在眉睫。
着眼长远，江汉油田正在攻关化学驱、活性气泡水驱和气驱等提高采收率技术，为老油田高质量可持续发展提供支撑。
西北油田
西北油田科研人员开展综合治理单元排查
西北油田塔河油田主体区块大多属于海相碳酸盐岩缝洞型油藏，自然递减率、采收率呈现“一高一低”的特点。根据缝洞型油藏特殊的储集空间类型和流动特征，西北油田运用注水、注氮气重力驱机理，建立并规模应用独具塔河油田特色的缝洞型油藏注水和注氮气提高采收率技术体系，并持续推进技术迭代升级。在前期单井注氮气增油的基础上，攻关形成规模气顶驱技术和氮气泡沫辅助驱技术，注气效果实现了由一口井作业“单井受效”向“多井受效”转变。采用集中制氮代替分散制氮的运行方式提效率降成本，去年注氮气年效益增油量首次超过百万吨。
随着注水、注氮气等提高采收率等主导技术在西北油田规模应用，提高采收率面临着成熟技术如何保持效果和接替新技术研发两方面的挑战。
油田调整了大幅提高采收率的工作思路，坚持“建连通、提动用”，进一步强化油藏整体描述、油藏工程方法和提高采收率理论研究三项基础工作，启动开展了轻质油混相重力驱、中质油氮气泡沫调驱、特超稠油注空气火驱、顺北油气藏注天然气调峰、底水砂岩油藏段塞混相驱等五大先导技术试验。目前，在大底水砂岩油藏二氧化碳驱和顺北挥发油气藏注天然气驱先导试验方面取得新进展，有望进一步丰富西北工区各种油藏类型提高采收率技术的工具箱。
西南油气分公司
西南油气分公司元坝气田员工进行开井作业
西南油气分公司持续深耕老区气藏，加强老井精细管理和综合施治，多措并举有效控制老井综合递减。同时，加大老区元坝长兴组、新场和中江沙溪庙组等气藏建模数模一体化研究力度，明确剩余气分布有利区，精准实施开发调整措施，老区气藏提高采收率工作取得显著效果。目前，元坝气田稳产期比设计延长了2年，还将持续延长，采收率稳步提升。川西中浅层新场沙溪庙组致密砂岩气藏已开发33年，目前处于开发中后期，2023年采收率提高1.0%。中江气田沙溪庙组气藏滚动评价建产10年，2023年井区采收率提高8.6%。
目前，西南油气提高油气采收率主要面临的挑战是气田剩余储量主要分布在难以识别的隐蔽河道、高含水饱和度河道、构造低部位等区域，地质条件差、储量品位低、钻采投资较高，要实现精准刻画隐蔽河道，有效盘活高含水饱和度区及低部位难动用储量仍然有诸多理论和技术瓶颈。
针对挑战，西南油气将持续加大基础研究力度，强化产学研结合，强化勘探开发一体化、地质工程一体化，在完善隐蔽河道精准刻画技术找准甜点甜层、完善建模数模一体化预测技术找准剩余气分布有利区、深化开发技术政策研究明确井网井距、迭代低成本钻采工艺技术实现控投降本、分类施策老井管理控递减等方面持续攻关，助力老区提高采收率。
石油勘探开发研究院
石油勘探开发研究院科研人员在开展热溶剂复合驱微观可视化实验
石油勘探开发研究院开展了二氧化碳复杂断块驱吐耦合、致密低渗缝储交换等驱油机理研究，形成了二氧化碳驱吐耦合提高采收率技术，支撑了江苏邵23、华东金南等5个小断块油藏二氧化碳驱油藏工程方案，平均提高采收率5.5%，换油率0.65吨/吨；研发了驱油用纳米增黏剂和高钙镁油藏增黏聚合物体系，2021年4月在八面河油田面一区沙三上开展了先导试验，目前区块日产油17.3吨，日增油11.2吨，日产油为注聚前的2.8倍，区块综合含水下降3%，单井见效率达到90%，累计增油5442吨。
化学驱向更高温、更高盐、更高黏度油藏拓展，目前在用的化学剂不能满足油藏要求，需要攻关环境响应型聚合物、抗水解聚合物、智能纳米、智能降黏等新型驱油剂和驱油体系，拓展应用领域。针对中高渗高含水油藏开展化学增效气驱、页岩油藏及天然气藏等注二氧化碳提高采收率技术，形成适应不同油藏类型的二氧化碳驱技术。
石油工程技术研究院
石油工程技术研究院科研人员在实验室探讨压裂液性能
石油工程技术研究院针对致密油气储层，研制了乳液降阻剂和压裂用渗吸剂，开发了具有高降阻、强携砂、强渗吸特点的降阻驱油一体化压裂液，在东北、华北、西南等区块现场应用20余口井，增产效果明显。其中，鄂南JH55井压后日产油10.4吨，较同区同层位最高产油量提高2.4倍。针对深层超深层碳酸盐岩储层，研制了酸用稠化剂、交联剂等处理剂，开发了高温稠化酸、高温渗透缓速酸等3套高温酸液体系，较好解决了超深碳酸盐岩储层酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题。
致密油和页岩油面临原油“流不动”和“流不远”的难题，传统提高采收率方法难以奏效，需要深化提高采收率机理研究，建立能够真实表征渗吸提采效果的实验方法，研发绿色、高效的压裂提采用化学剂，形成压裂提采一体化技术。超深缝洞型碳酸盐岩储层面临非均质性强、连通性差等难题，需明确剩余油分布特征，建立多向刻蚀沟通的工艺技术，同时研发兼具强渗透、低腐蚀等特性的抗高温酸化压裂液，形成超深碳酸盐岩油藏高效沟通增产技术。
从利用地层天然能量
到利用人工注水
再到应用物理、化学、生物驱油方法
从单一技术采油
到技术协同驱油
……
中国石化的提高采收率“撒手锏”技术
将源源不断地
从有限的资源中
开发出无限的可能！
