袁士義 王 強 李軍詩 高 明 韓海水

（1.中國石油天然氣集團有限公司咨詢中心；2.提高石油采收率國家重點實驗室；3.中國石油勘探開發(fā)研究院）

近年我國隨著國民經濟的快速發(fā)展，石油能源安全形勢日益嚴峻。根據(jù)國家能源局和海關總署數(shù)據(jù)，2020年我國原油總消費量達7.37×108t，國內生產原油1.95×108t，供需缺口為5.42×108t，對外依存度高達73.54%。我國油田主要采用注水開發(fā)方式，目前相當比例的老油田綜合含水已超過90%，可采儲量采出程度已超過80%，開發(fā)效率和效益逐年降低[1]。已開發(fā)油田標定平均采收率僅為30%左右，約2/3的地下儲量利用現(xiàn)有水驅技術難以采出，迫切需要依靠和發(fā)展提高采收率技術，以保持我國原油產量的穩(wěn)定和增長[2-3]。提高采收率是保障國家石油安全戰(zhàn)略的重要組成部分，是油田開發(fā)工作的重中之重。

提高采收率技術一般指通過各種方法改變驅替相/被驅替相的物理、化學性質，從而提高驅替相的波及程度或驅油效率，并最終提高原油采收率的油田開發(fā)技術。提高采收率技術既包括改善水驅技術，也包括化學驅、氣驅、熱力采油等三次采油技術，可在常規(guī)二次采油的基礎上，將原油采收率再提高5%～ 30%。

在國家科技重大專項等項目的帶動下，依靠持續(xù)自主創(chuàng)新，經過多年理論技術攻關及試驗，我國陸上油田已形成精細水驅、化學驅、稠油熱采、注氣、微生物驅等提高采收率理論技術系列，在大慶、長慶、勝利、遼河、新疆和大港等油田實現(xiàn)工業(yè)推廣應用，為保障國家原油產量穩(wěn)定發(fā)揮了重大作用。

1 精細水驅推動老油田水驅技術升級，對延緩產量遞減發(fā)揮重要作用

水驅是我國油田最為基礎、應用最為廣泛的開發(fā)技術，2019年中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）水驅年產油量為7000×104t左右，目前仍是原油產量和效益開發(fā)的主體，也是最經濟有效的開發(fā)方式。精細水驅是常規(guī)水驅在理念和技術上的全面升級，核心是將“精細”這一開發(fā)理念貫穿于油田開發(fā)的各環(huán)節(jié)，將地質油藏、鉆井工程和采油工藝緊密結合。通過精細分層注水和精細分層采油，加強對單砂體注采系統(tǒng)和多向連通率的控制，通過調驅等措施調整注采剖面和平面矛盾，從工藝上細分注水級數(shù)并提高分注率，總體上實現(xiàn)油藏的立體優(yōu)化，提高水驅波及系數(shù)。精細水驅相對常規(guī)水驅可提高采收率5%～ 10%[1]。

精細水驅在我國陸相油藏取得很好效果。大慶油田樹立“四個精細”和“五個不等于”開發(fā)理念，在長垣特高含水后期實施精細注水工程，通過細分層系、分類加密、精細注采調控、“二三結合”單砂體挖潛等措施，將水驅采收率提高6%～ 10%。6個示范區(qū)在綜合含水率為93%的情況下，連續(xù)5年實現(xiàn)含水不升、產量不降，為大慶油田長期穩(wěn)產做出重大貢獻。長慶油田低滲透油藏以單砂體及厚油層內部結構解剖為基礎，加大精細注采實施力度，分層注水由層間向層內、由兩段向多段發(fā)展，加強非主力層壓裂模式優(yōu)化，提高縱向動用程度15%以上。

由于儲層和流體等原因，目前仍有相當多的油藏難以應用三次采油接替技術，需繼續(xù)完善精細注水開采方式，進一步提高地質油藏的認識程度和表征精度，在精準把握剩余油賦存狀態(tài)的基礎上，發(fā)展低成本高精度定向井和層內調堵等挖潛技術，提高對零散剩余油和層內剩余油的動用程度，提升注水效率。預期可在目前基礎上進一步提高水驅采收率5%以上，仍具有可觀的潛力[1，5]。

2 化學驅理論技術多方位持續(xù)創(chuàng)新，技術水平和應用規(guī)模保持世界前列

化學驅又稱改型水驅化學法，是指向注入水中加入化學劑，以改變驅替流體的物理化學性質及驅替流體與原油/巖石礦物之間的界面性質，從而增加原油產量的一種開采方法。化學驅是目前我國稀油油田提高采收率的主要方法，已形成聚合物驅、三元復合驅、二元復合驅為代表的技術系列。截至2020年，中國石油化學驅已連續(xù)19年保持1000×104t以上產油規(guī)模[4]。目前中國是世界上化學驅工業(yè)化應用規(guī)模最大的國家，引領了世界化學驅技術發(fā)展。

2.1 聚合物驅礦場效果持續(xù)提升，大慶油田二類油層提高采收率約14%

10余年來，通過大量基礎研究，創(chuàng)新建立了聚合物黏彈驅油理論，認為聚合物驅不但能夠降低水/油流度比，擴大注入水在油層中的波及系數(shù)，同時聚合物具有的黏彈性能夠提高洗油效率，流動過程中導致殘余油變形和油膜剝離，致使殘余油降低。此外發(fā)展了聚合物注入?yún)?shù)與儲層物性多因素匹配等理論[5-6]。

形成了系統(tǒng)完善的聚合物驅配套技術體系，在聚合物研制、油藏工程、采油工程、地面工程、技術經濟評價等方面均取得創(chuàng)新成果。研制了不同分子量、不同結構的系列聚合物產品，建成年產40×104t以上、世界規(guī)模最大的油田用聚合物生產能力；形成了個性化的優(yōu)化設計方法、分層分質注入工藝、地面配注工藝及跟蹤調控技術。理論技術的進步，提升了聚合物驅礦場效果，大慶油田聚合物驅相對水驅的提高采收率幅度由工業(yè)化初期約8%提升至目前約14%，形成了以大慶油田高濃度黏彈聚合物驅和二類油層聚合物驅、勝利油田高溫高鹽聚合物驅、新疆油田礫巖聚合物驅為代表的較為成熟的工業(yè)配套技術。

目前聚合物驅主要面臨進一步提高采收率幅度有限、聚合物驅后含水上升和產量下降過快、聚合物驅后剩余油分布零散及有效接替技術缺乏等挑戰(zhàn)，需要在功能性聚合物、聚合物驅優(yōu)化設計和聚合物驅后進一步提高采收率技術方面加強攻關。

2.2 三元復合驅成功實現(xiàn)工業(yè)化應用，礦場提高采收率20%以上

經過10余年持續(xù)攻關和試驗，以大慶油田為代表，形成了三元復合驅（堿、表面活性劑、聚合物）提高采收率技術系列和標準規(guī)范體系，使我國成為世界上唯一實現(xiàn)三元復合驅工業(yè)化應用的國家。

創(chuàng)新了三元復合驅理論體系，在國際上率先揭示低酸值原油中活性雜環(huán)化合物與外加表面活性劑協(xié)同作用形成超低界面張力的機制，突破了原油酸值界限，拓展了技術應用范圍。創(chuàng)立發(fā)展了驅油劑分子設計理論（表面活性劑在油水界面的排布理論、定量結構—性質關系等）、物理化學滲流理論（色譜分離、乳化和結垢沉淀等）、精細化物理模擬和數(shù)值模擬結合研究方法等。

自主創(chuàng)新研發(fā)出烷基苯磺酸鹽和石油磺酸鹽兩類驅油用表面活性劑，實現(xiàn)工業(yè)化生產，優(yōu)化出適宜不同油藏的廉價高效強堿、弱堿三元復合配方體系。形成4項主體工程技術和標準，發(fā)展了以提高控制程度為核心的方案優(yōu)化設計和分階段調控技術；研制了清防鈣硅復合垢舉升工藝；研發(fā)了集中配制分散注入工藝；研制了原油脫水破乳處理劑和設備。大慶油田三元復合驅于2014年進入工業(yè)化應用，2017年產油量超過400×104t，主要在長垣二類油層實施，強堿和弱堿復合驅與水驅相比均提高采收率20%以上[1，6]。

2.3 二元復合驅表面活性劑關鍵技術取得突破，礦場提高采收率18%以上

二元復合驅不僅能夠大幅度提高采收率，而且克服了堿引起的結垢、地層傷害等缺點，工藝相對簡易，具有“高效、低成本”的特點，具備良好發(fā)展前景。

近年來，發(fā)展了無堿二元復合驅理論，揭示了低濃度表面活性劑“膠束增溶、乳化攜油”大幅度提高采收率機制，認為乳化和原位乳化是聚合物/表面活性劑二元驅關鍵驅油機理，深化了擴大波及體積在二元復合驅中的重要作用認識。高效表面活性劑實現(xiàn)工業(yè)化生產，隨著以甜菜堿、陰非離子型為代表的新型表面活性劑及復配技術取得突破性進展，化學配方在無堿條件下仍能使油水界面張力達到超低并使油水體系產生適度乳化，促使二元復合驅技術取得較快發(fā)展。目前二元復合驅在勝利、遼河、新疆、大港、大慶、長慶等油田均開展了礦場試驗，其中遼河、新疆油田礦場試驗均提高采收率18%以上[4-7]。

目前二元復合驅主要問題是提高采收率幅度不如三元復合驅，堿的積極作用尚未被完全替代，進一步優(yōu)化高效二元主劑仍是技術關鍵。

3 稠油熱采技術由蒸汽吞吐向蒸汽驅、SAGD和火驅技術跨越發(fā)展

稠油熱采是指在稠油開發(fā)過程中，向油層注入熱流體或使油層就地發(fā)生燃燒形成移動熱流，降低原油黏度，改善流動性，使稠油采出的采油方法。稠油的突出特點是瀝青質、膠質含量高，黏度高，流動困難，用常規(guī)的一次采油、二次采油技術很難經濟有效開采，因而熱力采油成為開采稠油的主要方法[1，5]。

我國陸上稠油資源比較豐富，主要分布在新疆克拉瑪依、遼河、勝利、河南、大港等油田。與國外相比，我國稠油油藏具有“埋藏深、物性差、未動用儲量大”等突出特點，經濟有效開發(fā)技術難度大。近年來，中國石油通過技術攻關與應用，稠油開發(fā)的主體技術由單一的蒸汽吞吐發(fā)展到蒸汽驅、SAGD、火驅等多元化技術，中國石油稠油年產量保持在1000×104t左右[2-3，5]。

3.1 蒸汽吞吐擴大波及體積等技術進一步改善了開發(fā)效果

蒸汽吞吐在各類稠油油藏均得到應用，目前面臨多輪次吞吐后操作成本升高、油汽比降低的難題。對于難以轉變開采方式的稠油油藏，重點是改善吞吐效果，研究運用水平井和CO2、N2等助劑輔助蒸汽吞吐降黏，增加地層能量和波及體積。對于適合轉變方式的區(qū)塊，盡快優(yōu)選時機進行蒸汽驅、SAGD或火驅技術的接替開發(fā)。

3.2 蒸汽驅技術提高蒸汽利用率，拓展了應用范圍，改善了開發(fā)效果

目前蒸汽驅技術已基本成熟配套，在連通性較好的稠油油藏得到規(guī)模工業(yè)應用。近年來建立了將水平驅動力與垂向重力泄油相結合的熱采理論與開發(fā)模式，集成了耐高溫大排量舉升、高溫高壓地面集輸計量及余熱回收系統(tǒng)，形成中深層稠油熱采配套技術。井底蒸汽干度提高了20%，將蒸汽驅開發(fā)深度界限由800m加深到1400m，成功實現(xiàn)了中深層稠油資源的有效開發(fā)，采收率由蒸汽吞吐的20%～ 25%提高到50%以上。

為提高蒸汽利用率，發(fā)展了多介質蒸汽驅技術。多介質蒸汽驅是由氣體、化學劑及蒸汽形成的高效驅油體系，具有“抑制蒸汽竄流和超覆、擴大蒸汽波及體積、比常規(guī)蒸汽驅減少蒸汽用量”等多項協(xié)同機理。蒸汽驅中后期采用多介質蒸汽驅，預計可進一步提高油汽比30%、采收率10%以上。蒸汽吞吐后期油藏轉多介質蒸汽驅，預計可提高采收率30%以上[1]。

3.3 SAGD系列核心技術打破國外壟斷，形成陸相超稠油高效開發(fā)新技術

SAGD是以高干度蒸汽作為熱源，依靠瀝青及凝析液的重力作用開采超稠油，可通過雙水平井、直井與水平井組合等方式來實現(xiàn)，已成為超稠油開發(fā)的主體技術（圖1）。目前掌握了超稠油SAGD開采機理、生產規(guī)律及數(shù)值模擬等方案優(yōu)化設計技術，形成了SAGD動態(tài)跟蹤與調控技術，發(fā)展了超淺層雙水平井SAGD鉆完井、高溫大排量舉升工藝、高溫產液密閉處理、地面與地下一體化自動監(jiān)測等配套技術。

圖1 SAGD機理示意圖

在遼河油田杜84和新疆油田風城重32、重37等井區(qū)開展礦場試驗，取得顯著效果。截至2020年，遼河油田直井水平井組合SAGD年產油量達到90×104t以上，較蒸汽吞吐提高采收率25%以上；新疆風城雙水平井SAGD年產油量達到72×104t以上。SAGD技術使近5×108t的超稠油難采儲量得以有效動用，實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，產量快速增加。

SAGD目前面臨著非均質強、蒸汽腔擴展不均等問題，下一步需重點攻關多介質輔助SAGD及不同結構井SAGD技術。在SAGD生產過程中，非凝結氣體、溶劑和蒸汽同時注入油層，可加速降黏和培育蒸汽腔，改善SAGD開發(fā)效果，并可降低能耗、減少蒸汽用量，在常規(guī)SAGD基礎上可提高油汽比30%、采收率15%以上[1]。

3.4 火驅系列核心技術的突破，破解了注蒸汽尾礦再開發(fā)的困局

火驅作為重要的稠油熱采方法，通過注氣井向地層連續(xù)注入空氣并點燃油層，實現(xiàn)層內原油裂解，燃燒流動較慢的重質組分并降低原油黏度，將改質的地層原油從注氣井推向生產井。火燒油層伴隨著復雜的傳熱、傳質過程和物理化學變化，具備蒸汽驅、熱水驅、煙道氣驅等多種機理。火驅優(yōu)勢體現(xiàn)在注空氣成本較注蒸汽低；驅油效率和最終采收率高，分別可達90%和80%；地下高溫裂解在一定程度上實現(xiàn)原油改質；能耗低；對油藏適應性廣泛[1]。

近年來，火驅技術在基礎理論、室內模擬和礦場試驗等方面都取得顯著進展[8]。在新疆油田紅淺1井區(qū)火驅是在蒸汽吞吐及蒸汽驅后、采出程度近30%的廢棄油藏上實施，在注蒸汽基礎上又提高采出程度25.2%，年均采油速度達到3.6%，預測可提高采收率42.2%，最終采收率達71.1%。從試驗效果看，火驅高溫燃燒特征明顯：產出原油明顯改質，飽和烴質量分數(shù)增加7%，膠質、瀝青質質量分數(shù)下降2.5%；對比產出油在20℃時的黏度，蒸汽驅開采為16500mPa·s，火驅開采為3381mPa·s，火驅比蒸汽驅下降了79.5%?；痱寣⒊蔀樽⒄羝蟪碛陀筒貞?zhàn)略接替技術，需進一步完善火驅高溫注采工藝、管柱防腐工藝、火驅監(jiān)測和前緣控制等關鍵技術，擴展礦場試驗類型和規(guī)模。

4 注氣技術現(xiàn)場試驗取得良好增油效果，具備5～ 10年上產千萬噸潛力

注氣（包括注CO2、N2、烴氣、空氣、煙道氣等）是低滲透油藏、特別是注水難以建立有效驅替系統(tǒng)的特低/超低滲透油藏提高采收率的重要手段，具有廣闊應用前景。在各種注氣技術中，CO2驅油與埋存技術在提高采收率的同時實現(xiàn)溫室氣體減排，得到國際社會普遍關注[1]。進入21世紀后，氣驅技術迎來快速發(fā)展，基礎理論、關鍵技術、工藝配套和礦場試驗取得重大進展，CO2驅試驗提高采收率20%以上，烴氣重力驅試驗提高采收率25%以上，空氣泡沫驅試驗提高采收率10%以上[9-17]。

4.1 CO2驅形成較成熟的配套技術，吉林油田試驗已實現(xiàn)提高采出程度20%以上

CO2驅是一種很具發(fā)展?jié)摿Φ奶岣卟墒章始夹g，通過國家科技重大專項等基礎研究和礦場試驗，CO2混相驅理論和配套技術基本形成，建立了完備的基礎研究平臺和實驗技術，系統(tǒng)揭示了混相驅提高采收率機理，突破油藏工程設計及調控、防腐、循環(huán)注氣等關鍵技術[9，15]。

吉林油田CO2驅經歷了探索、試驗、應用3個階段，先后建成黑59、黑79南、黑79北小井距、黑46共4個CO2驅油與埋存示范區(qū)，注氣井組69個，年產油能力10×104t，年埋存CO2能力35×104t，已在大情字井油田實現(xiàn)工業(yè)推廣應用。吉林油田黑79北小井距CO2驅試驗效果顯著，在水驅采出程度為25%、綜合含水率為93.1%的基礎上，注氣產量提高4倍，階段提高采出程度20.6%，預測可提高采收率25%，試驗區(qū)最終采收率可達56.1%[9]（圖 2）。

圖2 黑79北小井距CO2驅試驗區(qū)核心區(qū)井位部署和生產曲線

CO2驅油技術已具備工業(yè)化推廣條件。目前主要問題是廉價穩(wěn)定的CO2氣源供給制約了該技術的應用規(guī)模：油田內部CO2排放源分布廣泛、類型多樣，但捕集成本較高；天然CO2儲量規(guī)模小；油田外部高濃度排放碳源與油田錯位分布。亟須突破CO2氣源低成本供給瓶頸，建立CCUS商業(yè)運行模式，加快工業(yè)化推廣應用步伐。未來隨著國家“碳達峰、碳中和”行動方案的落實，驅油用CO2價格將會大幅度下降，CO2驅油與埋存技術將迎來快速發(fā)展的戰(zhàn)略機遇期。

4.2 烴氣驅技術成熟配套，塔里木油田試驗提高采收率25%以上

油田生產過程中常伴隨大量的烴氣產出，這些伴生烴氣與原油具有較好的互溶性，較容易形成混相驅油。

近年來，深化了烴氣重力驅界面穩(wěn)定基礎認識，建立了以控制氣液界面推進速度為核心的重力驅評價方法體系，形成控制氣液界面運移速度理論圖版，指導了油藏工程方案設計。針對厚層塊狀油藏、潛山油藏、傾角構造油藏的典型特點，創(chuàng)新提出直井與水平井組合的烴氣重力驅設計方法，建立了不同類型油藏重力驅模式。塔里木東河1 CⅢ油藏于2014年啟動烴氣重力驅現(xiàn)場試驗，截至2020年6月底，中心井組提高采收率30%，是塔里木油田第一個實現(xiàn)可采儲量和SEC儲量雙增的老油田[9]。

總體上看，烴氣重力驅技術配套程度較高，但需攻關升級面積混相驅注采調控、富化烴氣驅關鍵工藝等技術，構建驅油與儲氣庫聯(lián)動發(fā)展模式，突破致密油/頁巖油注烴氣提高采收率機理認識和關鍵技術。

4.3 空氣驅理論和配套技術取得突破，礦場試驗見到好效果

空氣氣源豐富、成本低。向油藏中注空氣，實現(xiàn)氣驅與氧化作用結合，可達到較好的提高采收率效果，但要重視和解決空氣中氧帶來的安全問題。

近年來，寬溫度域原油氧化理論、油藏工程設計、安全防控配套工藝等核心技術獲得重大進展，有望成為高溫高壓油藏最具潛力的接替技術。劃分出溶解膨脹、低溫氧化、中溫氧化和高溫氧化4個區(qū)間，揭示了30～ 600℃寬溫域的原油/空氣氧化反應特征，為稀油油藏注空氣方式的選擇提供了理論依據(jù)。研制出標準化、系列化、橇裝化減氧空氣一體化裝置，地面直接減氧到爆炸臨界氧含量以下，解決了空氣驅/空氣泡沫驅安全生產問題，并大幅降低注空氣成本。長慶油田在五里灣地區(qū)開展減氧空氣泡沫驅試驗，試驗區(qū)15注63采，油井見效率為95.2%，單井日增油0.35t，階段提高采出程度6.5%，預測提高采收率10%[9，16]。

空氣驅技術基本成熟，但需開展控氣竄擴大波及體積等技術攻關，中高溫油藏空氣驅技術需突破方案設計、前緣監(jiān)控、安全控制等關鍵技術。

5 微生物驅激活等核心技術取得突破，礦場提高采收率7%以上

微生物驅油技術是指通過利用微生物的代謝活動及其代謝產物作用于油藏和油層流體，實現(xiàn)提高原油采收率的一系列技術的統(tǒng)稱。該技術具有“低成本、環(huán)境友好、工藝簡便、產出液無需特殊處理、適應范圍廣”等特點，在常規(guī)水驅后的油藏和枯竭油藏強化采油方面具有廣泛的應用前景[1，6]。

通過國家科技重大專項等項目的帶動，微生物激活等核心技術取得突破進展，在華北、新疆、大慶等油田中高滲透水驅油藏開展微生物驅試驗取得顯著效果。華北油田寶力格斷塊油藏，利用微生物降黏結合凝膠調驅形成了微生物凝膠復合驅技術，礦場試驗微生物注入0.084PV，可動凝膠注入0.037PV，建立了地下微生物場，總菌數(shù)達到（1～ 10）×105個/mL。與水驅相比增油18.23×104t，預測可提高采收率7.3%。

微生物驅技術也在不斷發(fā)展，由傳統(tǒng)的利用微生物或其代謝產物驅油向微生物/化學復合、稠油油藏微生物改造、枯竭油藏微生物開采拓展，下一步需持續(xù)優(yōu)化與完善配套技術，擴大試驗規(guī)模，提升試驗效果。

6 超前顛覆性技術室內研究取得進展，具備開展先導試驗的條件

發(fā)展超前顛覆性技術是企業(yè)持續(xù)保持生產力優(yōu)勢的核心戰(zhàn)略，更是實現(xiàn)彎道超車的最快路徑。顛覆性技術從基礎研究到生產應用需要10～ 30年，周期長，需提前布局，瞄準世界科技前沿，堅持自主科技創(chuàng)新，形成持續(xù)不斷的技術滾動接替。

（1）納米智能驅油技術。其研發(fā)思路是納米驅油劑尺寸足夠小，能夠基本實現(xiàn)全油藏波及；憎水親油，遇水排斥，遇油親合，能夠實現(xiàn)智能找油；分散油聚并，能夠捕集分散油，形成油墻或富油帶。通過室內研究實現(xiàn)了部分設想，烷烴修飾后的納米顆粒疏水性增強，受到油相的吸引，能自發(fā)地向油水界面擴散運移，且納米顆粒在油水界面的吸附能夠降低界面張力，提高水相對油相的攜帶能力。從理論上說，納米智能驅油技術最終采收率可達80%以上，有望成為提高采收率顛覆性接替技術。但最終實現(xiàn)技術設想仍需做大量細致的基礎研究和技術攻關試驗[1]。

（2）中相微乳液驅油技術。近年來，隨著驅油理論、驅油劑研制和配方復配等技術的進展，以往在較高表面活性劑濃度（>5%）條件下才能達到中相微乳的限制，目前在較低濃度（<0.3%）條件下就可以實現(xiàn)，大幅度降低了體系成本。室內通過調控鹽度、優(yōu)化配方等方法，在低表面活性劑濃度下已實現(xiàn)中相微乳液驅。巖心實驗表明，在聚合物驅采收率59.5%基礎上，0.3%濃度表面活性劑的中相微乳液驅可提高采收率20%以上（圖3）。2020年，大慶油田已開展中相微乳液驅先導試驗。

圖3 中相微乳液驅機理及巖心實驗結果

（3）地下原位改質降黏技術。通過地下還原/氧化/生物代謝反應將原油中影響?zhàn)ざ鹊拇蠓肿咏Y構改質為小分子，實現(xiàn)原油地下不可逆降黏，大幅度提高稠油流度、開采能效和最終采收率。目前已提出包括供氫催化改質、氧化催化改質、微生物改質等多種技術路線。室內已研制出催化改質降黏劑樣品，在250℃以上條件下可實現(xiàn)改質降黏，特稠油和超稠油降黏率達90%以上。在新疆油田已開展的單井試注試驗，原油黏度從50000mPa·s降至21mPa·s。

7 結論

（1）我國陸上主力油田已陸續(xù)進入開發(fā)中后期，提高采收率技術對原油產量長期穩(wěn)產發(fā)揮了不可替代的支撐作用。通過不懈攻關和試驗，特別是國家科技重大專項等項目10余年的帶動，我國陸上油田已基本形成精細水驅、化學驅、稠油熱采、氣驅、微生物驅等提高采收率理論技術系列，總體處于國際領先水平，在大慶、長慶、勝利、遼河、新疆和大港等油田成功實現(xiàn)工業(yè)推廣應用，為保障國家原油產量長期穩(wěn)產發(fā)揮了重大作用。

（2）精細水驅技術在不同類型油藏具備普適性，對于老油田延緩產量遞減發(fā)揮重要作用，是其他大幅度提高采收率技術應用的基礎，需加大推廣應用規(guī)模；在5～ 10年內，化學驅仍將是我國主要應用的大幅度提高采收率方法，產量將保持目前規(guī)模，需加快弱堿/無堿復合驅技術升級和工業(yè)化步伐；稠油熱采產量將維持穩(wěn)定，火驅和多介質輔助SAGD等“低能耗、經濟環(huán)?！钡某碛烷_采方法將成為攻關方向；氣驅特別是CO2驅油與埋存技術將迎來快速發(fā)展，在大幅度提高低滲透油藏、致密油藏和頁巖油采收率的同時，成為踐行國家“碳達峰、碳中和”發(fā)展戰(zhàn)略的重要抓手；微生物驅技術具有廣闊發(fā)展前景，需加大攻關試驗應用力度以形成規(guī)?；a能力，關鍵功能菌群的認識、地下激活調控技術等需要進一步明確和優(yōu)化。

（3）不斷挑戰(zhàn)采收率極限是油田開發(fā)永恒的主題?；A理論的創(chuàng)新和核心技術的突破對我國提高采收率技術的發(fā)展起到了重要引領和推動作用，需重視超前顛覆性技術的儲備和研發(fā)，形成持續(xù)不斷的技術滾動接替，為保持我國原油產量長期穩(wěn)產發(fā)揮更大作用。