石油圈
提高采收率技术(EOR)主要分气驱､化学驱､稠油热采､微生物采油和物理法采油5种类型，其中稠油热采､气驱和化学驱技术已进入矿场工业化应用，2014年世界EOR产量约为46.1×104m3/d，约占世界产油量的3.3%。EOR技术主要应用于美国､中国､加拿大､委内瑞拉和俄罗斯等国，中国已成为世界EOR应用大国，EOR产量约占世界EOR产量的25.0%。中国石化所属210个油田，主要分布在中国东部和西部2个油区。
东部油区以陆相沉积砂岩油藏为主，油田断裂系统复杂，储层非均质性较强，原油以中-高粘稠油为主，经过50多年的开发，已进入特高含水开发阶段。西部油区以塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏为主，缝洞内部结构和油水关系复杂，原油性质差异大，开发难度大。由于油田地质条件､储层和流体性质的复杂性，导致整体采收率较低，具有大幅度提高采收率的潜力。为解决复杂油藏的高效动用和老油田提高采收率的瓶颈，大幅度提高采收率成为中国石化发展战略之一，近年来探索了化学驱､稠油热采､注气和微生物等多种提高采收率技术，化学驱和稠油热采技术已逐步成熟并实现规模化应用，注气和微生物提高采收率技术仍处于试验研究阶段。
1 化学驱油技术
中国石化化学驱技术概括为聚合物驱､化学复合驱和聚合物驱后非均相复合驱3个方面,主要在胜利油田和河南油田应用。
1.1 聚合物驱油技术
中国石化适合聚合物驱的油藏普遍具有油藏温度高（65~120℃）､地层水矿化度高（5000~100000mg/L）和原油粘度高（50~130mPa•s）。以室内研究为指导,按照油层温度､地层水矿化度由低到高分步开展矿场试验,目前已形成适合3类油藏的聚合物驱技术（表1）。
1992年在孤岛中一区开展了Ⅰ类油藏聚合物驱先导试验，试验区有注入井40口,生产井78口，地层温度70℃，地层水矿化度5293mg/L，试验利用原有水驱开发井网，采用分子量大于1500×104的聚丙烯酰胺，设计聚合物用量300PV•mg/L，采用清水配制母液，产出污水稀释注入。先导试验已结束，试验区提高采收率11.0%。
1998年在Ⅱ类油藏开展了聚合物驱先导试验，针对地层温度80℃和地层水矿化度21000mg/L的胜坨油田一区，采用分子量大于2200万的聚丙烯酰胺和梳型高分子聚合物，已提高采收率6.7%。
2013年在Ⅲ类油藏开展聚合物驱先导试验，针对地层温度85℃和地层水矿化度30500mg/L的胜坨油田二区，采用含耐温抗盐基团的聚合物，目前注入井压力上升，生产井开发态势稳定，效果有待观察。
针对一次聚驱多向受效率低､流度比高､采出程度低等问题，2005年在下二门油田开展了二次聚合物驱试验，采用高浓度大段塞（0.91PV×2000mg/L）和单泵对单井注聚工艺，试验区已提高采收率9.5%，预计提高采收率12.0%。目前中国石化共实施聚合物驱项目56个，提高采收率6%~12%。
表1 聚合物驱油藏类型及使用的聚合物
1.2 复合驱油技术
基于高酸值原油（KOH含量0.9~3.0mg/g），1992年在孤东油田小井距试验区开展了ASP三元复合驱先导试验，在水驱采出程度达到54.4%，综合含水99.3%的情况下，实施聚合物､碱和表活剂的三元复合驱，试验取得成功，中心井区提高采收率16.8%（OOIP），但试验过程中存在结垢､乳化等问题，影响了三元复合驱技术的推广。
为了解决由碱引起的结垢､乳化等问题，2003年在孤东油田七区西开展了无碱二元复合驱先导试验，试验区有注入井10口，生产井16口，油层温度68℃，地层水矿化度8207mg/L，地层原油粘度45mPa•s。通过分子模拟，设计疏水链结构与原油相似的磺酸盐，达到更高的界面效率，采用阴､非表面活性剂复配实现超低界面张力（10-3mN/m），试验区已提高采收率14.8%。二元复合驱技术已于2008年进入工业化应用，目前实施19个项目，提高采收率8%~15%。
1.3非均相复合驱油技术
由于陆相成因储层的强非均质性和较高的原油粘度，聚合物溶液改善流度比，扩大波及程度的作用有限，使得聚合物驱后剩余储量接近原始地质储量的一半，需要探索聚合物驱后进一步大幅度提高采收率技术。针对聚合物驱后油藏非均质性更加突出，剩余油更趋分散的特点，研发了非均相复合驱油体系。
在二元复合驱油体系的基础上，加入B-PPG粘弹颗粒，形成非均相体系，该体系的连续相为“聚合物+表面活性剂”溶液，分散相为具有较高粘弹性的B-PPG颗粒，与二元复合驱体系相比，能够增加阻力系数，强化液流转向，扩大波及体积。
2010年在孤岛中一区聚合物驱后油藏开展非均相复合驱先导试验，试验区有注入井32口，生产井38口，地层温度70℃，地层水矿化度8120mg/L，地层原油粘度46.3mPa•s，试验前综合含水98.1%，采出程度52.3%。通过井网整体加密，实现变流线井网调整，试验取得显著效果，日产油由38t/d最高上升到136t/d，综合含水由98.1%最低下降到90.2%，已提高采收率2.5%，预计可提高采收率7.3%。该技术将在聚合物驱后油藏推广应用。
2 稠油热采技术
中国石化稠油油藏主要分布于胜利油田和河南油田。稠油油藏普遍埋藏较深（900~1600m）､储层厚度小且具有一定敏感性，原油性质多样和具有活跃边底水。1984年开始蒸汽吞吐开发，近年来稠油热采技术得到发展和完善，逐步形成了5项主导技术，其中热化学吞吐､井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用，蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术还处于试验阶段。
2.1热化学辅助蒸汽吞吐技术
针对特超稠油､薄层稠油动用难和稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后存在的汽窜严重､地层压力低､剩余油分散等问题，发展了化学辅助蒸汽吞吐技术。以蒸汽携带的热量为基础，利用化学体系高温高压条件下表现出的物理化学特性，改变储层微观结构及储层流体的渗流､分布特征，从而大幅度提高蒸汽吞吐效果，形成了HDCS､HDNS､SGS和氮气泡沫堵水调剖等系列技术，实现了特超稠油､薄层稠油和浅层超稠油的有效动用，大幅度改善了高含水热采老区的开发效果。近几年，HDCS､SGS､HDNS三项技术实施1500井次，累计增产原油81.3×104t;氮气泡沫调剖实施402井次，平均单井周期增油548t，累计增油22.06×104t。
2.2稠油热采井网加密技术
理论研究和矿场监测均表明，多轮次蒸汽吞吐后，普通稠油和特稠油油藏的有效动用半径为75~70m，超稠油油藏的有效加热半径为50m。对于井距为200~280m的井网来说，蒸汽吞吐井间存在未加热区。针对蒸汽吞吐加热半径小与常规井距大的矛盾，发展了稠油热采井网加密技术。通过数值模拟优化研究，建立了蒸汽吞吐加密潜力评价标准，确定了不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的有效井距为100~141m（表2）。2000年在孤岛油田中二北单元实施井网加密先导试验，试验区地层原油粘度为521mPa•s，油层温度65℃，新钻加密井76口，井网由200m×283m加密成141m×200m，采收率由21%提高到29.1%。
表2 不同类型稠油油藏井网加密界限
2.3蒸汽驱技术
针对稠油油藏埋藏深､转驱压力高等问题，通过配套稠油热采工艺提高有效热焓和热效率，形成了中深层稠油蒸汽驱技术。配套了超临界蒸汽锅炉､高真空隔热注汽管柱等工艺技术，锅炉出口蒸汽干度达99%，井底蒸汽干度达到60%以上。通过研制水平井自补偿封隔器和配汽器，配套水平井均衡注汽工艺管柱，实现水平段全段均匀注汽，提高油层动用程度40%~80%。通过提高注汽质量，使蒸汽驱技术应用的油藏深度突破到1600m，井底压力放宽到7MPa。
1997年在孤东九区西开展了深层蒸汽驱先导试验，试验区油藏埋深1320~1400m，油层厚度11~18m，原油粘度2000~5000mPa•s，1992年开始蒸汽吞吐，1997年转蒸汽驱，吞吐和蒸汽驱阶段采收率达到36.5%，蒸汽驱提高采收率20.9%。
2.4热化学蒸汽驱技术
为解决非均质油藏蒸汽带窄､波及效率低和驱油效率低的难题，发展了热化学蒸汽驱技术。针对油层压力高导致的蒸汽带窄､热水带宽的问题，通过研发高温驱油剂，提高蒸汽驱油效率。针对储层非均质性引起的蒸汽驱替不均衡，研发高温泡沫，改善蒸汽波及状况。
2008年在孤岛中二北开展了热化学蒸汽驱先导试验，试验区油层埋深1297~1318m，有效厚度10.2m，地面原油粘度9000mPa•s，已累计产油25.4×104t，采出程度达到43.0%，预测最终采收率可达53.4%。
2.5普通稠油水驱转热采技术
普通稠油油藏原油粘度（100~300mPa•s）高､水驱效果普遍较差，平均采收率仅为17.3%。室内实验和数值模拟研究表明，水驱后转热采可降低原油粘度，改变流度比，大幅度提高驱油效率。对地层原油粘度大于80mPa•s，油层厚度大于8m，孔隙度大于0.15，含油饱和度高于0.45，综合含水低于90%的水驱油藏可转换开发方式，提高采收率。
2011年在孤岛油田中二中单元实施水驱转热采先导试验，试验区油层埋深1260~1300m，有效厚度14m，地面原油粘度3000~10000mPa•s，综合含水89.3%，水驱采出程度18.8%，转热采后蒸汽吞吐阶段提高采出程度8.9%，目前已转入蒸汽驱，预测热采提高采收率24.0%。
3 注气驱油技术
3.1CO2驱技术
20世纪80年代开始CO2单井吞吐试验，90年代末以来开展CO2驱技术研究。在江苏､华东､中原､胜利和东北等油田共12个区块开展先导试验（表3），研究对象分为低渗透､特低渗透和水驱废弃油藏3类。
草舍油田泰州组属于低渗透油田，油藏埋深3020m，储层渗透率46×10-3μm2，原油粘度12.83mPa•s，地层温度119℃，试验前地层压力32.06MPa，CO2与原油的最小混相压力为29.34MPa。2005年开始CO2驱先导试验，试验区有注入井5口，采油井12口，采用连续注气方式，2013年12月结束，共注入CO21.25HCPV，已累计增产原油7.97×104t，提高采收率7.89%。
胜利高89块属于特低渗透油藏，油藏埋深2900m，储层渗透率为4.7×10-3μm2，原油粘度1.59mPa•s，油藏温度126℃，试验前油藏压力为23.2MPa，CO2与原油的最小混相压力为28.9MPa。2008年开始CO2驱先导试验，采用连续住气方式，以注入CO2气0.33PV，试验区累计增产原油4.52×104t，预计采收率达到26.1%。
濮城油田沙一下亚段属于水驱废弃油藏，2008年开始实施水气交替试验，试验前综合含水98.0%，水驱采出程度50.89%，注入的CO2来自炼化厂，浓度大于90%，气水比为1.37，已实施10个井组，累计注气10.2×104t，累计增产原油8000t。
表3 CO2驱先导试验项目
3.2注N2替油技术
针对缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采､水驱开发采收率低，发展了注N2替油技术，通过重力分异产生的气顶､膨胀降粘和补充地层能量，动用“阁楼油”取得良好效果。塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，油藏深度5300~7000m，油藏温度120~140℃，油藏压力60~70MPa，原油粘度180×104mPa•s，注水采收率14.8%。2012年开始注N2先导试验，采用撬装､膜制氮气技术，制氮纯度达95%，采用气水混注方式控制注入压力，目前已累计注气281井次，累计产油28.9×104t。
4 微生物驱油技术
微生物驱油技术主要分内源微生物驱､外源微生物驱和生物代谢产物驱（生物表面活性剂驱）3种方式。中国石化从1995年开始微生物吞吐试验，1998年开始微生物驱先导试验，先后在7个不同类型的油藏开展了微生物驱油现场试验，均见到不同程度的增产效果，已累计注菌液7124t，累计注入激活剂16257t，累计增油19.92×104t。微生物采油技术由单井吞吐､外源微生物驱发展到内源微生物驱。
1999年在胜利罗801块开展了外源微生物驱油先导试验，试验区有注入井5口，采油井13口，油藏温度75~80℃，储层渗透率217×10-3μm2，原油粘度9.8mPa•s，地层水矿化度7279mg/L。菌种选用外源微生物，采用两个菌种的混合菌液，试验方案设计注入菌液0.25PV，菌液浓度为106个/mL，采用周期注入方式。目前已注入菌液57轮，累计注入菌液1033t，提高采收率6.86%。
为促进内源微生物的繁殖､生长和代谢，通过引入生物竞争理论､拓宽碳氮源筛选范围，优化碳源､氮源和磷源比例，研发了高效生物激活剂，进一步提高激活效率，改善微生物驱油效果。2011年在胜利沾3块开展了内源微生物驱先导试验，试验区有注入井5口，采油井12口，油藏温度63℃，储层渗透率682×10-3μm2，原油粘度1885mPa•s，地层水矿化度8425~11196mg/L。设计激活剂浓度1.4%，注入量0.3PV，采用段塞式周期注入，已累计注入微生物激活剂3915t，累计增油2.03×104t，预测可提高采收率5.28%。
5 结论与建议
（1）化学驱是中国石化EOR主体技术。聚合物驱和二元复合驱技术已成熟､配套，实现了规模化应用，针对高温高盐高钙镁油藏和稠油油藏需研发新型驱油剂，进一步优化驱油体系，改善驱油效果，降低化学驱成本。
（2）热化学吞吐､蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术实现了不同类型稠油油藏的有效开发，还需探索热采与水动力学､化学和注气等方法的组合技术，改善稠油油藏热采开发效果。
（3）以CO2驱为代表的注气技术是中国石化提高采收率发展战略之一。需探索经济有效的CO2流度控制和改善混相能力方法，完善CO2驱油/CCS配套技术，扩大气驱应用规模与领域。
（4）继续发展微生物驱油技术，探索生物工程与EOR融合的新技术。
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