袁士義 ，王強,

（1. 中國石油咨詢中心，北京 100724；2. 提高石油采收率國家重點實驗室，北京 100083；3. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中國油田類型復雜多樣，儲集層大多為陸相沉積，油藏非均質(zhì)性嚴重，天然能量較弱，需要早期補充能量開發(fā)，近年來新開發(fā)的特低和超低滲透油田大多需要壓裂改造才能投產(chǎn)，有效開采難度較大。經(jīng)過多年的研究和開發(fā)實踐，特別是國家重點基礎研究計劃（973計劃）和國家油氣科技重大專項攻關項目的開展，逐步發(fā)展形成了適合中國各類油田特征的開發(fā)理論和開發(fā)主體技術系列，有力支撐了中國原油的生產(chǎn)。20世紀60—70年代，建立和發(fā)展了中國陸相油田分層注水開發(fā)理論和技術，松遼、渤海灣盆地油田相繼開發(fā)，原油產(chǎn)量快速增長；70年代末至90年代中后期，低滲透、稠油、復雜斷塊等油田開發(fā)技術取得長足發(fā)展；90年代后期以來，高含水、特低—超低滲透、海洋、碳酸鹽巖等油田開發(fā)技術取得突破，形成東部穩(wěn)定、西部發(fā)展格局，產(chǎn)量穩(wěn)定增長，至2010年中國原油產(chǎn)量突破2×108t并基本保持穩(wěn)定[1]。中國油田開發(fā)技術總體處于世界先進水平，在精細分層注水開采、化學驅(qū)提高采收率、中深層稠油開采、特低—超低滲透油田開發(fā)等方面已處于世界領先地位。

本文概要總結中國中高滲高含水、低滲透、稠油、復雜斷塊、特殊巖性等油田近10年來開發(fā)主體技術取得的新進展，分析各類油田面臨的問題與挑戰(zhàn)，提出油田開發(fā)提高采收率技術的發(fā)展路線和技術方向，以期推動油田開發(fā)主體技術的研發(fā)換代和有序接替，為原油生產(chǎn)的可持續(xù)發(fā)展提供技術保障。

1 中高滲高含水油田

中國中高滲高含水油田儲集層類型主要是中高滲砂巖或中高滲礫巖，在各大油區(qū)均有分布，以大慶長垣油田為代表，包括渤海灣、西部等盆地的一些整裝油田。中高滲油田是早期開發(fā)的主力，目前動用儲量和年產(chǎn)量仍約占全國的50%[2]。該類油田經(jīng)多年開采，目前相當比例的油田含水已超過 90%，可采儲量采出程度已超過80%（即通常所說的“雙特高”階段），產(chǎn)液量大、采油速度低、開發(fā)效果變差。通過多年的不斷創(chuàng)新發(fā)展，形成了精細分層注水、聚合物驅(qū)、復合驅(qū)等開發(fā)主體技術，有力保障了中高滲老油田的長期穩(wěn)產(chǎn)。

1.1 精細分層注水技術

精細分層注水為中國油田最為基礎、應用最為廣泛的開發(fā)主體技術。精細分層注水的核心是將“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(zhì)油藏、鉆井工程和采油工藝緊密結合。通過精細油藏描述將儲集層研究單元由“油層組”、“小層”發(fā)展細分到“單砂體”、“儲集層內(nèi)部構型”，做到量化分層注采、量化分層動用、量化單層剩余油、量化微相剩余油[3-5]。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(diào)驅(qū)等措施調(diào)整注采剖面和平面矛盾，從工藝上細分注水級數(shù)和提高分注率，總體上實現(xiàn)油藏的立體優(yōu)化，提高水驅(qū)波及系數(shù)[5-6]。精細注水在中國陸相油藏取得了很好的效果，如大慶多層砂巖油藏，主力區(qū)塊水驅(qū)采收率（地質(zhì)儲量采收率，下同）已達到 45%以上，為大慶油田長期穩(wěn)產(chǎn)做出了重大貢獻。

目前精細分層注水主要面臨以下挑戰(zhàn)：①高/特高含水階段，層間、層內(nèi)和平面三大非均質(zhì)性加劇導致的注入水低效、無效循環(huán)嚴重問題；②宏、微觀剩余油進一步分散，存在賦集狀態(tài)識別難和非連續(xù)滲流問題；③注采系統(tǒng)惡化導致的可采儲量損失問題。由于儲集層和流體（如高溫高鹽、裂縫發(fā)育、邊底水強）等原因，目前仍有相當多的中高滲油藏難以應用化學驅(qū)等接替技術，為改善開發(fā)效果，除盡快研發(fā)適用的三次采油技術外，仍需繼續(xù)完善精細分層注水技術：①在進一步提高地質(zhì)油藏的認識程度和表征精度、精準把握剩余油賦集狀態(tài)的基礎上，發(fā)展低成本高精度定向井和層內(nèi)調(diào)堵等挖潛技術，提高對零散剩余油和層內(nèi)剩余油的動用程度，提升注水效率；②探索離子匹配水驅(qū)、滲流阻力可調(diào)的新型分散驅(qū)替體系等改善水驅(qū)技術，進一步擴大波及體積并在一定程度上提高洗油效率；③將精細分層注水發(fā)展為精準定向注水和功能性水驅(qū)，預期可在目前基礎上進一步提高水驅(qū)采收率5%以上，仍有可觀的潛力。

1.2 聚合物驅(qū)技術

經(jīng)過 30余年的攻關試驗，聚合物驅(qū)技術于 1996年在大慶油田實現(xiàn)工業(yè)化應用，成為中高滲老油田開發(fā)中后期提高采收率的主體技術：①近年來通過國家重點基礎研究計劃（973計劃）等基礎研究，進一步發(fā)展了聚合物驅(qū)油理論，認為聚合物驅(qū)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，主要是由于聚合物溶液相對牛頓流體和冪律流體，具有更大的微觀力，流動過程中導致殘余油變形和油膜剝離，致使殘余油飽和度降低[7-8]；②研制出不同相對分子質(zhì)量（中低—高—超高）、不同結構（線性、支化、梳形、星形、締合等）的系列聚合物產(chǎn)品，建成世界規(guī)模最大、年產(chǎn)40×104t以上油田用聚合物生產(chǎn)能力；③形成了個性化的優(yōu)化設計方法、分層分質(zhì)注入工藝、地面配注工藝以及跟蹤調(diào)控技術。

理論技術的進步，進一步提升了聚合物驅(qū)礦場效果，相對水驅(qū)的采收率提高幅度由工業(yè)化初期的約8%提升至目前的約12%。目前中國聚合物驅(qū)年產(chǎn)油量超過1 200×104t，形成了以大慶油田高濃度黏彈聚合物驅(qū)和二類油層聚合物驅(qū)、勝利油田高溫高鹽聚合物驅(qū)、新疆油田礫巖聚合物驅(qū)為代表的較為成熟的工業(yè)配套技術。

目前聚合物驅(qū)主要面臨受驅(qū)油機理限制，提高采收率幅度有限、聚合物用量過大、聚合物驅(qū)后含水上升和產(chǎn)量下降過快、聚合物驅(qū)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技術、聚合物驅(qū)優(yōu)化設計技術和聚合物驅(qū)后進一步提高采收率技術方面加強攻關。

1.3 三元復合驅(qū)技術

以大慶油田為代表，通過多年的技術攻關和礦場試驗，形成了三元復合驅(qū)（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，使中國成為世界上唯一實現(xiàn)三元復合驅(qū)工業(yè)化應用的國家[7,9]。在大慶油田低酸值原油條件下，三元復合驅(qū)油理論研究取得重大突破，有效指導了三元復合驅(qū)配套技術的發(fā)展：①驅(qū)油劑分子設計理論（如表面活性劑在油水界面的排布理論、定量結構-性質(zhì)關系、親水-親油平衡設計方法）、物理化學滲流理論（色譜分離、乳化和結垢沉淀等）、低酸值原油超低界面張力形成機制及主控因素、精細化的物理模擬和數(shù)值模擬結合研究方法等；②在精制切割和原料優(yōu)選的基礎上，研制了系列烷基苯磺酸鹽和石油磺酸鹽，優(yōu)化出廉價高效的強堿、弱堿三元復合配方體系；③形成了以提高控制程度為核心的方案優(yōu)化設計和分階段調(diào)控技術；④研發(fā)了“集中配制、分散注入”的“低壓二元（聚合物+表面活性劑）—高壓二元（堿+表面活性劑）”配注工藝；⑤研制了系列耐垢泵和化學清防垢劑，檢泵周期提高至 350 d以上；⑥研制了原油脫水破乳處理劑和設備。大慶油田三元復合驅(qū)于2014年進入工業(yè)化應用，2017年產(chǎn)油量超過400×104t，主要在大慶長垣Ⅱ類油層實施，強堿和弱堿復合驅(qū)與水驅(qū)相比均提高采收率20%以上[9]（見圖1）。

圖1 大慶油田三元復合驅(qū)工業(yè)性礦場試驗效果

弱堿（Na2CO3等）復合驅(qū)相對強堿（NaOH）復合驅(qū)，結垢和腐蝕引起的生產(chǎn)維護問題、采出液乳化引起的處理問題等大幅減少，是目前和今后一段時期內(nèi)更適宜大規(guī)模推廣的三元復合驅(qū)主體技術。但仍需進一步優(yōu)化主表面活性劑及其生產(chǎn)工藝，擴大產(chǎn)品適應范圍，提升產(chǎn)品穩(wěn)定性；探索有機堿、復合堿等不同堿型，降低目前堿的不利影響；加強主段塞注入前的耐堿調(diào)剖研究，降低主段塞用量；優(yōu)化體系配方、段塞組合和分階段調(diào)控措施，提高礦場試驗效果；完善注采和產(chǎn)出液處理工藝，降本增效；同時需要加快三元復合驅(qū)后進一步提高采收率的技術研究。

1.4 二元復合驅(qū)技術

由于堿的加入帶來了結垢、腐蝕、破乳等地面地下處理難題，近年來，隨著以甜菜堿、陰非離子表面活性劑為代表的新型高效表面活性劑取得的突破性進展，表面活性劑-聚合物二元復合驅(qū)體系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(chǎn)生適度乳化，促使二元復合驅(qū)技術取得了較快發(fā)展。目前在勝利、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、新疆油田二元復合驅(qū)試驗預計提高采收率 18%左右。二元復合驅(qū)不僅能夠大幅度提高采收率，而且地面地下處理相對簡易，是高含水老油田提高采收率的主要攻關方向之一。目前二元復合驅(qū)主要問題是提高采收率幅度不如三元復合驅(qū)，堿的積極作用（降低界面張力、易于乳化、剝離油膜、降低吸附等）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。此外二元復合驅(qū)地面和注采配套技術有待完善，目前的工藝更類似一種簡化的三元復合驅(qū)配套工藝，如能發(fā)展成為類似聚合物驅(qū)的配套工藝，則建設和操作成本較三元復合驅(qū)可減少1/2以上[10]。

1.5 泡沫驅(qū)技術

泡沫驅(qū)是以泡沫作為驅(qū)替介質(zhì)的提高采收率方法。泡沫通常由起泡劑、穩(wěn)泡劑、氣體和水組成，其中起泡劑一般選擇發(fā)泡能力強的表面活性劑，穩(wěn)泡劑多為聚合物（或生物聚合物）、凝膠或納米粉體等，氣體可以是空氣、天然氣、CO2、N2等，其驅(qū)油機理包括擴大波及體積和提高洗油效率兩個方面。

泡沫在油藏中運移時，優(yōu)先進入含油飽和度較低的高滲透層或微裂縫，由于賈敏效應、串珠效應等影響，滲流阻力逐漸增大。隨著注入壓力的提高，泡沫將漸次進入含油飽和度較高的低滲透層，有效擴大波及體積；此外起泡劑本身就是一種表面活性劑，具備降低油水界面張力、降低殘余油飽和度，提高洗油效率的能力[11]。泡沫在解決單純注氣氣竄或注水水竄、挖掘厚油層頂部水驅(qū)剩余油方面具有獨特優(yōu)勢，是一種很有發(fā)展前途的大幅度提高采收率技術。通過持續(xù)攻關，先后研制出適用不同條件、具有不同發(fā)泡能力和穩(wěn)定性的起泡劑和穩(wěn)泡劑組合，在大慶北二東、大港港東、中原胡 12、玉門老君廟的泡沫驅(qū)現(xiàn)場試驗取得了較好的初步效果。目前在泡沫驅(qū)配方優(yōu)化和效果方面，室內(nèi)評價和現(xiàn)場試驗差異大，需要盡快完善泡沫驅(qū)的室內(nèi)研究及評價方法；圍繞泡沫穩(wěn)定性這一核心問題，攻關高效、廉價、穩(wěn)定的泡沫體系，并優(yōu)化現(xiàn)場注入和調(diào)控等配套技術。

1.6 “二三結合”技術

“二三結合”技術就是將水驅(qū)與三次采油的層系井網(wǎng)整體優(yōu)化部署，在精細注水階段，即應用后期三次采油的密井網(wǎng)充分挖潛水驅(qū)潛力，特別是薄差層潛力，適時轉(zhuǎn)入三次采油提高采收率，追求水驅(qū)與三次采油銜接的最優(yōu)化，總體經(jīng)濟效益最大化[10,12]。在目前技術條件下，“二三結合”精細水驅(qū)階段預測可提高采收率 3%～5%，化學驅(qū)階段可提高采收率 15%～20%，總體提高采收率18%～25%。

“二三結合”技術已在大慶、新疆等油田工業(yè)化應用，效果顯著。但仍需深入研究“二三結合”的轉(zhuǎn)換時機、層系調(diào)整、布井方式等關鍵技術，優(yōu)化實施方案，不斷提高“二三結合”的整體效果和效益。

1.7 超前儲備技術

1.7.1 同井注采（井下油水分離）技術

同井注采技術是利用井下油水分離裝置對生產(chǎn)層的采出液進行油水分離，含水率降低的采出液被舉升至地面，分離出的水被回注到注入層，實現(xiàn)在同一井筒內(nèi)采出與注入同步進行。該技術能夠大幅降低舉升能耗和污水處理成本，使特高含水油田具有開發(fā)價值，應用前景廣闊[13]。其中，井下油水分離裝置是同井注采技術的關鍵組成部分之一，主要有水力旋流分離和多杯等流重力沉降等方法。2016年在大慶油田北一區(qū)斷東聚合物驅(qū)后區(qū)塊進行試驗，該區(qū)塊1998年開展聚合物驅(qū)，2004年含水率達到 98.2%，停止注聚合物并關井。試驗油井初期含水降為77.2%，已見到增液、增油、降含水的初步效果。同井注采技術目前處于室內(nèi)研發(fā)和礦場先導試驗階段，需要：①進一步優(yōu)化井下油水分離技術，提升分離效果，降低系統(tǒng)成本和維護作業(yè)費用，延長裝備使用壽命；②集成回注監(jiān)測技術，對于分離后的注水量和回注層位能夠精確計量和監(jiān)測；③加強系統(tǒng)化研究，將地質(zhì)、油藏、工程、管理緊密結合，特別是優(yōu)化回注層位及形成注采回路系統(tǒng)方面，仍需深入研究和礦場試驗，提高應用水平和開發(fā)效果。

1.7.2 納米智能驅(qū)油技術

該技術的研發(fā)思路是：納米驅(qū)油劑“尺寸足夠小”，能夠基本實現(xiàn)全油藏波及；“強憎水強親油”，遇水排斥，遇油親合，具有自驅(qū)動力，能夠?qū)崿F(xiàn)智能找油；“分散油聚并”，能夠捕集分散油，形成油墻或富油帶并被驅(qū)出。通過研究，目前室內(nèi)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有效降低界面張力，提高水相對油相的攜帶能力[14]。納米智能化學驅(qū)油技術有望成為提高采收率顛覆性戰(zhàn)略接替技術，預期最終采收率可達80%以上，該技術廣泛適用于各種類型油藏，具有廣闊的應用前景，但最終實現(xiàn)技術設想的 3個功能仍需做大量細致的基礎研究和技術攻關試驗。

1.8 技術發(fā)展路線

以大慶長垣為代表的中高滲油藏是中國油田最優(yōu)質(zhì)的資源，目前水驅(qū)和化學驅(qū)開發(fā)技術并存，盡管總體處于“雙特高”開發(fā)階段，但仍具有較大的開發(fā)潛力。在剩余油高度分散情況下，如何持續(xù)有效挖潛剩余油和大幅提高采收率是技術關鍵。大慶油田通過頂層設計，按照應用一代、攻關一代、儲備一代的發(fā)展思路，實現(xiàn)了油田的可持續(xù)發(fā)展。以精細水驅(qū)、聚合物驅(qū)和三元復合驅(qū)為代表的三代提高采收率主體技術使主力油田采收率從早期水驅(qū)的 30%分別提高到40%、50%和60%以上，可采儲量大幅增加。

按照5年內(nèi)配套應用、5～10年攻關試驗、10～15年超前儲備的三代主體技術滾動接替的發(fā)展路線和技術方向考慮：①現(xiàn)階段主要完善精細分層注水（精準定向注水和功能性水驅(qū)）和三元復合驅(qū)降本增效配套技術，相對目前水驅(qū)分別可提高采收率 5%和 20%以上；②盡快攻關長垣Ⅰ類油層聚合物驅(qū)后、Ⅱ類油層化學驅(qū)后、Ⅲ類油層有效化學驅(qū)以及高效二元復合驅(qū)、泡沫驅(qū)技術；③超前儲備同井注采和納米智能驅(qū)油技術，盡快形成“雙特高”階段開發(fā)主體技術的有序接替，以進一步提高采收率。

2 低滲透油田

中國低滲透油藏，一般指儲集層空氣滲透率小于50×10-3μm2的油藏。通常進一步劃分為普通低滲透（（10～50）×10-3μm2）、特低滲透（（1～10）×10-3μm2）、超低滲透（小于1×10-3μm2）3個亞類。中國低滲透石油資源豐富，遠景資源量約為537×108t，主要分布在松遼、鄂爾多斯、渤海灣、準噶爾等盆地[15]。以長慶油田為代表的低滲透油田，通過基礎研究、技術攻關與礦場實踐，開采技術持續(xù)創(chuàng)新，不斷突破低滲透油藏開發(fā)的物性限制，動用儲量快速增長，已成為近年來原油上產(chǎn)的主體，2017年長慶油田原油產(chǎn)量上升至2 300×104t以上。低滲透油藏由于孔隙結構復雜、喉道狹窄、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性嚴重等特點，大多需要壓裂改造才能投產(chǎn)，能量補充和有效驅(qū)替系統(tǒng)的形成均較困難，導致水驅(qū)采收率較低。目前低滲透油藏以水驅(qū)開發(fā)為主，包括早期籠統(tǒng)注水、超前注水和溫和注水等。在特低—超低滲透油藏開發(fā)過程中，逐步形成了縫網(wǎng)匹配注水、氣驅(qū)、水平井分段及體積壓裂等有效開采技術。

2.1 縫網(wǎng)匹配的水驅(qū)技術

在實踐過程中，逐步認識到低滲透油藏，尤其是特低—超低滲透油藏，動態(tài)裂縫是導致含水率快速上升的根本原因[16-17]。動態(tài)裂縫是特低—超低滲透油藏注水開發(fā)中出現(xiàn)的一個新的地質(zhì)屬性，它是在長期注水過程中，巖石破裂產(chǎn)生的新生裂縫，或原始狀態(tài)下閉合的天然裂縫被激活產(chǎn)生的有效裂縫。動態(tài)裂縫受地應力場控制，隨注水量和壓力動態(tài)延展，極大加劇了儲集層的非均質(zhì)性，并大大降低水驅(qū)波及體積[17]（見圖2）。

圖2 動態(tài)裂縫引起方向性水竄

經(jīng)長期實踐探索，形成了：①以縫網(wǎng)匹配為核心的水驅(qū)技術，該技術的關鍵是正確認識“縫”在油田開發(fā)中的作用，當基質(zhì)孔滲條件可以有效驅(qū)油時，應盡可能減小高壓注水和油、水井改造規(guī)模，減少裂縫的產(chǎn)生，從而實現(xiàn)基質(zhì)驅(qū)油。對于基質(zhì)難以驅(qū)替的特低—超低滲透油藏，積極利用裂縫的導流作用，進行合理的儲集層改造，形成縫網(wǎng)立體匹配，多輪次及時加密并調(diào)整井網(wǎng)方向，有效擴大波及體積。②富集區(qū)帶優(yōu)選、裂縫系統(tǒng)識別和預測、井網(wǎng)井距優(yōu)化、多方式壓裂、深穿透射孔、注入水精細過濾等配套技術，使一大批特低—超低滲透、裂縫性低滲透油田等原來認為難以開采的油田得到了有效開發(fā)。隨著開發(fā)階段的變化，縫網(wǎng)匹配的利用、復雜縫網(wǎng)的實現(xiàn)和轉(zhuǎn)換將貫穿于低滲透油田開發(fā)的全生命周期。

該技術目前需要進一步完善、深化的有4個方面：①地應力及裂縫展布的動態(tài)預測、動態(tài)裂縫成因機理；②動態(tài)裂縫對水驅(qū)波及體積影響的認識；③井網(wǎng)與裂縫的匹配模式、優(yōu)化水動力系統(tǒng)為目的的注采井網(wǎng)調(diào)整和注水政策界限；④地質(zhì)、油藏、工程的一體化。

2.2 氣驅(qū)技術

注氣（包括注 CO2、N2、天然氣、空氣、煙道氣等）是低滲透油藏、特別是注水難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)的特低—超低滲透油藏提高采收率的重要手段，具有廣闊的應用前景。在各種注氣技術中，CO2驅(qū)油與埋存技術在提高采收率的同時實現(xiàn)溫室氣體減排，得到國際社會的普遍關注[18]。通過國家重點基礎研究計劃（973計劃）等基礎研究和礦場試驗，近年來深化了陸相沉積油藏 CO2混相驅(qū)的理論認識：①針對陸相原油組成特點（見圖3），通過CO2-地層油相態(tài)實驗研究，明確了原油組分與CO2混相能力關系，提出“C7—C15也是影響CO2-原油混相的重要組分”的新觀點，將CO2混相的關鍵烴組分從 C2—C6擴展到 C2—C15[19]；②基于“油-氣相間傳質(zhì)先形成過渡相、進而實現(xiàn)混相”的新認識，提出在 CO2和地層油之間預置一個低界面張力的易混段塞，能夠有效改善CO2-地層油混相能力的新方法；③完善了 CO2驅(qū)三相滲流規(guī)律表征方法，利用核磁共振、CT掃描等手段，實驗測出了油、氣、水三相相對滲透率曲線，建立了 CO2驅(qū)油滲流數(shù)學模型和數(shù)值模擬方法，對CO2-地層油體系相態(tài)及物性參數(shù)計算方法進行了優(yōu)化[20-21]。同時在 CO2驅(qū)油與埋存的油藏工程、注采工藝、地面工程等方面形成配套技術。吉林油田黑59/黑79/黑46、勝利油田高89等區(qū)塊的礦場試驗或工業(yè)應用，提高采收率約7%～17%[21]。另外在大慶、江蘇、大港、吐哈、延長等油田也開展了CO2驅(qū)、空氣驅(qū)、天然氣驅(qū)、氮氣驅(qū)等試驗并見到較好效果[21]。

圖3 陸相和海相地層油組分分布對比[19]

近年來注氣穩(wěn)定重力驅(qū)已經(jīng)由室內(nèi)機理研究進入現(xiàn)場應用，塔里木東河塘、冀東柳北的礦場試驗見到良好效果，初步掌握了氣液界面控制等核心技術。由于陸相沉積的低滲透油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強、原油混相壓力較高，需要進一步加強擴大注氣波及體積和改善混相條件技術研究，明確 CO2有效埋存條件，提升壓縮機等關鍵設備的能力，建立密閉回注系統(tǒng)，同時有效保障氣源供給及提升油藏管理水平。

2.3 水平井分段及體積壓裂技術

近年來，以直井分層、水平井分段及體積壓裂為代表的儲集層改造技術已廣泛應用于低滲透油藏，其中水平井分段及體積壓裂技術已成為超低滲透、致密儲集層提高單井產(chǎn)量和采收率的主體技術。通過攻關和試驗，已形成了水力噴砂、裸眼封隔器滑套、雙封單卡、泵送橋塞、套管射孔管內(nèi)封隔器等多項水平井分段壓裂技術[22]。水平井體積壓裂是在分段壓裂的基礎上，進一步提升裂縫的復雜程度，在形成主裂縫的同時，借助天然裂縫的不斷擴張和脆性巖石的剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫縱橫交錯的復雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，實現(xiàn)長、寬、高三維方向的全面立體改造，大幅度提高裂縫的改造體積。儲集層巖石力學特性對水平井體積壓裂有很大影響，天然裂縫發(fā)育且較脆的巖石，易于形成復雜縫網(wǎng)系統(tǒng)。水平井體積壓裂主要采用“套管完井+分段多簇射孔+可鉆式橋塞+滑溜水”多段壓裂方式，其中“分段多簇”射孔實施應力干擾是實現(xiàn)體積改造的技術關鍵。目前水平井壓裂技術在壓裂優(yōu)化設計、壓裂液體系研發(fā)等方面也取得重要進展，實現(xiàn)了“千方砂、萬方液”的大規(guī)模改造，已在長慶油田致密儲集層建成百萬噸產(chǎn)能，實現(xiàn)了有效開采。多段、多簇、大液量、大排量、大砂量、低成本的大規(guī)模改造技術是水平井壓裂的主要發(fā)展方向，需要進一步學習、借鑒國外非常規(guī)油氣開采經(jīng)驗，加強“地質(zhì)-油藏-工程”多專業(yè)一體化集成，提升開發(fā)效果，強化工廠化作業(yè)管理，大幅度降低開發(fā)成本。

2.4 超前儲備技術

2.4.1 空氣泡沫驅(qū)技術

借鑒中高滲油藏泡沫驅(qū)技術，在低滲透裂縫性油藏中，采用空氣泡沫驅(qū)技術封堵微裂縫，擴大后續(xù)注入液的波及體積，目前已在吉林大安、長慶五里灣開展礦場試驗，見到初步效果。

2.4.2 黏彈表面活性劑驅(qū)技術

傳統(tǒng)化學驅(qū)（聚合物驅(qū)和復合驅(qū)）一般利用高分子聚合物的黏性特征擴大注入液的波及體積，但在低滲透油藏應用時存在聚合物注入困難的問題。黏彈表面活性劑驅(qū)油體系，在不用（或少用）聚合物的條件下，通過表面活性劑改性，在提高洗油效率的同時，賦予體系一定的黏性特征。該類表面活性劑具備一定程度的自適應性，在裂縫或較大孔道中，由于濃度較高，單體分子自聚形成三維網(wǎng)狀結構，呈現(xiàn)黏性和黏彈性特征；在基質(zhì)中，由于表面活性劑分子尺寸遠小于孔喉半徑，易進入基質(zhì)且不會發(fā)生孔喉“堵死”現(xiàn)象；此外在近井地帶由于剪切速率較大，三維網(wǎng)狀結構破碎為單體分子，黏彈性下降，易注入[23]。從機理上考慮，該技術有望發(fā)展成為一項適用于低滲透油藏的化學驅(qū)主體技術。目前室內(nèi)研制出的黏彈表面活性劑體系，在濃度1 000 mg/L的條件下，黏度可達到20 mPa·s以上，并具備剪切可逆性。由于低滲透油藏具有比表面大、吸附量大的特點，需要進一步研制高效低吸附主劑，降低使用濃度和吸附損耗，加快先導試驗。

2.4.3 納米水驅(qū)技術

近期針對特低—超低滲透油藏，通過注入親水改性納米體系減弱水分子間相互作用力的方法，使普通水變成更小的“小分子”水，降低了孔隙注入阻力，使原來注不進水的孔隙變得可以注進水，可大大增加特低—超低滲透油藏的水驅(qū)波及體積[24]。

2.5 技術發(fā)展路線

低滲透油藏是當前及今后一段時期石油儲量和產(chǎn)量增長的主體。以長慶、大慶外圍、吉林等油田為代表的低滲透油藏以水驅(qū)開發(fā)為主，進一步提高單井產(chǎn)量、轉(zhuǎn)變開發(fā)方式與降低開發(fā)成本是技術發(fā)展的關鍵。

現(xiàn)階段主要完善縫網(wǎng)匹配的精細水驅(qū)技術，預期可提高采收率 5%以上；加快攻關混相/非混相氣驅(qū)、重力穩(wěn)定驅(qū)、滲吸采油和低相對分子質(zhì)量二元復合驅(qū)技術，預期可提高采收率 10%以上；儲備泡沫驅(qū)、黏彈表面活性劑驅(qū)、納米水驅(qū)、微生物驅(qū)等接替技術。氣驅(qū)（CO2、烴氣、空氣、N2等）技術對于此類油藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有非常重要的作用，需要加快攻關試驗、擴大應用。

3 稠油油田

稠油是指油層條件下原油黏度大于 50 mPa·s或在油層溫度下脫氣原油黏度大于100 mPa·s，相對密度大于0.92的原油?？煞譃槠胀ǔ碛?、特稠油和超稠油3類，具體見表1。

表1 稠油分類標準參數(shù)表

中國陸上稠油資源較為豐富，預測資源量約198×108t[25]，主要分布在遼河、新疆、勝利、塔河、吐哈等油區(qū)，同時渤海灣近海也存在大量的稠油資源。對于普通稠油中的Ⅰ類油藏，一般可采用注水或注蒸汽方式開發(fā)，國內(nèi)目前以水驅(qū)或改善水驅(qū)（如聚合物驅(qū)、復合驅(qū)、熱水驅(qū)）為主，如渤海灣海上綏中普通稠油油田采用了大叢式井、疏水締合聚合物驅(qū)等提高采收率方法，取得了良好的開發(fā)效果；對于普通稠油Ⅰ類以外的油藏，一般以蒸汽吞吐（結合摻稀和化學降黏吞吐）、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（SAGD）、火驅(qū)等熱采方式開發(fā)為主。與國外相比，中國稠油埋藏較深，油層多為薄互層、厚度小，開采難度較大?！笆晃濉币詠?，老區(qū)整體進入蒸汽吞吐后期低效開發(fā)階段，新區(qū)以超稠油、超深層和超薄層油藏為主，稠油轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的基礎研究和試驗力度加大，配套技術攻關取得顯著進展，實現(xiàn)了由蒸汽吞吐向蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)的技術跨越，保障了普通稠油產(chǎn)量快速增長和稠油熱采產(chǎn)量基本穩(wěn)定。

3.1 蒸汽吞吐技術

蒸汽吞吐在各類稠油油藏均得到工業(yè)化應用，目前面臨多輪次吞吐后操作成本逐年升高、油汽比逐漸降低的難題。對于一些難以轉(zhuǎn)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有效降黏，增加地層能量和波及體積[26]。對于適合轉(zhuǎn)變方式的區(qū)塊，盡快優(yōu)選合適時機進行蒸汽驅(qū)、SAGD或火驅(qū)技術的接替開發(fā)。

3.2 蒸汽驅(qū)技術

蒸汽驅(qū)已成為成熟配套的熱采技術，在連通性較好的稠油油藏得到規(guī)模工業(yè)化應用，成為蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。近年來提出將水平驅(qū)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。使井底蒸汽干度提高了20%，開發(fā)深度界限大幅增加，蒸汽驅(qū)由800 m加深到1 400 m，重力泄油由600 m加深到1 000 m，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。近年來又發(fā)展了多介質(zhì)蒸汽驅(qū)技術，多介質(zhì)蒸汽驅(qū)是指由氣體、化學劑及蒸汽形成的高效驅(qū)油體系，具有“抑制蒸汽竄流和超覆、降黏、補充地層能量、提高驅(qū)油效率、擴大蒸汽波及體積、減少蒸汽用量”等多項機理的協(xié)同作用[27]。蒸汽驅(qū)中后期采用多介質(zhì)蒸汽驅(qū)，預計可進一步提高油汽比 30%、采收率 10%以上。蒸汽吞吐后期油藏直接轉(zhuǎn)多介質(zhì)蒸汽驅(qū)，預計可提高采收率30%以上。

3.3 SAGD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，它可以通過雙水平井、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。目前基本掌握了超稠油SAGD開采機理與數(shù)值模擬、生產(chǎn)規(guī)律預測、方案優(yōu)化設計等技術，結合儲集層精細構型，形成了SAGD動態(tài)跟蹤與調(diào)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、地面高效注汽、高溫產(chǎn)液密閉處理、地面與地下一體化自動監(jiān)測等配套技術。遼河杜84和新疆風城重32、重37等礦場試驗效果顯著，截至2015年底，遼河油田直井水平井組合SAGD的井組數(shù)已達到48對，年產(chǎn)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的井組數(shù)已達到150對，年產(chǎn)油量達到72×104t以上[28]。

SAGD目前面臨著非均質(zhì)性強、蒸汽腔擴展不均等系列問題，下一步重點攻關多介質(zhì)輔助SAGD及不同結構井SAGD技術。在SAGD生產(chǎn)過程中，非凝結氣體、溶劑（化學劑）和蒸汽同時注入油層中，可加速降黏、加速蒸汽腔發(fā)育，提高采油速率，進一步改善SAGD開發(fā)效果，并可降低能耗、減少蒸汽用量[29]，預計在常規(guī)SAGD基礎上可提高油汽比30%、采收率15%以上。

3.4 火驅(qū)技術

火驅(qū)是一種重要的稠油熱采方法。它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(nèi)原油裂解，燃燒流動較慢的重質(zhì)組分并降低原油黏度，將改質(zhì)的地層原油從注氣井推向生產(chǎn)井。火燒油層伴隨著復雜的傳熱、傳質(zhì)過程和物理化學變化，具備蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、煙道氣驅(qū)等多種機理[30]。火驅(qū)優(yōu)勢體現(xiàn)在：①注空氣成本較注蒸汽低；②驅(qū)油效率和最終采收率高，分別可達80%和70%以上[30]；③地下高溫裂解在一定程度上實現(xiàn)原油改質(zhì)；④對油藏適應性廣泛；⑤能耗低。

近年來，火驅(qū)技術從基礎理論、室內(nèi)模擬和礦場試驗等方面都取得了顯著的進展。新疆紅淺1火驅(qū)試驗是在蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)后、采出程度達到近 30%的廢棄油藏上實施的，截至2016年底連續(xù)運行7年，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%，數(shù)值模擬預測最終采收率可達到 65.1%，最終相對蒸汽驅(qū)提高采收率30%以上[31]。從試驗效果看，火驅(qū)高溫燃燒特征明顯，火驅(qū)后取心分析顯示油層剩余油飽和度僅為2.6%（見圖4）。產(chǎn)出原油明顯改質(zhì)，飽和烴質(zhì)量分數(shù)增加了7%，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)下降了2.5%；對比20 ℃條件下產(chǎn)出油的黏度，蒸汽驅(qū)開采時為16 500 mPa·s，火驅(qū)開采時為3 381 mPa·s，下降了 79.5%。目前火驅(qū)需要重點進一步完善配套技術，改善火驅(qū)高溫注采工藝、管柱防腐工藝、火驅(qū)監(jiān)測和前緣控制等關鍵技術，擴大試驗及應用規(guī)模。

3.5 地下原位改質(zhì)降黏提高采收率技術

地下原位改質(zhì)降黏的原理是通過地下還原、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(zhì)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(zhì)”、“氧化催化改質(zhì)”、“微生物改質(zhì)”等多種技術路線[32]。室內(nèi)已研制出催化改質(zhì)降黏劑樣品，在大于 250 ℃條件下可實現(xiàn)改質(zhì)降黏，特稠油和超稠油降黏率達 90%以上。該技術仍需進一步降低改質(zhì)門限溫度，同時研究改質(zhì)劑的分散注入技術，盡快從室內(nèi)進入礦場試驗。

3.6 技術發(fā)展路線

以遼河、新疆等油田為代表的稠油油藏，新技術攻關取得顯著進展，但高能耗、高成本等影響稠油油田效益開發(fā)的問題依然存在。進一步提高熱效率和轉(zhuǎn)變開發(fā)方式是技術關鍵?，F(xiàn)階段主要完善普通稠油水驅(qū)和化學驅(qū)，預期相對目前水驅(qū)，分別提高采收率5%和10%以上；完善特/超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及多介質(zhì)蒸汽驅(qū)、SAGD及多介質(zhì)輔助SAGD技術，預期相對常規(guī)吞吐分別提高采收率 5%、25%、35%以上；攻關多元熱流體驅(qū)和火驅(qū)等技術，預期最終采收率可達70%以上；儲備研究地下原位改質(zhì)降黏等技術，加快礦場試驗和主體技術的升級接替，持續(xù)提高開采效果和經(jīng)濟效益。

4 復雜斷塊油田

復雜斷塊油田是指油田被斷層分隔成多個獨立的油氣水系統(tǒng)或原油性質(zhì)及壓力系統(tǒng)各異，含油面積小于1.0 km2的斷塊地質(zhì)儲量占總儲量50%以上的油田。復雜斷塊油田主要分布在渤海灣盆地勝利、大港、華北、冀東等油田。該類型油藏構造復雜，平面上斷層將油藏切割成小而破碎的斷塊，難以形成開發(fā)井網(wǎng)，布井難度大；縱向上一般都有多套含油層系和多套油水系統(tǒng)，油水關系復雜，不同斷塊甚至同一斷塊不同層系之間往往都沒有統(tǒng)一的油水界面；儲集層和流體物性差別也較大，儲集層包括中高滲、低滲透、裂縫性、特殊巖性等，流體包括輕質(zhì)油、高黏高凝油等，其特殊的地質(zhì)流體特征給油田開發(fā)帶來了很大困難[33]。復雜斷塊油田目前主要采用注水開發(fā)方式，大多進入高含水期，動用程度差異大，剩余油分散，持續(xù)有效開發(fā)難度較大。多年來，通過多學科技術綜合攻關和應用，取得了顯著成效，有力保障了復雜斷塊油田的長期穩(wěn)產(chǎn)。

4.1 精細油藏描述技術

近年來，大港和華北等斷塊油田普遍應用的二次開發(fā)技術、勝利油田復雜斷塊油藏的立體開發(fā)技術或均衡驅(qū)替技術，都是以地質(zhì)認識的立體化和精細化為基礎，通過多學科集成化的精細油藏描述技術，不斷加深和重構地下油藏認識體系。

應用高分辨率三維地震資料、較高密度井網(wǎng)資料和動態(tài)監(jiān)測資料，井震結合、動靜結合形成分層次的精細油藏描述方法，在小斷層解釋、單砂體刻畫及內(nèi)部構型和剩余油分布預測方面取得重要進展，為斷塊油田的精細挖潛提供了基礎。研發(fā)了復雜斷塊油田開發(fā)后期逐級控制、分步模擬的精細地質(zhì)建模技術，按斷層級別高級序→低級序依次逐級建立斷層模型，按構造解釋標準層→單砂層順序分步建立層面模型，即先斷層模型后層面模型的思路。以三維、井間地震聯(lián)合解剖方式，綜合考慮鉆井、取心、構造發(fā)育史等確定低級別斷層歸屬，并對斷點、斷距、傾向、傾角、斷開層位等要素歸位，交互聯(lián)動形成全區(qū)斷層模型[34]。利用“地質(zhì)網(wǎng)格”技術[35]，解決了在構建復雜構造模型和強非均質(zhì)性儲集層模型時的技術難題，這種網(wǎng)格不要求與斷層平行，且可被斷層任意切割，斷層夾持的地層內(nèi)也不強求保持上下一致的網(wǎng)格數(shù)目，因此擺脫了傳統(tǒng)網(wǎng)格的一些局限性，解決了網(wǎng)格扭曲問題，可對區(qū)域內(nèi)的斷層進行較為精確的表征。

4.2 復雜斷塊油藏立體開發(fā)技術

針對復雜斷塊油藏小碎塊及小規(guī)模剩余油富集區(qū)難以有效開發(fā)及動用程度低的難點，勝利油田將地質(zhì)油藏、鉆井工程和采油工藝結合，形成了復雜斷塊油藏立體開發(fā)技術。在地質(zhì)油藏研究上，精細描述五級以下低序級斷層，準確組合斷裂系統(tǒng)，實現(xiàn)了3～5 m小斷點的識別和5～10 m小斷層分布預測；在鉆井工程上，利用多靶點定向井組合縱向多個碎塊、利用跨斷塊水平井組合平面相鄰斷塊實現(xiàn)串接開發(fā)，形成了多靶點定向井、跨斷塊水平井、近斷層水平井、繞水錐水平井等4類復雜結構井井型及軌道優(yōu)化設計技術，及井眼軌跡精確控制、自修復水泥漿完井體系等復雜結構井鉆完井配套技術。在采油工藝上，實現(xiàn)了分層注水測調(diào)一體化和不動管柱液壓控制換層工藝。

永安油田永 3-1極復雜斷塊油藏試驗區(qū)有小斷塊11個，地質(zhì)儲量 71×104t。采用繞錐水平井、跨斷層水平井、多靶點定向井等復雜結構井技術進行動用，共部署12口復雜結構井，實施后日產(chǎn)油量提高到120 t以上，累計產(chǎn)油4.84×104t，增油3.8×104t，提高采收率9.6%，實現(xiàn)了復雜斷塊的立體有效開發(fā)[36]。

4.3 斷塊油田提高采收率技術

斷塊油田已開展多種提高采收率技術[33,37]的攻關與試驗，勝利、河南油田針對中高滲斷塊油藏開展了聚合物驅(qū)、化學復合驅(qū)、聚合物驅(qū)后非均相復合驅(qū)試驗。這些油藏普遍具有油藏溫度高（65～120 ℃）、地層水礦化度高（5 000～100 000 mg/L）和原油黏度高（50～130 mPa·s）的特點，因此主要圍繞耐溫耐鹽研制了系列聚合物（包括改性聚合物）產(chǎn)品和相應配套工藝技術。截至2015年底，聚合物驅(qū)提高采收率6%～12%，二元復合驅(qū)提高采收率8%～15%[37]。非均相復合驅(qū)主要針對聚合物驅(qū)后油藏，在二元復合驅(qū)油體系的基礎上，加入黏彈顆粒，形成非均相體系，該體系的連續(xù)相為“聚合物+表面活性劑”溶液，分散相為具有較高黏彈性的顆粒，與二元復合驅(qū)相比，能夠增加阻力系數(shù)，強化液流轉(zhuǎn)向，擴大波及體積。孤島中一區(qū)非均相復合驅(qū)預計可在聚合物驅(qū)基礎上提高采收率7.3%[37]。

大港、華北、冀東等油田針對復雜斷塊油藏，開展了污水聚合物驅(qū)、二元復合驅(qū)、微生物驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)、注氣穩(wěn)定重力驅(qū)等礦場試驗，提高采收率7%～15%。華北寶力格油田巴19斷塊原油物性差，油水黏度比高，層內(nèi)層間矛盾突出，通過應用微生物-凝膠組合驅(qū)油技術，使油藏建立了穩(wěn)定的微生物場，產(chǎn)出液平均菌體濃度保持在1×106個/mL以上，原油黏度平均降低48.1%，微生物-凝膠組合驅(qū)可提高采收率9.5%，有效地改善了油田開發(fā)效果[38]。

4.4 技術發(fā)展路線

渤海灣盆地勝利、大港、華北、河南、冀東等油田的復雜斷塊油藏，已處于“雙特高”開發(fā)階段，以水驅(qū)開發(fā)為主，聚合物驅(qū)、二元復合驅(qū)、微生物驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)均已開展試驗，部分技術已進入工業(yè)化應用。但從整體上看，由于油藏條件限制，提高采收率效果和效益仍需進一步提升，需要針對不同油藏特點盡快形成相應的提高采收率主體技術。對于能夠基本形成注采井網(wǎng)的斷塊，現(xiàn)階段主要完善精細水驅(qū)、細分層系及井網(wǎng)加密優(yōu)化技術，預期提高采收率3%～5%；借鑒大慶經(jīng)驗，攻關試驗化學驅(qū)、CO2驅(qū)和注氣穩(wěn)定重力驅(qū)、微生物驅(qū)等技術，預期提高采收率10%～15%；探索高溫高鹽（高鈣鎂）油藏泡沫驅(qū)及其他提高采收率技術。對于難以形成注采井網(wǎng)的斷塊，需攻關完善復雜結構井、水動力學方法、立體開發(fā)、同井注采等技術，不斷擴大動用程度和波及體積，進一步提高采收率。

5 特殊巖性油藏

特殊巖性油藏包括碳酸鹽巖、火山巖、變質(zhì)巖等油藏，主要分布在塔里木、渤海灣、準噶爾、南海珠江口等盆地。與國外部分優(yōu)質(zhì)（碳酸鹽巖為主）特殊巖性油藏不同，中國已發(fā)現(xiàn)的此類油藏構造復雜，主要儲集空間大多為裂縫、溶洞及晶間孔，普遍具有埋藏深、基質(zhì)滲透性差、儲集層非均質(zhì)性嚴重、油水分布規(guī)律性不強等特點，開采難度很大。通過國家重點基礎研究計劃（973計劃）基礎研究及相關技術攻關，初步形成了以碳酸鹽巖為代表的特殊巖性油藏有效開發(fā)技術，成功開發(fā)了塔河、塔里木等大型碳酸鹽巖油藏。中國特殊巖性油藏現(xiàn)階段主要以天然能量、水平井（分支井）開采、注水補充能量為主；國外特殊巖性油藏，尤其碳酸鹽巖油藏除了上述方法外，注氣方法的應用也較為廣泛。

5.1 縫洞儲集體識別、描述和油藏模擬技術

經(jīng)過多學科聯(lián)合攻關，發(fā)展了縫洞儲集體地球物理描述、多尺度相控縫洞儲集體建模、縫洞型油藏數(shù)值模擬等多項關鍵技術，集成形成了縫洞儲集體識別、描述和油藏模擬技術。以高精度地震處理為基礎，綜合應用測井評價和地震古地貌研究，提高了縫洞儲集體的識別與流體判識的可靠性；采用分類分級建模的思路，將縫洞儲集體劃分為洞穴型、溶蝕孔洞型、裂縫型、基質(zhì)巖塊等類型，分別采用不同的建模方法建模，然后將單一類型儲集體模型融合，構建出縫洞儲集體三維地質(zhì)模型，該方法有效提高了縫洞型油藏的建模精度[28,39]；建立了縫洞型油藏等效連續(xù)介質(zhì)和離散介質(zhì)耦合的油藏滲流數(shù)學模型，研制出考慮洞穴流、裂縫流及滲流的復雜介質(zhì)油藏數(shù)值模擬求解技術。在縫洞儲集體識別與描述技術取得進展的前提下，結合開發(fā)所獲得的各類動靜態(tài)資料，深化了對碳酸鹽巖油藏滲流機理的認識，對剩余油分布規(guī)律和后續(xù)挖潛措施有了更好的把握。

5.2 提高采收率技術（改善采油技術）

目前已開展包括注水壓錐、水動力學方法、注氣、注氣穩(wěn)定重力驅(qū)、化學驅(qū)等多種提高采收率技術的攻關與試驗。注水替油和注氣替油技術的提高采收率機理包括補充地層能量、重力分異作用（產(chǎn)生底水或氣頂）、膨脹降黏等，在動用“閣樓油”方面取得良好效果。塔河油田為縫洞型碳酸鹽巖油藏，油藏埋深5 300～7 000 m，2012年開始注N2替油，采用撬裝、膜制氮氣技術制氮（純度達95%），氣水混注方式控制注入壓力。截至2016年累計注氣281井次，累計產(chǎn)油28.9×104t[37]。

遼河興古 7變質(zhì)巖潛山油藏天然氣驅(qū)工業(yè)化試驗見到初步效果。興古 7為巨厚塊狀底水深層變質(zhì)巖裂縫性油藏，儲集空間和滲流通道主要為構造裂縫、風化裂縫，其次為次生溶蝕孔隙和次生交代孔隙，地下原油黏度小于5 mPa·s，一直依靠天然能量開發(fā)，潛山底部生產(chǎn)井已經(jīng)水淹關井。該試驗以頂部注氣穩(wěn)定重力驅(qū)為主，輔助以中下部注氣，注氣以來累增油近2×104t，預測最終提高采收率18%。

5.3 技術發(fā)展路線

以塔河和塔里木碳酸鹽巖、遼河潛山、新疆火山巖為代表的特殊巖性油藏，主要采用衰竭開采和注水開發(fā)，儲集層識別和滲流規(guī)律尚未完全掌控，有效補充能量的技術尚未形成。現(xiàn)階段主要完善縫洞儲集體識別及注水能量補充技術，預期可提高采收率5%～7%；攻關注氣及穩(wěn)定重力驅(qū)技術，預期可進一步提高采收率 10%以上；儲備智能驅(qū)油等新型提高采收率技術。從目前試驗效果看，注氣穩(wěn)定重力驅(qū)技術有望率先取得突破性進展，成為有效的提高采收率主體接替技術。

6 結論與展望

通過多年的探索和實踐，中國已研發(fā)形成了較為系統(tǒng)的適合自身油藏地質(zhì)特點的油田開發(fā)理論，發(fā)展了中高滲高含水、低滲透、稠油、復雜斷塊和特殊巖性等不同類型油藏的開發(fā)主體技術系列，有力支撐了這些油藏的有效開發(fā)和中國原油生產(chǎn)的持續(xù)發(fā)展?？傮w上，中國油田開發(fā)技術處于世界先進水平，在一些特色理論和技術（精細分層注水開采、化學驅(qū)提高采收率、中深層稠油開采、特低—超低滲透油田開發(fā)等）方面已處于世界領先地位，為世界同類型油藏的開發(fā)提供了重要借鑒。

提高采收率是油田開發(fā)永恒的主題，不同類型油藏的高效開發(fā)，必須堅持“配套應用、攻關試驗、超前儲備”三代主體技術滾動接替的發(fā)展路線和技術方向，才能推動油田開發(fā)主體技術的研發(fā)換代和有序接替。當前面臨的挑戰(zhàn)重點包括老油田持續(xù)有效開采難度大、已開展化學驅(qū)的中高滲油藏缺乏后續(xù)接替技術、近百億噸低滲透儲量尚未形成水驅(qū)后有效的提高采收率技術等，迫切需要進一步完善老油田精細注水和化學驅(qū)、化學驅(qū)后提高采收率、低滲油藏注氣等理論技術的研發(fā)和礦場試驗，盡早形成滿足不同現(xiàn)實需求的主體接替技術。

油田開發(fā)主體技術的形成和配套是一個長期的過程，需要持續(xù)投入、高度重視和精心組織，根據(jù)技術發(fā)展路線按期實現(xiàn)主體技術的升級換代，特別要加強顛覆性技術（如納米智能驅(qū)、原位改質(zhì)、同井注采等）的基礎理論方法研究。新技術的研發(fā)思路將由“被動適應油藏”到“主動改造油藏”轉(zhuǎn)變，多學科集成化、多功能化、大數(shù)據(jù)、納米、智能技術將在油田開發(fā)中得到更為廣泛的應用，從而進一步提高油田開發(fā)效果和效益。

中國油田開發(fā)的實踐歷程充分證明，油田開發(fā)主體技術的不斷進步，是實現(xiàn)老油田可持續(xù)開發(fā)、難采復雜油田有效動用的根本原因和推動力。未來油田開發(fā)將面臨低油價、新領域（深海、深層、非常規(guī)等）、高難度（化學驅(qū)后四次采油、超低滲油藏三次采油等）的更大挑戰(zhàn)，唯有通過新技術特別是提高采收率技術及油藏管理的不斷創(chuàng)新，才能大幅度降低開采成本，提高資源利用率，實現(xiàn)油田開發(fā)的可持續(xù)發(fā)展。

致謝：本文在編寫過程中，得到中國石油咨詢中心李軍詩、中國石油勘探開發(fā)研究院高明等同事鼎力幫助，在此表示誠摯的感謝！