0 引言
保持中国原油长期稳产是保障国家能源安全的重大需求，已开发油田提高采收率和新区特别是非常规原油规模有效开发是保持原油稳产的关键。中国水驱开发技术不断升级完善，仍是原油产量的主体贡献者，化学驱和热采提高采收率技术水平处于世界前列，十余年来分别保持年产千万吨以上规模，为中国原油持续稳产做出了重要贡献。近年来，随着常规老油田的持续深化开发，稳产难度越来越大，新区特别是页岩油规模效益开发面临技术经济挑战，对油田开发提高采收率新理论、新方法、新技术的需求不断增长。针对油田开发面临的新形势、新问题、新挑战，经过持续的科技投入和创新研究，涌现出了许多油田开发提高采收率方面的新机理、新手段和新方法，部分已走出实验室进入了矿场试验，取得了良好的初步效果。在持续研究和调研的基础上，本文重点阐述近年来地下岩石/流体原位取样与无损检测、微纳米尺度流动机理及物理模拟、油藏建模及数值模拟等基础性研究方面的进展，以及改善水驱、化学驱、气驱、热采和陆相页岩油开发提高采收率新方法在驱油机理、技术路线、驱油剂、关键技术等方面的研究和试验进展，同时针对提高采收率技术需求，分析各类技术存在的问题和不足，展望各类方法的研究和应用前景，提出下一步研究方向与建议。
1 基础研究手段方法进展
1.1 岩石/流体原位取样与无损分析新方法
目前国内外地层岩石/流体取样分析的普遍做法是井筒地下保压取样，到达地面后转样再恢复到地层温压条件下进行分析。在转样和恢复地层温压条件的过程中会导致温度压力多次变化，使得岩石或流体的状态难以恢复到地层的真实状态，尤其是对页岩油的储层参数评价影响较大。
1.2 微纳米孔隙体系物理模拟实验系统与方法
低渗—致密储层和页岩油气储层以微纳米级孔隙孔喉为主要存储空间，内部流体流动规律复杂，与常规油气储层流体渗流存在较大差异。深化流体在微纳米尺度受限空间的相变特征、流动机制等规律性认识，对于指导此类油藏有效开发具有重要意义[3]。
微流控物理模拟是研究微纳米尺度空间流体流动的前沿技术，其原理是在高温高压条件下，通过精确控制将微量流体注入至不同尺寸和不同形状的微纳米孔隙模型，进而研究模型内流体的相态和流动状态及其变化特征。因肉眼无法直接观察到模型内流体特征，需借助高速摄像机高频放大拍摄，使用高性能计算机和软件处理所拍摄的大量图片与视频，经过精细分析得到实验结果。微流控物理模拟主要包括微量流体的注入采出控制和计量、微纳米尺度孔隙模型的制作、高速摄像机拍照及图像处理、微纳米尺度空间温度和压力系统保障等关键环节。可根据储层温度、压力、润湿性、孔喉尺寸等因素，选用玻璃、高分子聚合物等不同的刻蚀材料和工艺，制备小至几十纳米的多种孔隙微观模型，从而最大程度还原储层条件和物性并实现孔喉内部的流动模拟及图像处理。
目前中国石油勘探开发研究院、中国石化石油勘探开发研究院、中国石油大学（北京）等多家单位均建设了实验系统开展相关的模拟研究，已取得了一定进展[3]。
1.3 油藏模拟和压裂优化模拟软件
对于特高含水、低渗透、非常规等复杂油气资源开发，室内物理模拟受到诸多的限制。油藏模拟和压裂优化模拟成为模拟优化油藏开发过程的有力手段。
2 老油田提高采收率新方法研究进展
2.1 改善水驱新方法研究进展
中国多数油田采取早期注水保持地层能量开采的方式。近年来，改善水驱特别是低渗透油田改性注水、特高含水油田延长油井寿命等技术取得了显著进展。
2.1.1 “纳米水”驱
特低渗—致密储层注水困难，常规注水难以建立有效的驱替关系，原油难以从微小孔隙中流出至井底，提高采收率的瓶颈是“注不进、采不出”。中国石油研究团队[8-9]认为水“注不进”是因为水分子的强氢键缔合作用形成了“超级弱凝胶”动态网络结构，油“采不出”是因为油分子相互作用形成了“超级弱凝胶”动态网络结构。解决办法是构建多功能集成的纳米级材料载体，破坏/减弱水分子的强氢键缔合作用，形成“小分子水”（“纳米水”），破坏/减弱油分子的相互作用，形成“小分子油”（“纳米油”），以便实现水“注得进”、油“采得出”。以SiO2纳米颗粒为载体，研发出具有破坏/减弱水分子强氢键缔合作用的第1代纳米驱油剂iNanoW，在长庆姬源油田特低渗油藏、新疆玛湖致密油储层和大港复杂断块低渗油藏进行了现场试验，结果表明iNanoW可大幅降低注入压差，比普通水具有更好的注入性能。2018年11月，在长庆姬源油田特低渗油藏开展了“10注36采”单纯注“纳米水”现场试验。截至2022年5月，试验3年多持续见效，3口中心井全部见效，阶段净增油2 428 t，累计控递减增油8 624 t（见图1 ），效果显著[9]。iNanoW的成功试验展现了“纳米水”驱在特低渗油藏、致密油开发中的应用潜力。
在“纳米水”驱油基础上，“纳米水+”的基础研究越来越受关注。在聚丙烯酰胺溶液中加入iNanoW后，相对分子质量为（150~400）×104的聚丙烯酰胺粒径由290~2 900 nm降低到41 nm以下，与纳米驱油剂的粒径相当，可以注入特低渗油藏，实现特低渗油藏聚合物驱[9]。此外，在质量浓度为1 000 mg/L的聚合物溶液（聚合物相对分子质量为150×104）中，加入1 000 mg/L的iNanoW后，溶液体系粒径大幅降低而黏度没有明显降低（见图2 ）[9]。在冀东深层低渗油藏开展“纳米水+”聚合物驱油体系压驱现场试验，展现了较好的效果[9]。“纳米水+”聚合物、“纳米水+”天然气等驱油体系拓宽了“纳米水”驱油技术的应用范围。
2.1.2 离子匹配水驱
针对低渗油藏的油/水/岩石界面复杂、孔喉细微等特点，中国石油团队研发出离子匹配水体系及驱油技术[12]。机理是通过注入水与地层水之间的离子匹配和交换，调整油/水/岩石界面的电荷密度，降低油/水/岩石间分子作用力，改变润湿性，从而实现剥离残余油膜、降低残余油饱和度，提高水驱采收率。该团队通过原位油/水/岩石系统模拟，采用光电子能谱分析（XPS）、石英晶体微天平（QCM-D）测量、原子力显微镜等实验方法，实现了注入水介质离子组成和矿化度变化对原油/矿物界面性质和作用力影响的直接测定。室内研究表明：相同浓度情况下溶液与原油的界面张力从小到大的顺序是NaCl溶液、Na2SO4溶液、CaCl2溶液，Na+溶液与原油的界面张力更小；对于同一种溶液，离子浓度越低，其与原油的界面张力越小。如果岩石矿物表面的Ca2+被Na+交换，那么附着在岩石表面的油膜与水膜间的界面张力将会降低，油膜与水膜将更容易被分开，而砂岩大多为亲水岩石，最终导致岩石表面油膜更容易被剥离而开采出来。尤其对于高岭石和绿泥石含量较高的岩石，其离子交换效果更好，离子交换后油膜更容易被剥离。
2016年6月以来，离子匹配水驱技术已在吉林、长庆等油田多个区块开展了试验，均取得较好的效果。例如，吉林油田新木前60区块低孔低渗岩性油藏开展了离子匹配水驱“5注15采”提高采收率先导性试验，初期见效明显，后续产油能力持续稳定，预计可提高水驱采收率5个百分点[12]。
2.1.3 聚合物微球驱
经过注水长期冲刷的油层，往往会形成水流优势通道，大大降低注入水的波及体积。长庆油田研制出纳米聚合物微球系列关键产品[13]，通过蠕变运移、吸附聚集、膨胀架桥、表面效应耦合等作用增大优势水道流动阻力，使注入水发生液流转向，从而扩大水驱波及范围。现场实践中探索形成了“小粒径、低浓度、长周期、集中注入”工艺模式，配套数字化注入设备及全过程智能监控平台，实现了黄土塬地貌条件下的规模应用。经过持续研究，现已发展成为产品研发、机理深化、工艺创新、数智配套一体化的深部调驱技术，持续助力低渗油田改善水驱。聚合物微球驱油已累计实施21 963井次（年均3 137井次），覆盖产量规模达1 100×104 t，实施区域自然递减率下降超过2个百分点[13]。该技术已在吐哈、玉门等油田推广应用。
地层中水流优势通道、裂缝、孔隙等空间的尺寸跨度大，普通聚合物微球还存在与孔喉匹配性不够高、封堵能力不够强等问题，有学者在积极研制自聚集型聚合物微球[14]。根据室内研究，微球的自聚集作用可有效封堵大孔道或优势通道，启动未波及的低渗区域，实现微观调驱，大幅度提高采收率。
2.1.4 同井注采技术
2.2 化学驱新方法研究进展
2.2.1 超级二元复合驱
随着强非均质砾岩和中低渗砂岩等油藏对象的拓展，传统化学驱驱油体系、评价方法以及驱油机理认识难以适用。为此，中国石油团队建立了多维度乳化性能评价、三相界面吸附及油-水-固相互作用表征方法，提出乳液运移滞留指数、结构分离压等新指标，实现体系评价从宏观、静态、定性向微观、动态、定量的跨越[21]。此外，提出了砾岩强乳化封堵/中低渗弱乳化运移、液膜黏性/弹性协同扩大微观波及、氧乙烯/氧丙烯基团控制油膜剥离能力等驱油机理认识，明确了乳化强度与孔喉匹配关系、油膜剥离能力是决定复杂类型油藏化学驱效果的关键因素。在强非均质砾岩和中低渗砂岩室内驱油实验中，新一代兼具超低界面张力、可控乳化强度和高效油膜剥离性能的低成本化学驱油体系与水驱相比提高驱油效率25个百分点以上。新疆油田七中区通过优化调整化学驱油体系，实现了驱油体系乳化强度与油藏孔喉的匹配，最大限度扩大波及体积，现场先导试验已提高采出程度19.4个百分点，取得了显著效果（见图3 ）[21]。
中国石化胜利油田分公司研发了超高相对分子质量高黏弹聚合物及兼具降黏附功、降原油黏度、降界面张力的多功能驱油用表面活性剂，构建了适合稠油油藏的新一代二元复合驱油体系[22]。
2.2.2 低浓度阴-非离子表面活性剂中相微乳液驱
油/水/表面活性剂体系主要可形成Winsor Ⅰ型（水包油）、Winsor Ⅱ型（油包水）、Winsor Ⅲ型（油水等比例）3种微乳液。其中Winsor Ⅲ型是理想的中相微乳液，具有同时增溶油和水、驱油过程几乎不存在毛管压力的特性，对沿程剩余油有较强的增溶能力，驱油效率可达90%以上[23]。
20世纪70—80年代，国内外研究者主要以石油磺酸盐为主剂制备微乳液，形成中相微乳液需要表面活性剂的质量分数达5%以上[23]。2000年以后以非离子表面活性剂制备微乳液，表面活性剂的质量分数仍达1%~5%[23]。随着表面活性剂研制、体系复配、驱油理论认识的进步，目前使用质量分数小于0.3%的阴-非离子表面活性剂即可形成中相微乳液，大幅度降低了体系成本[23]。室内通过调控盐度、优化配方等方法，在低表面活性剂浓度下已实现中相微乳液驱油，如中国石油研究团队开展的物理模拟实验表明（见图4 ），在聚合物驱最终采出程度59.1%的基础上，表面活性剂质量分数0.3%的中相微乳液驱可再提高采出程度34.8个百分点，最终采出程度达93.9%[23]。目前正在大庆、长庆、吉林、新疆等多个油田开展先导性试验。
2.2.3 生物-化学表面活性剂复合驱
2.2.4 高温高盐表面活性剂乳化调驱
2.2.5 纳米智能驱油
纳米智能驱油的研发思路是：研制具有超强性能的纳米驱油剂，其颗粒尺寸足够小，能够基本实现全油藏波及；具有强憎水/强亲油特性，具有自驱动力，主动与油滴结合并附着在其表面，实现智能找油；具有强乳化及分散油聚并能力，不断寻找新油滴完成汇聚或促使残余油乳化，捕集分散的剩余油形成油墙或富油带被驱出[26]。目前沿着该思路已进行了大量的探索研究。
2.3 气驱新方法研究进展
在吉林、塔里木、长庆等油田注CO2、天然气、空气驱等矿场试验取得了成功，核心及配套技术不断升级，在气驱新机理、新方法方面持续取得重要进展。
2.3.1 微纳米气泡驱
低渗油藏因孔隙/孔喉尺寸小，所需注水压力高，注入困难；油藏非均质性严重，易于形成水驱优势通道、出现气驱窜流现象，导致常规水驱/气驱波及效率低，化学驱注入性受限。
中国石油团队研发了微纳米气泡驱油技术，包含驱油理论、实验方法、装置设计和应用工艺等[27]。日本地球环境产业技术机构（RITE）曾对此项技术进行室内实验评价，未开展油田现场试验[27]。中国科学院和多所高校均对微气泡的生成、状态等进行过系统研究，但未开展现场驱油效果评价[27]。2020年，中国石油长庆油田公司在长庆五里湾开展了微纳米气泡驱4注19采试验，中心井日产油由0.2 t上升至1.5 t以上，含水由92.3%下降至73.2%，试验井组自然递减率由10.5%下降至6.0%，含水上升率由1.8%下降至-0.5%，试验区阶段累计增油超1×104 t，目前正在开展16注68采试验，展示了良好的应用前景[27]。
2.3.2 CO2混相驱机理新认识
CO2驱油已在美国规模应用，目前年产油规模已达1 500×104 t级[29]。中国陆相沉积油藏与美国海相沉积油藏明显不同，美国的CO2驱油机理、技术和实践经验可以参考但不能套用。中国石油研究团队应用建立的“多维度、多尺度、动静结合、定量表征”的注CO2物理模拟方法和平台，提出了关于陆相沉积油藏CO2混相驱机理的新认识[29⇓⇓⇓-33]：①陆相原油富含的C7—C15组分与CO2的传质和混相能力也较强，这一认识突破了国外普遍认为的仅C2—C6组分与CO2传质和混相能力较强的认识，大幅提高了陆相沉积油藏实施CO2混相驱的潜力；②原油与CO2互溶后环状和带支链烃类组分对原油膨胀贡献更大，尽管这些组分在原油中含量较少，却是使原油膨胀的关键组分；③大HCPV（烃类物质孔隙体积）注入CO2可与原油多次接触萃取中间烃实现混相，进而更大幅度提高采收率；④基于气驱动用微观孔喉机理研究，给出了CO2驱基质-裂缝动用规律及界限，基质岩心持续注气可有效动用0.1 μm以下微小孔隙，微裂缝岩心持续注气可有效动用0.1~1.0 μm小孔隙。
2.3.3 多介质辅助扩大CO2波及体积方法
2.3.4 顶部注天然气稳定重力驱
顶部注天然气稳定重力驱主要驱油机理包括组分传质混相提高驱油效率、重力分异提高波及体积等，与常规水驱油、气驱油相比，可以更大幅度提高原油采收率。霍金斯Dexter砂岩厚层块状底水油藏是美国最典型的顶部注气成功案例[35]，在水驱采出程度近60%的基础上，采用氮气重力驱与底水托浮驱联合开发，高产稳产10余年，提高采收率20个百分点以上。得益于油藏的高倾角和周边的丰富天然气源，塔里木油田形成了顶部注天然气重力驱配套技术，已在东河塘等油藏成功应用[36]。中国石油研究团队[36]将顶部注天然气重力驱与储气库建设结合，实现了大幅度提高原油采收率和储气库天然气调峰保供双重功能。在试验区开展了储气库协同顶部注天然气重力驱油试验（见图5 ），原油产量提高了3倍，中心井组采收率提高了近30个百分点，已累计注气7.6×108 m3，累计产油114×104 t，累计储气5.1×108 m3，天然气调峰保供能力超过100× 104 m3/d，成效显著[36]。
2.4 热力采油新方法研究进展
中国稠油主体热采技术为蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、火烧油层等，多年保持稠油热采年产1 000×104 t以上应用规模[19]。在此基础上持续研究，近年来研发出新的热力采油方法，并将热力采油技术扩展应用至普通黑油、轻质油等油藏提高采收率。
2.4.1 多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐
多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐技术是在蒸汽驱/蒸汽吞吐的主介质蒸汽中加入N2、CO2、烟道气或空气等气体介质，辅助加入耐高温表面活性剂以及泡沫等液体介质。加入的气体介质可起到增能增压、降低热损失、提高热效率的作用，耐高温表面活性剂和泡沫液可起到提高驱油效率和调剖的作用。
2.4.2 复杂稠油多元热复合开采
2.4.3 注空气热辅助混相驱
早在20世纪80年代，美国Baffulo油田就尝试注空气提高油田采收率，取得了一定的效果[39]。该项目主要目的是补充油藏衰竭开发后的地层压力，将空气注入油藏后没有进行点火，机理上接近氮气驱。
注空气热辅助混相驱技术是近年来中国石油攻关形成的新技术[40⇓-42]。该项技术的理论基础是基于下述实验发现：在200 ℃（气/原油性质不同时该温度有一定差异）以上的温度空间，空气介质与原油的混相压力随温度增加而降低；在300~450 ℃时，多种气介质都可与原油在油藏压力下实现混相[39]。根据吉林莫里青原油/烟道气混相压力实验，300 ℃时混相压力为35 MPa，400 ℃时混相压力仅为15 MPa[39]。莫里青油藏埋深2 850 m，在25 MPa、350 ℃时可以实现烟道气混相高效驱油[39]。根据上述原理，达到混相压力实现混相驱油的关键是使油藏达到300 ℃甚至更高的温度。借鉴稠油火驱技术思路，若向油藏中注入空气并实现地下点火升温，同时加以有效控制，即可在稀油油藏中实现注空气热辅助混相驱油。
注空气热辅助混相驱技术目前已经实现了室内机理研究、配套药剂、工具研制、现场试验等方面的进展：①提出和验证了稀油注空气中温热氧化混相模式；②研发了注空气热辅助混相驱低温耗氧启动技术，研制了油溶性催化剂和耗氧剂组合配方体系，实现低温油层50 min快速耗氧生热到300 ℃以上安全启动，该技术在吉林莫里青、长庆姬源等油田已实施5井次，成功率100%；③研发了以特种封隔器和集流反式气锚为代表的防气控窜关键配套工艺；④注空气热辅助混相驱已在吉林、长庆等油田开展先导试验并取得初步效果，吉林莫里青特低渗油藏先导试验近2年，注采关系稳定，平均单井产量从2~3 t/d提升到5~10 t/d[39]。
2.4.4 稠油地下原位改质
该技术已在新疆风城稠油油田开展先导试验，不可逆降黏、增油、减碳效果明显。产出油黏度从5×104 mPa·s降至最低21 mPa·s，试验井组在蒸汽吞吐标定采收率24%的基础上，预测可提高采收率20个百分点以上，生产1 t油的蒸汽消耗和碳排放降低60%，投入产出比1∶10[44]。
2.4.5 海上稠油热采
中国目前有约6.3×108 t海上稠油需要热采开发，受海上平台位置、空间和成本限制，与陆上热采存在明显差异。海上大井距热采面临温场扩展有限、大井深井筒热损失大、平台井筒安全要求高等一系列挑战[45]。历时10余年，中国海油构建了海上大井距高强度稠油热采理论和技术体系，建立了“大井距、高速度、高强度、高干度”的注热模式，形成了200 m以上大井距蒸汽吞吐产能评价方法，创建了高强度注采长效防砂和350 ℃电潜泵大液量注采一体化技术，研发了海上热采平台集约化装备，大幅减少了占地面积，降低了规模化热采成本[45]。2008年首次成功实现了海上单井多元热流体和蒸汽吞吐，首周期单井累产达到2.3× 104 t，验证了海上稠油热采高效开发技术可行性。目前已在渤海8个油田区块实施了稠油规模化热采，年产量已超50×104 t并持续增长[45]。
3 陆相页岩油开发与提高采收率方法研究进展
北美海相致密油/页岩油主体开采技术和开发模式持续升级，2022年美国页岩油产量为3.78×108 t[46]。鉴于中国陆相沉积油藏特征，不能直接套用北美的技术，因此在借鉴国外技术的基础上初步形成了适合中国陆相致密油/页岩油开发的技术体系，致密油年产规模已达1 000×104 t级。中国陆相页岩油资源与开发潜力很大[46]，开发理论技术研究和矿场试验已经取得了显著的进展和效果，长庆油田建成了年产200×104 t页岩油生产示范基地，在新疆、大庆、胜利油田设立了3个国家级页岩油开发示范区，支撑页岩油有效开发的水平井+压裂改造+工厂化等关键技术持续迭代升级，特别是新型压裂/布井方式、提高采收率方法等核心技术研究取得了显著进展。
3.1 纳米级孔隙相态特征与流动机理新认识
以页岩为代表的非常规储集层孔喉半径小，流体分子自由运动会受到孔隙壁面的影响和限制。由于难以应用室内实验直接模拟验证，国内外很多学者通过分子动力学模拟的数值方法进行研究。最新研究认为：当孔隙尺度与流体分子尺度之比小于50时，限域效应显著[1]，具体体现为流体在纳米受限空间中的临界特征点发生偏移[1-2]。表现为孔径越小，混合流体饱和压力越低，相图包络线向内移动，且偏移越来越明显，小孔隙中出现两相的时间和压力点延后。以古龙页岩油典型井GYYP-1降压开采为例，气油比为500 m3/m3时，地层存在明显的空间相态差异现象（见图6 ）[47]，纳米孔流体呈凝析气态，动用能力强，大孔中流体呈气液两相易挥发态。空间相态造成的“大孔油、小孔气”现象，有利于小孔中流体的流动，从相图中包络线随孔隙尺寸变化特征看，保持一定程度的地层压力，可以有效地促进纳米孔隙流体的充分动用。
陆相页岩油开发过程中，流体的流动空间包括有机质孔、无机质孔、天然裂缝、人工裂缝等不同尺度介质，原油启动机制及流态特征较为复杂。古龙页岩油压裂开采形成人工裂缝、页理缝、基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式，页理缝中的流体优先动用至人工裂缝，随着页理缝中压力降低，孔隙介质开始向裂缝补给，随着压力变化以及孔隙空间的变化，流体析出大量溶解气，有效补充局部能量，为页理缝、纳米孔隙流体流动提供驱动力。基质孔隙—页理缝—人工裂缝的逐级流动模式可大幅降低流体在单一介质中的流动距离，有效降低流动阻力。
上述相态特征和流动机理已通过拟合生产历史曲线得到间接验证，还需通过原位取样无损检测及物理模拟实验直接验证，完善机理认识和相关的数学模型。
3.2 页岩油CO2前置压裂技术
页岩储层孔喉细微、排驱压力高，CO2比水更容易进入微裂缝和纳米孔喉，既可增加地层弹性能量、扩大裂缝改造范围、改善压裂效果，又可增加原油流动能力。CO2前置压裂技术已在北美成功应用，在中国页岩油开发中也不同程度地得到了应用。吉木萨尔页岩油CO2前置压裂对低黏区、高黏区均有明显提产作用，2022年在高黏区JHW71-11井开展CO2前置蓄能压裂试验，1年期1 000 m水平段累产油提高27%，自喷期延长了300 d以上，具备扩大应用条件[2]。长庆页岩油CO2前置压裂试验井比普通压裂井压力保持水平更高，试验初期日产油达20.6 t，提产效果显著[2]。济阳页岩油复杂缝网形成难、改造范围小、纵向穿层难，应用CO2前置压裂技术（前置CO2+酸蚀降破裂压力+大液量渗吸置换+多级缝网全支撑）取得了明显效果[2]。
3.3 页岩油密切割受控压裂/小井距立体叠合布井
3.4 穿层压裂提高垂直裂缝高度方法
中国陆相页岩油储层砂泥岩交互频繁，单砂体薄且分布不稳定，纹层型页岩油大多存在大量的低角度层理缝，需要提高垂直压裂缝高以沟通更多的层理缝，穿层压裂有望成为解决此问题的有效手段。穿层压裂技术已应用于北美和澳大利亚页岩气、煤层气等非常规气的开采中[2]，但在页岩油开采中尚未得到大范围的推广应用。长庆油田在华H100平台共设计穿层压裂14段，在H5井采用水力喷枪喷砂射孔+连续油管底封拖动压裂工艺（8段），在H23井采用定制等孔径定向火力射孔+桥射联作压裂工艺（6段），通过加酸处理、脉冲式段塞成功压开高应力的泥岩段，进入相对低应力的砂岩段，裂缝不断延伸扩展，并完成设计加砂，最终穿层成功12段，成功率为85.7%，大幅度提高了页岩油产能[2]。
先微波震动再压裂同样是实现穿层压裂提高垂直裂缝高度的方法。该方法原理是将微波工具下入到水平井下指定的页岩层位后，在垂直方向释放高功率微波进入地层中，地层岩石在微波的作用下快速升温，当岩石内产生的热应力超过岩石的强度极限时，岩石崩开破坏，进而通过后续垂向压裂实现穿层，提高垂直裂缝高度[2]。目前正在深化机理性研究、开展室内与矿场试验。
3.5 页岩油无水压裂方法
页岩油储层中通常仅有油气两相，没有水相存在，目前大规模水力压裂将大量的水带入储层，尽管可以增压改造采出部分页岩油，但同时不可避免地形成水锁等伤害，仅依靠水力压裂的开采方式采收率大都小于10%。无水压裂（如利用液态CO2替代传统水基压裂液）有望在实现压裂改造的同时大幅改善开发效果提高采收率，还可以大幅节约水资源。CO2干法加砂压裂技术自20世纪80年代在北美首次应用以来，经过不断完善升级，目前已具有无水相、无残渣、返排快等优点，在减小储层伤害方面优势明显[48]。2022年9月，吉林油田设计完成单井（段）加砂量近50 m3、液量1 000 m3以上的中等规模CO2干法蓄能压裂增产作业试验，实验后见油速度快、产油周期长，增产效果明显[2]。长庆油田陇东页岩油示范基地采用CO2加可溶球座细分切割体积压裂试验，大幅提升了地层能量，延长了油井有效生产时间，同时每口井可节约用水1×104 m3、埋存CO2 1 200×104 m3[2]。
3.6 页岩油尽早补充地层能量提高采收率方法
目前页岩油采用压裂补能开采模式，整体采收率低，开发效果有待提高。特别是存在天然裂缝的页岩油储层，随着开采地层压力的降低天然裂缝将会闭合并具有不可逆特征，导致流动通道堵塞难以恢复。因此，需要尽可能早地补充地层能量，尽可能地提高采收率。可能的早期补能方法包括重复压裂、注气吞吐/驱替等，其中目前最为推荐CO2吞吐，如能实现多轮吞吐或驱替，将可大幅度提高页岩油采收率[49]。
CO2进入油藏可使原油体积膨胀、萃取原油轻质组分、实现混溶混相；回吐过程中CO2溶解气析出，弹性能释放，形成的连续相CO2气流剥离、携带不同形态的剩余油采出。长庆、新疆、大港等油田开展的页岩油CO2吞吐及驱替试验，已经取得了一定的效果。在官东地区孔二段页岩油典型3口井井组开展注CO2吞吐补能/驱替先导试验，采取中间井吞吐、两侧井同步焖井/放喷采油的方式，注入CO2 276 t，3口井均见到增产效果，井组日产量由吞吐前的10.8 t提升至最高23.6 t，发挥出了本井补能与邻井驱替作用，有效期已达459 d，阶段增油1 962.5 t[2]。
4 存在的问题与发展展望
4.1 基础研究手段方法
基础研究重点是不断加深对油藏的认识、提高表征油藏和模拟开采过程的能力和水平，主要包括研究手段、方法、软件、工具等方面的创新。中国陆相油藏非均质性严重，特别是近年来大量发现和开发的低渗、特低渗油藏和致密油、页岩油等，储层特征更为复杂，大多需要压裂改造才能投入开发，正确认识油藏、模拟油藏开采过程难度极大，需要持续加强基础研究。
原位取样无损分析是最为直观的认识油藏的手段，难点在于研发耐高温高压的非金属材料取样器和过取样器开展微纳米精度检测分析的仪器与方法。需要加大研制试验力度，尽快研制完善样机及配套分析技术、开展试验验证，持续提高分析精度、尽快投入矿场应用，为直观认识地下原位岩石物性和流体赋存状态及相态特征提供最有力的工具。
微纳米孔隙体系物理模拟，对于深入认识非常规油气地下流体流动与开采机理至关重要。目前的微流控实验系统与方法仍面临不少需要解决的难题，如确保高温高压条件下的模型严格密封和不发生微小形变，实现室内实验时注采流体的微量控制及精确计量，实现实验过程中不同流体间的界面现象观察，建立流体在微观模型中流动与实际微纳米孔喉中流动的关系等。需要进一步加强微纳米尺度室内物理模拟系统和方法研究，支撑地下流动与开采机理的深化研究。
HiSim、FrSmart等大型国产工业软件在用于中国复杂油气藏模拟研究时优势显著，但总体上与国外同类软件相比，在软件功能、界面设计、应用经验、运营维护等方面仍存在不足。需要持续扩充完善已有软件的功能，特别是加强多平台储层改造设计、微纳米孔隙/天然裂缝/人工缝地质建模和数值模拟方法研究，完善页岩油等非常规油气微纳米多尺度流动开采过程的模拟功能软件模块，加快国产化替代和推广应用，同时在应用中持续完善。
4.2 老油田提高采收率方法
4.2.1 改善水驱
在今后相当长时期内，中国油田水驱产量仍将占总产量的大部分，改善水驱提高采收率仍是老油田深化开发的基础技术手段。
中高渗老油田面临注水开发提高采收率幅度有限、油井含水率高、开发经济性差、油井即将废弃等问题。同井注采技术可以延缓特高含水井关井停产时间，有效缓解高含水油田的水处理压力，减少地面等集输系统规模和降低能耗。但仍然存在工艺复杂、井下分离出的水不能实现规模有效回注、生产管理要求高等问题，需要持续加强研究与试验，向结构小型化、功能集约化、管理智能化的方向发展，期望成为一项有效延长老油田寿命的关键技术。
低渗/特低渗/致密油田“纳米水”驱、聚合物微球驱、离子水驱等在改善注入性、提高开采效果和效益方面展现了良好的应用前景。目前总体上还存在提高采收率幅度不高、有效期不长、化学剂生产分散等问题。需要进一步提升纳米驱油剂性能、加深机理性认识、优化驱油体系和方案设计，持续扩大应用规模和降低药剂成本，同时研究“纳米水+”聚合物驱、更深部纳米聚合物微球调驱、离子水+微泡复合驱等升级技术，努力实现更大幅度提高改善水驱采收率。
4.2.2 化学驱
目前聚合物驱、强碱/弱碱三元复合驱、二元复合驱等常规化学驱方法和配套技术已在大庆等油田成功应用，主要是在大庆Ⅰ和ⅡA类油层得到了广泛应用，化学驱后油层及ⅡB/Ⅲ类、砂砾岩、低渗透等油层仍需要加强针对性的研究，筛选适应的化学驱方法和体系，进一步提高油层适应性和驱油效果、效益，在主要应用区域建立“化学剂—运输—驱油”的产业链和优势产业集群，推动规模效益应用。
正在研发的超级二元复合驱、低浓度阴-非离子表面活性剂中相微乳液驱、生物-化学表面活性剂复合驱、高温高盐表面活性剂乳化调驱等新方法，室内及先导试验都取得了明显的效果，展现出良好的应用前景。目前仍存在多剂复配体系在地层吸附产生色谱分离导致失效或降效、化学剂浓度偏大及成本较高、产出液乳化作用强处理难度大、区域产业链不完整缺乏规模效应等问题。需要进一步深化机理研究、研发更高效适用的化学体系、在适宜油藏打造示范样板扩大应用规模。
低浓度阴-非离子表面活性剂中相微乳液驱预期的提高采收率幅度很大，是目前重点攻关试验的一项接替性化学驱技术。该技术存在的突出问题是目前采用复配表面活性剂体系在驱油过程形成中相微乳液，从而提高驱油效率，但地层多孔介质对不同表面活性剂的吸附能力不同，复配表面活性剂体系进入地层后容易发生几种化学剂的比例失衡，从而达不到设计的中相微乳液驱油效果。因此下一步研究重点是研制单一高效表面活性剂或更高效复配体系，拓宽形成中相微乳液的浓度范围，使中相微乳液体系在油藏驱油过程中更加稳定，进一步提高驱油效果。
纳米智能驱油目标是实现剩余油基本全驱替，有望发展成为提高采收率的战略接替或颠覆性技术，期望能达到极限采收率，具有非常广阔的应用前景。目前沿该技术路线进行了大量研究试验，研制的“纳米水”驱油剂取得了重要进展，初步解决了低孔低渗储层“注不进”的问题。但真正实现纳米智能驱油仍有很大的距离，存在的问题是研制的纳米化学剂体系尚不具备“强亲油、强憎水”的特性，尚不能实现自动找油避水的智能驱油。下一步需要深化“纳米油”机理研究，发展“纳米水”、“纳米水+”、“纳米油”等驱油体系，最终研制出具有“尺寸足够小、强亲油强憎水、分散油聚并”等多种功能的纳米智能驱油剂，推动实现油藏智能全波及驱油。
4.2.3 气驱
对于大量难以有效注水开发的特低渗、致密油储层，注气可以形成有效的驱替体系；对于已开发老油田，CO2混相驱潜力巨大，与CCUS（二氧化碳捕集、利用与埋存）结合可实现CO2驱油与埋存等多重功效；对于具有一定倾角的油层，顶部注气稳定重力驱提高采收率效果显著。近年来中国气驱技术取得了显著的进步，多个矿场试验取得成功，目前气驱年产油已达100× 104 t级，预期未来10年内注气采油将达到年产1 000× 104 t级规模[2]，为保持中国原油稳产做出重要贡献。
CO2驱及CCUS技术发展迅速，目前中国CO2年注入量已达200×104 t以上、年产油70×104 t以上，形成了混相、近混相、非混相驱油技术系列，正在建设若干个1 000×104 t级CCUS基地，将为实现“双碳”目标和增产原油做出重要贡献[2]。目前CO2驱油技术相对较为成熟，但CCUS产业化发展尚存在技术标准体系不完整、CO2捕集成本高、CCUS全产业链未贯通等问题。需要进一步完善技术标准体系，完善CO2驱油方案优化及调控技术，国家、地方、企业联合推动CCUS产业化发展。
针对低渗油藏研发的微纳米气泡驱技术可比水驱提高采收率8~20个百分点；工艺流程简单、不添加化学剂、持续见效周期长，实施成本低；纯物理方法发泡（主要是纳米尺度孔板法和超声波法），成分仅有气体和水，绿色环保；与其他技术兼容性好，可采用CO2/N2/烃类气/烟道气及各类改性水。此项新技术现场已取得明显成效，但仍存在驱油机理不够深入、气泡进入油藏后的稳定性尚未充分评价、注入配套工具尚需升级、气水最优比例等关键参数尚需进一步优化等问题，下一步应将室内研究与现场试验相结合，开展技术适应性评价，扩大应用规模。
顶部注气稳定重力驱矿场试验取得了显著的效果，已成为具有一定倾角油藏的大幅度提高采收率技术，具有广阔的应用前景。该项技术应用的难点主要是对油藏条件要求高（需有较大的倾角或油层厚度），以及注气速度应尽可能慢以防止气窜、形成一定规模的气顶。因此，需要进一步深化油藏适应性和开采技术经济界限研究，持续优化注采参数，扩大应用规模。
4.2.4 热力采油
中国已形成蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火烧油层等中深层稠油/浅层稠油/超稠油开采技术系列并成功应用，需要持续完善升级技术系列，扩大应用范围，支撑中国热采稠油长期保持年产1 000×104 t以上规模[2]。
空气热混相驱技术可以克服界面张力、油气吸附赋存等难题，将热采技术扩展应用到了低渗油藏、致密油、高含水油藏等难采储量高效补能/驱替和效益开发，有望发展成为一项大幅度提高原油采收率技术，应用前景广阔。目前尚存在现场试验规模和项目数不足、配套技术特别是点火工艺及控制水平不高、有一定的安全风险、实施参数有待进一步完善和优化等问题。应持续开展不同类型油藏的现场试验，总结经验、升级技术，同时验证室内研究成果，逐渐形成完备的配套技术工艺，形成可推广应用的开发模式和技术标准体系。
稠油地下改质是一项具有颠覆性的开采技术，目前已经形成300 ℃以下原位改质工艺。目前存在的问题是不同油藏类型和井型井网的原位改质工艺尚不成熟、应用条件边界尚不明确、经济性有待提升。需要进一步深化改质机理研究及工艺技术的适应性分析，持续提高改质效果和效益，尽快形成高效大幅度提高采收率的原位改质模式，扩大应用规模，并有序推广应用至其他稠油资源。
4.3 陆相页岩油开发与提高采收率方法
与北美海相页岩油不同，中国陆相页岩油非均质性强，有效开发难度更大。目前中国页岩油开发已在长庆、新疆、大庆、胜利、大港等油田取得重大突破，主要采用水平井-水力压裂-工厂化的开采模式，初步形成了针对不同类型页岩油的开采技术系列，年产达到300×104 t以上规模，初步实现了页岩油有效开采[2]。但总体存在单井产量/累采油量低、递减快、区块采收率低（小于10%）等问题，需要加快主体技术升级的攻关与试验，提升开发水平。
近年来发展的区块整体立体开采和CO2前置压裂、密切割均匀压裂、无水压裂、提高垂直缝高压裂等新工艺，以及页岩油早期补能及CO2吞吐/驱替等提高采收率技术具有明显的优势和广阔的应用前景。但存在技术实施参数不够优化、施工控制水平不足、尚缺乏适用性评价、低成本CO2气源紧缺等问题。需要加快压裂改造工艺等开发技术的突破，不断迭代升级配套技术，加快形成适应不同类型页岩油的更为高效的压裂模式、开发模式、有效开发和提高采收率技术系列，实现区块整体规模立体效益开发，力争采收率达到20%以上，尽快推动中国页岩油年产达1 000×104 t以上规模，成为原油长期稳产的有效接替资源。
5 结论与建议
近年来，油田开发提高采收率机理认识、技术方法持续突破，在基础研究手段及改性水驱、化学驱/气驱/热力采油、页岩油开发提高采收率技术等方面的研究取得了显著进展，有些已进入矿场试验，取得了良好的初步效果，展现了广阔的应用前景。基础研究手段方法在原位取样无损检测、地下流体认识、微纳米孔隙体系物理模拟、多尺度地质建模与数值模拟等方面的进展，将进一步提高正确认识各类油藏和模拟优化开发过程的能力和水平。老油田提高采收率新方法研究持续取得重要进展，特别是超级化学驱、纳米智能驱、CO2混相驱、顶部注气重力驱、空气热混相驱、稠油地下改质等新方法有望发展成为油田开发战略接替甚至颠覆性提高采收率技术系列。各类页岩油新型压裂方式、整体立体开发模式、早期补能提高采收率方法的突破，将可大大提高各类页岩油的开发水平，有力推动页岩油大规模开发上产。
建议国家、各石油公司持续加大科技创新投入，从“5年内应用、5~10年应用、10年后应用”3个层次的目标导向部署实施“配套应用、攻关试验、超前储备”动态3代技术创新发展体系，通过不断迭代升级形成有序接替的油田开发提高采收率新技术系列，持续保持中国在提高采收率技术发展和应用方面的优势地位。
建议进一步加强基础研究手段与方法的科技攻关，特别是适应于各类复杂油藏对象的原位取样无损分析、物理模拟系统与方法、关键配套技术的仪器与工具、地质建模和数值模拟方法与工业软件的研发，持续研究各类提高采收率新机理新方法，加快关键核心技术研发和突破、完善相应的配套技术。
建议加大各类提高采收率新方法矿场试验力度，包括先导性验证试验、扩大井组试验、工业性应用试验，尽快形成配套技术/标准体系、开发模式和相应的产业链，持续提高各类油藏采收率，支撑和引领化学驱、热力采油分别长期保持年产1 000×104 t以上，气驱、页岩油分别尽快上产达年产1 000×104 t级规模，强力支撑中国原油长期稳产。