有朋友提到采收率的问题，我也不是专家，看看专家们怎么说的
研究总院十年非凡成就 | 高效开发领域 2023-10-19
一、创建了海洋石油高效开发
模式与理论
创立了海上油田高效开发模式，打破三次与二次采油界限，创新、集成、应用二次、三次采油新技术，通过早期注水，注水即注聚，注水、注聚、加密、综合调整相结合的方式，实现海上油田“多、快、好、省”高效开发，相比传统模式，每新增百万吨产能节省费用40-50亿元。
传统模式
高效开发模式与传统模式对比
二、建立了海上丛式井网整体加密综合调整技术体系
解决了海上油田丛式井网开发剩余油精细描述、加密调整钻井防碰等世界级难题，自主研发了水平井联合定向井立体矢量井网调整、丛式井网整体加密钻井防碰预警等核心技术，国际上首次构建了海上油田丛式井网整体加密提高采收率技术体系，技术成果在海上122个油田推广应用，采收率提高8%以上，累增油1.2亿吨，相当于发现10个亿吨级储量大油田。
丛式井网整体加密钻井防碰预警系统
典型油田调整前后高峰采油速度对比
典型油田调整前后水驱采收率对比
三、研发了海上稠油早期聚合物驱提高采收率关键技术
解决了油稠无聚可注、聚合物配制和采出液处理等难题，攻关发现含水上升率高峰期为最佳注聚时机，研制出耐盐抗剪切聚合物、强制拉伸水渗速溶装置，发明了非离子清水剂，构建海上稠油早期注聚技术体系，在绥中36-1、锦州9-3、旅大10-1等油田开展44口井早期注聚试验与实践，平均提高采出程度7.2%，累增油811万吨。
海上化学驱流程图
聚合物在线配制单元
有力支撑海洋油气高效开发
技术成果有力支撑了海上油气产量连续10年稳产5000万吨。高效开发技术开创3个世界海上油田开发历史先河：第一个海上整体加密、第一个海上稠油聚合物驱、第一个海上稠油热采开发，助力渤海油田采收率从20%提高到30%，成为我国最大原油生产基地，为保障国家能源安全发挥了至关重要作用。
— 中国海油国内油气产量 —
孙福街：中国海上油田高效开发与提高采收率技术现状及展望 2023-11-15
海上油田提高采收率技术历经20余年持续攻关，目前已初步形成以海上丛式井网整体加密及综合调整技术、海上化学驱技术、海上稠油热采、低渗油藏气驱为核心的海上油田高效开发技术体系,并分别在绥中、锦州、蓬莱、南堡、旅大、涠洲等油田开展了矿场应用,累计实现增油 2 200×104t，阶段提高采收率幅度6个百分点以上。
2022年底中国海上油气田开发已形成四大油气生产区，年产石油5 000多万吨，年产天然气200多亿方，采油速度1.12%，综合含水90.44%，采出程度19.89%，平均采收率31%。
2 海上油田高效开发与提高采收率技术
2.1 高效水驱开发技术
2.1.1 丛式井网整体加密综合调整技术
自主研发了大井距多层合采剩余油定量描述、水平井联合定向井立体矢量井网调整、丛式井网整体加密钻井防碰预警等三大核心技术,构建了海上油田丛式井网整体加密提高采收率技术体系,使海上陆相稠油油田水驱采收率提高到38.6%(图1)。陆续在QTS、JNT等17个油田整体推广应用,提高采收率8%以上,增加可采储量1.6亿吨,累增油3 600万吨,助力海上陆相稠油主力油田平均高峰采油速度达到2.3%,采收率达到38.6%,实现了高速高效开发。
图1 水平井细分层系、流场重构、均衡驱替、精准挖潜
2.1.2 智能流场调控技术
依托国家科技重大专项等课题,围绕上述技术挑战进行了持续攻关。创立了海上油田高速高效开发理论,揭示了海相砂岩油田高倍水驱下微观驱油机理和陆相稠油油田非线性渗流微观驱油机理,建立了两大类型油田高速高效开发模式,成功指导了开发实践。南海海相砂岩油田储层在超高倍水驱条件下,岩石表面亲油矿物剥落和迁移,储层润湿性发生反转,孔喉半径中值增加,变异系数减少,相渗曲线发生变化,残余油饱和度降低,驱油效率增加。通过油水两相微观孔隙网络模拟,揭示了陆相稠油非线性渗流的微观驱油理论:增加驱替压力梯度,可以改善微观驱替机理,增加活塞式驱油频率、降低水膜流动驱油频率,能够有效提高驱油效率。自主创新了海相砂岩低幅度构造评价与精细刻画技术、海相低阻薄油层电阻率测井解释及识别技术、海相砂岩高含水期剩余油分布模式、海上油田高含水期剩余油定量描述方法及挖潜技术、河流相储层精细刻画及定量表征技术、边底水油藏单砂体剩余油定量描述技术、基于储层构型的低幅边底水稠油油藏水平井设计技术、基于驱替矢量参数最优的矢量井网优化技术,实现了海上不同沉积类型、不同水驱方式油田的高效挖潜[13-16]。研发了广适水驱曲线方法,形成了海上单井、油田、油田群提液及产液结构优化方法。研发了海上采油工程关键技术,实现了海上高产液量下 “防得准、采得多、注得好、处理得快”的目标,创新和研制了疏松砂岩油藏精准控砂完井技术、大排量潜油电泵举升装备技术、大斜度定向井智能分注技术、海上环保高效水处理技术等配套工艺技术(图2)。
图2 水平井联合定向井立体矢量井网优化技术
上述技术自2010年起陆续投入应用，并于2015年在海上油田全面应用，2019年实现原油增产2 130万吨，占当年全国原油产量的10%以上； 2010年至2019年,全面应用于国内海上102个油田，增加可采储量2.17亿吨(相当于发现1个10亿吨级油田)，累计增油1.20亿吨。
2.2 化学驱提高采收率技术
中国海油通过20余年的研究与实践,形成了包括海上稠油化学驱高效开发模式、耐温抗盐多功能驱油剂、平台高效配注工艺、含聚采出液“药剂+工艺”一体化高效处理技术在内的海上油田化学驱关键技术体系,为实现海上化学驱“注得进、采得出、处理得了、经济有效、可推广”提供了技术保障(图3)。自2003年,先后在STO、LTO和JNT油田开展了单井、井组和油田规模的矿场试验与应用,达到了预期的增油效果,取得显著效益[7,17]。截至2021年底，3个油田共44口井实施化学驱,一线受效井161口,动用储量达1.1亿方，累增油791万方,平均提高采出程度7.1个百分点；预计最终增油811万方，提高采收率7.2个百分点。其中，STO油田(含水68%注聚)累增油556万方，采出程度提高7.4个百分点，高峰年增油67万方，生产井受效率87%，单井含水率下降幅度8～12个百分点,含水稳中有降持续10年。JNT油田(含水80%注聚合物)累增油112万方,采出程度提高8.7个百分点,含水最大降幅11.2个百分点)。LTO油田(含水8.9%注弱凝胶)累增油140万方,采出程度提高5.4个百分点,生产井受效率88%,含水上升率得到有效控制。研究与实践证明海上化学驱技术可行、经济有效,为大幅度提高海上油田采收率探索出了一条新道路,为海上油田经济高效开发提供了坚实技术保障。
渤海稠油油田适宜化学驱油藏单元41个,平均可提高采收率6.5个百分点,化学驱技术在海上油田具有广泛的应用前景。中国海油“十四五”期间将稳妥推进现场试验，计划实施4个油田试验，2025年增油40万吨； “十五五”推进规模化应用,计划实施12个油田，2030年预计增油200万吨以上。
2.3 稠油热采开发技术
海上原油黏度大于350 mPa·s的原油储量达到6.3亿吨，需要热采才能实现有效开发。
为了验证海上稠油热采开发可行性,2008年开始首先在NTT和LTT率先开展了多元热流体和蒸汽吞吐的热采先导试验。以LTT大井距水平蒸汽吞吐为例,通过锅炉小型化、井筒环空注氮和长效防砂工艺,首次成功实现了海上单井蒸汽吞吐; 其首周期单井高峰产能超过90吨/天、首周期单井累产达到2.3万吨,周期油汽比最大值超过5,验证了海上稠油热采高效开发技术可行性; 目前该油田已顺利完成6个轮次的蒸汽吞吐,单井累产超过6.5万吨,进一步验证了热采井长效防砂等工艺可靠性,为后续蒸汽吞吐规模化推广奠定基础。在十余口井先导试验的成果上,总结创新了海上大井距高强度热采开发理论,建立了“大井距、高速度、高强度、高干度”的注热模式、形成了不同井型的蒸汽吞吐产能精确评价方法,为200 m以上大井距热采开发提供了理论支撑; 为进一步保障注热效果,提出了“增注-降黏-扩场-助排”的热-气-剂全流程增效方式,单井注汽能力提升30%、热波及范围提高26%; 为满足规模化热采井筒长效安全,配套研发了耐370 ℃高温水泥浆体系、双通道热采井口、井下工具和注采一体化工艺,实现了350 ℃注热工况下的高效注采; 为进一步降低规模化热采成本,建立了海上稠油热采平台高度集成和移动注热关键技术,高压高干度注热装备减少占地面积约270 m2、降低过热蒸汽成本约14%。通过多专业的技术集成创新与应用,2020年建成海上首个规模化热采示范LTS油田,并在2022年将技术进一步推广应用至海上首个特超稠油油田LFT,海上稠油热采技术能力界限由2000 mPa·s提升至50000 mPa·s以上。
目前已在渤海8个油田实施了稠油规模化热采，海上稠油大井距规模化蒸汽吞吐首周期单井日产油能力达到50吨/天、首周期单井累产达到2.5万吨，初期油汽比普遍超过4，推动海上稠油热采产量实现了从0到50万吨的跨越。随着技术的不断推广应用，预计将在2025年建成300万吨热采产量规模，并将在2030年进一步提升至500万吨，实现海上稠油储量的高效动用。
2.4 气驱提高采收率技术
“十一五”到“十三五”期间，中国海上油田开展了气驱提高采收率技术的探索及应用。2007年，南海WTT油藏首创国内海上伴生气循环利用的绿色开发模式，截至2009年底，累计注气7 940×104m3，比注水提高采收率10个百分点，显著改善了开发效果。2022年WTT油田中块涠三段高含水阶段启动了注气开发，计划实施4口注气井，预计可以提高采收率10个百分点以上。渤海自2008年在L油田实践了海上油田天然气回注工程，注气9个月累计增油0.8×104m3，效果超过预期。同时围绕BNS大气田富含的伴生CO2气源，在探索将其用于临近低渗油藏的提高采收率与封存技术，启动在渤海建立北方海上CCUS示范基地。
同时，中国近海工农业发达，温室气体减排压力日益严峻； 海上沉积盆地封存潜力巨大,为沿海地区大量CO2排放解决提供有利选择，因此实施海上CO2驱油与封存可以在提高目标油田采收率的同时封存沿海大量CO2，具有重要现实意义。根据初步评估，目前海上油气田实施CO2驱的潜力为：可以提高目标油田采收率8个百分点以上，CO2埋存量可达超10×108t。未来将以BNS凝析气藏、BZT和WNS低渗砂岩油藏等为目标，建成海上CO2驱提高采收率示范基地，构建中国海上油气藏CO2驱理论体系和配套工艺； 低渗油藏CO2驱较水驱整体提高采收率10个百分点以上，增加原油动用储量2亿吨； 在提高目标油田原油采收率的同时,实现温室气体的有效利用和环保贮存的多重目标。