中国油田开发主体技术新进展与展望

袁士义 ，王强,

（1. 中国石油咨询中心，北京 100724；2. 提高石油采收率国家重点实验室，北京 100083；3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

中国油田类型复杂多样，储集层大多为陆相沉积，油藏非均质性严重，天然能量较弱，需要早期补充能量开发，近年来新开发的特低和超低渗透油田大多需要压裂改造才能投产，有效开采难度较大。经过多年的研究和开发实践，特别是国家重点基础研究计划（973计划）和国家油气科技重大专项攻关项目的开展，逐步发展形成了适合中国各类油田特征的开发理论和开发主体技术系列，有力支撑了中国原油的生产。20世纪60—70年代，建立和发展了中国陆相油田分层注水开发理论和技术，松辽、渤海湾盆地油田相继开发，原油产量快速增长；70年代末至90年代中后期，低渗透、稠油、复杂断块等油田开发技术取得长足发展；90年代后期以来，高含水、特低—超低渗透、海洋、碳酸盐岩等油田开发技术取得突破，形成东部稳定、西部发展格局，产量稳定增长，至2010年中国原油产量突破2×108t并基本保持稳定[1]。中国油田开发技术总体处于世界先进水平，在精细分层注水开采、化学驱提高采收率、中深层稠油开采、特低—超低渗透油田开发等方面已处于世界领先地位。

本文概要总结中国中高渗高含水、低渗透、稠油、复杂断块、特殊岩性等油田近10年来开发主体技术取得的新进展，分析各类油田面临的问题与挑战，提出油田开发提高采收率技术的发展路线和技术方向，以期推动油田开发主体技术的研发换代和有序接替，为原油生产的可持续发展提供技术保障。

1 中高渗高含水油田

中国中高渗高含水油田储集层类型主要是中高渗砂岩或中高渗砾岩，在各大油区均有分布，以大庆长垣油田为代表，包括渤海湾、西部等盆地的一些整装油田。中高渗油田是早期开发的主力，目前动用储量和年产量仍约占全国的50%[2]。该类油田经多年开采，目前相当比例的油田含水已超过 90%，可采储量采出程度已超过80%（即通常所说的“双特高”阶段），产液量大、采油速度低、开发效果变差。通过多年的不断创新发展，形成了精细分层注水、聚合物驱、复合驱等开发主体技术，有力保障了中高渗老油田的长期稳产。

1.1 精细分层注水技术

精细分层注水为中国油田最为基础、应用最为广泛的开发主体技术。精细分层注水的核心是将“精细”这一开发理念贯穿于油田开发的各环节，将地质油藏、钻井工程和采油工艺紧密结合。通过精细油藏描述将储集层研究单元由“油层组”、“小层”发展细分到“单砂体”、“储集层内部构型”，做到量化分层注采、量化分层动用、量化单层剩余油、量化微相剩余油[3-5]。通过精细分层注水和精细分层采油，加强对单砂体注采系统和多向连通率的控制，通过调驱等措施调整注采剖面和平面矛盾，从工艺上细分注水级数和提高分注率，总体上实现油藏的立体优化，提高水驱波及系数[5-6]。精细注水在中国陆相油藏取得了很好的效果，如大庆多层砂岩油藏，主力区块水驱采收率（地质储量采收率，下同）已达到 45%以上，为大庆油田长期稳产做出了重大贡献。

目前精细分层注水主要面临以下挑战：①高/特高含水阶段，层间、层内和平面三大非均质性加剧导致的注入水低效、无效循环严重问题；②宏、微观剩余油进一步分散，存在赋集状态识别难和非连续渗流问题；③注采系统恶化导致的可采储量损失问题。由于储集层和流体（如高温高盐、裂缝发育、边底水强）等原因，目前仍有相当多的中高渗油藏难以应用化学驱等接替技术，为改善开发效果，除尽快研发适用的三次采油技术外，仍需继续完善精细分层注水技术：①在进一步提高地质油藏的认识程度和表征精度、精准把握剩余油赋集状态的基础上，发展低成本高精度定向井和层内调堵等挖潜技术，提高对零散剩余油和层内剩余油的动用程度，提升注水效率；②探索离子匹配水驱、渗流阻力可调的新型分散驱替体系等改善水驱技术，进一步扩大波及体积并在一定程度上提高洗油效率；③将精细分层注水发展为精准定向注水和功能性水驱，预期可在目前基础上进一步提高水驱采收率5%以上，仍有可观的潜力。

1.2 聚合物驱技术

经过 30余年的攻关试验，聚合物驱技术于 1996年在大庆油田实现工业化应用，成为中高渗老油田开发中后期提高采收率的主体技术：①近年来通过国家重点基础研究计划（973计划）等基础研究，进一步发展了聚合物驱油理论，认为聚合物驱不但能够降低水油流度比，扩大注入水在油层中的波及系数，同时聚合物具有的黏弹性能够提高洗油效率，主要是由于聚合物溶液相对牛顿流体和幂律流体，具有更大的微观力，流动过程中导致残余油变形和油膜剥离，致使残余油饱和度降低[7-8]；②研制出不同相对分子质量（中低—高—超高）、不同结构（线性、支化、梳形、星形、缔合等）的系列聚合物产品，建成世界规模最大、年产40×104t以上油田用聚合物生产能力；③形成了个性化的优化设计方法、分层分质注入工艺、地面配注工艺以及跟踪调控技术。

理论技术的进步，进一步提升了聚合物驱矿场效果，相对水驱的采收率提高幅度由工业化初期的约8%提升至目前的约12%。目前中国聚合物驱年产油量超过1 200×104t，形成了以大庆油田高浓度黏弹聚合物驱和二类油层聚合物驱、胜利油田高温高盐聚合物驱、新疆油田砾岩聚合物驱为代表的较为成熟的工业配套技术。

目前聚合物驱主要面临受驱油机理限制，提高采收率幅度有限、聚合物用量过大、聚合物驱后含水上升和产量下降过快、聚合物驱后剩余油分布零散及有效接替技术缺乏等挑战，需要在功能性聚合物技术、聚合物驱优化设计技术和聚合物驱后进一步提高采收率技术方面加强攻关。

1.3 三元复合驱技术

以大庆油田为代表，通过多年的技术攻关和矿场试验，形成了三元复合驱（碱、表面活性剂、聚合物）提高采收率技术系列和标准规范体系，使中国成为世界上唯一实现三元复合驱工业化应用的国家[7,9]。在大庆油田低酸值原油条件下，三元复合驱油理论研究取得重大突破，有效指导了三元复合驱配套技术的发展：①驱油剂分子设计理论（如表面活性剂在油水界面的排布理论、定量结构-性质关系、亲水-亲油平衡设计方法）、物理化学渗流理论（色谱分离、乳化和结垢沉淀等）、低酸值原油超低界面张力形成机制及主控因素、精细化的物理模拟和数值模拟结合研究方法等；②在精制切割和原料优选的基础上，研制了系列烷基苯磺酸盐和石油磺酸盐，优化出廉价高效的强碱、弱碱三元复合配方体系；③形成了以提高控制程度为核心的方案优化设计和分阶段调控技术；④研发了“集中配制、分散注入”的“低压二元（聚合物+表面活性剂）—高压二元（碱+表面活性剂）”配注工艺；⑤研制了系列耐垢泵和化学清防垢剂，检泵周期提高至 350 d以上；⑥研制了原油脱水破乳处理剂和设备。大庆油田三元复合驱于2014年进入工业化应用，2017年产油量超过400×104t，主要在大庆长垣Ⅱ类油层实施，强碱和弱碱复合驱与水驱相比均提高采收率20%以上[9]（见图1）。

图1 大庆油田三元复合驱工业性矿场试验效果

弱碱（Na2CO3等）复合驱相对强碱（NaOH）复合驱，结垢和腐蚀引起的生产维护问题、采出液乳化引起的处理问题等大幅减少，是目前和今后一段时期内更适宜大规模推广的三元复合驱主体技术。但仍需进一步优化主表面活性剂及其生产工艺，扩大产品适应范围，提升产品稳定性；探索有机碱、复合碱等不同碱型，降低目前碱的不利影响；加强主段塞注入前的耐碱调剖研究，降低主段塞用量；优化体系配方、段塞组合和分阶段调控措施，提高矿场试验效果；完善注采和产出液处理工艺，降本增效；同时需要加快三元复合驱后进一步提高采收率的技术研究。

1.4 二元复合驱技术

由于碱的加入带来了结垢、腐蚀、破乳等地面地下处理难题，近年来，随着以甜菜碱、阴非离子表面活性剂为代表的新型高效表面活性剂取得的突破性进展，表面活性剂-聚合物二元复合驱体系在无碱条件下仍能使油水界面张力达到超低并使油水体系产生适度乳化，促使二元复合驱技术取得了较快发展。目前在胜利、辽河、新疆、大港、大庆、长庆等油田均开展了矿场试验，其中辽河、新疆油田二元复合驱试验预计提高采收率 18%左右。二元复合驱不仅能够大幅度提高采收率，而且地面地下处理相对简易，是高含水老油田提高采收率的主要攻关方向之一。目前二元复合驱主要问题是提高采收率幅度不如三元复合驱，碱的积极作用（降低界面张力、易于乳化、剥离油膜、降低吸附等）尚未被完全替代，进一步优化高效二元主剂仍是技术关键。此外二元复合驱地面和注采配套技术有待完善，目前的工艺更类似一种简化的三元复合驱配套工艺，如能发展成为类似聚合物驱的配套工艺，则建设和操作成本较三元复合驱可减少1/2以上[10]。

1.5 泡沫驱技术

泡沫驱是以泡沫作为驱替介质的提高采收率方法。泡沫通常由起泡剂、稳泡剂、气体和水组成，其中起泡剂一般选择发泡能力强的表面活性剂，稳泡剂多为聚合物（或生物聚合物）、凝胶或纳米粉体等，气体可以是空气、天然气、CO2、N2等，其驱油机理包括扩大波及体积和提高洗油效率两个方面。

泡沫在油藏中运移时，优先进入含油饱和度较低的高渗透层或微裂缝，由于贾敏效应、串珠效应等影响，渗流阻力逐渐增大。随着注入压力的提高，泡沫将渐次进入含油饱和度较高的低渗透层，有效扩大波及体积；此外起泡剂本身就是一种表面活性剂，具备降低油水界面张力、降低残余油饱和度，提高洗油效率的能力[11]。泡沫在解决单纯注气气窜或注水水窜、挖掘厚油层顶部水驱剩余油方面具有独特优势，是一种很有发展前途的大幅度提高采收率技术。通过持续攻关，先后研制出适用不同条件、具有不同发泡能力和稳定性的起泡剂和稳泡剂组合，在大庆北二东、大港港东、中原胡 12、玉门老君庙的泡沫驱现场试验取得了较好的初步效果。目前在泡沫驱配方优化和效果方面，室内评价和现场试验差异大，需要尽快完善泡沫驱的室内研究及评价方法；围绕泡沫稳定性这一核心问题，攻关高效、廉价、稳定的泡沫体系，并优化现场注入和调控等配套技术。

1.6 “二三结合”技术

“二三结合”技术就是将水驱与三次采油的层系井网整体优化部署，在精细注水阶段，即应用后期三次采油的密井网充分挖潜水驱潜力，特别是薄差层潜力，适时转入三次采油提高采收率，追求水驱与三次采油衔接的最优化，总体经济效益最大化[10,12]。在目前技术条件下，“二三结合”精细水驱阶段预测可提高采收率 3%～5%，化学驱阶段可提高采收率 15%～20%，总体提高采收率18%～25%。

“二三结合”技术已在大庆、新疆等油田工业化应用，效果显著。但仍需深入研究“二三结合”的转换时机、层系调整、布井方式等关键技术，优化实施方案，不断提高“二三结合”的整体效果和效益。

1.7 超前储备技术

1.7.1 同井注采（井下油水分离）技术

同井注采技术是利用井下油水分离装置对生产层的采出液进行油水分离，含水率降低的采出液被举升至地面，分离出的水被回注到注入层，实现在同一井筒内采出与注入同步进行。该技术能够大幅降低举升能耗和污水处理成本，使特高含水油田具有开发价值，应用前景广阔[13]。其中，井下油水分离装置是同井注采技术的关键组成部分之一，主要有水力旋流分离和多杯等流重力沉降等方法。2016年在大庆油田北一区断东聚合物驱后区块进行试验，该区块1998年开展聚合物驱，2004年含水率达到 98.2%，停止注聚合物并关井。试验油井初期含水降为77.2%，已见到增液、增油、降含水的初步效果。同井注采技术目前处于室内研发和矿场先导试验阶段，需要：①进一步优化井下油水分离技术，提升分离效果，降低系统成本和维护作业费用，延长装备使用寿命；②集成回注监测技术，对于分离后的注水量和回注层位能够精确计量和监测；③加强系统化研究，将地质、油藏、工程、管理紧密结合，特别是优化回注层位及形成注采回路系统方面，仍需深入研究和矿场试验，提高应用水平和开发效果。

1.7.2 纳米智能驱油技术

该技术的研发思路是：纳米驱油剂“尺寸足够小”，能够基本实现全油藏波及；“强憎水强亲油”，遇水排斥，遇油亲合，具有自驱动力，能够实现智能找油；“分散油聚并”，能够捕集分散油，形成油墙或富油带并被驱出。通过研究，目前室内实现了部分设想，烷烃修饰后的纳米颗粒疏水性增强，受到油相的吸引，能自发地向油水界面扩散运移，且纳米颗粒在油水界面的吸附能够有效降低界面张力，提高水相对油相的携带能力[14]。纳米智能化学驱油技术有望成为提高采收率颠覆性战略接替技术，预期最终采收率可达80%以上，该技术广泛适用于各种类型油藏，具有广阔的应用前景，但最终实现技术设想的 3个功能仍需做大量细致的基础研究和技术攻关试验。

1.8 技术发展路线

以大庆长垣为代表的中高渗油藏是中国油田最优质的资源，目前水驱和化学驱开发技术并存，尽管总体处于“双特高”开发阶段，但仍具有较大的开发潜力。在剩余油高度分散情况下，如何持续有效挖潜剩余油和大幅提高采收率是技术关键。大庆油田通过顶层设计，按照应用一代、攻关一代、储备一代的发展思路，实现了油田的可持续发展。以精细水驱、聚合物驱和三元复合驱为代表的三代提高采收率主体技术使主力油田采收率从早期水驱的 30%分别提高到40%、50%和60%以上，可采储量大幅增加。

按照5年内配套应用、5～10年攻关试验、10～15年超前储备的三代主体技术滚动接替的发展路线和技术方向考虑：①现阶段主要完善精细分层注水（精准定向注水和功能性水驱）和三元复合驱降本增效配套技术，相对目前水驱分别可提高采收率 5%和 20%以上；②尽快攻关长垣Ⅰ类油层聚合物驱后、Ⅱ类油层化学驱后、Ⅲ类油层有效化学驱以及高效二元复合驱、泡沫驱技术；③超前储备同井注采和纳米智能驱油技术，尽快形成“双特高”阶段开发主体技术的有序接替，以进一步提高采收率。

2 低渗透油田

中国低渗透油藏，一般指储集层空气渗透率小于50×10-3μm2的油藏。通常进一步划分为普通低渗透（（10～50）×10-3μm2）、特低渗透（（1～10）×10-3μm2）、超低渗透（小于1×10-3μm2）3个亚类。中国低渗透石油资源丰富，远景资源量约为537×108t，主要分布在松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔等盆地[15]。以长庆油田为代表的低渗透油田，通过基础研究、技术攻关与矿场实践，开采技术持续创新，不断突破低渗透油藏开发的物性限制，动用储量快速增长，已成为近年来原油上产的主体，2017年长庆油田原油产量上升至2 300×104t以上。低渗透油藏由于孔隙结构复杂、喉道狭窄、裂缝发育、非均质性严重等特点，大多需要压裂改造才能投产，能量补充和有效驱替系统的形成均较困难，导致水驱采收率较低。目前低渗透油藏以水驱开发为主，包括早期笼统注水、超前注水和温和注水等。在特低—超低渗透油藏开发过程中，逐步形成了缝网匹配注水、气驱、水平井分段及体积压裂等有效开采技术。

2.1 缝网匹配的水驱技术

在实践过程中，逐步认识到低渗透油藏，尤其是特低—超低渗透油藏，动态裂缝是导致含水率快速上升的根本原因[16-17]。动态裂缝是特低—超低渗透油藏注水开发中出现的一个新的地质属性，它是在长期注水过程中，岩石破裂产生的新生裂缝，或原始状态下闭合的天然裂缝被激活产生的有效裂缝。动态裂缝受地应力场控制，随注水量和压力动态延展，极大加剧了储集层的非均质性，并大大降低水驱波及体积[17]（见图2）。

图2 动态裂缝引起方向性水窜

经长期实践探索，形成了：①以缝网匹配为核心的水驱技术，该技术的关键是正确认识“缝”在油田开发中的作用，当基质孔渗条件可以有效驱油时，应尽可能减小高压注水和油、水井改造规模，减少裂缝的产生，从而实现基质驱油。对于基质难以驱替的特低—超低渗透油藏，积极利用裂缝的导流作用，进行合理的储集层改造，形成缝网立体匹配，多轮次及时加密并调整井网方向，有效扩大波及体积。②富集区带优选、裂缝系统识别和预测、井网井距优化、多方式压裂、深穿透射孔、注入水精细过滤等配套技术，使一大批特低—超低渗透、裂缝性低渗透油田等原来认为难以开采的油田得到了有效开发。随着开发阶段的变化，缝网匹配的利用、复杂缝网的实现和转换将贯穿于低渗透油田开发的全生命周期。

该技术目前需要进一步完善、深化的有4个方面：①地应力及裂缝展布的动态预测、动态裂缝成因机理；②动态裂缝对水驱波及体积影响的认识；③井网与裂缝的匹配模式、优化水动力系统为目的的注采井网调整和注水政策界限；④地质、油藏、工程的一体化。

2.2 气驱技术

注气（包括注 CO2、N2、天然气、空气、烟道气等）是低渗透油藏、特别是注水难以建立有效驱替系统的特低—超低渗透油藏提高采收率的重要手段，具有广阔的应用前景。在各种注气技术中，CO2驱油与埋存技术在提高采收率的同时实现温室气体减排，得到国际社会的普遍关注[18]。通过国家重点基础研究计划（973计划）等基础研究和矿场试验，近年来深化了陆相沉积油藏 CO2混相驱的理论认识：①针对陆相原油组成特点（见图3），通过CO2-地层油相态实验研究，明确了原油组分与CO2混相能力关系，提出“C7—C15也是影响CO2-原油混相的重要组分”的新观点，将CO2混相的关键烃组分从 C2—C6扩展到 C2—C15[19]；②基于“油-气相间传质先形成过渡相、进而实现混相”的新认识，提出在 CO2和地层油之间预置一个低界面张力的易混段塞，能够有效改善CO2-地层油混相能力的新方法；③完善了 CO2驱三相渗流规律表征方法，利用核磁共振、CT扫描等手段，实验测出了油、气、水三相相对渗透率曲线，建立了 CO2驱油渗流数学模型和数值模拟方法，对CO2-地层油体系相态及物性参数计算方法进行了优化[20-21]。同时在 CO2驱油与埋存的油藏工程、注采工艺、地面工程等方面形成配套技术。吉林油田黑59/黑79/黑46、胜利油田高89等区块的矿场试验或工业应用，提高采收率约7%～17%[21]。另外在大庆、江苏、大港、吐哈、延长等油田也开展了CO2驱、空气驱、天然气驱、氮气驱等试验并见到较好效果[21]。

图3 陆相和海相地层油组分分布对比[19]

近年来注气稳定重力驱已经由室内机理研究进入现场应用，塔里木东河塘、冀东柳北的矿场试验见到良好效果，初步掌握了气液界面控制等核心技术。由于陆相沉积的低渗透油藏裂缝发育、非均质性强、原油混相压力较高，需要进一步加强扩大注气波及体积和改善混相条件技术研究，明确 CO2有效埋存条件，提升压缩机等关键设备的能力，建立密闭回注系统，同时有效保障气源供给及提升油藏管理水平。

2.3 水平井分段及体积压裂技术

近年来，以直井分层、水平井分段及体积压裂为代表的储集层改造技术已广泛应用于低渗透油藏，其中水平井分段及体积压裂技术已成为超低渗透、致密储集层提高单井产量和采收率的主体技术。通过攻关和试验，已形成了水力喷砂、裸眼封隔器滑套、双封单卡、泵送桥塞、套管射孔管内封隔器等多项水平井分段压裂技术[22]。水平井体积压裂是在分段压裂的基础上，进一步提升裂缝的复杂程度，在形成主裂缝的同时，借助天然裂缝的不断扩张和脆性岩石的剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝纵横交错的复杂缝网系统，实现长、宽、高三维方向的全面立体改造，大幅度提高裂缝的改造体积。储集层岩石力学特性对水平井体积压裂有很大影响，天然裂缝发育且较脆的岩石，易于形成复杂缝网系统。水平井体积压裂主要采用“套管完井+分段多簇射孔+可钻式桥塞+滑溜水”多段压裂方式，其中“分段多簇”射孔实施应力干扰是实现体积改造的技术关键。目前水平井压裂技术在压裂优化设计、压裂液体系研发等方面也取得重要进展，实现了“千方砂、万方液”的大规模改造，已在长庆油田致密储集层建成百万吨产能，实现了有效开采。多段、多簇、大液量、大排量、大砂量、低成本的大规模改造技术是水平井压裂的主要发展方向，需要进一步学习、借鉴国外非常规油气开采经验，加强“地质-油藏-工程”多专业一体化集成，提升开发效果，强化工厂化作业管理，大幅度降低开发成本。

2.4 超前储备技术

2.4.1 空气泡沫驱技术

借鉴中高渗油藏泡沫驱技术，在低渗透裂缝性油藏中，采用空气泡沫驱技术封堵微裂缝，扩大后续注入液的波及体积，目前已在吉林大安、长庆五里湾开展矿场试验，见到初步效果。

2.4.2 黏弹表面活性剂驱技术

传统化学驱（聚合物驱和复合驱）一般利用高分子聚合物的黏性特征扩大注入液的波及体积，但在低渗透油藏应用时存在聚合物注入困难的问题。黏弹表面活性剂驱油体系，在不用（或少用）聚合物的条件下，通过表面活性剂改性，在提高洗油效率的同时，赋予体系一定的黏性特征。该类表面活性剂具备一定程度的自适应性，在裂缝或较大孔道中，由于浓度较高，单体分子自聚形成三维网状结构，呈现黏性和黏弹性特征；在基质中，由于表面活性剂分子尺寸远小于孔喉半径，易进入基质且不会发生孔喉“堵死”现象；此外在近井地带由于剪切速率较大，三维网状结构破碎为单体分子，黏弹性下降，易注入[23]。从机理上考虑，该技术有望发展成为一项适用于低渗透油藏的化学驱主体技术。目前室内研制出的黏弹表面活性剂体系，在浓度1 000 mg/L的条件下，黏度可达到20 mPa·s以上，并具备剪切可逆性。由于低渗透油藏具有比表面大、吸附量大的特点，需要进一步研制高效低吸附主剂，降低使用浓度和吸附损耗，加快先导试验。

2.4.3 纳米水驱技术

近期针对特低—超低渗透油藏，通过注入亲水改性纳米体系减弱水分子间相互作用力的方法，使普通水变成更小的“小分子”水，降低了孔隙注入阻力，使原来注不进水的孔隙变得可以注进水，可大大增加特低—超低渗透油藏的水驱波及体积[24]。

2.5 技术发展路线

低渗透油藏是当前及今后一段时期石油储量和产量增长的主体。以长庆、大庆外围、吉林等油田为代表的低渗透油藏以水驱开发为主，进一步提高单井产量、转变开发方式与降低开发成本是技术发展的关键。

现阶段主要完善缝网匹配的精细水驱技术，预期可提高采收率 5%以上；加快攻关混相/非混相气驱、重力稳定驱、渗吸采油和低相对分子质量二元复合驱技术，预期可提高采收率 10%以上；储备泡沫驱、黏弹表面活性剂驱、纳米水驱、微生物驱等接替技术。气驱（CO2、烃气、空气、N2等）技术对于此类油藏的持续稳产具有非常重要的作用，需要加快攻关试验、扩大应用。

3 稠油油田

稠油是指油层条件下原油黏度大于 50 mPa·s或在油层温度下脱气原油黏度大于100 mPa·s，相对密度大于0.92的原油。可分为普通稠油、特稠油和超稠油3类，具体见表1。

表1 稠油分类标准参数表

中国陆上稠油资源较为丰富，预测资源量约198×108t[25]，主要分布在辽河、新疆、胜利、塔河、吐哈等油区，同时渤海湾近海也存在大量的稠油资源。对于普通稠油中的Ⅰ类油藏，一般可采用注水或注蒸汽方式开发，国内目前以水驱或改善水驱（如聚合物驱、复合驱、热水驱）为主，如渤海湾海上绥中普通稠油油田采用了大丛式井、疏水缔合聚合物驱等提高采收率方法，取得了良好的开发效果；对于普通稠油Ⅰ类以外的油藏，一般以蒸汽吞吐（结合掺稀和化学降黏吞吐）、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、火驱等热采方式开发为主。与国外相比，中国稠油埋藏较深，油层多为薄互层、厚度小，开采难度较大。“十一五”以来，老区整体进入蒸汽吞吐后期低效开发阶段，新区以超稠油、超深层和超薄层油藏为主，稠油转换开发方式的基础研究和试验力度加大，配套技术攻关取得显著进展，实现了由蒸汽吞吐向蒸汽驱、SAGD、火驱的技术跨越，保障了普通稠油产量快速增长和稠油热采产量基本稳定。

3.1 蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐在各类稠油油藏均得到工业化应用，目前面临多轮次吞吐后操作成本逐年升高、油汽比逐渐降低的难题。对于一些难以转变开采方式的稠油油藏，重点是改善吞吐效果，研究运用水平井和 CO2、N2等助剂辅助蒸汽吞吐有效降黏，增加地层能量和波及体积[26]。对于适合转变方式的区块，尽快优选合适时机进行蒸汽驱、SAGD或火驱技术的接替开发。

3.2 蒸汽驱技术

蒸汽驱已成为成熟配套的热采技术，在连通性较好的稠油油藏得到规模工业化应用，成为蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法。近年来提出将水平驱动力与垂向重力泄油相结合的热采理论与开发模式，集成了耐高温大排量举升、高温高压地面集输计量及余热回收系统，形成中深层稠油热采配套技术。使井底蒸汽干度提高了20%，开发深度界限大幅增加，蒸汽驱由800 m加深到1 400 m，重力泄油由600 m加深到1 000 m，成功实现了中深层稠油资源的有效开发，采收率由蒸汽吞吐的 20%～25%提高到 50%以上。近年来又发展了多介质蒸汽驱技术，多介质蒸汽驱是指由气体、化学剂及蒸汽形成的高效驱油体系，具有“抑制蒸汽窜流和超覆、降黏、补充地层能量、提高驱油效率、扩大蒸汽波及体积、减少蒸汽用量”等多项机理的协同作用[27]。蒸汽驱中后期采用多介质蒸汽驱，预计可进一步提高油汽比 30%、采收率 10%以上。蒸汽吞吐后期油藏直接转多介质蒸汽驱，预计可提高采收率30%以上。

3.3 SAGD技术

SAGD是以高干度蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采超稠油，它可以通过双水平井、直井与水平井组合等方式来实现，已成为超稠油开发的主体技术。目前基本掌握了超稠油SAGD开采机理与数值模拟、生产规律预测、方案优化设计等技术，结合储集层精细构型，形成了SAGD动态跟踪与调控技术，发展了超浅层双水平井SAGD钻完井、高温大排量举升工艺、地面高效注汽、高温产液密闭处理、地面与地下一体化自动监测等配套技术。辽河杜84和新疆风城重32、重37等矿场试验效果显著，截至2015年底，辽河油田直井水平井组合SAGD的井组数已达到48对，年产油量达到90×104t以上，较蒸汽吞吐提高采收率25%以上；新疆风城双水平井SAGD的井组数已达到150对，年产油量达到72×104t以上[28]。

SAGD目前面临着非均质性强、蒸汽腔扩展不均等系列问题，下一步重点攻关多介质辅助SAGD及不同结构井SAGD技术。在SAGD生产过程中，非凝结气体、溶剂（化学剂）和蒸汽同时注入油层中，可加速降黏、加速蒸汽腔发育，提高采油速率，进一步改善SAGD开发效果，并可降低能耗、减少蒸汽用量[29]，预计在常规SAGD基础上可提高油汽比30%、采收率15%以上。

3.4 火驱技术

火驱是一种重要的稠油热采方法。它通过注气井向地层连续注入空气并点燃油层，实现层内原油裂解，燃烧流动较慢的重质组分并降低原油黏度，将改质的地层原油从注气井推向生产井。火烧油层伴随着复杂的传热、传质过程和物理化学变化，具备蒸汽驱、热水驱、烟道气驱等多种机理[30]。火驱优势体现在：①注空气成本较注蒸汽低；②驱油效率和最终采收率高，分别可达80%和70%以上[30]；③地下高温裂解在一定程度上实现原油改质；④对油藏适应性广泛；⑤能耗低。

近年来，火驱技术从基础理论、室内模拟和矿场试验等方面都取得了显著的进展。新疆红浅1火驱试验是在蒸汽吞吐及蒸汽驱后、采出程度达到近 30%的废弃油藏上实施的，截至2016年底连续运行7年，在注蒸汽基础上又提高采出程度25.2%，年均采油速度达到 3.6%，数值模拟预测最终采收率可达到 65.1%，最终相对蒸汽驱提高采收率30%以上[31]。从试验效果看，火驱高温燃烧特征明显，火驱后取心分析显示油层剩余油饱和度仅为2.6%（见图4）。产出原油明显改质，饱和烃质量分数增加了7%，胶质、沥青质质量分数下降了2.5%；对比20 ℃条件下产出油的黏度，蒸汽驱开采时为16 500 mPa·s，火驱开采时为3 381 mPa·s，下降了 79.5%。目前火驱需要重点进一步完善配套技术，改善火驱高温注采工艺、管柱防腐工艺、火驱监测和前缘控制等关键技术，扩大试验及应用规模。

3.5 地下原位改质降黏提高采收率技术

地下原位改质降黏的原理是通过地下还原、氧化、生物代谢反应将原油中影响黏度的大分子结构改质为小分子，实现原油地下不可逆降黏，大幅度提高稠油流度、开采能效和最终采收率，目前已提出包括“供氢催化改质”、“氧化催化改质”、“微生物改质”等多种技术路线[32]。室内已研制出催化改质降黏剂样品，在大于 250 ℃条件下可实现改质降黏，特稠油和超稠油降黏率达 90%以上。该技术仍需进一步降低改质门限温度，同时研究改质剂的分散注入技术，尽快从室内进入矿场试验。

3.6 技术发展路线

以辽河、新疆等油田为代表的稠油油藏，新技术攻关取得显著进展，但高能耗、高成本等影响稠油油田效益开发的问题依然存在。进一步提高热效率和转变开发方式是技术关键。现阶段主要完善普通稠油水驱和化学驱，预期相对目前水驱，分别提高采收率5%和10%以上；完善特/超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱及多介质蒸汽驱、SAGD及多介质辅助SAGD技术，预期相对常规吞吐分别提高采收率 5%、25%、35%以上；攻关多元热流体驱和火驱等技术，预期最终采收率可达70%以上；储备研究地下原位改质降黏等技术，加快矿场试验和主体技术的升级接替，持续提高开采效果和经济效益。

4 复杂断块油田

复杂断块油田是指油田被断层分隔成多个独立的油气水系统或原油性质及压力系统各异，含油面积小于1.0 km2的断块地质储量占总储量50%以上的油田。复杂断块油田主要分布在渤海湾盆地胜利、大港、华北、冀东等油田。该类型油藏构造复杂，平面上断层将油藏切割成小而破碎的断块，难以形成开发井网，布井难度大；纵向上一般都有多套含油层系和多套油水系统，油水关系复杂，不同断块甚至同一断块不同层系之间往往都没有统一的油水界面；储集层和流体物性差别也较大，储集层包括中高渗、低渗透、裂缝性、特殊岩性等，流体包括轻质油、高黏高凝油等，其特殊的地质流体特征给油田开发带来了很大困难[33]。复杂断块油田目前主要采用注水开发方式，大多进入高含水期，动用程度差异大，剩余油分散，持续有效开发难度较大。多年来，通过多学科技术综合攻关和应用，取得了显著成效，有力保障了复杂断块油田的长期稳产。

4.1 精细油藏描述技术

近年来，大港和华北等断块油田普遍应用的二次开发技术、胜利油田复杂断块油藏的立体开发技术或均衡驱替技术，都是以地质认识的立体化和精细化为基础，通过多学科集成化的精细油藏描述技术，不断加深和重构地下油藏认识体系。

应用高分辨率三维地震资料、较高密度井网资料和动态监测资料，井震结合、动静结合形成分层次的精细油藏描述方法，在小断层解释、单砂体刻画及内部构型和剩余油分布预测方面取得重要进展，为断块油田的精细挖潜提供了基础。研发了复杂断块油田开发后期逐级控制、分步模拟的精细地质建模技术，按断层级别高级序→低级序依次逐级建立断层模型，按构造解释标准层→单砂层顺序分步建立层面模型，即先断层模型后层面模型的思路。以三维、井间地震联合解剖方式，综合考虑钻井、取心、构造发育史等确定低级别断层归属，并对断点、断距、倾向、倾角、断开层位等要素归位，交互联动形成全区断层模型[34]。利用“地质网格”技术[35]，解决了在构建复杂构造模型和强非均质性储集层模型时的技术难题，这种网格不要求与断层平行，且可被断层任意切割，断层夹持的地层内也不强求保持上下一致的网格数目，因此摆脱了传统网格的一些局限性，解决了网格扭曲问题，可对区域内的断层进行较为精确的表征。

4.2 复杂断块油藏立体开发技术

针对复杂断块油藏小碎块及小规模剩余油富集区难以有效开发及动用程度低的难点，胜利油田将地质油藏、钻井工程和采油工艺结合，形成了复杂断块油藏立体开发技术。在地质油藏研究上，精细描述五级以下低序级断层，准确组合断裂系统，实现了3～5 m小断点的识别和5～10 m小断层分布预测；在钻井工程上，利用多靶点定向井组合纵向多个碎块、利用跨断块水平井组合平面相邻断块实现串接开发，形成了多靶点定向井、跨断块水平井、近断层水平井、绕水锥水平井等4类复杂结构井井型及轨道优化设计技术，及井眼轨迹精确控制、自修复水泥浆完井体系等复杂结构井钻完井配套技术。在采油工艺上，实现了分层注水测调一体化和不动管柱液压控制换层工艺。

永安油田永 3-1极复杂断块油藏试验区有小断块11个，地质储量 71×104t。采用绕锥水平井、跨断层水平井、多靶点定向井等复杂结构井技术进行动用，共部署12口复杂结构井，实施后日产油量提高到120 t以上，累计产油4.84×104t，增油3.8×104t，提高采收率9.6%，实现了复杂断块的立体有效开发[36]。

4.3 断块油田提高采收率技术

断块油田已开展多种提高采收率技术[33,37]的攻关与试验，胜利、河南油田针对中高渗断块油藏开展了聚合物驱、化学复合驱、聚合物驱后非均相复合驱试验。这些油藏普遍具有油藏温度高（65～120 ℃）、地层水矿化度高（5 000～100 000 mg/L）和原油黏度高（50～130 mPa·s）的特点，因此主要围绕耐温耐盐研制了系列聚合物（包括改性聚合物）产品和相应配套工艺技术。截至2015年底，聚合物驱提高采收率6%～12%，二元复合驱提高采收率8%～15%[37]。非均相复合驱主要针对聚合物驱后油藏，在二元复合驱油体系的基础上，加入黏弹颗粒，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，分散相为具有较高黏弹性的颗粒，与二元复合驱相比，能够增加阻力系数，强化液流转向，扩大波及体积。孤岛中一区非均相复合驱预计可在聚合物驱基础上提高采收率7.3%[37]。

大港、华北、冀东等油田针对复杂断块油藏，开展了污水聚合物驱、二元复合驱、微生物驱、空气泡沫驱、注气稳定重力驱等矿场试验，提高采收率7%～15%。华北宝力格油田巴19断块原油物性差，油水黏度比高，层内层间矛盾突出，通过应用微生物-凝胶组合驱油技术，使油藏建立了稳定的微生物场，产出液平均菌体浓度保持在1×106个/mL以上，原油黏度平均降低48.1%，微生物-凝胶组合驱可提高采收率9.5%，有效地改善了油田开发效果[38]。

4.4 技术发展路线

渤海湾盆地胜利、大港、华北、河南、冀东等油田的复杂断块油藏，已处于“双特高”开发阶段，以水驱开发为主，聚合物驱、二元复合驱、微生物驱、空气泡沫驱均已开展试验，部分技术已进入工业化应用。但从整体上看，由于油藏条件限制，提高采收率效果和效益仍需进一步提升，需要针对不同油藏特点尽快形成相应的提高采收率主体技术。对于能够基本形成注采井网的断块，现阶段主要完善精细水驱、细分层系及井网加密优化技术，预期提高采收率3%～5%；借鉴大庆经验，攻关试验化学驱、CO2驱和注气稳定重力驱、微生物驱等技术，预期提高采收率10%～15%；探索高温高盐（高钙镁）油藏泡沫驱及其他提高采收率技术。对于难以形成注采井网的断块，需攻关完善复杂结构井、水动力学方法、立体开发、同井注采等技术，不断扩大动用程度和波及体积，进一步提高采收率。

5 特殊岩性油藏

特殊岩性油藏包括碳酸盐岩、火山岩、变质岩等油藏，主要分布在塔里木、渤海湾、准噶尔、南海珠江口等盆地。与国外部分优质（碳酸盐岩为主）特殊岩性油藏不同，中国已发现的此类油藏构造复杂，主要储集空间大多为裂缝、溶洞及晶间孔，普遍具有埋藏深、基质渗透性差、储集层非均质性严重、油水分布规律性不强等特点，开采难度很大。通过国家重点基础研究计划（973计划）基础研究及相关技术攻关，初步形成了以碳酸盐岩为代表的特殊岩性油藏有效开发技术，成功开发了塔河、塔里木等大型碳酸盐岩油藏。中国特殊岩性油藏现阶段主要以天然能量、水平井（分支井）开采、注水补充能量为主；国外特殊岩性油藏，尤其碳酸盐岩油藏除了上述方法外，注气方法的应用也较为广泛。

5.1 缝洞储集体识别、描述和油藏模拟技术

经过多学科联合攻关，发展了缝洞储集体地球物理描述、多尺度相控缝洞储集体建模、缝洞型油藏数值模拟等多项关键技术，集成形成了缝洞储集体识别、描述和油藏模拟技术。以高精度地震处理为基础，综合应用测井评价和地震古地貌研究，提高了缝洞储集体的识别与流体判识的可靠性；采用分类分级建模的思路，将缝洞储集体划分为洞穴型、溶蚀孔洞型、裂缝型、基质岩块等类型，分别采用不同的建模方法建模，然后将单一类型储集体模型融合，构建出缝洞储集体三维地质模型，该方法有效提高了缝洞型油藏的建模精度[28,39]；建立了缝洞型油藏等效连续介质和离散介质耦合的油藏渗流数学模型，研制出考虑洞穴流、裂缝流及渗流的复杂介质油藏数值模拟求解技术。在缝洞储集体识别与描述技术取得进展的前提下，结合开发所获得的各类动静态资料，深化了对碳酸盐岩油藏渗流机理的认识，对剩余油分布规律和后续挖潜措施有了更好的把握。

5.2 提高采收率技术（改善采油技术）

目前已开展包括注水压锥、水动力学方法、注气、注气稳定重力驱、化学驱等多种提高采收率技术的攻关与试验。注水替油和注气替油技术的提高采收率机理包括补充地层能量、重力分异作用（产生底水或气顶）、膨胀降黏等，在动用“阁楼油”方面取得良好效果。塔河油田为缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏埋深5 300～7 000 m，2012年开始注N2替油，采用撬装、膜制氮气技术制氮（纯度达95%），气水混注方式控制注入压力。截至2016年累计注气281井次，累计产油28.9×104t[37]。

辽河兴古 7变质岩潜山油藏天然气驱工业化试验见到初步效果。兴古 7为巨厚块状底水深层变质岩裂缝性油藏，储集空间和渗流通道主要为构造裂缝、风化裂缝，其次为次生溶蚀孔隙和次生交代孔隙，地下原油黏度小于5 mPa·s，一直依靠天然能量开发，潜山底部生产井已经水淹关井。该试验以顶部注气稳定重力驱为主，辅助以中下部注气，注气以来累增油近2×104t，预测最终提高采收率18%。

5.3 技术发展路线

以塔河和塔里木碳酸盐岩、辽河潜山、新疆火山岩为代表的特殊岩性油藏，主要采用衰竭开采和注水开发，储集层识别和渗流规律尚未完全掌控，有效补充能量的技术尚未形成。现阶段主要完善缝洞储集体识别及注水能量补充技术，预期可提高采收率5%～7%；攻关注气及稳定重力驱技术，预期可进一步提高采收率 10%以上；储备智能驱油等新型提高采收率技术。从目前试验效果看，注气稳定重力驱技术有望率先取得突破性进展，成为有效的提高采收率主体接替技术。

6 结论与展望

通过多年的探索和实践，中国已研发形成了较为系统的适合自身油藏地质特点的油田开发理论，发展了中高渗高含水、低渗透、稠油、复杂断块和特殊岩性等不同类型油藏的开发主体技术系列，有力支撑了这些油藏的有效开发和中国原油生产的持续发展。总体上，中国油田开发技术处于世界先进水平，在一些特色理论和技术（精细分层注水开采、化学驱提高采收率、中深层稠油开采、特低—超低渗透油田开发等）方面已处于世界领先地位，为世界同类型油藏的开发提供了重要借鉴。

提高采收率是油田开发永恒的主题，不同类型油藏的高效开发，必须坚持“配套应用、攻关试验、超前储备”三代主体技术滚动接替的发展路线和技术方向，才能推动油田开发主体技术的研发换代和有序接替。当前面临的挑战重点包括老油田持续有效开采难度大、已开展化学驱的中高渗油藏缺乏后续接替技术、近百亿吨低渗透储量尚未形成水驱后有效的提高采收率技术等，迫切需要进一步完善老油田精细注水和化学驱、化学驱后提高采收率、低渗油藏注气等理论技术的研发和矿场试验，尽早形成满足不同现实需求的主体接替技术。

油田开发主体技术的形成和配套是一个长期的过程，需要持续投入、高度重视和精心组织，根据技术发展路线按期实现主体技术的升级换代，特别要加强颠覆性技术（如纳米智能驱、原位改质、同井注采等）的基础理论方法研究。新技术的研发思路将由“被动适应油藏”到“主动改造油藏”转变，多学科集成化、多功能化、大数据、纳米、智能技术将在油田开发中得到更为广泛的应用，从而进一步提高油田开发效果和效益。

中国油田开发的实践历程充分证明，油田开发主体技术的不断进步，是实现老油田可持续开发、难采复杂油田有效动用的根本原因和推动力。未来油田开发将面临低油价、新领域（深海、深层、非常规等）、高难度（化学驱后四次采油、超低渗油藏三次采油等）的更大挑战，唯有通过新技术特别是提高采收率技术及油藏管理的不断创新，才能大幅度降低开采成本，提高资源利用率，实现油田开发的可持续发展。

致谢：本文在编写过程中，得到中国石油咨询中心李军诗、中国石油勘探开发研究院高明等同事鼎力帮助，在此表示诚挚的感谢！