提高采收率是油气田开发的永恒主题，也是可持续发展的利器，更是每位开发工作者共同的执着和追求。
历经60余年的持续攻关，尤其是2005年开始设立重大开发试验以来，集团公司攻关形成了系列提高采收率理论和关键技术，助力原油产量连续25年保持1亿吨以上有效稳产。面对储量品质劣质化加剧、油气勘探向深向难等挑战，集团公司进一步推进提高采收率工程面临哪些新挑战新课题，又有哪些新探索?
提高采收率 夯实油气田稳产基础
在很长一段时间内，集团公司提高采收率技术以化学驱、稠油热采为主。为适应油气田开发需要，集团公司开始设立重大开发试验，持续开展多种提高采收率技术攻关，取得了一批重要成果。
“大庆油田5000万吨以上高产27年，4000万吨以上稳产12年，油田不同时期的稳产和高效开发，主要得益于提高采收率技术的规模应用。”大庆油田首席技术专家程杰成表示， 自投入开发以来，大庆油田按照“应用一代、研发一代、储备一代”的理念，创新形成了以聚合物驱和三元复合驱为核心的化学驱成套技术序列。
“聚驱提高采收率10个百分点以上，复合驱提高采收率20个百分点，保证了化学驱原油年产量连续18年超过1000万吨。”如程杰成所说，大庆油田2019年利用化学驱的石油年产量已超总产量三成。
除了大庆油田的化学驱技术助力油田不断刷新采收率极限外，“二三结合”的开发模式在新疆、大港、辽河的中高渗油藏已实施储量1亿吨以上，整体提高采收率20个百分点;吉林油田定型了二氧化碳驱全流程关键技术，驱油效果明显，形成了CCUS吉林模式;西南油气田创新形成以气藏整体治水为代表的特色技术，为实现年产300亿立方米天然气提供强大动能。其中，作为老油田的辽河油田，根据油藏类型成功探索出一条转换开发方式的提高采收率之路。
“成功培育出的17口超稠油SAGD百吨井、年产油迅速攀升到54万吨，采油速度提高到6.6%，采收率提高至70%以上，实现了由‘多井低产’向‘少井高产’的转变。完全成本2020年降至31.6美元/桶，优于国外水平，是目前最具经济竞争力的稠油开发方式。”辽河油田特种油开发公司地质所所长王国栋介绍。
辽河油田中深层SAGD技术序列的发展，是在蒸汽吞吐技术采收率仅为25%的情况下，实施的转换方式提高采收率的措施。当前，中深层SAGD工业化推广实施72个井组，年产油106.9万吨，累计增油892万吨。
由此可见，提高采收率工作贯穿油气田开发的始终，不同油气藏主导技术和策略的成功实践，夯实了各大油气田稳产和上产的基础，为集团公司油气产量结构调整和提高油气田开发水平做出了突出贡献。
直面挑战 打好稳产增产攻坚战
国内油气勘探开发历经半个多世纪的发展，东部主力油田开发进入中后期，资源接替领域还在探索中;西部原油虽处于缓慢上升期，但上产的主力基本靠致密油和页岩油，新增储量标定采收率持续降低;天然气新区已处于非常规及深层资源并重阶段，开采成本压力大;已开发气田总体呈现多井低产、普遍产水特征，稳产上产任务十分艰巨。
“新区储量品质持续变差、老区开发程度不断加深是大势所趋，油价中低位震荡或成常态，油田开发处于生存发展的紧要关头。”中国石油勘探开发研究院首席技术专家马德胜指出大幅提高采收率的严峻现实。
提高采收率责任重大，使命光荣，但困难挑战也是前所未有。“一方面，面对油价低成本高的现状，技术需要拓展升级以适应新的目标对象;另一方面，天然气提高采收率处于起步阶段，主体技术仍不完善。”勘探与生产分公司副总经理江同文说。
目前，聚合物驱和稠油蒸汽驱等常规技术面临着升级的压力;低渗、致密和页岩油又面临创新提高采收率新技术的挑战;天然气开发提高采收率尚处于探索阶段，不同类型气藏不同阶段提高采收率的机理还不明确，有效方法更少。
提高采收率是油气田开发领域的战略性工程，一项提高采收率技术的成功不亚于找到一个或若干个大型油气田。但是，一项革命性技术的出现到工业化应用需要数十年持续不断攻关，甚至需要倾注几代石油人的心血和汗水。大庆油田聚合物驱和三元复合驱都历经了30年的攻关，西南油气田排水采气工艺技术也经过30多年的攻关和完善，辽河和新疆油田超稠油SAGD和稠油火驱都历经了10至15年的攻关。如何平衡技术攻关的长期性与技术需求的紧迫性，也是摆在所有开发工作者面前的难题。
“这就需要我们积极转变观念，加大基础研究力度，突破理论认识瓶颈，发展新一代提高采收率技术，加快成果转换步伐，深化油藏经营管理体制机制改革，大力采取革命性措施降本增效。”马德胜如此指出提高油气田采收率的现实路径。
谋篇布局 开创油气田发展新局面
提高采收率作为油气田开发的破局利器，直接托底公司油气经济可采储量和效益产量。因此，集团公司从未停止理论创新和技术开发试验的部署与探索。
“将气驱采油和储气库建设相结合，一方面可大幅度提高原油采收率，另一方面可以形成一定的储气能力，实现油气效益最大化。”2020年，塔里木油田踏上油藏注气驱油协同储气库建设的新征程，油田勘探开发所所长周代余介绍了注气提采协同储气库方案的实施目的。
经过试验论证，这个方案可大幅提高原油采收率，有效提升储气库生产调峰和战略保供能力。在气驱协同储气库的方式下，原油采收率可提高25个百分点，完全成本低于油田综合完全成本。下一步，塔里木油田将分步实施注气协同储气库重大开发试验、技术升级和技术推广，打造油藏型储气库典范，建成注气提采示范基地。
与塔里木油田注气驱油协同储气库建设的攻关试验不同，长庆油田坚持创新石油和天然气提高采收率技术两手抓。
“页岩油作为长庆油田增储上产最重要的战略接替资源，正面临地层能量不足导致的自然递减大和采收率低等问题，目前正在加强页岩油注气补能及提高采收率机理研究，同步开展提高采收率试验攻关。”长庆油田总地质师李松泉介绍。在下一步气田提高采收率的工作中，长庆油田正在开辟致密气提高采收率试验区，实施低渗透气藏整体加密提高采收率方案，以助力长庆油田二次加快发展战略。
塔里木油田和长庆油田在提高采收率方面进行的探索实践，是集团公司探索多种方式提高采收率工作的一个缩影。此外，纳米智能驱油、稠油地下原位改质、中低熟页岩油原位转化和空气火驱强化采气等颠覆性技术试验也已启动，集团公司油气田开发技术升级换代正强力推进。
“十四五”期间，集团公司提高采收率工作将按照“成熟技术规模推广、接替技术完善配套、储备技术加快攻关”三个层次展开，坚持技术与管理结合、技术与经济结合、技术试验与推广结合，针对重点油气区，瞄准关键技术，突出安全环保，部署十五项重点工作和其他保障措施，力争油气老区年产量分别保持在8000万吨和1000亿立方米以上持续稳产，确保实现集团公司高质量加快发展目标。
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