中國石化東部老油田提高采收率技術(shù)進展及攻關(guān)方向

中國石化東部老油田以陸相沉積砂巖油藏為主，油田斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性較強，原油以中-高粘稠油為主。經(jīng)過50多年的開發(fā)，到2020年底，總體處于高含水（90.5 %）、高可采儲量采出程度（86.6 %）、高剩余可采儲量采油速度（13.4 %）階段。針對不同類型油藏的特點和主要開發(fā)矛盾，探索了水驅(qū)精細調(diào)整、化學(xué)驅(qū)、稠油熱采、CO2驅(qū)等多種提高采收率技術(shù)，形成了不同類型油藏提高采收率技術(shù)系列［1-3］。

2020年底，中國石化70 %左右的儲量和產(chǎn)量貢獻來自于水驅(qū)開發(fā)油田，注水開發(fā)油藏綜合含水93.1 %，采出程度22.2 %，剩余可采儲量采油速度11.8 %。通過精細描述、精細調(diào)整和精細注采，系統(tǒng)開展分類治理，水驅(qū)開發(fā)效果持續(xù)改善，自然遞減率降至10 %左右［4-8］。

針對不同類型油藏的主要開發(fā)矛盾，油藏精細描述的重點由單元整體系統(tǒng)描述轉(zhuǎn)向重點方向及潛力描述，礦場調(diào)整重心由整體調(diào)整向局部注-采關(guān)系完善轉(zhuǎn)移。針對整裝油田，描述重點是儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)表征、高耗水層帶識別、韻律層細分，剩余油潛力類型主要為薄差砂體、非主流線、非主力層、韻律層和薄層，重點推廣流場調(diào)整、井網(wǎng)調(diào)整+化學(xué)驅(qū)“2+3”組合調(diào)整及薄層、韻律層水平井調(diào)整技術(shù)；針對斷塊油田，描述重點是斷棱及斷面精細刻畫、低序級斷層描述及組合，剩余油潛力類型主要為低序級斷層無井控制區(qū)、斷棱控制構(gòu)造高部位，重點推廣極復(fù)雜斷塊多靶點井立體組合、復(fù)雜斷塊分區(qū)調(diào)控井網(wǎng)完善、窄屋脊斷塊人工邊水驅(qū)等技術(shù)；針對低滲油田，描述重點是地應(yīng)力與裂縫表征、微觀孔隙結(jié)構(gòu)，剩余油潛力類型主要為弱波及區(qū)，推廣工藝適配井網(wǎng)（徑向水射流）調(diào)整技術(shù)等。

孤島油田西區(qū)北縱向上含油小層9個，隔層發(fā)育穩(wěn)定，采用兩套層系開發(fā)，綜合含水98.1 %，采出程度52.3 %。針對井網(wǎng)形式長期不變、流線固定、上下層系井網(wǎng)交錯、層系動用狀況差異較大等問題，2020年調(diào)整為上、下層系井網(wǎng)互換，充分利用老井，流線整體改變40°，互換后位于原層系老水井附近的油井側(cè)鉆避開極端耗水帶，通過大修下小套、側(cè)鉆等方式扶停套損、套壞井，完善注采井網(wǎng)。調(diào)整后降水增油效果明顯，日產(chǎn)油量由122 t上升到155 t，綜合含水由98.1 %下降到97.1 %。

壓驅(qū)注水技術(shù)突破了注水不能超過破裂壓力的傳統(tǒng)認識，通過超破裂壓力2～4 MPa快速注入，形成裂縫，注入強度越大，地層改造程度越高。室內(nèi)實驗表明，壓驅(qū)快速升壓，增加了新的滲流通道，促使注入水驅(qū)替更小的含油孔隙，從而提高波及系數(shù)及驅(qū)油效率，最終采收率可提高5 %～8 %。特低滲油藏開發(fā)實踐表明，地層壓力系數(shù)1.5左右生產(chǎn)效果最好、壓驅(qū)使油藏長期保持較高壓力水平，生產(chǎn)壓差可以提高6 MPa以上。

渤南油田義7-2井組開展壓驅(qū)注水試驗，取得初步成果。該塊平均滲透率為2.16 × 10-3 μm2，井距為230～300 m，壓驅(qū)注入前井組虧空6.4 × 104 m3。2020年礦場實施壓驅(qū)注水后，從注不進到日注入量達1 400 m3，兩輪累計注水5.1 × 104 m3；地層破裂壓力為63.3 MPa，折算井底注入壓力為66.6 MPa；到2020年底，兩口油井初步見效，其中一口井日產(chǎn)液量由3.5 t上升到9.3 t，日產(chǎn)油量由1.7 t上升到8.4 t。

有纜式智能分注實現(xiàn)了注水層位及水量的遠程實時監(jiān)測、實時調(diào)控，最高分層6層，最大井斜62.3°，最高溫度128 ℃，最長有效期24個月。智能分采形成了兩種配套管柱：① 一體式配套管柱，優(yōu)點是改變座封方式，信號傳輸穩(wěn)定，缺點是作業(yè)維護成本較高；② 分體式配套管柱，優(yōu)點是配產(chǎn)器獨立下井，作業(yè)維護成本較低，工作壓力可達50 MPa，耐溫120 ℃，最多層數(shù)6層，缺點是泵上管柱及配產(chǎn)器濕接穩(wěn)定性待提升。

辛151斷塊地層傾角10°，地層能量強，水體倍數(shù)150以上。區(qū)塊采出程度57.8 %、綜合含水97.7 %，縱向合采連續(xù)生產(chǎn)效益低。依托智能分采技術(shù)，油藏上、下層系不動管柱輪采輪休，2020年單元日產(chǎn)油增加18.5 t，綜合含水下降0.9 %。

精細油藏描述方面，重點攻關(guān)特高含水油藏剩余油精細描述與定量表征、剩余油微觀賦存及動用機制、側(cè)積夾層精細建模和基于大數(shù)據(jù)的人工智能油藏精細表征技術(shù)等。

特高含水油藏進一步提高采收率方面，建立高水油比條件下的水驅(qū)開發(fā)技術(shù)理論，攻關(guān)適應(yīng)不同類型油藏的注采流線優(yōu)化技術(shù)、特高含水油藏深度調(diào)驅(qū)技術(shù)、剩余油二次富集高效開發(fā)技術(shù)、多介質(zhì)復(fù)合輔助水驅(qū)開發(fā)技術(shù)等。

針對中國石化陸相沉積油藏高溫（65～120 ℃）、高鹽（3 000～100 000 mg/L）、高鈣鎂（100～2 000 mg/L）和高度非均質(zhì)性的特點，以及普遍進入高含水、高采出程度階段、剩余油高度分散等難點，重點圍繞抗溫耐鹽化學(xué)劑、剖面調(diào)整及液流轉(zhuǎn)向、超低油水界面張力等問題，研發(fā)適合的化學(xué)驅(qū)油劑和驅(qū)油體系［9-11］。突破無堿條件下超低界面張力的難題，形成了二元復(fù)合驅(qū)配套技術(shù)并工業(yè)化推廣；針對油藏深部堵驅(qū)和液流轉(zhuǎn)向的難題，形成了非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)。先后在勝利、河南、江蘇等油田開展礦場試驗和工業(yè)化推廣應(yīng)用，化學(xué)驅(qū)平均提高采收率6.3 %，為東部老油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮了重要作用。

針對三元復(fù)合驅(qū)存在的結(jié)垢、產(chǎn)出液乳化等問題，勝利油田開展二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)攻關(guān)。針對粘度小于150 mPa·s的地層原油，提出“油劑相似富集、陰非加合增效、聚表抑制分離”的驅(qū)油劑加合增效理論認識，解決了在無堿條件下體系的界面張力超低問題；針對粘度在150～1 000 mPa·s的地層原油，提出“粘彈增阻擴波及、潤濕滲透提效率”的高粘原油化學(xué)驅(qū)油理論認識，研發(fā)了適應(yīng)高粘油藏的化學(xué)驅(qū)油體系。

2003年在孤東油田七區(qū)西開展二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，區(qū)塊綜合含水由98.2 %最低下降至60.4 %，日產(chǎn)油水平由10.7 t上升到127 t，中心井區(qū)提高采收率18.0 %。先導(dǎo)試驗成功后，2007年進行工業(yè)化推廣應(yīng)用，二元復(fù)合驅(qū)平均提高采收率9.3 %。

聚合物驅(qū)后油藏最終采收率一般可達到40 %～50 %，仍有一半左右的剩余油滯留地下，但聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性更加突出，剩余油分布更加零散，單一井網(wǎng)調(diào)整和現(xiàn)有化學(xué)驅(qū)方法提高采收率潛力有限。針對聚合物驅(qū)后油藏提出了“井網(wǎng)調(diào)整+非均相復(fù)合驅(qū)”提高采收率方法，設(shè)計“粘彈性顆粒驅(qū)油劑+表面活性劑+聚合物”固液共存的非均相復(fù)合驅(qū)油體系，利用粘彈性顆粒突出的剖面調(diào)整能力，協(xié)同二元驅(qū)超低界面張力帶來的洗油能力和聚合物的加合增效作用，結(jié)合井網(wǎng)調(diào)整改變流線，可大幅度提高聚合物驅(qū)后油藏原油采收率。

2010年在孤島油田中一區(qū)開展礦場先導(dǎo)試驗，試驗區(qū)日產(chǎn)油量由試驗前的4.5 t最高上升到84.7 t，綜合含水由98.2 %下降到80.0 %，已提高采收率4.0 %，方案預(yù)測最終采收率達到63.6 %。2016年在Ⅰ類、Ⅱ類聚合物驅(qū)后油藏進行工業(yè)化推廣應(yīng)用，方案預(yù)測平均提高采收率7.4 %，其中勝一區(qū)沙河街組二段1—3單元日產(chǎn)油量提高了3.4倍，綜合含水下降了6.3 %，到2020年底，已提高采收率2.8 %。

針對高溫油藏（95 ℃）條件，在聚合物分子鏈上引入非離子基團、磺酸基團、羧酸基團、疏水基團等各種官能團，設(shè)計耐高溫聚合物分子結(jié)構(gòu)，95 ℃高溫下老化180 d后，聚合物的粘度和模量基本不變，粘度保留率93 %以上，粘彈模量為91.89 mN/m，彈性模量為90.76 mN/m。2014年在雙河油田Ⅶ油組上層系開展先導(dǎo)試驗，到2020年底，日產(chǎn)油量由注入前的22.7 t上升到59.2 t，產(chǎn)油倍數(shù)2.6，綜合含水由注入前的97.9 %下降到94.4 %，預(yù)計提高采收率9.3 %。

在常規(guī)聚合物的基礎(chǔ)上，引入耐溫抗鹽單體AMPS，采用模板聚合法與丙烯酰胺和丙烯酸鈉多元嵌段共聚，研發(fā)了耐溫抗鹽超高分多元共聚物。2018年在東辛油田營8區(qū)塊開展先導(dǎo)試驗，礦場采用全密閉撬裝注入設(shè)備，產(chǎn)出水配置母液、產(chǎn)出水稀釋注入。到2020年底，井口注入壓力上升了5.0 MPa，2口油井初步見效，單井日產(chǎn)油增加2.0 t，預(yù)計可提高采收率6.8 %。

改變高鈣鎂油藏必須加大聚合物濃度和分子量的思路，利用鈣鎂離子，一是使部分鈣鎂離子形成微晶，懸浮在驅(qū)油體系中，降低鈣鎂離子對聚合物溶液粘度的不利影響；二是利用鈣鎂離子將添加劑接枝到聚合物分子鏈上，擴大聚合物分子水動力學(xué)半徑。形成的懸浮微晶聚合物體系，在總礦化度50 000 mg/L、鈣鎂離子濃度2 000 mg/L條件下，仍然具有較好的增粘性。2019年在江漢油田面一區(qū)開展單井試驗，到2020年底，井口注入壓力上升了2.4 MPa，兩口生產(chǎn)井含水下降超過1 %，預(yù)計可提高采收率9.2 %。

目前，中國石化Ⅰ類、Ⅱ類油藏聚合物驅(qū)及二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)已經(jīng)配套成熟，并大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用，聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)也已基本成熟。化學(xué)驅(qū)研究領(lǐng)域向更高溫高鹽、更稠、更低滲透、復(fù)雜小斷塊發(fā)展。

針對低滲透油藏特點，探索油-水混溶驅(qū)油技術(shù)?；烊軇┦羌饶苋苡谒嘤帜苋苡谟拖嗟奈O性化學(xué)劑，與烴類能達到一次接觸混溶，并且在油相中的溶解度更高，這種獨特特征使其適合增強注水提高低滲透油藏采收率。

針對超高溫、高鹽油藏（油藏溫度95～120 ℃，地層水礦化度30 000～100 000 mg/L），探索溫敏、鹽敏型聚合物驅(qū)技術(shù)。利用溫敏、鹽敏型聚合物溶液粘度隨溫度、礦化度升高而增加的特性，探索超高溫、高鹽油藏大幅度提高采收率技術(shù)。

針對特高溫、中-低滲油藏，探索新型驅(qū)油劑和驅(qū)油體系。特高溫、中-低滲油藏溫度大于95 ℃，空氣滲透率小于100 × 10-3 μm2，要求驅(qū)油劑和驅(qū)油體系同時具有良好的耐溫性能和注入性能。

中國石化稠油油藏具有“深、稠、薄”的特點，到2020年底，整體處于吞吐輪次高（平均6.5輪次）、含水高（88 %）、采收率低（19.7 %）的階段，單一熱力采油面臨蒸汽腔小、熱損失大等技術(shù)難題［12-15］。在充分利用熱能的基礎(chǔ)上，提出復(fù)合應(yīng)用降粘劑、驅(qū)油劑、泡沫劑、CO2、N2等熱化學(xué)技術(shù)思路。

低效稠油降粘復(fù)合驅(qū)提高采收率的機理為：原位乳化降粘提高原油滲流能力，驅(qū)替相乳液增粘擴大波及系數(shù)，復(fù)合協(xié)同調(diào)驅(qū)實現(xiàn)1+1>2的效果。金家油田金8塊為強水敏稠油油藏，平均滲透率為960 × 10-3 μm2，地層脫氣原油粘度為1 050 mPa·s，平均粘土礦物含量為16.8 %，天然能量、水驅(qū)、注蒸汽效果均較差。2019年實施降粘復(fù)合驅(qū)，采用地層水配制降粘劑溶液，避免水敏。到2020年底，日產(chǎn)油量由7.6 t最高上升到23.7 t，日產(chǎn)油峰值增加到原來的3.1倍，綜合含水最低下降了10個百分點，預(yù)計提高采收率6.1 %。

特超稠油原油粘度超過100 000 mPa·s，由于油稠、滲流能力低，常規(guī)蒸汽吞吐注采困難，熱波及范圍小，周期產(chǎn)量小于200 t，周期油汽比小于0.1。利用H（水平井）+D（降粘劑）+C（CO2）+S（蒸汽）協(xié)同增效：水平井?dāng)U大接觸面積，提高注汽質(zhì)量；降粘劑降低原油粘度，降低注汽壓力；二氧化碳具有萃取、降粘、增能、隔熱功能；蒸汽加熱降粘，提高驅(qū)油效率。王莊油田鄭411區(qū)塊原油粘度達30 × 104 mPa·s，應(yīng)用HDCS技術(shù)，到2020年底，單井周期產(chǎn)油量由127 t提高到1 812 t，提高13.3倍，油汽比0.82。

淺薄層超稠油油藏?zé)釗p失大，原油流動性差，常規(guī)熱采方式無經(jīng)濟效益。發(fā)揮N2的增能助排、保溫隔熱作用，形成了H（水平井）+D（降粘劑）+N（N2）+S（蒸汽）復(fù)合開發(fā)技術(shù)。水平井為降低注汽壓力、提高注汽質(zhì)量和回采能力奠定基礎(chǔ)，可以大幅度提高蒸汽的波及體積和泄油面積；蒸汽加熱降粘，降低原油在儲層中的流動阻力，改善滲流能力；油溶性復(fù)合降粘劑既具有油溶性降粘劑的特點，又具有乳化降粘的能力；氮氣隔熱降低井筒熱損失，在油層頂部形成低熱傳導(dǎo)層，提高油層溫度和熱利用率，同時可有效提高油井排液能力。

春風(fēng)油田排601塊采用HDNS技術(shù)，2020年底單井日產(chǎn)液為24 t，單井日產(chǎn)油為8.7 t，綜合含水為63.6 %，采油速度為4.5 %，油汽比為0.57。與直井蒸汽吞吐相比，周期平均單井日產(chǎn)油增加到原來的4倍，平均單井周期累積產(chǎn)油增加到原來的10.2倍，油汽比提高0.2。

針對深層稠油油藏蒸汽驅(qū)壓力高、汽腔擴展困難、非均質(zhì)性強、波及系數(shù)小的難題，提出了S（驅(qū)油劑）+F（泡沫）+N（N2）+S（高干度蒸汽）的化學(xué)蒸汽驅(qū)方法，揭示了“蒸汽驅(qū)為基、泡沫劑輔調(diào)、驅(qū)油劑助驅(qū)、熱劑協(xié)同增效”的驅(qū)油機理。

孤島油田中二北2010年底實施化學(xué)蒸汽驅(qū)，采用高干度注汽技術(shù)，高干度注汽鍋爐出口蒸汽干度達到99 %，高效井筒隔熱工藝確保井底蒸汽干度≥50 %。到2020年底，試驗區(qū)日產(chǎn)油量由54.6 t最高上升到201 t，綜合含水由92.4 %最低下降到82.9 %，采出程度為56.9 %，相對蒸汽吞吐提高采收率21.6 %。

針對埋藏更深（>2 000 m）、儲層更?。?lt;2 m）、粘度更高（>500 000 mPa·s）、滲透率更低的未動用稠油資源，探索有效開發(fā)技術(shù)。

針對單井產(chǎn)量低、油汽比低（<0.22）、采收率低（<20 %）、成本高的已動用稠油資源，探索大幅度提高采收率和高效開發(fā)技術(shù)。對于薄層特超稠油，研發(fā)廉價高效的降粘劑，提高熱能綜合利用率，采用新能源制汽等，進一步降低開發(fā)成本；對于稠油多輪次吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)難的問題，研發(fā)新型熱復(fù)合驅(qū)油體系，提高驅(qū)油效率。

發(fā)展空氣輔助熱力驅(qū)和稠油地下改質(zhì)技術(shù)，通過蒸汽與空氣及驅(qū)油劑的復(fù)合，生熱增能，提高驅(qū)油效率；在熱力采油過程中添加催化劑和供氫劑，使稠油在地下發(fā)生催化裂解，改善稠油品質(zhì)，提高產(chǎn)能和采收率。

針對中國陸相沉積油藏原油含蠟量高、混相能力差、非均質(zhì)性強、氣竄嚴(yán)重等特點，開展CO2驅(qū)室內(nèi)實驗、數(shù)值模擬、油藏工程、防竄封竄及注采工藝研究，形成了陸相油藏CO2驅(qū)油與埋存配套技術(shù)［16-21］。先后在江蘇、華東、中原、勝利、東北等油田開展礦場試驗，CO2驅(qū)已提高采收率1.2 %，預(yù)計最終提高采收率9.6 %。

以“角狀、孤島狀、簇狀”等剩余油類型為對象，研究了高含水對CO2產(chǎn)生的“屏蔽效應(yīng)”。研究表明，高含水延緩了CO2與油相接觸的時間，但是CO2仍然可以透過水膜與原油接觸，油相溶解CO2后逐步膨脹，進而排驅(qū)水膜，導(dǎo)致水膜被突破。基于CO2“透水替油”機理認識，提出了“長效燜井+大段塞注入”的開發(fā)模式。

濮城油田沙河街組一段下亞段1998年綜合含水達到98.4 %，采出程度50.0 %，進入水驅(qū)廢棄階段。2008年首先在濮1-1井組開展先導(dǎo)試驗，設(shè)計2個大注入段塞。礦場注入后生產(chǎn)井普遍見效，平均井組日產(chǎn)油由1.6 t上升到12.6 t，最高達到15.9 t，已提高采收率5.5 %。為進一步提高CO2利用率，注氣結(jié)束后，適時關(guān)井、燜井，3次關(guān)井日產(chǎn)油量均有不同程度提高。2010—2015年相繼開展擴大試驗（4個井組）和整體規(guī)模實施（13個井組），到2020年底，CO2階段換油率0.25 t/t，預(yù)計最終提高采收率10 %。

低滲透油藏注氣過程中，注采井間壓差大，沿程壓力分布呈現(xiàn)出混相、近混相、非混相等動態(tài)變化特征，這一過程難以用傳統(tǒng)的混相驅(qū)或非混相驅(qū)理論描述。提出了非完全混相驅(qū)的理念，即在驅(qū)替中某一時刻，儲層不同位置同時存在混相、近混相、非混相等多種狀態(tài)；在整個驅(qū)替歷史上，儲層內(nèi)某一點可能依次經(jīng)歷混相、近混相、非混相的轉(zhuǎn)變。非完全混相驅(qū)的特征是在驅(qū)替過程中，動力學(xué)過程與熱力學(xué)過程相互耦合、制約，共同決定了油藏的壓力場、飽和度場、組分濃度場，使CO2與原油間的界面張力、混相狀態(tài)、毛細管力、油氣相密度和粘度等具有時變性和空變性?；谏鲜稣J識，提出了“高壓低速注入”和“異井水-氣交替注入”兩種開發(fā)模式。

臺南油田阜寧組三段2013年底實施水-氣交替注入，氣驅(qū)54個月，轉(zhuǎn)注水11個月，到2020年底，日產(chǎn)油量由2.1 t最高上升到17.7 t，綜合含水由78.6 %最低下降至37.6 %，CO2階段換油率0.28 t/t。通過水-氣交替，明顯減弱了氣竄，提高了日產(chǎn)油水平。

致密油藏基質(zhì)致密，人工裂縫與天然裂縫交織，注入氣沿著裂縫竄流，無法有效波及基質(zhì)中的原油，其開發(fā)過程由裂縫與基質(zhì)間的流體交換機制決定。建立高溫高壓在線核磁萃取擴散實驗系統(tǒng)，研究了CO2驅(qū)過程中裂縫-基質(zhì)間流體交換作用。研究表明，裂縫空間中的CO2通過擴散傳質(zhì)進入致密基質(zhì)中，基質(zhì)中原油溶解CO2后發(fā)生體積膨脹，排驅(qū)部分原油進入裂縫空間。同時，CO2具有萃取基質(zhì)中原油飽和輕烴的能力，使得部分輕烴反向進入裂縫空間?；谏鲜稣J識，提出“異步周期注采”開發(fā)模式，充分利用CO2萃取和擴散作用，有效動用基質(zhì)中原油。2014—2017年在金南油田1號塊先后進行不同輪次的CO2吞吐，到2020年底，CO2階段換油率1.26 t/t，井組已提高采收率3.1 %，預(yù)計提高采收率5 %以上。

設(shè)計CO2偏心配注工藝管柱、支撐補償式自平衡分注管柱，實現(xiàn)了CO2分層注氣。針對采油井腐蝕嚴(yán)重，氣油比上升等問題，研發(fā)了插入式采油管柱、多功能采油管柱，采用防腐抽油泵+高效氣錨、螺旋導(dǎo)流篩管+防氣泵、過橋泵+長尾管等措施，有效提高泵效，延長了油井免修期。

研發(fā)了4種不同的采出氣回收工藝：CO2產(chǎn)出氣回收回注撬裝注入技術(shù)、適用于中-低CO2含量的蒸餾與低溫提餾耦合的回收分離技術(shù)、適用于高CO2含量的低溫分餾脫碳技術(shù)、化學(xué)吸收脫碳技術(shù)。CO2捕集率大于80 %，純度大于95 %。

圍繞混相能力和波及效率兩個核心問題，進一步改善CO2驅(qū)油效果，拓寬技術(shù)應(yīng)用經(jīng)濟界限，推進低滲透油藏CO2驅(qū)油與埋存規(guī)?；瘧?yīng)用。

圍繞中國碳達峰碳中和目標(biāo)，開展含油水層和咸水層的識別與描述，攻關(guān)主力油層與油-水過渡帶同步開發(fā)、咸水層協(xié)同埋存等技術(shù)。

針對致密頁巖油藏，開展地質(zhì)-油藏-工程一體化技術(shù)攻關(guān)，形成甜點識別+壓裂設(shè)計+驅(qū)吐結(jié)合的新型CO2壓-注-采一體化技術(shù)體系。

1） 水驅(qū)重點攻關(guān)特高含水油藏剩余油精細描述與定量表征、注采流線優(yōu)化技術(shù)、深度調(diào)驅(qū)技術(shù)、剩余油二次富集高效開發(fā)技術(shù)、多介質(zhì)復(fù)合輔助水驅(qū)開發(fā)技術(shù)等。

2） 化學(xué)驅(qū)探索適應(yīng)超高溫高鹽油藏、中-低滲油藏的新型驅(qū)油劑和驅(qū)油體系。

3） 稠油針對薄層特超稠油研發(fā)廉價高效降粘劑，針對多輪次吞吐后油藏研發(fā)新型熱復(fù)合驅(qū)油體系，并發(fā)展空氣輔助熱力驅(qū)和稠油地下改質(zhì)技術(shù)。

4） CO2驅(qū)攻關(guān)主力油層與油-水過渡帶同步開發(fā)、咸水層協(xié)同埋存、壓裂設(shè)計+驅(qū)吐結(jié)合的新型CO2壓-注-采一體化技術(shù)。