老油田的三次采油新解：从化学驱到空气热混相驱的技术接力
中国能源产业发展网 发布时间：
2026-11-02 10:46
【中国能源产业发展网】原创 【作者】高志龙
一口油井的寿命，往往比一座城市里的很多建筑都长。投产初期靠天然能量自喷，之后注水维持压力，等含水率一路攀升，工程师们就要面对一个绕不开的问题：地下还剩那么多油，怎么把它再拿出来一部分。
这就是提高采收率的由来。它不像勘探发现那样令人兴奋，没有新盆地的想象空间，却是老油田稳产最现实的出路。中国的石油工业走到今天，增量故事与存量故事同样重要，而后者的技术含量，往往被外界低估。
一、从注水到注剂，三次采油的路径分化
常规开采大致分三个阶段：依靠地层能量的自喷与衰竭开采，注水保持压力的二次采油，以及通过改变流体性质提高驱油效率的三次采油。三个阶段的划分是技术史的概念，实际生产中它们往往同时存在于一个油田的不同区块。
化学驱是三次采油在中国应用最广的分支。聚合物驱通过提高注入水的黏度改善流度比，把水驱留下的残余油赶出来；三元复合驱在碱、表面活性剂、聚合物的协同作用下，把油水界面张力降到极低，让附着在岩石孔隙里的油滴脱离。大庆、胜利等老油田在这条路上积累了大量工程经验，也付出了成本与环保的代价，采出液的处理难度随药剂投加量上升。
“二三结合”复合驱是近年的一个改进思路。华北油田在肃宁-大王庄油田的试验中，把井网调整与三次采油结合起来，先重构层系井网、重调油藏流场，再实施复合驱。公开报道显示，该试验区含水率下降4.6个百分点，阶段增油4.1万吨。这个数字背后是一套系统工程：井网不改，注入的药剂会在优势通道里短路，驱替效率上不去。
二、空气热混相驱：把火用在地下
更具技术想象力的是空气热混相驱。原理说起来并不玄妙：向油层注入空气并点燃，空气中的氧气与原油发生持续燃烧反应，一方面产生热量为地层补能，另一方面生成的烟道气与燃烧后的轻质油发生混相，降低油藏黏度，改善流动条件。
这条路线在国外有过长期试验，国内的先导试验近年才逐步推进。华北油田采用化学点火方式点燃油层，据中国石油新闻中心2026年8月的报道，空气热混相驱已累计注入1239万立方米空气，累计增油2271吨。
数字不算惊艳，但先导试验的价值从来不在于产量规模。地下燃烧是一个极难控制的过程：注气速率、氧含量、燃烧前缘的推进速度、产出端的尾气处理，任何一环失控都可能导致试验中断。能在地下把火稳定地点住并维持推进，本身就是工程能力的证明。
这类技术的适用边界也很清楚。它适合那些注水效果差、原油黏度较高、储层连通性尚可的区块；对于强水敏、强非均质或有气窜风险的油藏，则需要谨慎评估。技术选型从来不是越新越好，而是与油藏条件的匹配度。
技术效果的判断依赖监测手段。地下发生的变化看不见，工程师只能通过产出端的含水率、压力、产量变化反推驱替前缘的位置。示踪剂监测是常用方法，向注入井投加不同标记物，在采出井检测突破时间与浓度曲线，据此判断井间连通性与优势通道；井中微地震监测则用来刻画裂缝的延伸方向与影响范围。这些数据回到油藏模型里，修正对剩余油分布的判断，再决定下一轮注剂方案。整个循环的周期往往以年计，这也是提高采收率项目难以快速见效的原因。
三、中相微乳液：从实验室走向井组
第三条技术线索是中相微乳液驱。通过注入中相微乳液，促使油水混合，降低流动阻力，实现高效采出。这条路线追求的是在更低的药剂浓度下获得接近复合驱的驱油效率，从而缓解成本与环保压力。
目前中相微乳液驱在相关区块部署了3个井组，仍处在先导阶段。井组级试验是化学驱走向工业化的必经环节，它要回答的问题很具体：药剂在地层中的吸附损耗有多大，突破时间多长，采出液的处理工艺能否配套，单方增油成本是否可接受。
从技术演进的脉络看，三条路线并非互相替代，而是对应不同的油藏条件与开发阶段。化学驱适合规模化推广，空气热混相驱适合特定稠油与难动用储量，微乳液驱则是降低药剂成本的探索方向。一个油田的技术方案，往往是几种方法的组合。
四、储采比背后的开发秩序
提高采收率的意义，最终体现在储采比上。储采比稳定的理想状态，是产量增速与储量增速之间保持动态平衡：既要上产，也要确保采出的每一吨油都有新的经济可采储量及时补充。
这对老油田提出了双重任务。一方面要重新评价油藏，用新的地震资料、测井资料和开发数据重新认识剩余油的分布；另一方面要重构层系井网，把开发层系划分得更细，把注采关系理得更顺。技术只是手段，开发秩序的调整才是根本。
现实约束同样明显。三次采油的投入强度大，药剂、注气、地面工程都要钱，而这些投入发生在油价波动的环境里。当油价处于低位，提高采收率项目的经济性会被迅速压缩，企业的投资意愿随之下降。这也是为什么这类技术推广往往依赖国家科技专项与企业长期规划的共同支撑。
还有一个容易被忽视的维度是人才。三次采油涉及油藏工程、化学、热力学、地面工艺的交叉，能把这些知识整合起来的工程师需要长时间培养。老油田的技术传承，某种程度上比设备更新更紧迫。
把地下的油多采出几个百分点，听起来是渐进式的改良。可对一个已经开发数十年的油田而言，这几个百分点意味着数千万吨的储量基础，也意味着几万名石油工人的岗位延续。能源安全这件事，很大一部分就藏在这些不显眼的百分比里。
经济性始终是悬在技术推广上方的变量。三次采油的药剂成本、注气能耗、地面工程投入都要在油价环境里核算，项目周期长，投资回收慢。企业往往采取先导试验、扩大试验、工业化推广的三步走方式，用试验数据逐步确认效果，再决定投入规模。这种审慎的节奏既是风险控制的需要，也是技术成熟度的自然节奏。
（来源：中国石油新闻中心，中国石油天然气集团官网，中国石油华北油田公开报道）
【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】
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