眼下，单一技术提高采收率面临瓶颈，进一步提高采收率进入技术复合和协同时代。

    孤岛油田东区南馆3-4单元正是技术协同示范的试验田。从天然能量开发到注水开发再到化学驱，50余年，孤岛油田累计生产原油1.78亿吨，采收率达45.8%，综合含水率高达94%，进一步提高采收率的方向在哪里？

    面对发展之问，胜利油田打出了“3+2”的“组合拳”，即化学驱与二次调整相结合的大幅度提高采收率技术，打破了井网和化学驱接替调整的既有模式，根据不同阶段流场演化特征，动态匹配驱油体系和注采井网，全过程“网-剂-油”协同增效，大幅提高了原油采收率。该单元应用“3+2”大幅度提高采收率技术，提高采收率27.8个百分点。

    热采是稠油开发的主导技术，但采用单一的热采开发方式，提高采收率空间有限。

    探明石油地质储量918万吨，经过17年开发，郑364块采收率达30%，而依然还有70%的储量滞留在地下。2021年，郑364块入选国家自然基金项目，探索进一步提高采收率技术。胜利油田创新采用多元热复合驱技术，即“氮气+泡沫剂+降黏剂+蒸汽”复合驱油，利用“热气剂”加合增效实现增能、扩容、降黏“一举三得”。试验井组日产量提高42吨，预计采收率提高28个百分点。

    胜利油田稠油开发专家赵红雨介绍，热采的机理是用物理加热的方式降低稠油的黏度进而改善原油的流动性，前提是油藏要能够接触到热。

    胜利油田有7705万吨深层低渗稠油采用蒸汽热采开发效果不好。王152块是典型的深层低渗稠油，技术人员使出浑身解数，依然不见起色。

    “热蒸”不行，就“凉拌”；单打独斗不行，就协同创新。王152块由“热力降黏”转向“化学降黏”，开展二氧化碳辅助化学降黏复合吞吐试验，成功突破了单井产能关，单井日产量达4.7吨，比之前提高5.2倍，近400万吨的未动用储量实现了效益动用；垦119块利用“降黏剂+压驱”复合驱技术，降黏补能双管齐下，突破了三合村油田1700万吨深层低渗稠油效益建产瓶颈。

    王建勇说：“从经济和环保角度来看，未来，稠油冷采降黏（化学降黏）是方向，热采需要消耗大量水和天然气资源，不仅能耗高，而且产生二氧化碳和氮氧化物，受能耗、碳排放‘双控’限制。”

    提高油气采收率，把有限的资源开发到极限，最大限度采出地下剩余油气资源，为能源的饭碗“加油争气”，是开发工作者永恒的课题。

    汪卫东有一个大胆的想法——把原油变成天然气，利用微生物把液态的原油降解成气态的甲烷，提高能源利用效率，大幅延长老油田经济开发寿命，采收率可高达90%以上。或许在不远的未来，这一奇思妙想就会成为现实。

    由于油藏条件苛刻，中国石化依然有数以亿计的高温高盐油藏是化学驱的“禁区”。最近，元福卿和同事们正瞄准“地层温度高达120摄氏度、地层水矿化度50000毫克/升”的高温高盐油藏发起进攻，一旦突破，仅胜利油田化学驱应用阵地就将增加14亿吨储量阵地，也可为中原、江汉、河南等油田的类似油藏进一步提高采收率提供新的借鉴。