从利用地层天然能量到利用人工注水，再到应用物理、化学、生物驱油方法，从单一技术采油到技术协同驱油……中国石化依靠科技创新，打造“撒手锏”技术，不断挑战开发极限，吃干榨净地下油藏，让有限的资源开发出无限的可能。
胜利油田民丰五号台页岩油二氧化碳压裂施工现场
“华山一条路”
老油田是我国原油产量的“定盘星”
2023年，我国原油产量达2.08亿吨，比2022年增产300万吨以上，夯实了国内原油2亿吨长期稳定的“基本盘”。
老油田是稳定我国原油产量“基本盘”的“定盘星”。我国每年原油产量的绝大部分来自老油田。目前，中国石化年产油量3500万吨左右，每年新井产量贡献仅有200万吨。
经过几十年勘探开发，我国油气资源质量呈现劣质化趋势，新发现的资源品质差、埋藏深、目标隐蔽、规模小，特/超低渗透、致密油和稠油等低品位资源在新增资源中占比越来越高，优质资源越来越少，资源接替不足的矛盾愈加凸显。
2016年，受低油价影响，我国原油产量跌破2亿吨，连续3年出现下降。集团公司油田开发和规划高级专家王建勇说，产量下滑，有低油价进行效益优化的原因，但更深层次原因是有效资源接替不足，新增经济可动优质储量少，难以支撑产量增长。
“十三五”以来，在中国石化新增探明石油地质储量中，低渗透、特低渗透和稠油等低品质资源占了大头，呈现出新增储量动用难度越来越大、成本越来越高的趋势，5年内新动用储量规模只有20%~30%，采收率基本保持在26%。
稳定原油产量“大盘”最根本、有效的途径是提高老油田的采收率。王建勇介绍，中国石化的勘探开发由于先天油气资源禀赋局限，在没有重大的勘探发现和技术突破下，想要稳定产量别无他途，只有“华山一条路”——不断挖掘老油田剩余油潜力，提高已动用储量的采收率。
采收率是可经济采出的油气量与地质储量的百分比，是衡量油气田开发水平的重要指标。
中国石化大部分油藏如果依靠天然能量开发，采收率仅有3%~5%，部分油藏的采收率能够在6%~8%；采用二次注水开发，不同类型的油藏提高采收率大相径庭，缝洞型油藏采收率在16%左右、低渗透油藏为19%、稠油热采油藏为20%、中高渗断块油藏为30%、中高渗整装油藏则可达到42%；采用三次采油技术，在二次采油基础上可再提高采收率8~12个百分点。
“十三五”以来，中国石化整体采收率基本稳定在26%。王建勇说，目前，中国石化已探明石油地质储量96亿吨，其中，动用地质储量近80亿吨，若采收率提高1个百分点，就会增加8000万吨可采储量。
胜利石油管理局有限公司执行董事、党委书记，胜利油田分公司代表孙永壮表示，通过大幅度提高老油田采收率实现稳产增产，是保持原油产量稳中有升的长期战略举措。
胜利油田生物驱团队成员正在进行微生物实验。
一个油田能采多少年？
技术进步无止境，提高采收率无止境
科技创新是关键变量，亦是最大增量。王建勇说：“在储量恒定的情况下，一个油田开采多少年，取决于一个关键变量——提高采收率技术的进步，技术进步无止境，提高采收率无止境。”
“注水压力不能超过地层破裂压力”曾是世界石油行业的“金科玉律”，如今被胜利油田的压驱技术改写了。
胜利油田有数亿吨储量属于低渗透油藏，这类油藏的渗透性极差，地下岩石极其致密，被视为注水开发的“禁区”。采用压驱技术，胜利油田实现了注水技术的重大突破，解决了低渗透油藏“注入难、采出难、采收率偏低”的难题。目前，压驱技术成为低渗透油藏主导开发技术。
“吃”进二氧化碳，“吐”出石油。CCUS技术是提高低渗透油藏采收率的“利器”。胜利油田有数亿吨低渗透储量，采用传统水驱开发，效果不尽如人意。而采用二氧化碳驱油技术，不仅能够提高原油采收率，而且还可封存二氧化碳，实现石油增产和碳减排双赢。
探明石油地质储量14亿吨的塔河油田缝洞型油藏，是国内外少有的大型整装碳酸盐岩油藏，具有埋藏深、非均质性强、流动规律复杂、高温高盐的特点，水驱开发采收率仅为15%，且不适应化学驱。西北油田创新采用注氮气采油技术，形成水驱后注氮气提高采收率技术体系。目前，已累计注氮气井992口，累计注氮气36.6亿立方米、增油743万吨，2023年增油达107万吨，大单元平均提高采收率8个百分点。
如果说常规油气资源是把油从地层中“驱”和“洗”出来，那么非常规页岩油气是把油气“挤”和“榨”出来。
胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油储存于异常致密的页岩层中，“蜗居”空间比头发丝还细微。胜利油田石油工程技术研究院首席专家钟安海说，页岩油就像一块千层饼，油气蕴藏在层层叠叠书页一般的岩石中，宛如千层饼中所夹的黄油和糖粉。
想从石头缝里吃到这块“甜点”绝非易事。胜利油田自主研发独门绝技“组合缝网”压裂技术，通过大规模压裂改造地层，在几千米的地下形成人工复杂缝网，给页岩油流动“修路搭桥”。“就好像形成了互联互通的交通网，打通了油藏的‘七经八脉’，让油流得到充分释放。”胜利油田高级专家周广清说。目前，胜利油田建成了国内第一个陆相断陷湖盆10万吨级产量开发井组。
从采收率12.6%到23.3%再到44.6%，从一层楼到两层楼再到三层楼，在立体开发技术的加持下，涪陵页岩气田的采收率“步步高”，一路箭头向上，使我国成为世界上第3个实现页岩气商业开发的国家。目前，涪陵气田立体开发井日产气量占气田总产量的52.1%。
不断突破“天花板”
矢志不渝追求提高采收率的极限
走进胜利油田勘探开发研究院采收率试验室，墙上的“挑战极限 创新无限”八个大字引人注目，道出了一代代开发工作者对提高采收率极限矢志不渝的追求。
采收率试验室主任师潘斌林说：“从本质上说，一个油田的开发史，就是不断提高采收率的过程。从早期依靠地层天然能量把油‘顶’出来，到利用人工注水把油‘驱’出来，再到应用化学剂把油‘洗’出来。”
2024年1月24日，胜利油田迎来勘探开发60周年。60年来，胜利油田形成了以水驱为主的二次开发技术和以化学驱、热采、气驱、微生物驱为主的三次采油技术，累计生产原油超13亿吨，约占同期全国原油总产量的19%，原油产量占中国石化国内上游的2/3。
水驱是老油田的主流开发技术，也是最经济的技术。2020年，中国工程院的“中国高含水老油田可持续发展战略研究”课题研究表明，我国高含水老油田动用地质储量和产量，均占全国的2/3以上。目前，中国石化2/3的原油产量来自水驱开发，整体进入特高含水开发后期，综合含水率高达90.6%。胜利油田70%的产量来自注水开发。其中，动用特高含水期储量29亿吨，占总地质储量的64%；年产量1326万吨，占总产量的57%。
探明石油地质储量5亿余吨的胜坨油田是水驱开发的典范。1990年，胜坨油田步入特高含水期，采油如同“水中捞油”。面对普遍分布、差异富集的剩余油特征，科研人员通过细分注水层系、井网重组、矢量调整、层系轮替等注水精细开发技术，使采收率达到42.12%，累计生产原油超2亿吨。
42.12%就是采收率的“天花板”吗？
“胜利油田根本不可能搞化学驱油！”国外专家曾给胜利油田特殊的高温高盐油藏类型判了“死刑”。
改变不了油藏类型，就只能适应油藏，创新研发适合油藏的技术。从聚合物驱到二元复合驱再到非均相复合驱，30余年求索，胜利油田化学驱技术实现了从跟跑到并跑再到领跑三级跳，采收率一路成功达到40%、突破50%、挑战60%，创造了63.6%的新纪录。
提高采收率无外乎两大路径，一是扩大波及体积，二是提高洗油效率。水驱油原理主要是改变水流的方向，把水流引向剩余油富集的地方，扩大注水波及体积；化学驱的驱油原理就是在水中加入化学物质，增加水的黏度、提升洗油能力，就像清水中加入洗衣粉一样，把衣服上的污渍洗下来，在扩大波及体积的同时提高驱油效率。
当科研人员将黏稠的液体注入从地下取出的岩芯中，在显微镜下，神奇的一幕出现了：液体中的黏弹性颗粒先是堵住了大孔道，逼迫其他颗粒和液体流入小孔隙，将滞留在小孔隙中的原油“洗”了下来，接着，随着压力逐渐增高，堵在大孔道中的颗粒变形并通过孔道进入油藏深部，驱替剩余油。
这就是化学驱的魅力。胜利油田勘探开发研究院首席专家兼采收率试验室经理元福卿介绍，化学驱可在水驱基础上再提高采收率8~12个百分点。
“十四五”以来，胜利油田化学驱技术取得了长足进步，从中高温拓展到高温、从陆地走向海上、从稀油延伸到普通稠油。
化学驱能够满足部分高温高盐油藏提高采收率的需求，但对更加苛刻的高温高盐油藏目前仍效果欠佳。这就需要利用自然界无处不在的微生物。
胜利油田首席专家汪卫东办公室柜子里摆着很多瓶子，“四川”“贵州”“新疆”等标签标注着他从不同地方带回来的微生物。汪卫东介绍：“这些微生物注入地层可以降低原油黏度、增加压力、疏通岩孔、提高流动性，不仅提高了原油采收率，而且实现了绿色低碳开发。”目前，微生物采油技术覆盖胜利油田地质储量近3000万吨，年增油20万吨以上。
为能源的饭碗“加油争气”
提高采收率进入技术协同时代
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。
创新技术拓宽提高采收率路径
□中国石化工程技术研究院高级专家 赵 旭
面对我国日益增长的油气资源需求和勘探开发长期稳产的压力，以及油气勘探开发从常规向复杂特殊储层扩展的形势，提高采收率技术的重要性日益凸显。目前，全国已开发各类储层的采收率仍存在一定的提高空间。全国平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于国内一年的原油产量。提高采收率已成为石油企业科研攻关和生产经营的重要组成部分。
从储层潜力方面看，我国的致密油气、页岩油气、深部煤层气等非常规油气均处于勘探早中期，潜力巨大，是未来油气增储上产和提高采收率的主力。但我国非常规油气类型多、资源分布广、富集成藏条件复杂，不同油气区在构造-沉积环境、烃源品质、储层物性、源-储配置及勘探开发评价等方面存在差异，资源整体效益动用难度大。国外的研究和实践表明，储层改造是深地、深水、非常规油气实现高质量勘探开发，提高储量动用程度、采收率和内部收益率的关键“利器”。基于此，各大石油公司均加大储层改造关键核心技术攻关力度，强化基础研究和靠前技术支持，形成了“压前评价-优化设计-材料工具-压后评估”技术链，研制出一体化压裂液、渗吸驱油剂、高温缓速酸等产品，形成了页岩油气、致密油气和深部煤岩气等非常规超深储层改造技术体系，支撑了涪陵、威荣、綦江、复兴页岩油气和顺北深地碳酸盐岩等大型油气田重大突破和发现。下一步，将聚焦“两深一非一老”主阵地，深化地质工程经济一体化、非常规储层立体开发压裂提采一体化和重复压裂研究，攻关湖相和深层-超深层海相页岩油气高效压裂技术，揭示二氧化碳提高采收率和超高温碳酸盐岩酸压机理，研发绿色高效压驱采一体化助剂和抗220摄氏度高温缓速酸，以规模性增储增产增效核心技术助力提高国家能源安全保障能力。
从技术发展方面看，近年来，随着数字化技术在油田领域的发展，我国油气产业正逐步迈向智能化、数字化时代。智能化完井技术作为提高生产效率、降低成本和保护环境的重要手段，得到了快速发展。目前，国内在智能AICD调流控水完井技术、深层智能控水完井技术、基于N+1控制管线的液压智能完井技术、基于光纤传输的选择性数码完井技术等均已展开相关攻关研究，部分研究成果已在支撑油田开发过程中起到了主导性作用，初步形成了适用于国内油田的低成本智能分采完井技术体系，成为提高油田综合采收率和推动勘探开发快速规模化发展的重要动力。未来，智能分层完井采油技术应向提高技术水平和适应性、构建分层采油技术与管理综合平台及注采一体化的方向发展，同时加强技术推广和规模化应用，与智慧油田发展相结合，形成井组和区块整体挖潜的开发新模式，为国内复杂储层提高采收率提供有效的技术支撑。
埕岛油田CB22F平台三次采油先导试验现场，平台正在装卸注聚药品。
● 埕岛油田CB22F平台三次采油先导试验
埕北22F化学驱先导试验项目探索解决了平台空间有限、无清水配聚、湿度大等难题，初步形成了适用于胜利海上油田的大幅提高采收率和采油速度的化学驱技术。该项目经过3年技术攻关，创新集成生化法源头除硫、全密闭隔氧配注、高浓度分散连续熟化、低剪切流量控制等先进技术，形成了“全流程密闭保黏、小空间大规模注聚、全过程智能控制”的胜利海上化学驱技术体系，与陆地相比占用面积减少90%、操作人员减少75%。该先导试验项目自2021年6月见效，目前日产油达到1300吨，已累计增油43.9万吨，采收率提高14.2个百分点，含水率下降了10个百分点。
● 江东区块北1区两层立体开发调整
针对江东区块北1区“储层埋深大、断裂发育，地层倾角大，构造变形强”的特点，江汉油田以高倾角条件下地应力模型优化为核心，重新刻画压后缝网扩展动用情况，创建了高倾角地层绝对空间距离上的立体开发新模式，精准匹配空间缝网压裂设计，基于压裂干扰实时调控，实现了北1区储量精准高效动用。该区部署开发调整井35口，预计提高采收率13.9个百分点。其中，焦页81号平台4口井测试均达到“压力产量双二十”水平，创2023年气田主体开发区测试产量最高纪录，充分体现了“非均质性强、应力-压力场复杂、天然裂缝发育”复杂构造区的立体开发潜力，为其他类似复杂构造区的开发调整提供了宝贵经验。
● 普光主体剩余气精细描述及调整挖潜
针对普光主体剩余气储量规模及分布不清、潜力区域不明等问题，中原油田重新拟定了川东北礁滩相储层分类标准，建立了分类储层岩石物理量版，实现了飞仙关组分类储层展布精细表征，开展了千万级网格精细建模数模研究，并结合长岩芯气驱物模实验，明确了礁滩相气藏剩余气分布模式及类型，建立了剩余气潜力分级评价指标，解决了剩余气难以定量评价的难题，明晰可动用剩余气潜力345亿立方米，规划部署30口井，新增/恢复年产能14.1亿立方米，采收率提高8个百分点。目前完钻井5口，符合方案设计，剩余气分布得到证实。
● 赵凹油田稳油控水一体化治理
赵凹油田控制地质储量1000多万吨，经过40多年开发，采出程度达24.23%、采油速度0.31%、综合含水率达96.1%，含水下降难、稳产难度大。对此，河南油田强化地质工程一体化，重新完善主力油层和非主力油层的井网，力争地下剩余油中的“大鱼、小鱼”均能捕捞到。同时，根据地质需求，河南油田攻关形成高温分级组合调剖工艺技术、薄夹层精细注水工艺技术、低污染封窜工艺技术、低成本修井治理技术等，既实现了各油层剩余油的有效动用，又降低了生产成本。自2021年开始重点攻关以来，赵凹油田老井自然递减率由12.3%减缓为-0.15%，提高采收率3.59个百分点，增加水驱动用储量116万吨，累计增油3万多吨。
新闻会客厅
西南油气开发管理部经理 邓文龙
西北油田勘探开发研究院副院长 蒋 林
江苏油田开发管理部副总经理 罗钰涵
华东油气泰州采油厂地质研究所副所长 王 婧
■ 当前油气田在提高采收率上采取了哪些好的措施？应用效果如何？
邓文龙：近年来，西南油气持续深耕老区气藏，加强老井精细管理和综合施治，多措并举有效控制老井综合递减。公司加大老区元坝长兴组、新场和中江沙溪庙组等气藏建模数模一体化研究力度，明确剩余气分布有利区，精准实施开发调整措施，老区气藏提高采收率见效显著。目前，元坝气田稳产期比设计延长了两年，并将持续延长，采收率稳步提升；川西中浅层新场沙溪庙组致密砂岩气藏已开发33年，目前处于开发中后期，2023年采收率提高了1个百分点；中江气田沙溪庙组气藏滚动评价建产10年，2023年井区采收率提高了8.6个百分点。
接下来，我们将重点做好四方面工作：一是持续深化地质综合研究，找准高产规律；二是持续深化河道刻画研究，找准甜点甜层；三是持续深化建模数模研究，找准剩余气分布区；四是持续深入实施老区气藏全生命周期精细管理，有效控制气藏综合递减，努力实现老井可采储量不减少。
蒋 林：塔河油田主体区块大多属于海相碳酸盐岩缝洞型油藏，自然递减率、采收率呈现“一高一低”的特点。我们将技术创新作为提高采收率的硬支撑，多举措推动提高采收率工作从注重短期效果向强化中长期稳产转变、从“打新井、增产能”向“注采调整、综合施策”转变。
根据缝洞型油藏特殊的储集空间类型和流动特征，我们运用注水、注氮气重力驱机理，建立并规模应用独具塔河油田特色的缝洞型油藏注水和注氮气提高采收率技术体系，同时持续推进技术迭代升级。针对缝洞型油藏多轮次水驱效果变差等问题，通过优化空间结构井网、流体势调控和实施“调堵驱”一体化工艺等手段推动提质提效，缝洞型油藏注水年增油量保持在70万吨规模。在注气方面，我们在前期单井注氮气增油的基础上，攻关形成规模气顶驱技术和氮气泡沫辅助驱技术，注气效果实现了由一口井作业“单井受效”向“多井受效”转变。我们还采用集中制氮代替分散制氮的运行方式提效率降成本，2023年注氮气年效益增油量首次超过百万吨。
罗钰涵：2023年，江苏油田采收率提高0.4个百分点，达到25%。这主要归功于我们持续从四个方面发力，不断提高采收率。
一是以四类精细注水示范区建设为引领，扎实推进分类油藏差异化治理。油田部署实施了10个老区细分及注采完善方案，有力支撑递减硬控制，老区调整增加可采储量136万吨。
二是不断深化剩余油富集规律认识和高效挖潜技术系列，加强措施提级管理，着力优化措施结构，提升措施效益。2023年，江苏油田实施再富集剩余油高效挖潜措施35井次，累计增油1.3万多吨。
三是大力开展欠注井专项治理。2023年，我们共治理欠注井104口，超计划34口，年增注35万立方米，超计划16.7%。
四是持续开展三次采油技术攻关与应用。二氧化碳驱并行推进基础研究与现场应用；气驱技术与规模同步提升，2023年完成注气11.6万吨，增油2.4万吨；化学驱方面按照“攻关、试验、推广”思路，年新增纳米乳液驱（吞吐）井组26个，年增油1.5万吨以上，为探索中低渗复杂油藏化学驱技术作出了积极贡献。
王 婧：二氧化碳系列技术作为华东油气主导的提高采收率技术，历经30多年开发实践，形成了多项示范做法。
一是低渗中高含水油藏混相驱，草舍泰州组历经18年连续混相驱、水气交替驱及基于井网重构的二次气驱，采出程度达到31.1%，阶段提高采收率17.9个百分点。
二是特低渗大倾角油藏增压混相驱，基于顶部注气为主、边部注气为辅的注采井网，历经多年气水交替参数优化，持续保持油藏混相能力，单井最高累计产量突破4万吨，稳产期由13个月延长至48个月，同油藏其他井累产油也近2万吨，特低渗油藏增压混相驱成效显著。
三是率先探索页岩油二氧化碳提高采收率技术，形成了油藏、井筒、地面工程注气增能一体化技术，沙垛1斜井万吨级二氧化碳压吞试验已累计增油6400多吨。
■ 继续提高油气采收率还面临哪些挑战？今后技术创新的方向有哪些？
邓文龙：油气藏的地质条件和现有的理论认识、技术工艺、生产管理水平，决定了采收率的高低，探索提高采收率的新方法新技术是一个永恒课题。
目前，西南油气提高油气采收率主要面临的挑战是气田剩余储量主要分布在难以识别的隐蔽河道、高含水饱和度河道、构造低部位等区域，地质条件差、储量品位低、钻采投资较高，要精准刻画隐蔽河道、有效盘活高含水饱和度区及低部位难动用储量仍面临诸多理论和技术瓶颈。
面对挑战，西南油气将持续加大基础研究力度，强化产学研结合，强化勘探开发一体化、地质工程一体化，在完善隐蔽河道精准刻画技术找准甜点甜层、完善建模数模一体化预测技术找准剩余气分布有利区、深化开发技术政策研究明确井网井距、迭代低成本钻采工艺技术实现控投资降成本、分类施策老井管理控递减等方面持续攻关，助力老区提高采收率。
蒋 林：随着注水、注氮气等提高采收率等主导技术在西北工区规模应用，我们在提高采收率方面面临着成熟技术如何保持效果和接替新技术研发两方面的挑战。
为此，西北油田调整了大幅提高采收率的工作思路，坚持“建连通、提动用”，正进一步强化油藏整体描述、油藏工程方法和提高采收率理论研究三项基础工作，并启动开展了轻质油混相重力驱、中质油氮气泡沫调驱、特超稠油注空气火驱、顺北油气藏注天然气调峰、大底水砂岩油藏段塞混相驱等五大先导技术试验。
目前，在大底水砂岩油藏二氧化碳驱和顺北挥发油气藏注天然气驱先导试验已取得新进展。
罗钰涵：江苏油田经过近半个世纪的开发，主力油田都进入了开发中后期，含水率高达89%，且剩余油分散程度高，持续大幅度提高采收率难度日益加大。江苏油田立足目前水驱开发存在的主要矛盾，攻关三项注水先导试验，试验区块覆盖储量1256万吨。
一是精巧注水。针对构造岩性油藏砂体零散、难以形成注采井网的特征，在老区开展单井吞吐增能、一注一采等精巧注水试验，探索低品位储量补能方式。
二是深部调驱。针对特高含水油藏储层形成大孔道导致含水上升加快的问题，实施深部调驱，同时加强化学剂机理研究，扩大水驱波及体积，提升油藏整体压力水平。
三是不稳定注水。针对注入水低效循环的问题，采用周期注水、变强度注水、注采耦合等多种方式，在地层中形成不稳定压力场，实现降水增油。
