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EOR三大技术现状与展望
随着全球能源需求不断增加，老油田逐渐枯竭，常规石油发现殆尽，石油公司为了最大限度地开采现有储量，EOR技术得到极大关注，热力驱油、化学驱油、气体驱油已成为提高采收率的主要方法。
过去10年，热力驱替和气体驱替对全球原油产量贡献显著，尤其是加拿大的油砂项目和美国的二氧化碳(CO2)驱油EOR项目，化学驱在北美落后了。据Visiongain资料，全球热力EOR技术的产量为200多万桶/日，气体EOR技术产量约75万桶/日，化学驱EOR产量仅37.5万桶/日，其中30万桶/日产自中国。 热力EOR：关注加拿大、中东未来项目
热力采油可降低原油黏度，增加流度比。这种方法一般用于较浅油井、黏度较高原油，当前主要采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和蒸汽吞吐(CSS)两种技术。热力EOR技术在美国、加拿大、委内瑞拉、阿曼、中国和印尼都取得巨大成功，几十年来一批重大项目仍在运营。
展望未来10年，项目主要机会不是在较老的、已经建成产油区，而是加拿大新的油砂项目，此外可能是中东的太阳能EOR技术应用。由于热力EOR项目成本高，当前主要威胁是低油价使项目失去经济性。
在加拿大，如果油砂埋藏过深不宜用采矿法生产，就用热力EOR技术开采，2012年热力开采法生产已超过采矿法，艾伯塔省80%剩余油埋藏在地面200米以下，无法用采矿法生产。未来10年，热力EOR法将在油砂市场占统治地位，当前以SAGD技术为主，在作业项目中占75%，其他地区大多采用CSS技术。 随着明后两年一批项目投产，热力油砂市场将经历一个快速发展期，但增产也会带来运输和炼油瓶颈问题。由于加拿大联邦政府的原因，中国投资放慢，加上较低油价对市场的影响，有些项目可能推迟甚至取消。尽管如此，目前在建、已批或已宣布的项目有160多个，即使只有部分项目完成，热力油砂项目也会带来显著产量增长。
除了加拿大，热力EOR项目不引人注意。在美国，热力EOR项目高峰在上世纪80年代，现在已衰落，其他大型热力EOR项目，如阿曼的穆赫济纳(Mukhaizna)、印尼的杜里(Duri)、中国的胜利油田，预计未来10年产量稳定增长。今后12个月，最值得关注的恐怕是太阳能EOR技术远景。
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太阳能EOR技术是将阳光会聚到热管上生产采油所需的蒸汽。据这方面领先的GlassPoint公司称，他们的系统可以使油田节省80%的天然气消费，从而降低开采成本，让更多的天然气用于其他途径，包括出口。
太阳能EOR的最大机会在中东，这个地区重质原油资源丰富，光照时间充足，但由于国内天然气需求不断增加，致使供应紧张。2013年初，阿曼采用GlassPoint技术，开始了太阳能EOR项目，蒸汽平均产量50吨/日。中东其他国家如科威特、巴林、沙特都有可能加入太阳能EOR项目。GlassPoint于2011年已在加利福尼亚建成第一个太阳能EOR项目，那里也是一个潜在市场。 热力EOR项目需要钻大批井，用于注蒸汽和采油，一般需要大量天然气生产蒸汽，因此热力EOR项目在石油项目中成本是最高的。当前在产的热力EOR项目赢利油价为75美元/桶，但有很多项目主要是油砂项目，需要更高的资本开支和作业开支。
由于项目建设需要5年时间，然后生产运营20～35年，因此在一定程度上，短期价格波动对项目的影响不大。但是，如果当前低于90美元/桶的油价成为今后若干年的常态，很多建议项目就可能搁置甚至取消。据国际能源信息署资料，如果油价长期低于80美元/桶，四分之一的油砂项目就危险了，而成本更高的采矿法项目则更脆弱。
热力驱油在EOR市场占主要地位，2014年占全球EOR产量63.8%。未来20年，新一批热力油砂项目将建成，这一数字还会加大。除了运输瓶颈，对中国投资的限制是最重要影响因素。如果全球基准油价不能在中期恢复到100美元/桶，投资者和油公司都要评估项目保本价。
二氧化碳EOR：美国领先，成本是关键
二氧化碳驱油不是新技术，在美国已成功运用40多年，此技术用于驱替老油田剩余油，延长油田寿命。上世纪80年代，美国石油工业快速发展，在新墨西哥、科罗拉多和密西西比地下发现了大量天然CO2气层，工业规模的CO2源增长迅速，成为EOR项目的供应气源。
过去25年，美国CO2EOR项目生产了约15亿桶石油，现在还有6400多公里管道在输送CO2，大约6800万吨CO2用于生产30万桶/日原油，主要在三叠盆地。世界其他地区比美国差很多，主要是缺少天然资源，但也有一些国家正在建
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立或扩大CO2EOR项目。
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业界议论，页岩(致密)油革命或将对CO2EOR项目构成威胁。与CO2EOR项目相比，页岩油开发启动成本较低，如今投资者和CEO们倾向优先考虑页岩油开发。按产量比较，西方石油公司三叠盆地的CO2EOR项目最大，占美国项目总产量30%，该公司最近表示，CO2EOR项目可稳产到2016年，同期要增长页岩油产量。 美国CO2EOR项目，除了5个主要自然CO2供应源，还有10个在产和13个可能于2024年投产的人为资源。未来10年人为资源甚至可能超过自然资源，这容易让人过高估计市场的潜在增长。今年早些时候，美国能源部国家能源实验室报告指出，到2024年CO2EOR项目产量可增加一倍至61.5万桶/日，其他机构估计更乐观，而对项目计划和外部因素的影响估计不足。
北海地区原油技术可采储量有150亿～350亿桶油当量，仅英国水域至少有30亿桶可通过CO2EOR项目开采，把碳捕捉储藏(CCS)项目与CO2EOR项目相结合，可以达到减少CO2排放和开采更多原油的双重目的。不过，众多北海EOR项目的评估显示，海上安装注CO2装置的成本太高，且廉价CO2供应不足，未来10年，即使油价提高，环境监管改善，项目经济可行性仍然不利。
中国的前景要好得多，中国拥有丰富的工业CO2来源，相当数量原油发现地质条件有利于CO2驱油。中国已将CO2EOR项目作为能源战略的一部分，中国石油已有多个油田项目，不过成本较高。巴西在卢拉油田建立了CO2EOR项目，CO2由海上浮式生产储油平台提供，由于原设计中就包括EOR项目，这比事后再安装CO2装置更划算。如果项目成功，巴西将在整个油田推广这项技术。此外在中东，阿联酋、科威特和沙特也在计划CO2EOR项目。
在美国，页岩油将是CO2EOR项目发展的障碍，不过页岩油投资回报已开始下降，CO2EOR项目可望在2024年以后最初几年显著增长，2024年项目产量可望超过45万桶/日。在美国以外，CO2EOR项目面临诸多挑战，尤其是在海上，包括气源和成本，项目经验不足，环境监管制约，以及其他EOR技术的竞争。尽管如此，随着油田老化，重大新发现减少，从老油田开采更多石油前景正在复苏，高油价将支持全球范围建立更多的CO2EOR项目。
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化学EOR：当前市场最小，未来潜力很大
用化学剂驱替液体，可以降低界面张力，增加流度比，从而提高原油采收率，应用化学EOR方法在上世纪80年代中期达到高峰，那时有很多先导项目，尤其在美国。受高额研发费用和上升油价鼓励，产生一大批先导项目，包括聚合物和表面活性剂驱替试验。然而随着原油供应过剩、油价下跌、项目成本上升，化学驱项目变得经济上不可行。项目数量锐减，此后20年，化学驱EOR项目市场艰难。
高额建造成本与运行成本一直是化学EOR项目的制约因素，不同规模项目有的高达数亿美元。如果项目所处环境复杂，项目费用更高，如海上化学EOR项目。项目还需根据具体油藏的特性进行设计，很多公司认为，化学EOR项目成本高、风险大。
近年随着技术开发和高油价出现，新的一批项目上马了。有3个关键因素的发展促进降低成本：一是项目所需化学剂尤其是表面活性剂的浓度大幅下降，二是化学剂单位成本下降，三是化学EOR技术较易理解，有效地提高了油藏增产性能。降本增效使有的产区作业成本降至不到10美元/桶，油公司与大学的研发活动增加，现在已有一批先导项目，随着知识与经验的积累，成本可望进一步下降。 由于化学EOR项目经济性的变化，各地项目活动也随之变化。尽管美国在上世纪80年代是化学EOR项目主导，现在已不见任何显著贡献。中国成为全球项目的领导者，中国石油和中国石化分别在大庆油田和胜利油田都有大项目，未来10年中国仍将是化学EOR市场的主导。目前，全球有60个化学EOR项目分布在一些国家，包括先导项目和少数较大油田开发项目。
在加拿大，佩利坎(Pelican)湖的商业规模化学EOR项目已运营了9年多，项目不同寻常，油田原油是14API度的重质原油。加拿大当前有15个先导项目，大多位于艾伯塔省。阿曼也把化学EOR当作其3大类EOR项目组成之一。2010年阿曼石油开发公司启动了迈尔穆勒(Marmul)油田聚合物驱项目，并计划分两期进行推广。公司还有3个化学EOR先导项目，此外还将有若干远景项目。其他国家如印度、马来西亚、印尼和俄罗斯也都有化学EOR计划。
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从当前项目开支和产量数字看，化学EOR不久的未来在EOR市场的份额仍将最小，但从规模和区域角度看，化学EOR发展潜力很大。开展化学EOR项目的国家数量已超过热力EOR和气体EOR，化学EOR将走出其他EOR技术竞争的阴影，成为全球范围一项重要技术。 . .
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EOR三大技术现状与展望
