哈萨克。累计产油量到1992年已达4080万吨。其中近一半是靠蒸汽驱采出的（2030万吨）。注热水产油1690万吨，火烧油层产油360万吨。
② 化学驱
化学驱的主要实施地区是鞑靼斯坦、西西伯利亚、伏尔加—乌拉尔。到1992年已累计产原油3920万吨，其中主要是靠聚合物驱采出的。也做过一些活性剂驱的矿场试验，但由于设备陈旧、管理不善、活性剂成本高，大多数试验经济效益不好。
③ 气驱
到1992年底，独联体采用天然气和水气交替注入，累计采油量达670万吨。主要是在西西伯利亚实施。
前苏联进行的CO2驱试验不多，唯一的一次试验，由于管线膨胀和造成污染等问题而终止。 俄罗斯和独联体油田有巨大的难采储量，水驱后残留在油层数千亿桶石油，具有巨大的EOR潜力。2000年，应用EOR技术增产的原油可达3.2～6.4万m3／天左右。到2010年可达12.7～20.7万m3／天。
（四）我国提高采收率技术发展状况
我国的提高采收率技术研究与应用虽然比西方国家起步晚一些，但发展很快。
大庆油田自1964年开始采收率的研究，经过近40年的努力，已经在聚合物驱、表面活性剂驱、CO2非混相驱、天然气驱和复合驱方面取得了长足的进展。尤其是聚合物驱技术 、三元复合驱技术等化学驱技术的研究与应用的发展更为迅速。
我国化学驱技术的迅猛发展的动力来源于国民经济对原油的需求和提高采收率的巨大潜力。
1. 我国提高原油采收率潜力
（1）与国外典型油田条件的对比
原苏联：注水开发的杜玛兹油田，原油地下粘度2.5mPa·s，含水82.9时已采出地质储量的49.3%，方案设计采收率为59%。
美国：东得克萨斯油田水驱，原油地下粘度为0.93 mPa·s，含水80%时已采出地质储量的50%，方案设计采收率可高达80%。
我国：油田主要分布在陆相沉积盆地，油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂，泥质含量高，油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。而且陆相盆地生油母质为陆生生物，原油含蜡高、粘度高。这样的陆相沉积环境和生油条件，加大了我国油田开发的难度。我国依靠科技的力量，发展
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了一系列注水开发的配套技术，十使注入水不断扩大波及体积，延长了油田的稳产期。应该说我国注水开发技术和稳产指标，已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。尽管如此，由于油层物性差，非均质性严重，原油物性差（粘度高、含蜡高），我国油田的水驱平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%～25%，远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平。
大庆油田，陆相沉积、油藏非均质变异系数0.7左右，原油地下粘度为9 mPa·s（是美国东德克萨斯油田原油粘度高10倍之多！），综合含水82%，仅采出地质储量的30.1%，最初预测最终水驱采收率仅为34.8%，经过多年的工作，不断改善水驱开发效果，大庆油田预测水驱采收率也仅可提高到40%左右，仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。
胜利油田，陆相沉积，原油地下粘度：上第三系馆陶组油层60～90 mPa·s，下第三系沙河街组油层10～20 mPa·s。现含水已达89.8%，仅采出地质储量的21.1%。预测水驱采收率也只有27.7%。
我国油田总水驱采收率水平较低，主要反映在两个方面： ① 由于油层的非均质性，水驱波及系数低； ② 驱油效率低。
这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的EOR方法具有很大潜力。
（2）采收率潜力分析
·大庆油田13口井水淹层密闭取心资料表明，以正韵律厚层砂岩为主的喇嘛甸、莎北、莎中地区，注入水在平面上沿条带状突进，垂向上厚层底部水淹严重──在注水倍数为1时水洗厚度仅为69%，其中强水洗厚度也只有26.5%，水洗段平均驱油效率47%。
·大庆中区西部已注水开发30余年，在聚合物驱前，钻井取心资料表明：萨Ⅱ1-3层水淹厚度仅33.7%，葡Ⅰ1-4曾水淹厚度仅28.4%，采出程度只有20%。
·胜利油田的胜坨油田，河流—三角洲沉积，为高渗高粘油田。1994年取心资料表明，在已注水开发近30年，注水倍数已达1.1～1.44,综合含水已高达92%～95%的情况下，水洗和强水洗厚度仅为油层厚度的54.6%，平均驱油效率也仅为41.6%～47.1%。
我国对25个主力油田资料进行研究表明：平均水驱波及系数最终可达0.623，驱油效率为0.531，据此预测全国陆上油田水驱采收率仅达34.2%。这意味着水驱之后我国还有近百亿吨探明地质储量残留在地下，有待新的提高采收率技术开采。这就是我国提高采收率的巨大资源潜力。
1988年应用美国能源部提高采收率潜力模型，对我国13个油区173个油田、近千个区块、总计74×108吨地质储量进行了三次采油潜力分析，其结果表明：我国陆上油田适合聚合物驱的共有59.7×108t地质储量，平均提高采收率8.7%，可增加可采储量5.19×108t。适合表面活性剂和复合驱的地
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质储量有60×108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采储量11.3×108t。
实际上，经过近30个矿场试验和推广应用表明，聚合物驱可提高采收率10%，复合驱先导试验可提高采收率15～20%。这些数字充分显示出我国提高采收率具有很大的潜力。
2. 我国的提高采收率技术发展总体状况
（1）总体概况
我国的提高采收率研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。
1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR技术高速发展的序幕。从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择：
我国近年来原油产量约为1.4×108t，全国陆上油田含水已高达82%，进入了高含水期开采阶段。每年年产量综合递减800多万吨。仅仅是为了稳产，每年就需增加近8×108t地质储量。目前我国陆上油田新区勘探难度越来越大，单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。另一方面，我国老油田还剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。大庆油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油田每采100×104t原油所需总费用进行了对比：老区继续水驱加密阱网总费用4.22亿元；老区聚合物驱3.93亿元；外围新区8.3亿元。这说明，在老区提高采收率所投入的经费是较低的。以北一区中块为例，作了开发指标的经济评估（按EOR8年有效期计）对比：
继续水驱加密井网 聚合物驱 复合驱 平均单井日产油，t 4.1 20.7 34.5 提高采收率 3 12 20 注水量／吨油 16.5 5.8 2.8 产液量／吨油 9.2 6.6 2.7 这表明，大庆老区用EOR方法是经济有效的，不仅可以大幅度增加可采储量，还可以大幅度减少注水量和产液量。
1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。
1984年开始与日、美、英、法等国在大港、大庆、玉门等油田进行聚合物驱，表面活性济驱油技术合作。
由于我国探明气源不足，油田混相压力较高，不具备广泛实施混相驱的条件，确定了化学驱油作为我国EOR技术的主攻方向，并以首先聚合物驱作为重点。“七五”（1986～1990）、“八五”（1991～1995）、“九五”（1996～2000）连续将EOR技术研究列为国家重点科技攻关项目。
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（2）聚合物驱技术发展
仅用了十年左右的时间，在“八五‘末期，就基本掌握了聚合物驱油技术，完善配套了十大技术，即：①注水后期油藏精细描述技术；②聚合物筛选及评价技术；③合理井网井距优化技术；④聚合物驱数值模拟技术；⑤注入井完井、分注和测试技术；⑥聚合物驱防窜技术；⑦聚合物配制、注入工艺和注入设备国产化；⑧采出液处理及应用技术；⑨高温聚合物驱油技术；⑩聚合物驱方案设计和矿场实施应用技术。
规模与效果
采收率：聚合物驱先导性试验、工业性矿场试验、工业化应用均取得了在水驱基础上提高采收率10%以上的好效果。
大港油田：西四区聚合物驱先导性井组试验在“七五‘期间最早取得明显增油降水效果，井组含水由90.5%下降到67%，日产油由48.6t上升到88.4t ，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油达400t。
注聚前后对比：高渗透层吸水强度由15m3/m下降到10m3/m，低渗透层吸水强度由1m3/m下降到7m3/m。
表明：有效地扩大了注水波及体积。 大庆油田：中区西部聚合物先导性井组试验。
该区注水开发近30年。聚合物驱后在葡Ⅰ1-4单层试验井组全区综合含水由95.2%降到79.4%，日产油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驱提高采收率14%。在葡Ⅰ1-4和萨Ⅱ1-3双层开采试验井组，全区综合含水由94.7%降到84.4%，日产油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驱提高采收率11.6%。
北一区断面葡Ⅰ1-4层工业性矿场试验。试验区面积达3.13km2。地质储量632×104t，注采井数达61口，全区含水由90.7%下降至73.9%，日产油由651t上升到1356t,试验未结束时提高采收率已达13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。
大庆油田从1996年开始聚合物驱工业化推广应用。目前已有15个区块实施聚合物驱，已成为大庆油田开发的重要技术。例如：
大庆采油一厂
聚驱工业区块已达5个，年产油保持在300×104t，占全厂总产油量的近1/4。
96年开始注聚的三个区块目前聚合物用量已达577.21mg/L PV，综合含水已回升到87%，目前已达提高采收率10%。
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大庆采油三厂
目前，聚合物驱工业应用区块已达5个，年产量占全场总产量的29%左右。
北二西东、西两个区块分别于95年12月。96年8月投入聚合物驱开采，面积15.35km2，地质储量2818×104t，总井数222口（其中注入井98口，采出井124口）。截止到2000年底，累计注入聚合物干粉25125t，聚合物溶液2540.55×104 m2。累计增油186.87×104 t，1 t聚合物增油74 t。阶段才采出程度为17.04%，较数模高3.9%。
河南双河油田，油层温度72℃，发展了一套高温聚合物驱技术，矿场先导性试验已提高采收率8.6%，预计试验完成后可提高采收率10.4%。
“八五”末，全国已进行聚合物驱油矿场试验19个。并在6个大油区25个油田、区块开始推广应用，建成168×104 t原油生产能力。
“九五”开始，已将聚合物增产原油列入我国陆上原油生产计划，现已达到年增产原油700×104 t。预计整个“九五”期间增产原油1500×104 t。1997年全国投入聚合物驱工业化应用的油田面积达101.3 km2，动用地质储量2.21×108 t，年注入聚合物干粉2.37×104 t。聚合物驱年增产原油达303×104 t。我国已成为聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。
（3）复合驱油技术
我国从“七五”开始表面活性剂驱油技术的研究。在此基础上，于“八五”开展了复合驱油技术的研究。由于复合驱油技术远比聚合物驱复杂得多，难度更大、风险更大。所以“八五”期间的研究工作是由基础开始的。
开展了5个不同油区、不同类型复合驱油先导性矿场试验。首次于1993年在胜利油区孤东油田．．．．小井距试验区取得成功：在水驱才采出程度已达到54%（属油田枯竭）条件下，又提高采收率13.4%，使其总采收率达到67%。
大庆油田：在原油×108t基本无酸值的条件下，中区西部先导性试验区、杏五区先导试验驱试验结果，6口水驱最终采收率提高20%，比聚合物驱提高采收率高出已一倍左右。
新疆克拉玛依砾（lì）岩油田二中区小井距先导试验区：在含水99%的条件下，中心井产量增长了12倍，含水下降到83%。
辽河油区兴隆台油田兴28区块具有气顶边水小断块油田已注水枯竭的情况下，采用碱—聚合物二元复合驱，中心井日产油由0.9 t上升到9.7 t。
我国以化学驱油技术为代表的EOR技术发展迅速，已成为我国陆上主力油田持续发展的重大战略接替技术。当前不论从规模上、年增产原油量和技术的系统完善配套上，均已走在世界前列。预计
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