当前，我国石油产量的70%仍来自老油田，前十大油气田中有7个是已经开采30年以上的。老油田总体进入高采出程度、高含水的“双高”阶段，高含水油田的开发将成为石油行业面临的重大挑战。此前，中国石油经济技术研究院发布的《2014国外石油科技发展报告》指出，不仅在我国，未来一段时间，老油田仍将是全球石油供给的主力，全球老油田剩余油挖潜压力巨大。如何提升油田的采收率，让“老树生新芽”成为各国石油科技重点攻关课题。
提高老油田采收率符合现实需要
目前，全球平均原油采收率35%，全球常规天然气平均采收率70%。老油田剩余储量依然相当可观，油挖潜空间巨大，仍将是未来全球石油供给的主力。因此不断探索新技术、使老油田价值最大化是符合现实需要的选择。如果全球采收率提高1％，就会增加可采储量50多亿吨，相当于全球两年的石油消费量。
老油田开发主要面临五大问题：一是资源接替跟进迟缓，新增储量动用难度大；二是含水率持续升高，地下油水关系复杂；三是套损严重，基础设施老化；四是单井产量低，投资、产量、成本之间的矛盾加大；五是污染物处理未完全达标，环境保护问题突出。主要解决方案是通过找准剩余油，优化油藏管理，来提高单井产量，提高采收率，最终达到优化成本，延长油田经济寿命的目的 目前，全球石油企业正在积极行动，为达到更高的采收率目标而努力。
挪威国家石油公司2014年专门成立EOR（Enhanced Oil Recovery，提高原油采收率）业务部门，以期将海上原油采收率提高至60%。
马来西亚2012年启动了世界上最大的EOR项目，该项目用于Baram Delta油田和North Sabah油田，使这两个油田的石油采收率提高到50%左右，开采期延长到2040年。
俄罗斯实施了老油田税优惠政策，规定采出程度越高，优惠幅度越大；对难采石油储量实行开采税级差征收办法，对亚马尔-涅涅茨自治区内的老油田免征自然资源开采税。
老油田提高采收率技术与发展方向
目前，提高油田采收率需要在二次采油和三次采油上下功夫，主要方法有水驱、保持底层压力、热采、气驱、化学驱和其他方法（如微生物驱）等等。 根据中国石油经济技术研究院对1980年到2012年全球各类提高油田采收率项目数量的统计，热采技术始终保持历年项目数第一，成为提高采收率的第一大技术手段。
近年来，二氧化碳驱项目数逐年增多，成为继热采之后的第二大提高采收率技术，化学驱及非二氧化碳气驱项目数逐渐减少，热采项目数保持平稳。
目前，老油田勘探开发关键技术系列包括剩余油描述、改善水驱、新一代EOR技术等3类。
1.剩余油描述 剩余油描述就是运用新技术找准剩余油，更清晰地描述剩余油的位置及地层的状况，这是进行油藏管理、提高油田采收率的基础。剩余油藏精细描述成为这类技术未来的发展方向。具体来说，就是随着油藏开采难度的加深和生产动态资料的增加，进行精细地质特征研究和剩余油分布描述，并完善储层的地质模型，量化剩余油分布。需要物探、地质、油藏、测井多学科协作。这类新兴技术主要包括四维地震技术、光纤检测和纳米机器人。
（1）四维地震技术四维地震就是通过重复观测，研究地层中流体的变化特点。其技术优势在于可用于油田开发的全周期：开发初期，保护油田基本生产力；中期能保证高经济效益的油田管理和资源的有效开发；后期，延长油田开发期，提高最终采收率。
（2）永久性光纤井下动态监测技术光纤传感器油藏监测是在石油开采过程中，利用光纤传感器对井下多相流、温度、压力、流体持率等参数进行测试，了解油井的产液及注水井的注水情况。对这些信息的动态检测为更好的油藏管理提供了条件：有利于优化油井的产量和寿命、优化注入式油井；故障诊断、监视智能完井；监控蒸汽流和SAG-D的效率、实时监控确认井下作业的效率；改善油藏的激励和补救措施，如在压裂处理中，实时观察压裂裂缝高度增长
（3）油藏纳米机器人纳米机器人是一种纳米传感器，可通过注入水进入油藏。在地下“旅行”期间，可以分析油藏的压力、温度和流体类型，将信息存储在存储器中，由生产井随原油产出并回收。在实际应用中，它们可以辅助圈定油藏范围、绘制裂缝和断层图形、识别和确定高渗透率通道；寻找油田中被遗漏的油气、优化井位、设计和生成更现实的地质模型；将化学品送入油藏深处提高油气产量；了解井间基质、裂缝和流体性质以及油气生产变化；可以通过直接与油藏接触完成的，对剩余油发现和开采具有重要作用。值得一提的是，沙特阿美石油公司于2007年提出了纳米机器人的概念，2008年进行了可行性测试，2010年进行了现场测试，技术已日臻成熟。此外，有全球多家知名油气企业组成的先进能源财团（AEC）也一直致力于利用纳米技术勘探与生产油气，研发地下微传感器和纳米传感器，在三维空间表征油藏及其所含流体，以更好地表征油藏，有效开发油气资源。2.改善水驱改善水驱主要是从两个方向来提高水驱的效果。一方面要研究井下油水分离和智能井分层注水等提高井下工艺和注水工艺的方法；另一方面是要改变注入水的水质，通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率。主要方法有低矿化度水驱、智能水驱和智能流体驱，特点在于可以利用现有的水驱设备，以最少的投入获取更高的采收率。目前，BP、沙特阿美、壳牌等公司已对低矿化度水驱和智能水驱技术进行了现场试验，效果良好。室内实验提高采收率约40%；单井试验提高采收率6-12%；矿场试验增油效果明显，油井产水率降低。目前，该领域比较有代表性的技术有：（1）LoSal低矿化度水驱技术，可将采收率提高多达10%。BP公司从2005年开始，在阿拉斯加油田通过一套改良的液压装置，将低矿化度水注入地层，增油效果明显，产水率从92%下降到87%。（2）SmartWater智能水驱技术。智能水驱现场试验的生产设备在沙特Ghawar、Kindom等碳酸盐岩油藏进行了单井试验。首次在Kindom现场试验时，井周围的残余油饱和度下降7%。目前，正在开展多井智能水驱的现场试验，研究智能水驱对全油藏最终采收率的影响，预计提高采收率8%-10%。
3.新一代EOR技术这类技术主要包括气驱和微生物采油技术。
（1）气驱提高采收率技术在气驱技术中二氧化碳（CO2）驱油占主体，2012年统计，世界上有100多个CO2驱油项目在实施中，其中约90%的CO2驱油项目集中在美国。CO2驱油已成为美国第一大提高石油采收率技术，年产油量达1500万吨，年注入CO2量3000万吨。“新一代”CO2-EOR技术是通过增大CO2注入量、优化井的设计和布局、添加聚合物或其他增粘剂、加入降低最小混相压力添加剂来消除粘性指进和非混相驱的问题，进而降低油藏孔隙中水驱之后的残余油饱和度，使残余油重新流动起来，在残余油区具有较好的应用前景。残余油区（ROZ)是指在一次、二次采油中没有经济产油量的部分含油层段，其通常位于常规油田主产层下面或常规油田之间早期的水体运移通道，储量极为丰富，达到了1400亿桶。ROZ的开发预计能提高美国原油可采储量30%-50%。目前ROZ的主要开发方式是混相CO2-EOR，随着改进的“新一代”CO2-EOR技术应用，ROZ产量明显提高，但由于缺乏充足的廉价CO2供应，将阻碍产量达到更高水平。截止2012年，美国Permian Basin已实施了11个ROZ项目，日产油量超过1.3万桶。将来计划实施的ROZ项目有6个，新项目的时间取决于CO2供应的有效性。
（2）微生物采油技术
生物酶驱油技术原理：将经过特殊配制后的生物酶制剂注入到地层，使岩石的润湿性由油湿改为水湿，降低矿物颗粒与油相的界面张力，并减小流体通过孔喉的流动阻力，起到增油效果。缅甸的曼恩油田是1970年投产老油田，使用酶之后含水率大幅下降，产油量比较稳定。
AERO（活化环境采油）技术原理：通过生产营养物优化水质使微生物快速繁殖，活化的微生物可利用原油作为碳来源，充作表面活性剂来降低油水界面张力，油被释放到水流中；微生物繁殖堵塞大的水流通道，迫使水选择其他的流动路径，驱动更多的滞留原油。一旦激活AERO系统，这个程序就会不断重复，直到采出全部残余油。这个系统可回收地层中高达20％的难采原油，可以将该区原油的产量提高9%-12%。利用现有的生产设备和基础设施，不需要钻探新井。
微生物采油技术的应用：在美国微生物驱油技术被视为潜力最大的驱油技术，据统计，美国国内可用于微生物采油法的储量高达6490亿桶，占其总储量的58%。近20年来，美国能源部共支持了47个微生物采油研究项目，其中有8个项目正在进行之中。微生物驱油技术正在进行广泛的现场试验，其研究结果表明，在注水开发后期的油藏实施微生物驱油技术可提高采收率16%。
俄罗斯主要开展了内源微生物驱油技术研究，也进入较大规模的工业化应用，在罗马什金、巴什克斯坦和鞑靼等老油田取得60万吨的增油量，并延长了油藏的开发寿命。
挪威国家石油公司（Statoil）在北海油区Norne油田开展了一次世界上规模最大的微生物驱油技术试验，取得巨大的成功，预计可增产原油3000万桶。Statoil还将微生物提高采收率技术作为其今后研究主要方向。
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