提高石油采收率 (EOR) 市场规模和份额

提高石油采收率 (EOR) 市场分析

提高石油采收率市场规模预计到 2025 年为 487.1 亿美元，预计到 2030 年将达到 582.7 亿美元，预测期内（2025-2030 年）复合年增长率为 3.65%。

运营商支出正在从勘探转向优化成熟油田，而将注入二氧化碳视为受监管排放信用的税收激励措施支撑了投资信心。热法仍然是产量的主力，因为它们可以在稠油盆地中提供快速的回报，而最快的产能增加发生在满足生产和碳管理目标的二氧化碳驱方案中。现场服务公司正在将地下建模与实时生产分析相结合，从而缩短筛选时间并降低每桶​​提升成本。资本越来越多地流向集捕获、运输和注入于一体的项目人为二氧化碳，有效地将未来供应增长与 CCUS 基础设施建设步伐联系起来。

全球提高石油采收率 (EOR) 市场趋势和见解

消耗常规储量推动三次采油

全球生产仍然依赖于 30 年前或更长时间首次钻探的油藏，一次加二次技术仅多达 60% 的原始石油储量^{[1]贝克休斯，“全球成熟油田解决方案”，bakerhughes.com}。因此，运营商优先考虑可以分层到现有基础设施上且对地表破坏最小的第三种方法。即兴表演ed 储层成像现在可以精确定位以前未扫过的区域，从而实现选择性注入，从而提高采收率，而无需进行大量加密钻井。数字孪生通过在现场执行之前模拟流体行为来进一步减少试错周期。随着发现量的减少和开发井进入成本更高的前沿区域，EOR 成为维持供应的经济上合理的途径，使提高石油采收率市场免受原油价格波动的影响。

政府支持的二氧化碳税收激励和 CCUS 建设

主要管辖区的生产税收抵免和遣散费减免压缩了二氧化碳驱油项目的投资回收期^{[2]怀俄明州立法机关，“SF0018 – 遣散费更新”，wyoleg.gov}。美国的 45Q 信贷为永久储存的每吨二氧化碳增加了单独的收入来源，从而转化了排放量合规性转化为现金流。沙特阿拉伯计划在朱拜勒建设每年 900 万吨的捕集中心，这表明国家实体如何将捕集、运输和封存整合到一个统一的价值链中。财政支持降低了加权平均资本成本，吸引受 ESG 约束的投资者购买目前符合碳中和条件的石油。随着越来越多的地区实行明确的碳价格，提高石油采收率市场获得结构性顺风，而不是周期性推动。

北美和中东的成熟油田接近下降曲线

二叠纪、Eagle Ford 和 Ghawar 油井面临着共同的挑战：压力下降导致自然流量减少。通过可混溶的二氧化碳或氮气进行再加压，可以延长高原产量，而成本只是绿地的一小部分。中东受益于为过去的洪水而建造的广泛的地面注入网络，这减少了新的资本支出。资产寿命的延长还可以保护社会收入或国家石油公司，增加了维持产出的地缘政治必要性。在采出水处理法规生效的地方，将水回收到 EOR 计划的项目可以获得双重合规性和成本节约。总的来说，这些老化盆地为活跃在提高石油采收率市场的供应商提供了可预测的需求底线。

通过新的蓝/绿氢项目提供二氧化碳

大规模蓝氢从炼油厂内已有的重整装置中捕获二氧化碳，为 EOR 运营商提供高纯度物流，无需额外的分离设备^{[3]能源分析研究所，“氢增长和二氧化碳供应”，energyanalyticsinstitute.org}。加拿大斯特拉斯科纳资源公司 (Strathcona Resources) 获得 20 亿美元资金用于建设一个枢纽，将氢衍生的二氧化碳输送到附近的重油田，强化产业集群如何降低运输关税 ST拉斯科纳.CA。类似的计划正在欧洲和亚洲兴起，将电解氢承购合同与石油生产商的长期二氧化碳供应协议结合起来。这种循环联系将脱碳目标与碳氢化合物回收相结合，扩大了捕集供应商的客户群并稳定了二氧化碳价格，从而稳定了整个提高石油采收率市场的项目经济性。

价格波动下热处理工艺的高资本支出和运营支出

蒸汽发生器、水处理装置和燃气管道使热力 EOR 成为资本最密集的选择。当原油价格下跌或天然气原料上涨时，利润大幅压缩，导致运营商推迟修井。缺水地区必须付费用卡车运送淡水或安装大型回收厂，增加了运营负担。新兴的井下燃烧工具有望提高效率，但仍然需要专业的工作人员和硬件物流。这些成本敏感性将预算转向天然气或化学方法，限制了提高石油采收率市场中以蒸汽为主的项目的短期扩张。

ESG 相关贷款人不包括增量石油项目

越来越多的欧洲和北美银行现在筛选出与新碳氢化合物产量相关的贷款，即使二氧化碳排放量也如此存储是该计划的一部分。在可以获得融资的情况下，利息溢价超过可再生能源的利息溢价，从而提高了门槛利率。因此，运营商必须使用内部现金流为开发提供资金或寻求主权合作伙伴，这会减慢最终的投资决策。这一政策转变将项目所有权集中于资产负债表强劲的综合性专业公司和国家石油公司，从而减少了强化石油采收率行业中规模较小的独立企业的机会。

细分市场分析

按技术：热法规模满足快速注气增长

热法贡献了 2024 年收入的 45.3%，突显了其在加拿大和加利福尼亚州的重油开采中发挥着根深蒂固的作用。即使运营商使用低碳燃料的燃烧器改造锅炉，蒸汽辅助重力排水和循环蒸汽刺激仍继续产生可预测的桶。以二氧化碳混相驱为主导的注气工作正在进行中全球采用速度最快，到 2030 年复合年增长率预计为 6.5%。因此，注气项目提高石油采收率市场规模的扩张速度比任何其他技术组都要快。混合工艺——低盐度水与二氧化碳或聚合物段塞交替使用——正在试点中获得关注，因为它们将水驱的扫掠与溶剂的混溶性增益结合起来。生物表面活性剂和电磁加热方面的实验室突破显示出希望，但仍处于商业化前阶段。

工业中心保证低成本的人为二氧化碳供应，注气的竞争力就会上升。美国墨西哥湾沿岸集群已将炼油厂废气混合到干线中，为二叠纪注入器供电，而中东运营商则利用氨和甲醇工厂来实现相同目的^{[4]雪佛龙公司，“致密页岩盆地的 EOR”，chevron.com}。残留蒸汽在沥青矿床中占主导地位，因为储层粘度仍然决定着工艺选择。尽管如此，遏制第一类排放的努力促使生产商转向溶剂辅助蒸汽发电，进一步模糊了提高石油采收率市场内的技术界限。

按油藏类型：砂岩主导面临紧岩动力

砂岩产量占当前产量的 46.8%，这要归功于其良好的孔隙度和悠久的水驱历史，为第三阶段的油藏提供了先决条件。以砂岩为首的提高石油采收率市场份额面临着来自非常规地层的压力，其中致密/页岩油藏预计将呈现 7.7% 的复合年增长率。水平钻井过程中形成的微裂缝网络充当表面活性剂和气体段塞的通道，尽管基质渗透率较低，但仍有助于显着增量采收。碳酸盐带来润湿性挑战；尽管如此，表面活性剂聚合物混合物和智能水技术仍然是我所关注的。逐步提高采收率，尤其是在中东超级巨石中。

数字岩石分析可帮助操作员模拟非均质碳酸盐中的孔隙尺度流动，从而缩短化学配方的设计时间。由于稠油油藏粘度高，仍然需要热输入，但溶剂蒸汽混合油可将需水量减少高达 30%，从而缓解 ESG 压力。由于地质决定了方法选择，提供多技术组合的供应商可以在不同油藏类别中获取更大的价值，从而增强其在提高石油采收率市场中的竞争地位。

按油田成熟度划分：成熟资产锚量、新建油田加速

成熟油田占活跃项目的 58.4%，这主要是由于基础设施和生产数据导致投资回收期缩短。生产商策略现在包括综合工作范围，例如管道更换、人工举升升级和二氧化碳注入网络——作为单个活动执行。将 EOR 纳入分阶段再开发的棕地项目受益于共享资本支出，从而增强了经济弹性。新建设计正在发生变化：地下团队在评估阶段对第三级要求进行建模，安装高压分离器和适合未来注入物尺寸的管线。这种做法支撑了绿地预计 8.3% 的复合年增长率，这是成熟度范围内最快的。

挪威和巴西的监管机构越来越多地要求新 FPSO 具有不混溶气体能力，从而使早期 EOR 正常化。这种规划降低了生命周期的起重成本，并推动了对高压泵和耐腐蚀钢的服务需求。因此，与新建设施相关的提高石油采收率的市场规模甚至在首次产油之前就已经扩大，反映出主动油藏管理的系统性转变。

按部署地点：陆上实力与海上上升

陆上盆地占 86 个。2024 年部署量将达到 5%，这反映出物流更加便捷且服务率较低。中东、美国 48 州以下地区和中国在这一数字中占主导地位，每个地区都拥有广泛的地面网格，是第二次和第三次循环的主要区域。然而，随着运营商针对深水条件调整海底泵送和绝缘出油管线，海上预计将实现 7.2% 的复合年增长率。 BP 的 Ginger 和壳牌的 Gato do Mato 上的高完整性压力保护系统证明深层储层可以安全地适应混相气驱。巴西盐下富碳流体的早期经验表明，二氧化碳回注还可以减轻监管机构施加的天然气火炬上限。

在浅水区，安装在井口平台上的紧凑型蒸汽发生器将热力 EOR 扩展到边缘稠油田。资本学习曲线正在趋于平坦，缩小了与陆上同类产品的成本差距，并扩大了活跃于提高石油采收率市场的供应商的可利用机会。