报告概述

到 2034 年，全球提高石油采收率 (EOR) 市场规模预计将从 2024 年的523 亿美元增至797 亿美元左右，在此期间以复合年增长率 4.7%的速度增长预测期为 2025 年至 2034 年。2024 年，北美占据了市场主导地位，占据了42.9% 份额，收入224 亿美元。

提高石油采收率 (EOR) 仍然是从成熟油田开采更多原油的战略杠杆，同时将上游业务与碳管理目标联系起来。在美国，2023 年，仅 CO2-EOR 的产量就估计为每天 310,000-320,000 桶，这突显了其在国内供应中的重要作用，尽管基础产量达到了创纪录的水平。就背景而言，美国原油总产量平均1320万桶/日到 2024 年，同比增长 2%，主要由二叠纪盆地推动——展示 EOR 桶如何补充非常规增长并帮助稳定遗留资产。

当前的工业情景由两种汇聚力量共同塑造：能源安全和脱碳。一方面，运营商从现有油藏中寻求低成本桶；另一方面，政策制定者正在扩大碳捕获、利用和储存（CCUS）以抑制排放。 IEA 跟踪了整个价值链中正在开发的 700 多个 CCUS 项目，并指出，已宣布的 2030 年捕集能力比 2023 年增长了 35%，而已宣布的封存能力则增长了 70%，这一势头包括 CO2-EOR 封存途径。与此同时，全球与能源相关的二氧化碳排放量在 2024 年增加了0.8%，达到37.8 Gt，这给政府和行业带来了扩大捕集规模和确保持久储存的压力。

• 对于与 EOR 相关的项目，政策信号越来越明显。碳管理。 2024 年 4 月，美国能源部化石能源和碳管理办公室选择了价值 2320 万美元的项目来评估非常规油藏中的 CO2-EOR，其明确目标是将捕获的 CO2 与增量石油采收率结合起来。 2024 年 8 月，美国能源部宣布提供高达5440万美元的额外碳管理资金，扩大捕集和封存示范的渠道。

关键驱动因素包括棕地桶的经济性和基础设施准备情况。 NETL 强调，美国 CO2-EOR 产量已超过300,000 桶/天，筛选研究表明，合适的储层还具有非常大的剩余潜力，这些数字有助于证明对 CO2 供应、管道和注入设施的持续投资是合理的。与此同时，EIA 确认了美国的结构性高生产水平，使得 EOR 所支持的二氧化碳网络的中游扩建和成本分摊成为可能。项目需要。

政策是关键的催化剂。在美国，《通货膨胀减少法案》第 45Q 条规定的税收抵免为地质封存提供高达$85/tCO2的税收抵免，为符合工资和学徒期规则（12 年信贷期）的 EOR 项目中使用的二氧化碳提供高达$60/tCO2的税收抵免，直接增强了二氧化碳供应的经济性和 EOR 项目的可融资性。在英国，政府已承诺投入高达 200 亿英镑建立 CCUS 部门，支持 Track-1 集群和到 2030 年扩大捕集、运输和封存规模的路线图——在北海适当的情况下支持 CO2-EOR 的基础设施。

主要要点

• 提高石油采收率(EOR) 市场规模预计到 2034 年将达到797 亿美元左右，而 2024 年将达到523 亿美元，复合年增长率为 4.7%
• 热力 EOR 占据主导地位市场地位，在整个提高石油采收率 (EOR) 市场中占据44.8%以上份额。
• 陆上占据主导市场地位，在提高石油采收率 (EOR) 市场中占据79.3%以上份额。
• 北美预计将在提高石油采收率 (EOR) 市场中占据主导地位，占占全球市场份额42.90%，价值约224亿美元。

根据技术分析

2024年热力EOR占主导地位，份额为44.8%

2024年， 热力 EOR 占据了市场主导地位，在整个提高石油采收率 (EOR) 市场中占据了44.8% 的份额。该技术通常通过蒸汽注入将热量注入油藏，以降低重质原油的粘度并改善其流向原油的流动性。表面。热力三次采油广泛应用于重质或超重质原油难以用传统方法开采的油田。对能源的需求不断增长，加上优化成熟油田生产的需要，极大地促进了这种方法的采用。

热力 EOR 市场一直在稳步增长，预计到 2025 年采用率将会增加。北美和中东等​​产油地区处于领先地位，这些地区的公司继续致力于最大限度地提高现有储量的产量。尤其是美国，在其现有油田和不断上升的生产成本的推动下，热力 EOR 活动增长强劲。由于油价保持相对较高的水平，热力三次采油技术的投资持续增加，进一步支撑了市场的主导地位。

按应用分析

陆上三次采油以 79 占主导地位2024 年份额为 .3%

2024 年，陆上占据主导市场地位，在提高石油采收率 (EOR) 市场中占据79.3% 份额。陆上 EOR 应用尤其重要，因为大多数石油储量都位于陆地上，并且该技术已被证明可以有效提高成熟和衰退油藏的石油开采量。与海上油田相比，陆上油田的资本支出要求通常较低，这使得它们在 EOR 作业中更具经济可行性，特别是在北美、中东和亚洲部分地区等拥有大量石油储量的地区。

陆上油田占全球产量的很大一部分，越来越多地采用 EOR 技术，例如二氧化碳注入、热采和化学注入等，以维持或提高产量。维持成熟油田生产并延长其使用寿命的需求推动了这一需求。 20年到 1 月 25 日，陆上应用的份额预计将保持强劲，由于基础设施完善且运营成本较低，各公司将继续专注于提高现有陆上油田的采收率。

主要细分市场

按技术

• 热能EOR
  • 蒸汽
  • 原位燃烧
  • 其他
• 化学EOR
  • 聚合物
  • 表面活性剂
  • 碱性化学
  • 聚合物
  • 发泡剂
  • 其他
• 天然气EOR
  • CO2
  • 其他
• 其他

应用

• 陆上
• 海上

新兴趋势

EOR与CCUS中心和规则融合

最近最明显的趋势是EOR融入碳管理系统——从工业场地和发电厂捕获的二氧化碳越来越多地通过管道输送到成熟阶段领域，将 EOR 转化为既是生产途径又是储存途径。国际能源署 (IEA) 统计，截至 2025 年初，每年运行的捕集和封存能力略高于 50 公吨，而已宣布的项目意味着到 2030 年，每年将达到约 430 公吨——这一规模跃升，大大增加了可用于 EOR 洪水的二氧化碳库。

政策设计正在积极地将 EOR 融入到该中心辐射系统中。在美国，美国国税局 (IRS) 于 2024 年更新了申请第 45Q 条信用额的程序（通知 2024-60），包括与处置和 EOR 相关的时间表和认证，阐明了项目如何记录安全地质封存和生命周期索赔——可融资的 CO2-EOR 交易的重要机制。

• 2025 年 1 月，美国管道监管机构 (PHMSA/USDOT) 发布了一份通知拟议的规则制定将对二氧化碳管道提出更高的设计、运营、维护和应急响应要求。这很重要，因为美国只有约 5,000 多英里的二氧化碳管道如今，主要服务于传统 EOR 盆地；随着新的捕集中心寻求可靠的储存和 EOR 开采，更明确的规则应支持审慎扩张。

美国能源部指出，三级方法可以将原始石油的最终采收率从大约20-40% 提高到 30-60%，这仍然是晚年油田的根本吸引力。结合中心二氧化碳供应和政策激励措施，运营商可以计划多年洪水，降低分子和利润的波动性，使生产与排放管理目标保持一致。

实际上，这种趋势创造了一个双重价值流：增量回收的桶数和可验证储存的吨数。 IEA 的数据库更新——700+整个链条上的 CCUS 项目以及已宣布的 2030 年捕集能力 (+35%) 和存储能力 (+70%) 的急剧增加 - 表明更多的排放者将寻找可靠的汇；正确筛选的 EOR 字段可以是当存储完整性 i 时的那些汇点。

驱动因素

油价经济和增量桶价值

公司投资提高石油采收率 (EOR) 的最令人信服的原因之一是，当油价上涨时，其生产增量桶的成本在经济上具有吸引力。简单来说，当原油价格足够高时，向老油田注入二氧化碳、蒸汽或化学品等技术的额外成本就会因生产额外的石油而变得合理。

• 根据美国能源信息管理局 (EIA) 的数据，由于二氧化碳本身以及压缩和压缩所需的地面设施所需的成本，向老油田注入二氧化碳每生产一桶石油会增加$20-30美元$20-30。

当原油价格较高时，更成熟的油田成为 EOR 的可行候选者。 EIA 预测，在“高油价”情景下（西德克萨斯国际石油公司到 2040 年，中质原油将上涨至每桶 202 美元（按 2012 年计算），CO2-EOR 产量可能达到960,000 每天，比参考预测的740,000 每天高出约30%。

这种动态使得这种复苏成为一条经济上明智的道路：许多人成熟油田面临着更高的边际运营成本和产量下降，因此应用 EOR 为运营商提供了一种延长油田寿命的方法，即以比新勘探和开发更低的增量成本生产石油桶。美国能源部 (DOE) 的一份报告解释说，EOR 技术“有望最终生产出30-60%或更多的油藏原始石油地质储量 (OOIP)”，而在一次和二次采收率下只能生产20-40%。

从人的角度来看，将老旧油田视为曾经运转良好但现在正在放缓的工厂。而不是完全关闭它并建造新建工厂（成本高昂）后，运营商增加了一些增强功能——注入蒸汽或二氧化碳——这样现有的油井就能以相对适中的增量成本生产更多的产品。添加的石油位于已生产的石油之上，当石油售价为每桶 80 美元或更高时，额外石油的利润很容易吸收20-30 美元二氧化碳增量成本。

限制

二氧化碳供应、运输和许可瓶颈

提高石油采收率 (EOR) 的一个主要障碍是无法将足够的经济实惠、可靠的二氧化碳输送到井口，并且无法获得输送二氧化碳的管道的许可。据 IEA 统计，截至 2025 年第一季度，全球范围内每年运行的捕集和封存能力略高于 5000 万吨，远低于本十年广泛 EOR 部署所需的每年数亿吨的能力。即使当今管道中的每个项目都建成，捕集能力也将到 2030 年将达到~430 MtCO2/年，这突显了近期 CO2 市场对于 EOR 买家而言仍然紧张。

在美国（世界上最成熟的 CO2-EOR 市场），专用 CO2 管道网络仍然薄弱。联邦管道数据显示，2023 年至 2022 年二氧化碳管道长度为约 5,331-5,354 英里，仅占液体管道总里程的一小部分，而且地理位置集中，这使得为传统枢纽之外的新 EOR 油田提供服务变得困难且成本高昂。

经济受到这些物流的挤压。 DOE/NETL 指出，交付二氧化碳的成本可能高达每吨 30 美元，并且在 CO2-EOR 下，每吨通常可产出2-3 桶增量石油——理论上很有吸引力，但前提是供应稳定、运输畅通且价格不飙升。 NETL 还警告说，二氧化碳购买和回收成本可能是二氧化碳 EOR 生产每桶成本的25-50%，因此二氧化碳来源或管道接入的中断会迅速削弱我们的生产能力。

在中西部，由于许可证被拒和当地选址纠纷，引人注目的二氧化碳干线提案被推迟或取消——Navigator的~1,300英里中心绿道被撤回，而Summit的~2,000英里网络面临州级挫折——这表明未来与EOR相关的二氧化碳的实际执行风险

机遇

CCUS 中心大规模提供 CO2-EOR

EOR 的一个强大增长机会是碳捕集中心的激增，这些中心可以向成熟油田提供稳定、风险较低的二氧化碳。国际能源署 (IEA) 报告称，截至 2025 年第一季度，运营中的捕集和封存能力略高于每年50 公吨，而到 2030 年，一条管道可将已公布的捕集能力提升至430-435 公吨/年左右——与今天的基础相比，这是一个巨大的变化。对于 EOR 开发商来说，这意味着更多潜在的第三方二氧化碳供应商、更明确的承购合同，以及更短的提升时间。

美国能源部强调了这在商业上的重要性：EOR 技术最终可以将原始石油的采收率从大约20-40%（一次+二次）提高到30-60%，在可靠的二氧化碳可用时将搁浅的石油桶转变为预定产量。

政策正在将这些中心转变为可融资的基础设施。在美国，美国国税局 (IRS) 确认 45Q 条款为捕获的每吨合格二氧化碳提供12 年、与通货膨胀挂钩的税收抵免，这些二氧化碳可进行地质封存或用作安全封存的 EOR 中的三级注入剂，与人为二氧化碳供应相结合，可直接提高 EOR 净收益。

英国正在建立类似的势头：政府政策已承诺高达 20 英镑亿美元用于早期 CCUS 部署和指定的“Track-1”集群（HyNet 和东海岸集群），并持续扩展至 20 个30. 这些集群锚定捕获、运输和存储网络，也可以为地质和经济一致的北海 EOR 提供服务。

物理网络也在扩展，尽管不均衡——这对先行者来说是一个机会。美国管道数据显示，2023 年至 2024 年二氧化碳管道长度将达到约 5,331-5,345 英里，这是一个专门的网格，目前集中在传统 EOR 盆地周围，但随着新的捕获中心连接到汇和 EOR 目标，该网格将需要增长。将捕集项目与干线和储存/EOR 采油共建的开发商将最有能力锁定长期分子和定价。

区域见解

北美以 42.90% 的份额和 2024 年 224 亿美元的市场份额主导 EOR 市场

到 2024 年，预计北美将主导提高石油采收率 (EOR) 市场，占全球市场份额42.90%，价值约为 224 亿美元。该地区在 EOR 市场中的优势可归因于其丰富的石油储量，特别是在美国和加拿大，这些地区的成熟油田正在通过先进的采收技术日益优化。

在这些油田采用二氧化碳注入、热采方法和化学驱技术有助于维持或提高老化油田的产量。例如，二叠纪盆地广泛采用二氧化碳提高采收率，该盆地是北美提高采收率最活跃的地区之一，估计该盆地高达 30% 的石油产量来自二氧化碳注入。

重点地区和国家洞察

• 北方美洲
  • 美国
  • 加拿大
• 欧洲
  • 德国
  • 法国
  • 英国
  • 西班牙
  • 意大利
  • 欧洲其他地区
• 亚洲太平洋地区
  • 中国
  • 日本
  • 所以韩国
  • 印度
  • 澳大利亚
  • 亚太地区其他地区
• 拉丁美洲
  • 巴西
  • 墨西哥
  • 拉丁美洲其他地区
• 中东和非洲
  • 海湾合作委员会
  • 南非
  • 中东和非洲其他地区

主要参与者分析

BP plc：BP正在全球部署先进的EOR方法，包括Clair Ridge项目的LoSal®低盐度注水技术，该技术英国石油公司估计，这一开发项目可能会增加约 4200 万桶石油增量。该公司的方法强调通过注入低盐度水来调动更多石油来提高现有油藏的采收率。 BP 将这种技术称为“阶跃式变革”技术，并将其整合到海上和陆上作业中。

Cenovus Energy, Inc.：这家加拿大生产商在阿尔伯塔省的油砂和重油作业中积极使用 EOR 技术。包括蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和其他提高采收率的方法。 Cenovus 特别指出，其 Weyburn-Midale 油田是一个重要的常规 EOR 项目，配有约3000 万吨的二氧化碳封存，凸显了其在采收率和碳管理方面的双重作用。

卢克石油公司：俄罗斯大型私营石油生产商卢克石油公司强调将提高其成熟油田的采收率作为战略目标。公司披露的信息指出，新项目包括“通过使用先进技术、增加生产钻井和增加 EOR 作业数量来提高成熟油田的采收率。”虽然公开数字在公开的英语文献中不太突出，但卢克石油公司的方向强化了全球对 EOR 作为生产力杠杆的重视。

主要参与者展望

• BP plc
• Cenovus Energy, Inc.
• 雪佛龙公司
• Equinor ASA
• 埃克森美孚公司
• 卢克石油公司
• 道达尔公司
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近期行业发展

2024 年，雪佛龙公司报告称，截至年底，无风险资源净基础为 710 亿桶石油当量 (BOE)，比上一年下降 5%，这凸显了从现有油藏中更有效地开采的必要性。

2024 年，埃克森美孚公布的上游业务收入为 254 亿美元，较 2023 年增加 41 亿美元。总产量达到约 430 万桶油当量/日，为十多年来的最高水平。