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    中國稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技術(shù)前景

    2022-06-09 09:54:16方吉超李曉琦計(jì)秉玉王海波路熙
    斷塊油氣田 2022年3期
    關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)稠油采收率

    方吉超 ,李曉琦 ,計(jì)秉玉 ,王海波 ,路熙

    (1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國石化海相油氣藏開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100083)

    0 引言

    中國稠油資源豐富,截至2020年,以遼河油田、新疆油田、塔河油田和勝利油田為主的陸上油田稠油動(dòng)用儲(chǔ)量約28×108t。近海稠油開發(fā)較慢,納入規(guī)劃的稠油地質(zhì)儲(chǔ)量約為26×108t[1-2]。蒸汽吞吐熱采為中國稠油主要開發(fā)方式,2020年稠油熱采產(chǎn)量1 600×104t,約占中國稠油年產(chǎn)量的77%,平均采收率僅20%,開發(fā)潛力巨大。然而,中國稠油黏度大、埋藏深,多輪次蒸汽吞吐后,面臨高含水、低產(chǎn)出、低效益等難題,亟需探討低油價(jià)下稠油效益化開發(fā)接替技術(shù)發(fā)展前景。

    本文統(tǒng)計(jì)了中國稠油資源的分布與開發(fā)特征,綜述了稠油蒸汽吞吐熱采技術(shù)現(xiàn)狀,明確了多輪次蒸汽吞吐后面臨的效益化開發(fā)技術(shù)瓶頸,探討了蒸汽吞吐后提高采收率技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn),展望了中國稠油效益化開發(fā)接替技術(shù)發(fā)展前景,對(duì)中國稠油蒸汽吞吐后提高采收率技術(shù)突破方向具有重要意義。

    1 稠油資源

    以油田開發(fā)狀況看,中國稠油大體可以分為陸上東部、陸上西部和海上稠油3部分。陸上東部稠油以遼河油田、勝利油田為主,也是我國目前稠油產(chǎn)量最高的區(qū)域,普通稠油與超稠油并存,油藏埋深主要集中在1 000~1500m,遠(yuǎn)深于國外稠油儲(chǔ)層(一般小于500 m),85%以上稠油產(chǎn)量以蒸汽吞吐方式開采,儲(chǔ)量動(dòng)用率90%以上,綜合含水率80%以上,采收率僅約20.0%[3-5]。陸上西部稠油以新疆油田、勝利新春油田最為典型,屬于淺層超稠油砂巖儲(chǔ)層,稠油產(chǎn)量穩(wěn)中有增,以強(qiáng)化蒸汽吞吐和蒸汽輔助重力泄油(SAGD)為主要開發(fā)方式。陸上西部稠油部分老區(qū)采收率約24.0%,綜合含水率高達(dá)88%,熱采費(fèi)用高達(dá)操作成本的56%,生產(chǎn)效益持續(xù)下降[6-7]。海上稠油以渤海油田儲(chǔ)量最豐富,地層原油黏度大于350 mPa·s的稠油探明儲(chǔ)量約7.428×108t,目前嘗試進(jìn)行蒸汽吞吐方式開發(fā),動(dòng)用儲(chǔ)量僅0.928×108t,儲(chǔ)量動(dòng)用率僅 12.2%[8-10]。 2020 年 9 月,中國海洋石油集團(tuán)有限公司建成中國首座大型稠油熱采開發(fā)平臺(tái),邁出海上稠油規(guī)?;療岵傻年P(guān)鍵一步。預(yù)計(jì)至“十四五”末,渤海油田將建成300×104t以上稠油熱采產(chǎn)量規(guī)模。因此,發(fā)展稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技術(shù)是解決陸上稠油油田高含水、低采出的關(guān)鍵,也是海上稠油持續(xù)高效開發(fā)的重要技術(shù)儲(chǔ)備。

    2 稠油蒸汽吞吐開發(fā)特征

    2.1 蒸汽吞吐技術(shù)的周期性

    稠油是溫敏性流體,隨溫度升高黏度大幅降低。早在1959年,蒸汽吞吐就在委內(nèi)瑞拉馬拉開波湖地區(qū)進(jìn)行了工業(yè)化應(yīng)用[11]。20世紀(jì)60年代,中國開始在克拉瑪依油田(現(xiàn)新疆油田)進(jìn)行蒸汽吞吐試驗(yàn),后又推廣至遼河、勝利等油田稠油區(qū)塊[12]。蒸汽吞吐技術(shù)是一個(gè)周期性開發(fā)措施,每一個(gè)周期包括高溫高壓蒸汽注入、燜井和再生產(chǎn)3個(gè)過程[13]。礦場(chǎng)實(shí)踐表明,稠油井在經(jīng)過8~12個(gè)周期吞吐開采后,普遍面臨高含水、低油氣比、低效益等難題。勝利油田典型稠油井多周期蒸汽吞吐效果表明,蒸汽吞吐6個(gè)周期后,油氣比顯著下降,10個(gè)周期后油氣比降至0.4以下,難以進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)效益化稠油開采。目前,在常規(guī)蒸汽吞吐的基礎(chǔ)上,逐步發(fā)展了溶劑、調(diào)剖、氮?dú)?、CO2和空氣等輔助蒸汽吞吐技術(shù)[14-15],這在一定程度上延長了蒸汽吞吐周期和開發(fā)效果。

    2.2 蒸汽加熱半徑

    蒸汽以擴(kuò)散和高壓對(duì)流的形式進(jìn)入儲(chǔ)層內(nèi)部,單井吞吐過程必然導(dǎo)致儲(chǔ)層加熱范圍受限。蒸汽吞吐后期,有效熱波及范圍不再隨吞吐周期增加而擴(kuò)大,近井無效重復(fù)加熱導(dǎo)致蒸汽熱效率降低,油氣比減少,熱采效益逐漸變差[16]。加熱半徑是衡量蒸汽吞吐加熱范圍和預(yù)測(cè)可采儲(chǔ)量的重要參數(shù)。Narayan[17]首次將蒸汽加熱區(qū)域溫度動(dòng)態(tài)變化引入計(jì)算模型,發(fā)現(xiàn)第1年加熱半徑僅20.0 m,多年措施后加熱半徑可達(dá)35~40 m。竇宏恩等[18]首次采用Buckley-Leverret方程計(jì)算了熱水帶加熱半徑,提出蒸汽吞吐1~4個(gè)周期起到擴(kuò)大加熱半徑作用,而隨周期增加,加熱半徑外擴(kuò)作用減小,多以重復(fù)加熱局部油層為主,普通稠油、特稠油和超稠油蒸汽吞吐加熱半徑分別為 31.2,21.5,14.5m。何聰鴿等[19]以能量平衡為原則,考慮加熱區(qū)溫度由蒸汽溫度降至原始地層溫度的非等溫變化,計(jì)算得出3個(gè)周期蒸汽吞吐平衡溫度為50℃時(shí),加熱半徑僅15.0 m。隨著水平井蒸汽吞吐開采超稠油的技術(shù)推廣,水平井的加熱半徑也成為評(píng)價(jià)熱采效果的重要指標(biāo)。劉春澤等[20]計(jì)算了300 m長水平井周向加熱半徑,結(jié)果表明第1個(gè)周期水平段周向加熱半徑僅為3~5 m,與直井第1輪蒸汽吞吐加熱半徑相當(dāng)。倪學(xué)鋒等[21]進(jìn)一步計(jì)算了多周期水平井蒸汽吞吐加熱半徑,當(dāng)超過6個(gè)周期后,加熱范圍不再明顯增加,平均加熱半徑約為40 m。采用熱流固耦合方法進(jìn)一步計(jì)算動(dòng)態(tài)熱傳遞特點(diǎn)及加熱半徑,結(jié)果表明,當(dāng)井底溫度為290℃、遠(yuǎn)井溫度為60℃時(shí),蒸汽注入燜井第2天熱半徑僅為20.0 m,且近井溫降梯度較大。有限且重復(fù)的加熱范圍是制約蒸汽吞吐后期增產(chǎn)的主要原因。

    2.3 蒸汽吞吐后地層條件變化

    多周期蒸汽吞吐后大量余熱導(dǎo)致儲(chǔ)層溫度上升,遼河油田杜66塊蒸汽吞吐后,溫度上升18~28℃左右,個(gè)別井測(cè)溫達(dá)70℃以上[22]。勝利新春采油廠蒸汽吞吐后,部分區(qū)塊溫度也達(dá)65℃。

    由于儲(chǔ)層稠油的高黏特性,井底壓力傳導(dǎo)受阻,多周期蒸汽吞吐開發(fā)后,近井地帶面臨虧空和低壓等問題,油藏平均地層壓力僅為原始地層壓力的1/4~1/3,有效生產(chǎn)壓差僅為1~2 MPa,低壓差難以驅(qū)動(dòng)原油流入井筒。

    2.4 蒸汽吞吐后剩余油分布

    稠油高黏特性和蒸汽吞吐工藝特點(diǎn)導(dǎo)致平面未波及井間剩余油較為豐富[23]。江漢清河油田面8區(qū)塊蒸汽吞吐開發(fā)14 a后,剩余油分布見圖1。新疆油田曾在九區(qū)齊古組油藏鉆密閉取心井5口,分析發(fā)現(xiàn)在100 m×140 m反九點(diǎn)井網(wǎng)條件下,蒸汽吞吐3~8 a后,蒸汽波及半徑僅35.0 m,而35~70 m井間油層處于未動(dòng)用或低動(dòng)用狀態(tài)[24]。蒸汽吞吐波及范圍內(nèi),汽、油密度差導(dǎo)致剩余油縱向差異較大,上部儲(chǔ)層動(dòng)用程度明顯大于下部儲(chǔ)層。遼河油田第1口側(cè)鉆小井眼取心表明,多周期蒸汽吞吐后,蒸汽波及區(qū)域高部位殘余油飽和度(17.2%)明顯低于低部位殘余油飽和度(30.4%),平均含油飽和度為19.7%,以中—薄殘環(huán)或孤滴、殘跡狀殘余油為主[25]。一般情況下,稠油油藏蒸汽吞吐平均采收率不足15.0%,大量剩余油留在地下,進(jìn)一步提高采收率潛力極大。

    圖1 清河油田8-X13井組蒸汽吞吐后剩余油分布

    3 提高采收率接替技術(shù)進(jìn)展及前景

    3.1 蒸汽驅(qū)技術(shù)

    蒸汽驅(qū)是將部分蒸汽吞吐井轉(zhuǎn)為蒸汽注入井,建立井組注采關(guān)系,連續(xù)注入高壓、高干度蒸汽,提供持續(xù)熱能和驅(qū)動(dòng)壓差,把熱降黏與驅(qū)替作用相結(jié)合,有效擴(kuò)大熱采動(dòng)用范圍,實(shí)現(xiàn)井間剩余油高效開采的技術(shù)。Jekins等[26]利用4D地震新技術(shù)在印度尼西亞Duri油田檢測(cè)蒸汽驅(qū)引起的地層反射數(shù)據(jù)變化,證實(shí)了蒸汽驅(qū)加熱半徑達(dá)80~110 m,儲(chǔ)層受熱范圍約為蒸汽吞吐的5~10倍。蒸汽驅(qū)在國內(nèi)外均有成功的案例,如美國Kern River油田試驗(yàn)區(qū)埋深213~243 m,油層厚度29.5 m,平均地層壓力1.55 MPa,地層原油黏度2 710 mPa·s,1970年采用蒸汽驅(qū)增產(chǎn)措施后,采收率增加,達(dá)37.0%[27]。中國從20世紀(jì)80年代開始試驗(yàn)蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū),進(jìn)一步提高稠油熱采動(dòng)用程度。在勝利油田、遼河油田及新疆油田等進(jìn)行了多個(gè)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū),大部分未取得經(jīng)濟(jì)性規(guī)模開發(fā)突破。在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的實(shí)踐過程中,國內(nèi)外逐漸形成了蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn):地層壓力小于5 MPa,油層厚度大于10 m,采注比大于1.2,井底蒸汽干度大于40%,油井降壓開采[28-29]。目前,形成規(guī)?;⒃诓僮鞯恼羝?qū)典型區(qū)塊為遼河油田齊40塊。齊40塊油藏埋深625~1 050 m,平均有效厚度為37.7 m,地質(zhì)儲(chǔ)量為3 774×104t,50℃下脫氣原油黏度2 639 mPa·s。1987—2005年采用蒸汽吞吐方式開發(fā),平均蒸汽吞吐10.3個(gè)周期;2006年開始工業(yè)化轉(zhuǎn)驅(qū),至2007年,實(shí)現(xiàn)蒸汽驅(qū)在生產(chǎn)井組145個(gè),全面實(shí)現(xiàn)了蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)接替開發(fā),區(qū)塊日產(chǎn)油較蒸汽吞吐增加超700 t,效果非常顯著;截至2020年底,齊40塊蒸汽驅(qū)累計(jì)增產(chǎn)原油超650×104t,階段采收率達(dá)49.0%。

    雖然蒸汽驅(qū)解決了蒸汽吞吐加熱半徑受限的難題,但仍未在中國取得大規(guī)模推廣。埋藏相對(duì)較深是制約蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)技術(shù)發(fā)展的重要原因,中國大部分稠油儲(chǔ)層集中在1 000~1 500 m疏松砂巖儲(chǔ)層,井筒熱損失和儲(chǔ)層壓力相對(duì)較大,導(dǎo)致井底蒸汽干度僅為30%左右。薄層稠油儲(chǔ)層較多[30],單層厚度小于 5 m,蒸汽沿程無效熱損失大。汽竄也是蒸汽驅(qū)面臨的主要問題之一[31-32],齊40塊規(guī)模轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)3 a后,汽竄井組達(dá)34個(gè),占比23.5%。未來,蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)依舊是淺厚層稠油快速大幅度提高采收率的有效手段。技術(shù)層面,蒸汽驅(qū)具有一定的便利性和接續(xù)性,國外成熟工藝可借鑒性高。蒸汽吞吐開發(fā)后期井間距多為100~150 m,為蒸汽驅(qū)提供了“小井距密井網(wǎng)”有利基礎(chǔ)。經(jīng)濟(jì)層面,科技進(jìn)步促使地面超高溫高干度蒸汽鍋爐、保溫抗腐蝕管柱、超高溫汽體封竄等技術(shù)升級(jí)換代,將逐步降低儲(chǔ)層高干度蒸汽獲取成本,提升中—深層稠油油藏蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)效益可行性。此外,智能一體優(yōu)化創(chuàng)效也是值得深入探索的道路,建立蒸汽生成、輸送、驅(qū)替一體化工藝優(yōu)化方法。

    3.2 火燒油層技術(shù)

    火燒油層以部分原油重質(zhì)組分為燃料,連續(xù)注入空氣或富氧氣體等助燃劑,通過人工點(diǎn)火方法引燃,加熱儲(chǔ)層原油,局部油層溫度可達(dá)600~800℃[33]。隨助燃劑的不斷注入,燃燒產(chǎn)生的大量熱、氣體及水蒸汽等使得稠油降黏[34],并驅(qū)動(dòng)原油向生產(chǎn)井流動(dòng)?;馃蛯訉嵩从傻孛孓D(zhuǎn)到地下,解決了地面及井筒熱損失、熱腐蝕等問題,同時(shí)熱源的動(dòng)態(tài)推進(jìn)也解決了無效重復(fù)加熱的能量浪費(fèi)問題?;馃蛯幼?0世紀(jì)50年代出現(xiàn)以來,一直是國內(nèi)外研究的熱點(diǎn),在羅馬尼亞Suplacu油田、加拿大Mobil油田和美國Bellevue油田等取得一定成功。1963年Bellevue油田將火燒油層技術(shù)應(yīng)用到礦場(chǎng)試驗(yàn),試驗(yàn)區(qū)塊埋深85~105 m,油藏溫度約24℃,原油黏度676 mPa·s,截至1982年,火燒油層推廣223口井,日產(chǎn)量由36 t上升至390 t。1958年新疆油田首次采用自研點(diǎn)火器開展火燒油層試驗(yàn),取得了一定的經(jīng)驗(yàn)與認(rèn)識(shí)[35]。2003年,中石化在勝利油田鄭408塊開展首個(gè)火燒油層重大先導(dǎo)試驗(yàn),點(diǎn)火溫度380~419℃,點(diǎn)火4 d后,生產(chǎn)井出現(xiàn)套壓上升和CO2含量增加現(xiàn)象,O2利用率達(dá)98%,試驗(yàn)3 a,井網(wǎng)累計(jì)注氣1 300×104m3,累計(jì)產(chǎn)油超 16 000 t[36]。2009 年,中石油在新疆紅淺1井區(qū)完成蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)后,開展了火燒油層先導(dǎo)試驗(yàn),累計(jì)增油9.04×104t,預(yù)計(jì)最終可提高采收率36.2百分點(diǎn)[37]。近年來,為了解決深層超稠油開采難題,火燒油層吞吐技術(shù)也獲得重視。2015年2月,內(nèi)蒙M8區(qū)塊某井進(jìn)行了火燒油層吞吐技術(shù)礦場(chǎng)試驗(yàn),點(diǎn)火后持續(xù)注空氣,燜井燃燒7 d以后,放噴生產(chǎn),產(chǎn)油黏度由 5 600 mPa·s降低至 1 313 mPa·s,累計(jì)產(chǎn)油 320 t[38]。

    自1960年以來,火燒油層的研究從未間斷,現(xiàn)階段面臨的挑戰(zhàn)主要包括:1)技術(shù)復(fù)雜,井底點(diǎn)火失敗率較高,燃燒不均衡、不充分情況嚴(yán)重;2)出砂和套損,高溫破壞砂粒間膠結(jié)物,熱脹冷縮現(xiàn)象引起儲(chǔ)層出砂和水泥環(huán)破壞,產(chǎn)生的CO2,H2S等形成酸水腐蝕套管;3)安全擔(dān)憂,火燒油層流體包括稠油、裂解輕烴、氧氣、含硫氣體等,在燃燒不充分情況下,易在采油井筒及地面管網(wǎng)等引起安全問題。

    未來很長一段時(shí)間,火燒油層將作為儲(chǔ)備技術(shù)聚焦于蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)后稠油極限提高采收率方法。國內(nèi)外火燒油層技術(shù)室內(nèi)采收率高達(dá)80%~90%,國外礦場(chǎng)試驗(yàn)采收率也高達(dá)70%以上,具備稠油油藏極限開發(fā)的能力,火燒油層有望成為目前有技術(shù)、無經(jīng)濟(jì)效益的廢棄/半廢棄稠油油田的最終提高采收率方法。

    3.3 化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采技術(shù)

    化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采技術(shù)利用化學(xué)方法降低稠油黏度,提供驅(qū)動(dòng)壓差,實(shí)現(xiàn)稠油非加熱條件下有效開采,其最大的優(yōu)勢(shì)在于成本低,避免了注蒸汽高投入和強(qiáng)腐蝕的難題,可與常規(guī)水驅(qū)增產(chǎn)措施有機(jī)結(jié)合,解決波及受限和竄流問題。

    多周期蒸汽吞吐后期,汽竄通道為建立注采關(guān)系提供了基礎(chǔ),高含水為形成水包油乳狀液、乳化降黏提供了條件,室內(nèi)體系降黏率可達(dá)70%~95%[39]?;瘜W(xué)法多應(yīng)用于井筒降黏,已經(jīng)在遼河油田、塔河油田及勝利油田的多個(gè)區(qū)塊推廣應(yīng)用[40]。近年來,根據(jù)稠油低成本開發(fā)和“雙碳”目標(biāo)的要求,化學(xué)吞吐、化學(xué)驅(qū)接替蒸汽吞吐取得了一定進(jìn)展。勝利油田陳家莊某水平井蒸汽吞吐7個(gè)周期后套損,2016年被迫轉(zhuǎn)化學(xué)劑吞吐開發(fā),單周期有效期達(dá)15個(gè)月,累計(jì)增油1 200 t,措施成本僅為蒸汽吞吐的50%。勝利油田孤島館5區(qū)于1995年投產(chǎn),油藏埋深1 300 m,地下原油黏度300~500 mPa·s,動(dòng)用儲(chǔ)量 100×104t,平均蒸汽吞吐 5 個(gè)周期,采收率26.5%,綜合含水率高達(dá)92%。2020年,典型井組開展稠油化學(xué)復(fù)合降黏驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),截至2021年7月,平均單井日增油36%,含水率下降3.9百分點(diǎn),累計(jì)增油 1 900 t(見圖 2)。

    圖2 勝利油田孤島典型井組化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)

    稠油化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采技術(shù)推廣還面臨2方面困難,一是多孔介質(zhì)內(nèi)水動(dòng)力弱,乳化難;二是乳化粒徑(10~100 μm)與孔隙尺寸相當(dāng),稠油液滴運(yùn)移難。下一步,化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采技術(shù)需在以下3方面重點(diǎn)攻關(guān):1)開展低能量下快速乳化機(jī)制研究,研發(fā)適用于儲(chǔ)層低動(dòng)力條件的乳化劑體系;2)在乳化粒徑控制和非連續(xù)相降黏方面做出突破,揭示受限空間內(nèi)稠油乳化降黏機(jī)制;3)開展受限空間下乳化油滴體系運(yùn)移規(guī)律研究,建立高效運(yùn)移的最佳粒徑-喉道比、內(nèi)外相黏度比、界面張力等參數(shù)指標(biāo)體系。

    長遠(yuǎn)看,由高成本熱采轉(zhuǎn)向低成本冷采將是稠油油田多周期蒸汽吞吐開發(fā)后期的必然選擇,稠油開發(fā)成本可由蒸汽吞吐熱采后期的50~60$/bbl下降至40~50$/bbl(1 bbl=0.1590 m3)。 勝利、大慶等油田二元、三元化學(xué)驅(qū)技術(shù)也為稠油化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采提供了一定的技術(shù)參考,特別是中海油針對(duì)350 mPa·s以下常規(guī)稠油聚驅(qū)開發(fā)的成功,為化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采提供了可行性技術(shù)借鑒。未來,隨著技術(shù)發(fā)展,將逐步解決稠油化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采現(xiàn)階段面臨的挑戰(zhàn),分步逐級(jí)實(shí)現(xiàn)由低黏普通稠油向超稠油的冷采開發(fā),有序開展多周期蒸汽吞吐熱采后化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采接替開采稠油。預(yù)計(jì)“十四五”期間,將實(shí)現(xiàn)350~1 000 mPa·s稠油油藏化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采,綜合開發(fā)成本降低30%,采收率提高10~15百分點(diǎn)。

    4 結(jié)論

    1)中國稠油油藏大多分布在1 000~1 500 m的疏松砂巖儲(chǔ)層,以蒸汽吞吐熱采為主要開發(fā)方式,極限波及體積半徑約為30~40 m,效益吞吐周期不超過8~12個(gè)周期,蒸汽吞吐平均效益化采收率僅約20.0%。

    2)在成本允許的情況下,蒸汽驅(qū)仍是中—淺層稠油蒸汽吞吐后快速大幅度提高采收率的首選接替方法,這解決了熱波及受限問題,已在國外部分地區(qū)進(jìn)行了成功推廣,國內(nèi)需要探索適合中—深層、薄差層稠油蒸汽驅(qū)解決方案,由淺層向中—深層逐步突破,由厚油層向薄油層推廣。

    3)火燒油層可以作為蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采后的稠油極限提高采收率接替技術(shù),能夠解決熱波及受限、無效熱耗等問題,無效益油藏可先行先試,從油田生命周期的終點(diǎn)向前突破,有望成為目前有技術(shù)、無經(jīng)濟(jì)效益的廢棄和半廢棄稠油油田的最終提高采收率方法。

    4)化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采是稠油熱采后低成本持續(xù)開發(fā)的潛力技術(shù),不僅解決了熱采成本高、波及受限及高溫腐蝕套損等問題,還有望降低成本20%~30%,下一步將重點(diǎn)突破350~1 000 mPa·s稠油油藏化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采技術(shù),由低黏普通稠油向超稠油逐級(jí)有序?qū)崿F(xiàn)化學(xué)復(fù)合驅(qū)冷采接替開發(fā)。

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