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)。