中国工程院院士程杰成介绍★★，国外稠油热采开发技术成熟★★，蒸汽吞吐★★、SAGD（蒸汽辅助重力泄油技术）★★、蒸汽驱★★、火驱等热采技术已经实现商业化应用★★。我国稠油油藏以陆相沉积为主★★，埋藏深★★、储层变化快★★、非均质性强★★、油品类型多★★，开采难度更大★★，已探明地质储量39亿吨★★，历经冷采★★、蒸汽吞吐★★、方式转换三代技术接替★★，保持年千万吨规模稳产30年★★；创新形成了SAGD★★、蒸汽驱等稠油提高采收率技术★★，已在2.51亿吨储量实施★★。目前★★，我国已成为重要的稠油生产国★★，已动用储量26.53亿吨★★，建成了辽河★★、胜利★★、新疆★★、渤海★★、河南等稠油生产基地★★。

　　程杰成认为六六宝贝txt下载★★，与国外相比★★，我国稠油热采在埋藏较深的稠油★★、超稠油★★、火驱等方面技术领先★★。下一步★★，稠油热采技术应立足常规稠油★★、深层稠油★★、超稠油★★、薄层稠油四类开发对象★★，通过已有技术升级提效★★、绿色低碳技术转型★★，形成蒸汽驱★★、SAGD★★、火驱★★、绿色低碳高效稠油提高采收率系列技术★★，实现稠油储量全覆盖★★，保持年千万吨以上规模持续稳产★★。

　　其原理方法是在蒸汽驱/蒸汽吞吐的主介质蒸汽中加入气体介质★★，可起到增能增压★★、降低热损失★★、提高热效率的作用★★；加入高温表面活性剂和泡沫液★★，可起到提高驱油效率和调剖作用★★。

　　室内研究表明★★，多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐可降低20%的蒸汽用量★★，扩大波及体积18%以上六六宝贝txt下载★★。2017年以来★★，辽河油田和新疆油田实施辅助蒸汽吞吐3769井次★★，累计增油81.9万吨★★。目前★★，碳捕集强化热采技术（CCETR）正在发展完善中★★，能捕集蒸汽锅炉尾气与蒸汽混合注入地层★★，既可提高热采效率★★，又能降低碳排放★★。

　　中国工程院院士袁士义认为★★，多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐方法极大地提高了蒸汽驱/蒸汽吞吐的效果和效益★★，多元热流体复合开采技术突破了超深★★、超黏★★、薄层等稠油开采难题★★，大幅提高了复杂稠油的动用率和采收率★★，具有良好的应用前景★★。

　　中国石化稠油埋藏深（1000~2400米）★★、油层薄（小于8米）★★、黏度大（5万~100万毫帕·秒）★★，属于难采稠油★★。针对单一蒸汽无法实现难采稠油有效开发的难题★★，技术人员以“热”为核心★★，形成了热复合［蒸汽+气体（氮气/二氧化碳）+化学剂（驱油剂/泡沫剂/降黏剂）］高效开发技术系列和配套工艺（井下控干度精细分层注汽工艺★★、气凝胶隔热管及井筒隔热工艺★★、水平泵注汽采油一体化工艺）★★，实现了难采稠油“流得动★★、流得远★★、流得快”★★。

　　郑364块深薄层稠油埋深1200米★★、厚度8米★★，实施蒸汽吞吐转热复合驱后乐发彩票VIII★★，采收率提高21.9个百分点★★，达到55.9%★★。排612块浅薄层特稠油黏度3.7万毫帕·秒★★、厚度6米★★，实施热复合吞吐转驱后★★，采收率提高23.5个百分点★★，达到45.3%★★。排609块薄层超稠油黏度大于15万毫帕·秒★★，实施热复合吞吐开发后★★，实现特超稠油产能突破★★，周期产量为常规吞吐的12倍★★。

　　通过转变稠油开发方式★★，中国石化老区采收率提高19~23个百分点★★，新区周期产量达到常规蒸汽吞吐的12倍★★。

　　稠油热复合高效开发技术使得稠油开发界限持续拓展★★，油藏深度从1000米拓展到2000米★★，油层厚度从6米降低到2米★★，原油黏度从5万毫帕·秒拓展到50万毫帕·秒★★。2023年★★，中国石化稠油产量486万吨★★，油汽比0.57★★。“十四五”后两年★★，中国石化将加大热复合开发技术推广应用力度★★，新增动用储量5310万吨★★，支撑稠油上产至500万吨/年★★。

　　袁士义说★★，该技术以热力采油为核心★★，加入化学剂和气体复合开发★★，实现了“高效率★★、大范围★★、长时间”降黏的新构想★★，主要机制为“汽剂耦合降黏★★、氮气保温增能★★、热剂接替助驱”★★。其中★★，二氧化碳强化热力开发技术利用超临界二氧化碳溶解降黏★★、降低启动压力的机制★★，降低启动压力2~3兆帕★★，驱油效率是注蒸汽的3倍★★，已在胜利油田典型深层超稠油藏开发中应用并收到初步效果★★。氮气热复合开发技术在薄层稠油水平井中依次注入降黏剂★★、氮气和蒸汽★★，焖井后回采★★，已在新春油田将薄层超稠油油藏开发厚度下限降低到2米★★。

　　实验发现★★，当温度在300~450摄氏度时★★，多种气介质都可与原油在油藏压力下实现混相★★。中国石油吉林油田莫里青地区原油与烟道气在温度300摄氏度★★、400摄氏度时的混相压力分别为35兆帕★★、15兆帕★★，莫里青油藏在350摄氏度时可以实现烟道气混相高效驱油★★。达到混相压力实现混相驱油的关键★★，是使油藏达到300摄氏度甚至更高的温度★★。

　　基于此★★，吉林油田提出和验证了稀油注空气中温热氧化混相模式★★，研发了空气热辅助混相驱低温耗氧启动技术★★、防气控窜关键配套工艺技术★★，在莫里青特低渗油藏开展矿场先导试验近两年★★，注采关系稳定六六宝贝txt下载★★，平均单井日产量从2~3吨提升为5~10吨★★。

　　袁士义认为★★，空气热混相驱有望发展成为下一代大幅度提高原油采收率技术★★，应用前景广阔六六宝贝txt下载★★。当前需要通过先导试验进一步验证机理认识★★、完善配套技术★★，尽快形成可推广应用的开发模式★★。

　　其原理方法是向油藏内注入催化体系★★，在一定温度下触发重质油断链反应★★，实现油品降黏和低碳高效开发★★。国外已持续研究多年★★，将改质温度从400~450摄氏度降低到350摄氏度★★。中国石油技术团队创新提出了低温长效改质反应路径★★，将改质温度下限降至300摄氏度以下★★。

　　在新疆风城稠油油田开展的矿场先导试验表明★★，应用该技术可实现不可逆降黏★★，增油★★、减碳效果明显★★。产出油黏度从5万毫帕·秒降至最低21毫帕·秒★★，试验井组在蒸汽吞吐标定采收率24%的基础上★★，已实现提高采出程度20个百分点★★，吨油蒸汽消耗和碳排放降低60%★★，投入产出比1∶10★★，效果显著★★。

　　袁士义表示★★，稠油地下改质是一项具有颠覆性的开采技术★★，目前已经形成300摄氏度以下原位改质新工艺★★，正在攻关不同油藏类型和井型井网的原位改质工艺★★，开展新疆风城蒸汽吞吐后期★★、SAGD中后期原位改质等先导试验★★，扩展应用条件边界★★。需要进一步深化改质机理研究及工艺技术的适应性分析★★，持续提高改质效果和效益★★，尽快形成高效大幅提高采收率的原位改质模式★★，扩大应用规模★★，并有序推广应用至其他稠油资源★★。

　　近年海上新发现储量中★★，热采稠油★★、深水深层★★、非常规油气等储量占比高★★，其中原油储量占全国的39%★★、天然气储量占全国的84%★★，中国海油以科技之力打造油气增储上产新增长极★★，实现了从常规稠油到超稠油★★、从浅层到深层★★、从浅水到深水★★、从常规油气向非常规油气高效开发的迈进★★，支撑油气产量创新高★★。

　　中国海油历时15年自主创新★★，形成了海上稠油热采技术体系★★，构建了海上大井距高强度热采理论★★，首创了高强注采长效防砂和350摄氏度电潜泵大液量注采一体化技术★★，研发了海上热采平台集约化装备乐发彩票VIII乐发彩票VIII★★，防砂有效性从3轮次提升至8轮次以上★★，一体化管柱较常规注采两趟管柱降低操作费70%★★，解决了“大井距★★、长寿命★★、小空间”难题★★。

　　他们以降本增效为抓手★★，攻关关键技术★★，实现稠油高效注热★★、低渗高效补能★★、“薄远小”低品位储量有效动用★★，重点研发海上移动式注热★★、GAGD（超临界多元热流体热采）★★、海上大规模压裂★★、“T”形井★★、多分支井等低成本钻完井关键技术★★，加快推动难动用储量经济有效开发★★。

　　“双碳”背景下★★，稠油热采高能耗★★、高碳排的问题亟待解决★★。为此乐发彩票VIII★★，中国石油新疆油田以SAGD为突破口★★，创新SAGD电加热物理模拟★★、数值模拟技术★★，研发了多功能电加热采油工艺并取得矿场试验成功★★，形成了井下大功率电加热辅助SAGD预热技术★★，实现了“以电代汽”的目标★★，为风光绿电新能源的利用奠定了基础★★。

　　SAGD是一项把蒸汽驱与重力驱结合起来★★，大幅度提高采收率的稠油开采技术★★。SAGD一般需要打两口平行水平井★★，上部为注蒸汽水平井★★，下部为采油井★★。注入地下的蒸汽在注入井周围形成蒸汽腔★★，并加热周围的原油提高流动性★★，一部分蒸汽凝析成水★★，水和热油在重力作用下向下流动★★，流到采油井即被采出★★。随着蒸汽腔不断扩大★★，采出的油就越来越多★★。

　　SAGD开发可划分为预热启动和SAGD生产两大阶段★★。预热启动就是在注采井之间形成良好的泄油通道★★，为SAGD生产做好准备★★。预热启动的水平段动用程度决定了SAGD生产的成果★★。

　　新疆油田试验区域油藏埋深450米★★、油层厚度15米★★、原油黏度5.4万毫帕·秒★★，目的层夹层广泛发育★★，是目前SAGD已开发区储层条件最差的油藏★★。在这类超稠油油藏★★，SAGD预热启动时间长达300天★★、蒸汽消耗高达4万吨★★、油汽比低★★。研究表明★★，注蒸汽方式地层吸热率仅40.5%★★，亟须探索高效的SAGD预热启动技术★★。

　　国际油公司辅助开采方式主要有“电加热预热+溶剂萃取”★★、热电剥离★★、低压电加热辅助驱动等乐发彩票VIII★★。其中★★，壳牌在加拿大维京项目开展了电加热开采油砂试验★★，目的是通过井下电加热改质稠油生产轻质原油★★。项目油层厚度22米★★，含油饱和度80%★★，水平加热井18口★★，峰值日产油量达110吨★★，矿场试验取得成功★★，预测采出程度由25%提高至55%★★。

　　中国石油的研究揭示了SAGD电加热“水平段均衡加热★★、蒸汽激励加速升温”的传热机理★★，确定了SAGD电加热采用“恒功率★★、迅速升温★★，恒高温★★、稳定传热”的电控模式★★。

　　研究发现★★，在井下无氧环境下★★，温度在30~130摄氏度时为溶解膨胀阶段★★，主要是水分蒸发★★，温度在130~380摄氏度时为轻烃挥发阶段★★，温度在380~500摄氏度时为裂解生焦阶段★★，稠油脱氢缩合反应加速★★，开始结焦★★，在450摄氏度达到高峰★★，在500摄氏度时几乎全部转化为焦炭★★。

　　他们创新形成了“短周期+脉冲激励”的预热方法★★：井筒预处理阶段★★，注清水进行储层扩容★★；短周期电加热阶段★★，实施井下恒温电加热★★，当井筒含油饱和度接近98%时替液★★，约30天★★；替液方式为长管注汽★★、短管排液乐发彩票VIII★★，或油套环空排液★★，连续替液3~4天★★，而后继续注蒸汽3~4天★★，高于排液结束压力0.5~1兆帕为宜★★。SAGD电加热管柱采用平行双管结构★★，充分利用原井井口及管柱★★，在长油管内下入温度测试缆六六宝贝txt下载★★、在短油管内下入加热电缆★★，满足水平段电加热★★、循环洗井★★、替液等工艺要求★★。

　　2023年7月★★，中国石油在FHW3120井组开展国内首例双水平井SAGD电加热预热矿场试验★★。试验井组埋深456米★★，原油黏度9万毫帕·秒★★。预热一个月后替液★★，原油呈泡沫油状★★，含烃类气体★★，流动性较好★★，证实电加热预热启动可行★★。分析原油性质发现六六宝贝txt下载★★，胶质和沥青质含量降低★★、饱和烃和芳香烃含量增加★★，可能存在加氢裂化反应★★。

　　截至今年3月8日★★，该试验已完成5轮电加热★★，有效加热时间163天★★，替液60天★★，耗电258.9万千瓦时★★，累计产液5422吨★★、产油2688吨★★，较常规蒸汽循环预热增油2019吨★★，节约循环蒸汽3.6万吨★★、天然气245万立方米★★，减少碳排放5300吨★★。

　　中国石油华北油田蒙古林砾岩普通稠油油藏水驱开发效果差★★，标定采收率仅18.5%★★。技术人员探索水驱后转火驱★★，方案设计6注20采★★，预计提高采收率37个百分点★★，2022年9月完成6口井点火★★，1个月即见效★★，累计注气6700万立方米乐发彩票VIII★★，日产油由16.7吨升至45.8吨★★，含水率下降20.6个百分点★★，阶段累计增油1.7万吨★★，形成了水驱后转火驱开发技术序列★★。

　　经过探索★★，目前初步明确了三大驱油机理★★。一是火驱烟道气有效动用底水驱油藏顶部剩余油机理★★：烟道气和热量在超覆作用下★★，驱替储层中上部的剩余油富集区★★，同时抑制底水锥进★★，使含水率大幅下降★★。二是注气补充地层能量机理★★：火驱补能作用明显★★，地层压力由3.3兆帕恢复为8~10兆帕★★。三是二氧化碳溶于原油提高驱油效率机理★★：相较超稠油★★，普通稠油更易溶解二氧化碳★★，产出气中二氧化碳仅占1%★★，大量二氧化碳溶解于原油★★。乐发II★★，乐发II-欢迎您★★。乐发,乐发lv★★。乐发★★，