劉慧卿，東曉虎

中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

0 引言

全球的稠油資源極為豐富，稠油探明資源儲(chǔ)量9911.8×108t，其中可采資源量1267.4×108t，主要分布在美洲和中東地區(qū)，占總可采資源量的71%，全球年產(chǎn)規(guī)模5000×104t左右[1]。我國(guó)已在12 個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了70 多個(gè)稠油油田，探明儲(chǔ)量40 億t，儲(chǔ)量最多的是遼河油田，然后依次是勝利油田、新疆油田和河南油田，海上稠油集中分布在渤海地區(qū)，儲(chǔ)量約26 億t[2-4]。對(duì)于稠油油藏，蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD等熱采技術(shù)是現(xiàn)階段稠油開(kāi)發(fā)的主要方式，目前國(guó)內(nèi)稠油年產(chǎn)量約1600 萬(wàn)t，其中蒸汽吞吐方式約占稠油熱采總產(chǎn)量的85%。對(duì)于稠油資源，無(wú)論其中的石蠟基原油還是環(huán)烷基原油，都是國(guó)家重大工程和國(guó)防尖端裝備急需的戰(zhàn)略物質(zhì)。

1 蒸汽熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀

稠油由于其原始油藏條件下的原油黏度較高(地層原油黏度大于50 mPa·s或地面脫氣原油黏度大于100 mPa·s)，單純依靠天然能量或者水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)等冷采技術(shù)難以有效開(kāi)發(fā)，產(chǎn)能較低，因此有效降粘是稠油油藏開(kāi)發(fā)面臨的主要難題。注蒸汽熱采已成為國(guó)內(nèi)外稠油油藏的主要開(kāi)發(fā)技術(shù)，包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及蒸汽輔助重力泄油(SAGD) 3 種技術(shù)。其中蒸汽吞吐是應(yīng)用最為廣泛的稠油熱采開(kāi)發(fā)方式，吞吐采收率為20%～35%，汽油比為3.0～5.22，適合油層厚度超過(guò)10 m、埋深低于900 m、孔隙度高于0.3、含油飽和度高于0.4 的油藏[5-6]。以遼河油田為例，目前稠油產(chǎn)量主要來(lái)自蒸汽吞吐方式，其余為蒸汽驅(qū)、SAGD及火驅(qū)等方式。蒸汽驅(qū)方式是蒸汽吞吐的主要接替方式，已在國(guó)內(nèi)外多個(gè)稠油油藏中成功實(shí)施，蒸汽驅(qū)采收率超過(guò)50%[6]。與蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)技術(shù)相比，SAGD技術(shù)的驅(qū)動(dòng)力是重力，主要利用蒸汽的超覆效應(yīng)。SAGD技術(shù)對(duì)于黏度50 000 mPa·s以上的超稠油非常有效，如新疆的風(fēng)城油田、遼河杜84 塊及加拿大Fort Macmarry油區(qū)等[7-8]，但SAGD對(duì)連續(xù)油層厚度的要求較高，目前應(yīng)用的最低油層厚度為15～20 m。對(duì)于15 m以內(nèi)的薄層稠油油藏SAGD開(kāi)發(fā)，由于儲(chǔ)層熱損失問(wèn)題，存在較大技術(shù)挑戰(zhàn)性。

對(duì)于蒸汽熱采開(kāi)發(fā)后期的稠油油藏，為進(jìn)一步提高采收率，面臨著轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式、提高蒸汽熱利用率等重大挑戰(zhàn)，同時(shí)注汽開(kāi)發(fā)后嚴(yán)重的地層壓力損失和井間竄流通道發(fā)育已成為制約稠油熱采開(kāi)發(fā)效果的主要因素，歸納起來(lái)需重點(diǎn)解決以下幾方面難題。

1.1 井間蒸汽竄流問(wèn)題

注蒸汽井間竄流統(tǒng)稱汽竄，包括蒸汽竄和熱水竄兩種形式[6，9]。由于蒸汽物態(tài)的凝析相變特征，當(dāng)蒸汽流經(jīng)地下儲(chǔ)層多孔介質(zhì)到達(dá)生產(chǎn)井時(shí)，生產(chǎn)井中一般表現(xiàn)為熱水液態(tài)形式，只有在極端情況下才能為蒸汽態(tài)竄流。汽竄產(chǎn)生的原因包括層內(nèi)或?qū)娱g非均質(zhì)性、厚油層內(nèi)嚴(yán)重的蒸汽超覆、注汽參數(shù)不合理、注入流體沿注采井間主流線舌進(jìn)、連續(xù)注蒸汽導(dǎo)致井間熱連通或壓力連通等。汽竄是熱采井發(fā)生熱連通的極端形式，雖然吞吐過(guò)程中原油的受熱降黏及采出主要發(fā)生在井點(diǎn)附近，但多井多輪次間存在注采接替，也極易出現(xiàn)嚴(yán)重的井間汽竄現(xiàn)象。

在稠油油藏的蒸汽熱采過(guò)程中，蒸汽超覆和汽竄往往同時(shí)出現(xiàn)，特別是對(duì)于厚層稠油油藏，目前大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)實(shí)踐均得到證實(shí)。蒸汽超覆的發(fā)生導(dǎo)致注汽過(guò)程中油層上部溫度更高，同時(shí)持續(xù)的注汽使油層上部發(fā)生汽竄，頂部蓋層熱損失增大，蒸汽熱利用率降低，縱向動(dòng)用效果變差[10-11]，因此有效抑制超覆和封堵汽竄通道成為改善蒸汽開(kāi)發(fā)后期稠油油藏開(kāi)發(fā)效果的重要手段。

1.2 注蒸汽儲(chǔ)層物性變化

對(duì)于實(shí)際的稠油熱采開(kāi)發(fā)，注蒸汽對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響是綜合性的，濕熱條件下儲(chǔ)層巖石物性變化的機(jī)理包括礦物溶解、轉(zhuǎn)化、潤(rùn)濕性轉(zhuǎn)變、乳化物堵塞、粘土礦物溶解和微粒運(yùn)移等。

(1)蒸汽與巖石長(zhǎng)期激勵(lì)導(dǎo)致的微粒運(yùn)移。稠油油藏一般為疏松儲(chǔ)層，在蒸汽熱采過(guò)程中，注入蒸汽與儲(chǔ)層巖石相互作用，易導(dǎo)致巖石顆粒脫落并隨流體在多孔介質(zhì)內(nèi)發(fā)生運(yùn)移[12]。巖石微粒的形成使儲(chǔ)層物性變差，不利于油藏的開(kāi)發(fā)，主要體現(xiàn)在以下3 個(gè)方面：①固相微粒運(yùn)移至孔喉處形成“橋堵”，造成滲透率降低；②固相微粒在液流作用下，隨液體一起移動(dòng)，當(dāng)流速降低時(shí)易沉積在巖石表面，使孔道變窄；③巖石骨架及黏土礦物溶解產(chǎn)生大量固相微粒，造成孔道封堵。

蒸汽凝析液通常具有低礦化度和高堿度特征，極易加快石英的溶解并引發(fā)礦物轉(zhuǎn)化反應(yīng)[9]。當(dāng)反應(yīng)生成含硅酸鹽溶液的流體運(yùn)移至低溫孔隙處時(shí)，會(huì)發(fā)生膠結(jié)作用，堵塞孔隙。蒸汽凝析液同儲(chǔ)層礦物接觸，使白云石、高嶺石向方沸石、方解石、蒙脫石及綠泥石轉(zhuǎn)化，而方沸石、蒙脫石和綠泥石的堆積會(huì)大幅降低儲(chǔ)層的滲透率。稠油注蒸汽過(guò)程中，注汽參數(shù)及流體物性通常發(fā)生變化，其中，流體流速、礦化度及溫度等參數(shù)的快速變化也會(huì)造成儲(chǔ)層滲透率傷害。

(2)黏土膨脹及巖石礦物轉(zhuǎn)化。稠油油藏儲(chǔ)層膠結(jié)疏松、埋藏較淺，原始油藏溫度較低，黏土礦物以蒙脫石和高嶺石為主。在注蒸汽過(guò)程中，由于高溫蒸汽同儲(chǔ)層接觸，引起黏土的水化膨脹、分散及微粒運(yùn)移，從而降低儲(chǔ)層滲透率[13]。黏土的水化膨脹受黏土礦物含量控制，黏土礦物含量高，更易水化膨脹，甚至可能引起油井出砂，水化膨脹的發(fā)生進(jìn)一步加劇了油藏的非均質(zhì)程度。

1.3 熱采過(guò)程原油性質(zhì)變化

(1)蒸汽吞吐過(guò)程中原油性質(zhì)變化。通過(guò)對(duì)蒸汽吞吐過(guò)程中的原油進(jìn)行連續(xù)采樣研究，并對(duì)相鄰?fù)掏轮芷谠臀镄赃M(jìn)行分析。同一吞吐周期內(nèi)，典型采樣井的原油密度從0.971 g/cm3上升到0.9805 g/cm3，黏度從2911 mPa·s上升到10 351 mPa·s，原子量由450 上升到586，可以看出，原油由輕變重。生產(chǎn)階段第二周期內(nèi)芳香烴從22.7%下降到15.42%；第三周期內(nèi)從19.54%下降到13.15%，采樣井的H/C原子數(shù)之比由1.76 下降到1.29，表明不同吞吐周期的原油均具有由輕變重的規(guī)律性[14]。

(2)原油的高溫裂解和高溫蒸餾作用。稠油的蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)過(guò)程存在水熱裂解反應(yīng)，稠油與水蒸汽發(fā)生酸聚合、加氫脫硫等一系列化學(xué)反應(yīng)。在稠油水熱裂解反應(yīng)過(guò)程中，重質(zhì)組分的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)會(huì)轉(zhuǎn)換為輕質(zhì)組分的飽和烴和芳香烴，具有降低稠油黏度的作用，特別是在300 ℃下，蒸餾作用明顯。在350 ℃下，對(duì)原油進(jìn)行加熱模擬實(shí)驗(yàn)，有大量氣體產(chǎn)生，低分子烴中有等烯烴組分，證實(shí)存在明顯裂解反應(yīng)，裂解后可產(chǎn)生多種烷烴、環(huán)烷烴和輕芳烴等組分。而原油熱反應(yīng)的發(fā)生，使兩極分化所產(chǎn)生的大分子、高度縮合的焦化組分和殘?zhí)嘉镔|(zhì)殘留在地下多孔介質(zhì)內(nèi)部，一方面會(huì)堵塞孔隙通道，另一方面也會(huì)使儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性逐漸轉(zhuǎn)化為親油。

1.4 邊底水體侵入問(wèn)題

邊底水侵入是影響稠油熱采開(kāi)發(fā)效果的重要問(wèn)題。帶有邊底水稠油油藏在熱采開(kāi)發(fā)過(guò)程，由于水體侵入形成的水錐或水脊是導(dǎo)致熱采效果差的主要因素，原因包括儲(chǔ)層非均質(zhì)性、固井質(zhì)量差、射開(kāi)水層、熱采改善措施不當(dāng)及注汽參數(shù)不合理等地質(zhì)和工程因素。當(dāng)熱采井與水層建立連通后，油井平均含水率急劇上升，影響油井正常生產(chǎn)。同時(shí)，產(chǎn)出水的長(zhǎng)期沖刷也會(huì)造成油井出砂、損害井筒完善性及套管和油管腐蝕等其它工程問(wèn)題，甚至關(guān)井停產(chǎn)。水體侵入情況因熱采井而異，主要受儲(chǔ)層物性、井筒特征及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)控制。目前Hall曲線分析手段已被用于評(píng)價(jià)邊底水稠油油藏的水侵強(qiáng)度和水侵速度，分析稠油熱采井的水侵規(guī)律[15]。

2 熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀

由于已開(kāi)發(fā)稠油油田礦場(chǎng)面臨的上述諸多問(wèn)題，開(kāi)發(fā)效果逐漸變差，成為經(jīng)濟(jì)邊際開(kāi)發(fā)狀態(tài)。另一方面，目前已探明的難動(dòng)用稠油資源儲(chǔ)量規(guī)模大，在礦場(chǎng)蒸汽熱采過(guò)程中，常規(guī)的單一蒸汽注入方式不適應(yīng)，難以實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)。通過(guò)開(kāi)展大量的室內(nèi)研究和先導(dǎo)試驗(yàn)，提出了基于蒸汽+助劑方式的熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)，有時(shí)也稱為稠油油藏的“熱+”開(kāi)發(fā)技術(shù)，包括蒸汽—非凝析氣復(fù)合熱采技術(shù)、蒸汽—化學(xué)劑復(fù)合熱采技術(shù)及蒸汽—有機(jī)溶劑復(fù)合熱采技術(shù)。目前在國(guó)內(nèi)外礦場(chǎng)應(yīng)用均已證實(shí)熱復(fù)合開(kāi)發(fā)方式將是實(shí)現(xiàn)常規(guī)稠油蒸汽熱采后期及難動(dòng)用稠油油藏高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 蒸汽—非凝析氣復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)

非凝析氣(NCG)是稠油熱復(fù)合開(kāi)發(fā)過(guò)程中最常用的助劑之一，相比較有機(jī)溶劑和化學(xué)劑助劑，非凝析氣經(jīng)濟(jì)性高，操作簡(jiǎn)單，可用于多輪次吞吐、蒸汽驅(qū)以及重力泄油等不同蒸汽熱采方式開(kāi)發(fā)后期的改善稠油開(kāi)發(fā)效果。

2.1.1非凝析氣—蒸汽復(fù)合吞吐技術(shù)

按非凝析氣類型不同，主要包括N2-蒸汽吞吐、CO2-蒸汽吞吐、CH4-蒸汽吞吐、煙道氣—蒸汽吞吐及空氣—蒸汽吞吐等復(fù)合方式。幾種非凝析氣—蒸汽復(fù)合方式中，CO2-蒸汽吞吐技術(shù)的效果較好，這主要是由于CO2在稠油中的高溶解能力，具有溶解降黏及擴(kuò)散、抽提等機(jī)理。同時(shí)不同于常規(guī)蒸汽吞吐方式，CO2-蒸汽吞吐方式所需熱能更低，并且考慮到CO2的飽和溫度低，能夠進(jìn)一步降低注汽溫度[16]。另一方面，對(duì)于空氣—蒸汽復(fù)合吞吐技術(shù)，主要是通過(guò)向地層注入空氣，與地層原油產(chǎn)生低溫氧化(LTO)反應(yīng)，從而誘發(fā)裂解反應(yīng)發(fā)生，生成包括CO2、CO、CH4及部分輕烴在內(nèi)的混合氣體以及未發(fā)生反應(yīng)的氮?dú)鈪f(xié)同驅(qū)油，該吞吐方式可顯著提高產(chǎn)油量[17]。近年來(lái)，多元熱流體(MTFs)作為一種新型攜熱介質(zhì)，也受到越來(lái)越多的關(guān)注，已在國(guó)內(nèi)多個(gè)稠油區(qū)塊開(kāi)展了礦場(chǎng)試驗(yàn)，增油效果顯著[18]。

此外，為進(jìn)一步降低原油黏度改善熱采開(kāi)發(fā)效果，礦場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，有時(shí)還加入一些表面活性劑或降黏劑，典型的如水平井—降黏劑-CO2輔助蒸汽吞吐(HDCS)及水平井—降黏劑-N2輔助蒸汽吞吐(HDNS)，該技術(shù)可通過(guò)協(xié)同效應(yīng)機(jī)理，充分發(fā)揮不同助劑的優(yōu)點(diǎn)，提高采收率[19]。

2.1.2非凝析氣—蒸汽復(fù)合驅(qū)替技術(shù)

非凝析氣與蒸汽按一定比例關(guān)系連續(xù)注入油藏，可形成復(fù)合驅(qū)替，在幾種不同的非凝析氣—蒸汽復(fù)合驅(qū)替技術(shù)中，考慮到CO2在稠油中的高溶解性能，相比較N2-蒸汽復(fù)合驅(qū)及煙道氣—蒸汽復(fù)合驅(qū)，CO2-蒸汽復(fù)合驅(qū)方式的優(yōu)勢(shì)顯著，對(duì)于CO2-蒸汽復(fù)合驅(qū)方式，CO2的抽提和擴(kuò)散效應(yīng)較關(guān)鍵，開(kāi)發(fā)過(guò)程中，CO2有助于抽提出稠油中的輕質(zhì)組分[20]。對(duì)于N2-蒸汽復(fù)合驅(qū)，由于N2在稠油中的溶解性差及膨脹系數(shù)大，能夠擴(kuò)大蒸汽的加熱范圍。煙道氣—蒸汽復(fù)合驅(qū)方式的開(kāi)發(fā)效果則介于CO2-蒸汽復(fù)合驅(qū)和N2-蒸汽復(fù)合驅(qū)方式之間，其綜合了兩種方式在提高采收率方面的優(yōu)點(diǎn)。礦場(chǎng)應(yīng)用表明，通過(guò)注入N2抑制邊底水竄進(jìn)也獲得較好的效果[21]。

2.1.3非凝析氣泡沫輔助注蒸汽技術(shù)

相比單一的非凝析氣—蒸汽復(fù)合方式，氮?dú)馀菽o助注蒸汽技術(shù)既可以發(fā)揮泡沫的封堵高滲透層段、抑制水竄、調(diào)整吸水(汽)剖面的機(jī)理，也具有蒸汽熱采的降低原油粘度、改善原油流變性等作用機(jī)理[22]。在多孔介質(zhì)內(nèi)，泡沫首先進(jìn)入高滲透通道，從而后續(xù)注入流體更多進(jìn)入中低滲透層段，提高波及體積。而泡沫在含油飽和度較高的油層會(huì)發(fā)生破裂，但在含水飽和度較高的地層則穩(wěn)定性較高；氣體的上浮作用也會(huì)提高頂部油層的動(dòng)用程度。另一方面，大量氣體注入油層后，也增加地層的彈性能量，有利于提高采收率。

實(shí)施過(guò)程中，具體的泡沫發(fā)泡方式主要包括地面起泡方式和地下起泡方式。因?yàn)槎嗫捉橘|(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)，特別是砂巖儲(chǔ)層為理想的泡沫發(fā)生器，理論上地下發(fā)泡方式應(yīng)該優(yōu)于地面發(fā)泡方式。由于泡沫液為不穩(wěn)定體系，地面所產(chǎn)生的泡沫液流經(jīng)管路、井的管柱到達(dá)井底，過(guò)程中極易受剪切、穩(wěn)定等因素的影響。另外由于氣液密度差的重力分離效應(yīng)，會(huì)導(dǎo)致氣液在進(jìn)入地層前或進(jìn)入近井部位即發(fā)生分離，使氣液混注的地下發(fā)泡方式，地層中無(wú)法形成充分的氣液混合態(tài)，難于產(chǎn)生泡沫。而且油層厚度越大氣液的密度分離效應(yīng)越強(qiáng)，特別是對(duì)于氣液段塞注入方式，先期注入的液體在重力作用下趨于油層底部流動(dòng)，而后續(xù)注入的氣體在超覆效應(yīng)作用下上浮于油層頂部，因此在厚油層中，地下起泡方式的適應(yīng)性較差。

2.1.4非凝析氣—蒸汽輔助重力泄油技術(shù)

通過(guò)在蒸汽中添加少量非凝析氣，如N2、CO2以及CH4等，也有助于改善SAGD開(kāi)發(fā)效果，該方式也稱SAGP技術(shù)[23]。由于密度差異，注入的非凝析氣主要占據(jù)蒸汽腔頂部，降低蒸汽腔溫度，減少頂部蓋層熱損失。特別是對(duì)于薄層稠油，非凝析氣超覆于油藏頂部，能夠大幅提高蒸汽熱效率。在SAGP泄油過(guò)程中，非凝析氣聚集于蒸汽腔前緣，有助于蒸汽腔的擴(kuò)展；另一方面，非凝析氣攜熱性能差，因此蒸汽腔的高溫分布區(qū)域并非對(duì)應(yīng)實(shí)際泄油區(qū)域。對(duì)于CO2輔助SAGD泄油，由于CO2的溶解性能好，具有一定的溶劑化效應(yīng)。對(duì)于空氣輔助SAGD泄油(CAGD)和氧氣輔助SAGD泄油(SAGDOX)，其主要作用機(jī)理為稠油的原位改質(zhì)和火燒油層[24]。

2.2 蒸汽—化學(xué)劑復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)

堿、表面活性劑和聚合物為稠油熱采過(guò)程中常用的3 種化學(xué)劑，考慮到高溫蒸汽注入，用于稠油熱采開(kāi)發(fā)的化學(xué)劑往往具有耐高溫特性。而蒸汽—化學(xué)劑復(fù)合方式，目前已被廣泛用于國(guó)內(nèi)外稠油油藏的提高采收率過(guò)程，成為保證注蒸汽熱采后稠油產(chǎn)量的重要手段之一。

2.2.1蒸汽化學(xué)劑復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)

(1)蒸汽—堿復(fù)合驅(qū)技術(shù)(HASP)。作用機(jī)理主要包括堿的乳化、潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)及降低界面張力等，常用的堿類型包括Na2CO3和NaOH。當(dāng)含油飽和度較低時(shí)，相比傳統(tǒng)蒸汽驅(qū)方式，HASP更高效，并且在相同條件下，能夠采出更多原油[25]。但考慮到結(jié)垢，很大程度上限制了該復(fù)合驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用。

(2)蒸汽—表面活性劑復(fù)合驅(qū)技術(shù)(HSSP)。在注蒸汽過(guò)程中加入少量表面活性劑，其作用機(jī)理包括降低界面張力、改變油藏巖石潤(rùn)濕性、增大油相相對(duì)滲透率以及原位乳化等[26]。目前，生物柴油(脂肪酸甲酯)作為一種表面活性劑，受到一定關(guān)注，相關(guān)實(shí)驗(yàn)研究表明，對(duì)于SAGD和蒸汽驅(qū)，添加生物柴油能夠顯著提高瀝青的采收率[27]。Srivastava和Castro開(kāi)展了添加表面活性劑改善稠油油藏?zé)岵砷_(kāi)發(fā)效果的礦場(chǎng)試驗(yàn)，所用的新型表面活性劑被稱為薄膜擴(kuò)展劑(TFSA)[28]。

(3)堿—共溶劑—聚合物(ACP)化學(xué)劑復(fù)合體系。該復(fù)合體系綜合了不同化學(xué)劑的提高采收率機(jī)理[29]。堿用于降低界面張力，聚合物用于增大水相黏度以控制流度，共溶劑則用于優(yōu)化相態(tài)特征及抑制高黏乳狀液的形成。通過(guò)綜合井下電磁加熱和熱水驅(qū)對(duì)油藏進(jìn)行預(yù)熱，堿—共溶劑—聚合物復(fù)合體系能夠很好的應(yīng)對(duì)化學(xué)劑注入、油層加熱及原油的驅(qū)替和采出等方面的難題。

2.2.2高溫凝膠(HTG)封堵技術(shù)

稠油蒸汽驅(qū)后期往往發(fā)生嚴(yán)重的井間汽竄，通過(guò)耐高溫凝膠體系，可以實(shí)現(xiàn)對(duì)汽竄通道的有效封堵。凝膠體系注入地層后，首先選擇性地進(jìn)入高滲通道，成膠后其黏度大幅增加(對(duì)于有些凝膠體系，其黏度能夠達(dá)到25 000 mPa·s)，形成“凝膠墻”，可有效封堵高滲通道。從而后續(xù)注入的蒸汽將發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，流向低滲通道，起到改善吸汽剖面的效果。用于稠油熱采的高溫凝膠具有較高的熱穩(wěn)定性，其耐溫通常達(dá)200 ℃左右。目前，為了改善熱采過(guò)程中高溫凝膠的性能，提出了大量新型高溫凝膠體系[30]，通過(guò)復(fù)配填料，有些凝膠體系耐溫能夠達(dá)到250～300 ℃。

在油田礦場(chǎng)種，篩選出適應(yīng)特定油藏條件的凝膠需要綜合考慮地層溫度、注入水礦化度、硬度以及儲(chǔ)層巖性等條件[31]，另外，在低油價(jià)時(shí)期，還應(yīng)控制凝膠成本。對(duì)于熱采井的深部調(diào)剖，選擇熱可逆型凝膠較為合適[32]。近年來(lái)，針對(duì)稠油油藏，提出了一種控制蒸汽竄的新型高溫凝膠，通過(guò)水平填砂實(shí)驗(yàn)對(duì)其性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。結(jié)果顯示，該凝膠體系具有強(qiáng)耐鹽性和抗稀釋性[30]，能夠有效封堵汽竄通道，使蒸汽轉(zhuǎn)向低滲通道。

2.2.3降粘劑輔助熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)

按照所采用降粘劑類型的不同，包括以下兩種形

式[6，11]。

(1)水溶性降粘劑輔助熱采技術(shù)。稠油內(nèi)富含的大量膠質(zhì)、瀝青質(zhì)是稠油黏度大的重要原因，水溶性乳化降黏主要通過(guò)將具有高表面活性的O/W乳狀液與適量水混合后形成的活性液加入到稠油中，經(jīng)過(guò)攪拌后使膠質(zhì)與瀝青質(zhì)脫離油水界面，進(jìn)入油相，將W/O乳狀液反轉(zhuǎn)為O/W乳狀液，從而將原油流動(dòng)時(shí)油膜與油膜的摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)樗づc水膜的摩擦，大大降低原油黏度，減小流動(dòng)阻力。

(2)油溶性降黏劑輔助熱采技術(shù)。盡管水溶性降黏劑能夠形成O/W乳狀液來(lái)降低原油黏度，但形成的乳狀液有時(shí)并不穩(wěn)定，后續(xù)破乳等操作也較為復(fù)雜，油溶性降黏劑一定程度上克服了上述缺點(diǎn)，但也會(huì)存在降黏效果不顯著等缺陷。相比水溶性降黏劑，并不改變膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的結(jié)構(gòu)，油溶性降黏劑分子中的高碳烷基主鏈能夠溶解于原油中，極性基團(tuán)側(cè)鏈能夠與膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的極性基形成更為穩(wěn)定的氫鍵進(jìn)入其空間結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)拆散、破壞層狀堆疊狀態(tài)而釋放輕質(zhì)組分的目的，同時(shí)也會(huì)使原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量降低，從而降低原油粘度。

2.3 蒸汽—有機(jī)溶劑復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)

該方式在一定程度上可明顯減少蒸汽用量，其作用機(jī)理除常規(guī)的注蒸汽驅(qū)油機(jī)理外，還包括溶劑的協(xié)同作用。溶劑冷凝液能夠溶解于稠油，進(jìn)一步降低黏度，提高了稠油的流動(dòng)能力。近年來(lái)，在蒸汽—溶劑熱復(fù)合方式中，稠油/溶劑/蒸汽體系的相平衡及高壓物性特征成為研究熱點(diǎn)[33]，目前，狀態(tài)方程是較有效的研究方法，能夠用于表征該體系的高壓物性。其次破乳行為也是該復(fù)合方式的重要作用機(jī)理。Kar等通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究了SAGD和ES-SAGD兩種泄油方式的乳化作用[34]，發(fā)現(xiàn)ES-SAGD泄油過(guò)程中形成的乳狀液穩(wěn)定性較差。此外，在ES-SAGD泄油過(guò)程中，考慮到溶劑與瀝青質(zhì)的相互作用，注入溶劑能夠控制潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)。

2.3.1液相溶劑輔助蒸汽吞吐(LASER)

所謂液相溶劑輔助蒸汽吞吐，指的是在蒸汽吞吐過(guò)程中，添加少量輕烴(C5+凝析液)。在蒸汽吞吐后期，該熱復(fù)合技術(shù)可有效改善稠油油藏開(kāi)發(fā)效果，通常添加注入體積6%的輕烴至熱采井，輕烴溶劑蒸發(fā)后，將隨蒸汽進(jìn)入油藏內(nèi)部。處于原始油藏溫度的巖石流體會(huì)與注入流體發(fā)生熱交換，使驅(qū)替前緣的蒸汽和溶劑發(fā)生冷凝。另一方面，溶解于瀝青的溶劑能夠進(jìn)一步改善稠油的流動(dòng)性[35]。相關(guān)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，溶劑的加入能夠降低地層原油黏度，提高采收率幅度超過(guò)5%。

2.3.2溶劑強(qiáng)化蒸汽驅(qū)(SESF)

該技術(shù)是對(duì)溶劑輔助蒸汽吞吐以及ES-SAGD技術(shù)的工藝改進(jìn)，也稱為溶劑輔助驅(qū)油技術(shù)(SAP)，主要作用機(jī)理包括強(qiáng)化氣驅(qū)和溶劑混相驅(qū)。對(duì)于油層厚度小于5 m的薄層稠油油藏，相較單一的注蒸汽驅(qū)油，溶劑強(qiáng)化蒸汽驅(qū)效果更佳，這主要是考慮到薄層稠油油藏?zé)岵蛇^(guò)程中熱損失嚴(yán)重以及汽竄的發(fā)生，而溶劑的注入能夠提高蒸汽熱利用效率，降低汽油比[36]。對(duì)于薄層稠油油藏，溶劑隨蒸汽竄流至生產(chǎn)井后，使油藏頂部形成溶劑富集通道，溶劑以及富集通道周圍原油的混合在熱質(zhì)傳遞的作用下改善驅(qū)油效果。另外，潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)和溶劑擴(kuò)散也是溶劑強(qiáng)化蒸汽驅(qū)改善開(kāi)發(fā)效果的重要機(jī)理[37]。

2.3.3溶劑輔助SAGD(ES-SAGD)

熱復(fù)合熱采技術(shù)采用連續(xù)注入溶劑的方式，即注入蒸汽的同時(shí)添加溶劑(己烷、庚烷或辛烷)輔助泄油，研究表明溶劑濃度為15%～20%時(shí)效果最佳，溶劑回采率可達(dá)70%以上[38]。在ES-SAGD泄油過(guò)程中，溶劑的冷凝及其在瀝青中的擴(kuò)散對(duì)該技術(shù)的成功實(shí)施起到重要作用?？紤]到溶劑的協(xié)同降黏，與SAGD方式相比，ES-SAGD過(guò)程中蒸汽的溫度顯著降低，因而降低了熱損失，并且能夠大幅提高產(chǎn)油速率，降低汽油比。考慮到儲(chǔ)層與注入流體間的傳質(zhì)傳熱及溶劑的擴(kuò)散，溶劑的注入能夠進(jìn)一步降低原油黏度、增大油相滲透率、提高原油流度、降低汽油比及改善蒸汽腔擴(kuò)展，相較SAGD過(guò)程，該熱復(fù)合方式能夠提高采收率約30%[39]。

與ES-SAGD技術(shù)類似的另外一種溶劑輔助SAGD技術(shù)為蒸汽和溶劑交替(SAS)注入方式[40]。蒸汽—溶劑交替過(guò)程中，注入蒸汽進(jìn)行常規(guī)的蒸汽輔助重力泄油。轉(zhuǎn)注溶劑以蒸汽腔擴(kuò)展至頂部蓋層、同油藏頂部接觸。溶劑溶解降黏進(jìn)一步降低了稠油的黏度，蒸汽和溶劑的交替注入有助于溶劑與原油形成混相，進(jìn)而增大接觸面積。蒸汽—溶劑交替方式綜合了SAGD和溶劑抽提(VAPEX)兩種方式的優(yōu)勢(shì)，降低稠油開(kāi)采過(guò)程中能量的消耗。

3 熱復(fù)合技術(shù)的適應(yīng)性與發(fā)展趨勢(shì)

3.1 熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的適應(yīng)性

對(duì)于任一稠油油藏，經(jīng)過(guò)前期階段的長(zhǎng)時(shí)間注汽開(kāi)發(fā)后，均面臨轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式的挑戰(zhàn)，而熱復(fù)合開(kāi)發(fā)是現(xiàn)階段最典型、應(yīng)用最廣的接替方式?？紤]到不同熱采開(kāi)發(fā)方式的差異性，可將熱復(fù)合提高采收率歸納為吞吐、連續(xù)(段塞)注入和重力泄油3 種模式，如表1 所示[9]。其中，吞吐模式用于多輪次蒸汽吞吐后期的接替開(kāi)發(fā)，連續(xù)(段塞)注入模式用于蒸汽驅(qū)后期的接替開(kāi)發(fā)，重力泄油模式則用于改善SAGD開(kāi)發(fā)后期的開(kāi)發(fā)效果。

表1 稠油熱復(fù)合開(kāi)發(fā)提高采收率方式Table 1 Hybrid enhanced oil recovery methods of heavy oil reservoirs

3.1.1注蒸汽剩余油分布

注蒸汽開(kāi)發(fā)后期，油藏內(nèi)部的剩余油分布是開(kāi)展后續(xù)熱復(fù)合技術(shù)接替開(kāi)發(fā)的重要基礎(chǔ)。宏觀尺度上，稠油熱采開(kāi)發(fā)后期的剩余油飽和度分布主要受油藏地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)方案控制[41]。通過(guò)孔隙尺度可視化實(shí)驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)多孔介質(zhì)內(nèi)剩余油分布包括膜狀油、柱狀油、多孔狀油、簇狀油、乳化油滴及連片狀油，如圖1 所示，其中多孔狀剩余油和簇狀剩余油占比最大，而膜狀剩余油及乳狀油滴含量最低。因此，結(jié)合微觀尺度的剩余油分布特征，改善熱采波及效率、提高多孔狀剩余油和簇狀剩余油的動(dòng)用將是蒸汽開(kāi)發(fā)后期稠油油藏提高采收率的主要方向。

圖1 稠油油藏?zé)岵砷_(kāi)發(fā)后期的微觀剩余油類型Fig. 1 Types of microscopic remaining oil after thermal recovery process in heavy oil reservoirs.

3.1.2熱復(fù)合開(kāi)發(fā)油藏適應(yīng)性

在稠油油藏提高采收率過(guò)程中，篩選出合適的開(kāi)發(fā)方式非常關(guān)鍵。某一種稠油熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)通常只適合一定參數(shù)界限內(nèi)的稠油油藏，具體的開(kāi)發(fā)方式篩選受到油藏性質(zhì)、開(kāi)發(fā)經(jīng)歷及經(jīng)濟(jì)效益等多個(gè)方面的綜合影響。另外，初步選定開(kāi)發(fā)方式后還需考慮其對(duì)油藏的適應(yīng)性，即確定該方式下油藏厚度、滲透率、含油飽和度、油藏壓力以及原油黏度等油藏參數(shù)的界限值。

確定稠油油藏開(kāi)發(fā)方式后，分析其油藏適應(yīng)性尤為重要，即準(zhǔn)確給出油藏物性參數(shù)對(duì)應(yīng)的界限取值。通常采用油藏?cái)?shù)值模擬方法解決油藏適應(yīng)性問(wèn)題，其中，采收率提高幅度及累積油汽比為最有效的評(píng)價(jià)指標(biāo)。相較常規(guī)注蒸汽，考慮到其提高采收率機(jī)理，熱復(fù)合方式適用范圍更廣。

3.1.3熱復(fù)合技術(shù)的接替與退出時(shí)機(jī)

(1)熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的轉(zhuǎn)入時(shí)機(jī)。熱復(fù)合技術(shù)轉(zhuǎn)入時(shí)機(jī)主要取決于注蒸汽熱采階段的開(kāi)發(fā)效果，即單一注蒸汽難以經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)采時(shí)，需考慮接替開(kāi)采方式。經(jīng)過(guò)多輪次蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)后，油藏內(nèi)部會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重的黏性指進(jìn)、汽竄及超覆等問(wèn)題，制約稠油油藏有效開(kāi)發(fā)[6]。一方面，隨著吞吐輪次的增加，蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果逐漸變差，周期油汽比及累產(chǎn)油量下降，當(dāng)吞吐輪次達(dá)到6 以上時(shí)，周期油汽比及累產(chǎn)油量不再發(fā)生變化。另一方面，周期油汽比及累產(chǎn)油量隨著原油黏度增加而降低，對(duì)于超稠油油藏(μo＞50 000 cp)，其蒸汽吞吐第一輪次的累產(chǎn)油量?jī)H為普通II類稠油油藏(μo＜10 000 cp)的20%。另外，考慮到蒸汽的熱效應(yīng)，隨著吞吐輪次的增加，超稠油油藏的開(kāi)發(fā)效果略有改善。原油黏度和吞吐輪次是影響稠油油藏開(kāi)發(fā)效果的兩個(gè)重要參數(shù)，當(dāng)達(dá)到6 輪次以上時(shí)，通常需考慮接替開(kāi)發(fā)方式。

(2)熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的退出時(shí)機(jī)。熱復(fù)合提高采收率技術(shù)的退出時(shí)機(jī)，指的是從當(dāng)前的熱復(fù)合開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換至下一接替熱復(fù)合開(kāi)發(fā)方式對(duì)應(yīng)的時(shí)機(jī)。為準(zhǔn)確評(píng)估退出時(shí)機(jī)，仍然采用加熱半徑、周期油汽比及周期累產(chǎn)油量三個(gè)指標(biāo)，其中周期油汽比為核心。

3.2 熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)

3.2.1油藏及流體物性精確描述

稠油油藏及流體物性的精確表征是助劑篩選及評(píng)價(jià)關(guān)鍵。難采稠油油藏(如埋藏深、原油黏度高、油層薄及水體大)往往不符合現(xiàn)階段的注蒸汽熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)，而熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)能夠使難以依靠注蒸汽經(jīng)濟(jì)開(kāi)采的稠油油藏實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)。為有效開(kāi)發(fā)難采稠油油藏，選擇合適的熱復(fù)合開(kāi)發(fā)方式也具有很大的挑戰(zhàn)性。

對(duì)于注蒸汽后期的稠油油藏，蒸汽與巖石長(zhǎng)期相互作用，使得油藏及流體性質(zhì)發(fā)生顯著變化。一般而言，蒸汽呈堿性(pH＞7.0)，蒸汽溫度超過(guò)200 ℃后，造成對(duì)儲(chǔ)層巖石物性(包括孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率)的傷害。蒸汽蒸餾作用會(huì)進(jìn)一步改變?cè)偷慕M分組成，造成重質(zhì)組分(膠質(zhì)、瀝青質(zhì))在多孔介質(zhì)內(nèi)的沉積，減小孔喉半徑，增大滲流阻力。此外，對(duì)于典型熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)，助劑(如CO2、空氣以及化學(xué)劑)的單獨(dú)注入或助劑與蒸汽同時(shí)注入加劇了對(duì)儲(chǔ)層物性的傷害，其作用機(jī)理包括腐蝕、氧化及吸附等。

3.2.2研發(fā)新的高效低成本助劑

熱復(fù)合開(kāi)采技術(shù)能夠充分利用注蒸汽過(guò)程的油藏余熱，同時(shí)能夠抑制蒸汽竄的不利影響。熱復(fù)合開(kāi)采技術(shù)實(shí)施的關(guān)鍵在于從包括非凝析氣、溶劑以及化學(xué)劑等助劑中篩選出合適的添加劑類型，同時(shí)，面對(duì)當(dāng)前低油價(jià)時(shí)代，尋求高效、低成本的添加劑成為各石油公司關(guān)注的重點(diǎn)。這些助劑除常用的商業(yè)添加劑(N2、CO2、空氣、烴類、聚丙烯酰胺、十二烷基硫酸鈉等)，還包括一些新近提出或研發(fā)的新型助劑。針對(duì)稠油油藏?zé)崃﹂_(kāi)采過(guò)程，近年來(lái)提出并測(cè)試了許多熱穩(wěn)定性好的高效化學(xué)助劑，如開(kāi)關(guān)型親水叔胺(SHTA)、薄膜擴(kuò)展劑(TFSA)、堿—共溶劑—聚合物體系(ACP)以及羥丙甲纖維素(HPMC)等[42-45]，這些助劑大多數(shù)還處于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)階段，助劑的成本及儲(chǔ)層配伍性是礦場(chǎng)應(yīng)用需要重點(diǎn)關(guān)注的方面。

3.2.3熱復(fù)合開(kāi)發(fā)組合模式優(yōu)化

稠油油藏的熱復(fù)合高效開(kāi)發(fā)是一個(gè)多學(xué)科集成的系統(tǒng)工程，主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面。

(1)“地面—井筒—油藏”一體化生產(chǎn)措施優(yōu)化，即在稠油注蒸汽熱采開(kāi)發(fā)過(guò)程中，要實(shí)現(xiàn)對(duì)地面管線熱損失、井筒沿程熱損失以及油藏頂?shù)咨w層熱損失等的一體化考慮，以提高注入蒸汽的熱利用效率為導(dǎo)向，優(yōu)化注汽參數(shù)設(shè)計(jì)。

(2)“單井—井組—井區(qū)”一體化注采調(diào)整，即實(shí)現(xiàn)稠油熱采的高效開(kāi)發(fā)是一個(gè)連續(xù)性地系統(tǒng)作業(yè)過(guò)程，先期的單井蒸汽吞吐作業(yè)為后續(xù)的轉(zhuǎn)驅(qū)作業(yè)奠定了良好的基礎(chǔ)條件，為達(dá)到全稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)，需分別從單井、井組和井區(qū)三個(gè)維度進(jìn)行有效的注采調(diào)整。

另外，對(duì)于稠油的多元熱復(fù)合提高采收率技術(shù)，如HDCS、HDNS及多泡沫段塞組合調(diào)整等方式，由于單一助劑的調(diào)整效果不理想，常采用多種不同添加劑或多段塞組合式方式注入，考慮到不同助劑的作用機(jī)理不同，添加后的作用目的也不同，因此存在最優(yōu)的注入順序組合，即注入模式。但對(duì)于非凝析氣和溶劑助劑，其目的主要在于改善油藏流體物性、階梯降黏等，則多采用蒸汽—助劑混合方式注入，如SAGP、ES-SAGD及SESF等。

3.3 稠油開(kāi)發(fā)新技術(shù)及應(yīng)用

3.3.1井下電磁加熱技術(shù)

對(duì)于稠油注蒸汽熱采開(kāi)發(fā)的成本主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面，一是產(chǎn)生蒸汽的成本很高，二是由于稠油開(kāi)采過(guò)程中需要向地層注入大量蒸汽，需進(jìn)行地面油水分離處理。為實(shí)現(xiàn)稠油油藏的經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)，提出了井下電磁加熱技術(shù)，針對(duì)吸汽能力差、埋藏深、非均質(zhì)性強(qiáng)的稠油油藏，井下電磁加熱應(yīng)用前景良好。

按電流頻率的不同，電磁加熱通常分為低頻電阻(歐姆)加熱(頻率小于100 HZ)、中頻感應(yīng)加熱(100～300 kHZ)及高頻介質(zhì)加熱(射頻或微波加熱，前者頻率為10～100 MHZ，后者頻率為100～100 GHZ)[46]3 類，如表2 所示，不同加熱方式在油藏中的加熱過(guò)程不同。近年來(lái)，井下電磁加熱方法逐漸用于輔助SAGD過(guò)程中的蒸汽注入，注蒸汽的同時(shí)進(jìn)行感應(yīng)加熱，油藏的預(yù)熱效果能夠得到顯著改善。自20 世紀(jì)70 年代以來(lái)，開(kāi)始探索高頻電磁加熱的熱采方式，受限于當(dāng)時(shí)對(duì)電磁加熱復(fù)雜物理過(guò)程的理解程度，鮮有相關(guān)礦場(chǎng)成功實(shí)施的報(bào)道。2012 年，開(kāi)展了高效溶劑抽提復(fù)合電磁加熱技術(shù)的(ESEIEH)先導(dǎo)試驗(yàn)，證實(shí)了射頻加熱具有較好的應(yīng)用前景[46]。

表2 三類電磁加熱方法的區(qū)別Table 2 Difference of the three EM heating methods.

3.3.2注離子液體技術(shù)

離子液體(ILs)是由有機(jī)陽(yáng)離子及有機(jī)/無(wú)機(jī)陰離子組成的有機(jī)鹽，具有良好的表面活性，近年來(lái)成為表面活性劑的潛在替代品[47]。離子液體也能夠有效應(yīng)用于稠油油藏的提高采收率過(guò)程，離子液體注入地層后，稠油中的極性組分(瀝青質(zhì)、膠質(zhì))能夠擴(kuò)散至離子液體中，進(jìn)而降低原油黏度，使稠油中的極性組分含量減少。因此，在蒸汽—溶劑熱復(fù)合方式中，離子液體有助于抑制瀝青質(zhì)的沉降。離子液體的作用機(jī)理還包括乳化、降低界面張力、催化以及加氫裂化等。近年來(lái)，共熔離子液體(也稱為低共熔溶劑)作為一種新型溶劑受到廣泛關(guān)注[48]。離子液體在稠油油藏提高采收率過(guò)程中優(yōu)勢(shì)顯著，但受限于復(fù)雜的儲(chǔ)層條件(油藏溫度高、礦化度高及非均質(zhì)性強(qiáng)等)及生產(chǎn)成本高，礦場(chǎng)應(yīng)用仍面臨較大挑戰(zhàn)。

3.3.3納米顆粒技術(shù)

通過(guò)在注入流體中添加納米顆粒也能夠大幅改善原油流動(dòng)性，提高開(kāi)發(fā)效果。對(duì)于納米顆粒，由于粒徑小(1～100 nm)，能夠以低滯留率在多孔介質(zhì)內(nèi)流動(dòng)，顯著降低了孔喉堵塞風(fēng)險(xiǎn)。相比其他添加劑，納米材料或納米顆粒(NPs)具有高面容比、改變巖石潤(rùn)濕性、降低界面張力及降低原油黏度等獨(dú)特優(yōu)勢(shì)[49]。礦場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，納米顆粒一般首先被添加至液相水中制備成納米流體或“智能流體”，之后可將其單獨(dú)注入或與其他流體混合注入地層，以改善油藏的開(kāi)發(fā)效果。常用的納米顆粒的類型包括金屬納米顆粒、金屬氧化物納米顆粒、SiO2納米顆粒以及有機(jī)納米顆粒。在提高采收率過(guò)程中，納米顆粒作為吸附劑和催化劑，有助于稠油改質(zhì)及提高采收率。對(duì)于注蒸汽、火燒油層等不同的稠油熱采方式，應(yīng)用納米顆?？梢詮?qiáng)化瀝青質(zhì)裂解，進(jìn)而改善稠油流動(dòng)性能，甚至在井下電磁加熱過(guò)程中，加入磁性納米顆粒也能夠產(chǎn)生油水界面擾動(dòng)，提高原油采收率[50]。

4 結(jié)論

蒸汽熱采開(kāi)發(fā)后期的稠油油藏提高采收率及難動(dòng)用稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)是現(xiàn)階段稠油資源開(kāi)發(fā)的主要難點(diǎn)。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期的注蒸汽開(kāi)發(fā)后，地層特征發(fā)生嚴(yán)重變化，蒸汽突破、低波及、低蒸汽利用率等問(wèn)題突出，繼續(xù)維持原有的蒸汽熱采技術(shù)，效果較差。同時(shí)由于部分稠油油藏物性難以滿足蒸汽熱采開(kāi)發(fā)的標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致采用蒸汽熱采開(kāi)發(fā)的效率低下。而熱復(fù)合開(kāi)發(fā)提高采收率技術(shù)的提出，為該兩類稠油資源的開(kāi)發(fā)提供了新思路。

(1)總結(jié)了稠油蒸汽熱采開(kāi)發(fā)后期面臨的主要問(wèn)題，包括蒸汽超覆及汽竄帶來(lái)的能量損耗；注蒸汽儲(chǔ)層物性變化；熱采過(guò)程中原油性質(zhì)變化及邊底水的水體侵入。熱復(fù)合開(kāi)發(fā)提高采收率技術(shù)可有效解決上述問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)對(duì)蒸汽熱采開(kāi)發(fā)后期稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)。

(2) 3 種典型的稠油熱復(fù)合開(kāi)發(fā)提高采收率技術(shù)，包括蒸汽—非凝析氣、蒸汽—化學(xué)劑及蒸汽—溶劑等復(fù)合技術(shù)，分析了不同熱復(fù)合開(kāi)采技術(shù)的作用機(jī)理及應(yīng)用效果，熱復(fù)合開(kāi)發(fā)方式可以有效改善油藏吸汽剖面，提高波及效率，改善開(kāi)采效果。

(3)稠油油藏的全生命周期高效開(kāi)發(fā)是一個(gè)持續(xù)性的序次提高采收率過(guò)程，而多元熱復(fù)合開(kāi)發(fā)是現(xiàn)階段實(shí)現(xiàn)該目標(biāo)的重要手段，開(kāi)發(fā)過(guò)程中充分發(fā)揮各不同類型助劑的優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)稠油資源的高效開(kāi)發(fā)是最終目標(biāo)。提出了稠油熱復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)，包括油藏及流體物性的精確表征；新的高效低成本助劑研發(fā)及熱復(fù)合開(kāi)發(fā)組合模式的優(yōu)化。對(duì)于稠油開(kāi)發(fā)的新技術(shù)，盡管其中部分仍處于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)階段或礦場(chǎng)先導(dǎo)階段，如離子液體、電磁加熱及一些新型原位改質(zhì)技術(shù)等，但隨著科技的進(jìn)步與發(fā)展，成本降低，將會(huì)逐漸進(jìn)入礦場(chǎng)，并得到大規(guī)模應(yīng)用。