趙修太，白英睿，韓樹柏，汪小平

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124013)

熱－化學技術(shù)提高稠油采收率研究進展

趙修太1，白英睿1，韓樹柏2，汪小平2

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124013)

在稠油開采過程中，熱力采油法一直是提高稠油采收率的主要方式。針對稠油油藏水驅(qū)采收率低及部分油層(如部分薄層、深層、熱敏層等)不適宜于熱采的特點，在稀油化學驅(qū)技術(shù)的基礎(chǔ)上發(fā)展了稠油化學驅(qū)技術(shù)。近年來研究發(fā)現(xiàn)，將稠油熱采和稠油化學驅(qū)技術(shù)相結(jié)合使用，可大大提高稠油采收率。在調(diào)研大量相關(guān)文獻的基礎(chǔ)上，綜述了稠油化學驅(qū)以及稠油熱(蒸汽)－化學復合采油技術(shù)的研究進展，分析了其提高稠油采收率的作用機理和存在的問題，認為熱－化學水平井復合采油技術(shù)是今后稠油開采的一項重要技術(shù)。

稠油;化學驅(qū);蒸汽;熱－化學復合驅(qū);提高采收率

引言

目前全球已探明的稠油資源儲量超過3 000× 108t，因此稠油開采在整個世界的原油生產(chǎn)中占有十分重要的位置［1］。世界上稠油資源較豐富的國家包括加拿大、俄羅斯、委內(nèi)瑞拉、美國等，中國的稠油儲量也較大，主要分布在遼河、塔河、克拉瑪依等油田［2］。與稀油相比，稠油的黏度高、密度大，開采時流動阻力大，使用開采稀油的方式 (如水驅(qū)等)開采稠油時的驅(qū)替效率和波及系數(shù)均較低。由于稠油具有很強的溫敏性，溫度升高時黏度下降很快，因此，熱力采油法是稠油開采的主要方式。常用的熱力采油法包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層、SAGD等。針對稠油熱采方式對部分薄層、深層、熱敏層不適用的情況［3］，近年來國內(nèi)外諸多學者研究了稠油化學驅(qū)技術(shù)以及稠油熱－化學復合驅(qū)技術(shù)，取得了很好的室內(nèi)效果，但目前礦場應(yīng)用的實例并不太多。本文詳細綜述了稠油化學驅(qū)、稠油熱 (蒸汽) －化學復合開采技術(shù)在應(yīng)用和機理方面的研究進展，分析了目前存在的問題，并認為熱－化學水平井復合采油技術(shù)是今后稠油開采的一項重要技術(shù)。

1 稠油化學驅(qū)技術(shù)

稠油熱采方法的開采原理主要是通過加熱以降低稠油的黏度，從而提高其流動能力。在油層較厚、埋藏較淺以及沒有邊底水時熱采技術(shù)效果明顯，然而當油層太薄(＜10 m)、埋藏太深(＞1 000 m)或存在邊底水的情況下，熱量損失成為制約熱采技術(shù)的主要因素［3］。在這種情況下，就需要采用非熱采的方法來進一步提高普通稠油油藏采收率，包括聚合物驅(qū)、堿驅(qū)、表面活性劑驅(qū)等技術(shù)。

1.1 稠油聚合物驅(qū)技術(shù)

1.1.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

稠油水驅(qū)過程中，由于水油流度比很大，會產(chǎn)生嚴重的指進現(xiàn)象，導致大量的原油無法波及到，聚合物驅(qū)提高采收率機理就是通過增加驅(qū)替液的黏度從而達到提高波及系數(shù)的目的。向水中加入水溶性聚合物后溶液的黏度增加，使得水油流度比減小，同時由于聚合物能夠吸附到油藏巖石表面，導致水相的相對滲透率降低，因而使得水相的流度進一步降低。因此理論上聚合物驅(qū)用于稠油開采是一項可行的技術(shù)。

Wassmuth等人結(jié)合加拿大Saskatchewan及Alberta地區(qū)稠油油藏(黏度為600～1 000 mPa·s)的特點，通過室內(nèi)實驗、油藏模擬及現(xiàn)場試驗研究了聚合物驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用效果［4］。水驅(qū)時注入1PV水后，采出液含水率達到90%，此后注入0.5 PV黏度為50 mPa·s的聚合物段塞后采收率提高20%。分別考察將聚合物驅(qū)技術(shù)與垂直井及水平井技術(shù)相結(jié)合后對注聚效果和采收率的影響，結(jié)果表明，聚合物驅(qū)技術(shù)與水平井開采相結(jié)合可達到更理想的效果。

Green等［5］研究了聚合物驅(qū)對加拿大Alberta地區(qū)不同黏度(280～1 600 mPa·s)稠油的開采效果，并對聚驅(qū)稠油的機理進行了簡要分析。實驗結(jié)果表明，盡管聚合物在巖心中會被吸附和滯留，但仍可提高水驅(qū)后采收率16%～28%，此外，他們還通過建立模型對不同注入方式聚驅(qū)稠油的經(jīng)濟效益進行了分析，以此來優(yōu)選聚合物的注入量和注入方式。王敬［6］等從經(jīng)濟學觀點出發(fā)，基于“完全”增量法建立了常規(guī)稠油油藏聚合物驅(qū)評價指標模型，并結(jié)合油藏數(shù)值模擬技術(shù)對聚合物驅(qū)注入?yún)?shù)及適應(yīng)性進行了優(yōu)化設(shè)計，認為普通稠油進行聚合物驅(qū)時，只要選擇合適的注入時機及聚合物濃度等參數(shù)，就可以取得較好的經(jīng)濟效果。

1.1.2 存在的問題

由于稠油的黏度一般都有幾千毫帕秒，所以通常需要較高濃度的聚合物溶液才能達到有利的水油流度比，這就增加了聚合物的注入難度和驅(qū)油劑的成本。因此，目前的技術(shù)和經(jīng)濟因素限制了聚合物驅(qū)在稠油油藏中的實際應(yīng)用。

1.2 稠油堿驅(qū)技術(shù)

1.2.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

堿驅(qū)就是向油藏中注入堿性物質(zhì)，通過堿與原油中的有機酸發(fā)生反應(yīng)，就地生成表面活性劑，從而達到降低界面張力和使原油形成乳狀液的目的。最常用的堿是氫氧化鈉，其他堿包括碳酸鈉、硅酸鈉、磷酸鈉、氫氧化銨和碳酸銨等［7］。

Campbell等［8］通過實驗考察了硅酸鈉和氫氧化鈉對Huntington Beach油田殘余油采收率的影響，每組實驗中均向注入流體中加入了質(zhì)量分數(shù)為0.75%的NaCl。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在相同的注入濃度和注入體積下，不管是采用連續(xù)注入還是段塞式注入方式，硅酸鈉溶液的采收率總要高于氫氧化鈉溶液，且段塞式注入時的采收率均低于連續(xù)注入方式。此外，向溶液中加入鹽(NaCl)的濃度將會影響油水間界面張力，其存在一個最佳鹽濃度值。

Harry Surkalo［9］認為，堿驅(qū)提高原油采收率的根本原因是堿可與原油中的有機酸發(fā)生反應(yīng)生成表面活性劑，從而可大大降低油水界面張力(IFT)，因此，堿劑濃度和原油的組成對于堿驅(qū)成功與否至關(guān)重要，需要通過大量的室內(nèi)和現(xiàn)場試驗來確定最佳堿濃度。他通過研究還得出，堿與表面活性劑、聚合物等復配使用會取得更好的效果。

Arhuoma等［10］使用不同孔隙度和滲透率的巖心，研究了不同濃度的NaOH溶液驅(qū)替Alberta原油(25℃時黏度為1 020 mPa·s，酸值為1.07 mg (KOH)/g(原油))時的壓降變化及采收率。研究發(fā)現(xiàn)，隨著NaOH濃度的增加，注入壓力先增加，當增大到一定值之后就會下降。結(jié)合產(chǎn)出液的形態(tài)及組成分析可知，這是由于NaOH與原油中的石油酸反應(yīng)生成可降低油水界面張力的表面活性劑，并使原油乳化為油包水型乳狀液，乳狀液的形成堵塞了高滲通道，降低了水相滲透率，提高了注入壓力，迫使堿水驅(qū)替低滲孔喉中的原油，從而提高了采收率。實驗還確定了特定條件下的最佳堿濃度(本文為質(zhì)量分數(shù)0.6% 的NaOH)及最大采收率［9］，當超過最佳堿濃度后，采收率增幅變平緩。

1.2.2 存在的問題

雖然堿的成本較低，但由于堿驅(qū)時堿會與原油、地層水、地層巖石等反應(yīng)，造成堿耗量較大，而堿水驅(qū)不利的水油流度比會引起低的波及系數(shù)和驅(qū)油效率，以及地層和注采系統(tǒng)結(jié)垢、腐蝕等不利因素的影響，因此單獨的堿水驅(qū)并未進行工業(yè)化推廣應(yīng)用，現(xiàn)場一般將堿與表面活性劑或聚合物復配使用。

1.3 稠油堿－表面活性劑驅(qū)技術(shù)

堿驅(qū)能夠提高原油采收率的主要機理是堿可與原油中的石油酸反應(yīng)生成可降低界面張力和可使原油乳化的表面活性劑，但其存在堿耗大、易結(jié)垢等問題;表面活性驅(qū)的主要機理是表面活性劑可大幅降低油水界面張力，也有利于乳狀液的形成，但其在地層中的損耗量(主要是吸附)也較大，且單獨使用時需要大劑量注入，注入液的費用高［11］。因此，可將2種物質(zhì)混合注入，利用其協(xié)同效應(yīng)來提高總體開發(fā)效果。

針對加拿大西部地區(qū)的稠油(1 000～10 000 mPa·s)油藏水驅(qū)采收率低 (5% ～10%)，且由于油層厚度小、熱損失較大，不適宜熱采的情況，Q Liu等［12］篩選出了適于5種稠油開采的堿－表面活性劑體系的配方。在進行巖心流動實驗時發(fā)現(xiàn)，選擇最佳配方濃度注入后，體系溶液可使油水界面張力降低至10－1mN/m以下，原油可被乳化在水中形成水包油型乳狀液并被水攜帶出來。5種稠油的驅(qū)替實驗結(jié)果顯示，堿－表面活性劑復合驅(qū)油體系可提高水驅(qū)后采收率20%～30%。

Bryan等［13－15］通過一系列巖心驅(qū)替實驗研究了1種堿－表面活性劑復合驅(qū)油體系對加拿大Alberta原油(黏度1 000 mPa·s，22℃)的驅(qū)替效果，考察了不同濃度的堿以及鹽含量等對驅(qū)替過程中乳狀液形成的影響。實驗結(jié)果表明，堿－表面活性劑體系驅(qū)替原油時均存在一個最佳堿濃度，在此濃度下油水界面張力達到最低，原油易乳化;當鹽濃度較高時易形成油包水型乳狀液，當鹽濃度低時易形成水包油型乳狀液。巖心驅(qū)替實驗發(fā)現(xiàn)，2種類型乳狀液的形成均可提高原油采收率，二元復合體系可使實驗用稠油的水驅(qū)后采收率提高20%。

1.4 稠油泡沫驅(qū)技術(shù)

泡沫屬多相分散體系，是氣體以微小氣泡的形式分散到液體中所構(gòu)成的，它以液體為連續(xù)相，氣體為分散相，是1種密度低、黏滯性較好、有壓縮性的非牛頓流體。泡沫驅(qū)作為提高稠油油藏采收率的方法在國內(nèi)外已進行了大量的室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗。研究結(jié)果表明，泡沫不僅可作為稠油油藏的驅(qū)油劑，能夠改善驅(qū)替體系對稠油的不利流度比，提高驅(qū)替劑的波及系數(shù)，還可作為流度控制劑，抑制水竄、氣竄、指進等不利現(xiàn)象［16］。

Kang Wanli［17］等人室內(nèi)研制了1種新型超低界面張力無堿泡沫體系的配方，該體系以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、烷醇酰胺作為穩(wěn)泡劑，以室內(nèi)合成的NS、烷基苯磺酸鈉等復配為起泡劑，所用氣體為純氮氣。實驗用稠油60℃下的黏度為334 mPa·s，模擬地層水礦化度為8 672 mg/L，巖心滲透率變異系數(shù)為0.65。該體系可使油水界面張力降至10－3mN/m以下，達到超低界面張力，有利于水包油型乳狀液的形成。巖心驅(qū)替實驗結(jié)果表明，對于均質(zhì)和非均質(zhì)巖心，該泡沫體系均可使水驅(qū)后采收率提高20%以上。

裴海華等［18］研究了泡沫驅(qū)替稠油的微觀機理。將稠油泡沫驅(qū)的微觀機理概括為以下3種:①乳化作用，泡沫驅(qū)替過程中，尤其是注入水突破后，由于表面活性劑的乳化以及泡沫的擾動、分散作用，會形成許多水包油型乳狀液，有利于稠油被采出;②賈敏效應(yīng)，注入的大小泡沫聚集在大孔道中，使得大孔道中流動阻力越來越大，當流動阻力增加到超過小孔道中流動阻力后，泡沫便越來越多地流入中低滲透小孔道，最大限度地提高了驅(qū)替液的波及系數(shù);③擠壓攜帶作用，具有黏彈作用的泡沫對巖石表面和孔隙盲端剩余油的壓、拉、拽作用也可提高剩余油采收率。

通過文獻調(diào)研可知，對于不適宜采用熱采方式開采的普通稠油油藏，應(yīng)用化學方法進行開采是可行的。由于此類油層一般較薄，可采用水平井技術(shù)與化學驅(qū)技術(shù)相結(jié)合的方式開采，增加驅(qū)替流體與稠油的接觸面積，同時也擴大了泄油面積?；瘜W驅(qū)中存在的問題如聚合物驅(qū)抗鹽性差、堿驅(qū)易結(jié)垢、表面活性劑驅(qū)成本高等，仍是制約其在稠油開采中推廣應(yīng)用的因素。

2 稠油熱－化學復合驅(qū)技術(shù)

熱－化學復合采油技術(shù)就是熱力采油技術(shù)和化學驅(qū)技術(shù)聯(lián)合使用，在稠油開采過程中，利用二者的協(xié)同作用，降低原油的黏度，提高波及系數(shù)和洗油效率，從而降低開采成本，提高稠油采收率。所用的熱流體包括熱水和熱蒸汽等，以蒸汽為主，化學添加劑為表面活性劑、堿、聚合物等。

2.1 蒸汽－堿復合驅(qū)技術(shù)

2.1.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

蒸汽－堿復合驅(qū)提高采收率的原理是:熱蒸汽可對原油進行加熱，降低原油黏度;堿可與原油中的有機酸發(fā)生反應(yīng)，生成的表面活性劑可降低油水界面張力;堿添加到蒸汽中后增加了其重力，從而降低其流度，這有利于減少早期突破造成的蒸汽超覆。

早在1983年，Mbaba等［19］在Midway－Sunset油田進行了蒸汽－堿復合驅(qū)試驗，大部分試驗井產(chǎn)量增加，但是有些試驗井效果不明顯。Madhavan［20］等通過實驗研究了蒸汽中加入不同濃度氫氧化鈉后對San Ardo和Duri油田稠油采收率的影響。實驗結(jié)果表明，蒸汽中加入不同濃度的氫氧化鈉后，2種原油的采收率均有所提高，采出油水的界面張力均有所降低，但當氫氧化鈉的濃度相同時，蒸汽－堿復合驅(qū)對2種原油的影響不盡相同。他們還認為，由于原油的酸值不同，故氫氧化鈉作為蒸汽添加劑開采稠油時需要大劑量注入，且需持續(xù)注入較長的時間后才可取得明顯的效果。國內(nèi)學者張現(xiàn)德［21］進行了蒸汽驅(qū)中加入無機堿性添加劑的室內(nèi)研究，也證明該技術(shù)可改善單純注蒸汽的開采效果，提高稠油采收率。

2.1.2 存在的問題

通過文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)，蒸汽中加入堿后(一般還應(yīng)加入一定量的鹽)可有效改善稠油的開采效果，且堿的成本較低，可大劑量注入，但也存在一些問題:①堿耗大，特別是在高溫狀態(tài)下，堿耗進一步增大，造成投資的增加;②由于堿的引入，會造成地層傷害、井筒和管線結(jié)垢、采出液破乳難等問題;③熱－堿復合驅(qū)作用機理復雜，室內(nèi)效果較好，但現(xiàn)場應(yīng)用成功率很低。所以，蒸汽－堿復合驅(qū)油技術(shù)至今未得到推廣應(yīng)用，而是更趨向于低堿、有機堿、甚至無堿的驅(qū)油體系。

2.2 蒸汽－聚合物復合驅(qū)技術(shù)

2.2.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

蒸汽－聚合物復合驅(qū)油技術(shù)就是利用蒸汽加熱使地層原油的黏度降低，蒸汽中的大分子聚合物可通過在地層中的吸附和捕集作用對地層的注汽剖面進行調(diào)整，以改善注汽效果，提高原油采收率。

為降低稠油熱采成本，Cook等人［22］研制了1種價格低廉、高溫穩(wěn)定性好的聚合物－表面活性劑體系，該技術(shù)在Midway Sunset油田2個區(qū)塊的9口蒸汽吞吐井和2口蒸汽驅(qū)井進行了試驗，注入后有效抑制了蒸汽竄流和蒸汽超覆，改善了注汽剖面，并大幅降低了開采成本。

Altunina等［23］在低臨界溶解溫度下研究了具有溫敏性質(zhì)的聚合物凍膠體系與循環(huán)蒸汽復合使用時對非均質(zhì)巖心的滲透率及注汽剖面的影響，該體系以具有低臨界溶解溫度的纖維素醚－水體系為成膠體系的主劑。室內(nèi)實驗表明，該體系注入后，在高溫下成膠后可有效調(diào)整注汽剖面，當溫度降低后又可反轉(zhuǎn)為液相，從而為油相提供滲流通道，最終可提高采收率。

遼河油田曾經(jīng)利用高溫化學驅(qū)油劑(由尿素、聚合物、催化劑、表面活性劑組成)輔助蒸汽吞吐技術(shù)對2口蒸汽吞吐井進行處理，取得了很好的開采效果。注入的化學驅(qū)油劑在高溫下生成CO2，聚合物、表面活性劑和CO2可形成大量穩(wěn)定的泡沫屏障，在地層中產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，具有調(diào)剖的功能;而聚合物、表面活性劑、CO2等也具有驅(qū)油性能［24］。該技術(shù)的成功應(yīng)用，為稠油開采提供了新的途徑。

2.2.2 存在的問題及研究方向

在開采普通稠油時，聚合物的加入可起到改善水油流度比的作用，當聚合物與注蒸汽協(xié)同使用時，也可起到控制蒸汽流度的作用，但由于普通的聚合物(HPAM)耐溫性能較差(93℃)，而合成耐高溫聚合物的成本較高，故總體應(yīng)用效果不佳。今后應(yīng)著重研究新型耐高溫聚合物，在提高其耐溫性能的同時，降低其合成成本。

2.3 蒸汽－表面活性劑復合驅(qū)技術(shù)

2.3.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

蒸汽－表面活性劑復合驅(qū)油的機理是:①利用蒸汽加熱使原油降黏;②表面活性劑的注入改變了巖石－原油－水體系的界面特性，改變巖石的潤濕性，提高了油相滲透率;③降低了油水界面張力，易生成水包油型乳狀液，攜帶、捕集剩余油滴，降低殘余油飽和度［25］。

蒸汽－表面活性劑復合驅(qū)對所用表面活性劑一般具有下列要求［26］:①高溫時化學性能穩(wěn)定，不發(fā)生降解;②高溫起泡、穩(wěn)泡能力好;③降低蒸汽流度的能力強;④在巖石表面的吸附能力低;⑤與地層流體的配伍性好;⑥價格低廉。

Bagci等［27］應(yīng)用三維注采模型模擬了表面活性劑－蒸汽輔助重力泄油技術(shù)(SAGD)在水平井中的應(yīng)用，通過與單獨使用SAGD技術(shù)相比較得出，在注蒸汽的初期，表面活性劑的加入在地層中生成泡沫，可對注汽剖面進行調(diào)整并起到驅(qū)油作用，從而取得更好的驅(qū)油效果。此外，蒸汽突破后，表面活性劑的加入可有效縮短生產(chǎn)周期，提高采油速度。因此注蒸汽時加入適宜的表面活性劑可以取得更好的開發(fā)效果。

高明等［28］針對蒸汽吞吐后進行蒸汽驅(qū)時表面活性劑伴隨蒸汽注入的情況進行研究后認為，表面活性劑與蒸汽的比例太小時起不到降低界面張力和改變潤濕性的作用，比例太大時蒸汽降黏效果達不到最佳，因此，只有將表面活性劑和蒸汽按一定的比例注入時才可取得最好效果。

2.3.2 存在的問題及研究方向

表面活性劑在稠油開采中占據(jù)非常重要的地位，但單獨使用時效果不佳，且成本較高，可與蒸汽、堿等協(xié)同使用。應(yīng)用于注蒸汽過程中的表面活性劑應(yīng)具有耐高溫、起泡性好等特性，而目前市場上出售的在200℃以上性能仍較好的表面活性劑并不多且價格較高，故今后應(yīng)加大新型抗高溫表面活性劑如高分子表面活性劑、生物表面活性劑等的開發(fā)力度。

2.4 蒸汽－泡沫復合驅(qū)技術(shù)

2.4.1 技術(shù)原理及研究應(yīng)用

由于泡沫自身特性及其在地層中的流動特征，泡沫體系作為1種化學驅(qū)油技術(shù)具有廣闊的發(fā)展前景。泡沫體系在驅(qū)油過程中的作用是:①利用其賈敏效應(yīng)對蒸汽進行流度控制，抑制蒸汽氣竄，擴大蒸汽波及系數(shù);②作為稠油的驅(qū)油劑，改善不利流度比，提高波及系數(shù);③起泡劑可提高驅(qū)替介質(zhì)的洗油效率。

Q Chen等提出了泡沫協(xié)同SAGD采油技術(shù)(FA－SAGD)的概念。該技術(shù)的目的是利用泡沫的特殊性質(zhì)提高 SAGD技術(shù)的采油效果。與SAGD相比，F(xiàn)A－SAGD采油具有2個優(yōu)勢:一是將表面活性劑與蒸汽共同注入后，在注入井和生產(chǎn)井的井間地帶聚集了大量高強度泡沫，而蒸汽腔頂部的泡沫強度低，數(shù)量也少，從而改變了蒸汽腔的形狀，增加了蒸汽向生產(chǎn)井的流動阻力，抑制了蒸汽的突進;二是泡沫可封堵高滲孔道，使蒸汽轉(zhuǎn)向流入低滲孔道，從而增加蒸汽的波及系數(shù)，改善采油效果［29］。

針對勝利油田稠油油藏的特點，宮俊峰等［30］研制了1種新型高溫復合泡沫劑(代號FCY)。室內(nèi)驅(qū)替實驗表明，F(xiàn)CY體系+氮氣+蒸汽混合注入時比單純注蒸汽提高采收率30%;現(xiàn)場應(yīng)用后，9個月內(nèi)10口生產(chǎn)井累計增油5312t，說明FCY高溫泡沫體系可有效改善熱采稠油油藏吞吐開發(fā)效果。

陳福山等［31］認為由于蒸汽重力超覆現(xiàn)象，單純的蒸汽驅(qū)并不能取得好的驅(qū)油效果，若向蒸汽中加入起泡劑，形成蒸汽－泡沫復合驅(qū)，則效果較好。因為形成的泡沫可以利用賈敏效應(yīng)封堵大孔喉，控制蒸汽流度，調(diào)整注汽剖面。

2.4.2 存在的問題及研究方向

泡沫驅(qū)油時泡沫的穩(wěn)定性至關(guān)重要，而泡沫的穩(wěn)定性與多種因素有關(guān)，最重要的是起泡劑和穩(wěn)泡劑的性能，因此，研制開發(fā)耐高溫、性能優(yōu)越的起泡劑和穩(wěn)泡劑尤為重要。此外，高溫下泡沫流體與蒸汽在地層中的多相滲流規(guī)律也亟待研究。

3 結(jié)論

(1)稠油化學驅(qū)是基于稀油化學驅(qū)發(fā)展起來的技術(shù)，包括稠油聚合物驅(qū)、稠油堿驅(qū)、稠油堿－表面活性劑驅(qū)、稠油泡沫驅(qū)等技術(shù)。該技術(shù)適用于油層薄、埋藏深、地層溫穩(wěn)性差等不適宜熱采的稠油油藏。

(2)注蒸汽是稠油開采的主要方式之一，與稠油化學驅(qū)技術(shù)相結(jié)合后，組成了蒸汽－化學復合驅(qū)技術(shù)，可取得很好的稠油開采效果。其中，蒸汽可以通過加熱降低稠油黏度;聚合物可以調(diào)整注汽剖面，降低水油流度比;表面活性劑可大幅降低油水界面張力，使原油易于乳化;堿既可與稠油中的有機酸反應(yīng)生成表面活性劑，降低油水界面張力，又可增加蒸汽的重度，改善注汽剖面;泡沫則既可利用其賈敏效應(yīng)對蒸汽進行流度控制，又可作為驅(qū)油劑提高洗油效率。

(3)應(yīng)用熱－化學方法開采稠油的機理較為復雜，涉及界面化學、熱力學、滲流力學等多種學科，故應(yīng)多學科相結(jié)合，并通過室內(nèi)和礦場試驗加以研究。

(4)熱－化學水平井復合技術(shù)將是今后稠油開采中一項重要技術(shù)。

［1］劉尚奇，門存貴，錢家麟，等.世界稠油資源地質(zhì)開發(fā)利用［M］.北京:科學出版社，2002:289－307.

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Advances in improving heavy oil recovery by thermochemical techniques

ZHAO Xiu－tai1，BAI Ying－rui1，HAN Shu－bai2，WANG Xiao－ping2
(1.China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266580，China; 2.Liaohe Oilfiled Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124013，China)

Thermal recovery technique has been a major way of enhancing heavy oil recovery for a long time.Heavy oil reservoirs have low water flooding recovery and some(such as thin，deep or heat sensitive reservoirs)are unsuitable for thermal recovery，therefore the technology of heavy oil chemical flooding has been developed on the basis of light oil chemical flooding.It has been found through researches in recent years that heavy oil recovery can be greatly enhanced by combining thermal recovery with chemical flooding techniques.Based on investigation of enormous related literatures，this paper reviews the research progress on chemical flooding and thermochemical flooding，analyzes the mechanism of enhanced heavy oil recovery and existing problems，and believes that thermochemical flooding with horizontal well will be an important technology for future heavy oil recovery.

heavy oil;chemical flooding;steam;thermochemical flooding;enhanced oil recovery

TE357.4

A

1006－6535(2012)03－0008－06

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.002

20110915;改回日期:20120222

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2008ZX05002－005);遼河油田科技攻關(guān)項目“稠油蒸汽吞吐井凝膠泡沫調(diào)剖與催化降黏技術(shù)”(LHYT－JMGS－2009－JS－3810)

趙修太(1958－)，男，教授，碩士研究生導師，1982年畢業(yè)于華東石油學院有機化工專業(yè)，1999年畢業(yè)于華中科技大學應(yīng)用化學專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)主要從事提高采收率與采油化學方面的研究工作。

編輯劉兆芝