孫煥泉

(中國(guó)石油化工股份有限公司，北京 100728)

中國(guó)稠油資源豐富，國(guó)內(nèi)探明儲(chǔ)量約為40×108t，是中國(guó)重要的石油資源，在加工高級(jí)別變壓器油、高端煤油、高等級(jí)瀝青等特種油品方面具有獨(dú)特價(jià)值，對(duì)保障國(guó)家戰(zhàn)略安全、能源安全具有重要意義[1]?！笆濉币詠?lái)，中國(guó)新發(fā)現(xiàn)稠油資源品位下降，儲(chǔ)層更薄、原油粘度更高，特別是油層厚度6 m以下、粘度50 000 mPa·s以上的薄儲(chǔ)層超稠油儲(chǔ)量達(dá)到了7×108t。針對(duì)這類薄儲(chǔ)層超稠油資源，蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)等常規(guī)注蒸汽熱采以及火燒驅(qū)油等技術(shù)不適應(yīng)，難以經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)。目前，國(guó)內(nèi)外缺乏成熟的開(kāi)發(fā)理論與技術(shù)[2]。

薄儲(chǔ)層超稠油高效開(kāi)發(fā)主要面臨四大難題：①儲(chǔ)層薄、散熱快、熱損失大。厚度小于6 m的儲(chǔ)層在單一注蒸汽過(guò)程中，50%以上熱量快速散失到頂?shù)讎鷰r[3]。噸蒸汽換油(油汽比)只有0.08 t(經(jīng)濟(jì)界限0.25 t)，無(wú)經(jīng)濟(jì)效益，亟須創(chuàng)建新的稠油熱采方法。②薄儲(chǔ)層超稠油開(kāi)采過(guò)程中，出砂嚴(yán)重，傳統(tǒng)水平井套管射孔防砂完井工藝，單位過(guò)流面積小、滲流阻力大，亟須創(chuàng)新高導(dǎo)流能力的完井工藝[4]。③傳統(tǒng)熱采抽油泵為垂直舉升泵，無(wú)法下入儲(chǔ)層水平段，生產(chǎn)壓差小，難以滿足超稠油“趁熱快采多采”的需求；同時(shí)注汽、采油工序轉(zhuǎn)換作業(yè)頻繁，施工過(guò)程冷傷害嚴(yán)重，亟須研發(fā)減少熱損失的新型井筒注采工藝[5]。④傳統(tǒng)制蒸汽需要消耗淡水，高溫高鹽采出水無(wú)法利用，只能回注地層，耗水多、耗能高，亟須突破采出水資源化回用和余熱綜合利用的綠色開(kāi)發(fā)新技術(shù)[6]。許多學(xué)者開(kāi)展了相關(guān)研究，這些研究主要集中在技術(shù)研究和應(yīng)用方面[7-9]，亟需從基礎(chǔ)理論、技術(shù)方法方面開(kāi)展研究，形成系統(tǒng)性、創(chuàng)新性的認(rèn)識(shí)，為薄儲(chǔ)層超稠油高效開(kāi)發(fā)提供基礎(chǔ)理論。

為破解四大難題，多年來(lái)，筆者開(kāi)展了大量的基礎(chǔ)研究、井筒和地面關(guān)鍵技術(shù)、工藝攻關(guān)，創(chuàng)新建立了薄儲(chǔ)層超稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法與技術(shù)，形成了稠油熱采升級(jí)換代技術(shù)，在新疆準(zhǔn)噶爾盆地春風(fēng)油田建成了年產(chǎn)百萬(wàn)噸原油生產(chǎn)基地，連續(xù)5年穩(wěn)產(chǎn)100×104t以上，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

1 稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法

淺薄層超稠油采用單一注蒸汽熱采的傳統(tǒng)方法開(kāi)發(fā)時(shí)，面臨加熱半徑小，儲(chǔ)層熱損失大，開(kāi)發(fā)效果差的難題[10]。為了實(shí)現(xiàn)淺薄層超稠油的有效開(kāi)發(fā)，創(chuàng)新形成了熱(蒸汽)、劑(降粘劑)、氣(氮?dú)?、二氧化?協(xié)同增效熱化學(xué)復(fù)合采油方法。實(shí)驗(yàn)室建立了能夠滿足注蒸汽熱采條件的高溫高壓大型物理模擬裝置[11]，其模型孔隙度為35.2%，滲透率為3.16 μm2，含油飽和度為77.2%，原油粘度為84 630 mPa·s(30 ℃)，進(jìn)一步開(kāi)展了200 ℃條件下蒸汽，蒸汽加氮?dú)饨M合，蒸汽加降粘劑組合，蒸汽加氮?dú)饧咏嫡硠┙M合等不同熱化學(xué)注入介質(zhì)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，對(duì)比了不同組合方式條件下的驅(qū)油效率(圖1)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①在單一注蒸汽的基礎(chǔ)上，添加氮?dú)猓?qū)油效率比單一注蒸汽提高11.5%；②在單一注蒸汽的基礎(chǔ)上，添加降粘劑，驅(qū)油效率比單一注蒸汽提高16.4%；③先注入降粘劑，再注入氮?dú)狻⒄羝?，能夠同時(shí)發(fā)揮三者協(xié)同作用，驅(qū)油效率高達(dá)79.3%，比單一注蒸汽提高32.1%，研究結(jié)果表明熱化學(xué)復(fù)合采油方法是解決“薄儲(chǔ)層散熱快、超稠油難流動(dòng)”的有效方法。

圖1 降粘劑、氮?dú)?、蒸汽不同組合方式驅(qū)油效率對(duì)比Fig.1 Comparison of oil displacement efficiency of different combinations of viscosity reducing agents,nitrogen and steam[實(shí)驗(yàn)條件：孔隙度35.2%，滲透率3.16 μm2，含油飽和度77.2%，原油粘度84 630 mPa·s(30 ℃)，實(shí)驗(yàn)溫度200 ℃。]

1.1 專用降粘劑

熱化學(xué)復(fù)合采油方法的關(guān)鍵是耐高溫高效化學(xué)劑研發(fā)。針對(duì)環(huán)烷基超稠油具有瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量高、分子間作用力復(fù)雜的特點(diǎn)[12]，基于超稠油分子結(jié)構(gòu)特征，精確剖析了稠油中的極性物質(zhì)組分和分子結(jié)構(gòu)，形成了破壞分子間作用力、分散解聚降粘的化學(xué)驅(qū)油體系研究路線。研發(fā)的耐高溫解聚降粘劑(SL-5)以氟碳離子型表面活性劑、納米活性材料、擴(kuò)散劑、潤(rùn)濕劑復(fù)配而成，具有水相分散降粘、自擴(kuò)散解聚等功能，耐溫達(dá)到350 ℃，比已有產(chǎn)品提高50 ℃，能夠適應(yīng)高溫、高礦化度環(huán)境等復(fù)雜條件。同時(shí)在不同溫度條件下降粘率都能夠達(dá)到99.2%以上(圖2)，采用熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)時(shí)，先注入降粘劑，再注入氮?dú)夂驼羝?，將降粘劑推進(jìn)到油藏深部，實(shí)現(xiàn)稠油降粘，可流動(dòng)半徑大大增加，提高了1.3倍，有效延長(zhǎng)了生產(chǎn)周期。

1.2 熱化學(xué)復(fù)合采油協(xié)同增效機(jī)理

通過(guò)研究闡明了“汽劑耦合降粘、氮?dú)獗卦瞿堋釀┙犹嬷?qū)”熱化學(xué)復(fù)合采油機(jī)理。①汽劑耦合降粘。熱化學(xué)復(fù)合體系從水平井注入后，近井區(qū)域地層逐漸被蒸汽加熱，地層溫度逐漸升高，原油粘度逐漸降低，此處以蒸汽加熱降粘作用為主；在遠(yuǎn)井低溫區(qū)域，蒸汽加熱降粘作用下降，降粘劑的解聚降粘作用顯現(xiàn)，擴(kuò)大了超稠油可流動(dòng)半徑。汽劑耦合降粘作用條件下，稠油的可流動(dòng)半徑是單一注蒸汽的1.3倍。②氮?dú)獗卦瞿?。注入氮?dú)饽軌虬l(fā)揮兩方面的作用：第一、隔熱保溫。注入的氮?dú)庠谥亓ψ饔孟掳l(fā)生超覆，聚集在油層頂部，由于氮?dú)獾膶?dǎo)熱系數(shù)低，僅為0.023 W/(m·K)，是油層的4.8%，所以在油層頂部形成“保溫被”，使儲(chǔ)層熱損失減少53.3%；第二、擴(kuò)容增能。注入的蒸汽與氮?dú)饣旌?，分壓降低、比容提高、體積膨脹，加熱范圍比單一注蒸汽擴(kuò)大40%(圖3)。③熱劑接替助驅(qū)。蒸汽從井筒向油層擴(kuò)展，溫度逐漸降低，洗油作用逐漸減弱，此時(shí)蒸汽前緣的化學(xué)降粘劑發(fā)揮出降低界面張力的洗油作用[13]，二者復(fù)合接力增強(qiáng)洗油效果，驅(qū)油效率比單一注蒸汽提高22%(圖4)。

圖2 降粘劑耐溫性能測(cè)試(降粘劑濃度0.3%)Fig.2 Temperature resistance test of viscosity reducing agents(with a concentration of 0.3%)

1.3 熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬

在稠油熱采數(shù)值模擬方面，已有國(guó)外商業(yè)軟件主要考慮了熱與氣體作用，沒(méi)有表征熱與化學(xué)劑、氣體相互作用機(jī)理，以及氣體擴(kuò)散、傳質(zhì)作用，難以模擬熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)[14]。針對(duì)以上問(wèn)題，自主研發(fā)了熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬軟件，軟件具有以下特色：①建立了熱-劑-氣耦合數(shù)學(xué)模型，表征復(fù)合體系傳質(zhì)、傳熱特征及降粘劑、氮?dú)馀c超稠油的相互作用；②引入有限分析算法模塊，降低網(wǎng)格規(guī)模對(duì)非均質(zhì)滲流的影響，解決了準(zhǔn)確描述熱、劑前緣和氣體擴(kuò)散的難題；③采用自適應(yīng)網(wǎng)格算法，對(duì)飽和度前緣等突變區(qū)域加密網(wǎng)格，對(duì)漸變區(qū)域粗化網(wǎng)格，在保障計(jì)算精度的前提下，計(jì)算速度提升4倍以上。

自主研發(fā)的熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬軟件，為開(kāi)發(fā)方案優(yōu)化提供了技術(shù)手段。利用該軟件建立了與薄儲(chǔ)層超稠油相適應(yīng)的熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)界限：油層厚度界限降為2 m，降粘劑使用的粘度界限為47 000 mPa·s。進(jìn)一步優(yōu)化建立了蒸汽、化學(xué)劑和氮?dú)獾淖⑷敕绞郊白⑷肓考夹g(shù)政策界限，可以有效解決薄儲(chǔ)層超稠油的高效開(kāi)發(fā)難題。

圖3 氮?dú)鈱?duì)蒸汽加熱范圍的影響Fig.3 Effect of adding nitrogen on the heating range of steam[模擬條件：厚度4 m，稠油粘度80 000 mPa·s，注氮?dú)?0 000 Nm3，蒸汽1 600 t(相當(dāng)于摩爾分?jǐn)?shù)0.15)]

圖4 不同溫度熱劑協(xié)同驅(qū)油效果Fig.4 Oil displacement efficiency of synergistic effect of viscosity reducing agents at different temperatures[實(shí)驗(yàn)條件：原油粘度84 630 mPa·s(30 ℃)，實(shí)驗(yàn)溫度(200,150,100,75,50 ℃)]

采用三相多組分模型描述熱化學(xué)復(fù)合采油過(guò)程，考慮油/氣/水三種相態(tài)、氮?dú)饨M分/水組分/化學(xué)劑組分/稠油組分多個(gè)組分。氮?dú)饨M分可存在于氣相和油相中，水組分可存在于水相和氣相中，化學(xué)劑組分可存在于水相和油相中，稠油組分僅存在于油相中；相間傳質(zhì)和熱力學(xué)平衡能夠瞬時(shí)完成；組分的質(zhì)量運(yùn)移考慮達(dá)西流動(dòng)和菲克擴(kuò)散兩個(gè)過(guò)程，流體流動(dòng)考慮重力和毛管力的影響。建立的三相多組分的質(zhì)量守恒和能量守恒方程如下：

1) 氮?dú)饨M分和化學(xué)劑組分質(zhì)量守恒方程

(1)

2)水組分和稠油組分質(zhì)量守恒方程

(2)

3)熱量守恒方程

(3)

1.4 注采工藝參數(shù)優(yōu)化

利用物理模擬和數(shù)值模擬手段，建立了不同吞吐階段注汽強(qiáng)度、氮?dú)庥昧亢徒嫡硠┯昧康茸⒉蓞?shù)優(yōu)化圖版(圖5)，其中注汽強(qiáng)度基準(zhǔn)值為8 t/m、氮?dú)庥昧炕鶞?zhǔn)值為20 000 Nm3、降粘劑用量基準(zhǔn)值為10 t，有效的指導(dǎo)了熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井年生產(chǎn)時(shí)間，比單一注蒸汽延長(zhǎng)9.7倍，周期產(chǎn)油量從82 t提高到1 484 t，提高了17.1倍；噸蒸汽換油(油汽比)由0.08 t提高到0.74 t，提高了8.2倍。

2 水平井裸眼篩管防砂完井工藝及配套工具

2.1 水平井裸眼篩管防砂完井工藝

超稠油粘度對(duì)溫度極其敏感，薄儲(chǔ)層散熱快，隨著吞吐時(shí)間的延長(zhǎng)，油層溫度急劇下降，原油粘度呈指數(shù)增長(zhǎng)，對(duì)井筒導(dǎo)流能力要求更高。傳統(tǒng)水平井套管射孔完井工藝，注水泥固井嚴(yán)重污染油層，射孔成本高，并且每米孔眼只有16～24個(gè)，過(guò)流面積小，產(chǎn)量快速下降，亟需研發(fā)一種大幅度提高井筒導(dǎo)流能力的完井方式。為此，自主研發(fā)了水平井裸眼防砂篩管基管，每米孔眼200～240個(gè)(圖6)，單位過(guò)流面積提高了5.4倍，流動(dòng)阻力只有套管完井1/7，滲透率50 μm2以上，擋砂精度為50～1 500 μm，并且可以根據(jù)具體油藏的骨架砂粒徑，進(jìn)行個(gè)性化定制，從而實(shí)現(xiàn)了由套管射孔溝通油層到多孔篩管連通油層的轉(zhuǎn)變，解決了“過(guò)流面積小、流動(dòng)阻力大”的難題[15]。自主研發(fā)的篩管規(guī)格、材質(zhì)、標(biāo)準(zhǔn)、性能與國(guó)外產(chǎn)品一致，質(zhì)量達(dá)到國(guó)外同類產(chǎn)品水平，價(jià)格僅為國(guó)外同類產(chǎn)品的1/4～1/3。目前自主研發(fā)的篩管平均在井時(shí)間5～6 a，最長(zhǎng)在井時(shí)間達(dá)10 a以上，仍繼續(xù)有效，質(zhì)量穩(wěn)定，技術(shù)可靠。

圖5 注采參數(shù)優(yōu)化圖版Fig.5 Optimization chart of injection and production parametersa.注汽強(qiáng)度優(yōu)化圖版；b.氮?dú)庥昧績(jī)?yōu)化圖版；c.降粘劑用量?jī)?yōu)化圖版

圖6 水平井裸眼完井篩管Fig.6 Images of screen pipes for open hole well completion in horizontal wella.完井裸眼篩管；b.裸眼篩管流型

裸眼篩管一次性完井工藝采用上部套管注水泥固井完井、油層水平段裸眼篩管完井。在上部注水泥過(guò)程中采用盲板防止水泥進(jìn)入篩管段。鉆塞完井工藝通過(guò)鉆穿盲板和分級(jí)箍投產(chǎn)，存在以下問(wèn)題：一是損壞套管和分級(jí)箍；二是套管內(nèi)壁留有毛刺，內(nèi)徑縮??；三是產(chǎn)生的碎屑造成洗井堵塞風(fēng)險(xiǎn)[16]，為此，創(chuàng)新了免鉆塞完井工藝，該工藝屬于國(guó)內(nèi)外首創(chuàng)，免除了“插旗桿”風(fēng)險(xiǎn)，具有作業(yè)時(shí)間短、工藝簡(jiǎn)單、成功率高的優(yōu)勢(shì)：①用撈塞替代了鉆塞，消除了對(duì)套管的損壞；②套管內(nèi)平滑，無(wú)毛刺；③不產(chǎn)生碎屑。免鉆塞完井工藝徹底消除了傳統(tǒng)鉆盲板工藝存在的套管和篩管損壞風(fēng)險(xiǎn)，在勝利油田應(yīng)用1 355口井，未發(fā)生篩管本體和分級(jí)箍的損壞，完井時(shí)間縮短24 h。

2.2 稠油熱采水平井完井專用成套工具

針對(duì)注汽熱力采油過(guò)程溫差變化劇烈，傷害套管和固井質(zhì)量的難題，在儲(chǔ)層上部固井套管段應(yīng)用水平井空心地錨，地錨內(nèi)通徑與完井管柱保持一致，不影響后期作業(yè)管柱的下入。通過(guò)提拉預(yù)應(yīng)力，綜合應(yīng)力降低了36%，實(shí)現(xiàn)了注汽溫度350 ℃時(shí)井筒伸縮控制在0.2 mm/m以內(nèi)；針對(duì)水平段不能提拉預(yù)應(yīng)力的難題，研發(fā)了熱熔式補(bǔ)償器，解決了常規(guī)的銷釘式熱力補(bǔ)償器在下入過(guò)程中，銷釘容易提前打開(kāi)而造成補(bǔ)償器失效的難題，熱熔材料通過(guò)溫度控制補(bǔ)償器的開(kāi)啟，下入時(shí)補(bǔ)償器處于鎖定狀態(tài)，當(dāng)超過(guò)預(yù)定溫度(200 ℃)后材料熔化，補(bǔ)償器開(kāi)啟，熱熔式熱力補(bǔ)償器消除了熱應(yīng)力對(duì)套管的影響，水平位移補(bǔ)償距達(dá)600 mm；針對(duì)高溫蒸汽對(duì)熱采套管頭的影響，研制了熱力伸縮套管頭，使管柱內(nèi)預(yù)留足夠的補(bǔ)償空間，補(bǔ)償距離500 mm以上，實(shí)現(xiàn)了井口零抬升，消除了井口抬升引起的地面設(shè)備的安全隱患和井控風(fēng)險(xiǎn)。結(jié)合配套研發(fā)的空心地錨、熱力補(bǔ)償器、熱采套管頭等成套工具，形成了從完井到固井的產(chǎn)品質(zhì)量和施工流程的7套技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，指導(dǎo)了標(biāo)準(zhǔn)化生產(chǎn)和規(guī)?；瘧?yīng)用，實(shí)現(xiàn)了熱采井全井筒的注汽熱應(yīng)力防護(hù)，單井鉆完井成本降低18%，已應(yīng)用1355口井，固井質(zhì)量和井口質(zhì)量合格率均為100%。

3 稠油熱采注采一體化工藝

3.1 在平置狀態(tài)可正常工作的熱采水平泵

針對(duì)淺薄儲(chǔ)層水平井造斜率高，狗腿彎曲度大，常規(guī)泵下深受限，生產(chǎn)壓差小的難題，研發(fā)了在平置狀態(tài)可正常工作的熱采水平泵，熱采水平泵采用分級(jí)柱塞和柔性連接的方式，實(shí)現(xiàn)下入到儲(chǔ)層水平段生產(chǎn)。設(shè)計(jì)2～3個(gè)串聯(lián)結(jié)構(gòu)的柔性柱塞，并在柱塞之間設(shè)置柔性連接機(jī)構(gòu)，來(lái)吸收泵筒之間的夾角，泵筒采用開(kāi)式懸掛結(jié)構(gòu)，增強(qiáng)了在水平段的適應(yīng)性。突破了傳統(tǒng)泵無(wú)法在油層水平段生產(chǎn)的禁區(qū)，累計(jì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用700余井次，生產(chǎn)壓差提高1.5倍以上，周期產(chǎn)油量增加30%～40%，滿足了“趁熱快采多采”的需要。

3.2 水平泵注采一體化工藝

針對(duì)常規(guī)熱采吞吐放噴后，下泵作業(yè)導(dǎo)致儲(chǔ)層冷傷害、降低熱利用率的問(wèn)題，研發(fā)了注采一體化水平泵，實(shí)現(xiàn)注采兩用，轉(zhuǎn)換簡(jiǎn)單可靠，注蒸汽時(shí)只需將柱塞總成上提出泵筒，露出注汽通道即可注汽，注汽后下放柱塞遮閉注汽通道即可采油。該泵不僅適合薄儲(chǔ)層超稠油，也適用于其他熱采油藏，能實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱工況下注汽、采油的轉(zhuǎn)換，使生產(chǎn)工序由“①注汽；②燜井放噴；③壓井；④起注汽管柱；⑤下生產(chǎn)管柱；⑥泵抽生產(chǎn)；⑦起生產(chǎn)管柱；⑧下注汽管柱?！?項(xiàng)減少到“①注汽；②燜井放噴；③泵抽生產(chǎn)?！?項(xiàng)(圖7)，避免了作業(yè)轉(zhuǎn)換過(guò)程中造成冷傷害的“壓井”和熱損失的“起注汽管柱和下生產(chǎn)管柱”等工序，提高了生產(chǎn)效率，降低了生產(chǎn)成本，單井年生產(chǎn)時(shí)間增加12%，生產(chǎn)作業(yè)費(fèi)用減少75%，泵抽初期井口溫度提高20～30 ℃。

圖7 稠油熱采工藝對(duì)比Fig.7 Comparison of heavy oil thermal recovery processesa.傳統(tǒng)稠油熱采生產(chǎn)工藝；b.稠油熱采-注采一體化工藝

圖8 機(jī)械-熱力復(fù)合壓縮處理工藝Fig.8 Schematic diagram showing the composite mechanical-thermal compression process

4 稠油熱采采出水余熱梯級(jí)利用和資源化回用方法

制蒸汽要消耗大量淡水，能耗高，并且采油污水不能外排，針對(duì)該難題，提出了高低溫污水熱能回收和水資源回用一體化構(gòu)想，創(chuàng)建了“多級(jí)閃蒸、放熱冷凝”的機(jī)械-熱力復(fù)合壓縮處理工藝(圖8)，解決了高溫高鹽采出水難以循環(huán)回用、余熱浪費(fèi)的問(wèn)題[17]。該工藝循環(huán)利用鍋爐廢棄分離水，通過(guò)高溫閃蒸，產(chǎn)生動(dòng)力蒸汽，對(duì)低壓蒸汽增溫增壓，在低溫閃蒸罐梯級(jí)換熱，形成鍋爐回用水。該工藝水循環(huán)利用率大于90%，熱利用效率大于85%，注汽系統(tǒng)能耗降低10.1%。在新疆準(zhǔn)噶爾盆地的春風(fēng)油田，建成國(guó)內(nèi)首座熱采采出水循環(huán)回用和余熱高效利用處理站，日處理能力5 000 m3，年減排二氧化碳6.31×104t。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

經(jīng)過(guò)持續(xù)的探索與實(shí)踐，形成了薄儲(chǔ)層超稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法與技術(shù)，主要包括：①稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法；②水平井裸眼篩管防砂完井工藝及配套工具；③熱采水平泵注采一體化工藝；④稠油熱采采出水余熱梯級(jí)利用和資源化回用方法。建成了新疆準(zhǔn)噶爾盆地春風(fēng)油田薄儲(chǔ)層超稠油百萬(wàn)噸原油生產(chǎn)基地，已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5 a。實(shí)踐證明：利用該項(xiàng)技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)埋藏深度200～600 m、儲(chǔ)層滲透率1.5～4.5 μm2、油層有效厚度2～6 m、油層溫度下脫氣原油粘度大于50 000 mPa·s稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)，應(yīng)用該技術(shù)已累計(jì)動(dòng)用薄儲(chǔ)層超稠油儲(chǔ)量1.88×108t，生產(chǎn)原油1 965×104t，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益，該技術(shù)已成為稠油熱采的升級(jí)換代技術(shù)。國(guó)內(nèi)推廣到新疆、河南、遼河等油田，為中國(guó)稠油年產(chǎn)量1500×104t提供了支撐技術(shù)；國(guó)外推廣到哈薩克斯坦、蘇丹、哥倫比亞等國(guó)家，為走出去開(kāi)發(fā)利用同類資源提供了優(yōu)勢(shì)技術(shù)。

致謝：衷心感謝中國(guó)石化勝利油田分公司張宗檁、束青林、王順華、楊元亮、吳光煥、謝志勤；中國(guó)石化油田勘探開(kāi)發(fā)事業(yè)部胡渤；中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院孫建芳、倫增珉、王海濤以及所有參與相關(guān)工作的同志對(duì)本論文的貢獻(xiàn)！