稠油化学复合冷采技术研究与应用

计秉玉 ,  孟霖 ,  束青林 ,  方吉超 ,  杨书 ,  刘合

中国工程科学 ›› 2024, Vol. 26 ›› Issue (1) : 216 -224.

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中国工程科学 ›› 2024, Vol. 26 ›› Issue (1) : 216 -224. DOI: 10.15302/J-SSCAE-2024.07.001
工程前沿

稠油化学复合冷采技术研究与应用

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Investigation and Application of Chemical Compound Flooding for Heavy Oil

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摘要

我国稠油储量可观，其中 60%的是深层稠油，而主流的蒸汽吞吐等热采技术采收率不足 20%；稠油资源开发潜力极大，积极探索新的开采方式以提高采收率是石油领域高质量发展的必然选择。本文着重阐述稠油化学复合冷采技术体系构建及其现场应用，为中深层稠油的新型绿色低成本接替技术发展提供有效方案。在分析稠油组分的基础上，细致剖析稠油结构致黏机理，包括化学降黏机理、降低启动压力梯度机理、提高驱油效果机理在内的提高采收率机理，以丰富理论认识。面向工程应用亟需，从水溶性降黏剂分子设计与合成、自组装调堵剂研发两方面出发，突破稠油绿色化学驱油体系。基于发展的稠油化学复合冷采技术，完成了 3个稠油油田示范工程应用，在提高产油量、控制含水率方面取得了良好成效。进一步梳理了分子采油理论与技术、渗流理论与数值模拟技术等方面的后续发展要点，以为深层稠油的绿色高效开发接替技术研究、稠油化学复合冷采技术推广应用研究等提供启发和参考。

Abstract

China has considerable heavy oil reserves, with 60% being deep heavy oil. However, the mainstream thermal recovery technologies, such as cyclic steam stimulation, have a recovery rate of less than 20%. The development potential of heavy oil resources is enormous, and actively exploring new development methods to improve the recovery rate is an inevitable choice for the high-quality development of the petroleum industry. This study focuses on the construction of a chemical compound flooding technology system for heavy oil and its field application, providing an effective solution for the development of green and low-cost sequential technologies for deep heavy oil. Based on the analysis of the components of heavy oil, this study elaborates on the structural viscous mechanism and the recovery improving mechanisms (i.e., chemical viscosity reduction, starting pressure gradient reduction, and oil displacement efficiency improvement mechanisms), which enriches the theoretical understanding. In response to urgent need of engineering applications, this study breaks through the green chemical flooding system for heavy oil from two aspects: the design and synthesis of water-soluble viscosity reducers and the development of self-assembling plugging agents. The developed chemical compound flooding technology for heavy oil has been successfully applied in three demonstration projects, achieving good results in increasing oil production and controlling water cut. Furthermore, this study outlines the key points for the subsequent development of molecular oil recovery theory and technology, as well as percolation theory and numerical simulation technology, providing inspiration and reference for research on green and efficient development technologies for deep heavy oil and the promotion of chemical compound flooding technology for heavy oil.

Graphical abstract

关键词

深层稠油 / 结构致黏机理 / 化学降黏机理 / 降黏剂 / 现场试验

Key words

deep heavy oil / structural viscous mechanism / chemical viscosity reduction mechanism / viscosity reducer / oilfield pilot test

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计秉玉,孟霖,束青林,方吉超,杨书,刘合. 稠油化学复合冷采技术研究与应用[J]. 中国工程科学, 2024, 26(1): 216-224 DOI:10.15302/J-SSCAE-2024.07.001

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一、 前言

当前，我国石油储量的世界排名仅为第13位，而石油对外依存度超过70%；保持国内原油产量并进一步提质增效，对保障国家能源安全至关重要。稠油是一类特殊的化石能源，我国探明地质储量为4.35×109 t（居世界第4位），集中在辽河油田、胜利油田、新疆油田、河南油田等处；年产量为1.6×107 t，约占我国石油年产量的8%[1,2]，对我国石油领域可持续发展具有关键的支撑作用。稠油指油层条件下原油黏度>50 mPa·s或者脱气原油黏度>100 mPa·s的原油，因沥青质、胶质含量较高成为高端机油、航空煤油、高等级沥青的重要原料[1]，稠油油藏也因显著的剩余储量和工业价值成为我国石油“增储上产”的主要类型之一[1~4]，其中深层（> 900 m）稠油占比超过60% [1~5]。然而，我国一些油藏中的稠油黏度甚至超过1×105 mPa·s，在常温下已不具有流动性，使得相应开发和生产面临着极大的难度。

蒸汽吞吐是稠油开发初期常用的开发方式[6,7]，也是我国中深层稠油开发的最主要方式；通过单井周期性注入水蒸气（“吞汽”），从井筒向油藏不断加热以实现原油降黏，然后“吐油”将原油开采出来。目前，我国稠油油藏蒸汽吞吐产量约为1.2×107 t/a，普遍处于高轮次吞吐阶段。以胜利油田为例，平均蒸汽吞吐6.7轮次，超过7个轮次的油井占比达到42%；在蒸汽吞吐轮次增加后，相应油田普遍面临产量低（单井产油1.9 t/d）、含水率高（89.5%）、采收率低（20.7%）的状况，使开采效益急剧下降。因此，寻求新的技术来提高采收率成为亟需[8~12]。

蒸汽驱作为蒸汽吞吐的主要接替技术，在通过蒸汽吞吐建立热联通、降低地层压力后，注入蒸汽以在注采井之间形成蒸汽带，大范围地降低原油黏度并更好驱动井间剩余稠油；但对于中深层稠油而言，井筒热损失较大，加之地层压力较高，导致起关键作用的蒸汽带不易扩展。数值模拟和工程实践均表明，随着油藏埋深加大，蒸汽带体积急剧缩小，开发效果变差，限制了蒸汽驱的规模化应用[9]。在辽河油田、新疆油田、胜利油田，蒸汽驱产量仅占热采总产量的10%左右[13,14]。

化学驱指在常温条件下向水溶液中添加化学剂，改变注入流体的物理化学、流变学性质以及与储层岩石的相互作用，据此提高采收率的一种强化措施；作为我国主导性的提高采收率技术，已在大庆油田、胜利油田、渤海油田开展规模化应用（产量约为1.5×107 t/a）。也要注意到，化学驱技术目前适用原油黏度低的油藏，如大庆油田原油黏度普遍为7~10 mPa·s，胜利原油黏度为40~70 mPa·s，渤海油田原油黏度相对高，为350 mPa·s[13~15]。现有研究认为，原油黏度超过350 mPa·s的稠油油藏，其原油流动性大幅降低，使传统化学驱技术不再适用[1]。为了进一步提高稠油产量，保持吞吐热采后稠油油藏稳产，亟待研发新型化学驱提高采收率技术，维持住稠油油藏采收率；也需突破绿色技术应用瓶颈，解决传统蒸汽开发的高耗能、高碳排放难题。

本文以热采后中深层稠油为研究对象，发展高效且绿色的开发接替技术，在分子层面进一步剖析以揭示稠油微观致黏机理，研发并构建化学降黏驱油体系，形成矿场驱油配套技术工艺，以为推进稠油化学复合冷采技术研究与工程应用提供新的支撑。

二、 稠油结构致黏机理和提高采收率机理

稠油的高黏特性很大程度上限制了稠油的有效开发，热采和冷采在本质上都是破坏稠油的致黏结构以增大稠油流动性。厘清稠油致黏机理，开展针对性的降黏机理机理研究，对稠油领域进一步提高采收率、挖掘剩余潜力至关重要。

稠油结构组成复杂，液态组分多是饱和烃、环烷烃、芳香烃等碳氢化合物，可以分为烷族、环烷族、芳香族3类；固体组分主要是石蜡、沥青质、胶质，若占比较高则使原油具有明显的非牛顿流体特征。传统的稠油组分研究多采用核磁共振波谱、红外光谱、荧光光谱等手段，只能定性评价稠油的分子极性、分子整体结构、组分结构单元的平均化学结构，从而导致稠油化学降黏剂分子设计、降黏机理分析等缺乏可靠的理论依据，也使稠油降黏措施选型、开发方法优化等缺乏理论指导。

本研究完成分子层面的综合分析，侧重提出稠油结构致黏机理，据此深化化学降黏、降低启动压力梯度、调控化学剂波及体积、提高采收率等方面的室内实验；系统阐述稠油降黏开发工艺机理（覆盖微观和宏观层面），支持稠油绿色低成本接替技术的现场应用，形成稠油领域新技术研发亟需的理论依据。

（一） 稠油结构致黏机理

稠油一般为生物降解和水洗后的产物，相比普通原油具有沥青质、胶质、石油酸占比高，分子种类多且分布结构复杂的特征。在质谱分析的基础上，运用分子动力学模拟技术，能够在分子层面开展稠油致黏机理研究。笔者团队通过算法优化和尺度对接，率先将分子模拟方法引入稠油黏性的作用机制研究，构建了“量子化学 – 分子动力学 – 介观模拟”的多尺度耦合模拟方法；将模拟方法与实验研究有效互补，从分子内 / 分子间、沥青分子缔合体、稠油联合体3个层次出发，完成稠油微观致黏机理的系统探索（见图1）。在稠油体系流动过程中，相关组成与结构加剧了分子间的相互作用，导致内摩擦力增大、黏度显著增加[16,17]。

一是超分子联合体聚集结构。稠油体系中的沥青质分子在π–π作用下以夹层结构形式堆积[17]，进而形成缔合体结构。缔合体在氢键的影响下，与其他极性组分相互作用，形成更大规模的超分子联合体，使原油黏度大幅度上升[18,19]。

二是氢键作用下的石油酸聚集结构。石油酸是稠油的重要组成部分，其中环烷酸约占80%且环数分布差别较大。羧酸基团和含N、S等杂原子在氢键的作用下，借助氢键“桥接”作用，形成强于范德华作用的局部不连续非均匀结构，是稠油致黏的重要因素。

三是互溶性差的微组分聚集结构。稠油的分子种类多，常常含有一些微量组分，在范德华力或氢键的作用下聚集，形成微观分子簇不连续聚集结构。地层稠油中含有微量的水分子，通过水分子间的氢键作用，稠油中的N原子周围聚集4个水分子，O、S原子周围聚集5个水分子，导致稠油与微量水形成油包水乳状液，进一步提高稠油黏度。

（二） 提高采收率机理

1. 化学降黏机理

稠油黏度对稠油分子特征及其缔合状态敏感。稠油降黏的实质是破坏稠油的致黏结构，使稠油易于流动，通过分散沥青质分子、形成水包油乳液等形式实现降黏[18~20]。分散沥青质降黏指利用降黏剂分子同源嵌入作用，打开沥青质分子层状π–π堆积结构，拉大沥青质分子间的质心距，减少沥青质分子间的缔合结构，达到降黏目的。在特定缔合程度的情况下，“胶质 – 芳香分”相互作用对黏度贡献大。应调控降黏剂在稠油体系中的整体分布特征，在保证局部包覆沥青质的同时，尽可能使烃类尾链穿插在“沥青质 – 胶质 – 饱和分”之间以实现“有效润滑”，进而针对性地削弱各组分间的分子摩擦效应，进一步实现降黏[21~23]。

对比稠油热降黏、甲苯稀释降黏、降黏剂降黏的分子模拟结果发现，3种降黏方式均可在一定程度上拉大沥青质分子间的距离，又以添加降黏剂后体系质心距增加最明显、沥青质分子间面 – 面堆积的比例降低幅度最大、降黏效果最为显著[24]。鉴于稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后含水率较高的特点，加入水溶性降黏剂，拆散稠油分子缔合体 – 联合体结构、微组分不连续结构，形成水包油乳状液，由低黏度外相水控制乳液黏度。实验表明，针对黏度为2000 mPa·s的稠油，作为内相形成的水包油乳液体系可实现99%的降黏率，显著提高了稠油在储层内的流动能力，达到与稠油热采类似的降黏效果。

2. 降低启动压力梯度机理

稠油中的胶质沥青分子具有较强的极性基团。部分杂原子结构带有一定的电荷，导致胶质沥青质偶极距较大，一般为10~20德拜[20]。极性基团与带电结构作用，易使胶质沥青质吸附于带电荷的岩石表面，形成具有特殊理化性质的边界层；边界层效应、结构性黏度均使稠油在驱动时存在启动压力梯度[25]。室内岩心实验表明，启动压力梯度随着稠油黏度增加而增大，2000 mPa·s的地层原油黏度对应的启动压力梯度高达1.15 MPa/m；加入降黏剂形成水包油乳状液（油水比4∶6），可以改变沥青质与岩石矿物间的作用力并实现润湿反转，使启动压力梯度下降至0.07 MPa/m（降幅为94%），显著提高了稠油流动能力。

3. 提高驱油效果机理

运用注采平面可视化模型，对单一降黏剂驱、化学复合驱的效果进行对比研究。结果表明，单一降黏剂驱在主流线上窜流严重，导致支流线区域的降黏效果不佳。在单一降黏剂驱的过程中，注入水沿主流线区域突进而形成窜流通道，多个窜流通道之间形成剩余油富集区，导致降黏剂无法波及、微通道壁面上存在吸附剩余油[18~20]。而化学复合驱通过降黏剂转向作用，增强了水相驱替动力，使小孔道内的剩余油得到动用，扩大了水驱波及范围并增强了降黏剂与稠油的接触乳化程度，支持提高波及系数和洗油效率（见图2）。

相较单一降黏剂驱，堵调剂驱对小孔隙的动用效果改善更加明显，小孔径的孔隙剩余油动用程度也有进一步提高。稠油在单一降黏剂驱过程中，受储层非均质、油水流度较大等因素的影响，极易形成优势渗流通道；化学复合驱可有效抑制黏性指进现象，利于调整流场并扩大波及[26,27]。统计结果表明，化学复合驱油结束时的波及系数为87%，较单一降黏驱提高45个百分点；单一降黏剂驱可提高采收率9%，而复合冷采可提高33%。因此，对于非均质稠油油藏，“降黏+调堵+流度控制”化学复合冷采方法成效更为突出。

三、 稠油绿色驱油体系研发

针对长期热采后的中深层稠油油藏，基于前期研究阐明的稠油致黏和降黏机理，研发高效且绿色的化学驱油体系。完成稠油复合降黏体系的分子设计、关键组分绿色低成本可控合成、自乳化驱油体系及智能调控体系构建与作用机制、化学复合冷采驱油体系协同作用机理等研究，以有效破坏稠油分子间结构致黏体系的方式，成功调节稠油油藏的非均质性，显著扩大化学剂波及范围。依托坚实的机理认识与技术支撑、实验室内的高效精准合成，推动中深层稠油绿色接替技术的工程应用进展。

（一） 水溶性降黏剂分子设计与合成

水溶性降黏剂分子设计的关键在于利用稠油与水形成水包油乳液体系。乳滴油粒径小且较为稳定，易于通过岩石孔隙并可防止聚并。降黏剂需具有较好的水溶性、较低的油水界面张力、较强的乳液稳定性、破坏稠油缔合体 – 联合体结构等作用[23~28]。在方案设计上，以聚丙烯酰胺为骨架，加入强水溶性的羧酸基团、强活性的磺酸基团、拆散沥青质缔合体 – 联合体结构的苯环基团、防止沥青质再聚集的烷基侧链，形成具有易水溶、增黏控流度、强活性、高降黏等特性的降黏剂分子结构。

通过分子动力学模拟，以契合沥青质 – 沥青质径向分布函数、实现油水界面能量最低为主要目标，优化分子中氮形态、苯环形态、烷基侧链长度等参数，形成四元共聚高分子降黏剂（见图3）[29~34]。室内合成评价实验结果表明，所设计的水溶性降黏剂在加量为0.5%~1%、油（胜利孤岛稠油的黏度为3560 mPa·s）水比为3∶7时，降黏率为95%~98%，达到设计要求[21]。

（二） 自组装调堵剂研发

为满足稠油化学复合冷采的需要，实现“进得去、走得远、堵得住”目标，笔者团队研发了自组装调堵剂。采用链内交联和链内双氢键，构建分子内刚性四元环结构，维持调堵剂微粒刚性强度；接枝长碳链功能单体作为柔性“锚链”，其中的多氢键、螯合配位官能团作为“锚爪”进行分子间连接，完成自组装。

基于上述分子设计方案，采用嵌段活性聚合方法合成了具有分子内交联结构的羟甲基丙烯酰胺、顺丁烯二酸、癸烯醇三元共聚自组装调堵剂。自组装调堵剂的分子量为1.65×106~3.3×106，工程应用中的回收率达98%。通过刚性内核保持微粒强度、柔性锚链控制微粒相互聚结增长，使封堵的时机和强度可控，实现降黏剂向剩余油“靶区”的高效输送（见图4）[35~38]。采用胜利油田陈371– 平14井稠油和相应油藏条件开展物模实验测试，获得以下结果：自组装调堵剂体积倍数由单体膨胀的30倍提高到自组装体积的500倍（最大值），封堵率由80%提高到90%，优于同类产品水平。

四、 稠油化学复合冷采技术油田现场试验

将前期的理论基础、驱油体系与油藏地质特征、井网完善程度、地质开发条件等油田要素精准对接。根据不同稠油油藏的特征，确定了孤岛中二馆5多轮次吞吐后中高渗直井、陈373薄层稠油水平井、金8敏感性储层稠油等3个具有代表性的试验井组，开展现场试验。注重在实践中形成配套技术，为我国其他稠油油藏开采提供标准规范和工程示范。

（一） 孤岛中二北馆5中区块调堵降黏驱

孤岛中二北馆5位于孤岛稠油环中区东北，属于高孔高渗的普通稠油油藏类型，50 ℃地面脱气原油的黏度为5921 mPa·s，地下黏度为200~400 mPa·s，地质储量为1.005×106 t。油田于1995年投产，已经多轮次蒸汽吞吐，目前汽窜严重，单井产量低至1.2 t/d，含水高达95%，热采效果差且采收率不足20%。针对该区块边底水活跃、不适合转蒸汽驱、存在汽窜通道的实际情况，优化设计了“堵调剂+降黏剂”化学复合驱油体系以及化学剂注采参数。4口注入井、10口采油井采用面积为141×200 m2的反5点法井网，按照“先堵调、再降黏”的注入顺序，总计注入0.3 PV（PV表示孔隙体积倍数）的堵调剂、0.2 PV的降黏剂。试验区已完成4个井组试注，正在进行扩大区5井组的地面施工；已分3批井组，转注化学降黏复合驱，累积注入0.17 PV。

现场结果显示，化学复合冷采有效解决了稠油油藏存在的汽窜通道发育，注水、注蒸汽效果差的问题。对注入前后的示踪剂进行监测发现，堵调剂逐步控制高渗通道流动，平面流线更加均衡；扩大后续降黏剂的波及范围（一线井全部见剂），见剂时间差从27 d下降到10 d。2023年3月，试验区23口油井的日产油量为49 t/d、综合含水率为91.26%；相较于实施前（2019年8月）日产油量增加6.2 t/d、综合含水率下降2.6个百分点，累计增油量为1.53×104 t，提高采出程度0.84%。

（二） 陈373块“聚合物+降黏剂”驱

陈373块位于陈家庄油田南部，先导试验井组面积为0.42 km2，地质储量为2.76×105 t，50 ℃地面脱气原油黏度为14 480 mPa·s，地下黏度为400~800 mPa·s，属于薄层特稠油油藏类型。油田于2013年投产，经过多轮次蒸汽吞吐后经济效益变差，地层压力较高而无法转为蒸汽驱。结合该区块油藏条件，优化设计了“聚合物+降黏剂”驱油体系。以现有水平井井网为基础，形成3口注入井、4口采油井的排状注采井网，注入0.36 PV的聚合物、0.24 PV的降黏剂；2019年8月正式投注，累计注入聚合物干粉190.96 t、降黏剂839 t，注入段塞为0.334 PV。

针对油藏长期热采后非均质性加剧、驱油效率偏低、注剂效果较差的问题，优化化学冷采参数。现场结果显示，聚合物段塞注入压力持续上升，降黏剂段塞注入压力呈台阶式上升；注入聚合物有效阻挡了高渗流通道，起到了控制流度、提高驱油效率的预期作用。2022年8月，试验区日产量为17.3 t/d，综合含水率为91.5%；相较于转注前日产油量增加6.9 t/d、综合含水率下降3个百分点。单井产出也有提升，单井最大日增油量为5.6 t/d，综合含水率最多降低10个百分点。

（三） 金8区块敏感性稠油降黏驱

金8区块位于金家油田南部，50 ℃原油黏度为447~968 mPa·s，地质储量为6.116×107 t，油藏黏土含量高（平均值为16.8%，伊蒙混层区最高为91%），属于强水敏普通稠油油藏类型。油田于2003年投产，前期采用天然能量开发及注水开发方式，油藏面临液量油量持续降低、边部水淹严重等问题。分析表明，应用热采开发成本较高、效果较差。

针对油藏油井含水率<70%的井组，实施单一降黏剂驱；考虑降黏剂吸附效应，第一年降黏剂注入浓度为0.7%，第二年为0.4%。针对油藏含水>70%的井组，实施“调堵+降黏”复合驱，采用泡沫、降黏剂交替循环注入方式。现场结果显示，化学复合冷采有效补充了地层能量，显著提高了剩余油的动用程度。自2019年1月起，在试注区开展试验，先后在7个井组完成水驱转降黏驱、天然能量转降黏驱、调剖转降黏驱等试验，覆盖地质储量为3.59×106 t。实施降黏驱后，区块含水率下降7.7个百分点，采油速度提高0.15个百分点，原油胶质沥青质含量、原油黏度均大幅下降，含蜡量则有所上升。截至2022年7月，日产油量增加22.6 t/d，年增油量为4131 t，累计增油量为1.81×104 t。

五、 稠油化学复合冷采技术发展思考

（一） 分子采油理论与技术

提高油气田开发技术水平，依赖现代科学前沿技术的发展。传统的油田开发理论以流体力学、热力学、物理化学等学科为基础，具有唯象方面的特征，适用于从岩心到油藏的宏观尺度应用。随着油气田开采对象趋于复杂，亟需更高效的开发方法，更具针对性、经济性、绿色环保特性的驱油剂。例如，特高含水老油田进一步提高采收率、实施稠油化学高效冷采等，仍面临着许多科学难题和技术挑战。

近年来，笔者团队基于研究实践和体会，提出了分子采油理念，认为分子采油理论及相应技术将发挥重要作用：① 从分子层面深化认识油气与岩石矿物之间的相互作用、油气微观赋存方式及驱油剂分子作用机制等，据此构建更高效的剩余油开采新方法；② 以针对性驱油机理为指导，从分子层面（含量子化学计算）开展驱油剂、调堵剂、其他油田化学助剂的设计与合成；③ 基于分子层面的理论新认识，研发采油工程相关材料。

（二） 渗流理论与数值模拟技术

稠油化学冷采开发过程中，稠油、水、乳状液复杂渗流体系的相变规律，乳状液非线性、非连续性渗流规律，化学复合驱替机理等极为复杂，使得以达西定律为基础的传统渗流理论、数值模拟分析模块需要进行相应修正。在进一步的研究中，需要就实验技术、渗流机理、数值模拟方法等开展攻关。

一是建立可视化物理实验与大模型物理实验技术。模拟地下原油与化学剂体系的作用过程，揭示地下原油乳化机制、乳状液不稳定性流动机制，准确描述稠油化学复合冷采体系的驱油机理，建立稠油 / 乳状液 / 水相对渗透率测试方法及规律；进一步明确乳状液体系的相态变化，为数值模拟模型构建及预测、现场开发等提供科学指导。

二是发展多相 / 多尺度综合模拟技术。稠油、水、乳状液复杂渗流体系包含稠油分子结构改变等微观机制、乳状液液滴不稳定流动等介观机制、剩余油变化等宏观机制。亟待基于分子模拟、格子 – 玻尔兹曼、数学建模等方法，发展多相 / 多尺度稠油综合模拟技术，弥补目前商业数值模拟软件的相应功能空白，提高稠油化学复合冷采开发效果的预测准确度。

六、 结语

本文按照“微观机理 – 体系研发 – 现场应用”的思路阐述了稠油化学复合冷采接替技术，对于深层稠油绿色高效开发、保障国家能源安全具有重要意义。明确了稠油微观分子层面的结构致黏机理、降黏剂拆散致黏结构的水包油乳化降黏机理、改变储层润湿性降低启动压力梯度机理、化学剂协同作用下调控扩波机理。立足稠油各项机理，“靶向”设计降黏剂和调堵剂，相关体系绿色无毒、低成本，获得了良好的室内评价性能，使体系降黏率>95%。针对不同类型稠油油藏，完成化学复合冷采现场试验，明显改善了原油流动性，提升了原油产量和采收率，推广应用前景良好。结合油田应用效果来看，以提高采收率7%估算，相应技术应用于我国中深层稠油开采后，有望增加采储量2×108 t；相较传统的锅炉生产蒸汽开采方式，预计减少CO2排放量约4.1×107 t。

在未来的稠油开发技术研究中，应依托先进实验设备和计算方法，持续开展基础理论研究，继续深化对稠油致黏机理、降黏机理、提高采收率机理的认识，为完善绿色高效稠油开发技术提供坚实的理论支撑；以分子采油理论为依据，明确微观层面油气与岩石相互作用的机理，精准研发绿色化学药剂、采油工艺设备；发展“微观 – 介观 – 宏观”多尺度数值模拟技术，建立稠油的流动机理数学表征和生产动态精确预测方法，促进稠油化学复合冷采技术推广应用。

利益冲突声明

本文作者在此声明彼此之间不存在任何利益冲突或财务冲突。

Received date:July 10, 2023;Revised date:December 8, 2023

Corresponding author:Liu He is a professor-level senior engineerfrom Research Institute of Petroleum Exploration and Development,and a member of Chinese Academy of Engineering. His major researchfields include production enhancement and transformation of lowpermeability oil and gas reservoirs, improvement of mechanicalrecovery system efficiency, layered water injection, and wellboreengineering control technology. E-mail: liuhe@petrochina.com.cn

Funding project:National Key R&D program of China (2018YFA0702400)

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