勝利油田稠油未動用儲量評價及動用對策

李偉忠

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

稠油、超稠油和瀝青大約占全球石油總資源量的70%，在油氣工業(yè)中占有重要的地位。截至2020年，勝利油田已累計動用探明稠油儲量為6.23×108t，水平井的規(guī)模化應用實現了大批薄層稠油儲量的動用，將稠油動用厚度下限降至2.5 m；HDCS(水平井Horizontal well、油溶性復合降黏劑Dissolver、二氧化碳Carbon dioxide、蒸汽Steam)技術實現了原油黏度為40×104mPa·s深層超稠油和淺薄層超稠油儲量的有效動用[1]；“近熱遠防”(近井地帶通過高溫蒸汽使黏土轉型降低儲層水敏程度，遠井地帶采用深部防膨技術抑制儲層水敏傷害)技術[2]實現了水敏指數為0.9的強敏感稠油儲量的開發(fā)突破。雖然稠油開發(fā)技術不斷取得進步，但仍有近3.20×108t稠油儲量由于埋藏深(大于2 400 m)、厚度薄(小于2.0 m)、滲透率低(小于200 mD)、黏度高(大于50×104mPa·s)、具有邊底水(水油體積比大于8)等原因，在現有技術條件下難以得到有效動用。

圍繞未動用邊際稠油的有效動用，國內外開展了大量探索。特超稠油的SAGD技術、深層低滲稠油的壓裂技術、降低開發(fā)成本的化學降黏復合技術、油藏工程一體化技術等得到了廣泛應用，區(qū)塊流轉、合作開發(fā)等管理模式轉變帶來了開發(fā)成本的大幅度下降，為未動用稠油儲量開發(fā)帶來了曙光。因此，對勝利油田稠油未動用儲量進行系統評價，剖析制約儲量動用的關鍵因素，探索低成本開發(fā)技術，對于穩(wěn)定勝利油田稠油產量具有重要意義。

1 勝利油田未動用稠油資源狀況及分類

勝利油田稠油主要分布在東部渤海灣盆地孤島、濱南、現河等11個油田，具有“深、稠、敏、水”的特點；西部準噶爾盆地春風、春暉、阿拉德等3個油田，具有“淺、薄、低、稠”的特點，未動用儲量為1.78×108t，主要分布在濟陽坳陷的金家油田、三合村油田、王家崗油田，準噶爾盆地春風油田外圍、春暉油田、阿拉德油田。

按照未動用稠油的主要油藏特點及開發(fā)難點，將未動用儲量劃分為5種類型(表1)，包括邊底水稠油、特超稠油、敏感稠油、薄層稠油和深層低滲稠油，其中，邊底水稠油、特超稠油各占未動用儲量的1/3左右，敏感稠油、薄層稠油和深層低滲稠油占未動用儲量的1/3。

表1 勝利油田稠油未動用儲量類型及分布(2020年)Table 1 The types and distribution of nonproducing reserves of heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield (2020)

2 開發(fā)難點及動用對策

要實現稠油儲量的有效動用，首先要明確儲量未動用的原因，對已有技術進行可行性評價，不同儲量難動用的主控因素不同，開發(fā)對策不同。

2.1 敏感稠油

敏感稠油是指水敏或速敏指數大于0.7的稠油油藏，此類油藏儲量規(guī)模占到總體未動用儲量的13.6%，其中水敏指數大于0.9的極強水敏儲量占敏感稠油儲量的75.0%。

2.1.1 開發(fā)難點

勝利油田敏感稠油開發(fā)從20世紀90年代王莊油田鄭408塊開始，采用注水防膨、油基泥漿鉆井實現了動用，2003年，利用“近熱遠防”技術實現了王莊油田鄭36塊3 000×104t強水敏油藏儲量的有效動用。但是該技術應用于金家沙一段、王莊油田鄭408沙三段、阿拉德油田哈淺22等強敏感性油藏均未獲成功，地質特點及水敏機理的差異，導致了“近熱遠防”技術適應性差，無法實現油藏的有效動用。

金家油田沙一段巖性以粉細砂巖為主，油藏埋深為700～1 000 m，黏土礦物含量高達24%，且黏土類型以蒙脫石為主(圖1a)。儲層除了具有強水敏外，開發(fā)過程中的強速敏、瀝青質沉淀，導致生產井管柱堵塞嚴重(圖1b)，供液嚴重不足。為了探索油藏有效動用方法，先后開展了蒸汽吞吐、CO2吞吐、蒸汽驅、火燒油層實驗，開發(fā)效果均不理想。

圖1 金家油田顆粒表面黏土及防砂管堵塞照片Fig.1 The photo of the clay particles and blockage of sand control pipe in Jinjia Oilfield

阿拉德油田哈淺22塊含油層系為侏羅系西山窯一段扇三角洲平原沉積，巖性以粉細砂巖為主，儲層滲透率為631 mD，黏土含量平均為20%，伊蒙混層平均含量為87%，水敏評價為強—極強水敏，地層溫度為27 ℃，地層溫度下脫氣原油黏度為11×104mPa·s。油藏先后采用防膨、壓裂防砂、注氮氣、注蒸汽等多種組合開發(fā)方式，蒸汽吞吐初期產能可以達到14.0 t/d，但是由于地層溫度低，原油黏度高，井口溫度下降快，產量遞減快，周期生產時間只有20～50 d，油汽比只有0.10，總體開發(fā)效果較差。

室內實驗和現場實踐表明，強水敏導致注汽過程中壓力高，井底干度無法保證；生產過程中黏土膨脹、顆粒運移等導致井底出現堵塞，井底壓力下降快，開發(fā)后期供液不足，是該類油藏難以實現有效動用的根本原因。

2.1.2 開發(fā)對策

要實現敏感稠油油藏有效動用，關鍵是利用防膨、油層保護等措施解決注入、采出等問題。

(1) 適度出砂技術。適度出砂技術是指有選擇地或有限度地防砂，有效阻止大于一定粒徑的油層砂隨原油運移，同時允許小粒徑的油層砂隨原油運移達到改善井底油層物性的目的[3]。

針對金家油田油藏條件，李偉忠等[4]通過室內實驗，開展了油藏出砂冷采的可行性研究，認為采用CO2輔助蒸汽驅方式可以在儲層中形成“蚯蚓洞”，明顯改善儲層特性。曹嫣鑌等[5]利用金家真實巖心開展了不同驅替方式下巖心驅油效率評價實驗，認為蒸汽+高溫驅油劑+高溫縮膨劑的熱復合化學驅替方式，可促進蒙脫石向伊利石的轉變，同時溶蝕部分高嶺石,形成大的“熱蚯孔”，可大幅度提高油藏滲流能力。

結合室內評價，針對黏土含量高、水敏強、出砂嚴重、瀝青質沉淀等導致防砂管及近井地帶堵塞問題，提出了轉“防”為“疏”的開發(fā)技術對策，采用井底處理解除污染、生產過程適度攜砂、參數優(yōu)化適度防砂，采用氣體輔助蒸汽的多元熱復合開發(fā)思路，同時做好全過程的油層保護。適度出砂技術在金17、鄭36塊等10余口井進行了現場應用，鄭41-2X10井日產液量、日產油量得到了大幅度提升，平均單井日產油量由2.9 t/d提高到6.5 t/d以上。

哈淺22塊在注高效防膨劑解決水敏的同時，為了解決原油黏度高的問題，室內開展了注稀油降黏實驗，通過摻稀油大幅度降低原油黏度，利用水力噴射泵排砂解堵，形成了“以排代防、摻稀降黏”技術。哈淺22-1井開展的摻稀降黏現場試驗，注汽壓力降低了2 MPa，日產液量由20.1 t/d提高到30.2 t/d，階段油氣比提高了0.10。

(2) 降黏復合冷采技術。針對強水敏導致蒸汽注入困難、滲透率大幅度下降的問題，提出了稠油降黏復合冷采技術，通過生產井注入高效降黏劑，在降低原油黏度的同時減少蒸汽注入，減少儲層與外來流體的接觸。金家油田金8塊開展的降黏復合驅試驗取得明顯成效，井組峰值日產油增加23.7 t/d，采油速度由0.23%增加至0.80%，投入產出比為1∶3，采收率提高6.1個百分點。

(3) 火燒驅油開發(fā)技術?；馃層褪峭ㄟ^注氣井把空氣注入油層并點燃，原油重質部分燃燒后形成燃燒帶產生大量的熱能和煙道氣，驅動燃燒帶前緣改質原油從生產井采出的開發(fā)方式，采收率可達到70%。勝利油田先后在金家油田、鄭408塊開展火燒驅油先導試驗，形成了成熟配套的油藏及工藝技術，現場試驗取得了一定的開發(fā)效果[6]。2020年，勝利油田將火燒驅油作為敏感性稠油開發(fā)的主要攻關技術，選擇金家油田金10塊3個井組開展先導試驗，方案實施預計可提高采收率27%，有望實現敏感稠油開發(fā)的突破。

2.2 深層低滲稠油

中國稠油油藏普遍埋藏較深，約一半的儲量埋深為1 300～1 700 m，吐哈油田稠油油藏埋深為2 400～3 400 m，塔河油田是中國發(fā)現的第一個超深、超稠碳酸鹽巖油藏，埋深為5 350～6 600 m。勝利油田的深層低滲稠油主要以深層砂礫巖、灘壩砂為主，埋藏深，物性差，蒸汽吞吐開發(fā)效果不理想。

2.2.1 開發(fā)難點

三合村油田羅322塊為扇三角洲砂礫巖油藏，油藏埋深為2 200～2 500 m，滲透率為51～320 mD，原油黏度為2 500～6 000 mPa·s，巖性復雜，儲層變化快，非均質性強。羅322塊冷采流度為0.12 mD/(mPa·s)，理論計算油藏啟動壓力梯度大于0.1 MPa/m，地下原油滲流困難，常規(guī)開采極限泄油半徑只有3.8～7.1 m。注蒸汽開發(fā)的油藏壓力超過蒸汽臨界壓力，注入蒸汽在地下變成熱水，熱焓僅為常規(guī)埋深稠油油藏的71%，熱焓及熱焓利用率低，早期開展的熱采試驗效果不理想，儲量無法有效動用。

王家崗油田王152塊為深層低滲灘壩砂稠油油藏，油藏埋深為1 450～1 550 m，為典型的薄互層沉積，平均單層厚度為3.0～5.0 m，儲層滲透率只有137 mD，50 ℃地面原油黏度為12 282 mPa·s，區(qū)塊先后采用超臨界注汽、DCS、水力徑向射流、壓裂防砂、二氧化碳吞吐等措施，但措施效果均不理想，日產油僅為1.0～2.0 t/d，儲量長期無法實現有效動用。

2.2.2 技術對策

(1) 壓裂輔助增溶降黏技術。針對墾西深層稠油開發(fā)難點，提出壓裂輔助增溶注氣降黏技術對策。CO2溶于原油后，具有溶解降黏、溶解氣驅、傳質等作用，在超稠油開發(fā)中得到了廣泛應用。為進一步增強CO2在稠油中的溶解量，室內在對化學劑、降黏劑篩選評價基礎上，合成CO2增溶降黏劑[7]，使CO2在原油中的溶解量擴大了7倍，復合降黏率達到99.2%，且該降黏劑能夠有效分散瀝青質，提升稠油流動能力(圖2)。為解決油藏埋藏深、地層滲透率低的問題，對直井進行了壓裂改造，壓裂后的生產啟動壓差約為壓裂前的1/13，進一步增大了CO2擴散范圍，實現擴大泄油半徑、提高采出程度的目的。

圖2 添加增溶降黏體系后瀝青質粒徑微觀可視化變化Fig.2 The microscopic visual change in asphaltene particle size after adding solubilization and viscosity reduction system

2017年，選擇勝二區(qū)勝2-P104井開展了增溶降黏吞吐現場試驗。勝二區(qū)油藏埋深為1 624.2～1 865.9 m，油層厚度為4.0 m，原油黏度為19 096 mPa·s。該井2011年5月注蒸汽吞吐開發(fā)，平均注汽壓力為19.4 MPa，累計注汽量為1 326 m3，干度為48.7%。投產后平均日產油只有1.3 t/d。2017年采用“CO2+增溶降黏劑”方式降黏冷采，日產油增加至5.2 t/d，增油效果明顯。

(2) 降黏引驅技術。針對王152塊注入困難，地下井間無法建立有效驅替的問題，借鑒大慶油田壓驅技術和壓裂技術的應用[8]，提出了降黏劑驅+降黏吞吐引效組合的“降黏引驅”開發(fā)技術。該技術通過生產井注降黏劑吞吐引效，注入井通過超高壓快速注入大劑量變濃度降黏劑段塞，解決降黏劑注入難和波及差的問題，通過快速建立有效驅替壓差達到補充地層能量、擴大波及體積、提高洗油效率的目的。王152-X6井降黏劑吞吐試驗，累計注入質量濃度為3%的降黏劑67.8 t，措施前日產液量只有5.0 t/d左右，措施后日產液量維持在20.0 t/d左右；井組峰值日產油量為11.5 t/d，是措施前的5倍，平衡油價由以前的3 810 元/t降至2 280 元/t。區(qū)塊采用降黏引驅開發(fā)方式后，測算平衡油價可進一步降為1 580 元/t，展現了降黏引驅技術在稠油開發(fā)中廣闊的應用前景。

2.3 特超稠油油藏

特超稠油油藏是指原油黏度大于10×104mPa·s的稠油，勝利特超稠油總儲量為9 784×104t，主要分布在濟陽坳陷單家寺油田單113、王莊油田鄭411塊及準噶爾盆地春暉油田哈淺1塊。

2.3.1 開發(fā)難點

特超稠油油藏由于原油黏度高，轉化為牛頓流體所需的溫度高，如何保持持續(xù)的高溫及有效降黏是該類油藏能否動用的關鍵。哈淺1塊為近源的濕地扇砂礫巖沉積，油藏埋深為200～500 m，地層溫度為28 ℃，原油黏度大于1 000×104mPa·s，厚度為20.0～25.0 m，隔夾層發(fā)育，屬于典型的瀝青砂。哈淺1-平3井蒸汽吞吐試采表明，當井口溫度高于80 ℃時，產量可達到20.0 t/d以上，一旦溫度低于80℃油井產量迅速下降，生產周期僅有20～40 d，周期油氣比不足0.2，如何使井口溫度長時間保持80 ℃以上是油藏能否動用的關鍵。調研表明，SAGD是特超稠油開發(fā)主導技術之一，但哈淺1塊與國內外SAGD開發(fā)區(qū)塊相比，油層厚度更薄、原油黏度更高，儲層內部隔夾層發(fā)育、儲層非均質性更強，單純SAGD技術適應性差。

2.3.2 開發(fā)對策

(1) E-SAGD強化采油技術。針對哈淺1塊SAGD開發(fā)難點，研究提出了氮氣與降黏劑輔助的E-SAGD強化采油技術。該技術通過在SAGD實施過程中添加非凝析氣體氮氣、降黏劑，以達到改善SAGD開發(fā)效果的目的[9]。室內物理模擬、數值模擬表明，加入氮氣和降黏劑后，氮氣分壓作用可以擴大蒸汽波及體積，降黏劑在蒸汽的攜帶作用下可以深入油層內部擴大降黏范圍，氮氣和蒸汽重力分異能夠抑制蒸汽超覆，相對于常規(guī)SAGD開發(fā)，室內實驗可提高采收率10.9個百分點。目前哈淺1塊已完鉆SAGD水平井組，單2塊直井-水平井組合SAGD方案已完成，計劃開展現場試驗。

(2) HECS(水平井、高效增溶降黏劑、二氧化碳、蒸汽)強化采油技術。2008年以來，單113塊采用HDCS投產水平井19口，開發(fā)初期平均單井日產油為9.6 t/d，證明HDCS技術能實現特超稠油的有效動用，但是噸油完全成本達到4 240 元/t，經濟上不可行。為了降低開發(fā)成本，在HDCS技術基礎上，提出將油溶性降黏劑改為高效增溶降黏劑的HECS強化采油技術，能夠在增加CO2溶解度的同時，提高單井產能，降低藥劑用量，采用HECS技術開發(fā)成本有望降至2 350 元/t以下。

2.4 邊底水稠油

勝利油田邊底水稠油主要分布在陳家莊油田陳373、春風油田排601-20、排625等油藏，儲量占勝利油田未動用稠油儲量的33%左右。國內外針對邊底水油藏開發(fā)已形成了一些配套的技術[10]，但對于強邊底水、薄層底水等油藏仍缺少成熟的開發(fā)技術。

2.4.1 動用難點

邊底水稠油由于水體能量強、純油區(qū)條帶窄，油水流度比大，開發(fā)過程中含水上升快，一旦水淹產量大幅下降，蒸汽吞吐效果明顯變差。如草南沙河街組油藏埋深為880～954 m，50 ℃原油黏度為32 561～94 500 mPa·s，水油體積比大于5。由于含油條帶較窄，邊水能量較強，距離內油水邊界200 m左右的草37-平2井注汽熱采投產，投產后日產油快速遞減到1.0 t/d以下，含水快速上升到90% ，累計產油量只有2 650 t。

2.4.2 技術對策

(1) 底水蒸汽驅。春風油田排601-20、排625塊為具有傾斜油水界面的油藏，油藏界面延伸長度近2.0 km，水層厚度只有1 m左右。早期的開發(fā)思路是如何避水開發(fā)，但區(qū)塊油水過渡帶寬，純油區(qū)小，能否利用底水開發(fā)過渡帶稠油是該類型油藏能否成功開發(fā)的關鍵。

針對薄層底水油藏開發(fā)難點，提出了底水蒸汽驅開發(fā)技術(圖3)。通過在外油水界面附近井注入蒸汽，初期主要加熱注汽井周圍底水層形成熱水驅階段；隨著水層不斷被加熱，加熱前緣沿著底水層向前推進并不斷汽化；蒸汽汽化后，在超覆作用下沿著頂部推進形成蒸汽腔，蒸汽超覆和底部底水加熱雙重作用，使油藏得以均勻驅替。數值模擬表明，底水蒸汽驅采出程度可達40.3%，是一種值得探索的開發(fā)新技術。

圖3 底水蒸汽驅階段含氣飽和度、含油飽和度場Fig.3 The field distribution of gas saturation and oil saturation in the stage of bottom-water steam flooding

(2) 降黏冷采。邊底水稠油開發(fā)難度主要原因是油水流度比大，開發(fā)過程中水的推進速度遠超過油的推進速度，同時注汽有可能溝通邊底水，導致油藏含水上升過快，改善油水流度比是實現該類油藏動用的關鍵[11]。降黏劑驅機理主要是增加驅替相黏度，調節(jié)流體黏度比，同時擴大波及系數，借助調驅作用擴大降黏劑與原油的接觸[12]。

室內采用12.5 cm×25.0 cm×1.6 cm模型開展了降黏劑驅機理實驗，模型滲透率為200 mD，降黏劑質量濃度為0.4%，原油黏度為380 mPa·s，實驗過程先水驅后轉降黏驅。實驗表明，原油混合降黏劑后產生的乳化顆粒相對原油尺寸明顯變小，可以快速的通過多孔介質(圖4)；降黏劑驅結束時波及系數為39.9%，相比水驅提高20.6個百分點(圖5)。單管驅油效率實驗表明，實施降黏劑驅，驅油效率由水驅的36.0%提高到降黏劑驅的49.0%，提高了13.0個百分點。

圖4 乳化降黏后原油顆粒及多孔介質內流動狀態(tài)Fig.4 The crude oil particles and flow state in porous media after emulsification and viscosity reduction

圖5 微觀模型水驅和降黏驅結束時波及場Fig.5 The field affected at the end of water flooding and viscosity reduction and displacement of micro model

降黏冷采在陳373、沾18等多個區(qū)塊進行了現場試驗，取得明顯增油效果。陳371-P14井地下原油黏度為3 915 mPa·s，油藏厚度為5 m，水平段長為58 m。蒸汽吞吐5個周期，受水侵影響油井含水高，蒸汽吞吐效益差；采用“化學降黏+調堵”吞吐，實施了化學降黏吞吐3個周期，液量基本不變，含水先降低后緩慢回升，投入產出比達到了1∶15。

(3) 微生物采油技術。微生物采油技術是通過向地層中注入營養(yǎng)液、菌液或微生物代謝產物，利用微生物的生長代謝活動和微生物代謝產物同油藏中油水的相互作用達到增加原油產量、提高采收率的目標[13]。春風油田排6南底水稠油油藏有4口井實施微生物采油，累計增油量為4 775 t。排6-平45井投產時日產油為2.9 t/d，含水為75%；第1周期微生物采油注入660 m3微生物注劑，周期平均日產油為8.3 t/d，含水為23%，有效期為231 d，增油量為1 072 t；第2周期注入720 m3微生物注劑，周期平均日產油為8.3 t/d，含水為42%，有效期為116 d，增油量為305 t，投入產出比可達到1∶5以上，展示了微生物采油技術在邊底水稠油中的應用前景。

2.5 薄層稠油

勝利油田的薄層稠油主要位于主體外圍，以單薄層或薄互層為主，油水關系通常比較復雜，其儲量占到勝利油田未動用稠油儲量的10.7%，現有的熱采技術無法實現經濟有效開發(fā)。

2.5.1 開發(fā)難點

通過多年稠油熱采水平井的技術攻關，勝利東部普通稠油單層水平井開發(fā)厚度下限可以達到2.5 m，西部淺薄層超稠油HDNS技術開發(fā)厚度下限為4.0 m。厚度低于2.5 m的薄層稠油多位于主力油田的外圍，由于原油黏度高需采用熱采水平井開發(fā)，按照水平井的水平段長度為300 m測算，單井控制儲量只有2.0×104t左右，按照蒸汽吞吐25%的采收率計算，單水平井累計采油量只有5 000 t，達不到水平井動用經濟極限采油量。要實現薄層稠油的有效動用，擴大單控儲量、提高單井產能、降低開發(fā)成本是必由之路。

2.5.2 開發(fā)對策

(1) 短半徑水平井熱采技術。長水平井或短半徑水平井應用，可以增加單井控制儲量。目前，柔性鉆具的使用，使得超短半徑水平井技術得到了推廣應用，該技術具有成本低、周期短、地層污染小等特點，能大幅度提高油井產量。通過在老井側鉆短半徑水平井，可以控制平面?zhèn)茹@支數、角度、長度，也可以應用于多層油藏縱向側鉆支數及控制長度，擴大了動用范圍，降低了開發(fā)成本。2004至2005年，新疆石油管理局在哈薩克斯坦北布扎奇油田淺層稠油油藏成功實施NB31、NB30兩口套管開窗側鉆短半徑水平井獲得高產[14]，勝利油田高12-39側平1井和高17-16側平1超短半徑側鉆水平井取得了成功[15]，為薄油層降本增效、提高采收率提供了可能。短半徑水平井在常規(guī)油藏中應用較多，稠油熱采的現場實踐較少，技術適應性值得進一步探索。

(2) 壓裂+降黏冷采技術。薄層稠油動用難點在于油層厚度薄，熱采開發(fā)水平井由于受注汽質量的影響，水平段不宜太長，導致單控儲量低，產量低于水平井經濟極限采油量，轉變熱采開發(fā)方式是解放該類超薄層儲量的主要方向之一。隨著非常規(guī)油藏壓裂技術、稠油降黏技術的發(fā)展，采用降黏冷采技術，通過增長水平段長度增加單控儲量，通過壓裂技術提高水平井的動用半徑，單控儲量可以達到5.0×104t以上，為該類油藏的動用提供了可能。

3 提高未動用儲量開發(fā)的建議

油藏熱采、化學復合開發(fā)技術的進步，非常規(guī)油藏壓裂技術的開發(fā)突破，國家對能源戰(zhàn)略需求及相應的政策變化，為未動用稠油儲量的動用帶來了曙光。按照“一切儲量皆可動用”的理念，除了上述相對成熟的開發(fā)技術對策之外，還需要不斷加強新技術的攻關與試驗。

3.1 探索新的革命性技術

3.1.1 稠油地下改質技術

水熱裂解技術是借助注入的高溫蒸汽，使稠油與蒸汽之間發(fā)生化學反應從而降低稠油黏度的方法，添加催化劑、供氫劑、超聲波協同催化劑可大幅度降低水熱裂解的溫度。孤東稠油水熱裂解實驗表明，裂解后稠油飽和烴、芳香烴含量增加，硫元素含量明顯減少，稠油降黏率高達87.4%，進一步分析表明原油降黏主要是原油發(fā)生了C-S鍵的斷裂，其次部分C=O鍵和C-C鍵也發(fā)生了斷裂。

隨著納米技術的成熟與推廣該用，更高效經濟的降黏技術不斷涌現。納米膠囊是一種納米尺度的膠囊，膠囊內含有不同表面性質的微納米級顆粒，當膠囊被注入油層后與原油接觸釋放出表面活性劑或金屬催化劑[16]，與原油形成一種乳液，將乳液回收分解即可提取出原油。從目前已有報道看，納米金屬催化劑可在200 ℃下實現原油的裂解。2017年，美國提出稠油低成本開發(fā)新技術S-BTF(baric-thermal flow)，該技術可使一口井的產量增加近14倍，開發(fā)盈虧平衡降至940 元/t以下，雖然該技術能否規(guī)模商業(yè)化還需要時間驗證，但是稠油開采有可能面臨頁巖油革命之后又一場新的技術革命。

3.1.2 稠油非混相驅技術

氣驅是繼水驅、聚合物驅、蒸汽驅之后迅速發(fā)展起來的提高采收率方法，是目前國外僅次于熱采的提高采收率方法。對于油藏埋深大于2 000 m的深層稠油，注汽技術已無法發(fā)揮熱效率，非混相驅技術通過注入氣與地層油的良好互溶性和對原油輕烴的強烈抽提作用，有效增強原油的流動性，降低界面張力，從而大幅度地提高原油采收率。非混相驅在低滲透油藏應用實踐較多，在深層稠油的應用還需要通過現場試驗進一步評價。

3.1.3 電脈沖采油技術

脈沖采油技術以往主要應用于油層解堵，解除油層傷害。美國Petroteq能源公司提出了SWEPT脈沖采油技術[17]，通過井口裝置向井筒發(fā)送流體脈沖波，使地層中的石油受到脈沖波的沖擊產生搖溶現象，其流體性質將大大改善；脈沖波還可在地層中形成微型壓裂，增大地層巖石的滲透率。Petroteq能源公司官網數據顯示，脈沖波可以波及到井筒周圍半徑為100～1 000 m甚至更遠范圍內的地層流體。該技術在美國二疊紀盆地Wardlaw油田進行了應用，每口井盈虧平衡降至940 元/t以下。

3.2 探索新的合作開發(fā)模式

儲量品位差、開發(fā)成本高、效益差是儲量長期得不到有效動用的根源，為進一步提高未動用儲量的開發(fā)，通過合作開發(fā)、儲量流轉等模式，推行項目管理、市場化運營，同時通過技術提升、地質工程優(yōu)化、鉆井技術優(yōu)化、壓裂技術、井工廠模式等推廣應用，可明顯降低開發(fā)成本。春風油田排609塊巖性復雜、非均質性強，儲層預測困難，存在多個油水界面，油井開發(fā)效果差異大。通過油藏-鉆采一體化研究，實現了開發(fā)成本大幅度降低，預計可新建產能為3.34×104t。

4 結論及建議

(1) 稠油未動用儲量規(guī)模大，是重要的資源接替陣地。依據油藏特點和開發(fā)難點，將勝利油田未動用儲量劃分為敏感稠油、深層低滲稠油、特超稠油、邊底水稠油和超薄層稠油5種類型，不同類型未動用需要采用不同的開發(fā)技術對策。

(2) 敏感稠油主要探索適度出砂、降黏吞吐、火燒油層等技術，深層低滲透油藏則主要攻關壓裂輔助增溶降黏、降黏引驅技術，特超稠油油藏主要探索E-SAGD、HECS、水力裂解等技術，邊底水油藏主要探索薄層底水蒸汽驅、降黏劑驅、微生物采油等技術，超薄層稠油油藏主要攻關短半徑水平井、降黏冷采等開發(fā)技術。

(3) 除了深化已有技術攻關與現場試驗外，下步應重點開展水熱裂解、非混相驅、脈沖采油等新技術的攻關研究，早日應用于現場，實現稠油開發(fā)的新突破。