孙福街1,2，苏彦春1,3，郑 伟1,3，杨仁锋1,3，郑 强1,4，于继飞1,3，杨泽军1,3，王泰超1,3
（1.海洋油气高效开发全国重点实验室 北京 102209;2.中国海洋石油有限公司 北京 100010;3.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028;4.中联煤层气有限责任公司 北京 100016)
第一作者简介： 孙福街，男，教授级高级工程师，主要从事海上油气田开发、提高采收率、数智化等方面工作。地址：北京市东城区朝阳门北大街25号（邮编：100010）。E-mail：sunfj@cnooc.com.cn。
通信作者简介： 郑伟，男，高级工程师，主要从事海上油气田开发研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院中国海油大厦（邮编：100028）。E-mail：zhengwei8@cnooc.com.cn。
中国海上稠油资源丰富，热采是海上中高黏原油的有效开发方式，目前在渤海已实现了稠油规模化热采开发，增储上产潜力巨大。分析了海上稠油热采模式、井筒安全长效和平台热采装备等经济技术挑战；总结了现阶段中国海上稠油热采开发关键技术进展，包括大井距高强度热采开发技术与模式、高强注采井筒安全长效关键技术和海上热采平台集约化装备及技术体系；最后聚焦海上稠油热采绿色低碳发展要求和规模上产技术需求，在提高热采采收率、完善海上热采工艺技术、发展海上注热新模式、储备海上热采新技术等方面探讨了未来发展的方向。本文对推动海上稠油热采技术进步具有指导意义。
稠油是重要的石油资源类型，实现稠油资源持续、高效开发，对保障国家能源安全具有重要的现实意义［1］。中国海上稠油资源丰富［2］，稠油热采已成为海上原油上产的重要方向之一。全球海上稠油资源主要分布在墨西哥湾、北海、地中海、刚果Zatchi等地区，但开发均以水驱、化学驱等冷采方式为主，尚没有海上平台规模化热采开发的先例［2-4］。中国海油自2008年开展多元热流体吞吐试验以来，经过10余年的技术攻关和现场应用，已初步形成海上稠油热采技术体系［5-6］，通过实施“先导试验、技术示范和规模应用”策略，先后实现旅大21-2、旅大5-2北和锦州23-2等稠油油田大规模热采开发，2024年海上稠油热采产量已突破100万吨。本文综述了现阶段海上稠油热采开发技术进展，并展望了未来技术发展方向，以期为海上稠油热采开发技术进步提供指导。
1 海上稠油热采特点及挑战
中国海上稠油资源丰富，其中黏度小于350 mPa·s的稠油主要以水驱开发为主；黏度大于350 mPa·s的稠油水驱产能低、经济效益差，需要通过热采才能实现经济有效动用［7-8］。海上平台热采具有“作业空间小、安全风险大、经济门槛高、技术难度大”的特点，是公认的世界级难题，全球范围内无海上平台规模化热采先例；另外，海上油田开发“投资高、井距大、空间小”的特点注定着海上稠油热采无法照搬陆地小井距热采开发经验。总体来说，海上稠油热采主要面临以下技术经济挑战：
1）大井距热采高效开发缺少理论支撑。海上平台空间受限，油田开发需要用更少的井数动用更多的储量。海上油田开发井距通常300～400 m，热采开发投资高，经济极限累产油量（10万吨以上）远高于陆上。大井距下扩大热波及范围、提高驱油效率和热利用效率，是否满足海上稠油热采高效开发需求，亟须理论突破。
2）高强注采井筒安全长效缺少技术保障。常规筛管高强度大液量注采、剧烈温压交变等复杂条件下，2～3轮次就出现破损出砂，大修侧钻费用高（1 000万元/井～3 000万元/井）；采油工艺上，市场上电潜泵最高耐温275 ℃，无法满足350 ℃蒸汽要求，注采阶段转换必须更换管柱，耗时长、冷伤害严重，亟须技术突破。
3）海上平台空间小，缺少集约化热采装备技术保障。海上缺乏淡水资源，海水高浊、高盐、高溶解氧，制淡水流程复杂、能耗大，地层水处理成本高、水量小、含油性不确定大；油气处理受空间限制，无法采用陆上常规大罐沉降工艺，亟须研发适用装备。
多年来，中国海油针对“大井距、长寿命、小空间”三大特点开展了持续攻坚，通过部署先导试验、技术示范和规模应用，先后实现旅大21-2稠油油田、旅大5-2北超稠油油田和锦州23-2多层稠油油田规模化热采开发，有力支撑海洋原油持续上产。
2 海上稠油热采关键理论与技术进展
2.1 大井距高强度热采开发技术与模式
1）大井距高强度热采多区多域多场耦合传质传热机理新认识。
为满足海上热采经济开发要求，需较陆地采用更大井距、更高强度的热采模式。传统蒸汽吞吐加热理论模型将注入阶段及生产阶段地层的温度场分布描述为热区和冷区，在生产阶段渗流模型简化为牛顿流体渗流［9］；而海上大井距高强度注采条件下，温度场扩展范围会更大、渗流范围会更广，非牛顿流动不可忽略，传统简化做法已不适合海上稠油热采温度场和渗流场的精细表征。针对海上稠油大井距高强度热采开发模式，通过室内实验发现大井距高强度注汽过程中呈现“潜热区”“显热区”和“未加热区”三区分布（图1），在生产过程中呈现“牛顿流动域”和“非牛顿流动域”两域分布，明确高强度注热激发潜热区、大井距下非牛顿流体渗流控制机理，形成了大井距高强度热采多区多域温压耦合传质传热新认识，为海上少井高产热采模式找到了理论支撑［10］。
图 1 不同热采模式温度场和渗流区分布示意图
2）大井距高强度热-流-固耦合数学模型。
针对现有稠油热采渗流数学模型中大多采用的加热区温度跃变式分布或线性分布假设，并忽略蒸汽超覆和启动压力梯度等问题，开展了攻关研究。通过物理模拟实验和数值模拟，明确驱替前缘显热区温度非线性变化规律，量化确定了温场非线性指数的表征函数，指导了不同区域温场扩展精准表征［11-14］。为表征层内与层间蒸汽超覆现象，基于蒸汽和凝结物的重力分离效应，引入蒸汽超覆形状系数表征超覆程度的强弱，表征了汽液在油层剖面上产生的流速差异现象，建立了考虑多层物性差异的蒸汽超覆表征数学模型。同时，通过实验明确了基于温度和流度差异的启动压力梯度变化规律，形成了考虑非牛顿流体向牛顿流体流动转变的临界温度模型，为多区热采渗流模型建立提供指导。另外，研发了耐高温岩石压缩系数测试装置［15］，通过实验明确了压缩系数等岩石物理性质随温度和孔隙度等变化规律［10］，如图2所示，指导了产油、油汽比等开发指标精准预测。在提出的大井距高强度热采多区多域温压耦合传质传热新认识基础上，建立了考虑岩石热物理性质温时变机制、温度场非线性扩展模式、稠油非牛顿流体渗流机理及蒸汽超覆表征等的热-流-固耦合数学模型，经海上热采井实践验证，热采产能预测符合率达85%～90%（图3）。
3）多元热流体复合增效技术。
基于稠油与多元热流体（蒸汽、热水、氮气、二氧化碳和化学药剂）耦合协同机理，创新设计丙烯酰吗啉嵌段、活性单体引入的多元共聚分子结构，研发耐温350 ℃降黏增注药剂体系，相同条件下可实现注汽压力降低10%、注汽能力提高30%；创新驱油剂双亲表面修饰方法，研发耐温350 ℃纳米降黏增效剂，洗油效率提高25%；创新设计具有“蜂巢”空间结构的高温凝胶，研发高温凝胶-泡沫-驱油剂的复合调堵增效体系；创新CO2、N2与药剂复合增效及气体尾追注入工艺，形成“保干—增注—降黏—扩场—助排”全程热气剂复合增效，实现加热半径再扩大26%，注汽能力提升30%［15-17］。
图 2 岩石压缩系数随温度和孔隙度的变化关系
图 3 渤海油田某典型蒸汽吞吐井产能模拟结果与矿场结果对比
4）海上稠油大井距热采窜流识别与防控方法。
井间电位监测、示踪剂、温度试井、中子测井等是现阶段陆上稠油热采开发主要的汽窜识别方法，但对于海上热采开发，由于井距大、油层厚、成本高，使得示踪剂监测、测井等停注、停产监测方式并不是海上热采窜流识别的最佳方式。另外，在陆上稠油热采过程中，多以定向井为主，往往布置有多个温度监测井，通过观察监测井的温度变化来识别汽窜，在海上也是不现实的。相比之下，海上稠油热采多以水平井为主，利用注采井生产动态参数，创新搭建水平井的窜流识别理论和方法，进行汽窜识别和预警，是现阶段海上稠油热采的最优方式。为此，基于对水平井热采开发机理的认识，创建了大井距水平井热采开发的渗流阻力模型，形成了正常注汽、注采干扰和注采窜流三阶段的压差-产量关系理论模型，为海上大井距热采水平井的窜流识别奠定了理论基础［18-19］。采用油藏、流体参数，以瞬时采注比为横坐标，压差-产量曲线斜率取值为纵坐标，可建立不同井间的窜流识别图版（图4）。最终利用实际注采井的生产动态数据，可通过图版方法分析汽窜发生的实际情况并定性判断汽窜程度大小，实现了海上大井距热采的窜流识别。
图 4 水平井热采窜流数学模型与典型井的识别图版
在汽窜防控方法方面，结合投入产出特征，可分为注采调整和通道封堵两大类方法。在注采调整方面，即在汽窜识别的基础上，通过改变注采井工作制度，最大程度延缓汽窜发生时机，基本不增加投入。而在通道封堵方面，则是注入堵剂，封堵汽窜通道，进一步扩大波及效率，改善开发效果，需要增加一定投入。对于陆上稠油油田，由于油藏条件和操作成本的差异，注采调整阶段往往较短，大多以增能和通道封堵方法为主，如CO2/N2增能提效、泡沫封堵及凝胶封堵等。对于海上稠油油田，热采井距大、油层厚、压力下降速度慢、成本高，注采调整余地大，效果较陆上油田更显著，通过注采调整可极大延缓汽窜，待汽窜发生后，可采用注入泡沫等方式进行封堵［9］，效果更好。相关技术指导海上南堡35-2油田蒸汽驱12井次调控，产量实现连续3年“零递减”，日产创历史新高，南区日产油量由调控前的522 t/d提升至700 t/d，采收率从43.5%提高到47.0%［6］。
5）海上少井高产热采开发模式。
充分考虑海上稠油大井距热采的实际要求，基于机理认识和理论突破，逐步形成了大井距高强度热采模式（图5），通过大幅提高海上热采井的注汽强度、扩大显热区作用范围，有效提高了单井产油量，支撑了海上少井热采高效开发。海上热采设计井距大于300 m，周期注热量6 000～8 000 t，单井可采储量可达12万吨以上，有效解决了海上热采经济开发问题，实现了海上稠油热采少井高产。
图 5 海上大井距高干蒸汽高强注热开发机理示意图
旅大21-2油田是海上首个热采一体化示范区，以高注汽强度、高采油速度的开发模式开展水平井蒸汽吞吐，首周期注气量提升至6 500 t以上，首轮次单井累产油达2.7万t、油汽比5.2，高峰采油速度2.3%，单井高峰日产油118 t/d，高产稳产期达5个月［6］。截至2024年8月，蒸汽吞吐总井数16口，累产油已突破80万t，取得了规模化热采效果。
旅大5-2北是海上首个规模化超稠油热采油田，50 ℃地面原油黏度53 203 mPa·s，2022年4月，油田采用水平井蒸汽吞吐的方式逐步开始生产，2023年7月，油田26口热采井完成第一周期蒸汽吞吐生产，热采有效期320 d，周期平均单井产能49 t，回采水率340%，周期累产油1.6万t［6］。截至2024年8月累产油已突破60万t。
2.2 高强注采井筒安全长效关键技术
1）海上热采井井筒安全控制技术。
针对热采井套管轴向热应力过大且交变复杂而导致的套管易变形和损坏的问题，基于热采井套管损坏机理研究认识，利用流动压降及不同材料力学特性，研发了适用于海上大尺寸多功能模块化地锚，满足了套管预应力固井作业要求。同时优选铅锡合金热熔材料解锁、耐高温柔性石墨等填料密封，研制了适合于海上热采井9-5/8"套管热熔式热应力补偿器等关键套损防控工具［21］，补偿位移达624 mm、耐温380 ℃，解决了海上复杂井型套损防控技术难题，大幅延长了井筒寿命，确保了多轮次蒸汽吞吐井筒安全。
针对热采井井筒温度效应产生井口抬升的问题，基于液压、磁致伸缩及激光传感等原理，研制了耐350 ℃、21 MPa热采井口抬升补偿及监测一体化装置［22］，实现了多层套管升高实时监控，解决了平台狭小空间井口抬升安全控制问题，确保井口长效安全。针对热采井井口装置在温度和压力变化复杂的环境下导致井口抬升或密封失效而出现泄漏的风险，基于贝叶斯网络和井口泄漏风险分级建立井口泄漏风险预警模型，井口装置泄漏风险等级见表1。采用事件树推理井口装置泄漏后导致的不同后果，建立井口泄漏风险预警分级标准［23］，见表2。
表1 井口装置泄漏风险等级（风险评价指数矩阵）
表 2 井口装置泄漏风险预警分级标准
图 6 采用不同固井水泥浆体系井口抬升统计与对比
2）海上热采井长效防砂技术。
针对海上热采井高温大排量注入、回采、冲蚀、腐蚀等因素导致的热采井防砂失效问题，创建了考虑岩石力学、筛管力学性能、腐蚀、冲蚀、挡砂介质等多因素海上热采井防砂筛管优选与综合效果评价方法［26］。针对海上大液量防砂要求，提出了逐级过滤双向立体空间缓冲引流结构，研制了热采耐高温抗堵塞金属网布筛管（图7）［27］，双过滤层+方孔引流+梯形泄流层叠加结构实现了精准防砂及减阻过流双重功效，筛管抗堵塞和过流能力提高40%、抗内压强度提高30%，满足了海上热采井精细防砂要求。
图 7 热采耐高温抗堵塞金属网布筛管
根据海上热采井注采强度高、细粉砂含量高的特点，建立井筒孔隙压力场、岩石应力场、热力场耦合模型，揭示了高温—低温、高压—低压交变应力对储层岩石应力的影响机制。研发了“远抑制、缓侵入、近排出”的分段变粒径高饱和充填防砂工艺，形成热采水平井“半套半裸、全段套管完井防砂”等特色完井工艺［28］。同时建立基于流-固-热耦合延长防砂有效期的注采参数控制图版、筛管热应力补偿器加放设计、水平套管射孔参数设计优化等系列方法，防砂有效性从3轮次提升至8轮次以上连续稳定生产，大幅节省大修侧钻费用，解决了“长寿命”防砂问题。
3）海上热采井注采一体化工艺技术。
针对常用注采两趟管柱作业费用高、作业占井周期长及洗压井冷伤害等问题，研发了耐高温机组、矿物绝缘电缆、高温井下安全阀等11项关键设备与工具，形成了适应于海上350 ℃高温注热的电潜泵注采一体化工艺技术［29］，研制了电潜泵注采一体化管柱见图8，注采一体化技术较常规注采两趟管柱作业降低操作费70%以上，解决了350 ℃“大液量注采不间歇连续生产”和两趟管柱作业冷伤害问题。
图 8 电潜泵注采一体化管柱图
针对海上超稠油热采，设计了全金属密封同心双管结构、适应井斜达90°分体式射流泵，并配套研发泵芯带压捕捉装置、新型泵筒和海上一体化采油树等工具设备以及地面动力系统、高效油气水砂分离系统、低成本随泵温压监测系统等，形成了具有海油特色的新型同心管射流泵注采一体化工艺技术［30-32］。通过动力液掺混大幅降低产出液黏度，有效适应超稠油流体特性，大幅减少作业次数、降低地层冷伤害。目前该技术已成功在旅大5-2北油田规模化应用，满足了海上超稠油全生命周期注热和举升需求。
2.3 海上热采平台集约化装备及技术体系
海上稠油热采须在有限平台空间内实现高干度注热和采出液集输处理，针对海上平台开发特点，形成了紧凑型蒸汽锅炉供水处理、稠油高效处理与输送等系统化集约化设计技术。
1）平台集约化蒸汽锅炉及锅炉水处理技术与装备。
目前海上通过对成熟的陆用卧式锅炉撬装化、增加安全设施、优化水质指标要求等措施以适应平台热采需求。针对海上平台注热设施流程长、占地重量大、操维复杂的难题，研发了以无机超滤为核心的紧凑型锅炉供水处理系统和高效紧凑的海上过热蒸汽锅炉系统［33-34］。
对于海上稠油热采锅炉给水水源选择，理论上可以采用海水、水源井地层水和生产水，考虑到水源井中油及铁离子含量高导致药剂增加及膜内件更换率高等问题，综合设备投资和操作费，比选确定海水作为海上蒸汽锅炉主要给水水源［35］。为适应渤海高浊度海水，形成了抗污染陶瓷膜过滤流程，利用大流量强剪切错流过滤工艺，确保超滤单元在高悬浮物含量和细污染物粒径情况下稳定运行，以1级无机超滤替代常规的混凝、沉淀、过滤、有机超滤4级预处理和絮凝剂注入流程，比陆地同规格（60 t/h）系统减少占地面积63.7%、减少净重74.5%，规避了海上平台清罐、污泥处理、加盐等繁重工作，解决了海水淡化系统长流程、操维复杂的问题，保障了海上注热平稳运行。为满足高压力高干度蒸汽注热需求，陆地通常采用复杂的水处理流程，将锅炉水处理成超纯水，以满足蒸汽锅炉给水要求，此流程占地面积大，不适用于海上平台。为在有限平台上实现高干度注热，根据海上蒸汽吞吐前期高压力低干度和后期低压力高干度的注热需求特点，基于高压锅炉汽水分离规律和掺混器结垢特性，针对性局部提高供水除硬指标要求，突破了高压汽水分离的压力边界和过热锅炉的高标准水质要求，过热锅炉供水的可溶性固体要求放宽到≤1 000 mg/L，形成了以高压汽水分离型微过热蒸汽锅炉技术装备，较陆地同等注热能力装备占地面积降低44%，过热蒸汽成本降低14%［36］。同时为充分利用油田开发过程中伴生气，形成了热采锅炉油气混烧技术，经过现场探索和试验，突破了原油和天然气混烧边界，混烧天然气占比>6%，有效减少稠油热采油田碳排放量。
2）平台热采采出液高效处理技术。
热采稠油密度大、黏度高，采出液处理难。辽河、新疆、胜利等陆上稠油油田普遍采用掺混稀油和大罐沉降的方法解决稠油脱水问题，处理温度一般维持在80～90 ℃，沉降时间长达20～30 h，破乳剂的注入量达到400～500 ppm。海上平台空间有限，陆上稠油处理经验无法直接照搬。针对超稠油处理和管输占地大、能耗高的难题，研发了强电场绝缘电极和静电聚结分离设备，创新采用复合绝缘电极技术，避免了常规裸电极容易产生电流击穿，导致变压器电流超高、甚至跳闸的现象。通过将常规三相分离与静电聚结技术有机结合，大大提高了油水分离效率。研发的适应高导电率乳状液的强电场绝缘电极，突破了传统电脱技术无法适应高含水原油脱水工况的局限，实现90%含水率超稠油的电场强化脱水处理。与传统重力沉降式分离器相比，在相同的处理量下，可使设备体积减小50%以上，解决了海上平台高含水超稠油的破乳和脱水难题。目前静电聚结分离技术已应用到了旅大5-2北油田。旅大5-2北油田原油密度大、油水密度差小（80 ℃时油水密度差仅2 kg/m3），黏度大，原油乳状液即使热化学破乳后，分散的油滴和水滴也很难聚结分层，无法通过热化学方法进行乳状液脱水。采用静电聚结脱水方案，在80 ℃不加药的情况下60%的含水原油脱水至50%需约20 min，按处理1 400 m3/d原油考虑，只需设置1台3.0 m×9.0 m的静电聚结分离器［37-38］。
通过持续攻关完善海上蒸汽吞吐、蒸汽驱技术，初步形成了海上特色的稠油热采技术体系，构建了海上特色的“少井多注快采”模式。目前已在南堡35-2、旅大21-2、旅大5-2北等多个热采油田规模应用，2023年日产油突破3 000吨、年产量突破85万吨，2024年热采产量超100万吨，有力支撑海洋原油持续上产。
3 海上稠油热采发展方向
针对海上常规蒸汽吞吐开发递减快、采收率低，多轮次吞吐后开发效果变差，能耗高等问题，中国海油将聚焦海上稠油热采规模上产技术需求，未来重点在单砂体向多层稠油热采开发跨越、蒸汽吞吐向蒸汽驱开发方式转变、高效低碳低成本技术接替等方面开展持续技术攻关，不断完善蒸汽吞吐、蒸汽驱技术体系，探索超临界多源多元热流体等前瞻技术，支撑保障热采产量目标实现。海上稠油热采将重点开展以下方向攻关研究，持续推动海上规模化热采开发。
3.1 不断发展海上热采提高采收率技术
1）蒸汽吞吐—蒸汽驱热采全过程温场扩展理论。以目前蒸汽吞吐“注汽—焖井—生产”过程中“三区两域”的温场扩展理论为基础，创新应用蒸汽能量守恒与“汽—水”物质守恒方程，不断发展完善热采全过程温场扩展理论，精准描述热采全过程温场扩展规律，同时发展温度场监测技术，指导精细调控。
2）大井距下多元复合增效全过程提高采收率。针对部分热采井注汽困难、吸汽不均、含水上升快等难题，以蒸汽吞吐—蒸汽驱全过程为研究对象，完善多元热流体复合增效技术，充分发挥非凝析气体、化学药剂等多元流体保压、增容、携液、降黏、防窜等作用，提高热波及系数和驱油效率。
3）大井距热采窜流识别与调控技术。针对海上大井距高强度注采条件下热窜流加剧等问题，结合现场实践不断完善精细窜流识别与调控方法，建立窜流通道尺寸定量表征模型，丰富完善调控药剂体系，支撑热量高效利用。
4）海上深层超稠油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术。海上超稠油蒸汽吞吐采收率不足15%，SAGD接替可大幅提高采收率。针对海上深层蒸汽腔扩展不清晰、动态调控困难、预热速度慢、产液量大等难题，重点攻关深层SAGD开发动态调控、快速预热、注汽管柱结构优化等关键技术［39-40］。
3.2 不断完善海上热采工艺技术
1）高效节能高温电潜泵注采一体化技术。攻关耐高温永磁电潜泵机组，持续完善高温电潜泵注采一体化管柱，不断突破高温条件下材料耐温、结构密封等技术界限，提高电潜泵注采一体化技术的可靠性，实现高效节能注采一体化技术。
2）分层分段高效配注工艺及管柱。研发多层系油藏均衡注采设计方法，研制新型注采一体化调节阀及配套工具，形成海上非均质油藏分层均衡配注管柱，实现蒸汽吞吐井注入采出独立通道控制、井下实时测调。
3）低碳热采工艺技术。国家“双碳”战略对稠油高效低碳开发提出新要求，技术需转型和迭代。攻关井下热力发生技术、井下大功率电加热蒸汽提干技术，降低地面蒸汽锅炉烟气排放，实现海上低碳热采［41-42］。
3.3 发展海上注热新模式
1）移动共享注热装备。注热设备占平台空间大，吞吐阶段设备利用不充分，需攻关移动共享注热模式。重点研发移动式注热平台装备，具备6井及以上同注的作业能力，为热采井口平台提供高温高压蒸汽、高压氮气，注热结束后移动至其他井口平台继续注热作业。
2）注热工程装备模块化。重点研发增压燃烧锅炉，不断优化海水预处理工艺，实现热采工程装备小型轻量化、模块化、标准化（预期锅炉占地面积再减少30%～50%，水处理占地面积减少10%以上），加快对分散、小规模稠油的开发。
3.4 储备海上热采新技术
针对热采后期油汽比低、碳排高等问题及难动用低品质储量，重点攻关超临界多元热流体、火驱、原位改质等新技术，不断下探经济动用界限，推动海上热采绿色、低碳、低成本可持续发展［43-46］。
4 结束语
稠油热采是海上原油上产的重要方向之一，发展潜力巨大。本文系统总结了现阶段海上稠油热采开发所面临的挑战与取得的进展，主要体现在大井距高强度热采开发技术与模式、高强注采井筒安全长效关键技术及海上热采平台集约化装备和技术等方面。最后，展望了未来海上稠油热采的发展方向，主要体现在不断发展海上热采提高采收率技术、完善海上热采工艺技术、发展海上注热新模式及储备海上热采新技术。经过10余年发展，尽管海上稠油热采开发理论与技术已取得重要突破，但在当前能源供给新形势和新要求下，海上稠油油藏类型的多样化、开发条件的苛刻化及多学科交叉的复杂化使得海上热采开发仍面临极大挑战，本研究对于推动未来海上稠油热采技术的持续进步及热采实施规模的不断扩大具有重要指导意义。
转自：中国海上油气
END
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