一种火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法
【专利摘要】本发明提供了一种火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，该方法包括步骤：按面积井网模式布井；其中，部署的中心井与周围最近生产井的距离小于等于100m；在部署井网的所有井上同步或次序实施火驱吞吐；待所有井实施火驱吞吐平均达到3～5个周期后，将面积井网的中心井作为连续注气井，周围井作为生产井，实施面积火驱。本发明通过火驱吞吐和火驱联动，使地层条件下粘度超过10000mPa.s的特稠油和超稠油油藏采用注空气火驱开发成为可能。
【专利说明】一种火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法
【技术领域】
[0001]本发明属于石油开采领域，特别涉及一种采用火驱吞吐与火驱开采技术联合开采稠油的方法。
【背景技术】
[0002]目前中国稠油开发方式主要包括蒸汽吞吐(约占78%)，蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(约占10%)。随着注蒸汽时间延长，经济效益变差，急需转换开发方式。对于特稠油(在地层温度下脱气原油粘度超过1000mPa.s)、超稠油(在地层温度下脱气原油粘度超过50000mPa.s)油藏，目前只有那些储层物性条件好、油层厚度大的油藏，才能通过蒸汽吞吐和SAGD技术动用，并且成本很高。
[0003]近些年来，火烧油层采油技术(包含火驱开采原油和火驱吞吐开采原油)受到广泛关注。
[0004]火驱开采原油:火驱开采原油是一种用电的、化学的等方法使油层温度达到原油燃点，并向油层注入空气或氧气使油层原油持续燃烧的采油方法。火烧油层有正向燃烧、反向燃烧和湿式燃烧三种基本方式。以一定的井网模式，从点火/注气井开始正向(向生产井方向推进)燃烧是常用的方法，该法驱动的流体必须通过油藏的低温区流向生产井，对特稠原油及超稠原油油藏，可能形成流体阻塞，难以实施。火驱技术在辽河、新疆等油田已有矿场应用，且应用规模逐年扩大。然而，目前火驱技术应用的最大问题是从注入井开始向生产井驱替过程中，驱动的流体必须通过油藏的低温区流向生产井，对特稠原油及超稠原油，可能形成流体阻塞，导致注入井注气压力急剧升高，生产井却不见效。国外工业化火驱最著名的是罗马尼亚的Suplacu油田，其地下原油粘度小于2000mPa.S。另一个著名的工业化火驱项目是印度的Balol油田，其地下原油粘度只有150Pa.S。国内辽河油田杜66块、高3块以及新疆油田红浅I井区的火驱项目中，其地层原油粘度均在1000mPa.s以下。根据美国能源部的评价标准，火驱技术适用的原油粘度范围在5000mPa.s以下。从已检索的文献资料看，无论从油藏评价标准还是矿场实践中，都没有特稠油和超稠油油藏实施火驱开发的成功先例。
[0005]火驱吞吐(也称火烧油层吞吐)开采原油:火烧油层吞吐开采原油包括注入、焖井、回采三个阶段。在注入阶段，采用电热点火、化学点火或自然点火等点火技术，将油层加热到原油燃点以上，同时用空气压缩机向油层内连续注入空气，近井地带的原油燃烧产生热量并生成烟道气，向周围地层径向推进和扩散；在焖井阶段，停止空气注入并关井，使非凝结气体继续扩散和溶解，热量向纵深传递；在回采阶段，重新开井，在加热降粘、溶解气驱等多重作用机理下油层中的原油、注入气及烟道气从油井中采出。CN 101161987B公开了一种火烧吞吐开采稠油的工艺技术，描述的是火烧吞吐开采技术中注空气点火、焖井和采油阶段技术参数和特征，其适用的井筒条件为常规套管射孔完井，在该文献的两个实施例中，适用的油层的深度仅为300?600m，适用的原油粘度仅分别为900mPa.s、9mPa.S。
[0006]现有技术条件下，火驱或火驱吞吐技术并无法在特稠油、超稠油油藏中使用。
【发明内容】
[0007]本发明的主要目的是提供一种适用于开采特稠油和超稠油的火驱技术。
[0008]火驱过程中，从注入井到生产井，可以将地层划分为已燃区、燃烧带、结焦带、蒸汽带、油墙及剩余油区。对地层能量消耗最大、最能够形成流体堵塞部位是油墙。对于特稠油、超稠油油藏来说，火驱一旦启动就会迅速形成油墙，而该油墙又具有强度(粘度)大、范围广(半径大)的特点，使传统的火驱技术无法进行。因此，本发明的方法是从破解油墙入手，通过降低油墙的强度和规模，来实现特稠油和超稠油油藏的火驱开发。
[0009]本发明所提供的是一种火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，该方法包括:
[0010](I)按面积井网模式布井；其中，部署的中心井与周围最近生产井的距离小于等于100m，优选为70?10m ；
[0011](2)在部署井网的所有井上同步或次序实施火驱吞吐；
[0012](3)待所有井实施火驱吞吐平均达到3?5个周期后，将面积井网的中心井作为连续注气井，周围井作为生产井，实施面积火驱。
[0013]本发明的方法，通过部署井网实施火驱吞吐过程，不仅可以采出一定的原油，更重要的是在每口井周围形成一定范围的被加热区域，原油流经这些区域时粘度大幅度降低、流动性增强、阻力减小；当所有井均进行3?5个周期的火驱吞吐后，地层压力下降，这时中心井连续注空气进行火驱，周围井做为生产井采油。本发明既兼顾了稠油特别是特稠油、超稠油开发初期的单井产能问题(通过所有井火驱吞吐，迅速形成产能，收回一部分投资)，又考虑了最大限度提高最终采收率的问题(通过后期连续的火驱实现最大的体积波及系数和最终采收率)，最关键的是通过火驱吞吐和火驱联动，使地层条件下粘度超过1000mPa.s的特稠油和超稠油油藏，采用注空气火驱开发成为可能。
[0014]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(I)所述面积井网模式为:正方形反五点、正六边形反七点或正方形反九点。
[0015]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(2)火驱吞吐采用次序进行，当一口井处在注气阶段时，周围井作为生产井兼观察井，对燃烧尾气中的CO2浓度进行观测以判断地下燃烧状态；当一口井出现和周围若干井连通迹象时，将这些井做为同一个批次，同步注、采。
[0016]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(2)实施火驱吞吐时的周期注气量可按如下确定:
[0017]平均每米油层厚度单周期注空气量为20000?80000m3 ；
[0018]优选地，对于同一口井，随着火驱吞吐周期数的增加，周期注气量也随着递增。更优选地，前3个周期，单井周期累计注气量比上一个周期递增40%?70% ;从第4周期开始，单井周期累计注气量比上一个周期递增10%?30%。
[0019]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(2)实施火驱吞吐的过程包括:
[0020]在套管射孔段对稠油油藏实施水力压裂改造，在井筒两翼形成人工裂缝，并加入支撑剂；
[0021]应用点火技术，使井底温度达到原油燃点温度，将油井油层点燃；
[0022]向油井中连续注入空气；
[0023]注空气结束后，烟井；开井回米。
[0024]上述火驱吞吐过程中，利用水力压裂在井筒两翼形成人工裂缝，通过人工裂缝可改变井筒周围原来的径向渗流流向和渗流界面面积，大幅度提高火烧油层吞吐过程中点火阶段的注空气能力。
[0025]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，步骤(2)实施火驱吞吐的过程中，水力压裂改造形成的裂缝的扩展高度为油层厚度，裂缝半长度为30?50m ;支撑剂用量为30?70m3。支撑剂可以为陶粒或石英砂等常规压裂支撑剂。
[0026]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(3)周围生产井为连续生产或火驱吞吐生产。其中，中心注气井的注气速度随着燃烧带推进半径增大逐步增加，并保持在1000m3/ (d.m)?4000m3/ (d.m)范围内。优选地，中心井点火之初6个月内注气速度为1000?1500m3/(d.m)，7?12个月注气速度保持在1500?2000m3/(d.m)，12个月后注气速度提高到2000?3000m3/(d.m)。具体地，在此期间，油墙从中心注气井向周围生产井推进(当中心注气井在某一个恒定注气速度下注气压力仍然持续升高，优选持续时间超过30d)，这时周围生产井可以再次启动火驱吞吐，以进一步削弱油墙的规模、降低渗流阻力。
[0027]根据本发明的具体实施方案，本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法中，步骤(3)当某生产井产量低于经济极限产量或产出气液比大于4000m3/m3时(产出气液比大于4000m3/m3即表明出现明显的火驱前缘突破现象)，关闭该井。当所有生产井均低于经济极限产量或均出现明显的火驱前缘突破现象后，整个开发过程结束。
[0028]本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，适用于开采特稠油、超稠油油藏。本发明技术的核心围绕削弱火驱过程中油墙的规模和强度展开，有效避免了特、超稠油火驱过程中固有的流体堵塞现象。具体而言，本发明的方法具有以下优点:
[0029]I)本发明的方法解决了地层条件下粘度超过1000mPa.s的特稠油及超稠油无法利用廉价空气进行火驱开采的难题。按国内外通用的火烧油层筛选标准，特稠油和超稠油油藏是不适合火驱开采的，而此类油藏采用注蒸汽开采(蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等)面临着油汽比低、热损失大、开发成本高等问题，也很难经济有效开发。本发明针对火驱开发的特点，从破解油墙阻力入手，通过所有井先期的火驱吞吐以及周围生产井后期的继续火驱吞吐，使注入端和采油端两端的渗流阻力同时大幅度降低，使火驱过程得以持续。
[0030]2)本发明的方法解决了高粘原油火驱见效慢，投资回收期长的问题。普通稠油采用面积井网火驱采油，见效时间一般在I?2年后，原油粘度越大，见效越慢。对于特稠油、超稠油油藏即使能够进行火驱的话，见效也在2?4年后。见效前不仅要承担地下与地上建设投资，还要承担注空气的操作成本，投资回收压力很大。对所有井先期实施火驱吞吐，可以在3个月内迅速见产，短期实现较高的采油速度。
[0031]3)兼顾了单井产量和油藏的最终采收率。火驱吞吐是一种见效快、单井产量高的一种采油方式，但却是一种衰竭式开采方式，随着地层压力下降，火驱吞吐不能持续。一般火驱吞吐过程中热前缘波及半径在15?20m，烟道气前缘有效波及半径在50m左右，以10m井距计算，单纯采用火驱吞吐所能获得的采收率小于15%。本发明的技术在火驱吞吐后采用火驱技术，可以实现地层的能力的持续补充，有矿场试验表明火驱的最终采收率可以超过50%甚至60%。本发明采用初期火驱吞吐启动，后期火驱吞吐与火驱联动，既可以在初期实现较高的采油速度(平均采油速度可以达到3?5%以上)，又可以实现较高的最终采收率，实现特稠油、超稠油这类难动用储量的经济、可持续开发。
【专利附图】
【附图说明】
[0032]图1:普通稠油火驱过程中储层中区带及温度压力分布示意图。
[0033]图2A与图2B:火驱吞吐与火驱联动开采特/超稠油示意图。其中，图2A:第一阶段所有井火烧油层吞吐开采(3?5个周期)示意图；图2B:第二阶段中心井注气火驱、周围井火烧油层吞吐开采(3?5个周期)示意图。图中，a.正方形五点井网，b.正六边形反七点井网，c.正方形反九点井网。
[0034]图3A与图3B:火驱吞吐与火驱联动开采特/超稠油过程中储层特征分布示意图。其中，图3A:第一阶段火驱吞吐结束后储层各区带及温度压力剖面分布示意图；图3B:第二阶段开始后储层各区带及温度压力剖面分布示意图。
【具体实施方式】
[0035]为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合具体实例及附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，应理解这些实例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。各实施例中未详细提及的步骤均可按照所属领域的常规操作进行。
[0036]请参见图1，示意了现有技术普通稠油火驱过程中从注入井到生产井位置，储层中各个区带的分布。从中可以看出注入压力主要消耗在油墙的位置。对于粘度低于5000mPa.s的普通稠油，在注气压力尚未达到地层破裂压力之前，生产井就可以见效。但对于粘度高于1000mPa.s的特稠油以及粘度大于50000mPa.s的超稠油来说，即使注气压力远超地层破裂压力，生产井也无法见效，这就是所谓的流体堵塞。
[0037]再请参见图2A与图2B，其为本发明的火驱吞吐与火驱联动开采特/超稠油方法的示意图。本发明的火驱吞吐与火驱联动开采稠油方法主要包括:首先部署直井面积火驱井网，该井网可以是正方形五点井网，也可以是正六边形反七点井网，还可以是正方形反九点井网。井网尽可能规则，便于通过油藏工程手段跟踪分析油藏动态和调控。视地质情况，也可以有不同程度的不规则布井。第一阶段是所有井实施火驱吞吐，如图2A所示。在这个阶段可以次序实施单井火驱吞吐，在一口井实施火驱吞吐过程中，周围相邻的井可以作为生产井或观察井(排气井兼燃烧尾气监测井)。第二个阶段是将处于井网中心位置的中心井作为连续注气井实施面积井网火驱，参见图2B，这个阶段周围井既可以作为生产井开井生产，也可以继续实施单井火驱吞吐。如果没有中心注气井连续注气火驱过程，周围生产井的火驱吞吐可能无法持续进行(因为该井附近原油已经被前期火驱吞吐产出，导致继续火驱吞吐产量越来越低，达不到经济产量)。但一旦中心注气井实施连续注气火驱后，油墙(及前面的原油)就会从中心注气井向周边生产井推进，因而周边生产井就具备了继续进行火驱吞吐的条件。
[0038]图3A示意了第一阶段即火驱吞吐阶段结束后储层各区带及温度压力剖面分布。在该阶段以各井为中心，在地层中均形成了圆形的被燃烧带及其前缘加热的区域。图3B示意了第二阶段中心井开始火驱后储层各区带及温度压力剖面分布。从中可以看出，中心注气井燃烧带继续向前推进，而生产井端被原油重新饱和。由于生产井端在火驱吞吐阶段积聚了较多的热量，在第二阶段生产过程中，原油流经到近井地带时被地层加热，原油粘度大幅下降、流动阻力减小。同时在该阶段注、采井间的油墙被摊薄，阻力下降。在地层中由于有大量的烟道气，其中的二氧化碳具有较强的溶解能力，因此油墙流动到生产井端可形成泡沫油，因此将该区域称为泡沫油区。形成的泡沫油拟单相流动进一步降低了流动阻力。
[0039]实施例1
[0040]油藏I油藏深度840m ;油层厚度13.6m ;油层渗透率940X 1(Γ3 μ m2 ;油层温度480C ;原油粘度35000mPa.s，属特稠油油藏；原油密度0.9840g/cm3 ;含油饱和度68.9% ;常规冷采无产量，蒸汽吞吐试采效果差，油汽比低于0.2，无法经济开发。
[0041]采用本发明的火驱吞吐与火驱联动开发试验，方案部署如下:
[0042]I)按10m井距正方形面积井网设计4个井组(4注9采)，新钻井13 口，初期13口井全部采用火驱吞吐，后期4注9采进行4个井组的火驱开采。试验区面积为0.08km2，动用储量为19.6万吨。
[0043]2)第一阶段火驱吞吐，采用电加热器点火方法，点火温度530°C。点火时间大于7天。完成一个周期的空气注入量后，要加注氮气段塞以防止回采氧气超标。注入氮气段塞的量为Χ.ρ.Φ/300?Χ.Ρ.Φ/200标方；其中，X为该周期注入空气量，单位为标方；Ρ为注空气结束时压力，单位为大气压；Φ为油层孔隙度，以小数计；
[0044]每口井吞吐5个周期，第一阶段实施3年。注气参数如下表I。
[0045]表I火驱吞吐阶段单井注气参数设计表
[0046]
—参数第一轮次第二轮次第三轮次第四轮次第.五轮次 30χ104 50χ104 70xl04 80χ104 90x104
(Nm )
注f4 χ ]04 7.4x104 10.3X14 11.8、14 13.2χ104
(Nm )
?Μ并时间(day) I 3 I 3 I 4 I 4 I 5
[0047]3)第二阶段实施4 口中心井火驱，点火初期6个月内单井日注气速度14000m3/d，6个月后注气速度提高到20000m3/d，12个月后注气速度提高到28000m3/d，此后注气速度保持不变。第二阶段计划实施9年，累计注气量32016 X 104m3。
[0048]实施效果:火烧吞吐阶段生产3年，平均每口井吞吐了 4.7个周期。现场资料显示，一口井注气点火期间，周边井可正常回采。回采井产出气体组分中C02的浓度平均在12.5%?15.7%，证明地下燃烧状态良好。由于油藏属于特稠油油藏，有近40%的井在第一周期没有完成设计注气量，主要原因是在恒定注气速度下注气压力持续升高最终超过安全注入压力(16MPa)被迫停注。随着吞吐周期的增多，这个问题逐步得到缓解。在第4、5个周期中，90%以上的井完成了设计注气量。火烧油层吞吐期间所有井累积注空气4160 X 104m3,累积产油60080t，累积空气油比693，阶段采出程度达到14.4%。单井吞吐阶段累计采油4619t。火驱阶段目前已进行2年，注气压力稳定在14.5MPa，生产端单井产液量稳定在11?15t/d，证明通过前期吞吐，注采两端渗流阻力均以下降，火驱过程可以持续。目前年采油速度达到4%。预计生产9年，累积注空气32016X 104m3，累积产油102572t，累积空气油比3121，阶段采出程度达到43.1 %。预计火驱吞吐+火驱阶段单井累计采油16012t，采收率为 57.5%0
[0049]实施例2
[0050]油藏2油藏深度640m ;油层厚度14m ;油层渗透率940X 10_3μ m2 ;油层温度37°C ；原油粘度55000mPa.s，属超稠油油藏；原油密度0.9870g/cm3 ;含油饱和度72.9% ;常规冷采无产量，蒸汽吞吐试采效果差，油汽比低于0.15，无法经济开发。因此决定采用火驱吞吐与火驱联动开发试验，方案部署如下:
[0051]I)在试验区范围内部署4个正六边形反7点井网，新钻直井20 口含4 口注气井、16 口生产井；注采井距100m，相邻采油井距离10m ;井组内控制含油面积0.104平方公里；单井组控制储量4.2万吨,4个井组合计控制储量16.8万吨；
[0052]2)第一阶段火驱吞吐，采用电加热器点火方法，点火温度550°C。点火时间大于7天。完成一个周期的空气注入量后，要加注氮气段塞以防止回采氧气超标。注入氮气段塞的量为Χ.ρ.Φ/300?Χ.Ρ.Φ/200标方；其中，X为该周期注入空气量，单位为标方；Ρ为注空气结束时压力，单位为大气压；Φ为油层孔隙度，以小数计；
[0053]每口井吞吐5个周期，第一阶段实施3年。注气参数如下表2。
[0054]表2火驱吞吐阶段单井注气参数设计表
[0055]
—参数 I第-轮次第二轮次第三轮次第四轮次第.五?
注/Si'景15xlO4 2、入104 35xl0414 55x104
(Nm )
注『1、量2.4χ104 3.4χ104 5^104 6x104 7><1()4
(Nm )
焖井时间(day)3 3 445
[0056]3)第二阶段实施4 口中心井火驱，单井日注气量从12000?18000m3/d，第二阶段计划实施12年，累计注气量18000 X 104m3。
[0057]实施效果:试验区4井组(20 口井)累计生产15年，生产数据如下表3所示。
[0058]表3:试验区4个井组20 口井生产数据表
[0059]
注气井生产井日产油Λ/年产油Λ/采油速度累积产年度数/丨] 数/丨丨吨盹/% 油勸吨
12020 28.07 10106 4.21 10106
22020 29.82 10734 4.47 20840
[0060]
3202032.79M 8064.9232646
441634.80125295.2245175
541638.93140155.8459190
641642.46152856.3774475
741641.74150286.2689503
841633.92122105,09101713
941625.9693453.89111058
1041620.5373923.08118450
1141616.0157632,40124213
1241612.7345831,91128796
I4168.8932011.33131997
144168.0929111。21134908
1、4166.3622900,95137198
[0061] 实施火驱吞吐的第一年，20 口井中有17 口井在一个周期的釆油量超过300吨，最早见油时间是回釆第9天，平均见效时间为回釆后12?20天。从第4年开始进入中心井火驱阶段，当年16 口生产井实现平均单井产量2.05t/d，总产油1.25万吨。到火驱结束时累计生产15年，累积注空气2.45 X 1V,累积产油13.7万吨，阶段釆出程度达到57.15%。稳产期平稳产期釆油速度5%?7%。(按16 口生产井计算)平均单井累产量8563吨。
【权利要求】
1.一种火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，该方法包括步骤: (1)按面积井网模式布井；其中，部署的中心井与周围最近生产井的距离小于等于100m，优选为70?10m ； (2)在部署井网的所有井上同步或次序实施火驱吞吐； (3)待所有井实施火驱吞吐平均达到3?5个周期后，将面积井网的中心井作为连续注气井，周围井作为生产井，实施面积火驱。
2.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(I)所述面积井网模式为:正方形反五点、正六边形反七点或正方形反九点。
3.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(2)火驱吞吐采用次序进行，当一口井处在注气阶段时，周围井作为生产井兼观察井，对燃烧尾气中的CO2浓度进行观测以判断地下燃烧状态；当一口井出现和周围若干井连通迹象时，将这些井做为同一个批次，同步注、采。
4.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(2)实施火驱吞吐时的周期注气量可按如下确定: 平均每米油层厚度单周期注空气量为20000?80000m3 ； 优选地，对于同一 口井，随着火驱吞吐周期数的增加，周期注气量也随着递增；更优选地，前3个周期，单井周期累计注气量比上一个周期递增40%?70% ;从第4周期开始，单井周期累计注气量比上一个周期递增10%?30%。
5.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(2)实施火驱吞吐的过程包括: 在套管射孔段对稠油油藏实施水力压裂改造，在井筒两翼形成人工裂缝，并加入支撑剂； 应用点火技术，使井底温度达到原油燃点温度，将油井油层点燃； 向油井中连续注入空气； 注空气结束后，烟井；开井回米。
6.根据权利要求5所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，水力压裂改造形成的裂缝的扩展高度为油层厚度，裂缝半长度为30?50m ;支撑剂用量为30?70m3。
7.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(3)周围生产井为连续生产或火驱吞吐生产。
8.根据权利要求7所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(3)中心注气井的注气速度随着燃烧带推进半径增大逐步增加；优选地，中心井点火之初6个月内注气速度为1000?1500m3/(d.m)，7?12个月注气速度保持在1500?2000m3/ (d.m)，12个月后注气速度提高到2000?3000m3/(d.m)； 具体地，在此期间，油墙从中心注气井向周围生产井推进，当中心注气井在某一个恒定注气速度下注气压力仍然持续升高，优选持续时间超过30d，周围生产井可以再次启动火驱吞吐，以进一步削弱油墙的规模、降低渗流阻力。
9.根据权利要求1或7所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，其中，步骤(3)当某生产井产量低于经济极限产量或产出气液比大于4000m3/m3时，关闭该井。
10.根据权利要求1所述的火驱吞吐与火驱联动开采稠油的方法，该方法是用于开采特稠油或超稠油油藏。
【文档编号】E21B43/243GK104196507SQ201410446031
【公开日】2014年12月10日 申请日期:2014年9月3日 优先权日:2014年9月3日
【发明者】雷春娣 申请人:雷春娣