陈家庄稠油

着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田位于中国华北地区，是国内稠油资源重点开发区域之一。

该油田储层深度较浅，储量丰富，但油品质较差，属于稠油、重油。

因此，如何提高该油田的稠油开发效率，成为了亟待解决的问题之一。

其中着力提升油汽比，是提高陈家庄油田稠油开发效益的重要手段。

油汽比，是指单位时间内采油的量与采气量的比值。

油汽比的高低直接决定了油田采气量和采油量的平衡状况，也是衡量稠油开发效果的关键指标之一。

因为稠油开采常常需要注入蒸汽等热力介质来促进原油流动，稠油开发的关键在于控制油汽比，保证油表面张力的下降和稠油粘度的降低，使得油田稠油得以充分流出。

陈家庄油田含油饱和度高，在生产过程中需要注入一定量的蒸汽，以促进原油的流动。

此时，尽管注入蒸汽能够加速原油的流动，但却会降低油田采气量，导致油汽比过高。

如果油汽比过低，则原油流动速度过慢，采油效率低下。

因此，维持稳定的油汽比十分关键。

如何提高陈家庄油田的油汽比呢？首先，要充分利用先进稠油开采技术。

采用低压线水平井和垂直井相结合的开采方式，能够使得稠油能够更加高效地流出。

利用水平井可较广泛地收集延展于储层中的稀油层和厚油层，同时延长工作面长度，提高采收率。

垂直井则可增加的注汽峰值，进一步促进原油流动。

其次，注汽方式也需要优化。

尝试采用高压蒸汽注入方式，能够降低开采成本，并提升油气分离效果，加快蒸汽与油相混合的速度，降低粘附于油层表面的水分子含量，从而提高油田采气量，改善油汽比。

最后，建立有效的生产监测系统。

为了保证稠油开发的高效运行，需要建立严密的生产监测系统，通过实时监测油气比、油水比等参数，及时掌握油田的生产状态，以便及时调整注汽量，保证稠油开采过程的顺利进行。

在提升油汽比的同时，还应注重提升陈家庄油田的综合效益。

一方面，可通过优化注汽合理有效地降低开采成本，减少能源浪费，提高生产效率，增强其经济效益；另一方面，还应该注重环保，化石燃料开发对于环境污染的影响总体较大，降低油汽比也是保护环境的一种措施。

提高陈家庄油田北区稠油油藏采收率
史贞利;马金娜;刘廷峰;李海涛
【期刊名称】《内江科技》
【年(卷),期】2013(34)12
【摘要】陈家庄油田北区属于岩性-构造层状稠油油藏,处于可常规开发油藏的边缘。

该区按反九点法面积注采井网常规注水开发,初期取得了良好的开发效果。

近年来,
由于套管损坏井增多,导致水井带病注水;水井出砂严重,层间差异大、层间矛盾突出,导致分层合格率低。

针对以上问题,通过对北区进行水驱效果评价,根据研究结果采
取防砂或者补孔,从而提高水驱采收率。

同时在北区对两口井实施水溶性自扩散剂
实验,对应10口油井,日增油11吨,增油效果显著。

【总页数】1页(P85)
【作者】史贞利;马金娜;刘廷峰;李海涛
【作者单位】中国石化股份胜利油田分公司河口采油厂;中国石化股份胜利油田分
公司河口采油厂;中国石化股份胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石化股份胜利
油田分公司地质科学研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.陈家庄薄层稠油油藏提高采收率配套工艺推广应用
2.高浅北区常规稠油油藏提高采收率技术与应用
3.陈家庄油田特稠油油藏提高采收率方法
4.古城油田稠油油藏
二元复合驱提高采收率研究5.普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与实践——以孤岛油田B21单元为例
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着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是我国的一个重要稠油油田，位于河北省境内。

稠油是指粘度比较高的原油，采收难度大，开发成本高，而且影响稠油开发效益的一个重要因素就是油汽比。

油汽比是指单位原油产出所需的天然气量，通常用标准立方米（Sm3）/吨来表示，它直接影响到稠油的开采效率和经济效益。

提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益是一个非常重要的课题。

为了提高陈家庄油田稠油开发效益，我们应该从以下几个方面着手：一、优化采油技术要提高陈家庄油田稠油开发效益，首先要从采油技术方面着手。

可以采用一些新技术和新方法，如水平井、多级水平井、注汽采油等，有效提高稠油的开采效率。

还可以对现有的采油设备和工艺进行改进和优化，提高采油效率，减少生产成本。

二、优化注汽技术注汽是一种提高稠油开采效率的重要技术手段。

可以通过优化注汽工艺、提高注汽压力、增加注汽量等方式来提高油汽比，从而提高稠油开发效益。

还可以采用先进的软件模拟和监测技术，实时监控注汽作业的情况，及时调整注汽参数，提高注汽效率。

三、优化油气分离工艺油气分离是稠油开采过程中的一个关键环节，对油气分离工艺进行优化，可以降低油气混合物中的天然气含量，提高油汽比。

可以考虑采用新型分离设备、改进分离工艺等方式，提高稠油的产品质量，提高开发效益。

四、加强油气力学研究油气力学是稠油开采的一个重要科学领域，通过加强油气力学研究，可以深入了解稠油油藏的物理特性和流体行为，提高对稠油开采的认识，有针对性地改进开采技术和工艺，提高油汽比，提高开发效益。

五、加强人才培养要提高陈家庄油田稠油开发效益，需要有一支技术过硬的队伍。

我们要加强人才培养，培养一大批具有油田开发经验和技术实力的专业人才，为稠油开采技术的改进和提高提供有力支持。

提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益，需要全面、系统地采取一系列措施，从采油技术、注汽技术、油气分离工艺、油气力学研究、人才培养等多个方面着手，不断改进和完善相关技术和工艺，提高稠油开采的效率和经济效益。

着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是中国大庆油田有限责任公司的重点油田之一，因为油田出油量低、粘度高、硫含量高等特点，被称为稠油油田。

为了提高油田的开发效益，需要着力提升油汽比。

油汽比是油井产油能力与注气能力的比值，是衡量开发油田效益的重要指标之一。

对于稠油油田来说，油汽比更为重要，因为粘度高的油在地下很难流动，需要通过注入高压气体来减小粘度，使得油能够顺利地被采出。

因此，提高油汽比是稠油油田开发中的关键问题。

为了提高油汽比，需要从以下几个方面入手：一、注气方式的改进传统的注气方式是间隔注气，即在油层中间隔一段时间注入一次气体。

这种方式虽然简单，但是存在注气量不均匀，注气效果不好的问题。

为了解决这个问题，可以采用连续注气方式，即不间断地向井下注入气体，使得注气量更加均匀，效果更好。

同时，在注气的过程中需要控制注气量，避免过度注气导致油井产油能力下降。

二、提高采油效率采油效率的提高可以增加油田的产油能力，从而提高油汽比。

为了提高采油效率，需要合理调整采油参数，如井底流压、注汽压力、泵冲频率等，同时还需要加强井眼控制，防止注汽量过多导致油井失效。

三、加强油井维护油井的长期运行会使得井筒内壁产生沉积物，导致油井的产油能力下降。

因此，需要定期进行井下清洗、钻井修复等操作，保持油井的畅通。

四、开发新的产油层油田的不同产油层具有不同的物理化学特性，因此可以在油田中开发新的产油层，从而增加油田的产油能力，提高油汽比。

然而，在开发新的产油层时需要注意保持油田的整体均衡，避免新层的开采导致其他井受到影响。

综上所述，着力提升油汽比是稠油油田开发中的关键问题。

通过改进注气方式、提高采油效率、加强油井维护以及开发新的产油层等措施，可以有效地提高油汽比，提高陈家庄油田的稠油开发效益。

稠油水平井双管注汽工艺应用摘要：陈家庄油田稠油水平井均采用筛管完井，注汽过程中采用笼统方式注汽，受油层非均质及周边采出影响，蒸汽局部突进、水平段动用不均，热采效果不理想。

文章针对稠油水平井热采现状，为了减少热损失并提高隔热效果，采用同心管双管注汽，井口进行配汽量的调整。

实施效果表明，采用双管注汽后，水平段动用得到较大幅度的改善，生产效益也得到了较大幅度的提高。

关键词：薄层；稠油；水平井；双管注汽陈家庄油田油层平均厚度4m，原油黏度10000mPa.s～50000 mPa.s，是薄层稠油油藏。

该油田采用热采注蒸汽吞吐开发工艺，油井多采用水平井开发，水平井段长度在150m～200m左右。

尽管采用了均匀注汽系统，但受油层非均质及周边采出程度的影响，仍存在蒸汽局部突进、水平井段动用不均的问题。

为了提高水平井段的均匀动用程度，开展了双管注汽试验，取得非常好的效果。

1水平井双管注汽工艺原理及配套技术1.1工艺原理水平井双管注汽工艺原理如图1所示。

采用井口“双悬挂”，管中管注汽方式，蒸汽从两个通道注入，一个是从2”无接箍油管注到水平段B点，一个是从41/2”真空隔热管和2”无接箍油管环空井注到水平段A点。

通过地面流量调解阀门进行流量控制，实现二个出汽点不同排量的控制，另外在内管和外管分流前通过悬流器及混相器实现蒸汽的等干度分配。

在等干度分配的情况下，A点、B点两端形成两个压力场，当达到一定注汽强度后，两端压力场趋于平衡状态，在水平段形成两个相互联接的蒸汽腔，通过双管注汽达到全段均匀配汽的目的。

1.2配套技术①双管注汽井口。

双管注汽井口设计是在常规注汽井口基础上通过增加一个大四通，来实现双注汽管柱悬挂，其中2”无接箍油管是通过变扣(2”平式油管扣变41/2”偏T扣)直接连接在井口上面，41/2”保温管座封到井口内部悬挂器上，管柱之间采用密封件进行密封，其工作压力21MPa，工作温度35～370℃，大四通垂直通径Ф160mm。

水平井在陈南薄层稠油油藏中的应用摘要：陈家庄油田南区主要以特稠油为主，具有油层薄，原油粘度高，易出砂，含油饱和度低的特点，自2007年以来，通过开展水平井开发经济技术政策界限，利用数模技术优化井网、井距、水平段长段、注汽参数等，成功动用陈家庄南区边部薄层稠油，建产能23.2万吨，取得良好效果。

关键词：薄层稠油水平井蒸汽吞吐一、油藏概况陈家庄南区位于东营市利津县陈庄镇境内，区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部，是一个具继承性发育的受基岩控制的披覆构造稠油油藏，。

主要含油层系为上第三系馆陶组Ng下1-5砂组，油藏埋深1180～1320m，地面原油粘度10000～50000mPa.s，平均有效厚度 4.5m，平均有效孔隙度32%，渗透率2500×10-3μm2，属高孔高渗油层。

二、开发历程2006年开始在陈家庄南区开始注蒸汽吞吐开发。

但是直井开发热损失大，产量递减大。

根据计算，热损失达60-80%，第一周期年递减51.5%。

含水上升较快，周期间含水上升速度快4.8%，油田年含水上升率13.7%。

因此开展了开发方式、井网、井距等开发技术政策研究，确定了以水平井开发薄层稠油油藏。

通过数模研究不同油价下水平井、直井布井极限厚度，在50美元/桶情况下确定水平井布井区极限厚度要大于3m；合理的注汽强度为15m3/m左右。

利用水平井模型和井组模型，对该块蒸汽驱的井网、井距和转驱时机进行了优化，确定水平井与水平井组合方案最佳，水平井段长度为250m左右，生产井距离注汽井150m左右。

2007年底设计该区第一口薄层稠油水平井陈373-P1井，投产后峰值日油能力24t/d，目前日油9.3t/d，是直井的1.7倍。

2008-2013年在陈373外围薄层稠油设计以水平井为主开发，部署水平井102口，建产能25万吨。

投产初期平均单井日油13.5t，是直井的3倍，累计产油67.8万吨，取得良好效果。

三、水平井存在的主要问题1.油藏条件差，开发难度大陈家庄南区稠油油藏类型为层状构造-岩性稠油油藏，由于该区储层为一套河流相沉积，其平面变化快，各砂体平面分布形态以条带状为主，地面脱气原油粘度一般10000～50000mPa·s，原油性质在平面上具有由北到南粘度变大的变化趋势。

应用低成本措施改善稠油水驱油藏开发效益1油藏概况1.1地质概况陈家庄油田陈25块是一个具继承性发育的受基岩古地形操纵的披覆构造稠油油藏，储层为一套河流相正韵律沉积，主要含油层系为下馆陶组1-4砂组，含油面积9.6平方千米，地质储量1690万吨。

储层物性好，孔隙度30.4%-33.1%，渗透率1713×10-3μm2，属高孔高渗储层。

油层非均质较强，地面原油粘度平均6990mP.s；油藏具有正常的压力系统，原始地层压力13.09MP，地层温度670℃，俑呶乱斐！1.2开发简况陈25块从1992年采纳反九点法注采井XX投入开发，先后经历了试采、产能建设、含水上升、综合治理等阶段，1999年以来逐步改排状注水井XX。

目前已高速开发25年，平均采油速度1.2%，年产油10万吨以上达15年以上，是陈家庄油田的主力开发区块，也是河口采油厂一般稠油常规开发的代表。

目前，油井开井82口，水井开井40口，采出程度20.35%，累注采比1.12，平均动液面468m，地层压降0.5MP。

2存在主要问题2.1出砂严峻，防砂措施成本高陈家庄陈25块由于储层孔隙度高，渗透率好，但储层胶结疏松，极易出砂，使得该区块防砂成为主要增产措施，平均防砂周期2.5年，目前防砂措施占总措施井次的73%。

防砂工艺采纳筛管砾石高压充填防砂，单井次防砂费用平均为32万元，平均占井周期8.6天，近10年防砂一次成功率为92.5%。

在当前低油价的背景下，该工艺具有防砂费用高、占产时间长的问题。

2.2分注率低，层间开发状况差异大陈25块注水井普遍采纳合注合采，由于非均质性较强，造成主力与非主力层、主力层间吸水状况差异大，注水时层问干扰严峻，近3年内测吸水剖面35口井，50%主力层吸水85%以上，使注采完善的3砂组水淹范围广，非主力层水淹范围较少。

3主要做法及效果效益3.1细化防砂抑砂工艺，降低防砂成本（1）、归纳分析现有对出砂井有效措施，建立适应条件数据库。

提高稠油井注汽开发效果措施效果分析摘要：陈家庄油田的稠油储量大，开发的潜力大，但开采的难度大，结合稠油注汽井的油藏条件，优选注汽参数，稠油掺水生产参数，提高作业开井一次成功率。

关键词：蒸汽吞吐掺水量参数优选成功率0 引言陈家庄油田稠油区块由于特殊的地层结构作业生产难度很大，作业成本居高不下，提高作业后开井一次成功率成为降低作业成本的关键。

目前，稠油井得到陈家庄采油厂的极大重视，具有很大的潜力，稠油井是投入成本很大的井，如何优选注汽参数、生产参数、掺水量，保证作业开井后见到最大产能是目前的亟待解决的重要课题。

1 陈家庄油田稠油区块地质概况陈家庄油田位于位于山东省东营市利津县陈庄镇以北约2km处，构造位置属于陈家庄东部凸起的西北部。

陈家庄凸起是位于济阳坳陷沾化凹陷与东营凹陷之间的一个大型正向构造单元。

该区勘探始于1963年的陈1井，此后历经40年的勘探开发，陈家庄东部凸起带先后探明了陈25块、陈21-33块、陈40块和陈373稠油。

动用含油面积30.82km2，动用石油地质储量4741.84×104t。

构造特征：构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，断层不发育，构造较为平缓，地层倾角小于2°。

储层为一套河流相正韵律沉积，馆下段地层纵向上划分为五个砂层组16个小层，平均有效厚度9.4米，其中I、II砂层组为主要含油砂层组。

各小层砂体厚度较薄，一般2～6米。

馆陶组天然能量不足，需注水补充地层能量。

2 蒸汽吞吐开采的机理及优选注汽参数原则2.1蒸汽吞吐开采的机理蒸汽吞吐开采就是将高温高压的湿饱和气体注入地层，炯井数天，加热油层中的原油然后开采，机理有以下几点：（1）地层中的原油加热后，粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理。

（2）对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热后也充分释放出来，成为驱油能量。

（3）带走大量冷油补充入降压的加热带。

（4）地层的压实作用是不可忽视的加热带。

着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是我国大型稠油田之一，是全国重要的常温常压油田之一。

由于陈家庄油田地质条件复杂，储量丰富，但生产难度大，开采成本高，因此要提高陈家庄油田的开发效益，就必须优化开采工艺和提升油汽比。

油汽比是指从井口流出的液态油和气体体积比值。

提高油汽比可以减少采油过程中产生的废气和废水，减少对环境的影响，同时也可以提高陈家庄油田的开发效益。

要提高油汽比，可以采用以下措施：一、采用先进的开采技术先进的开采技术可以有效地减少采油难度，提高采收率和油汽比。

例如，采用水平井、多水平井、水平井和斜井相结合等技术，可以增加井底面积，提高油气储量，从而提高油汽比。

另外，通过增加注汽量、调整注气时间和注汽周期等方式，可以改善油气相态，提高油汽比。

二、加强油田管理加强油田管理，优化开采工艺和生产管理，可以减少浪费和损失，提高油汽比。

例如，加强管道、设备和作业管理，保证工艺流程和生产质量，减少油气泄漏和损失。

同时，对油井及时进行检修和维护，保持井筒、化控装置等设施设备的完好性，能有效延长井筒寿命，增加油井数量和采油能力，提高油汽比。

三、提高原油品质陈家庄油田的稠油品质较差，油水稠度高，油中杂质多，这对于油田开采和油品附加值带来了挑战。

因此，提高原油品质也是提高油汽比的重要手段。

通过采用精细油藏评价、生产技术优化、升级采收系统等技术手段，优化生产流程，控制油水比和水气比，提高原油质量，可以提高油汽比。

四、引入新能源在陈家庄油田稠油开发中引入新能源可以有效提高油汽比。

例如，利用太阳能或风能发电，减少油田燃煤和燃油的使用，降低排放，同时还可以为陈家庄油田提供清洁能源，减少开采成本，提高稠油开发效益。

总之，提高油汽比是陈家庄油田稠油开发的重要措施，可以有效降低采油成本，减少环境污染，提高生产效益。

为此，需要采用先进的开采技术，加强油田管理，提高原油品质和引入新能源等手段。

通过这些努力，相信陈家庄油田的稠油开发将取得更大的成功。

着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益
陈家庄油田是中国最大的稠油田，开发稠油需要消耗更多的能源和资金，并且也存在一些技术难题。

为了提高该油田的稠油开发效益，必须着力提升油汽比。

油汽比是指生产出的原油与为其生产所消耗的汽油比。

油汽比越高，说明生产出的原油越多，同时消耗的汽油就越少。

因此，提高油汽比是提高稠油田稠油开发效益的关键。

首先，要加强油藏研究，找到提高油汽比的方式。

油藏的特性影响着油气的产出量，钻井、采油等作业的能效与质量。

对陈家庄油田进行详细的油藏研究，能够帮助找到高含油层位，深入了解油藏储量、构造、渗透性等特征，为提高油汽比提供必要的依据。

其次，要加强采油技术研发，提高采油效率。

在稠油开发过程中，要采用一系列先进的采油技术，包括地面抽油、地下压裂和增油等。

除此之外，还需要通过调整采油工艺、提高采油速度等方式来提高油汽比。

针对稠油油田存在的问题，尤其是沉积物粘附性强、粘度大等问题，需要加强新型填充物的开发，以增加采油效率。

最后，要持续优化生产过程，提高炼油能耗效率。

稠油炼制过程的能耗较高，因此，提高炼油操作效率，锤炼高技能炼油工人队伍，采用能源综合利用技术等手段进行生产过程的能耗优化，也是提高油汽比、增强采油效益的必须措施。

总之，提高稠油开发效益必须着力提升油汽比，这需要保持技术创新动力，不断深化油藏研究，持续优化生产过程。

只有全面提升生产效益，才能进一步提高经济效益，确保陈家庄油田长远稳定发展。

陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用摘要：随着勘探开发逐渐向油藏边部推进，砂体变薄，储层非均质增强，水平井开发难度加大，同时老区水平井随着不断生产也暴露出种种问题，为此，在充分认识储层的基础上，应用水平井分段完井工艺，配套管外充填防砂，提高水平段均匀动用程度，减缓或避免边底水突破。

现场应用表明，水平井分段完井技术成熟可靠，是提高边底水稠油油藏开发效果的有效技术，对今后同类型油藏开发具有重要的指导和借鉴意义。

关键词：边底水；水平井；分段完井；配套；现场应用近年来，裸眼筛管完井水平井在陈家庄南区边底水薄层稠油油藏开发中得到了广泛应用，并取得了可观的经济效益，但同时也带来了新的挑战。

由于河流相储集层非均质性强，水平井轨迹上下摆动，导致避水高度不一致、压力系统不一致、底水脊进不均匀，水平井易形成点状水淹，油井过早见水，产液不均。

同时随着滚动勘探向西侧砂体边部逐渐推进，钻遇储层变化快，非均质变强，油水关系也更为复杂，对水平井段差异化改造，均用动用提出了更高的要求。

因此，如何提高水平段均匀动用程度，控制边底水突破，延长水平井寿命，是目前水平井开发边底水薄层稠油油藏亟需解决的问题。

为解决这一系列问题，本文利用油藏开发过程中取得的地质和开发信息，在充分认识区域地质情况的基础上，结合钻遇储层非均质性、油水系统、完井成本等因素，应用水平井分段完井技术，划分水平段，配套管外砾石充填等工艺，实现储层差异化改造，提高水平段均匀动用程度，延缓边底水突破，延长水平井寿命的目的。

1．区块概况陈家庄油田南区是一个继承性发育受基岩控制的披覆构造薄层边际特稠油油藏。

管下段储层为一套河流相沉积，划分为5个砂层组、17个小层，主要含油层系为1砂组和2砂组，油藏埋深为1180-1320米，探明含油面积为20.6平方千米，石油地质储量为2942.39万吨。

陈家庄油田南区边底水薄层稠油油藏的主要特点为：①储层平面变化快，有效厚度薄。

胜利油田普通稠油油藏地质储量高采收率的难度越来越大。

水井22口，平“正交表”为工具，用尽可能少的实验获38.72亿吨，资源丰富，分布较广。

水驱稠得典型数据，分析出较优方案。

考虑聚合均单井日注160 m /d，注入压力10.5 MPa；油地质储量2.61亿吨，由于水油流度的差物、低张力活性剂和降粘驱油剂之间的相油井46口，平均单井日液103 t/d，平均单[9]异，水驱油并非是活塞式的推进过程，水井日油4.7 t/d，综合含水95.4%。

互影响，设计了3因子4水平的正交设计，[1]驱开发采收率仅为19.9%。

对一些储量得到的最优参数组合为：聚合物浓度2 研制了适应宽油水比条件的高效降相对较小、油藏薄、稠油井较为分散的普粘性驱油体系0.22%，降粘驱油剂浓度0.4%，低张力活2.1 降粘复合驱油体系设计通稠油油藏，注蒸汽开采热量损失严重、性剂浓度0.3%。

聚合物驱的基本原理是改善流度比，开发成本高，基于节能减排的需求和天然 3.2 注入方式优化扩大波及，驱油效果比水驱明显提高。

但设计了三种注入方式：三种剂同时注气供应制约热采受限，亟需转换开发方[2-3]开发稠油油藏需要的聚合物粘度比常规油入、单剂注入、组合注入，通过对比不同式。

化学驱是现阶段水驱砂岩油藏提藏聚合物驱粘度更高，目前单一聚合物难注入方式的提高采收率幅度和当量吨聚增高采收率最有效的方式，在稀油油藏已广以达到实现高效驱替的合理粘度。

为此，油指标，组合注入的驱油效果最好，其次泛应用并取得显著效果。

开展稠油冷采开提出“降粘复合驱”组合式驱油方法，降是单剂注入，再次是混合注入；并且先注发技术研究，采取化学法进行降粘，使复[6]聚合物+降粘驱油剂的组合段塞、再注聚杂的稠油问题转化为稀油的问题，利用化粘剂降低原油粘度，聚合物增加驱替相合物+活性剂段塞效果比先注聚合物+低学驱技术优势提高普通稠油油藏采收率，粘度，同时表面活性剂可以降低油水界面[7-8]对于石油工业的稳产和高产具有深远的战张力，提高洗油效率。