CN103289665B - 驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及驱替方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及驱替方法。以重量百分比计，该驱油组合物包括碳酸氢铵10-45%、高温泡沫剂0.3-10%、高温驱油剂0.2-5%和水余量。本发明的多元热流体驱油组合物包括该驱油组合物和水蒸汽，其中，驱油组合物和水蒸汽的质量比为1:20-100。本发明的多元热流体驱替方法包括以下步骤：在注采井组内通过注入井向稠油油藏内注入上述的多元热流体驱油组合物。本发明的多元热流体驱油组合物的制作成本低廉、耗资耗能较低，并且能够结合驱替工艺形成稠油油藏注蒸汽后的接替技术，该接替技术具有“调驱+快速补充地层能量+改善流体地下渗流能力”等协同效果，进而提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及驱替方法，特别涉及一种适用于稠油油藏的驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及驱替方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
我国稠油资源分布广泛，但是稠油油藏类型多，地质条件较复杂，II、Ⅲ类稠油具有油埋藏深、粘度大、油层薄、渗透率较低、边底水活跃等特点，注蒸汽热效率低、操控压力高，目前现有技术难以有效开发。为了使这些稠油油藏得到高效开发，油田科技工作者已研发出利用多元热流体驱油技术开发稠油油藏的工艺。
传统的多元热流体技术是利用航天火箭发动机的燃烧喷射机理，在常规热采技术的基础上发展起来的一种新型的热采技术。一般而言，在油藏开采中运用的多元热流体技术包括以下步骤：在高压燃烧室内注入工业柴油作燃料，同时注入高压空气及高压水，将燃烧产生的高温高压水蒸汽、CO2及N2等组成的混合气体以及添加化学试剂直接从油井井口注入井内油层进行采油。多元热流体驱油技术兼具气体混相驱（CO2驱与N2驱）和热力采油（蒸汽吞吐与蒸汽驱）的特点，依靠热能、气体、化学试剂的综合驱油机理来提高稠油采收率，从而增加油层压力，降低原油粘度，提高驱油波及面积，达到提高原油采收率的目的。
但是，传统的多元热流体驱油技术进行稠油油藏开采时，存在诸多问题及缺点。一是由于传统的多元热流体驱油技术消耗资源过高，财力投资过大，使其实际应用受到限制；二是传统的多元热流体对油井伤害较为严重，尤其是腐蚀问题难以克服。除了传统的多元热流体驱油技术之外，目前还存在一些改善稠油油藏的开发效果的现有技术。例如，CN102260490A针对油田稠油井吞吐后期开采效果急剧下降而研制出了一种稠油助采剂。该助采剂含有：100重量份的脲，15至25重量份的高温防乳破乳剂，12至17重量份的石油磺酸盐，3至8重量份的乙二胺四乙酸二钠以及3至8重量份的高温起泡剂。该稠油助采剂只是一种用于改善稠油井蒸汽吞吐效果的措施。但我国8多亿吨的Ⅱ、Ⅲ类稠油油藏的开发中，还是存在着注蒸汽后无法有效转入蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）及火烧油层等开发技术的问题。而传统的多元热流体驱油技术及改善蒸汽吞吐效果的措施技术都尚无法成为我国Ⅱ、Ⅲ类稠油油藏注蒸汽后的有效接替技术。
因此，研发出一种耗能较低、成本低廉的多元热流体驱油组合物，形成高效的多元热流体开发技术，使这些Ⅱ、Ⅲ类稠油油藏注蒸汽后实现高效开发，仍是本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种驱油组合物、含其的多元热流体驱油组合物及采用该多元热流体驱油组合物进行驱替的方法。本发明的多元热流体驱油组合物的制作成本低廉、耗资耗能较低，并且能够结合驱替工艺形成稠油油藏注蒸汽后的接替开发技术，进而提高原油采收率。
为达上述目的，本发明提供一种驱油组合物，以重量百分比计，其包括碳酸氢铵10-45%、高温泡沫剂0.3-10%、高温驱油剂0.2-5%和水余量。
在上述驱油组合物中，优选地，所述高温泡沫剂包括磺酸盐。更优选地，所述高温泡沫剂包括长链烷基磺酸盐。最优选地，所述高温泡沫剂为河北省涿州市亚立特精细化工厂生产的GFPJ-10，该GFPJ-10属于长链烷基磺酸盐。
在上述驱油组合物中，优选地，所述高温驱油剂由非离子表面活性剂和碱类乳化稳定剂按1:3的质量比混合而成。更优选地，所述非离子表面活性剂包括石油环烷酸二乙醇酰胺；所述碱类乳化稳定剂包括碳酸钠。
本发明的驱油组合物可以通过常规的方法，将碳酸氢铵、高温泡沫剂、高温驱油剂及水混合均匀而制备得到。优选地，该驱油组合物是通过以下方法制备得到的：将40℃-60℃的热水加入到碳酸氢铵中，搅拌均匀后，加入高温泡沫剂以及高温驱油剂，然后搅拌均匀，即制备得到本发明的驱油组合物。
本发明还提供一种多元热流体驱油组合物，其包括上述的驱油组合物和水蒸汽，其中，所述驱油组合物和所述水蒸汽的质量比为1:20-100。本发明的多元热流体驱油组合物可以在使用时通过常规方法制得，比如，可以将驱油组合物和水蒸汽通过注入管线进行混合，或者在地层中进行混合，从而得到所述多元热流体驱油组合物。
本发明的多元热流体驱油组合物是由上述驱油组合物和水蒸汽一起形成的高效多元热流体驱油体系。本发明的驱油组合物中的碳酸氢铵起到增效剂的作用，其在60℃的条件下可分解产生CO2和NH3。CO2易溶于稠油和水，使稠油粘度降低，能够增加传质和传热效率，减少渗流阻力（毛管阻力、摩擦力），使稠油的流动能力得以改善；CO2溶于水后中呈现酸性，其可溶解部分酸溶性堵塞，降低残余油饱和度，改善油、水相对渗透关系；CO2气体的膨胀能够增加弹性驱动能量，降低蒸汽分压，提高注入热量的潜热利用率。此外，碳酸氢铵分解出来的CO2可以和高温泡沫剂生成泡沫，能够降低水蒸汽在高渗透层的窜流并抑制蒸汽超覆现象，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用。另外，碳酸氢铵分解出来的NH3与水蒸汽结合形成氨水，氨水能够和原油中的酸形成表面活性剂，起到降低油水界面张力及原油粘度，改变油层岩石的润湿性，有效剥蚀附着在岩石的原油，提高热水带和蒸汽带的洗油效率等作用。而且，本发明的驱油组合物中碳酸氢铵的分解速度可控，使本发明的多元热流体驱油组合物在使用时的操作工艺简单安全。同时，碳酸氢铵分解出来的NH3和CO2可起到示踪剂的作用，据此可判定载热体和NH3及CO2段塞的运移方向和速度；NH3和CO2也可用于对注蒸汽井进行检查、预测油井的蒸汽突进。本发明的多元热流体驱油组合物还能够有效补充地层能量，增加驱动力。此外，本发明的多元热流体驱油组合物还具有制作成本低廉、耗资耗能较低的优点。
本发明还提供一种多元热流体驱替方法，其包括以下步骤：在注采井组内通过注入井向稠油油藏内注入上述的多元热流体驱油组合物。
在上述多元热流体驱替方法中，优选地，所述多元热流体驱油组合物的注入速度为50吨/天-500吨/天。
在上述多元热流体驱替方法中，优选地，所述多元热流体驱油组合物的注入方式为井口段塞式注入，其包括以下步骤：在注入井井口，先停止向井中注入水蒸汽，然后将上述的驱油组合物注入井中，再恢复注入水蒸汽。在该注入方式中，注入所述驱油组合物时的温度可以为常温至60℃。注入驱油组合物和注入水蒸汽的步骤可以是重复进行的，只要满足驱油组合物和水蒸汽1:20-100的质量比，以及实际需求即可。注入水蒸汽与注入驱油组合物的速度可以均为50吨/天-500吨/天。在应用该注入方式时，可以利用水泥车将罐车或储液罐内配置好的驱油组合物注入地层，并且可以在注入段塞管线和注入蒸汽管线前加装立式单流阀，能够防止碳酸氢铵分解后可能导致压力过高所造成的液体回流。该注入方式的优点为：可以针对不同的油藏条件，设计不同的多元热流体驱油组合物的配方和注入参数。
在上述多元热流体驱替方法中，优选地，所述多元热流体驱油组合物的注入方式为伴随水蒸汽注入，其包括以下步骤：将上述的驱油组合物与水蒸汽混合得到多元热流体驱油组合物，然后将所述多元热流体驱油组合物注入井中。在应用该注入方式时，可以在注汽站或配汽站内，利用计量泵将储液罐内配置好的驱油组合物输入锅炉出口的蒸汽管线内，使该驱油组合物随水蒸汽进入注汽井或油井中。该工艺的优点为：一站配液，多井同时施工，多井受效。
在上述多元热流体驱替方法中，优选地，所述水蒸汽的温度为200℃-350℃。
在本发明的多元热流体驱替方法中，将本发明的驱油组合物注入到预先用水蒸汽加热的地层中或与水蒸汽一起注入到地层中后，其能够分解产生CO2和NH3，CO2和NH3部分溶于原油和蒸汽冷凝水中，并与驱油组合物中的高温泡沫剂、高温驱油剂协同作用，在注入的水蒸汽的推动下，CO2和NH4OH(氢氧化氨)段塞发生运移，对地层进行蒸汽驱，碱(NH4OH)驱和CO2泡沫驱等综合驱油，并同时起到保护储层的作用。
本发明的多元热流体驱替方法具有如下优点：其一、改善早期的采油速度，克服蒸汽吞吐后转蒸汽驱初期的低产期过长的瓶颈问题，相较于蒸汽驱，在本发明的多元热流体驱油组合物的注入量为0.1PV时，蒸汽带驱油效率提高18.2%。其二、提高驱油效率，相较于蒸汽驱，本发明的多元热流体驱替方法使热水带驱油效率提高19.4%以上，蒸汽带驱油效率提高9.1%以上。其三、降低残余油饱和度，相较于蒸汽驱，本发明的多元热流体驱替方法能够使驱替压力提高5-10倍，致使蒸汽驱的残余油重新成为可动油，蒸汽带的残余油饱和度降低3%以上，热水带残余油饱和度降低8%以上。其四、提高波及效率并改善波及状况，由于驱替压力的提高，波及效率也相应地得到改善，蒸汽的窜流和蒸汽超覆现象得到抑制，和蒸汽驱相比，本发明的多元热流体驱替方法使波及效率提高28%以上。其五、提高原油采收率，和蒸汽驱相比，本发明的多元热流体驱替方法使采收率提高13.6%以上，油汽比提高38.4%以上。
需说明的是，在本发明中，驱油组合物中碳酸氢铵、高温泡沫剂和高温驱油剂的配比，驱油组合物与水蒸汽的配比，以及多元热流体驱替方法中的注入速度等参数，是根据不同油井的特点以及有关参数（孔隙度、油层厚度以及蒸汽的加热半径等）决定的。本发明的驱油组合物、多元热流体驱油组合物及驱替方法适用的油藏主要包括：（1）蒸汽驱的边际稠油油藏（薄层)；（2）蒸汽吞吐后出现能量亏空严重的稠油油藏；（3）注蒸汽后存在窜流及井间干扰严重的稠油油藏；（4）埋藏较深的稠油油藏。本发明的驱油组合物、多元热流体驱油组合物及驱替方法适用的油藏条件可以为：油层深度<1600m，油层厚度>8m，渗透率级差<12，原油粘度<50000MPa·s，净总厚度比>0.5，转驱前饱和度>0.5。
综上所述，本发明的多元热流体驱油组合物的制作成本低廉、耗资耗能较低；能够使稠油的流动能力得以改善，并降低残余油饱和度，改善油、水相对渗透关系，提高洗油效率；还能起到示踪剂、以及对注蒸汽井进行检查、对油井的蒸汽突进进行预测的作用；此外，其还能够有效补充地层能量，增加驱动力。本发明的多元热流体驱替方法的操作工艺简单安全，能够有效形成稠油油藏注蒸汽后的接替技术，而且该接替开发技术具有“调驱+快速补充地层能量+改善流体地下渗流能力”等协同效果，能够大幅提高驱油效率、波及体积，进而提高原油采收率与经济效益，同时起到保护储层的作用。
附图说明
图1为实施例2采用蒸汽驱后的二维油藏温度分布示意图；
图2为实施例2采用多元热流体驱油组合物驱替后的二维油藏温度分布示意图；
图3为实施例3采用蒸汽驱后的三维油藏温度分布示意图；
图4为实施例3采用多元热流体驱油组合物驱替后的三维油藏温度分布示意图。
具体实施方式
下面结合实施例，对本发明的技术方案及技术效果做进一步的详细说明，但不能理解为对本发明可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种驱油组合物，其包括碳酸氢铵15吨、GFPJ-10高温泡沫剂5吨、高温驱油剂1吨和水35吨，其中，所述高温驱油剂为石油环烷酸二乙醇酰胺和碳酸钠以1:3的质量比混合形成的混合物。该驱油组合物的制备方法包括以下步骤：将40℃的热水加入到碳酸氢铵中，搅拌均匀后，加入高温泡沫剂以及高温驱油剂，然后搅拌均匀，即制备得到本实施例的驱油组合物。
本实施例还提供一种多元热流体驱替方法，其包括以下步骤：
将刚配制得到的上述驱油组合物及时用水泥车运送到辽河油田杜813-45-91井；
在井口，先停止注入水蒸汽，然后利用水泥车将罐车或配液罐内的驱油组合物注入井中，注入速度为336吨/天；
注入的驱油组合物达56吨时，注入完毕，然后恢复注水蒸汽，蒸汽注入速度为400吨/天，温度为320℃，注入水蒸汽量达2000吨时，注入完毕，然后焖井4天，即可开井生产。
在上述多元热流体驱替方法中，注入段塞管线和注入水蒸汽管线前加装立式单流阀，以防止碳酸氢铵分解后可能导致压力过高造成的液体回流。
在实施上述多元热流体驱替方法前，该井的生产周期累注2400吨，生产119天，累产液1842吨，累产油766.8吨。在实施上述多元热流体驱替方法后，该井的生产周期累注2500吨，生产175天，累产液2554.6吨，累产油867吨。由此可见，本实施例的多元热流体驱替方法使该井延长生产56天，累计增产油100.2吨，投入产出比为1：7.8。
实施例2
本实施例提供常规蒸汽驱以及本发明的多元热流体驱油组合物在二维物理模拟模型中的驱替对比实验。
本驱替实验采用50cm×50cm×4cm的二维物理模拟模型，在其中装入不同目数的石英砂，根据锦45块蒸汽驱实验区块的实际情况，使二维模型的装填在纵向上的油层厚度和渗透率与锦45块的实际油层一致，但忽略夹层的影响。也就是说，在油层纵向上仅装填4个油层，厚度分别为4.4cm，7.1cm，6.5cm，5.7cm；渗透率分别为1.4μm2，2.8μm2，1.3μm2，1.7μm2；孔隙度分别为22.8%，26.7%，23.4%，24.1%；韵律性与实际油层相似；高渗层位于开采层位的偏上部；模拟油藏压力为4.0MPa，模拟油藏温度为50℃；注入井和生产井之间的间距为50cm；注水蒸汽温度为250℃，注入速度为50mL/min。
本实施例的二维物理模型是根据辽河锦45块蒸汽驱先导试验区油藏的实际渗透率及韵律性，按照相似准则而制备的。该二维物理模型与辽河锦45块蒸汽驱先导试验区的油藏在纵向上（剖面）满足几何相似，实验流体及渗透率达到相同。
本实施例中，蒸汽驱驱替实验的方法包括以下步骤：
（1）检查所有的阀门、管线，使其处于工作状态；
（2）将蒸汽发生器设定为实验温度（250℃）；
（3）关闭全部注入阀门，开启旁通阀门；
（4）进行蒸汽干度的配制，该蒸汽干度可以为70%；
（5）将样品收集瓶编号并称重，待用；
（6）开启注入阀门，关闭旁通阀门，以75mL/min的注入速度向注入井中注入水蒸汽，然后按一定的时间间隔从生产井中收集样品，并且通过数据采集系统采集并记录实验过程中的压力、温度场、流量等变化，及时保存温度场图；
（7）当生产井蒸汽突破时即可结束实验。
本实施例中，多元热流体驱油组合物驱替实验的方法包括以下步骤：
（1）检查所有的阀门、管线，使其处于工作状态；
（2）蒸汽发生器、恒温箱分别设定为实验温度（250℃）；
（3）关闭全部注入阀门，开启旁通阀门；
（4）进行蒸汽干度、驱油组合物的配制，该蒸汽干度可以为70%，且本实施例配制的驱油组合物与实施例1的驱油组合物相同；
（5）将样品收集瓶编号并称重，待用；
（6）开启注入阀门，关闭旁通阀门，以驱油组合物：水蒸汽为1:20的质量比，将驱油组合物和水蒸汽在注入管道中混合，得到多元热流体驱油组合物，以75mL/min的注入速度向注入井中注入多元热流体驱油组合物，按一定的时间间隔从生产井中收集样品，并且通过数据采集系统采集并记录实验过程中的压力、温度场、流量等变化，及时保存温度场图；
（7）当蒸汽突破到生产井后即可结束实验。
图1为本实施例采用蒸汽驱后的二维油藏温度分布示意图（温度场图）。从蒸汽驱结束后得到的温度场图可以看出：蒸汽驱过程中蒸汽的超覆现象十分明显，主要表现在在实验过程中，当生产井见到蒸汽时，蒸汽的波及区域主要集中在模型的上部，远离注入井区域的模型中下部基本保持在油藏原始温度。根据监测的温度场图可以得知，当注入蒸汽从生产井突破时，蒸汽在模型中的波及效率仅为48%。
图2为本实施例采用多元热流体驱油组合物进行驱替后的二维油藏温度分布示意图（温度场图）。从多元热流体驱结束时的温度场图看出：本实施例提供的多元热流体驱油组合物能够较好的调整注入剖面，抑制蒸汽超覆，降低蒸汽沿高渗透层窜流的风险。从实验过程中温度场发育情况可以看出，多元热流体驱前缘比蒸汽驱时稳定，延缓了蒸汽在生产井突破的时间，模型中下部油层得到较好动用，实验结束时，多元热流体驱的波及效率达到76%。
通过本实施例的驱替对比实验可以得知，利用二维物理模拟模型模拟锦45油藏时，蒸汽驱在纵向上的波及效率为48%，多元热流体驱的波及效率达到76%，本发明的多元热流体驱油组合物使波及效率提高了28%。
实施例3
本实施例提供常规蒸汽驱以及本发明的多元热流体驱油组合物在高温高压注蒸汽三维物理模拟实验装置中的驱替对比实验。
本驱替实验采用注采井距为57cm×40cm的高温高压注蒸汽三维物理模拟实验装置，在其中装入不同目数的石英砂，形成厚度分别为2.5cm、0.8cm、1.5cm，渗透率分别为466mD、170mD、322mD的非均质油藏，平均油层孔隙度为38%，平均初始含油饱和度为0.85；选用1/4反九点面积井网，在上述三维物理模拟实验装置内部共设置3口直井生产井，1口直井注入井；注入井油层段下部2/3射开，生产井油层段全部射开；模拟油藏压力均为4.0MPa，模拟油藏温度均为50℃；注水蒸汽温度为250℃，注入速度为196mL/min。
本实施例的三维物理模型同样是根据辽河锦45块蒸汽驱先导试验区油藏的实际井网情况，按照相似准则而制备的。该三维物理模型与辽河锦45块蒸汽驱先导试验区的油藏满足几何相似，该三维物理模型为非均质的，在纵向上分三层，油层韵律性及渗透率（孔隙介质）和实际油藏相似，实验流体相同。
本实施例中，蒸汽驱驱替实验的方法与实施例2中的蒸汽驱驱替实验方法相同。
本实施例中，多元热流体驱油组合物驱替实验的方法包括以下步骤：
（1）检查所有的阀门、管线，使其处于工作状态；
（2）蒸汽发生器、恒温箱分别设定为实验温度（250℃）；
（3）关闭全部注入阀门，开启旁通阀门；
（4）进行蒸汽干度、驱油组合物的配制，该蒸汽干度可以为70%，且本实施例配制的驱油组合物与实施例1的驱油组合物相同；
（5）将样品收集瓶编号并称重，待用；
（6）开启注入阀门，关闭旁通阀门，先进行蒸汽驱实验，当生产井蒸汽突破时，改为进行多元热流体驱实验，即，以驱油组合物：水蒸汽为1:20的质量比，将驱油组合物和水蒸汽在注入管道中混合，得到多元热流体驱油组合物，以196mL/min的注入速度向注入井中注入多元热流体驱油组合物；
（7）按一定的时间间隔从生产井中收集样品，并且通过数据采集系统采集并记录实验过程中的压力、温度场、流量等变化，及时保存温度场图；
（8）当多元热流体驱油组合物注入量达到0.35PV左右时，结束实验。
图3为本实施例采用蒸汽驱后的三维油藏温度分布示意图（温度场图）。从蒸汽驱结束后得到的温度场可以看出：蒸汽驱过程中蒸汽的超覆现象严重。在纵向上当蒸汽从上部油层到达生产井时，中部蒸汽波及效率为30%左右，而下部油层的蒸汽波及效率不到20%；而在平面上，当蒸汽从生产井突破时，蒸汽的波及效率也只有60%，采收率为50%左右。
图4为本实施例采用多元热流体驱油组合物进行驱替后的三维油藏温度分布示意图。图4为先进行蒸汽驱至蒸汽从生产井突破后，再转为本发明提供的多元热流体驱油组合物进行驱替结束时监测到的温度场图。从图4可以看出：在蒸汽突破后转多元热流体驱能够较好的调控注入剖面，抑制蒸汽超覆现象。从实验过程中温度场发育情况看，转注多元热流体驱油组合物后，能够很快控制蒸汽超覆，上层蒸汽突破现象消失，油层中部和下部得到动用，温度场均匀发育，实验结束时，无论是纵向上，还是平面上，温度场都发育良好，多元热流体驱的波及效率达到80%，采收率在蒸汽驱基础上提高17.9%，总采收率达68%。
通过本实施例的驱替对比实验可以得知，利用高温高压注蒸汽三维物理模拟实验装置模拟锦45油藏时，和蒸汽驱相比，本发明的多元热流体驱油组合物能够较好的改善平面上和纵向上波及状况，抑制蒸汽沿着高渗透带的窜流和在纵向上蒸汽超覆现象，改善蒸汽前缘的稳定性，驱替结束时波及效率达到80%。而且，和蒸汽驱相比，本发明的多元热流体驱油组合物使采收率提高了17.9%，油汽比提高了38.4%。
Claims (8)
1.一种驱油组合物，以重量百分比计，其由碳酸氢铵10-45％、长链烷基磺酸盐高温泡沫剂0.3-10％、质量比为1:3的石油环烷酸二乙醇酰胺和碳酸钠组成的高温驱油剂0.2-5％和水余量组成，其中，所述长链烷基磺酸盐高温泡沫剂为河北省涿州市亚立特精细化工厂生产的GFPJ-10。
2.一种多元热流体驱油组合物，其包括权利要求1所述的驱油组合物和水蒸汽，其中，所述驱油组合物和所述水蒸汽的质量比为1:20-100。
3.一种多元热流体驱替方法，其包括以下步骤：在注采井组内通过注入井向稠油油藏内注入权利要求2所述的多元热流体驱油组合物。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，所述多元热流体驱油组合物的注入速度为50吨/天-500吨/天。
5.根据权利要求3或4所述的方法，其中，所述多元热流体驱油组合物的注入方式为井口段塞式注入，所述井口段塞式注入的方式包括以下步骤：在注入井井口，先停止向井中注入水蒸汽，然后将所述的驱油组合物注入井中，再恢复注入水蒸汽。
6.根据权利要求3或4所述的方法，其中，所述多元热流体驱油组合物的注入方式为伴随水蒸汽注入，所述伴随水蒸汽注入的方式包括以下步骤：将所述的驱油组合物与水蒸汽混合得到多元热流体驱油组合物，然后将所述多元热流体驱油组合物注入井中。
7.根据权利要求5所述的方法，其中，所述水蒸汽的温度为200℃-350℃。
8.根据权利要求6所述的方法，其中，所述水蒸汽的温度为200℃-350℃。
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