（3）汽-油比低：产生的复合热载体当量与原油产量的比值低，目前部分应用业绩达到 0.23:1，远低于蒸汽热采的2~5:1；

（4）低碳排放：将所有燃烧产物均注入地层、油层，实现了注入过程零碳排放，变废为宝的目的；

（5）工艺简单：与传统蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD和火烧等热采工艺相比，该技术工艺简单，设备安装高效便捷；

（6）见油快：多元热流体试验井注汽时间、焖井时间、排水时间均低于蒸汽吞吐井，其排水时间仅为蒸汽吞吐井的1/5，有效提高了生产效率；

（7）水源要求：多元热流体技术对于来水的指标要求较宽，可以使用油田污水，从而降低稠油热采成本。

正是基于多元热流体技术优势明显，因而，近年来该技术已开始不断的"走出国门"，尤其在一带一路的油气项目上更是率先应用。

2018年3月，在中石油CNODC领导的关心与支持下，首套独创多元热采装备正式落地于哈萨克斯坦油田，在中石油所属的油田开展多元热流体发生器现场试验工作。

经过1年的现场试验，共试验18井次，开井17口，措施前生产特征为高含水，措施后含水下降明显。与措施前相比，平均单井日增油4.8吨，多元热采阶段性油气比达到1.2，使用多元热采新技术后高含水井含水平均下降20~30%。多元热采新技术比传统蒸汽吞吐技术具有更高的经济环保效益。

具体而言，实施多元热流体技术之后，各项数据分别对比如下：

油气比：试验井的总体加权平均油汽比大于1.13（至各井周期生产结束时油汽比要大于1.13，预计在1.2～1.3）。而在试验前，其平均油汽比仅为0.48。

年增油能力：采用多元热流体技术的油井，其平均日产油为6.1吨，而传统的蒸汽吞吐平均日产油仅为4.2吨。且多元热流体发生器的年产油能力（年收入能力）是蒸汽锅炉的1.47倍。

操作成本：按照2018年度实际发生费用计算，多元热流体实际操作费用合计92.9万美元；蒸汽吞吐实际操作费合计45.2万美元。

经济效益对比：参照2018年度实际操作费用对比，多元热流体发生器操作成本高于蒸汽吞吐，但是多元热流体累计年增油8591吨，净利润比蒸汽吞吐高出101.8万美元。

前景广阔的多元热流体技术

随着一带一路哈萨克斯坦多元热采技术与装备的成功应用，为世界稠油开发打开了一条崭新的高效环保之路。同时针对委内瑞拉稠油带，亦通石油与中油锐思共同研制适用于委内瑞拉稠油带的大型多元热流体技术装备，为委内瑞拉稠油带的开发提供了一种新的高效工艺，将会给委内瑞拉带来巨大的经济效益与社会效益。

中国石油勘探开发研究院原总工程师、教授级高工刘文章教授对此技术装备寄予于高度评价，他认为多元热流体采油技术已经达到稠油热采的工业化应用的条件，多元热流体技术装备具有采收率高，热效率高，注入过程实现零碳排放，对不同油藏增加采收率幅度在5%～20%之间。

石油专家对多元热流体发生器与之配套的多元热流体提高采收率技术在国内外主要油田的适应性进行筛选评价认为：预计可筛选出约450亿吨储量适合多元热流体发生器配套提高采收率技术，以提高采收率5%计，增产原油22.5亿吨，增加产值9450亿美元（按照60美元/桶）。多元热采新技术的应用将会产生巨大的社会效益和经济效益。 

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