CN115045642A - 一种水井油井推拉联动的稠油开采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种水井油井推拉联动的稠油开采方法，包括确定目标油藏；确定目标区块；分析目标区块的开发现状及剩余油分布；根据目标区块的油藏特征筛选降粘剂和调驱剂；向注水井中注入降粘剂和/或调驱剂组合段塞，后续注水；向油井中注入降粘剂和二氧化碳进行吞吐引效，油井焖井后，开井生产；进行生产动态监测。通过本发明提供的推拉联动的稠油开采工艺可以降低注水井驱替相流度比、减缓水窜，同时大幅度降低生产井稠油粘度、提高稠油流动能力。

Description

一种水井油井推拉联动的稠油开采方法
技术领域
本发明属于有机化合物合成技术领域，具体涉及到一种水井油井推拉联动的稠油开采方法。
背景技术
目前稠油油藏的开采技术主要分为热采和冷采两大类。热采技术包括火烧油层、热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽与非凝析气推进技术、蒸汽辅助重力泄油以及水平井压裂辅助蒸汽驱等技术。冷采技术包括露天开采、气体吞吐、常规注冷水、气驱、出砂冷采、化学驱以及微生物驱等技术。
热采技术中蒸汽吞吐和蒸汽驱两项技术应用最为普遍，但是由于受热损失限制，蒸汽吞吐和蒸汽驱主要应用于埋深小于1800m的稠油油藏，目前该类油藏已进入多轮次吞吐阶段，成本上升，低效井增加。对于埋深大于1800m的超深层稠油油藏，蒸汽携带的热损失太多，同时由于地层压力高，地层吸汽能力较差，蒸汽发生器注汽困难，难以保证有效注汽，无法让稠油有效流动。因此，对于超深层低渗稠油油藏注汽热采效果不佳。如专利CN106988714B，涉及一种超稠油降粘方法，属于油田采油技术领域。本发明超稠油降粘方法，将油溶性降粘剂、水溶性降粘剂、高温蒸汽三种工艺复合应用，对于不同粘度的超稠油都有较好的降粘效果，降粘率达到99％以上，且降粘后稳定性好、原油粘度不反弹、降粘成本低，满足河南油田超稠油开发的需要。但该工艺较为复杂，且针对的是河南油田超稠油，应用范围存在较大局限性。
低油价以来，围绕发展低成本、绿色低碳技术，研究人员又探索了稠油冷采技术，包括物理冷采、化学冷采、微生物冷采等开发方式。这些冷采方式比较单一，开发效果差。如专利CN102852489A，提出了一种稠油冷采地层处理的方法，应用于稠油冷采。通过挤注到油层降粘剂清除油层堵塞物，降低油流的流动阻力，建立了水包油稠油体系，解决了地层原油顺利流入井筒的问题。但该方法只适用单井近井地带的降粘解堵，不能满足稠油井组开发需求。
稠油油藏包含敏感性油藏、深层低渗油藏以及低效水驱油藏等类型。敏感性油藏粘土含量高，强水敏，注蒸汽效果差。深层低渗稠油油藏注水开发面临有效驱替压差建立难、水驱波及系数扩大难、储层渗流能力保持难的问题。低效水驱油藏由于油水粘度比大、储层非均质性严重，水驱矛盾突出、驱替效率低。如专利CN101328798B，提供了一种稠油冷采方法，应用于油田稠油油藏常温常压的开采。采用化学方法使油层中稠油降粘并降低井筒内井液的粘度，提高稠油开采效果。油井连续生产时间远远大于现有技术的开采方法，生产运行成本大幅度降低，明显优于现有稠油开采技术。但上述技术也仅仅适用于单井近井地带稠油的降粘开发，无法实现注采井间剩余油的有效动用。
上述油藏目前处于高含水阶段，采油速度低、采出程度低。现有开发方式无法满足提高采收率的要求，亟需转换开采思路和工艺。
发明内容
本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。
鉴于上述和/或现有技术中存在的问题，提出了本发明。
本发明的其中一个目的是提供一种水井油井推拉联动的稠油开采方法，本发明是在注水井中注入聚合物封堵高导渗流通道、深度调剖、改变液流方向，进而增加波及体积、提高波及效率；然后注入降粘剂降低原油粘度，降低启动压力，提高渗流能力，实现提高驱油效率的目的；同时在油井中注入降粘剂降低原油粘度，进行吞吐引效，提高油井的动用半径。调驱引协同实现注采井间剩余油的有效动用，提高采收率。
为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：一种水井油井推拉联动的稠油开采方法，包括，
确定目标油藏；
确定目标区块；
分析目标区块的开发现状及剩余油分布；
根据目标区块的油藏特征筛选降粘剂和调驱剂；
向注水井中注入降粘剂和/或调驱剂组合段塞，后续注水；
向油井中注入降粘剂和二氧化碳进行吞吐引效，油井焖井后，开井生产；
进行生产动态监测。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述筛选降粘剂，根据储层原油、地层水性质，通过化学剂调剖性能评价筛选降粘剂，包括调剖体系对比、温敏特性分析、自乳化性能分析、抗剪切性能分析、物理模拟驱替实验研究。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述筛选调驱剂，根据储层原油、地层水性质，通过降粘驱油性能评价筛选调驱剂，包括降粘驱油剂浓度筛选、粒径分析、抗吸附性能评价、改润湿性能分析、破乳性能以及物理模拟驱替实验研究。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述向注水井中注入降粘剂和/或调驱剂组合段塞，包括调驱剂和水驱组合、降粘剂和水驱组合、调驱剂和降粘剂和水驱组合、降粘剂和调驱剂和和水驱组合中的一种。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：根据所筛选的降粘剂和/或调驱剂的物理模拟驱替实验确定降粘剂和/或调驱剂的注入量，通过注入量确定注入周期数。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述向油井中注入降粘剂和二氧化碳进行吞吐引效，根据所筛选的降粘剂的物理模拟驱替实验确定降粘剂的注入量，根据数值模拟计算结果确定二氧化碳的注入量。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述确定目标油藏，根据油藏特征和开发现状进行筛选；油藏满足以下条件：热采进入多轮次吞吐阶段，热效率低，吞吐效果差，采收率低；边底水侵入，油井含水高、产量低、地层压力高，不满足转蒸汽驱的条件；不适合转热采和聚合物驱的低效水驱稠油油藏。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述确定目标区块，根据确定的目标油藏，在目标油藏中选择目标区块；选取原则为：井网完善、储层发育好、井间连通性好；吞吐效益差、水驱效率低，采出程度相对较低；高含水、低产；粘度＜10000mPa·s；地面有注入管网。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述分析目标区块的开发现状及剩余油分布，根据目标区块的开发现状，综合油藏工程和数值模拟手段分析平面和纵向上剩余油的分布特征。
作为本发明水井油井推拉联动的稠油开采方法的一种优选方案，其中：所述进行生产动态监测，对于水井，定期测定吸水剖面，进行示踪剂监测，判断注入的降粘剂和/或调驱剂的地层分布情况；对于油井，取油井产出液定期进行原油粘度、水质分析，选择产油量增加的见效井进行原油组分分析。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
通过本发明提供的推拉联动的稠油开采工艺可以降低注水井驱替相流度比、减缓水窜，同时大幅度降低生产井稠油粘度、提高稠油流动能力。通过向注水井中注入水溶性降粘剂以及调驱剂，可以有效的提高注水井驱替相的波及面积以及生产井的动用半径，改善驱替效果，提高稠油油藏采收率。通过向生产井中注入油溶性降粘剂和二氧化碳，既可以增加储层能量，又可以有效提高整体可动原油的比例，降低近井地带原油的粘度，提高稠油的流动性。通过扩大注水半径和提高采油半径，实现井间剩余油的有效动用，从而提高了稠油油藏的整体采出程度和开发效果。同时该工艺受地层条件(敏感性储层、深层、低渗储层等)的影响较小，流程简单，成本低，适用性好，利于推广，为不同类型稠油油藏提高采收率提供了切实有效的方法。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：
图1为本发明推拉联动的稠油开采工艺方法示意图；
图2为本发明实施例1中S46井生产动态曲线图；
图3为本发明实施例1中S47井生产动态曲线图；
图4为本发明实施例1中S单元注采曲线；
图5为本发明实施例2中m31-11井注水曲线；
图6为本发明实施例2中m31-3井生产曲线。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。
其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。
一种应用于稠油油藏开发的水井油井推拉联动的稠油开采工艺，该推拉联动的稠油开采工艺，是由目标油藏的确定、目标区块的确定、剩余油分布特征分析、化学剂筛选评价、驱油体系构建、油井降粘吞吐引效、动态监测七个步骤组成。
如图1所示，从注水井按照不同需求注入配注水、调驱剂、降粘剂等驱油体系，注水井近井地易流区优先受到注入流体的影响，地层能量得到补充，地层压力升高，而采油井地层压力最低，使得地层压力梯度曲线从注水井到采油井逐渐降低，易流区储层水洗充分，低粘原油被驱动流向缓流区，导致剩余油粘度较高。整体上看从注水井到极限注水半径的原油粘度是逐渐升高的。注入降粘剂后可以进一步提高注水井的动用半径，同时注入调驱剂可以提高注水井驱替相的波及面积，从而改善驱替效果。在注采井之间形成一种推动的趋势，将注水井控制的原油推向采油井。但注水井的控制半径毕竟有限，为了进一步改善开发效果，从采油井采取相应的引效措施，通过向采油井中注入油溶性降粘剂和二氧化碳，既可以增加储层能量，又可以有效提高整体可动原油的比例，降低近井地带原油的粘度，提高稠油的流动性和采油半径，就是进一步使得储层深部的剩余油得到动用。在采油井形成一种拉动的趋势，从而在注采井之间形成一种推拉联动的模式，提高稠油油藏的整体采出程度和开发效果。
该方法按如下步骤进行：
(1)目标油藏的确定：根据油藏特征和开发现状进行筛选。油藏满足以下条件：热采进入多轮次吞吐阶段，热效率低，吞吐效果差，采收率低；边底水侵入，油井含水高、产量低、地层压力高，不满足转蒸汽驱的条件；不适合转热采和聚合物驱的低效水驱稠油油藏等。
(2)目标区块的确定：根据步骤1确定目标油藏，在目标油藏中选择合适的区块。选取原则：井网完善、储层发育好、井间连通性好；吞吐效益差、水驱效率低，采出程度相对较低；高含水、低产；粘度适中(＜10000mPa·s)；地面有注入管网。
(3)剩余油分布特征分析：根据目标区块的开发现状，综合油藏工程和数值模拟手段分析平面和纵向上剩余油的分布特征。
(4)化学剂筛选评价：根据储层原油、地层水性质，开展化学剂调剖性能评价，包括调剖体系对比、温敏特性分析、自乳化性能分析、抗剪切性能分析、物理模拟驱替实验研究等；同时开展降粘驱油性能评价，包括降粘驱油剂浓度筛选、粒径分析、抗吸附性能评价、改润湿性能分析、破乳性能以及物理模拟驱替实验研究等。
(5)驱油体系构建：根据步骤3确定的剩余油分布特征，构建不同的驱油体系，包括调驱剂+水驱、降粘剂+水驱、堵调+降粘+水驱、降粘+堵调+水驱等。选择合适的驱油体系，向注水井中注入调驱剂，后续水驱。
(6)油井降粘吞吐引效：根据步骤4选取合适的降粘剂，向油井中注入油溶性降粘剂溶液和CO2段塞，焖井一段时间，开井生产，引效周期数视实际油井液量、压力情况调整。
(7)动态监测：对于水井，定期测定吸水剖面，进行示踪剂监测；对于油井，取全取准液、油、含水、动液面等资料，定期进行原油粘度、水质分析，选择见效井进行原油组分分析。
下面通过实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
S区块稠油油藏属于构造-岩性油藏，含油层系为馆陶组、东三组，油藏埋深1140-1210米，原始地层压力11.5MPa。储层平均孔隙度为30.5％；渗透率介于238.7～432.1mD，平均367.0mD，属于高孔中低渗储层。原油粘度在1300-4600mPa·s之间。地温梯度为3.14℃/100m，油藏温度为50℃。
该区块采用反七点面积注水井网开发，注采井距300m，总井数11口，油井7口，水井2口。油井先期高压预充填防砂，采用长冲程、慢冲次工作制度，井筒加药降粘生产。投产初期单井日油能力1.9～8.5t/d，综合含水38％。目前油井开井6口，日油能力2.4t/d，综合含水54.75％；水井2口，因注不进全部停注，平均动液面1010m，累计产油4.51×104t，采油速度0.05％，采出程度2.82％，
目前，该区块面临的主要问题为：水井注不进水，地层压降大；原油粘度高，油井注水见效后含水上升快，油井低产低效。常规水驱开发效果差，需要转换开采思路和工艺。因此，采用本发明提出的水井油井推拉联动的稠油开采工艺方法。
根据步骤(4)所述的化学剂筛选评价标准，在自然光下，药剂为均匀液体，无杂质，无刺激性气味，在有机氯合格(含量为0％)的前提下，以pH(6～8)、降粘率(≥95％)、自然沉降脱水率(≥80％)和洗油率(≥30％)等为主要考核指标。最终确定，对于S45水井选择水溶性降粘剂，水溶性降粘剂浓度为0.2％；确定该适用于油井的降粘剂为油溶性降粘剂，油溶性降粘剂浓度为1％。
用水溶性降粘剂、油溶性降粘剂进行驱替实验，确定水溶性降粘剂纯剂用量为18吨，油溶性降粘剂注入量为20吨。
根据步骤(5)所述的驱油体系构建原则，确定适于油藏的驱替体系，对于低效水驱稠油油藏，采出程度低于20％，且进入高含水阶段(含水率大于60％)，选着降粘剂加水驱的驱替体系。对于S45水井，水驱转为降粘驱，注入周期为12个月，具体为水驱2月+降粘剂驱1月+水驱2月+降粘剂驱1月+水驱2月+降粘剂驱1月+水驱2月+降粘剂驱1月；对于油井选择降粘剂+CO2吞吐的开发方式。
根据步骤(6)所述的油井降粘吞吐引效的过程,以S46、S47井为例，两口井均采用油溶性降粘剂20吨+二氧化碳注入量60吨冷采降粘吞吐的开发方式，焖井13天。
根据步骤(7)所述，对油水井进行动态监测。
S46井生产动态曲线如图2所示，S46井实施前单井日液1.9吨，日油0.9吨，含水52.6％。实施措施后，日液和日油大幅度提高后又逐步下降最后基本趋于稳定，相比于措施前得到很大程度提高，含水有短暂的提高后又逐步下降最后趋于稳定，但相比于措施前变化不大。采用推拉联动的稠油开采工艺后日液5.3吨，日油2.2吨，累计产油230吨，平均单井日油2.3吨，单井增油1.4吨，效果明显。
S47井生产动态曲线如图3所示，S47井实施前单井日液1.1吨，日油0.5吨，含水56.3％。实施措施后，日液和日油相比于措施前有很大提高，含水短暂提高后又逐步下降最后趋于稳定，但相比于措施前变化不大。采用推拉联动的稠油开采工艺后，日液10.5吨，日油3.8吨，59天累计产油245吨，平均单井日油2.73吨，本发明办法措施后的增油效果明显。
实验井组是与S45水井相连的4口油井S46、S47、S48、S49，转降粘复合驱后，注水压力趋于平衡，注入降粘体系起到了降粘调驱作用，4口油井S46、S47、S48、S49的平均降粘率达到51％，见表1。
表1降粘复合驱前后油井粘度变化
井号 转驱前粘度(mPa·s) 转驱后粘度(mPa·s) 降粘率(％)
S46 2693 1165 56.7
S47 2190 1025 53.2
S48 5513 2705 50.9
S49 2036 1150 43.5
上述实验井组注采曲线如图4所示，自降粘驱替后，日油和日液都得到稳步提高，井组日油在引效和水驱的基础上又增加了5.2t，增油437.7t，动液面上升150m，效果显著。
其中与水井连通较好的油井基本都见效，在水驱的基础上日增油6.4t，见表2。
表2降粘驱替后效果统计
Figure BDA0003653742110000081
Figure BDA0003653742110000091
实施例2
X区块稠油油藏属于为常温、常压、高孔隙、中渗透、常规稠油出砂油藏，含油层系为馆陶组，油藏埋深1170-1210米，原始地层压力11.78MPa。储层平均孔隙度30.26％；平均渗透率210mD，属于高孔中渗储层。地面原油粘度在1602-2323mPa·s之间。地温梯度为2.8-3.1℃/100m，平均地层温度为50℃。
该区块采用反五点面积注水井网开发。区块2005年滚动开发，2006年8月开始注水，液量稳升，但含水上升较快。年均综合含水由投产初2005年底的9.8％上升至目前的66.5％。11口油井中有8口油井含水出现了明显上升，占总油井的72.7％。目前平均单井日产液量低(3.1m3/d)，日产油水平低(1.1t/d)。
根据步骤(3)对井组开发情况进行分析，分析注入井对应的见效井可以看出，水井X2井与S1、S2、S3口井有明显的连通关系，其他井没有见到注水效果，受效井较少。而水井X1井仅与S1、S2井有连通关系，与周围四口井没有连通关系。受连通关系影响，油井日产液能力差异较大，受效井S1井日液量24m3/d、日油量8.8t/d、含水63％，而受效井S4井日产液能力仅为1.8t/d。
目前两口水井X1、X2注水能力差，总注入水平为40m3/d，而两口水井X1、X2对应油井的日产液能力为115t/d，注采比低0.35，造成日注水能力较低的原因是储层渗透率较低，原油粘度较高，注水压力高，注水压力平均为6～10MPa。
目前该区块面临的主要问题包括：注入水突进现象明显，受效不均；注水井注入能力差；层间矛盾突出，生产效果差等问题。因此，采用本发明提出的水井油井推拉联动的稠油开采工艺方法改善区块的开发效果。
根据步骤(4)所述的化学剂筛选评价标准，确定该适用于油井的降粘剂为油溶性降粘剂+二氧化碳吞吐引效，降粘剂浓度为1％。对于水井，选择渗透改性降粘剂，水井降粘剂浓度为1000mg/L。
根据步骤(5)所述的驱油体系构建原则，确定适于油藏的驱替体系，对于水井，水驱转为降粘驱，数值模拟和躯体试验低浓度(1000mg/L)注60d，高浓度(3000mg/L)注30d，交替连续注入，试注180天。单井配注30m3/d，两口注入井共配注60m3/d，试注180天，总注入液量为1.08×104m3，渗透改性降粘驱油剂纯剂用量为18t。对于油井，选择油溶性降粘剂+CO2吞吐的开发方式。
根据步骤(6)所述的油井降粘吞吐引效的过程,由于油井S5注水不见效、液量低，因此实施油井复合降粘吞吐引效。油井S5采用油溶性降粘剂20吨+二氧化碳60吨冷采降粘吞吐的开发方式，焖井13天。
根据步骤(7)所述，对油水井进行动态监测。为准确分析降粘驱驱油的效果和动态变化特点，便于实施及时有效的调整，保证驱油效果，特制定动态监测方案见表3。
表3试验井组动态监测表
Figure BDA0003653742110000101
措施前X1井注水压力较高，泵压/套压/油压：9.8/8.8/9.0MPa；注入水溶性自扩散体系后，注水压力明显下降，油压最低降至5.5MPa，目前压力稳定，泵压/套压/油压：10.8/7.7/7.8Mpa，X1井注水曲线如图5所示。实施措施后，油压降幅明显，从9MPa降低到5.6MPa，后边油压逐渐升高，但都略小于实施措施前。干压在实施措施前与实施措施后变化不大，在10MPa附近上下浮动。
S6井含水87％降至80％，日油5.6t/d升至8.7t/d，液面566m升至270m。日增油2～3t/d，累增油354t，S6井生产曲线如图6所示。实施措施后，日油水平在几个月内相对于实施措施明显提高，最高达到8.7t/d。而后有所降低但整体产油量高于措施钱。综合含水在实施措施后明显降低，最低下降到81％，随着生产的进行，综合含水逐渐上升到措施前水平。日油水平与综合含水相对应。动液面在实施措施后相对于实施措施前回升明显。
井组日液稳中有升，综合含水73.7％降至67.6％，动液面普遍回升，日油15.3t增至22.9t，截至2011年10月底，累增油728t，见表4。
表4井组产量数据表
Figure BDA0003653742110000111
在实施水井油井推拉联动的开采工艺后，整体上看，单井的日产液量、产油量明显得到提高，日产液量从57.2提高到70.6t/d，日产油量从15.3提高到22.9t/d，日增油7.6t/d，含水率降幅明显，从73.7％降低到67.6％，降低6.1％，动液面从755m回升到528m，上升227m。
通过本发明提供的推拉联动的稠油开采工艺可以降低注水井驱替相流度比、减缓水窜，同时大幅度降低生产井稠油粘度、提高稠油流动能力。通过向注水井中注入水溶性降粘剂以及调驱剂，可以有效的提高注水井驱替相的波及面积以及生产井的动用半径，改善驱替效果，提高稠油油藏采收率。通过向生产井中注入油溶性降粘剂和二氧化碳，既可以增加储层能量，又可以有效提高整体可动原油的比例，降低近井地带原油的粘度，提高稠油的流动性。通过扩大注水半径和提高采油半径，实现井间剩余油的有效动用，从而提高了稠油油藏的整体采出程度和开发效果。同时该工艺受地层条件(敏感性储层、深层、低渗储层等)的影响较小，流程简单，成本低，适用性好，利于推广，为不同类型稠油油藏提高采收率提供了切实有效的方法。
应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：包括，
确定目标油藏；
确定目标区块；
分析目标区块的开发现状及剩余油分布；
根据目标区块的油藏特征筛选降粘剂和调驱剂；
向注水井中注入降粘剂和/或调驱剂组合段塞，后续注水；
向油井中注入降粘剂和二氧化碳进行吞吐引效，油井焖井后，开井生产；
进行生产动态监测。
2.如权利要求1所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述筛选降粘剂，根据储层原油、地层水性质，通过化学剂调剖性能评价筛选降粘剂，包括调剖体系对比、温敏特性分析、自乳化性能分析、抗剪切性能分析、物理模拟驱替实验研究。
3.如权利要求1所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述筛选调驱剂，根据储层原油、地层水性质，通过降粘驱油性能评价筛选调驱剂，包括降粘驱油剂浓度筛选、粒径分析、抗吸附性能评价、改润湿性能分析、破乳性能以及物理模拟驱替实验研究。
4.如权利要求1～3中任一项所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述向注水井中注入降粘剂和/或调驱剂组合段塞，包括调驱剂和水驱组合、降粘剂和水驱组合、调驱剂和降粘剂和水驱组合、降粘剂和调驱剂和和水驱组合中的一种。
5.如权利要求4所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：根据所筛选的降粘剂和/或调驱剂的物理模拟驱替实验确定降粘剂和/或调驱剂的注入量，通过注入量确定注入周期数。
6.如权利要求1～3、5中任一项所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述向油井中注入降粘剂和二氧化碳进行吞吐引效，根据所筛选的降粘剂的物理模拟驱替实验确定降粘剂的注入量。
7.如权利要求6所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述确定目标油藏，根据油藏特征和开发现状进行筛选；油藏满足以下条件：热采进入多轮次吞吐阶段，热效率低，吞吐效果差，采收率低；边底水侵入，油井含水高、产量低、地层压力高，不满足转蒸汽驱的条件；不适合转热采和聚合物驱的低效水驱稠油油藏。
8.如权利要求1～3、5、7中任一项所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述确定目标区块，根据确定的目标油藏，在目标油藏中选择目标区块；选取原则为：井网完善、储层发育好、井间连通性好；吞吐效益差、水驱效率低，采出程度相对较低；高含水、低产；粘度＜10000mPa·s；地面有注入管网。
9.如权利要求8所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述分析目标区块的开发现状及剩余油分布，根据目标区块的开发现状，综合油藏工程和数值模拟手段分析平面和纵向上剩余油的分布特征。
10.如权利要求1～3、5、7、9中任一项所述的水井油井推拉联动的稠油开采方法，其特征在于：所述进行生产动态监测，对于水井，定期测定吸水剖面，进行示踪剂监测，判断注入的降粘剂和/或调驱剂的地层分布情况；对于油井，取油井产出液定期进行原油粘度、水质分析，选择产油量增加的见效井进行原油组分分析。
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