樊玉新1，李泓洲2，段勝男1，顧鵬程2，任寧1

1.新疆油田分公司工程技術(shù)研究院（監(jiān)理公司）

2.中新碳合科技（北京）有限公司

摘要：新疆油田公司近期在某井區(qū)開展高溫光熱制蒸汽與注汽鍋爐耦合的先導(dǎo)試驗(yàn)，為稠油蒸汽輔助重力泄油（SAGD）開發(fā)提供低碳高品質(zhì)蒸汽。先導(dǎo)試驗(yàn)的開展對油氣勘探開發(fā)與新能源技術(shù)的融合具有先行示范意義。“雙碳”目標(biāo)下新疆油田公司稠油生產(chǎn)面臨減少天然氣消耗，降低二氧化碳排放的挑戰(zhàn)。結(jié)合太陽能聚光集熱技術(shù)、綠電+電極熔鹽加熱技術(shù)、高溫儲熱技術(shù)，提出不同場景下淺層稠油開采中注汽工藝的新能源供能配置方案。為太陽能高溫光熱技術(shù)在新疆油田稠油作業(yè)區(qū)規(guī)模化應(yīng)用提供了具體思路與解決方法，在減少自用天然氣的同時(shí)盡可能降低蒸汽成本，對稠油油田低碳可持續(xù)開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：太陽能聚光集熱；熔鹽儲熱；超稠油；直接產(chǎn)蒸汽；連續(xù)產(chǎn)蒸汽；低碳開發(fā)

中圖分類號：TE345文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

準(zhǔn)噶爾盆地蘊(yùn)藏豐富的石油和天然氣資源，其中盆地西北緣是淺層超稠油富集帶，具有埋深淺、溶解氣量小、天然驅(qū)動能量弱、黏度特別高的特點(diǎn)。通過對稠油油藏注入高溫高壓蒸汽，降低稠油黏度增加流動性是開發(fā)淺層超稠油的有效方法。目前主要通過燃燒煤炭、天然氣等化石燃料生產(chǎn)蒸汽，能源消耗高。據(jù)統(tǒng)計(jì)，注汽系統(tǒng)能耗約占稠油生產(chǎn)總能耗的98.6%。

國家能源局近期提出油氣勘探開發(fā)要與新能源融合發(fā)展，要求加大油氣勘探開發(fā)與新能源融合的技術(shù)創(chuàng)新攻關(guān)力度。新疆維吾爾自治區(qū)也大力提倡綠色生產(chǎn)，特別要加快煤炭、石油、化工三大重點(diǎn)行業(yè)的低碳轉(zhuǎn)型。因此，充分利用新疆地區(qū)豐富的太陽能資源，通過聚光集熱及儲熱技術(shù)，實(shí)現(xiàn)油氣生產(chǎn)過程的清潔化供熱，助力低碳油氣開發(fā)。

1、太陽能高溫光熱制蒸汽技術(shù)概述

太陽能聚光集熱技術(shù)主要應(yīng)用于太陽能熱發(fā)電領(lǐng)域。在稠油蒸汽驅(qū)油開采方面美國、阿曼都曾開展過太陽能光熱制蒸汽示范項(xiàng)目。其中2010年阿曼建成Miraah 7 MW示范裝置（北緯23o），采用封閉式槽式光熱系統(tǒng)，日產(chǎn)蒸汽達(dá)50 t；美國雪佛龍公司在加州科林納（北緯36o）建設(shè)29 MW光熱制蒸汽示范裝置，采用塔式集熱技術(shù)，2011—2014年運(yùn)行效果良好。新疆油田公司正在某井區(qū)開展高溫光熱耦合注汽鍋爐聯(lián)合供蒸汽的先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目。該井區(qū)地處北緯46o，每年日照時(shí)長達(dá)2 637 h，多年太陽能平均法向直接輻射量（DNI）1 360 kW·h/m2，光資源呈現(xiàn)冬夏季分布不均勻的特點(diǎn)，為此選取聚光比高的塔式光熱技術(shù)路線。采用北鏡場布置提高鏡場余弦效率，以軟化清水作為集熱介質(zhì)直接在吸熱器中生成蒸汽。采取與注汽鍋爐耦合運(yùn)行方式，不設(shè)置地面儲熱設(shè)施，利用SAGD采油工藝形成的地下汽腔作為緩沖，平抑光資源變化對蒸汽量波動造成的影響，項(xiàng)目效果圖見圖1。

圖1某井區(qū)高溫光熱制蒸汽試驗(yàn)項(xiàng)目效果圖

項(xiàng)目配置的高溫光熱直接制蒸汽（CS-DSG）系統(tǒng)可分為聚光集熱系統(tǒng)、水工質(zhì)吸熱器（蒸汽發(fā)生系統(tǒng)）、汽水系統(tǒng)和電氣及熱工控制系統(tǒng)等。聚光集熱系統(tǒng)收集太陽能，反射太陽光并聚焦至吸熱器，利用太陽能輻射熱加熱吸熱器內(nèi)的水工質(zhì)，給水進(jìn)入吸熱器的蒸發(fā)段、汽包和過熱器后形成高品質(zhì)過熱蒸汽。CS-DSG系統(tǒng)工藝流程見圖2。

圖2 CS-DSG系統(tǒng)工藝流程

時(shí)蒸汽出力受到影響，增加高溫熔鹽儲熱系統(tǒng)并配置蒸汽發(fā)生器后可平抑光資源波動造成的蒸汽出力影響。配置儲熱裝置的高溫光熱連續(xù)制蒸汽（CSSGS）系統(tǒng)工藝流程見圖3。

CS-SGS系統(tǒng)增加了儲熱裝置，以熔鹽作為吸熱和儲熱介質(zhì)，采用冷、熱鹽罐的雙罐儲熱方式，并配套熔鹽-蒸汽發(fā)生系統(tǒng)。加熱后的熔鹽從熱鹽罐進(jìn)入蒸汽發(fā)生器與水工質(zhì)進(jìn)行換熱，把給水加熱成過熱蒸汽，換熱后的熔鹽回到冷鹽罐中并通過冷鹽泵送入吸熱塔吸收太陽能，太陽能以顯熱的方式存儲在熱鹽中。

圖3 CS-SGS系統(tǒng)工藝流程

高溫熔鹽儲熱技術(shù)在太陽能熱發(fā)電行業(yè)應(yīng)用至今已有數(shù)十年時(shí)間，是當(dāng)前主流的高溫儲熱技術(shù)。熔鹽一般具有良好的熱穩(wěn)定性、高潛熱值以及低蒸氣壓，相比導(dǎo)熱油、液態(tài)金屬等儲熱介質(zhì)價(jià)格便宜且儲量豐富。在太陽能熱發(fā)電熔鹽系統(tǒng)中，使用最多的是硝基型的二元熔鹽，即太陽鹽（60%NaNO3+40%KNO3），熔點(diǎn)220℃，分解溫度575℃；化工領(lǐng)域使用較多的熔鹽是三元硝基鹽，即HITEC鹽（7%NaNO3+53%KNO3+40%NaNO2），熔點(diǎn)142℃，分解溫度450℃。雖然太陽能聚光集熱技術(shù)和高溫熔鹽儲熱技術(shù)成熟，但單位投資較高，受當(dāng)?shù)毓赓Y源影響，在新疆油田替代天然氣制蒸汽尚存在經(jīng)濟(jì)性不佳的問題。以新疆油田某井區(qū)光熱先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目為例，增加熔鹽儲熱系統(tǒng)測算的蒸汽成本要比不帶儲熱系統(tǒng)的光熱直接產(chǎn)蒸汽系統(tǒng)高100元/t。考慮到陰雨天影響，要做到連續(xù)供能須進(jìn)一步增加儲熱規(guī)模。

北疆地區(qū)風(fēng)、光可再生能源豐富，新疆油田公司正開展以風(fēng)電、光伏為主體的新能源發(fā)電設(shè)施建設(shè)，可考慮將生產(chǎn)的綠電轉(zhuǎn)化為熱能儲存在熔鹽系統(tǒng)中。在太陽能聚光集熱+熔鹽儲熱系統(tǒng)基礎(chǔ)上增加熔鹽電加熱爐，利用白天風(fēng)光棄電和夜間谷電加熱熔鹽，合理利用儲熱系統(tǒng)容量，提升儲能規(guī)模，在降低供汽成本的同時(shí)也減少了油區(qū)周邊風(fēng)光新能源的棄電。

電加熱爐根據(jù)加熱原理不同，可分為電阻式、電磁式和電極式等不同型式。電阻式加熱方式采用低電壓輸入，適用于單臺功率較小（<3 MW）的電加熱爐，在加熱熔鹽過程中電熱管表面形成的局部高溫會造成熔鹽分解變性和局部傳熱惡化。電磁式加熱方式存在電轉(zhuǎn)磁轉(zhuǎn)熱過程中有用功下降，整體能量轉(zhuǎn)換效率降低的問題，通常電磁加熱綜合效率低于90%。熔鹽電極加熱方式可較好地解決電阻式與電磁式技術(shù)在大容量熔鹽加熱中存在的問題。熔鹽本身就是電阻，不會存在發(fā)熱不均和局部過熱的情況；電極加熱效率能達(dá)到99%以上，輸入高電壓提升單臺功率，適合大規(guī)模電加熱。

《中國太陽能熱發(fā)電行業(yè)藍(lán)皮書2022》指出，降低聚光器成本和提高聚光鏡場效率一直是推進(jìn)太陽能光熱發(fā)電的重大課題。全球太陽能熱發(fā)電的平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）從2010年0.358美元/（kW·h）降低到2020年0.114美元/（kW·h），十年下降70%。該報(bào)告預(yù)測，到2030年塔式光熱電站太陽島成本將下降23.1%，年均成本下降率3%。聚光、吸熱及熱功轉(zhuǎn)換過程是構(gòu)成系統(tǒng)能量和效率損失的主要部分，約占總損失的97%。因此提高太陽能熱發(fā)電效率的關(guān)鍵在于提高集熱及熱功轉(zhuǎn)換過程的效率。據(jù)保守估計(jì)，到2030年聚光集熱系統(tǒng)光熱轉(zhuǎn)換效率可提升14%，年均增長1.9%。具體體現(xiàn)在定日鏡清潔技術(shù)、云預(yù)測技術(shù)、定日鏡鏡面工藝、鏡場排布工藝、截?cái)嘈蕛?yōu)化以及吸熱器涂層等方面的技術(shù)提升與系統(tǒng)優(yōu)化。受益于未來高溫光熱技術(shù)的提升和成本的下降，高溫光熱在稠油熱采的應(yīng)用具有廣闊的發(fā)展前景。

結(jié)合新疆油田公司稠油生產(chǎn)規(guī)模以及未來開發(fā)規(guī)劃，依托當(dāng)?shù)乜稍偕茉捶A賦并根據(jù)項(xiàng)目邊界條件約束，針對三種不同稠油開采場景提出太陽能光熱供熱解決方案，在保障供能和蒸汽品質(zhì)基礎(chǔ)上以蒸汽成本最低為目標(biāo)開展方案對比分析。

2、光熱非連續(xù)產(chǎn)汽解決方案

稠油熱采工藝主要分為蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD和驅(qū)泄復(fù)合（VHSD）等方式，其基本原理是通過往油層注入高干度或過熱蒸汽加熱油層，從而降低稠油黏度、增加稠油流動性，以便于采油舉升和輸送。

SAGD開采過程中，主要依靠濕飽和蒸汽的汽化潛熱加熱油藏，給原油的熱量傳遞以熱傳導(dǎo)為主，對流為輔。開發(fā)至一定階段，泄油后形成的地下蒸汽腔橫向擴(kuò)展，相鄰井間蒸汽腔實(shí)現(xiàn)連通，地下發(fā)育形成的蒸汽腔具有良好儲熱條件。試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采用變流量注入蒸汽時(shí)，最終采收率、突破時(shí)間、產(chǎn)油高峰期與持續(xù)穩(wěn)定注汽的生產(chǎn)效果幾乎相同。

采用SAGD工藝開發(fā)的稠油作業(yè)區(qū)可采用高溫光熱直接制蒸汽（CS-DSG）系統(tǒng)與注汽鍋爐耦合運(yùn)行的方式開展光熱制蒸汽，通過變流量注入蒸汽。為分析不同鏡場規(guī)模對應(yīng)的光熱制蒸汽成本，分別選取20 t/h、36 t/h、66 t/h、200 t/h四種光熱制蒸汽出力方案開展集熱鏡場布置與系統(tǒng)匹配分析。結(jié)果表明，隨著集熱鏡場的規(guī)模增加單位投資成本呈現(xiàn)下降趨勢，成本降低主要得益于光熱制蒸汽系統(tǒng)的規(guī)模效應(yīng)。但當(dāng)鏡場規(guī)模增長到一定程度，系統(tǒng)光熱轉(zhuǎn)化效率有所降低，造成集熱量減少，蒸汽產(chǎn)量也相應(yīng)減少，折算全生命周期的噸蒸汽投資成本反而上升。具體方案參數(shù)對比見表1。

表1不同規(guī)模CS-DSG系統(tǒng)參數(shù)對比

表1中方案三的經(jīng)濟(jì)性最佳，產(chǎn)汽量66 t/h，噸蒸汽成本140元，每年預(yù)計(jì)可節(jié)省天然氣6.83×106m3，減排二氧化碳1.475×104 t。

為提高鏡場的光學(xué)效率和土地利用率，優(yōu)化鏡場采用非圓形鏡場布置，鏡場布置見圖4。

圖4太陽能集熱鏡場布置及余弦效率分布

通過鏡場布置優(yōu)化，整體余弦效率提升至79.33%。CS-DSG技術(shù)直接將太陽光輻射熱轉(zhuǎn)化為工質(zhì)的熱能，其光熱轉(zhuǎn)化效率要比光伏發(fā)電+電鍋爐制蒸汽高很多。對比相近產(chǎn)汽量的光熱制蒸汽方案與光伏發(fā)電+電鍋爐方案（表2）后發(fā)現(xiàn)：①年集熱量相近、產(chǎn)汽量接近，光熱鏡場占地只有光伏陣列占地的1/4；②CS-DSG系統(tǒng)單位造價(jià)約為光伏+電鍋爐制汽系統(tǒng)單位造價(jià)的85%；③光熱轉(zhuǎn)化效率比光電轉(zhuǎn)化效率高1倍。以上差別主要是由于太陽能光熱轉(zhuǎn)化效率可以達(dá)到40%~50%，而太陽能光電轉(zhuǎn)化效率只有20%多；光伏發(fā)電一般采用固定支架，為避免過度遮擋，陣列間距較大。

表2 CS-DSG系統(tǒng)與光伏發(fā)電+電鍋爐制蒸汽方案參數(shù)對比

綜合上述對比分析，對于采用SAGD工藝且已開發(fā)一段時(shí)間的稠油作業(yè)區(qū)，可采用CS-DSG系統(tǒng)與現(xiàn)有注汽鍋爐耦合運(yùn)行，以較低成本實(shí)現(xiàn)可再生能源替代部分天然氣。

3、光熱連續(xù)產(chǎn)汽解決方案

相比SAGD工藝，稠油熱采的其它工藝對蒸汽連續(xù)穩(wěn)定性要求相對較高，或需要對現(xiàn)有注汽鍋爐實(shí)現(xiàn)可再生能源全部替代，該場景下應(yīng)考慮采用高溫光熱連續(xù)制蒸汽（CS-SGS）方案。CS-SGS系統(tǒng)包括聚光集熱系統(tǒng)、熔鹽工質(zhì)吸熱器、熔鹽儲熱系統(tǒng)、熔鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)、汽水系統(tǒng)及電氣及熱工控制系統(tǒng)，相比CS-DSG增加了熔鹽儲熱系統(tǒng)和熔鹽蒸汽發(fā)生系統(tǒng)，這與光熱發(fā)電前端產(chǎn)汽系統(tǒng)工藝流程一致，運(yùn)行穩(wěn)定性與可靠性均有保證。主要問題是受制于油區(qū)光資源條件和光熱系統(tǒng)成本，替代經(jīng)濟(jì)性不佳。

借鑒火電廠和可再生能源大基地的做法，充分利用谷電和風(fēng)光棄電，把電能轉(zhuǎn)化為熱能存儲在熔鹽中。在集熱鏡場、熔鹽儲熱系統(tǒng)基礎(chǔ)上增加電極加熱熔鹽裝置，實(shí)現(xiàn)太陽能集熱系統(tǒng)耦合電極加熱系統(tǒng)對熔鹽進(jìn)行加熱。充分利用罐容提高儲熱規(guī)模，增加供汽規(guī)模，利用谷電和棄電也降低了蒸汽成本。表3是CS-SGS系統(tǒng)與增加一套40 MW電熔鹽加熱系統(tǒng)方案對比。后者集熱量增加158%，儲熱系統(tǒng)容量由132 MW·h增加到300 MW·h，對應(yīng)儲熱時(shí)長由6 h增長到14 h。年產(chǎn)蒸汽量由每年8.2×104 t增長到21.2×104 t，噸蒸汽成本從240元降低到174元。

表3 CS-SGS系統(tǒng)增加電熔鹽加熱器前后參數(shù)對比

本方案利用白天光熱資源和夜間谷電資源，在熔鹽儲熱系統(tǒng)罐容基礎(chǔ)上增加一定儲熱容量，可實(shí)現(xiàn)較大規(guī)模的穩(wěn)定供汽，具體耦合配置方案可根據(jù)現(xiàn)場蒸汽需求確定。當(dāng)前在開展光伏、風(fēng)電等可再生能源供能設(shè)施建設(shè)，當(dāng)風(fēng)光發(fā)電發(fā)展到一定階段必將面臨可再生能源電力消納、電網(wǎng)調(diào)峰和棄電之間的問題。在開展光熱制蒸汽替代天然氣注汽鍋爐方案基礎(chǔ)上增加電加熱器配置，利用棄電/谷電開展熔鹽儲熱，既解決棄電問題，又得到油田作業(yè)區(qū)需要的綠色熱能，同時(shí)增加用戶側(cè)負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，起到一舉多得的作用。

4、大規(guī)模開發(fā)的稠油作業(yè)區(qū)光熱解決方案

前述兩個方案主要針對已開發(fā)的稠油作業(yè)區(qū)開展以熱替熱的可再生能源供能替代。對于大規(guī)模新上產(chǎn)能的稠油作業(yè)區(qū)，則需要系統(tǒng)性配置低碳供能解決方案，在保障供能的基礎(chǔ)上做好與新能源的融合發(fā)展，并兼顧經(jīng)濟(jì)性要求。為此提出光熱/光伏耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)方案，可在最大限度上滿足新上產(chǎn)能的作業(yè)區(qū)清潔用電、用熱的需求。基于以下指導(dǎo)原則開展低碳供能方案的配置。

①同一地區(qū)光資源的變化情況與光熱制蒸汽與光伏發(fā)電出力變化曲線基本一致。

②燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)成熟，屬于清潔供能，其供熱與發(fā)電出力隨燃機(jī)負(fù)荷變化可同步快速調(diào)整。

③耦合光熱、光伏與燃機(jī)實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)匹配。白天通過太陽能為油田提供無碳蒸汽與電力，燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組作為調(diào)峰以及夜間基荷供應(yīng)，削峰填谷起到可再生能源的壓艙石作用。

太陽能、天然氣、風(fēng)能等一次能源目前主要是通過高溫光熱、燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)、光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等技術(shù)轉(zhuǎn)換為二次能源（如蒸汽和電力等）加以利用，轉(zhuǎn)換流程見圖5。稠油開發(fā)的主要用能為蒸汽和電力，因此，可以考慮耦合高溫光熱制蒸汽、光伏發(fā)電和燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)等技術(shù)，通過多能互補(bǔ)的形式為稠油開發(fā)提供蒸汽和電力。

圖5太陽能光熱/光伏耦合燃機(jī)實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)

新疆油田公司擬開發(fā)的某稠油作業(yè)區(qū)采取太陽，基本運(yùn)行模式如下。

①白天光熱制蒸汽系統(tǒng)高負(fù)荷運(yùn)行，燃機(jī)可采取一臺運(yùn)行、一臺備用的模式。

②當(dāng)光熱制蒸汽系統(tǒng)轉(zhuǎn)為低負(fù)荷或停運(yùn)時(shí)，通過增加燃機(jī)出力或啟動另一臺燃機(jī)提升供汽能力。

③燃機(jī)采取以熱定電的運(yùn)行方式，耦合光熱制蒸汽系統(tǒng)為作業(yè)區(qū)提供所需蒸汽，作為供汽調(diào)峰，同時(shí)兼顧電網(wǎng)調(diào)峰。

通過以充分利用太陽能且整體供汽量保持穩(wěn)定為目標(biāo)的系統(tǒng)優(yōu)化，配置了太陽能光熱+燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)耦合供汽的供能設(shè)施參數(shù)，見表4。

表4光熱/光伏耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)配置方案

通過光熱/光伏耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)方式，實(shí)現(xiàn)了對稠油作業(yè)區(qū)大規(guī)模可靠的供能，在維持現(xiàn)有供汽成本的前提下提升供能設(shè)施的清潔性并與新能源有效融合。方案配置可根據(jù)蒸汽電力需求靈活耦合熔鹽電加熱裝置，配置熔鹽儲熱方式，根據(jù)供能規(guī)模配置不同規(guī)模、數(shù)量的燃機(jī)。例如對于蒸汽需求在150~200 t/h的作業(yè)區(qū)，可配置1臺套燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，1套44 MW的CS-DSG系統(tǒng)，或者1~2套耦合電熔鹽加熱器的CS-SGS系統(tǒng)；對于100~150 t/h蒸汽需求的作業(yè)區(qū)，采取小規(guī)模的燃機(jī)配置實(shí)現(xiàn)熱電匹配。

5、結(jié)論與建議

光熱在稠油熱采中的應(yīng)用是利用高溫太陽能聚光集熱技術(shù)將太陽能轉(zhuǎn)化為熱能，替代燃燒煤炭、天然氣生產(chǎn)高品質(zhì)蒸汽，用于稠油熱采注汽，實(shí)現(xiàn)稠油蒸汽驅(qū)油的可再生能源替代。

1）對于已開發(fā)區(qū)塊特別是采用SAGD開發(fā)方式的稠油作業(yè)區(qū)，利用形成地下汽腔的儲熱能力，現(xiàn)階段優(yōu)先考慮采用CS-DSG技術(shù)，耦合現(xiàn)有注汽鍋爐聯(lián)合供汽，井口變流量注汽方式。

2）對于蒸汽驅(qū)或蒸汽吞吐開發(fā)方式的稠油作業(yè)區(qū)，依托周邊風(fēng)電光伏產(chǎn)生的綠電、棄電以及谷電資源，采用CS-SGS技術(shù)，耦合高溫聚光集熱與電加熱，匹配熔鹽儲熱系統(tǒng)生產(chǎn)蒸汽，在降低蒸汽成本基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)可再生能源連續(xù)為稠油開采提供蒸汽。

3）對于新上產(chǎn)能稠油作業(yè)區(qū)，結(jié)合國家對建設(shè)油氣與太陽能同步開發(fā)綜合利用示范工程的要求及新疆油田上產(chǎn)規(guī)劃，利用光熱制蒸汽+光伏發(fā)電耦合燃機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)的方式為油田提供綠色、清潔、低碳的蒸汽與電力供應(yīng)。

4）光熱制蒸汽成本已經(jīng)接近傳統(tǒng)燃?xì)庾⑵仩t的蒸汽成本，隨著光熱制蒸汽系統(tǒng)成本降低與技術(shù)進(jìn)步，預(yù)計(jì)未來3～5年光熱制蒸汽成本將與天然氣注汽鍋爐制汽成本持平，光熱制蒸汽在稠油熱采中的應(yīng)用具有廣闊的發(fā)展前景。