9月15日，中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司披露消息稱(chēng)，中國(guó)海上首座大型稠油熱采開(kāi)發(fā)平臺(tái)——旅大21-2平臺(tái)日前在渤海順利投產(chǎn)，此舉填補(bǔ)了中國(guó)海上油田稠油規(guī)?；療岵傻募夹g(shù)空白，標(biāo)志著中國(guó)油氣行業(yè)在開(kāi)發(fā)開(kāi)采海上稠油和特稠油進(jìn)程中邁出了關(guān)鍵一步。

數(shù)據(jù)顯示，渤海油田在數(shù)十億噸的石油地質(zhì)探明儲(chǔ)量中，有一半以上都是稠油，但每年超3000萬(wàn)噸的油氣年產(chǎn)量中，熱采稠油產(chǎn)量占比不足1%。

據(jù)介紹，稠油油品粘度高、凝點(diǎn)高，流動(dòng)性差且容易凝固。本次投產(chǎn)的旅大21-2平臺(tái)主體熱采區(qū)域稠油地層粘度均值接近3000毫帕/秒，開(kāi)采出的稠油猶如“黑泥”一般厚硬，只能通過(guò)加熱才能“化”解。

中國(guó)海油天津分公司遼東作業(yè)公司總經(jīng)理張春生介紹，這樣的稠油從地層采到地面再完成輸送，對(duì)采油技術(shù)、流程處理、海管外輸?shù)榷继岢隽藰O高的要求，被公認(rèn)為世界級(jí)開(kāi)采難題，而在海上隔著一層海水開(kāi)采稠油更是難上加難。

張春生表示，為了實(shí)現(xiàn)海上稠油規(guī)?；療岵傻募夹g(shù)突破，中國(guó)海油先后在南堡35-2油田，旅大27-2油田等先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)實(shí)施試驗(yàn)性稠油熱采作業(yè)，在充分吸收陸地?zé)岵捎吞锝?jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，著力解決海上平臺(tái)空間狹小、淡水資源匱乏等一系列難題，穩(wěn)步推進(jìn)相關(guān)研究和技術(shù)攻關(guān)，積累經(jīng)驗(yàn)，積蓄力量。

在先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的基礎(chǔ)上，旅大21-2平臺(tái)成為中國(guó)首座采用稠油熱采整體開(kāi)發(fā)方案的海上平臺(tái)，彌補(bǔ)了先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)“先上冷采再上熱采”所帶來(lái)空間上的“先天不足”，該平臺(tái)從建造起就全部應(yīng)用熱采工藝技術(shù)，擁有專(zhuān)門(mén)用于開(kāi)采稠油的規(guī)模化熱采集成裝置，平臺(tái)部署井和配套工程設(shè)施可全部進(jìn)行熱采生產(chǎn)。

渤海石油研究院采油工藝專(zhuān)家劉義剛表示，旅大21-2稠油熱采平臺(tái)的順利投產(chǎn)，是中國(guó)海油多年稠油開(kāi)采技術(shù)成果的集中展現(xiàn)。通過(guò)一系列技術(shù)摸索和以熱采先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)為載體開(kāi)展的稠油熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)攻關(guān)研究，渤海油田逐步建立起海上稠油關(guān)鍵工藝研究、開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)和開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)技術(shù)在內(nèi)的油田開(kāi)發(fā)全過(guò)程技術(shù)體系。

稠油不愁

石油是一種復(fù)雜的混合物，主要包含各種烴類(lèi)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)……不同的組分含量，導(dǎo)致了原油的顏色、性質(zhì)等有所不同。有一種石油顏色最深，物理性質(zhì)十分黏稠，難以流動(dòng)，但它占到了全球原油儲(chǔ)量的70％，我們一般稱(chēng)它為“稠油”。

認(rèn)識(shí)稠油

稠油科學(xué)定義是在油層條件下，黏度小于50mPa ·s或脫氣后黏度大于100mPa ·s的原油。稠油的成因非常復(fù)雜，與普通原油最大的區(qū)別在于生物降解程度，降解程度越高越容易形成稠油。在國(guó)外，稠油又被稱(chēng)作重油（HeavyOil），只不過(guò)它將油砂包含在內(nèi)。

API重度（AmericanPetroleumInstituteGravity）是美國(guó)石油學(xué)會(huì)采用的一種公認(rèn)的石油比重指標(biāo)，可以粗略衡量油品質(zhì)量的高低。根據(jù)API重度指標(biāo)，可以將原油分為輕質(zhì)（Light）、中質(zhì)（Medium）、重質(zhì)（Heavy）、超重質(zhì)（ExtraHeavy）4類(lèi)。

我國(guó)稠油和國(guó)際稠油的特征略有不同，因此國(guó)內(nèi)采用了不同的劃分標(biāo)準(zhǔn)，將稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油3類(lèi)。我國(guó)稠油瀝青質(zhì)含量低，故相對(duì)密度較低；而膠質(zhì)含量高，稠油黏度也相對(duì)較高。

世界上稠油資源極為豐富，稠油、超稠油、油砂和瀝青大約占全球石油資源總量的70％。全球稠油地質(zhì)儲(chǔ)量約為8150億噸，委內(nèi)瑞拉最多，擁有世界稠油總量的48％；其次是加拿大，占總量32％；接下來(lái)的就是俄羅斯、美國(guó)和中國(guó)。

委內(nèi)瑞拉的稠油資源主要集中于東委內(nèi)瑞拉盆地的Orinoco重油帶和馬拉開(kāi)波盆地，其中Orinoco重油帶是全球最大的稠油儲(chǔ)集區(qū)。加拿大是全球油砂資源最豐富的國(guó)家，資源主要分布在西加拿大盆地，由Athabasca（占加拿大油砂資源的80％）、ColdLake（12％）和PeaceRiver（8％）三個(gè)油砂區(qū)組成。俄羅斯的重油和瀝青集中分布在東西伯利亞盆地（74％），其次在伏爾加—烏拉爾盆地（12％）。美國(guó)的稠油資源主要集中在加州的Midway－Sunset、KernRiver、Coalinga和SouthBelridge區(qū)域，其次是阿拉斯加地區(qū)。

我國(guó)稠油開(kāi)發(fā)的難點(diǎn)

我國(guó)目前已在12個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了70多個(gè)稠油油田，探明儲(chǔ)量40億噸。儲(chǔ)量最多的是遼河油田，然后依次是勝利油田、克拉瑪依油田和河南油田。海上稠油集中分布在渤海地區(qū)，渤海已探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量45億立方米，其中62％為稠油。

難點(diǎn)1：黏度大、流動(dòng)性差

稠油黏度大、流動(dòng)性差，也就是通俗理解的太稠，給整個(gè)開(kāi)發(fā)和煉化過(guò)程都帶來(lái)很多困難。

在開(kāi)采階段，在流動(dòng)性差，稠油一般無(wú)法自噴。對(duì)于原油輸送時(shí)，高黏度的稠油輸送必須借助大功率且性能穩(wěn)定的泵送設(shè)備。就煉化工藝而言，為了將稠油轉(zhuǎn)化為燃料油，需要加入大量的氫氣進(jìn)行裂化反應(yīng)；渣油、硫、氮以及金屬元素等還會(huì)大大增加煉化工藝的難度。

難點(diǎn)2：埋藏深、儲(chǔ)層差

與國(guó)外稠油油田相比，我國(guó)的稠油埋藏深（集中在1000～1500米），又因?yàn)閮?chǔ)集在疏松的砂巖層中，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中容易出砂，所以綜合開(kāi)發(fā)成本較高。

稠油開(kāi)發(fā)方式

全球的稠油油田地質(zhì)條件各有不同，但通過(guò)長(zhǎng)期的摸索和沉淀，各個(gè)國(guó)家在稠油資源開(kāi)發(fā)上形成了不同的模式。

1．露天開(kāi)采（SurfaceMining）

加拿大油砂埋藏很淺，一般采用最簡(jiǎn)單、直接的露天開(kāi)采模式，不僅采收率高，而且開(kāi)發(fā)成本很低。露天開(kāi)采方式的缺點(diǎn)是僅適用于埋深較淺（＜75米）的近地表油藏，而且地表會(huì)被嚴(yán)重破壞、難以修復(fù)，給環(huán)境造成不可逆轉(zhuǎn)的破壞。

2．注入降黏劑（InjectionViscosityReducingAgent）

對(duì)于埋藏較深的稠油油藏，單純采用鉆井抽油的常規(guī)方式來(lái)開(kāi)采，采收率相當(dāng)?shù)?，僅有1％～10％。隨后人們想出向井筒中加入稀油或稀釋劑、降黏劑的方法來(lái)提高稠油采收率。缺點(diǎn)是效果不顯著，經(jīng)濟(jì)性一般。

3．蒸汽吞吐法（CyclicSteamStimulation，CSS）

研究發(fā)現(xiàn)，稠油的黏度對(duì)溫度十分敏感，溫度每升高10℃，黏度往往會(huì)下降一半。因此專(zhuān)家們提出了人工加熱油層的方法，這也成為了后來(lái)行業(yè)開(kāi)發(fā)稠油的主要思路。蒸汽吞吐法就是其中之一，通過(guò)向井筒注入高溫蒸汽加熱油藏，提搞稠油流動(dòng)性，具體步驟為：①將高溫蒸汽快速注入到油層中；②燜井，通常2～5天；③開(kāi)井生產(chǎn)。要根據(jù)井深、油層性質(zhì)、黏度等因素來(lái)確定蒸汽注入量以及燜井時(shí)間。

由于需要注入高溫高壓的蒸汽（溫度高達(dá)350℃、壓力最高達(dá)17兆帕斯卡），蒸汽吞吐需要采用特殊的材料、裝備和工藝，生產(chǎn)井普遍使用大套管（一般7寸以上，套管的壁厚一般要大于9毫米）、大油管，完井采取高密度射孔（16～40孔/米）。目前國(guó)內(nèi)80％的稠油熱采產(chǎn)量是靠蒸汽吞吐工藝獲取。遼河油田高三區(qū)油井首次進(jìn)行蒸汽吞吐試驗(yàn)時(shí)，累計(jì)注汽980噸，自噴58天，產(chǎn)油780噸。蒸汽吞吐的劣勢(shì)是：加熱區(qū)域有限，采收率僅為15％～20％；蒸汽冷熱周期變化對(duì)井筒的損害較大；作業(yè)周期長(zhǎng)，時(shí)效性低。

4．蒸汽驅(qū)油（SteamFlooding）

在蒸汽吞吐后期，又形成一種新的方式：由注入井連續(xù)向油層內(nèi)注入高溫蒸汽，驅(qū)替油層向附近的生產(chǎn)井移動(dòng)，生產(chǎn)井獲得持續(xù)的、更高的產(chǎn)量，這種方式叫做蒸汽驅(qū)油。注氣與采油同時(shí)進(jìn)行，一方面加熱油層降低了原油的黏度，另一方面補(bǔ)充了地層的能量、驅(qū)替原油，兩者共同作用，原油采收率最高可達(dá)60％～80％。在美國(guó)的克恩河油田和印度尼西亞的杜里油田，蒸汽驅(qū)采收率超過(guò)了50％。遼河油田的齊40塊油田，蒸汽驅(qū)前采收率為24％；采用蒸汽驅(qū)后，總體采收率達(dá)到了53％。蒸汽驅(qū)油開(kāi)發(fā)效果受油藏深度影響很大，我國(guó)的稠油埋藏普遍較深，高溫蒸汽在通過(guò)較長(zhǎng)的井身時(shí)會(huì)損失大量的熱量。后來(lái)為了減少蒸汽通過(guò)井身時(shí)的熱量損失，又采用了具備保溫隔熱能力的生產(chǎn)管柱。由于直井與油層的接觸面積小，蒸汽驅(qū)油效果不是很好，所以在實(shí)際生產(chǎn)中往往采用蒸汽驅(qū)油和水平井相結(jié)合的方法。

5．火燒油層法（InSituCombustion）

蒸汽的熱量畢竟是有限的，儲(chǔ)層較深的稠油開(kāi)發(fā)效果還是難以保障，針對(duì)這一狀況，人們又研究出了一種更大膽的方案，這就是將助燃?xì)怏w注入油層大面積點(diǎn)燃地下油層的火燒油層法。燃燒產(chǎn)生的熱量會(huì)加熱油層，降低稠油的黏度，注入的氣體也起到了增加地層能量以增產(chǎn)的效果。火燒油層的燃燒方式有正向燃燒、反向燃燒和聯(lián)合熱驅(qū)三種，技術(shù)較為復(fù)雜。但火燒油層會(huì)燒掉原油10％～15％的儲(chǔ)量。

目前，全世界已經(jīng)有100多個(gè)油田開(kāi)展了較大規(guī)模的工業(yè)性開(kāi)采試驗(yàn)，采收率可高達(dá)50％～80％。中國(guó)石油曾經(jīng)在遼河油田進(jìn)行火驅(qū)試驗(yàn)，并證明油層成功點(diǎn)火。但火燒油層的方式需要連續(xù)向油層中注入空氣，有高壓、大排量、連續(xù)工作等特點(diǎn)，因此對(duì)設(shè)備性能要求較高。而我國(guó)地下油藏構(gòu)造復(fù)雜，監(jiān)測(cè)地下燃燒狀況困難，因此并未在我國(guó)廣泛應(yīng)用。

6．蒸汽輔助重力泄油（SteamAssistedGravityDrainage，SAGD）

1978年，RogerButler提出了蒸汽輔助重力泄油的概念，這種方法在加拿大已經(jīng)得到了很好的應(yīng)用和驗(yàn)證。

SAGD是為了達(dá)到更好的蒸汽驅(qū)效果而采用的一種特殊的布井方式，兩口水平井一上一下并行穿過(guò)油層，上部的水平井注入高溫蒸汽加熱原油，在重力的作用下，原油和熱水流入下面的生產(chǎn)井附近，生產(chǎn)井的舉升系統(tǒng)將黏稠度降低的原油和水舉升至地面。

此外，SAGD的開(kāi)采模式還可以用于蒸汽吞吐的后期。例如，遼河油田新鉆一口水平井穿過(guò)油層后，利用已有的多口直井同時(shí)注入高溫蒸汽，水平井采油，這樣就大大提高了稠油的采收率。

7．水平段注空氣技術(shù)（ToetoHeelAirInjection，THAI）

THAI實(shí)際上是結(jié)合了火燒油層與SAGD的原理，由注入空氣的直井與水平的生產(chǎn)井共同組成。點(diǎn)燃后產(chǎn)生的燃燒前緣會(huì)加熱油藏，驅(qū)替原油流入水平井中，從而增加火燒油層的泄油面積。理論上該方法的最終采收率可達(dá)到80％，可以作為火燒油層的接替技術(shù)，但從現(xiàn)場(chǎng)操作來(lái)看，還存在如何控制注汽強(qiáng)度和注入壓力、選擇布井位置等難題。

8．稠油出砂冷采技術(shù)（ColdHeavyOilProductionwithSand，CHOPS）

熱采對(duì)井下管柱和設(shè)備要求較高，而且稠油油藏的儲(chǔ)層相對(duì)疏松，在開(kāi)采過(guò)程中出砂現(xiàn)象十分普遍。但防砂工藝技術(shù)不但會(huì)影響產(chǎn)油量，還會(huì)增加開(kāi)采成本。此外，有些油層厚度較薄，不適合熱采，所以逐漸興起了一種新的理念——適度出砂冷采技術(shù)。

理論上石油開(kāi)采過(guò)程對(duì)地層砂是“零容忍”，但中海油提出適度出砂并不會(huì)對(duì)生產(chǎn)造成危害，反而會(huì)提高地層的滲透性的理論。通過(guò)適度控制地層出砂，影響地層滲透率的小砂粒將同原油一起流入篩管，改善近井帶滲透率。這種技術(shù)被稱(chēng)為“多枝導(dǎo)流技術(shù)”，它能在主井眼上打出更多的分支，增大井眼與油氣儲(chǔ)層的接觸面積，通過(guò)控制砂量的產(chǎn)出，提高油井產(chǎn)能。

經(jīng)過(guò)數(shù)年探索，多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)和叢式井網(wǎng)整體加密技術(shù)已經(jīng)成功應(yīng)用于我國(guó)的渤海稠油油田。除此之外，目前還有很多技術(shù)屬于研究階段，隨著技術(shù)的不斷發(fā)展，經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)采稠油的方法將會(huì)越來(lái)越多。

雖然世界各地稠油性質(zhì)不同，各區(qū)域地質(zhì)情況迥異給稠油開(kāi)采帶來(lái)很大難度，但經(jīng)過(guò)石油工作者長(zhǎng)期艱苦的探索和積累，目前全球已經(jīng)形成了各具特色的稠油田開(kāi)發(fā)技術(shù)體系，這大大提高了稠油的開(kāi)發(fā)能力——稠油“不愁”。

文章來(lái)源： 中新社，ECF國(guó)際頁(yè)巖氣論壇