■ 孟　偉

稠油不愁

■ 孟偉

石油是一種復雜的混合物，主要包含各種烴類、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)……不同的組分含量，導致了原油的顏色、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，但它占到了全球原油儲量的70%，我們一般稱它為“稠油”。

認識稠油

稠油科學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。在國外，稠油又被稱作重油（Heavy Oil），只不過它將油砂包含在內(nèi)。

API重度（American Petroleum Institute Gravity）是美國石油學會采用的一種公認的石油比重指標，可以粗略衡量油品質(zhì)量的高低。根據(jù)API重度指標，可以將原油分為輕質(zhì)（Light）、中質(zhì)（Medium）、重質(zhì)（Heavy）、超重質(zhì)（Extra Heavy）4類。

API重度數(shù)值越大，可提煉的精煉油品越多

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

我國稠油分類標準

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%；接下來的就是俄羅斯、美國和中國。

我國第一個年產(chǎn)上百萬噸的稠油油田是遼寧高升油田

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重油帶和馬拉開波盆地，其中Orinoco重油帶是全球最大的稠油儲集區(qū)。加拿大是全球油砂資源最豐富的國家，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%）、Cold Lake（12%）和Peace River（8%）三個油砂區(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%）。美國的稠油資源主要集中在加州的Midway-Sunset、Kern R iver、Coalinga和South Belridge區(qū)域，其次是阿拉斯加地區(qū)。

我國稠油開發(fā)的難點

我國目前已在12個盆地發(fā)現(xiàn)了70多個稠油油田，探明儲量40億噸。儲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)儲量45億立方米，其中62%為稠油。

難點1：黏度大、流動性差

稠油黏度大、流動性差，也就是通俗理解的太稠，給整個開發(fā)和煉化過程都帶來很多困難。

在開采階段，在流動性差，稠油一般無法自噴。對于原油輸送時，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行裂化反應；渣油、硫、氮以及金屬元素等還會大大增加煉化工藝的難度。

難點2：埋藏深、儲層差

與國外稠油油田相比，我國的稠油埋藏深（集中在1000～1500米），又因為儲集在疏松的砂巖層中，在開發(fā)過程中容易出砂，所以綜合開發(fā)成本較高。

稠油開發(fā)方式

全球的稠油油田地質(zhì)條件各有不同，但通過長期的摸索和沉淀，各個國家在稠油資源開發(fā)上形成了不同的模式。

1.露天開采

（Surface Mining）

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

就地挖掘油砂

2.注入降黏劑

（Injection Viscosity Reducing Agent）

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

3.蒸汽吞吐法

（Cyclic Steam Stimulation，CSS）

研究發(fā)現(xiàn)，稠油的黏度對溫度十分敏感，溫度每升高10℃，黏度往往會下降一半。因此專家們提出了人工加熱油層的方法，這也成為了后來行業(yè)開發(fā)稠油的主要思路。蒸汽吞吐法就是其中之一，通過向井筒注入高溫蒸汽加熱油藏，提搞稠油流動性，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開井生產(chǎn)。要根據(jù)井深、油層性質(zhì)、黏度等因素來確定蒸汽注入量以及燜井時間。

由于需要注入高溫高壓的蒸汽（溫度高達350℃、壓力最高達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)油井首次進行蒸汽吞吐試驗時，累計注汽980噸，自噴58天，產(chǎn)油780噸。蒸汽吞吐的劣勢是：加熱區(qū)域有限，采收率僅為15%～20%；蒸汽冷熱周期變化對井筒的損害較大；作業(yè)周期長，時效性低。

4.蒸汽驅(qū)油

（Steam Flooding）

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，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。注氣與采油同時進行，一方面加熱油層降低了原油的黏度，另一方面補充了地層的能量、驅(qū)替原油，兩者共同作用，原油采收率最高可達60%～80%。在美國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，總體采收率達到了53%。蒸汽驅(qū)油開發(fā)效果受油藏深度影響很大，我國的稠油埋藏普遍較深，高溫蒸汽在通過較長的井身時會損失大量的熱量。后來為了減少蒸汽通過井身時的熱量損失，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，所以在實際生產(chǎn)中往往采用蒸汽驅(qū)油和水平井相結合的方法。

水平井蒸汽驅(qū)油開采

5.火燒油層法

（In Situ Combustion）

蒸汽的熱量畢竟是有限的，儲層較深的稠油開發(fā)效果還是難以保障，針對這一狀況，人們又研究出了一種更大膽的方案，這就是將助燃氣體注入油層大面積點燃地下油層的火燒油層法。燃燒產(chǎn)生的熱量會加熱油層，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?；馃蛯拥娜紵绞接姓蛉紵?、反向燃燒和聯(lián)合熱驅(qū)三種，技術較為復雜。但火燒油層會燒掉原油10%～15%的儲量。

火燒油層示意圖

目前，全世界已經(jīng)有100多個油田開展了較大規(guī)模的工業(yè)性開采試驗，采收率可高達50%～80%。中國石油曾經(jīng)在遼河油田進行火驅(qū)試驗，并證明油層成功點火。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，因此對設備性能要求較高。而我國地下油藏構造復雜，監(jiān)測地下燃燒狀況困難，因此并未在我國廣泛應用。

6.蒸汽輔助重力泄油

（Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD）

1978年，Roger Butler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)得到了很好的應用和驗證。

SAGD是為了達到更好的蒸汽驅(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。

遼河油田曙一區(qū)杜84塊館陶試驗區(qū)正式轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)

此外，SAGD的開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油層后，利用已有的多口直井同時注入高溫蒸汽，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

（Toe to Heel AirInjection，THAI）

THAI實際上是結合了火燒油層與SAGD的原理，由注入空氣的直井與水平的生產(chǎn)井共同組成。點燃后產(chǎn)生的燃燒前緣會加熱油藏，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到80%，可以作為火燒油層的接替技術，但從現(xiàn)場操作來看，還存在如何控制注汽強度和注入壓力、選擇布井位置等難題。

8.稠油出砂冷采技術

（Cold Heavy Oil Production with Sand，CHOPS）

熱采對井下管柱和設備要求較高，而且稠油油藏的儲層相對疏松，在開采過程中出砂現(xiàn)象十分普遍。但防砂工藝技術不但會影響產(chǎn)油量，還會增加開采成本。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。

理論上石油開采過程對地層砂是“零容忍”，但中海油提出適度出砂并不會對生產(chǎn)造成危害，反而會提高地層的滲透性的理論。通過適度控制地層出砂，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。這種技術被稱為“多枝導流技術”，它能在主井眼上打出更多的分支，增大井眼與油氣儲層的接觸面積，通過控制砂量的產(chǎn)出，提高油井產(chǎn)能。

根據(jù)稠油的黏度、埋深選擇不同開采方式

經(jīng)過數(shù)年探索，多枝導流適度出砂技術和叢式井網(wǎng)整體加密技術已經(jīng)成功應用于我國的渤海稠油油田。除此之外，目前還有很多技術屬于研究階段，隨著技術的不斷發(fā)展，經(jīng)濟高效開采稠油的方法將會越來越多。

雖然世界各地稠油性質(zhì)不同，各區(qū)域地質(zhì)情況迥異給稠油開采帶來很大難度，但經(jīng)過石油工作者長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發(fā)技術體系，這大大提高了稠油的開發(fā)能力——稠油“不愁”。

我國稠油的開發(fā)和展望

在新的歷史時期內(nèi)，低油價將成為新常態(tài)，更加經(jīng)濟有效地開發(fā)稠油資源成為石油工作者義不容辭的使命。在過去30多年，以中國石油、中國石化、中國海油為代表的技術攻關團隊成為我國稠油開發(fā)技術體系的開拓者和推動者。他們經(jīng)過自主探索、引進消化、試驗創(chuàng)新，攻克一系列技術難關。

目前我國已經(jīng)成為世界四大（中國、加拿大、委內(nèi)瑞拉、美國）稠油生產(chǎn)國之一，我國掌握的SAGD技術以及海上重質(zhì)稠油油田開發(fā)技術已經(jīng)居于世界領先水平。技術的進步不僅極大提升了國內(nèi)的原油產(chǎn)量，同時還使我國技術團隊走出國門，承擔了中亞、南美及亞太等地區(qū)的開發(fā)技術支持和勘探工作，為世界石油行業(yè)的發(fā)展做出貢獻。日前中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會化工對外經(jīng)濟合作中心與加拿大海濱石油天然氣股份有限公司已就向加方輸出稠油制輕質(zhì)油技術問題達成合作意向，協(xié)議年限為30年。這也是我國稠油制輕質(zhì)油技術首次向國外輸出。

目前，世界剩余石油資源70%為稠油。我國稠油資源量約有198.7億噸，現(xiàn)已探明35.5億噸。正在開采的油田中，稠油平均采收率不足20%，開發(fā)潛力仍然巨大。毋庸置疑，稠油正成為21世紀最重要的能源之一。