廖廣志 李秀巒 王正茂 孫新革 張忠義 馬宏斌 張勝飛

（1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.提高石油采收率國家重點實驗室；4.中國石油新疆油田公司；5.中國石油遼河油田公司）

稠油，也稱重油，是指地層條件下黏度大于50mPa·s的原油，富含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)。與常規(guī)油氣資源相比，稠油作為藥品、航空、國防等行業(yè)的原材料，其作用是常規(guī)原油所不能替代的，是關(guān)系到國計民生的重要戰(zhàn)略資源[1]。

按照我國稠油分類標(biāo)準，超稠油是指地層條件下脫氣油黏度大于50Pa·s的稠油，在油層條件下呈“固態(tài)”，不具有流動能力[1]；同時，國內(nèi)超稠油油藏屬陸相沉積，非均質(zhì)性強，采用常規(guī)稠油熱采技術(shù)無法有效開發(fā)。自“十一五”以來，中國石油持續(xù)攻關(guān)，在超稠油高效開發(fā)技術(shù)創(chuàng)新和工業(yè)化應(yīng)用等方面取得顯著成效，形成了具有中國特色、適合中國陸相強非均質(zhì)超稠油油藏的新一代稠油熱采開發(fā)技術(shù)——蒸汽輔助重力泄油（SAGD/VHSD）。該技術(shù)的創(chuàng)新與發(fā)展，解決了國內(nèi)近10×108t超稠油難采儲量有效開發(fā)和提高采收率難題，先后建成了遼河、新疆2個百萬噸超稠油高效開發(fā)示范基地[2]，引領(lǐng)了稠油開發(fā)技術(shù)發(fā)展和變革，支撐了中國石油熱采稠油產(chǎn)量千萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)的順利實現(xiàn)。

1 超稠油開發(fā)技術(shù)歷程

世界稠油資源量約為8150×108t，是公認的21世紀最為現(xiàn)實、最具前景的接替資源，其中55%屬超稠油[1]。超稠油在油層條件下，呈“固態(tài)”賦存，所以又稱為“油砂”，在油層條件下沒有流動能力，開采難度大。20 世紀 70 年代末至 80 年代初，以重力泄油理論為基礎(chǔ)的蒸汽輔助重力泄油技術(shù)逐漸發(fā)展起來，在理論研究和現(xiàn)場實踐中，超稠油資源開發(fā)獲得了革命性突破。

1.1 蒸汽輔助重力泄油開發(fā)技術(shù)原理

蒸汽輔助重力泄油概念首先由加拿大Roger Butler博士于1978年提出，主要是基于注水采鹽原理，即注入的淡水將鹽層中的固體鹽溶解，鹽溶液因密度大向下流動，水的密度相對較小浮在上面，通過在鹽層上面持續(xù)注水，高濃度的鹽溶液從鹽層下部可連續(xù)采出，重力是高濃度鹽溶液向下流動的動力，將這一原理用于注蒸汽熱采過程就是蒸汽輔助重力泄油[1]。

蒸汽輔助重力泄油特別適合開采黏度非常高的超稠油或油砂。靠近油層下部鉆兩口平行的水平井，蒸汽從上面的水平井注入油層后向上超覆，在油層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面移動，與油層中的原油發(fā)生熱交換，被加熱的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用流到下面的生產(chǎn)井中被采出。隨著原油不斷被采出，蒸汽腔在地層中向上和向外逐漸擴展（圖1）。蒸汽腔內(nèi)剩余油飽和度可降低5%～10%，所以蒸汽輔助重力泄油的采收率較高，通常超過50%，物性比較好的油層可以達到70%以上[1]。

圖1 蒸汽輔助重力泄油機理剖面示意圖

1.2 國外超稠油開發(fā)歷程

為了驗證Roger Butler博士提出的SAGD概念，加拿大阿爾伯達省油砂技術(shù)與研究管理局1986年在Fort McMurray北部投資了全球第一個SAGD先導(dǎo)試驗項目——Underground Test Facilities（簡稱 UTF 項目）。試驗分為A、B兩個階段，A階段驗證SAGD開發(fā)油砂機理，B階段取得巨大成功，累計采收率達到70%以上，證明SAGD 技術(shù)適于油砂原位開采。項目涉及的主要油藏參數(shù)詳見表1。

表1 加拿大UTF項目主要油藏參數(shù)

UTF項目之后，加拿大陸續(xù)開展了10多個SAGD試驗區(qū)，均取得很好的開發(fā)效果，積累了豐富的開發(fā)經(jīng)驗。相對于蒸汽吞吐等常規(guī)熱采方式，SAGD具有很大優(yōu)勢，采收率可達70%以上，單井產(chǎn)量高，油汽比高，經(jīng)濟效益好。1996年，加拿大設(shè)立了第一個商業(yè)化SAGD項目——Cenovus公司Foster Creek項目。該項目于2014年達到產(chǎn)量高峰期，峰值日產(chǎn)油量達2×104t，平均單井產(chǎn)量為75～105t/d，油汽比為0.43。自此，SAGD技術(shù)在加拿大油砂開發(fā)中被廣泛應(yīng)用，截至2018年，已建成26個商業(yè)化開采項目，年產(chǎn)量超5000×104t，約占加拿大油砂油總產(chǎn)量的42%。截至2020年底，已批準在建和待建SAGD項目35個，批準產(chǎn)能規(guī)模達26.3×104t/d。加拿大油砂資源豐富，未來應(yīng)用潛力和發(fā)展規(guī)模十分巨大[1]。

1.3 國內(nèi)超稠油開發(fā)歷程

與加拿大稠油油藏相比，國內(nèi)稠油油藏為陸相沉積，油層條件差，非均質(zhì)嚴重。“九五”期間，中國石油結(jié)合國內(nèi)稠油的油藏特點，開始了SAGD技術(shù)研究與試驗。1997年在遼河油田杜84區(qū)塊興VI組開展了雙水平井SAGD先導(dǎo)試驗，由于當(dāng)時在SAGD方案設(shè)計、鉆井、舉升工藝和資金支持等方面存在諸多問題，導(dǎo)致試驗中途停止。

自2005年以來，在中國石油天然氣股份有限公司重大開發(fā)試驗的支持和推動下，針對中國超稠油油藏因與加拿大油砂存在差異導(dǎo)致SAGD技術(shù)在國內(nèi)“水土不服”的問題（表2），加強技術(shù)的“吸收、消化、再創(chuàng)新”，在室內(nèi)大量理論研究的基礎(chǔ)上，相繼在遼河油田杜84區(qū)塊、新疆風(fēng)城油田重32井區(qū)和重37井區(qū)，開展了直井與水平井組合SAGD、雙水平井SAGD重大開發(fā)試驗，取得了顯著效果[2]。目前SAGD技術(shù)已實現(xiàn)工業(yè)化推廣應(yīng)用，年產(chǎn)量達到200×104t以上，成為適用于我國陸相強非均質(zhì)超稠油油藏高效開發(fā)的主體技術(shù)之一[3-4]，并已應(yīng)用于加拿大油砂開發(fā)。

表2 中國超稠油油藏與加拿大油砂差異

2 國內(nèi)超稠油高效開發(fā)技術(shù)創(chuàng)新

與國外海相稠油油藏相比，國內(nèi)稠油油藏巖性類型復(fù)雜、韻律類型多樣，隔夾層類型多、分布復(fù)雜，非均質(zhì)性強。儲層滲透率（250～2500mD）、變異系數(shù)（0.7～0.9）分別為國外油藏的1/4和2.5倍。中國石油針對國內(nèi)儲層的復(fù)雜性、流體的特殊性開展了攻關(guān)與試驗，形成了適合我國強非均質(zhì)超稠油的SAGD開發(fā)理論技術(shù)體系。

2.1 創(chuàng)建強非均質(zhì)超稠油油藏泄油理論方法

2.1.1 研制大型三維物理模擬裝置，模擬SAGD開發(fā)全過程

中國石油自主研發(fā)了高溫高壓強非均質(zhì)SAGD三維比例物理模擬裝置（圖2、圖3），突破了物理模擬核心技術(shù)瓶頸；基于等效傳熱深度原理，創(chuàng)立了滲流屏障物性及厚度的相似準則數(shù)，建立了大型三維物理模擬的相似準則（表3），以及蒸汽吞吐+蒸汽輔助重力泄油的聯(lián)動物理模擬方法，國際上首次模擬多滲流屏障下超稠油立體泄油開發(fā)全過程，定量表征蒸汽腔疊合發(fā)育、多通道融合與產(chǎn)量變化的內(nèi)在聯(lián)系，揭示了強非均質(zhì)超稠油油藏開發(fā)過程中“屏障抑制、夾角堆積”的泄油機制，實現(xiàn)了強非均質(zhì)油藏重力泄油機理認識的突破；揭示了直井與水平井組合方式（VHSD）的平面徑向流+垂向重力流的三維滲流特征，豐富了SAGD 理論認識[1，5]。

圖2 蒸汽輔助重力泄油三維比例物理模擬裝置

圖3 高溫高壓注蒸汽三維模擬實驗系統(tǒng)流程圖

表3 蒸汽輔助重力泄油的相似準則

2.1.2 建立通解數(shù)學(xué)模型，發(fā)展強非均質(zhì)超稠油油藏泄油理論

針對儲層各向異性、滲流屏障等，引入等效滲透率、有效泄油重力壓頭等參數(shù)，刻畫多滲流屏障下重力泄油物理過程，建立了非均質(zhì)儲層重力泄油理論模型，推導(dǎo)了強非均質(zhì)超稠油油藏泄油速度的半經(jīng)驗公式[如式（1）]，揭示了滲流屏障大小、物性、相對位置等因素對汽腔擴展和泄油的控制機制：（1）滲流屏障孔滲條件越差，水平/垂向等效滲透率越低，泄油速度和瞬時油汽比越低；（2）當(dāng)汽腔突破滲流屏障后，等效滲透率增加，泄油速度和瞬時油汽比上升；（3）突破屏障、改善滲流、側(cè)向驅(qū)替，是實現(xiàn)汽腔融合、促進滲流屏障下重力泄油的關(guān)鍵。

式中 q——單井產(chǎn)量，t/d；

L——水平井水平段長度，m；

c——無因次黏溫關(guān)系系數(shù)；

Krocw——束縛水條件下的相對滲透率；

g——重力加速度，m/s2；

α——熱擴散系數(shù)，m2/s；

H——蒸汽腔高度，m；

φ——孔隙度；

So——初始含油飽和度；

Sor——蒸汽腔內(nèi)剩余含油飽和度；

m——無因次黏溫相關(guān)指數(shù)；

vs——蒸汽溫度下原油運動黏度，mPa·s；

KV、KH—— 垂直方向、水平方向的絕對等效滲透率，綜合考慮了夾層等儲層非均質(zhì)性、熱物性對多孔介質(zhì)內(nèi)滲流規(guī)律的影響，D；

θ—— 汽液界面傾角，對應(yīng)不同開發(fā)階段泄油前緣位置，反映垂直方向和水平方向滲透性對重力泄油的貢獻，（°）。

直井水平井組合的蒸汽輔助重力泄油（VHSD），一般是在蒸汽吞吐后期作為接替開發(fā)方式，其布井方式如圖4所示。在充分認識其生產(chǎn)規(guī)律的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新建立了直井吞吐降壓后轉(zhuǎn)直井與水平井組合的SAGD的產(chǎn)量預(yù)測公式：

圖4 直井與水平井組合SAGD布井示意圖

式中 q——單井產(chǎn)量，t/d；

θ擴展——蒸汽腔擴展角，（°）；

N——水平井對應(yīng)的注汽直井?dāng)?shù)量；

Li——注汽直井與水平井間的平面距離，m；

Ko——油層滲透率，D；

ΔSo——可動油飽和度；

h——蒸汽腔前緣高度，m；

t——生產(chǎn)時間，s。

2.2 創(chuàng)建強非均質(zhì)超稠油蒸汽輔助重力立體泄油系統(tǒng)

2.2.1 創(chuàng)新井網(wǎng)井型，規(guī)避滲流屏障對蒸汽腔擴展的影響

針對非均質(zhì)儲層不同的夾層發(fā)育模式，創(chuàng)新提出了雙層交錯（夾層寬度大于1/2井距）、平—平線線（夾層寬度為1/4～1/2井距）和直—平點線（夾層寬度小于1/4井距）3類立體井網(wǎng)（圖5）及2種多分支井型，優(yōu)化了井網(wǎng)、井型配套參數(shù)及操作策略，打破了常規(guī)SAGD純重力泄油思路，建立了多路徑強化重力泄油系統(tǒng)，有效規(guī)避了滲流屏障對蒸汽腔擴展的影響，采油速度提高20%～40%，采收率可達到65%[6-8]。

圖5 不同立體SAGD井網(wǎng)系統(tǒng)

2.2.2 研發(fā)儲層升級擴容技術(shù)，突破滲流屏障

研發(fā)了大尺度真三軸物理儲層擴容模擬裝置及方法，國際上首次模擬了非均質(zhì)儲層升級擴容全過程，揭示“井筒改造—井間擴容—注汽井上方擴容”3個不同擴容階段儲層擴容規(guī)律，創(chuàng)新形成了雙水平井SAGD升級擴容技術(shù)，突破了多滲流屏障阻礙，注汽井上方擴容范圍可達6～8m，滲透率增加10%～300%，有效開發(fā)滲透率下限由1500mD擴展至700mD；創(chuàng)新了儲層擴容與立體井網(wǎng)井型結(jié)合的高效開發(fā)方式，形成強非均質(zhì)性儲層多通道高效泄油系統(tǒng)，徹底打破低滲透儲層滲流屏障，低品位超稠油油藏實現(xiàn)有效動用，解放了億噸級難動用儲量[9]。

2.2.3 發(fā)明井下汽液界面精準控制技術(shù)，保障穩(wěn)定生產(chǎn)

建立“長短組合、交錯注采”平衡壓力方法（圖6），發(fā)明“可調(diào)注汽、均衡產(chǎn)液”精準控制技術(shù)，建立了汽液界面高度與溫度差之間的關(guān)系，明確了強非均質(zhì)超稠油立體泄油最佳阻汽溫度差控制區(qū)間為15～30℃。創(chuàng)新微壓差（0.2MPa）小溫差（10～20℃）汽液界面精準調(diào)控技術(shù)，形成“平衡供液、阻汽排液”控制理念，日產(chǎn)油量和油汽比提高了1倍，形成支撐年產(chǎn)百萬噸上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的新一代技術(shù)。

圖6 平衡壓力技術(shù)方法

2.3 研發(fā)超淺層高溫、高壓鉆采工藝體系

2.3.1 雙水平井SAGD軌跡精細控制技術(shù)

發(fā)明了RMRS-I型磁導(dǎo)向軌跡控制儀器，創(chuàng)新“邊發(fā)射、邊尋徑、邊鉆進”軌跡控制技術(shù)（圖7），實現(xiàn)雙水平井垂向間距5m平行鉆進，平均誤差為0.29m；建立SAGD雙水平井井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計數(shù)學(xué)模型，優(yōu)化井眼軌跡剖面參數(shù)，生產(chǎn)井采用五段制軌跡，最大限度降低管柱摩阻，保障大排量有桿泵的正常下入及生產(chǎn)，奠定了300～800m長水平段均勻動用的基礎(chǔ)，已累計完成的256對雙水平井立體泄油井組，水平段平均間距控制在4.84～5.29m，平均為5.16m，油層鉆遇率達到100%，可滿足油藏開發(fā)要求。

圖7 RMS-I磁導(dǎo)向技術(shù)鉆井示意圖

2.3.2 高溫大排量舉升技術(shù)

創(chuàng)新研制了SAGD高溫大排量（耐溫300℃）系列有桿泵舉升系統(tǒng)，沖程從6m增加到8m、10m，泵徑由100mm增大到120mm、140mm、160mm，理論排量由200m3/d增加到900m3/d，滿足了蒸汽輔助重力泄油不同階段排液量的舉升要求；同時解決了舉升閃蒸、抽油桿柱極易斷脫的難題，檢泵周期延長130%；研發(fā)串接泵多級分段采油工藝，實現(xiàn)水平井大斜度（最大90°）舉升，削弱了井筒曲率對舉升設(shè)備的限制，進一步加深10m泵掛位置[9]。

2.3.3 高溫不壓井作業(yè)技術(shù)

發(fā)明了“泵下脫接堵塞、管內(nèi)橋塞投堵”的系列油管封堵工具及帶壓作業(yè)井口，耐溫230℃以上，突破了高溫井筒封堵的技術(shù)瓶頸，研發(fā)了高溫高壓多級動態(tài)密封工藝及作業(yè)裝備（圖8），已規(guī)模應(yīng)用100余井次，作業(yè)溫度由50℃提高至200℃，修井時間由52d縮短至6d，單井次作業(yè)減少蒸汽損失15000t，減少產(chǎn)油損失量1000t，破解了注蒸汽開發(fā)油田高溫帶壓作業(yè)的世界性難題，國際上首次實現(xiàn)淺層（180m）高溫不壓井蒸汽腔低傷害、零污染作業(yè)。

圖8 高溫帶壓作業(yè)裝備

2.4 高溫復(fù)雜采出液水/熱循環(huán)利用技術(shù)

2.4.1 高溫復(fù)雜采出液高效脫水技術(shù)

針對超稠油高電位強乳化采出液脫水難問題，創(chuàng)新“先破膠失穩(wěn)，再破乳脫水”油水分離方法，發(fā)明基于環(huán)氧丁烷為共聚單體的耐高溫（220℃）有機化學(xué)劑產(chǎn)品，突破了有機藥劑耐受溫度（≤140℃）禁區(qū)，藥劑用量降低80%。建立基于仰角脫水裝備（圖9）的強制對流脫水工藝，脫水時間由120h縮短至4h，凈化油含水率從5%降低到0.5%。

圖9 高效仰角脫水裝備

2.4.2 高含鹽、高含硅稠油污水循環(huán)回用技術(shù)

針對稠油污水溫度高、硅鹽含量高的特點，創(chuàng)新“重核助沉—催化絮凝—高溫除鹽”技術(shù)，發(fā)明了具有凈化、除硅、除鹽協(xié)同作用的離子調(diào)整旋流反應(yīng)處理工藝，噸水處理藥劑成本僅為國外1/3。發(fā)明分段蒸發(fā)式過熱鍋爐，給水礦化度限值由國際標(biāo)準的5mg/L拓寬到2000mg/L，高溫污水實現(xiàn)直接回用，水、熱資源利用率由傳統(tǒng)75%提高到90%以上，年節(jié)能34×104t標(biāo)準煤，年節(jié)約淡水資源1000×104t以上。

2.5 超稠油高效開發(fā)創(chuàng)新技術(shù)應(yīng)用效果

超稠油高效開發(fā)創(chuàng)新技術(shù)突破了國外超稠油重力泄油技術(shù)界限，油層埋深由600m拓展至1000m，儲層變異系數(shù)由0.3～0.5提高到0.7～0.9；滲透率下限由3000mD擴展至700mD。稠油開發(fā)技術(shù)升級換代，實現(xiàn)了從跟隨到領(lǐng)跑的跨越，目前已在遼河、新疆油田全面推廣應(yīng)用，并指導(dǎo)了加拿大較差儲層的油砂開發(fā)，效果突出。遼河油田主要開展了蒸汽吞吐后直井與水平井組合的VHSD開發(fā)，2016年產(chǎn)量達到100×104t，已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5年，平均單井日產(chǎn)油30～50t，是蒸汽吞吐水平井的4.5倍。新疆油田主要應(yīng)用雙水平井SAGD開發(fā)，2017年產(chǎn)量突破100×104t，已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)4年，“十四五”末預(yù)計上產(chǎn)至 150×104t[2，9-10]。

3 超稠油高效開發(fā)技術(shù)發(fā)展方向

中國石油勘探與生產(chǎn)分公司對遼河油田杜84塊VHSD、新疆油田重32井區(qū)和重37井區(qū)雙水平井SAGD等重大開發(fā)試驗實施后評估，并對遼河油田VHSD工業(yè)化應(yīng)用、新疆油田雙水平井SAGD工業(yè)化應(yīng)用等項目進行全生命周期效益評價研究。2009—2020年期間，SAGD/VHSD的操作成本為13～20美元/bbl，完全成本為33～43.6美元/bbl。作為稠油開發(fā)中經(jīng)濟效益最好的高效開發(fā)方式，需要大力推廣SAGD/VHSD開發(fā)。

在“雙碳”目標(biāo)背景下，針對當(dāng)前稠油開發(fā)面臨的高碳排放問題，“十四五”期間，稠油開發(fā)應(yīng)貫徹“提質(zhì)、提產(chǎn)、提采、提效”和“節(jié)能、減排、綠色、低碳”的原則，壓減蒸汽吞吐、穩(wěn)定蒸汽驅(qū)、擴大SAGD/VHSD和火驅(qū)、加強稠油冷采。未來，稠油高效開發(fā)需要向低排放、低能耗方向發(fā)展，推動形成更加高效、綠色環(huán)保的稠油開發(fā)技術(shù)體系。

3.1 高黏原油原位改質(zhì)技術(shù)

高黏原油原位改質(zhì)技術(shù)，是通過在油層中引發(fā)催化改質(zhì)反應(yīng)，將重質(zhì)油不可逆地轉(zhuǎn)化為輕質(zhì)油，實現(xiàn)全產(chǎn)業(yè)鏈能量一次利用和降耗減排，相當(dāng)于“地下煉廠”，具有改變油藏類型、提升原油價值、節(jié)約煉油成本、降低CO2排放等產(chǎn)業(yè)升級特征，是改變油田開發(fā)底層規(guī)則的顛覆性技術(shù)。中國石油勘探開發(fā)研究院等單位組成“產(chǎn)學(xué)研用”團隊，攻克了地下中低溫催化改質(zhì)理論方法，突破了地下“一步法”加氫裂解技術(shù)，初步解決了中低溫引發(fā)、高效降黏、擴大波及、可控分散等“卡脖子”難題，現(xiàn)場試驗獲得重大進展。

3.2 電加熱輔助開發(fā)超稠油技術(shù)

電能作為清潔高效的二次能源，在加熱降黏方面已經(jīng)有較多的研究和應(yīng)用。具有如下優(yōu)勢：（1）利用電能直接在井底產(chǎn)生熱量加熱原油和儲層，減少熱損失；（2）加熱過程取決于加熱器功率，可以加快預(yù)熱和蒸汽腔形成的速率；（3）可靈活部署，減少注汽過程井筒吸汽不均勻、加熱不均勻的現(xiàn)象。目前國內(nèi)已開展電加熱改善 SAGD 開發(fā)效果研究，重點是改善SAGD預(yù)熱效果和生產(chǎn)井段水平井汽腔發(fā)育均勻程度，未來將著眼于電加熱代替蒸汽開發(fā)超稠油。

3.3 空氣輔助開發(fā)超稠油技術(shù)

注蒸汽和注空氣為稠油熱力采油的兩個重要能量介質(zhì)，水蒸氣攜熱能力強，在開發(fā)初期注蒸汽可使超稠油實現(xiàn)快速流動開采的目的?？諝庾鳛楦咝?、綠色、廉價的注入介質(zhì)，具有廣闊的應(yīng)用前景[11]。蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD作為超稠油開發(fā)的主體技術(shù)，注蒸汽開發(fā)過程中會在地下形成巨大蒸汽腔，中后期熱效率逐步降低，大量蒸汽攜帶的熱量會隨著產(chǎn)出液產(chǎn)出，蒸汽腔中注入空氣可大幅減少蒸汽用量，降低超稠油開發(fā)后期的碳排放。注空氣補充能量與注蒸汽技術(shù)融合應(yīng)用，將有望大幅改善超稠油后期開發(fā)效果。

3.4 DME輔助開發(fā)超稠油技術(shù)

DME（Dimethyl Ether）俗稱二甲醚，是一種既溶于油又溶于水的互溶性有機溶劑，在超稠油多孔介質(zhì)中傳質(zhì)速度快。室內(nèi)實驗表明，用低中溫DME替代蒸汽，在80℃條件下，其重力泄油產(chǎn)量與210℃蒸汽的產(chǎn)量相當(dāng)，溶劑回收率可達80%以上，凈油/溶劑比值達到2.5。該技術(shù)可顯著降低能耗，提高熱利用效率，有望用于超稠油開發(fā)。

3.5 風(fēng)、光、氫儲一體化零碳排放產(chǎn)生過熱蒸汽技術(shù)

大幅降低稠油生產(chǎn)中的碳排放，以風(fēng)能、太陽能等清潔能源替代常規(guī)的燃煤和燃氣鍋爐生產(chǎn)蒸汽，是“雙碳”背景下稠油開發(fā)的必由之路。中國石油創(chuàng)新形成了風(fēng)、光、氫儲一體化零碳排放產(chǎn)生過熱蒸汽的系統(tǒng)，主要有風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、太陽能光熱系統(tǒng)、電解水制氫系統(tǒng)、“飽和水+氫氣”儲能系統(tǒng)、燃氫換熱器釋能系統(tǒng)等，其核心包括大功率垂直軸風(fēng)力發(fā)電機、光熱和氫氣儲能3個部分（圖10）。該系統(tǒng)利用風(fēng)、光互補產(chǎn)生蒸汽，同時，利用風(fēng)能、光能產(chǎn)生的電來進行電解水制氫氣，將制取的氫氣儲存起來。一方面用于燃燒，將風(fēng)、光互補產(chǎn)生的蒸汽加熱到所需要的高干度或過熱蒸汽；另一方面，在無風(fēng)、無光時，可以燃燒氫氣，加熱水產(chǎn)生高干度蒸汽或過熱蒸汽；該系統(tǒng)產(chǎn)生的蒸汽可以取代燃煤鍋爐的蒸汽，同時，系統(tǒng)中產(chǎn)生的余量氫氣、氧氣可以售賣，獲得好的經(jīng)濟效益。該系統(tǒng)可以大幅降低稠油開發(fā)的碳排放，為熱采技術(shù)的綠色開發(fā)提供新思路。

圖10 風(fēng)、光、氫儲一體化零碳排放產(chǎn)生過熱蒸汽系統(tǒng)示意圖

4 結(jié)束語

中國石油經(jīng)過十幾年的持續(xù)攻關(guān)研究，已形成了適合于我國陸相強非均質(zhì)超稠油油藏高效開發(fā)的配套技術(shù)（SAGD/VHSD），拓展了油藏應(yīng)用范圍，突破了國外超稠油蒸汽輔助重力泄油的油藏界限，成為支撐中國石油千萬噸效益穩(wěn)產(chǎn)的主體技術(shù)之一；同時，稠油開發(fā)技術(shù)的升級換代，大幅提高了已動用稠油油藏的采收率，實現(xiàn)了從跟隨到領(lǐng)跑的跨越，提升了公司的國際競爭力?！半p碳”背景下，按照“節(jié)能、減排、綠色、低碳”原則，稠油開發(fā)持續(xù)向低排放、低能耗方向發(fā)展，需要創(chuàng)新攻關(guān)更加高效、綠色環(huán)保的稠油開發(fā)技術(shù)體系，為新時代我國能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展提供保障。