9月15日，中國海洋石油集團有限公司披露消息稱，中國海上首座大型稠油熱采開發(fā)平臺——旅大21-2平臺日前在渤海順利投產(chǎn)，此舉填補了中國海上油田稠油規(guī)?；療岵傻募夹g空白，標志著中國油氣行業(yè)在開發(fā)開采海上稠油和特稠油進程中邁出了關鍵一步。

數(shù)據(jù)顯示，渤海油田在數(shù)十億噸的石油地質(zhì)探明儲量中，有一半以上都是稠油，但每年超3000萬噸的油氣年產(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、凝點高，流動性差且容易凝固。本次投產(chǎn)的旅大21-2平臺主體熱采區(qū)域稠油地層粘度均值接近3000毫帕/秒，開采出的稠油猶如“黑泥”一般厚硬，只能通過加熱才能“化”解。

中國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，對采油技術、流程處理、海管外輸?shù)榷继岢隽藰O高的要求，被公認為世界級開采難題，而在海上隔著一層海水開采稠油更是難上加難。

張春生表示，為了實現(xiàn)海上稠油規(guī)?；療岵傻募夹g突破，中國海油先后在南堡35-2油田，旅大27-2油田等先導試驗區(qū)實施試驗性稠油熱采作業(yè)，在充分吸收陸地熱采油田經(jīng)驗的基礎上，著力解決海上平臺空間狹小、淡水資源匱乏等一系列難題，穩(wěn)步推進相關研究和技術攻關，積累經(jīng)驗，積蓄力量。

在先導試驗區(qū)的基礎上，旅大21-2平臺成為中國首座采用稠油熱采整體開發(fā)方案的海上平臺，彌補了先導試驗區(qū)“先上冷采再上熱采”所帶來空間上的“先天不足”，該平臺從建造起就全部應用熱采工藝技術，擁有專門用于開采稠油的規(guī)?；療岵杉裳b置，平臺部署井和配套工程設施可全部進行熱采生產(chǎn)。

渤海石油研究院采油工藝專家劉義剛表示，旅大21-2稠油熱采平臺的順利投產(chǎn)，是中國海油多年稠油開采技術成果的集中展現(xiàn)。通過一系列技術摸索和以熱采先導試驗區(qū)為載體開展的稠油熱采開發(fā)技術攻關研究，渤海油田逐步建立起海上稠油關鍵工藝研究、開發(fā)方案設計和開發(fā)效果評價技術在內(nèi)的油田開發(fā)全過程技術體系。

稠油不愁

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（HeavyOil），只不過它將油砂包含在內(nèi)。

API重度（AmericanPetroleumInstituteGravity）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)（ExtraHeavy）4類。

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。

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。

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％）、ColdLake（12％）和PeaceRiver（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、KernRiver、Coalinga和SouthBelridge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（SurfaceMining）

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)境造成不可逆轉的破壞。

2．注入降黏劑（InjectionViscosityReducingAgent）

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（CyclicSteamStimulation，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（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，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。

5．火燒油層法（InSituCombustion）

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⒎聪蛉紵吐?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。

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（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。

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（ToetoHeelAirInjection，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（ColdHeavyOilProductionwithSand，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。

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”。

文章來源： 中新社，ECF國際頁巖氣論壇