稠油开采技术与发展前景

稠油开采技术与发展前景
摘要：
稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。

目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。

关键词：
稠油，热采，油储量，蒸汽吞吐，试验。

序言
目前，制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个，一个是大多数油田已进入开发后期，老油田平均综合含水达90%以上，自然递减率达到20%，综合递减率达11%，原油产量递减加快；另一个是后备储量接替严重不足，已探明储量的丰度和品位明显下降，且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块，按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。

为稳定国内油田原油产量，除继续加大勘探力度外，借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验，探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施，提高超稠油开
发项目的经济效益，是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。

一目前世界及国内稠油的开采情况
稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。

提高采收率的方法，如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。

随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。

目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。

由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸汽注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。

我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。

目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。

其中，胜利油田采用热采、注蒸汽、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。

尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mPa•s，特稠油为10000-50000mPa•s超稠油为50000mPa•s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5MPa，注气速度为100t/d，蒸汽干度为75%，蒸汽温
度为290℃，油层深度为300m，放喷时地层温度为140℃，压力为5.5MPa，优选好合理参数，是有效开发稠油的关键。

近年来，我国第三大油田辽河油田依靠科技进步，攻克一道道稠油开采技术和工艺难关，使油田至今保持稳产状态。

专家们认为，这些稠油开采技术已居世界领先水平。

辽河油田位于渤海湾畔的辽河盆地，地跨辽宁省和内蒙古自治区13个市（地）、34个县（旗），石油总资源量34亿吨，现已探明储量19.46亿吨，年石油开采量稳定在1300万吨，仅次于大庆油田和胜利油田。

辽河油田是地质结构复杂、油藏品类丰富的复式断块油气田，稠油、高凝油藏量尤为丰富，被称为“流不动的油田”。

油田中大部分稠油、高凝油的含蜡高达50%，最高凝固点达67摄氏度，是目前世界公认的凝固点最高、开采难度最大的原油。

重油有望成为重要的战略接替资源
近20年来，全球重油工业的发展速度比常规油快，重油和沥青砂的年产量由2000万吨上升到目前的近1亿吨。

委内瑞拉是重油储量最大的国家，人们预期在不远的将来其日产重油量可达120万桶；加拿大目前的油砂日产量达50万桶；欧洲北海的重油日产量达14万桶；中国、印度尼西亚等国的重油工业近年来也发展迅猛，年产量都在1000万吨以上。

此外，还有一些国家重油储量很大，但由于油藏分布于海上，或在地面2000米以下，现在还难以大量开采利用。

比较常规油、重油和天然气这三大类烃类资源的状况，可以看到重油的前景是最好的，因为它的储量是年产出量的几千倍，而常规油的这个指标只有50倍。

目前，在全球大约10万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。

而在我国，陆上重油、沥青资源约占石油资源总量的20%以上。

油砂预计地质资源量超过60亿吨，可采资源量超过30亿吨。

油页岩地质资源量超过470亿吨，技术可采资源量超过160亿吨，可回收量超过120亿吨。

我国政府在“十一五”发展规划中，明确提出将大力开展油页岩、油砂、天然气水合物等非常规油气资源的勘探开发，增加科技投入，降低开采成本，增加我国油气资源的保障程度。

据了解，由于我国大规模的勘探评价工作处于起步阶段，关于重油勘探开发的鼓励政策尚在研究制定中，重油资源将成为我国重要的战略接替资源之一。

二国内稠油开采及常用技术及特点
我国稠油（包括沥青）储量在80×108t以上。

我国的稠油油藏具有陆相沉积的特点，油层非均质性严重，地质构造的断层多，而且油藏类型多，埋藏深。

深度大于800m 的稠油储量约占已探明储量的80%，其中约有一半油藏的埋深在1300~1700m。

根据我国现行标准，把原油比重大于0.934,粘度100mPa.s以上定为稠油（或重油）。

又依其粘度及比重大小进而划分出如下3种类型：普通稠油，特稠油，超稠油。

表1 各种现行常规开采技术的特点及缺陷：
对于稠油油藏，如果油藏条件好，采用热法开采是最佳选择。

但一半以上的稠油油藏不适合用热法开采，这种油藏油层厚度薄，或埋藏深度大或地层渗透率太低，或含油饱和度较低，这些油藏一般采用以下几种非热采方法开采：如完善水驱、聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱、非混相CO2及溶剂驱。

最近十年来，我国稠油开发以蒸汽吞吐开采技术为主，常规冷采产量所占份额很低。

目前我国稠油油田的许多区块或油藏已处于高轮次蒸汽吞吐后期，随着蒸汽吞吐周期的
增加，地层亏空加大，产量递减快，且地层存水多严重降低了热能利用，开采效益变差，已不能适应生产的要求。

国内主要稠油的采集技术及特点。

（见表1）
三稠油热采提高采收率技术
3．1蒸汽吞吐井网加密技术
从1995年开始，河南油田就开始着手加密吞吐可行性论证、蒸汽吞吐加密技术界限研究、先导试验和工业化应用。

1996-2001年间在井楼油田零区、一二区、三区共投产加密井63口中，加密井年产油量达到了井楼油田年产油量的17.4%以上，加密井最高年产油量达到了井楼油田年产油量的26.75%，大大减缓了井楼油田产量的递减幅度。

目前173口加密井累计吞吐1081周期，平均单井吞吐6.2周期，累计注汽89.0×104t，累计产油26.9×104t，综合含水76.3%，采注比1.28，油汽比0.30，取得了较好的开发效果。

五个热采加密区块覆盖地质储量241×104t，新增能力7.5×104t，增加可采储量32.5×104t，提高采收率13.5%。

胜利油田针对中深层稠油油藏热采老区采出程度低、采收率低的矛盾，加强密闭取芯井测试分析和加密技术界限研究，实现吞吐加密提高采收率。

孤岛油田中二北Ng5稠油为普通稠油油藏，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，井网由200×283m加密成141×200m。

1997年中二北Ng5完钻的加密井，初期日产油13～14t/d，同期周围老井平均日油水平9～10t/d，2002年中二北西部完钻的加密井，加密井初期效果较好，日产油水平12.3t/d左右，同期周围老井平均日产油水平6.1t/d，是其2倍左右。

目前中二北共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的递减，可增加可采储量82×104t，提高采收率8.1％。

目前胜利油田加密井网13个单元，覆盖地质储量5263×104t，新钻井196口，新增能力46×104t，增加可采储量302×104t，提高采收率5.7%。

3．2热化学吞吐技术
以提高驱油效率、泄油区压力、扩大蒸汽波及体积为目的，河南油田在国内首次研究开发了由NS、表面活性剂和碱复配而成的新型蒸汽增效剂，并在配汽站内建造了加药流程，取得了较好的应用效果。

该技术自2000年进入矿场试验，先后在井楼、古城、
新庄、杨楼油田进行现场实验。

针对不同区块、不同性质的原油进行降粘剂筛选、评价试验，通过试验将原来的单一配方扩展到目前的四种增效剂配方，完善了增效剂配方，进一步拓宽了该技术的适用范围。

截止2008年2月共实施推广202井次，核实增油3.14×104t。

3．3蒸汽驱技术
河南油田浅层稠油汽驱先导试验，为进一步提高浅层稠油油藏的采收率，在蒸汽驱可行性研究基础上，在井楼油田零区和古城油田泌浅10断块进行了蒸汽驱开发试验。

1987年9月开始井楼油田零区试验区蒸汽吞吐试验，1990年12月转入蒸汽驱阶段，截止1995年12月底，蒸汽驱试验5.1年，蒸汽驱单井注汽速度30-50t/d，蒸汽驱阶段已累积注汽13.59×104t，产油3.31×104t，综合含水83.8%，采注比1.5，油汽比0.24，采出程度23.5%，平均年采油速度4.6%。

截止目前，零区试验区“吞吐+汽驱”采出程度52.6%，平均年采油速度6.34%，油汽比0.352，综合含水73.6%，采注比1.34。

古城油田泌浅10断块小井距蒸汽驱先导试验区，有四个反九点井组，4口注汽井，26口采油井。

试验区于1989年4月投入蒸汽吞吐开采，于2000年12月转入蒸汽驱。

蒸汽驱阶段，历时2.4-3.6年，注汽压力3-6MPa，注汽速度100-150t/d，累积注汽9.2906万方，累积产油2.6336×104t，综合含水75.3%，油汽比达0.28，采出程度达15.6%，采注比1.15，预计蒸汽驱可进一步提高采收率27.5%，最终采收率达52%左右。

胜利油田孤岛中深层稠油蒸汽驱
与国外蒸汽驱筛选标准对比，胜利稠油属蒸汽驱边际油藏，开发难度大，体现在油层埋藏深(主要在900～1400m)，不能保证井底高干度注汽；边底水活跃，油藏吞吐降压易造成水淹，汽驱效果差。

到2007年底，胜利油田先后在单2先导试验区、草20Ng2、草南评价区、孤东九区西、和近期在单83、垦东53等区块进行蒸汽驱，一般比吞吐提高采收率20％左右，取得较好的开发效果。

如孤东九区西，油藏埋深1320～1400m，油层厚度11～18m，50℃原油粘度2000～5000mPa•s，水油体积比小于1.5，边底水不活跃。

1997年10月对6个200m的不规则七点法井组，38口油井，采用吞吐+间歇蒸汽驱方式，蒸汽驱储量271×104t。

实施间歇蒸汽驱后，单元平均日产油稳中有升，平均增加4t/d左右，全区产油量8年保持相
对稳产，累计增油25.8×104t，同时间歇蒸汽驱使边水推进受到抑制，含水上升速度由13.1％降为1.4%，预测采收率达到36.5%，相比吞吐开采增加20.9％。

3．4水驱普通稠油注蒸汽技术
到2007年底，胜利油田主要在孤岛渤21断块、南区等6个单元实施普通稠油水驱转吞吐，覆盖地质储量2071×104t，新钻井155口，新增产能37.8×104t，增加可采储量232×104t，提高采收率11.2%。

孤岛渤21断块原油粘度1500～3000mPa•s，地层粘度95mPa•s左右。

1996年8月在原行列式注采井排间钻新井44口，实施蒸汽吞吐试验，老采油井继续生产，注水井停注。

新井吞吐平均日产油8t/d左右，是同期常规投产新井的1.8倍，是老采油井的3倍，第一、第二周期产油量分别为2325t和1802t，油汽比分别为1.35和0.82t，蒸汽吞吐阶段单元日油水平达到了历史的最高值，水驱转吞吐取得较好效果，预测吞吐采收率31.2％，比水驱提高采收率15.5％。

四稠油油藏采收率状况分析与评价
依据中国稠油分类标准，结合中石化股份公司热采稠油油藏的实际情况，以边底水活跃程度为标准，将热采稠油可划分成活跃边底水和弱、无边底水两种油藏类型，同时依据原油粘度，每种油藏类型又进一步划分成普通稠油、特稠油和超、特超稠油三种亚类，原油粘度范围分别为80～10000mPa•s、10000～50000mPa•s和50000mPa•s以上。

目前股份公司热采稠油动用活跃边底水和弱、无边底水油藏储量相差不大，分别占46.6％和53.4％。

活跃边底水油藏以特稠油为主，开发单元21个，动用地质储量1.33×108t，占总动用地质储量的31.9％，年产油50×104t，采出程度15.2％，综合含水88.7％，标定可采储量2429×104t，采收率18.3％；弱、无边底水油藏特稠油以普通稠油为主，开发单元34个，动用地质储量1.43×108t，占总储量的34.3％，年产油185×104t，采出程度10.7％，综合含水82.3％，标定可采储量2846×104t，采收率19.9％（表2）。

总的来说，边底水越活跃，标定采收率越低，随着原油粘度增加，标定采收率下降。

表1 热采不同稠油油藏类型开采现状表
五热力采油提高采收率潜力评价
4．1稠油油藏提高采收率潜力
依据提高采收率潜力评价标准，结合股份公司各油田稠油油藏特点和目前开采现状，在油价60美元/桶和80美元/桶下，对热采的97个单元逐块进行吞吐加密、热化学吞吐和蒸汽驱潜力评价，同时对非热采的普通稠油单元逐块进行水驱转热采潜力评价。

（1）吞吐加密提高采收率潜力评价
近年来河南油田浅层稠油油藏绝大多数已经进行过加密，下步加密的潜力较小，当油价80美元/桶时，可部署加密井80口，覆盖地质储量177.8×104t，增加可采储量25.3×104t，提高采收率14.2%。

目前胜利和江汉油田稠油热采一般采用200×283m井距，吞吐井距偏大，具备较大加密潜力。

根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，可部署加密井1445口，增加可采储量1325×104t，提高采收率3.8%。

（2）热化学吞吐提高采收率潜力评价
依托成熟的热化学吞吐技术，可在河南油田浅层稠油油藏和胜利油田高含水井实施热化学吞吐。

根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，可实施2300口，增加可采
储量345×104t。

（3）蒸汽驱提高采收率潜力评价
依据蒸汽驱潜力评价标准，股份公司可实施蒸汽驱单元56个，覆盖地质储量23215×104t。

根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，增加可采储量4546×104t，提高采收率19.6%，实施蒸汽驱单元整体采收率可超过40％。

（4）水驱转热采提高采收率潜力评价
依据普通稠油水驱转热采潜力评价标准，股份公司符合条件的单元有38个，可覆盖地质储量16595×104t，当油价80美元/桶时，需新钻热采井1215口，增加可采储量3548×104t，提高采收率21.4%。

综上所述，在80美元/桶条件下，中石化通过稠油热采可新增可采储量9789×104t，提高采收率16.8%（表3）。

表3 中石化稠油热采潜力汇总表
注：①上表不含水平井和攻关技术潜力；②汽驱单元含加密井网提高采收率部分。

4．2稠油油藏提高采收率潜力结果分析
（1）稠油油藏提高采收率潜力分析
稠油油藏动用地质储量92501×104t，目前采收率22.0%。

通过潜力评价结果表明，还有进一步提高采收率的潜力：一是通过水驱调整增加可采储量967×104t，二是通过热力采油增加可采储量9789×104t，三是通过化学驱增加可采储量1011×104t。

稠油油藏总计增加可采储量11767×104t，提高采收率12.72%。

从分阶段看，到“十二五”增加可采储量7106×104t，提高采收率7.7%；“十二五”后增加可采储量4661×104t，提高采收率5.0%（表4）。

表4稠油油藏提高采收率潜力汇总表
（2）分技术成熟度评价结果分析
按热力驱油技术成熟度，将提高采收率技术潜力分为三类，即近期潜力、中期潜力和远景潜力。

近期潜力为推广成熟技术潜力，包括热力采油中吞吐加密和热化学吞吐技术（见表5）。

中期潜力为已经开展先导试验攻关或进一步完善配套技术，有望在10～15年内实现大幅度提高采收率技术的潜力，包括热力采油中蒸汽驱技术。

远景潜力为准备开展的大幅度提高采收率攻关，在15年以后有望实现的潜力，包括热力采油中低效水驱转热采技术。

表5稠油油藏提高采收率技术成熟度潜力表
六稠油油藏提高采收率建议
1）开展热化学驱基础理论研究
热化学驱提高采收率，其理论内涵是在蒸汽驱降粘驱替的基础上，利用化学复合体系降低油水界面张力、减少亲油油层的毛细管阻力，提高蒸汽或热水的驱油效率并降低粘度；高温防窜体系可抑制蒸汽的窜流，降低蒸汽流度、提高蒸汽的波及体积。

在此理论指导下，可形成蒸汽/泡沫复合驱油技术、蒸汽/驱油剂复合驱油技术、蒸汽/薄膜扩散剂复合驱油技术、热/聚合物复合驱油等技术。

2）加大关键技术攻关，形成开发技术系列
加大关键技术攻关，如氮气泡沫辅助蒸汽驱技术，水驱后普通稠油油藏转蒸汽驱提高采收率技术，水平井蒸汽驱技术，中深层热化学吞吐技术，浅层稠油蒸汽驱技术，超稠油蒸汽驱技术，形成开发技术系列。

3）分阶段、分层次开展先导试验
“十一五”末开展先导试验：氮气泡沫辅助蒸汽驱先导试验，水驱普通稠油转蒸汽驱先导试验，水平井蒸汽驱先导试验，浅层稠油蒸汽驱先导试验，蒸汽后热化学驱提高采收率先导试验。

“十二五”期间开展先导试验：SAGD先导试验，水淹稠油油藏热化学辅助蒸汽驱提高采收率先导试验，敏感性稠油油藏蒸汽驱先导试验，中低渗稠油油藏蒸汽驱先导试验，薄层稠油蒸汽驱先导试验。

“十二五”之后开展：常规油藏化学驱后蒸汽驱提高采收率先导试验，热采辅助化学先导试验，催化裂解先导试验。

参考文献
1 唐瑞江.稠油采油工艺的探索试验及应用研究.油气采收率技术，p∶26～32
2 孙淑荣等.高效稠油降粘剂应用研究.化工时刊，p∶34～35
3 石油工业出版社，油气田开发， p：198～200
4 中国石油人论坛及其他网上资料。