稠油开采技术现状与发展方向初步探讨

孟鑫

摘 要：研究结果表明，蒸汽吞吐仍然是中国稠油开采的主要方式，但大部分油田已经进入到蒸汽吞吐开采的末期，开采效率低，目前成熟接替技术（蒸汽驱、SAGD和火烧油层）的适用油藏范围有限，急需研发新的接替技术;中深层稠油开发技术系列较为成熟，但针对深层、超深层和复杂类型（如裂缝/溶洞性）稠油油藏的提高采收率技术尚不成熟，加强井下产生蒸汽、溶剂辅助、原位改质和气化等前沿技术的研究更具现实意义和应用前景。

关键词：稠油开采技术;现状;发展方向

1稠油资源、特点和开采规模

国际上通常将油藏温度下原油黏度超过100mPa·s、密度超过934kg/m3的原油归类为稠油，而黏度超过10000mPa·s、密度超过934kg/m3的原油称为沥青。在加拿大，将油藏温度下原油黏度超过10000mPa·s的原油也称为油砂。目前，世界发现的原油资源量约为1.4×1012～2.0×1012t，其中，超过2/3为稠油和沥青。稠油资源比较丰富的国家包括委内瑞拉、加拿大、苏联、墨西哥、美国、中国和巴西等，其中，委内瑞拉和加拿大的稠油储量占世界稠油总量的40%以上。目前，世界稠油和沥青年产量超过3.0×108t/a，加拿大是目前稠油产量最高的国家，年产油约为1.2×108t/a，其次分别为委内瑞拉、墨西哥、美国、中国和印度尼西亚等。由于稠油的开采成本相对较高，总体储量动用程度较低，可采储量受国际油价和开采技术影响较大。

中国稠油资源量超过200×108t，分布于12个沉积盆地的70多个油田，目前，投入商业开发的石油地质储量约为14×108t。陆上稠油油藏多数为中新生代的陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。稠油油藏类型多，地质条件复杂，以多层互层状组合为主，约有1/3的储量为厚层块状油藏。储集层以碎屑岩为主，具有高孔、高渗和胶结疏松的特征。储集层一般埋深小于2000m，其中，埋深大于800m的稠油储量约占已探明储量的80%，约有50%油藏的埋深为1300～1700m。近年来，在吐哈盆地发现的稠油油藏埋深达2700～3200m，而在塔里木油田发现了埋深达5000～7000m的超稠油油藏。

2商业化开采技术应用

2.1蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐是目前应用范围最广的稠油开采方式，在加拿大冷湖地区，由CNRL和ImperialOil操作的2個相邻的商业化蒸汽吞吐开采油田，是目前世界上生产规模最大的蒸汽吞吐油田。2个油田的生产井总数超过4500口，年产量超过1400×104t/a，油汽比为0.25～0.40，平均油汽比约为0.29。2个油田主要以长水平井和定向井开采为主，并以超过地层破裂压力注汽的方式，成功开采了Clearwater地层油藏温度下原油黏度约100000mPa·s的稠油油藏。这2个油田20世纪80年代中期实施蒸汽吞吐开采以来，已经进入蒸汽吞吐后期，预计蒸汽吞吐采收率可达20%～30%。为提高该油田的最终采收率，通过大量的室内研究和现场试验，提出了在蒸汽中加轻质油的技术———LASER（LiquidAdditiontoSteamforEnhancingRecovery）和小井距蒸汽吞吐技术。LASER技术在现场应用已经扩展到超过250个井组，现场动态证明，在蒸汽中加入5%～6%体积浓度的轻质油，预计提高产油量和油汽比20%～40%，提高采收率10%以上。

2.2蒸汽驱技术

相对于采用单井实现注采的蒸汽吞吐技术，蒸汽驱技术是一种采用完整注采井网的驱替技术，具有采收率高的特点。世界上主要的商业化蒸汽驱项目主要集中在印度尼西亚的Duri油田、美国加州的SanJoaquinValley油田、委内瑞拉的Orinoco重油带等。加拿大的Lloydminster地区也有几个较小的蒸汽驱项目，包括目前还在运行的PikesPeak和Tangleflags油田。其中，位于美国SanJoaquinValley油田的KernRiver项目为生产历史最长的蒸汽驱项目，始于20世纪60年代，80至90年代的高峰产油量超过16000m3/d，截至2007年，蒸汽驱累计生产稠油达到3.2×108m3。另一个累计生产稠油超过3.2×108m3的热采油田为印度尼西亚的Duri油田，为世界上最大的蒸汽驱项目，目前生产井为6300口，1250个反七点井组，总面积达5km2，日产油为11600m3/d。该项目在20世纪90年代中期的产油量高达47700m3/d，油汽比约为0.25。埋藏浅、压力低、原油黏度低是该蒸汽驱油田的主要特点，这也是国外成功蒸汽驱的共同特点。

2.3SAGD技术

Butler在20世纪70年代末提出的蒸汽辅助重力泄油技术，经过20多年的室内研究和现场先导试验后，于90年代末期开始正式进入商业化推广。目前已经成为开发稠油，特别是开发浅层超稠油最有效的技术。加拿大是目前世界上应用SAGD开采规模最大的国家，年产油量超过6000×104t/a。中国在20世纪90年代末开展SAGD技术现场试验，商业化应用SAGD技术开始于2008年以后。虽然起步较晚，但开采规模上升速度快，目前年产油量超过200×104t/a。SAGD技术在俄罗斯和委内瑞拉的稠油油藏也开展了油田试验和工业化推广。

2.4火烧油层技术

火烧油层又称为火驱，通过向油层连续注入空气或氧气，与地层原油发生氧化反应产生热量，并将加热原油驱替至生产井。燃烧带温度可以达到300～600℃，在该温度下，原油裂解，产生的轻质组分从生产井采出，而剩余的焦炭部分作为燃料，维持油层稳定的燃烧过程。相对于地面注蒸汽过程，由于火驱开采是在地层中产生热量，因而热效率高。世界开展火烧油层的现场应用规模在20世纪80至90年代达到高峰，1992年高峰期的火烧油层产量达到5100m3/d，而2004年下降到2400m3/d。国外火烧油层项目越来越少，目前仅有4个商业化运营项目，包括罗马尼亚的SuplacudeBarcau、印度的Balol和Santhal以及美国的Bellevue项目。其中，罗马尼亚的SuplacudeBarcau火驱项目是目前世界上运行时间最长的项目，接近60a。4个火驱项目具有含油饱和度高（大于70%）、原油黏度低（小于2000mPa·s）的特点。

结束语

中国稠油资源丰富，在目前的技术和经济条件下，投入开发的稠油储量较低。蒸汽吞吐仍然是中国稠油的最主要开采方式，SAGD技术在浅层和中深层超稠油油藏中的应用规模上升较快。SAGD、蒸汽驱和火烧油层技术作为蒸汽吞吐后期提高采收率的接替技术已实现工业化推广应用，但在目前的技术和经济条件下，能实现成熟开采技术接替的蒸汽吞吐后油藏范围较小，急需研发新的接替技术。

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