稠油開采現狀與相關技術研究

曲文瀚

（中國石油遼河油田公司特種油開發公司，遼寧 盤錦 124010）

1 稠油生產特點

稠油是石油烴類能源中的重要組成部分，稠油流動性能很差，可流動溫度在80℃左右。長效壓力計測試資料中得出，當油層溫度低于80℃，油井產量迅速下降到零。原油在地層條件下不流動，因此在開發、輸油、貯運和外銷的每個環節都必須全程伴熱。其特點如下：

（1）稠油中的膠質與瀝青含量高，輕質餾分很少。而且隨著膠質和瀝青質含量增高稠油的相對密度和粘度也相應增加。

（2）稠油的粘度對于溫度特別敏感，隨著溫度的增加，粘度急劇下降。且原油粘度越大，這種變化越明顯。

（3）稠油中硫、氧、氮等雜原子較多。

（4）稠油中石蠟含量一般較低，但也有極少數油田是“雙高油田”，即瀝青質含量高、石蠟含量也高，表征為高粘度高凝點原油。

因此，稠油它的蒸汽吞吐開發具有與普通稠油不同的三大特點：（一）能量消耗大(需要大電機、大電熱裝置、大注汽鍋爐)；（二）生產環節多，生產過程中出現的問題多，作業頻率高，如：分層注汽、沖砂、防砂、檢泵、大修、側鉆等；（三）操作成本高，其中：熱采費占30%；作業費占26%；動力費占12.5%；油水處理費占14.1%，四項合計占操作成本的82.6%。與普通稠油相比，熱采費噸油增加73.9元/t，作業費增加76.0元/t，動力費增加40.8元/t，油水處理費增加30.2元/t，四項合計，每噸原油操作成本比普通稠油高出220.9元/t。

2 稠油獨特的開采規律

2.1 周期間產量變化規律。可劃分為三個階段：上升階段（1～3輪），周期產量呈逐漸上升趨勢，產量上升率平均為22%；高峰階段（4～6輪），周期產量穩定在1070t左右；緩慢遞減階段（7輪以后），7輪以后便進入高輪次吞吐階段，周期產量逐漸下降，平均周期遞減率為10%。超稠油的這種產量變化規律，是由超稠油的熱敏效應決定的，同時也受加熱半徑、井底周圍含油飽和度的制約。

2.2 周期內日產油變化規律。劃分為兩種開發模式：一是周期生產早期（1～3周期），平均日產油量由零很塊上升到23t／d左右，產量日遞增平均為1.5t／d左右，油井保持相對高產一段時間，稱之謂峰值期，一般為20t/d左右，峰值期過后，除了第一周期由于熱能的影響，遞減較快外，二、三周期均緩慢遞減，直至周期結束。二是第四周期以后，日產油上升階段逐漸變緩，產量高峰值逐漸降低、滯后，甚至峰值產量消失，緩慢進入遞減期。這兩種開發模式，生產60d以后，單井周期內產量變化規律驅于一致。

2.3 采注比、回采水率、油汽比變化趨勢

蒸汽吞吐是一個降壓開采的過程，采出液量大于注入蒸汽量才能保證下一輪注汽質量。采注比的大小與注汽干度密切相關，同時中周期以后采注比下降快也反映地層能量降低過快，周期遞減過大，因此采注與周期吞吐效果有直接影響，控制合理的采注比對于穩定區塊產量起到重要作用。超稠油的這種變化規律與其特殊的原油性質、儲層條件、舉升工藝有著直接關系。

3 稠油開采現狀

我國上世紀80年代就著眼對稠油的研究和開發，按稠油油藏的特點，其開采方式也各有所異，但總是沿著降黏和使分子變小、變輕的方向發展努力著。目前，提高采收率最成功的開采方法分兩大類：一是注入流體熱采或驅替型方法，如熱水驅、蒸氣吞吐、蒸氣驅、火驅等；另一類是增產型開采方式，包括水平井、復合分支井、水力壓裂、電加熱、化學降黏等，這兩類技術的結合使用，已成為當今稠油開發的主要手段。其中，勝利油田采用熱采、注蒸氣、電加溫、化學降黏（注聚合物驅）等技術；遼河油田的中深層熱采稠油技術；大港油田的化學輔助吞吐技術；新疆油田的淺層稠油面積驅技術；河南油田的稠油熱采技術等，均處于國內領先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油為 10000Mpa.s，特稠油為 10000-50000Mpa.s，超稠油為50000Mpa.s以上），熱采需要的參數很大，需要注氣壓力7.5Mpa，注氣速度為100t/d，蒸氣干度為75%，蒸氣溫度為290℃，油層深度為300m，放噴時地層溫度為140℃，壓力為5.5Mpa，優選好合理參數，是有效開發稠油的關鍵。人們為了節能降耗，特研制成功一種將飽和的尿素溶液注入被蒸氣加熱的地層，使尿素在高溫下，分解成氨和CO2，對地層進行注蒸氣、堿和CO2驅的綜合處理方法，已在俄羅斯的部分稠油油藏試驗結果表明，該方法是高效的，有廣泛的適用性和良好的發展前景。

4 稠油開采技術問題

我國目前高度重視稠油開采中的有關世界性技術難題。國家“973”計劃將“重油高效轉化與優化利用的基礎研究”列入其中，以加快解決稠油高效轉化與優化利用這一世界性科技難題。熱采技術的發展前景。某些蒸汽吞吐開采油藏將陸續轉入蒸汽驅或熱水驅，還有某些新油藏將投入開發。稠油產量將繼續穩定增長。稠油到達井口的溫度可達140℃左右，稠油在此高溫下粘度已很低，可以以自噴或人工舉升方式開采稠油。而深層稠油則不可能采用此方法，一方面，隔熱管是雙層管（Φ27 in×Φ41 in），對于常用修井機負荷太重，重要的是隔熱管大于3000m的沿程熱損失太大，注入蒸汽到達井底，蒸汽干度幾乎為零，甚至已成為熱水，熱水的熱焓大大低于蒸汽，用熱水加溫油層已經沒有什么作用，甚至熱水溫度還可能低于地層溫度，那就更不起作用了。至于使用電熱桿或加熱電纜的方法加熱中深井稠油，可能有一定效果，但加熱深層稠油或超稠油，則因為電熱桿或加熱電纜長度太長，電壓降很大，加熱功率太小，轉換成熱能升溫有限，不足以使稠油粘度大幅度下降，也就無法將稠油開采出來。如果為了提高功率將電壓升高，又會引出其他問題，如絕緣材料、耐溫問題及井口安全問題；或將電纜截面積加大，減小電壓降，也會引發其他問題，這樣電纜外徑加大，油套管環形空間太小又不能下入，同時電熱桿或加熱電纜功率已經很大（達到130kW），相當于深抽抽油機電機功率的兩倍左右，運行費用太高，大大地提高了原油成本。因此說，對淺井、中深井稠油開采行之有效或有一定效果的方法，對深層稠油開采就不一定可行。因為深度增加，許多技術條件都不適應了，因而不能搬用淺井、中深井的辦法。開采稠油的核心是降低原油粘度，而且要大幅度降低原油粘度，由幾萬毫帕秒降至幾百毫帕秒。電熱等其他方法都達不到這個要求，就要開辟新途徑、新方法去開采深層稠油。

[1]包木太，范曉寧，曹秋芳，馬愛青，郭省學.稠油降黏開采技術研究進展[J].油田化學，2006（03）.

[2]陽鑫軍，稠油開采技術[J].海洋石油，2003（02）.