加快稠油資源勘探開發的思考與建議

■毛成棟/張成龍

（1.中國國土資源經濟研究院，北京 101149；2.中國地質大學（北京），北京 100083）

2012年國土資源部下發了《找礦突破戰略行動綱要》，在綱要中明確指出油氣資源調查的基本任務，“引導油氣企業加強新區、新領域油氣勘探開發，形成新的接續區，增強我國油氣資源可持續供給能力。”稠油資源雖說是在新疆、遼河等油田很早就被發現并開采利用，但由于受石油公司的重視不夠，再加上開采成本相對常規油氣而言較高，導致產量一直未達到預期效果，這就要求我們進一步加大對稠油的勘探開發力度。從這一點上來講，稠油也可算是油氣資源的新領域。因此，有必要對稠油資源勘探開發現狀及經濟評價體系進行系統地梳理和歸納，為加快油氣開發的重大突破提供參考。

1 我國稠油的發展現狀

1.1 稠油的定義

稠油是一種外觀上比較粘稠的石油。一般定義為在原始地層、油層溫度條件下，原油粘度大于50mPa·s或地面脫氣原油粘度大于100mPa·s的原油。由于稠油主要受瀝青質量影響，粘度高, 密度大，國外一般都稱之為“重油”，而我們習慣稱之為稠油（見表1）。對稠油劃分采取合適的分類標準，不僅關系到稠油油藏類型的合理劃分以及資源量的準確評價，也關系到油藏在后續開發過程中選擇適宜的開采方式。

由于我國稠油油藏非均質嚴重，地質構造復雜，在稠油粘度、相對密度以及稀有金屬含量上與國外稠油有一定的區別，采取國際分類標準對我國稠油油藏進行劃分并不完全合適，因此采取國內獨特的分類標準，將我國稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油三類（詳見表2）。

1.2 我國稠油資源豐富

我國在許多大油田都曾發現過稠油油藏，這些稠油油藏既有碎屑巖油藏，也有少量碳酸鹽巖油藏。在發現的稠油油藏中，絕大多數分布在新疆油田克拉瑪依的六東區、九區和紅山嘴油田，遼河油田的曙光一區、高升油田和歡喜嶺稠油區，勝利油田的單家寺油田、勝坨三區、草橋油田、孤島油田等。另外，在大慶油田、大港油田、吉林油田、四川油田、河南油田以及江漢油田等也有發現稠油油藏的記錄，最近在吐哈油田、塔里木油田發現了深層稠油資源，由此可見稠油潛力巨大。據初步統計，陸上稠油、瀝青資源約占石油資源總量的20%以上，在2005年底全國稠油資源量為198.7×108t，探明的稠油地質儲量約為20.6×108t。至今我國已建成遼河、新疆、勝利、河南4個稠油生產基地，稠油油藏中開采的原油產量達到了總產量的7%，這已成為我國原油開采生產重要的組成部分。

表1 聯合國培訓研究署（UNITAR）推薦的分類標準

表2 中國稠油分類標準

1.3 稠油勘探技術

首先，由于稠油及稠油儲層自身特點和常規石油不同，導致稠油油藏一般聚集在盆底的邊緣，分布位置相對較淺；其次在地震波和自然伽馬測井上有較特殊的反映，在識別上相對容易些，但在勘探手法上稠油和常規油氣藏基本上是沒有區別的，是以測井、地震方法為主要手段，輔之以遙感、測繪、地球化學技術。具體方法是對評價優選的勘探圈閉目標開展二維或三維地震攻關, 根據攻關獲得的地震資料, 確定構造模型；然后以地震攻關確定的構造模型為基礎,控制構造范圍；同時對獲得的地震資料進行疊前深度偏移處理, 進一步落實構造精確形態, 確定鉆探準確井位；若鉆探發現油氣顯示, 則部署精度更高的二維或三維地震, 落實評價井位, 最終通過評價井鉆探, 控制儲量規模。

1.4 稠油開發技術

稠油開發比常規油氣難，這是由于稠油油藏具有埋藏淺, 粘度大, 膠結疏松, 樣品易散，即“淺、稠、松、散”等特點，從而導致開發難度高于輕油。稠油現今開發技術方法有很多種，有冷采法、熱采法、化學方法等，由于稠油具有熱特性，熱力開采稠油在降低稠油粘度，改變其在地層中的流動性方面有著顯著作用，因此熱采技術是目前開采稠油、尤其是特稠油最為有效并且技術最為成熟的方法，大體上來說，熱力技術應用并形成工業產能的大體有四種。

(1)蒸汽吞吐技術。目前，蒸汽吞吐是稠油開采的主要方式，2010年中石油公司蒸汽吞吐技術開采的稠油資源量占到稠油總產量的74%以上。蒸汽吞吐的主要機理是向一口生產井短期內注入一定量的蒸汽，然后關井數天，使其在近井地帶熱量擴散，這樣促使原油加熱，使其粘度降低，蒸汽增大生產壓差，蒸汽膨脹起到驅替作用，當開采進行到一定階段，生產壓力下降時, 則可以為蒸汽的閃蒸以及地層束縛水提供一定的氣體驅動力。蒸汽吞吐適用井距小、井間連通性差的油藏，不適用于重力超覆作用引發高滲透帶竄流的油藏。

(2)蒸汽驅技術。在實施蒸汽吞吐技術之后，運用蒸汽驅技術進一步提高采收率, 并在一定程度上取得了良好開采效果的有效方法，同時也是當今工業大規模應用的熱力開采技術。蒸汽驅的主要機理是從井網中持續注入蒸汽，通過加熱降低稠油粘度，提高原油流度，從而驅替原油的方法。蒸汽大多情況下由水蒸汽組成, 同時也伴隨含有烴蒸汽與CO2，烴汽遇熱后與蒸汽一起凝結, 同時驅替稀釋位于前緣的原油, 從而留下少量但較重的殘余油。國內采用蒸汽驅開采的油藏有遼河、勝利油田，多采用加密井距的方法，國外目前采用蒸汽驅工業開發的稠油油田主要有2個，分別為印度尼西亞的杜里油田和美國的克恩河油田。

(3)火驅技術。火驅采油技術也叫火燒油層, 其機理是向井下注入助燃劑，如空氣、氧氣或富氧氣體等, 依靠氣體自燃或利用各種點火裝置助其點火燃燒, 使助燃劑與油層中的有機質(原油或甲烷氣體)發生反應, 產生移動前緣，降低稠油粘度，并借助生成的熱量達到對未燃燒的稠油驅替采油的目的。根據在燃燒過程后期是否注入水又可分為干式火驅和濕式火驅。由于火驅技術本身具有極端的復雜性和不可預估性，工作過程難以實施有效控制，同時又對現場安全操作有著很嚴格的要求，現在處在工業性實驗階段。目前只有加拿大的狼湖 (Wolf Lake) 油田為大規模工業化的先蒸汽吞吐后火驅開采試驗區。國內只有中石油公司安排過稠油火驅試驗，試驗區分別位于新疆紅淺的已停產稠油油藏、新疆風城稠油新區、遼河曙一區蒸汽吞吐后稠油油藏，并取得了較好的稠油開發效果。

(4)蒸汽輔助重力泄油技術(SAGD)。SAGD技術最早是在1994年由Butler等人提出來的，是利用蒸汽、浮力以及水平井等裝置對稠油開采的特殊形式。其基本機理完全利益于重力作用，是在接近油柱底部的油水界面以上注入蒸汽干氣，當蒸汽通過一系列水平井上方時，由于重力的作用，干氣聚集在水平井上方形成蒸汽室。在蒸汽注入上升過程中，通過多孔介質與冷油接觸，并逐漸降溫冷凝液化, 凝析水帶動被加熱的原油在重力驅替下泄向油層下方，由水平井產出，形成工業產流。SAGD適用高粘度的稠油開采，不適用于滲透率低、邊底水活躍的稠油藏。

2 稠油的經濟評價

稠油因鉆井及開采成本大于輕質油，且市場價格低于輕油，使得在同等單井產量的條件下，稠油經濟效益低于輕油。

2.1 勝利油田稠油經濟評價對比分析

以勝利油田2007年稠油油藏經濟評價為例，在當時的技術水平以及政策條件下，計算出合理的技術范圍：①油藏埋深≤1500m；②原油粘度≤30000mPa·s；③油層厚度≥3m；④水平井段垂向位置距油層頂2/3處；⑤水平井段長度為200-250m。由此得出不同埋深和油價的經濟政策界限。

如果油藏埋深為1500m, 當油價1697.5元/t時,經濟極限采油量為8634t, 經濟極限初產10.3t/d； 當油價為1940元/t時, 經濟極限采油量為7548t, 經濟極限初產9.0t/d。

為了將稠油油藏開發成本與常規油藏進行對比，常規油藏采取了2004-2008年期間某油田有關經濟開采數據。截止到2008年底，該油公司共有46個油氣田，排除處于停產狀態的油田數據，共獲得158個數據研究樣本。（詳見表3）

從表3可以看出，各個油氣田的常規油氣生產成本相差較大，成本最低的僅為276.12元/噸，最高的為2980.60元/噸，平均為1180.38元/噸。換算成稠油計算時的油價1697.5 元/t和1940元/t，經濟極限初產都沒達到1.0t/d，遠遠小于稠油的經濟極限，遠比稠油開采的經濟效益好。

表3 某油田分公司各油田的產量及經濟評價表

2.2 新疆油田稠油經濟評價對比

以新疆克拉瑪依油田2008年稠油油藏經濟評價為例，當時稠油的開采方法為蒸汽吞吐技術，研究是采取現金流計算成本費本公式，由此并推導出經濟極限油汽比公式（當投入和產出達到盈虧平衡點時，油氣比即經濟極限油汽比）。

成本費用可分解為注汽費用、折舊費和操作成本費用, 即:

式中：Cs——注汽費用(注汽成本費用)（元）；

Ps ——注汽成本（元/ t）；

Qs ——注汽量（t）；

Cd ——折舊費（元）；

Pd ——折舊(元/ t)；

Qo ——產油量(t)；

Ce ——操作成本費用(元)；

Pe ——操作成本(元/ t)。

在蒸汽吞吐階段, 單井的周期經濟平衡判斷表達式為:

式中：Qo——產油量(t)；

I—— 原油商品率(f)；

P —— 油價(不含增值稅)(元/ t)；

r —— 綜合稅率(f)。

根據上式推導得出:

所以吞吐周期極限油汽比為:

在原油商品率I為97.1%, 稅率r為2.72%, 操作成本Pe為650元/t，注汽成本Ps為65元/t，油價1957元/t，折舊Pd為600元/ t時,吞吐周期極限油氣比為0.11（見表4）。

表4 不同埋深、不同開采方式的經濟極限油氣比計算結果

同樣為了對比稠油成本與常規油藏的差別，研究采用了中石油、中石化兩大石油公司2003－2007年的油氣完全成本指標數據。成本指標是度量石油公司獲得油氣發現和實現公司價值能力的重要尺度，同時也是石油公司在市場上競爭能力和競爭水平的客觀反映。在此，我們簡單把石油公司的成本指標分為兩部分，一部分為單位勘探費用成本，另一部分為單位油氣供應成本。（詳見表5）

表5 2003－2007年中國石油和中國石化的單位油氣完全成本

以2007年為例，國際油價在70-90美元/桶波動，而中石油完全成本為17.38美元/桶，中石化完全成本為28.00美元/桶，兩大石油公司完全成本最低僅占石油收入的19.3%，最高才到40%，由于兩大石油公司中稠油在整個石油產量中所占比例過小，不到15%，因而把石油公司的油氣默認為常規油氣。而新疆油田隸屬于中石油，其稠油的經濟評價還未計算其油氣供應成本，只是對比單位勘探費成本，稠油的經濟效益遠遠小于常規油氣。

3 可資借鑒的國外相關政策和做法

目前國外大多數國家并沒有出臺過針對稠油的政策，但加拿大政府出臺過針對油砂開采的補貼政策，俄羅斯也為保持重油開采而下調過稅率。這些都對我國的稠油開采有很好的借鑒意義。

為了進行招商引資和促進油砂資源開采, 加拿大艾伯塔省政府制定了一系列激勵油砂開采的投資政策, 其中政策核心條款是：在油砂開發前期, 投資者向政府交納只有年總收入1%的礦區使用費；在投產的成本回收期, 也只需向政府交納同樣數額的礦區使用費；而到了投資回收后的利潤期, 政府則要開始與投資者一起分享利潤, 這時礦區使用費交納標準則高于年總收入的1%, 或者為凈收入的25%，同時規定投資者有權銷售所生產的石油產品。油砂礦區使用費的收取標準遠小于國際常規石油開采收費標準，分配利益比例也大大優于產量分成合同的利益分配比例。同時, 政府還專門為投資者設立了一個高效服務窗口,大大節省了審核時間；另外，政府對業己在礦區獲利的投資者, 若欲再申請使用新礦區, 還可享受所有的優惠政策。通過實施上述政策后，落戶艾伯塔省從事油砂開采業的國際石油公司絡繹不絕，紛至沓來。

在俄羅斯，當2005年石油產量銳減時，石油專家別爾奇科就提出，國家應該下調重油開采的稅率，從而保持重油的工業開采，以保證整個俄羅斯石油產量不至于發生比較大的波動。

4 加快稠油發展的建議

4.1 加快優惠政策落地

為了加快稠油開采，國家應借鑒加拿大的相關政策，出臺一系列優惠扶持政策, 鼓勵稠油勘查、開發投入。要在稅費政策方面制定相應的扶持政策, 探索和引導社會資金進入稠油勘查、開發利用的途徑。支持發電并網,提供低息貸款。

4.2 加大技術攻關力度

稠油難采，一方面，因為“稠”的特點，稠油在地層中的流動性差，雖然蒸汽吞吐開采方式初期可以有效的開采稠油，但到蒸汽高輪次階段，由于油氣比低, 壓力水平普遍較低, 又加上井網加密潛力小，蒸汽吞吐開采則效果就不是這么明顯了；另一方面, 由于稠油油藏的地質條件復雜,尤其是對于薄層稠油開發以及埋深超過2000米的深層稠油來說，技術方面的短板則更加突出。因此加大技術攻關力度，提高稠油開采率，對蒸汽吞吐后經濟的接替技術、薄層稠油油藏開發技術、層內分段壓裂技術等進行重點突破。

4.3 試點對稠油礦權區進行出租

我國絕大多數油氣礦業權被三大石油公司和陜西延長石油公司所壟斷。《礦產資源法》在取消“礦業權不得買賣、出租，不得用作抵押”的同時，又規定了“買賣、出租或者以其他形式轉讓礦產資源的，沒收違法所得，處以罰款”。這里體現一個重大的價值觀念變化：“礦產資源”所有權中分離出了使用權能，法律禁止變相的、實質性地對國家享有所有權的礦產資源的非法處置，但作為他物權的財產性權利，采礦權，允許合法地出租、抵押。因此在市場經濟條件下，為了實現資源配置的效率和利益最大化，可以鼓勵石油公司試點對戰略候選區探采礦權進行出租，委托地勘單位進行稠油勘探開發，通過油氣資源礦權管理委員會對資源價值評估，所獲收益按一定比例在石油公司和地勘單位之間進行分配。

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