尋找失蹤的“油桶”

尋找失蹤的“油桶”

——我國低滲透油藏63.2億噸，尚有50%未動用。而已動用的低滲透資源，由于技術水平制約，平均采收率僅為21.4%。如果能提高1個百分點的采收率，就相當于發現一個地質儲量高達6.4億噸的大油田。

提高油氣采收率（EOR）工藝是石油業永恒的主題。從利用天然能量自噴生產開始，世界石油業經過100多年的發展，目前已形成化學驅、氣驅、熱采三大三次采油技術系列，同時，微生物驅提高采收率也取得一定進展。

化學驅是我國目前發展最為完善的主體三次采油技術，主要包括聚合物驅、三元復合驅、二元復合驅等。在國外，針對海相碳酸鹽巖為主的油藏特點，重點發展了氣驅和稠油熱采三次采油技術，迄今為止化學驅尚未實現工業規模應用。在我國，針對陸相砂巖為主的油藏特點，為保持老油田持續穩產和稠油、超稠油有效動用，創新發展了適合我國油藏特點和油田開發模式的化學驅和稠油熱采三次采油技術，在驅油劑研發、生產技術和裝備、工業配套等方面處于世界領先水平。目前，化學驅在大慶油田、勝利油田已實現規模應用，稠油熱采在遼河油田、新疆油田、勝利油田實現工業規模應用。

勝利油田為打造“突破50%、挑戰60%”大幅提高采收率殺手锏技術，先后開展不同層次超前重大先導試驗，目前已取得階段性突破。孤島油田中一區Ng3非均相復合驅先導試驗，探索聚驅后挑戰60%提高采收率技術。試驗前綜合含水98.3%、采出程度52.3%，經水驅和化學聚合物驅后，采收率提至55.1%。

大慶油田于1995年開始推廣聚合物驅油模式。這回，“趕”著油往前走的不是水，而是黏度更高的聚合物了。經過幾十年的水驅開發，地下砂巖中的較大孔隙已經被水打通，里面的油也被趕出來了，小一些的孔隙，再怎么注水也沒用，水，根本沒那么大的勁兒。聚合物就不一樣了，這種黏黏的東西，被注入地下后，首先堵住之前被水打通的通道，形成強大的壓力，其余大量聚合物，被逼到較小孔隙處，在壓力作用下，小孔被撬開，里面的油就被抽上來了。目前聚驅工藝在大慶油田應用廣泛，在油田4000萬噸產量構成中，僅聚驅就能達到1000萬噸。這項技術從被應用到大慶油田，已經為油田貢獻1.8億噸的產量。

不同于陸地，海上油氣田開發成本高，僅每米鉆井成本就是陸地的3倍，這就要求海上油氣田必須以高產實現高收益，而高速開采則可迅速提高產量。從2006年開始，中國海油先后對3個海上油氣田展開注聚先導試驗：綏中36－1油田原油黏度高、配注水礦化度高，旅大10－1油田是世界首個注水即開始注聚的油氣田，錦州9－3西油田則開展在中高含水期進行注聚先導試驗。3個油田聚驅動用地質儲量超過億噸，平均見效率達74.7%，注聚投入產出比平均達到1∶3.63，注聚效果良好。其中，綏中36－1油田注聚累積增油215萬噸，2013年僅注聚就增油63萬立方米，占油田總產量的12%。3個油田實踐表明，井網整體加密和注聚相輔相成，配合適度出砂、多枝導流、熱采等輔助技術，將極大地提高海上油氣采收率。

但與水驅不同，因成本問題，化學驅自誕生的那一天起就飽受非議。一些專家提出疑問，西方發達國家由于經濟原因都已放棄化學驅提高采收率方法，我們為什么還要繼續搞下去？以大慶油田為例，按照2014年完全成本測算，在當前低于50美元/桶油價下，其外圍區塊將陷入虧損，老區開發效益也不容樂觀。公開資料顯示，目前大慶主力油田長垣油田采收率已達52.24%，可采儲量采出程度超過91%，綜合含水超過94%，選擇化學驅只會繼續推高開采成本。但也必須清醒地意識到，一個國家選用哪一種技術路線，必須從本國的國情出發，不能照搬別國模式。我國油藏以陸相沉積儲層為主，儲層非均質性強，加之長期注水開發，水流沖刷造成微粒運移、出砂等，久而久之就會在地下形成水流優勢滲流通道，使注入水大部分順著通道流走了，水驅效率越來越低。目前，大約注6、7立方米的水，才能換取1噸油，成本同樣很高。

“我國陸相儲層非均質比較嚴重，原油黏度又高，大慶油田、勝利油田油層溫度和地層水礦化度都較低，這些因素都有利于進行聚合物驅等化學驅技術，因此化學驅最適于在我國應用。”韓大匡院士稱。

注氣提高采收率技術，包括二氧化碳驅、氮氣驅、空氣驅及天然氣驅等技術，即利用氣體作為驅替介質進行油藏開發，是一項快速成長的高效提高原油采收率和動用率的工藝，對高含水和低滲透油田都有較好的適應性。從國際相關技術發展主流看，氣驅技術已成為除熱采以外發展最快的提高油氣采收率工藝技術之一，特別是在美國和加拿大得到了廣泛應用。隨著對環保重視程度及低滲儲量的增加，氣驅技術的重要性日益凸顯。

在氣驅工藝中，二氧化碳驅占主體。2013年統計顯示，目前全球有近200個油氣田實施二氧化碳驅工藝，其中90%集中在美國。根據美國《油氣雜志》每兩年一次的原油采收率調查結果，氣驅占美國2013年原油產量構成比例達46.46%，其中輕烴、二氧化碳和氮氣占比分別為23%、58%和29%，年注入二氧化碳超過3500萬噸，采收率從36%提至48%，二氧化碳驅已成為美國提高采收率的主流技術。由于美國發現了豐富的二氧化碳氣源，且修建了3條輸送二氧化碳的管道，可以把二氧化碳從產地直接輸送到得克薩斯州，從而帶動了二氧化碳驅項目的實施，降低了工藝成本，使一些較小的油氣田也有利可圖。

我國石油企業為什么選擇二氧化碳驅油？現在補充采油后地層能量遞減的方法通常為水驅和化學驅，就是把水或化學成分注入油藏中，補充地層能量損失。但目前很大一部分油氣田為低滲透油藏，這種油藏很難開發，原油沉睡在細密的巖石里，水很難流入，而二氧化碳特殊性質非常適合于低滲透油藏開發。

中國石化中原油田分公司針對東濮“三高一低一破碎”地質特點和剩余油分布零散等矛盾，評價適合二氧化碳驅的儲量4.9億噸，其中3.6億噸可達到混相，具有大幅提高采收率的潛力。

“我們油田目前有1/3以上的地質儲量聚集在低滲透、特低滲透油藏。對這部分儲量，目前注水工藝不能滿足開發要求，靠天然能量開發采收率僅為20%。”中原油田副總地質師鄧瑞健介紹，將煙道氣中的二氧化碳捕集純化后，注入地下用于驅油，既能降低二氧化碳排放，又能提高采收率。實踐表明，二氧化碳驅油可以提高原油采收率10%-20%。目前，中原油田標定采收率28.78%，石油地質儲量5.48億噸，這就意味著，在開發過程結束后，有3.94億噸剩余油不能被開采出來。

數據顯示，我國低滲透油藏63.2億噸，尚有50%未動用。而已動用的低滲透資源，由于技術水平制約，平均采收率僅為21.4%。如果能提高1個百分點的采收率，就相當于發現一個地質儲量高達6.4億噸的大油田。

熱力采油是一項大幅度提高石油采收率的技術，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅、火燒油層等。熱力采油主要用于稠油油藏和高凝油油藏的開采。適合蒸汽驅開發的普通稠油油藏，采收率可達50%-70%；適合火燒油層開發的稠油油藏，采收率可達60%。熱力開采石油是目前世界上應用規模最大的提高石油采收率工程項目，產量占三次采油總產量的61%。在熱力采油中，蒸汽驅采油占有舉足輕重的地位。美國加州克恩河油田，是世界上最早成功進行蒸汽驅開發的油田，其原始地質儲量6.36億立方米。通過自下而上的層間接替蒸汽驅，目前克恩河油田日產油1.6萬噸，已汽驅過的層組采收率達62.4%，累積油汽比達到0.32。統計顯示，目前在美國、加拿大和印度尼西亞，蒸汽驅占熱力采油比重分別為55%、75%和94%。

我國從上世紀80年代末開始試驗和應用蒸汽驅技術。上世紀80年代末90年代初，我國先后在新疆油田和遼河油田開展了8個蒸汽驅先導試驗。

遼河油田齊40塊是目前我國實施蒸汽驅規模最大的區塊之一。遼河油田從1995年開始進行齊40塊蒸汽驅室內試驗研究和方案編制工作，2006年，開始工業化轉蒸汽驅建設，2008年工業化轉驅139個井組全面完成，區塊全面轉入蒸汽驅工業化開發階段。2012年，該區塊年生產原油60萬噸，比原開發方式增產50萬噸。

“從開發效果和操作因素考慮，蒸汽驅的原油黏度最好小于1萬毫帕·秒。蒸汽驅油好比推車，黏度越大摩擦力越大，越難推動。同時，蒸汽驅油藏的孔隙度最好大于20%，滲透率一般應大于200毫達西。”遼河油田勘探開發研究院專家宮宇寧介紹，齊40塊自然條件雖然與國外蒸汽驅相比“先天不足”，在遼河卻是首屈一指：平均孔隙度31.5%，滲透率2060毫達西，屬于高孔高滲儲層；油藏埋深900米左右，轉驅前剩余探明地質儲量仍達2600多萬噸；平均黏度2639毫帕·秒，為普通稠油，水體能量弱。正因如此，齊40塊成為中國石油首批實施的10個重大開發項目之一，承擔著我國稠油開發創新的使命。

但與三采所有工藝一樣，蒸汽驅這一高效增油工藝能否大規模推行，還是取決于它的經濟性。

油汽比最能反映蒸汽驅的效益情況。遼河油田經濟評價中心測算認定，0.12是蒸汽驅效益盈虧臨界值，低了無效，高了有效。齊40塊和錦45塊油汽比都在0.15。目前，齊40塊蒸汽驅建設投資已經收回。此外，遼河油田形成蒸汽驅系列配套技術，輸出到新疆油田和吉林油田，實現技術創效。

“與蒸汽吞吐相比，蒸汽驅需要經過長時間才能見到效果，費用回收期較長。以齊40塊為例，區塊4個先導試驗井組投資回收期6.2年，139個工業化實施井組投資回收期則為5.17年。雖然初期成本高，但隨著時間延長，蒸汽驅效果逐漸變好、效益逐漸顯現。經測算，齊40塊蒸汽驅開發較蒸汽吞吐開發將增加974萬噸產量，噸油操作成本較繼續吞吐降低234.7元。”宮宇寧說。

我國蒸汽驅技術目前已達到世界先進水平。國外蒸汽驅主要應用于淺層稠油開發。遼河油田在隔熱技術上取得突破，成功將蒸汽驅應用于中深層稠油開發，開創國際先例。同時，我國大慶、勝利等油田還形成了一套“以采定注”的合理油藏工程方案設計方法，采油工藝如高溫舉升技術等也達到較高水平。但在現階段，國內蒸汽驅應用規模還不是很大，石油企業主要還是擔心轉驅開發的經濟效益。出于降低成本和改善環境的考慮，長遠來看，蒸汽驅將向多元熱流體驅方向發展。通過以空氣、氮氣、煙道氣甚至是二氧化碳取代部分蒸汽，降低燃料成本，提高開發效益，同時更好地保護自然環境。

理論和現場試驗均說明，三次采油工藝技術可大幅提高采收率，但至今仍未進入大規模工業化應用。主要原因有兩個，一是采油機理復雜，涉及多學科、多專業；二是投入高、風險大。我國三次采油礦場試驗經濟評估顯示，一般聚合物驅每噸原油成本比水驅增加250元-400元，復合物驅增加350元-600元。因此，只有努力降低三采工藝的經濟門檻值，才能更好地推動其工業化應用。

面對以高含水老油田、特低滲透油藏、稠油超稠油、致密油等為代表的難采儲量，需要在已有提高采收率系列方法的基礎上，以革命性的創新思維為指導，解決難采儲量動用高投入、高風險困境，在基礎理論上尋找大的突破。具體到技術層面，未來提高采收率的主體技術將會有如下發展趨勢：一是驅油微觀機理的突破及協同技術的思路將引領化學驅大發展。二是復雜流體相態理論和穩定重力驅理論將推動氣驅快速發展。三是多孔介質高效傳熱傳質模型和稠油地下改質理論的突破將帶來稠油熱采提高采收率技術的跨越。四是多學科、多方法結合將是微生物采油的突破點。

問題與建議

Q&A

油氣勘探開發已經進入一個全新的非常規時代，必須運用革命性手段，加大科技投入力度，才能撬動儲量動用率、采收率、利用率這三大劇目。這就要求國家層面加大成熟技術推廣、加快儲備技術攻關和接替技術完善配套，以拓展油氣資源開發新領域、新層次。