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。Propotionoftotalworldreservesofheavyoilandextra-heavyoilandconventionalcrudein9-13trillionBBLSources:USDeptofEnergy,2001ConventionalOilHeavyOilExtraHeavyOil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：露天开采成熟的开采技术原油回收率较高开采成本降低80年代:$25/bbl2002:$10/bbl废气释放量少油藏接近地表50–75米对于稠油油藏，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出砂冷采成熟的开采技术阶段采出程度较高投资不大操作成本不高（$2–4/bbl）无废气释放采收率较低（10%）不适于含水油藏蒸汽吞吐成熟的开采技术操作成本不高（$4–5/bbl）采收率较低（10%）不适于含水油藏火烧油层老技术（60年代）采收率高可达60%自身产生能量就地热裂解，提高原油质量成功率不高（操作和安全上的原因）对于超稠油和沥青油藏的工艺现场试验阶段注溶剂采收率高可达60%较低的能量消耗就地提炼（沥青质沉淀）无锅炉水处理问题无废气排放问题过程缓慢（分子扩散较热扩散缓慢）关键问题：溶剂在油藏中损失还没有现场试验：一些先导性试验在阿尔伯塔进行蒸汽辅助重力泄油采收率可高达60%过程快（热传导）可行技术，80年代以进行过许多先导性试验工业化应用项目已经开始需要大量的能源（1/3）蒸汽/油比过高产生大量废气需要适于高温的设备和技术增加，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