稠油热采：复合技术动用更“愁”储量

介绍

  中国工程院院士程杰成介绍，国外稠油热采开发技术成熟，蒸汽吞吐、SAGD（蒸汽辅助重力泄油技术）、蒸汽驱、火驱等热采技术已实现商业化应用。我国稠油油藏以陆相沉积为主，埋藏深、储层变化快、非均质性强、油品类型多，开采难度更大，已探明地质储量39亿吨，历经冷采、蒸汽吞吐、方式转换三代技术接替，保持年千万吨规模稳产30年；创新形成了SAGD、蒸汽驱等稠油提高采收率技术，已在2.51亿吨储量实施。目前，我国已成为重要的稠油生产国，已动用储量26.53亿吨，建成了辽河、胜利、新疆、渤海、河南等稠油生产基地。

  程杰成认为，与国外相比，我国稠油热采在埋藏较深的稠油、超稠油、火驱等方面技术领先。下一步，稠油热采技术应立足常规稠油、深层稠油、超稠油、薄层稠油四类开发对象，通过已有技术升级提效、绿色低碳技术转型，形成蒸汽驱、SAGD、火驱、绿色低碳高效稠油提高采收率系列技术，实现稠油储量全覆盖，保持年千万吨以上规模持续稳产。

  其原理方法是在蒸汽驱/蒸汽吞吐的主介质蒸汽中加入气体介质，可起到增能增压、降低热损失、提高热效率的作用；加入高温表面活性剂和泡沫液，可起到提高驱油效率和调剖作用。

  室内研究表明，多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐可降低20%的蒸汽用量，扩及体积18%以上。2017年以来，辽河油田和新疆油田实施辅助蒸汽吞吐3769井次，累计增油81.9万吨。目前，碳捕集强化热采技术（CCETR）正在发展完善中，能捕集蒸汽锅炉尾气与蒸汽混合注入地层，既可提高热采效率，又能降低碳排放。

  中国工程院院士袁士义认为，多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐方法极大地提高了蒸汽驱/蒸汽吞吐的效果和效益，多元热流体复合开采技术突破了超深、超黏、薄层等稠油开采难题，大幅度提高了复杂稠油的动用率和采收率，拥有非常良好的应用前景。

  中国石化稠油埋藏深（1000~2400米）、油层薄（小于8米）、黏度大（5万~100万毫帕·秒），属于难采稠油。针对单一蒸汽没办法实现难采稠油有效开发的难题，技术人员以“热”为核心，形成了热复合［蒸汽+气体（氮气/二氧化碳）+化学剂（驱油剂/泡沫剂/降黏剂）］高效开发技术系列和配套工艺（井下控干度精细分层注汽工艺、气凝胶隔热管及井筒隔热工艺、水平泵注汽采油一体化工艺），实现了难采稠油“流得动、流得远、流得快”。

  郑364块深薄层稠油埋深1200米、厚度8米，实施蒸汽吞吐转热复合驱后，采收率提高21.9个百分点，达到55.9%。排612块浅薄层特稠油黏度3.7万毫帕·秒、厚度6米，实施热复合吞吐转驱后，采收率提高23.5个百分点，达到45.3%。排609块薄层超稠油黏度大于15万毫帕·秒，实施热复合吞吐开发后，实现特超稠油产能突破，周期产量为常规吞吐的12倍。

  通过转变稠油开发方式，中国石化老区采收率提高19~23个百分点，新区周期产量达到常规蒸汽吞吐的12倍。

  稠油热复合高效开发技术使得稠油开发界限持续拓展，油藏深度从1000米拓展到2000米，油层厚度从6米降低到2米，原油黏度从5万毫帕·秒拓展到50万毫帕·秒。2023年，中国石化稠油产量486万吨，油汽比0.57。“十四五”后两年，中国石化将加大热复合开发技术推广应用力度，新增动用储量5310万吨，支撑稠油上产至500万吨/年。

  袁士义说，该技术以热力采油为核心，加入化学剂和气体复合开发，实现了“高效率、大范围、长时间”降黏的新构想，主要机制为“汽剂耦合降黏、氮气保温增能、热剂接替助驱”。其中，二氧化碳强化热力开发技术利用超临界二氧化碳溶解降黏、降低启动压力的机制，降低启动压力2~3兆帕，驱油效率是注蒸汽的3倍，已在胜利油田典型深层超稠油藏开发中应用并收到初步效果。氮气热复合开发技术在薄层稠油水平井中依次注入降黏剂、氮气和蒸汽，焖井后回采，已在新春油田将薄层超稠油油藏开发厚度下限降低到2米。

  实验发现，当温度在300~450摄氏度时，多种气介质都可与原油在油藏压力下实现混相。中国石油吉林油田莫里青地区原油与烟道气在温度300摄氏度、400摄氏度时的混相压力分别为35兆帕、15兆帕，莫里青油藏在350摄氏度时能轻松实现烟道气混相高效驱油。达到混相压力实现混相驱油的关键，是使油藏达到300摄氏度甚至更高的温度。

  基于此，吉林油田提出和验证了稀油注空气中温热氧化混相模式，研发了空气热辅助混相驱低温耗氧启动技术、防气控窜关键配套工艺技术，在莫里青特低渗油藏开展矿场先导试验近两年，注采关系稳定，平均单井日产量从2~3吨提升为5~10吨。

  袁士义认为，空气热混相驱有望发展成为下一代大幅度提升原油采收率技术，应用前景广阔。当前需要通过先导试验进一步验证机理认识、完善配套技术，尽快形成可推广应用的开发模式。

  其原理方法是向油藏内注入催化体系，在一定温度下触发重质油断链反应，实现油品降黏和低碳高效开发。国外已持续研究多年，将改质温度从400~450摄氏度降低到350摄氏度。中国石油技术团队创新提出了低温长效改质反应路径，将改质温度下限降至300摄氏度以下。

  在新疆风城稠油油田开展的矿场先导试验表明，应用该技术可实现不可逆降黏，增油、减碳效果明显。产出油黏度从5万毫帕·秒降至最低21毫帕·秒，试验井组在蒸汽吞吐标定采收率24%的基础上，已实现提高采出程度20个百分点，吨油蒸汽消耗和碳排放降低60%，投入产出比1∶10，效果显著。

  袁士义表示，稠油地下改质是一项具有颠覆性的开采技术，目前已形成300摄氏度以下原位改质新工艺，正在攻关不同油藏类型和井型井网的原位改质工艺，开展新疆风城蒸汽吞吐后期、SAGD中后期原位改质等先导试验，扩展应用条件边界。要进一步深化改质机理研究及工艺技术的适应性分析，持续提高改质效果和效益，尽快形成高效大幅度提高采收率的原位改质模式，扩大应用规模，并有序推广应用至其他稠油资源。

  近年海上新发现储量中，热采稠油、深水深层、非常规油气等储量占比高，其中原油储量占全国的39%、天然气储量占全国的84%，中国海油以科技之力打造油气增储上产新增长极，实现了从常规稠油到超稠油、从浅层到深层、从浅水到深水、从常规油气向非常规油气高效开发的迈进，支撑油气产量创新高。

  中国海油历时15年自主创新，形成了海上稠油热采技术体系，构建了海上大井距高强度热采理论，首创了高强注采长效防砂和350摄氏度电潜泵大液量注采一体化技术，研发了海上热采平台集约化装备，防砂有效性从3轮次提升至8轮次以上，一体化管柱较常规注采两趟管柱降低操作费70%，解决了“大井距、长寿命、小空间”难题。

  他们以降本增效为抓手，攻关关键技术，实现稠油高效注热、低渗高效补能、“薄远小”低品位储量有效动用，重点研发海上移动式注热、GAGD（超临界多元热流体热采）、海上大规模压裂、“T”形井、多分支井等低成本钻完井关键技术，加快推进难动用储量经济有效开发。

  “双碳”背景下，稠油热采高能耗、高碳排的问题亟待解决。为此，中国石油新疆油田以SAGD为突破口，创新SAGD电加热物理模拟、数值模拟技术，研发了多功能电加热采油工艺并取得矿场试验成功，形成了井下大功率电加热辅助SAGD预热技术，实现了“以电代汽”的目标，为风光绿电新能源的利用奠定了基础。

  SAGD是一项把蒸汽驱与重力驱结合起来，大幅度提升采收率的稠油开采技术。SAGD通常要打两口平行水平井，上部为注蒸汽水平井，下部为采油井。注入地下的蒸汽在注入井周围形成蒸汽腔，并加热周围的原油提高流动性，一部分蒸汽凝析成水，水和热油在重力作用下向下流动，流到采油井即被采出。随着蒸汽腔逐步扩大，采出的油就越来越多。

  SAGD开发可划分为预热启动和SAGD生产两大阶段。预热启动就是在注采井之间形成良好的泄油通道，为SAGD生产准备好。预热启动的水平段动用程度决定了SAGD生产的成果。

  新疆油田试验区域油藏埋深450米、油层厚度15米、原油黏度5.4万毫帕·秒，目的层夹层广泛发育，是目前SAGD已开发区储层条件最差的油藏。在这类超稠油油藏，SAGD预热启动时间长达300天、蒸汽消耗高达4万吨、油汽比低。研究表明，注蒸汽方式地层吸热率仅40.5%，亟须探索高效的SAGD预热启动技术。

  国际油公司辅助开采方式主要有“电加热预热+溶剂萃取”、热电剥离、低压电加热辅助驱动等。其中，壳牌在加拿大维京项目开展了电加热开采油砂试验，目的是通过井下电加热改质稠油生产轻质原油。项目油层厚度22米，含油饱和度80%，水平加热井18口，峰值日产油量达110吨，矿场试验取得成功，预测采出程度由25%提高至55%。

  中国石油的研究揭示了SAGD电加热“水平段均衡加热、蒸汽激励加速升温”的传热机理，确定了SAGD电加热采用“恒功率、迅速升温，恒高温、稳定传热”的电控模式。

  研究发现，在井下无氧环境下，温度在30~130摄氏度时为溶解膨胀阶段，主要是水分蒸发，温度在130~380摄氏度时为轻烃挥发阶段，温度在380~500摄氏度时为裂解生焦阶段，稠油脱氢缩合反应加速，开始结焦，在450摄氏度达到高峰，在500摄氏度时几乎全部转化为焦炭。

  他们创新形成了“短周期+脉冲激励”的预热方法：井筒预处理阶段，注清水进行储层扩容；短周期电加热阶段，实施井下恒温电加热，当井筒含油饱和度接近98%时替液，约30天；替液方式为长管注汽、短管排液，或油套环空排液，连续替液3~4天，而后继续注蒸汽3~4天，高于排液结束压力0.5~1兆帕为宜。SAGD电加热管柱采用平行双管结构，充分的利用原井井口及管柱，在长油管内下入温度测试缆、在短油管内下入加热电缆，满足水平段电加热、循环洗井、替液等工艺要求。

  2023年7月，中国石油在FHW3120井组开展国内首例双水平井SAGD电加热预热矿场试验。试验井组埋深456米，原油黏度9万毫帕·秒。预热一个月后替液，原油呈泡沫油状，含烃类气体，流动性较好，证实电加热预热启动可行。分析原油性质发现，胶质和沥青质含量降低、饱和烃和芳香烃含量增加，有几率存在加氢裂化反应。

  截至今年3月8日，该试验已完成5轮电加热，有效加热时间163天，替液60天，耗电258.9万千瓦时，累计产液5422吨、产油2688吨，较常规蒸汽循环预热增油2019吨，节约循环蒸汽3.6万吨、天然气245万立方米，减少碳排放5300吨。

  未来，他们将建立“风光发电-电解制氢-加氢改质-轻烃辅助”的低碳循环开发方式。

  中国石油华北油田蒙古林砾岩普通稠油油藏水驱开发效果差，标定采收率仅18.5%。技术人员探索水驱后转火驱，方案设计6注20采，预计提高采收率37个百分点，2022年9月完成6口井点火，1个月即见效，累计注气6700万立方米，日产油由16.7吨升至45.8吨，含水率下降20.6个百分点，阶段累计增油1.7万吨，形成了水驱后转火驱开发技术序列。

  经过探索，目前初步明确了三大驱油机理。一是火驱烟道气有效动用底水驱油藏顶部剩余油机理：烟道气和热量在超覆作用下，驱替储层中上部的剩余油富集区，同时抑制底水锥进，使含水率一下子就下降。二是注气补充地层能量机理：火驱补能作用明显，地层压力由3.3兆帕恢复为8~10兆帕。三是二氧化碳溶于原油提高驱油效率机理：相较超稠油，普通稠油更易溶解二氧化碳，产出气中二氧化碳仅占1%，大量二氧化碳溶解于原油。