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我国稠油开采方法与国外开采新途径
稠油，国外的准确译法叫“重油”。1998年11月6日《人民日报》的第7版有一篇题为《重油——下世纪重要能源》的文章，该文章对重油的情况进行了介绍。文章指出，石油工业堪称世界经济发展的命脉，随着人类年复一年地开采石油，常规原油的可采储量仅剩1500亿吨，而目前全球原油年产量已达30亿吨，如此算来，常规原油的枯竭之日已不是十分遥远了。所幸的是，大自然还给人类留下了另一个机会——重油和沥青砂，这种储量高达4000亿吨的烃类资源日益引起人们的关注。
稠油是世界经济发展的重要资源，其储量约有4000亿-6000亿立方米。我国也有着丰富的稠油资源，据不完全统计，探明和控制储量已达16亿吨，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。在全球大约10万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。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。
我国对稠油油藏的研究、开发和加工已日趋成熟，并形成相当大的开采规模，而且产量也占全国石油总产量的1/10。目前，各大稠油开采油田针对其自身特点，通过引进、消化、吸收和技术创新，形成了各具特色的开采技术，取得新的进展和突破，为构建我国经济发展平台，插上了腾飞的翅膀。
目前我国稠油的开采方法
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，故以高压饱和蒸气注入油层，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、蒸气吞吐、蒸气驱、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、注蒸气、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，蒸气干度为75%，蒸气温度为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。
世界性难题有待突破
熟悉稠油的人都有这样的共识，那就是稠油开发的崛起，得益于解放思想、科技创新和科技攻关。稠油集中了原油中70%左右的硫和90%左右的氮，稠油中占总量约70%的较轻部分，是采用当前技术可以转化的部分，但高效转化仍很困难，占稠油总量大约20%的较重部分，采用现有的技术难以直接转化，这是稠油高效转化的潜力所在，剩下的最重的10%就是稠油残渣，富集了稠油中70%以上的金属和40%以上的硫、氮，不能被有效地转化为轻质产品。
我国目前高度重视稠油开采中的有关世界性技术难题。国家“973”计划将“重油高效转化与优化利用的基础研究”列入其中，以加快解决稠油高效转化与优化利用这一世界性科技难题。全国65位专家学者从去年开始共同攻关，计划用5年时间解决制约稠油高效转化与优化利用的关键科学问题与技术难题。
胜利油田在稠油开发方面一直走在前列。据悉，胜利油田下一步将创新发展热化学驱理论，推广应用稠油加密吞吐等3项成熟技术，攻关形成普通稠油水驱转蒸汽驱等6项接替技术，同时开展多项矿场先导试验，以提高采收率攻关为总体思路，推动稠油开发持续稳定发展。
在特超稠油方面，胜利油田已迈出了技术突破的关键一步。所谓特超稠油，是指50摄氏度时原油黏度在10×104mPa·s以上的稠油，其采出的原油在地面条件下基本呈固状，跺上几脚都不变形。特超稠油开发所需注汽压力大、温度高，一般的稠油开发方式根本行不通，国内外几乎都没有可借鉴经验。
2005年，胜利油田第一口应用HDCS技术的郑411-平2井首战告捷，取得了特超稠油油藏开发重大突破。科研人员乘胜推进，进一步扩大该技术的应用领域，对其进行各环节的优化研究，多因素、全方位提高注汽质量，HDCS技术在不断实践中逐步成熟。截至2008年8月，胜利油田特超稠油油藏郑411块已应用该技术累计产油7.26万吨，其他此类油藏如坨826块、单113块也被有效动用，标志着胜利油田特超稠油油藏全面开发，这不仅使胜利油田特超稠油油藏得以“解放”，而且对国内外同类稠油油藏开发具有重要借鉴意义。
重油是非常规石油的统称，包括重质油、高黏油、油砂、天然沥青等，也就是我们所熟悉的稠油、特超稠油、沥青等。当前，国际石油界在重油勘探、开发、炼制与综合利用以及环境保护等方面仍存在一些尚待解决的难题，其中最重要的就是如何在现有技术的基础上开发创新，以求更大幅度地降低成本。随着石油需求量的不断增加，如何加强世界各重油生产国对勘探开发的重视以及消费国对重油的合理利用，也成为重油工业乃至世界石油工业可持续发展的关键。
世界稠油开采的新途径
当今，提高稠油油田采收率的主要方法是注蒸气、周期处理油井的近井地带、层内燃烧和注热水等。这些方法虽然有较高的增油效果，但因其能量消耗过高，投资过大，而使其实际应用受到限制。因此，人们为了节能降耗，特研制成功一种将饱和的尿素溶液注入被蒸气加热的地层，使尿素在高温下，分解成氨和CO2，对地层进行注蒸气、碱和CO2驱的综合处理方法，已在俄罗斯的部分稠油油藏试验结果表明，该方法是高效的，有广泛的适用性和良好的发展前景。
综合处理工艺的基本原理：此种新方法，其综合处理工艺是通过向预先用蒸气加热的地层注入尿素溶液。这种溶液可在150℃的温度下，发生反应式，分解成NH3（氨）和CO2。分解出的NH3和CO2，可溶于原油和蒸气冷凝水中，其后面注入的蒸气就会推动CO2和NH4OH（氢氧化氨）段塞运移，对地层进行蒸气驱，碱（NH4OH）驱和CO2驱等综合驱油。与常规的碱和二氧化碳驱相比，该工艺具有如下优点：其一，添加的可生成NH3和CO2的尿素价格较低；其二，在尿素的分解温度下，1吨尿素可放出7646.6m3NH3和373.3m3 CO2，并且尿素的分解相当快。另外，因地层温度已超过200℃，可使气体放出，并可使尿素水溶液转化成蒸气，提高地层压力；其三，分解出来的NH3和CO2可起到示踪剂的作用，据此可判定载热体和NH3及CO2段塞的运移方向和速度。另外，也可用它对注蒸气井进行检查、预测油井的蒸气突进；其四，尿素是大批量生产的产品，对施工用料提供了方便。
综合处理工艺的室内实验和矿场试验：为了验证注蒸气开采稠油时，采用尿素的可能性，俄罗斯的石油科技人员在上世纪80年代投产的稠油油田进行了用该方法处理地层的室内和矿场试验。其目的是确定用尿素热分解产物，综合处理地层，提高原油采收率的可能性及在矿场证实该种地层综合处理的理论研究和室内实验的正确性。根据室内实验结果，得出以下结论：其一，尿素通过用蒸气加热的温度高于250℃的地层时，可分解出NH3和CO2；其二，这些气态产品，在原油中的溶解和蒸气的冷凝，可推动CO2和NH4OH段塞运移，其结果可比单独注蒸气提高驱油效率11%；其三，其驱油效率的提高，取决于饱和尿素溶液段塞的体积，其最佳值为0.1地层孔隙空间体积，此时的驱油效率最高。后来，根据室内实验结果，在俄罗斯的奥哈油气开采管理局所经营的奥哈油田，选择了7#层进行了矿场试验。因该油层原吸水能力不超过30-40m3/d，原油黏度为500mPa·s-700mPa·s，地层的黏土含量高达22%，因注蒸气造成的地层黏土膨胀，已制约了该油层的开发。
这时，采用的尿素溶液浓度为10%，其用量为0.1处理层孔隙体积，但这样可能会造成大量的材料消耗。后来，所有试验采用的段塞体积，均根据矿场试验结果确定，采用的尿素溶液体积为5-50m3。下面举例说明其矿场试验结果。
2008年7月15日，对位于该油田11断块7#层的注蒸气井1508井，进行了注尿素的综合处理矿场试验。试验前，该井已注入了39000m3蒸气，地层已被加热到250℃，用于注入尿素溶液是在50m3的容器内经过认真搅拌制备的。尿素的水溶性最高，注入的30吨尿素，可在标准状况下，分解出22400m3NH3和11200m3CO2。
2008年8月，该断块的11口对应油井中，已有6口井见到明显效果，其总产量已由280t/d上升为680t/d，含水由80%下降为73%，措施有效期为5个月，累计增产原油2522吨。
后来，又对注气井1688井进行了注尿素矿场试验。该井于1983年3月完钻于奥8块的7#层，地层为含中粒砂的碎屑泥质砂岩，其黏土含量为5%-28%，地层的平均孔隙度为27.3%，渗透率为（0.5-0.7）×10-3μm2。其中原油为重油，密度为0.936g/cm3，黏度为450mPa·s。该井试验前，已注入16000m3蒸气。试验开始前，858、1645和1646井因组织和技术原因已关井，其中857井为观察井，连续3天量油、取水样和气样。7月18日开始向1686井注入温度为45℃的15m3尿素饱和溶液，因高温分解，这些尿素可在标准状况下，产生5600m3 CO2和11200m3NH3。在措施后的第一个月，对受效油井连续取样和量油3天，在以后的几个月内，每周取样和量油一次。注入尿素后有4口油井立即见效，其产量由200t/d增至720t/d，有效期为6个月，累计增产原油19155吨。此外，当时863和857井的动液面已上升至井口，并恢复了自喷，证明了见效更加显著。
根据以上的矿场试验结果，俄罗斯已在几个稠油油田推广应用这一综合处理工艺。共向37口井注蒸气井中注入了1000吨尿素，在2年的试验时间里，共增产原油32397吨，平均每井次处理的增油量为875.6吨，每井次处理的尿素消耗量为5-50吨。
若借鉴该项工艺，必须首先针对自己所经营管理的稠油油藏的类型、地质特征、地下动态、稠油密度、地层孔隙度、渗透率、钙泥质含量等进行室内和矿场试验，因地制宜地优选出适合自己稠油油田开采的综合增产处理工艺，以提高稠油油田的开发效果和采收率。
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