重油开发之重

　　随着能源需求的日益增长，重油的经济有效开发迫在眉睫。面对成本高、效益弱的困境，重油实现高效开采的突破口在于技术创新与交流合作。

　　特邀嘉宾

　　中国石油辽河油田蒸汽驱辅助重力泄油

　　（SAGD）开发项目管理部主任　　杨立强

　　中国石化胜利油田采油工艺研究院院长　　王世虎

　　■文/本刊记者 吕荣洁　/朱向前 杨建平

　　前不久，在辽宁省盘锦市举行的第二届中国（盘锦）国际石油装备与稠油技术博览会，吸引了国内外570家企业参展，合同订货总额达110亿元，签约项目23个，总投资额100亿元。从数字可以看出，重油开采以及由此衍生的产业已成为热门话题。

　　作为重油开发较早的国家之一，中国已有近30年的开发历史。目前，重油已成为我国原油产量的重要组成部分，在已探明的26亿吨重油储量中，已动用地质储量14亿吨多，还有近一半地质储量未动用，全国油田重油平均采收率不到40%。据测算，稠油采收率每提高一个百分点，相当于增加可采量1.8亿吨，接近我国目前一年的原油产量。可见，重油开发的潜力巨大，虽然还有诸多问题要面对。

　　那么，应该如何更好地动用这些储量？就此本刊采访了中国石油辽河油田、中国石化胜利油田等相关负责人。

　　重在重要

　　记者：作为较早对重油进行开采的单位，贵单位至今在这方面取得了哪些成绩？重油开发对于贵单位来说具有哪些重要意义？

　　杨立强：辽河油田是我国最大的稠油生产基地，资源丰富，历经30余年的开发，经历了热采技术准备、蒸汽吞吐开发、转换方式试验、规模实施方式转换等四个阶段，共投产油井11000多口，开井6600口，日产油1.7万吨，累积产油1.7亿吨，采出程度20%以上，累积油汽比0.50。截至2009年底，累积探明稠油地质储量11亿吨，动用地质储量8亿吨，占中石油探明和动用稠油储量的50%以上。

　　辽河稠油复杂的油藏条件，加之较高的生产成本，形成了当前严峻的开发形势。因此，促使稠油科技攻关的力度不断加大。近年来在蒸汽驱、SAGD（蒸汽驱辅助重力泄油）、火烧油层、水平井应用等方面都取得了较大成绩。

　　王世虎：在胜利油田，重油开发已成为增产稳产的重要支撑。目前，胜利油田稠油油藏已经累计探明储量4.7亿吨，分布在单家寺等11个油田，覆盖10个采油厂，动用储量3.55亿吨，累计生产原油4972万吨。

　　“八五”以前由于不断有优质稠油资源接替投产，使稠油产量稳步上升，1995年产油量233×104吨，达到历史最高水平。“九五”以来由于新区投入大幅度减少，产能建设难度加大，同时老区也进入多轮次、高含水开采阶段，油田产量已处于递减阶段。2000年产油量142.5×104吨，平均单井日产油 4.9吨/天，综合含水85.9%，采出程度13.4%。2004年产量又回升到200万吨以上，达到209万吨。而在“十一五”产量继续呈上升趋势，2007年突破300万吨，2009年稠油产量达到424万吨，累积产油4972万吨，建成了国内第二大稠油生产基地。

　　记者：经过多年的探索与实践，公司目前在重油开采方面还面临着哪些困难或者矛盾呢？

　　杨立强：尽管在稠油开发领域取得了一些成绩，但现阶段仍有诸多问题困扰着辽河油田的稠油开发工作。

　　一是地层压力低，油汽比低，经济效益差。由于蒸汽吞吐方式属于衰竭式开发，长期的开采导致地层压力普遍下降，地层能量严重不足，目前主力开发区块的地层压力只有原始地层压力的15%～20%，使得周期产油量低，油汽比低，开发经济效益较差。

　　二是井况差。稠油区块经历了长期的蒸汽吞吐开发历程，多数区块吞吐轮次在10轮以上，频繁的作业以及蒸汽吞吐过程中油井套管反复经历膨胀、收缩过程，使得套管损坏、井下落物频繁发生。

　　三是方式转换投入大、成本较高。尽管蒸汽驱、SAGD、火驱等方式的采收率高，但其投资规模大，生产成本较高。以火驱为例，随着规模的扩大，火驱开发成本下降，但仍远高于稀油的操作成本，影响了辽河油田整体经济效益的提升。

　　四是方式转换技术仍需进一步攻关完善。蒸汽驱、SAGD、火驱等方式有其适用条件，辽河稠油复杂的地质条件决定了不是所有区块都适合方式转换，必须对这些技术不断创新完善，才能扩大其应用范围，进一步提高采收率。

　　王世虎：进入“十五”后，胜利油田新区面临的特（超）稠油、薄层稠油、敏感稠油等开采难度较大的低品位油藏，比例占到稠油储量的71.9%；而老区仍然面临着采收率低、采油速度低的特点。胜利油田稠油新的开发形势及所暴露的主要矛盾对稠油开发提出了新的挑战。

　　开发对象日趋复杂化，大幅度提高产能还存在技术瓶颈。如何进一步提高稠油新区的开发效果，降低开发成本有待探索。老区吞吐井吞吐效果如何进一步改善有待解决；如何大幅度提高蒸汽驱井组的开发效果有待攻关；如何进一步提高特超稠油油藏采收率尚无途径；以金家油田为代表的极强敏感性粉细砂岩稠油油藏开采技术尚待攻关；高压蒸汽驱、高温热化学驱等目前还处在攻关试验阶段，突破后进入推广应用的周期比较长。这些都是摆在胜利油田面前的迫切难题。

　　重在技术

　　记者：对于重油开发技术来说，每种技术的适用油藏不同，采收率也不同。一直以来，技术问题是横亘在我国重油开发道路前的一个主要障碍。那么，贵单位在进行重油开采时采取了哪些先进的技术来解决实际问题？

　　杨立强：30年来，辽河油田坚持走自主创新、集成创新、引进消化吸收再创新的科技兴油之路，在认识、实践、再认识、再实践的过程中不断提高重油开发水平。

　　以SAGD为例，主要采取了以下技术。一是拓展了SAGD开发机理。通过国内首创的高温高压物理模拟技术，创新性提出了泄油为主、驱替为辅的SAGD开采新机理，形成了中深层超稠油油藏，直井与水平井共同吞吐降压预热、蒸汽驱替、蒸汽驱替和重力泄油复合、重力泄油四个开发阶段的SAGD开发模式，并建立了各阶段开发指标的技术界限。二是在SAGD组合方式、井网井距、注采参数等方面取得了大量研究成果，形成了系统的SAGD油藏工程设计技术。三是SAGD工艺技术取得较大进展，集成创新了适合油藏特点的动态监测技术；自主研发了新型的球型汽水分离器和等干度球型分配器，攻克了高干度注汽及分配计量技术；集成创新了高温大排量举升系统，实现了热能的综合利用。以上工艺技术实现了集成配套，为SAGD开发取得较好效果提供了技术保障。

　　王世虎：当前，重油勘探开发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进行创新。

　　面对现实困难，胜利油田目前已经基本形成了包括注蒸汽吞吐、蒸汽驱、稠油热采水平井、特超稠油及敏感性稠油开发以及相配套的采油工艺技术系列，为实现稠油产量的递增提供了有力的技术支撑。

　　比如，王庄油田油藏的强水敏性一度使其陷入“中看不中用”的尴尬。针对这个难题，胜利人形成了配套的敏感性稠油油藏开采技术系列，终于使强水敏稠油油藏“脱敏”动用。2004年以来，王庄油田共有2199万吨储量成功“解冻”。

　　面对“跺上几脚都不变形”的特超稠油，胜利人先后开展了化学降黏、声波增注、驱油助剂助排、水平井蒸汽吞吐等工艺的配套研究，最终打出了多项技术加合的“组合拳”，即将水平井、降黏剂、二氧化碳、蒸汽等多种开发技术和方法联合使用，创新形成了HDCS技术。这一技术使一度“沉睡”的郑411、坨826和单113块等30万毫帕/秒特超稠油油藏“苏醒”，实现了特超稠油油藏产量零的突破。

　　记者：采收率一直是检验各种重油开采技术的手段，但提高重油的采收率是一个综合的、系统的工程，除了特色技术外，贵单位还在哪些方面做了哪些努力来提高采收率？

　　杨立强：在做好特色技术的工作外，我们还加强不同开发方式室内机理和油藏工程研究。搞清新的开发方式、开发模式、开发阶段划分，理清不同深度下蒸汽潜热与温度、压力与排液量、采注比与油汽比的匹配关系，合理确定不同开发方式的注采方式、注采井距、注采井数比和注采参数。

　　加强新开发方式的核心技术攻关。在蒸汽驱、SAGD方面， 加强深层、超深层高排量过热蒸汽发生器的研发，开展集中供汽、集中换热和全密闭输送、污水回用产生过热蒸汽等技术攻关。在蒸汽吞吐方面，加强水平井和特殊结构井的钻采工艺技术攻关。

　　建立SAGD(SAGP)、蒸汽驱、火烧油层、非混相驱、试井工程五个技术研发基地。随着开发的深入，还要建立VEPEX技术研发基地。此外，还要相应建立中试基地， 实现技术研发到生产应用的有效承接。

　　建立数字化油藏。充分利用信息网络、数据库、虚拟现实可视化、3DGIS、卫星导航等技术与油田的油藏描述和生产决策相结合，充分整合油田现有应用资源，加强各专业研究软件、勘探开发数据库、应用软件、生产办公管理系统的协同应用， 实现多学科专家一起对油藏实施可视化的协同研究和管理。

　　重在合作

　　记者：重油项目是资本密集型投资，开采比常规石油需要花费更多投资。在具体操作方面，贵单位是如何发挥资金的优势，在开发的效益和成本之间找到一个平衡点的？

　　杨立强：辽河油田每个项目都有一个显著特点，就是都由专门的项目部来管理。这是提高采收率项目管理的一个模式。其优势在于资金专款专用，将钱用在刀刃上。另外，成本是单独核算的，我们在这方面做了大量工作。正是基于这些方面的努力，油田“以提高采收率为目标的超稠油开发管理”获得第十六届全国企业管理现代化创新成果二等奖。

　　第二，所有方案都要以经济优先的原则来进行比选，每个方案最少有四个方案来进行比选，取经济效益最佳的作为实施方案。在实施过程中还要对方案进行调整，来进一步降低项目的投资。尤其是金融危机之后，我们充分利用时间进行方案优化，使得投资大幅下降，百万吨产能投资不超过30亿元，基本上是国际水平的一半。

　　第三，利用高科技进步降低投资成本。为此，我们做了大量的科研工作。首先是替代国产化，大量节约进口费用。其次，在工艺操作过程中，采取一系列新技术，如采取优化的管柱，单井减少作业费用17万元。

　　王世虎：在这方面，胜利油田积极探索建立油公司模式来撬开“难动用”之门。

　　1993年在国家政策允许范畴下，胜利油田果断决策，成立了我国第一家股份制专业化油公司——东胜公司。自诞生之日起，东胜公司就以其全新的投资、管理、经营机制，给开发难动用储量注入了强大生机与活力。

　　东胜公司在投资上实行多渠道融资，明晰产权关系，风险共担、利益共享。管理上，不组建专业施工队伍，一切项目均通过招标、雇用、“借脑”等形式来完成，以此建立甲乙方合作关系。经营上，一切以市场为导向，以经济效益为中心，充分调动了各方面的积极性。凭借灵活的体制优势和高效的管理，十多年来，东胜公司年产量冲上近百万吨，不仅为胜利油田“挤”出了900多万吨难动用产量，而且自身资产规模也扩大了40倍。

　　以东胜公司为起点，胜利油田又先后组建了石油开发中心、鲁明、鲁胜等油公司，使大批一度被打入“冷宫”的难动用储量得以重见天日，实现了油气增产与增效相统一。

　　记者：全球范围内，重油开发正经历着激烈的竞争，对外交流与合作是重油开发的必然选择。在这一方面，贵单位是如何加强与相关单位的交流与合作的？

　　杨立强：世界重油产量主要集中在加拿大、委内瑞拉、美国、墨西哥、巴西和中国。随着世界经济快速发展和对石油需求的不断增长，常规石油储量日益减少，有着巨大潜力的稠油已成为21世纪重要的资源之一。

　　近10年来，在中国石油创建“综合性跨国能源公司”战略的推动下，以高水平稠油开发技术为主导、工程技术服务、装备制造、矿区服务的产业链为依托的辽河油田，在“六五”期间就同国外合作，引进了第一台注汽锅炉，现在已同南美、北非、中东等多个国家建立了较为稳定的油田开发合作关系。在开采方式和配套工艺技术上，我们走的是引进消化吸收再创新这条路。

　　辽河油田每年在举办中国（盘锦）国际石油装备与稠油技术博览会的同时，也会举办重油开发国际研讨会，把国内有关稠油开发的油田专业人员聚集起来，并邀请国外的一些专家进行技术交流。这是一个很好的交流平台。

　　王世虎：加拿大的油砂代表着世界上最重要的重油储备。它的开采利用模式是全球重油领域的一个缩影。

　　熟悉稠油的人都有这样一个共识，那就是稠油开发的崛起，得益于思想解放和技术进步。这除了靠自主创新之外，还需加强交流与合作。

　　目前，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2007年开始共同攻关，计划用5年时间解决这一问题。胜利油田始终把加强国内外技术交流作为可持续发展的战略任务来抓，采取全面交流学习与重点合作相结合，同时制定了一系列加强国内外技术交流的方法。通过油田内部交流，找出制约胜利油田提高稠油采收率的技术瓶颈，并根据油田对提高稠油采收率的规划，制定稠油开采提高采收率的研究攻关计划。同时，及时跟踪了解国内外在稠油开采方面最新技术进展和发展趋势，进一步掌握国内外科研单位和院校在稠油开发方面的研究进展和技术特点，扬长避短，为我所用。