稠油开采技术及研究进展

稠油储量占全球原油储量的大部分，其有效开发是世界级难题。按照石油天然气行业标准SY/T 6169—1995《油藏分类》，稠油的定义是在地层条件下黏度大于50 mPa·s的原油[1]。稠油的成因非常复杂，与普通原油最大的区别在于生物降解程度，降解程度越高越容易形成稠油[2]。自20世纪60年代开始工业化生产以来，稠油开采技术发展较快，一般可分为“热采”和“冷采”两大类。

1　热采方式

1.1　蒸汽吞吐

蒸汽吞吐技术是通过向井筒注入高温蒸汽加热油藏，提高稠油流动性来开采稠油。具体步骤如下：首先将高温蒸汽快速注入油层中，然后焖井，通常2～5 d，最后开井生产。影响蒸汽吞吐开采效果的主要因素有油层厚度、油层渗透率、原油黏度、蒸汽干度、注汽速度和周期注汽量等，需要根据井深、油层性质、黏度等因素确定蒸汽注入量及焖井时间，当采油量严重降低时，需进行新一轮的注汽[3]。蒸汽吞吐需要采用特殊的工艺、装置和材料，生产井基本使用大套管、大油管，热采井完井采用高密度射孔。蒸汽吞吐加热区域有限，且注入蒸汽冷热周期性变化，对井筒的损害较大[4]。

长白猪的产活仔数第三胎与第一和第二胎比较差异有统计学意义（P＜0.01），大白猪的产活仔数第二胎与第一胎和第三胎比较差异有统计学意义（P＜0.01），长大二元猪的产活仔猪数第三胎与第一胎和第二胎比较差异有统计学意义（P＜0.05）。长白猪的产健仔数第三胎与第一胎和第二胎比较差异有统计学意义（P＜0.05），大白猪的产健仔数第二胎与第一胎和第三胎比较差异有统计学意义（P＜0.01），长大二元猪的产健仔数第三胎与第一胎和第二胎比较差异有统计学意义（P＜0.05）。见表3。

1.2　多元热流体吞吐

利用柴油与空气混合燃烧后产生的高温高压烟道气及少量蒸汽，与冷水混合，可形成由蒸汽、热水、氮气和二氧化碳等组成的高压多元热流体，向井筒中注入这种混合流体，焖井2～5 d后开井生产，称作多元热流体吞吐采油技术[5]。该流体中的热水及蒸汽对稠油具有降黏作用，对近井地带有机质沉积具有解堵作用；二氧化碳对稠油具有溶解、溶胀降黏作用，碳酸对地层具有解堵作用；氮气能够扩大多元热流体的地下波及作用范围，对地层增能保压，疏通近井带[6]。

数据分析采用t检验方法， 显著性水平为P<0.05。整个数据处理采用SPSS 9.0软件，制图采用OriginPro 7.5。

向注入井中持续注入蒸汽，将地下原油加热并驱替油层向附近的生产井移动，利用生产井将原油持续采出的方法即为蒸汽驱采油技术。蒸汽注入与原油开采同步进行，一方面加热油层降低原油黏度，另一方面补充地层能量驱替原油，可以显著提高稠油油田采收率[8]。蒸汽驱油开发效果受油藏深度影响很大，我国的稠油埋藏普遍较深，高温蒸汽在通过较长的井身时会损失大量的热量，为了减少蒸汽通过井身时的热量损失，又采用了具备保温隔热能力的生产管柱。由于直井与油层的接触面积较小，蒸汽驱油并不能很好地发挥效果，所以在实际应用中往往采用蒸汽驱油和水平井相结合的方法[9]。

创建以学习者为中心的教学环境，就是要打破以教师为中心的教育模式，引导学生自主学习，积极参与到课堂教学中。

1.3　蒸汽驱油

本疗法出现了一些不良反应，但所有的不良反应均较轻，可以耐受，且均在0.5～5 h内自行缓解，无患者因不良反应而停药，这与按需服用西地那非的不良反应基本是一致的[24-25]，说明按规律联合按需口服西地那非疗法并没有额外增加患者的不良反应，是安全的。

1.4　蒸汽辅助重力泄油

1978年ROGER提出了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)的概念，在加拿大得到了很好的应用和验证，国内已进行SAGD的先导试验，并取得了不错的效果。SAGD技术为了达到更好的蒸汽驱效果，采用了一种特殊的布井方式，两口水平井一上一下并行穿过油层，上部的水平井注入高温蒸汽加热原油，由于重力作用原油和热水流入下面的生产井附近，生产井的举升系统将黏度降低的稠油举升至地面[10]。

THAI是由注入空气的直井与水平的生产井共同组成的，实际上它是火烧油层与SAGD这2种方法对应原理的结合。油层点燃后产生的燃烧前缘会加热油藏，驱替原油流入水平井中，从而增加火烧油层的泄油面积。THAI通过热量对油藏进行充分的驱扫，因此在稠油油藏的开采中可以取得较高的采收率[14]。THAI在稠油开采中的一个突出优点是能开采并储存改质石油。三维燃烧试验[15]结果表明，利用THAI机理从加拿大狼湖稠油油藏中采出的原油，15 ℃时的黏度为50～500 mPa·s，相对密度0.946，与15 ℃时黏度为48 000 mPa·s、相对密度0.996的原始原油相比，采出油的油品有了较大提升。

1.5　火烧油层

蒸汽的热量毕竟有限，储层较深的稠油开发效果难以保障，于是人们又研究出了一种更大胆的方案—大面积点燃地下油层。火烧油层就是将助燃气体注入油层，并点燃油层，燃烧产生的热量会加热油层，降低稠油的黏度，从而提升稠油产量，注入的气体也有增能保压的效果[12]。目前油田开展的较大规模火烧油层工业性开采试验，采收率最高可达50%～80%。火烧油层根据燃烧前缘与氧气流动的方向可分为正向火驱和反向火驱，根据燃烧过程是否注入水又分为干式火驱和湿式火驱。近年随着水平井技术的发展，又研发应用了重力辅助火烧油层技术[13]。

1.6　THAI

高永荣等[11]利用物理模拟及数值模拟方法，研究了在蒸汽辅助重力泄油过程中添加氮气提高顶水超稠油油藏开发效果的生产机理，主要包括：形成隔热层，降低热损失，提高热效率；维持系统压力，改善流度比；降低原油黏度，提高流动能力。优选出了氮气注入方式、氮气与蒸汽混合比及氮气总注入量。研究结果表明，氮气辅助SAGD开采技术有利于蒸汽腔的侧向扩展，增大了蒸汽的横向波及体积；在SAGD过程中添加氮气能够有效控制顶水下泄，延长SAGD生产时间3～4年。

1.7　微波加热采油

加拿大稠油出砂冷采矿场经验[19]也表明，只要油层胶结疏松，地层原油中含有一定的溶解气量，原油本身具有一定的携砂能力，均可适应出砂冷采技术。而油层厚度、原油黏度以及油藏压力等参数对该技术没有明显的限制，即使油层厚度仅3～5 m、原油黏度高达160 000 mPa·s或油层压力仅2.4 MPa，也均能成功地出砂冷采。因此该技术是降低稠油开采成本、提高低品位资源利用率的重要手段。

今年全国化肥产量下降，成本提高，市场价格高。康满红表示，与去年同期相比，公司经销的钾肥价格上涨17.3%，BB肥价格涨16.6%，导致销量降幅超过30%。主要原因是受国家去产能、化肥零增长等宏观政策影响，传统化肥需求量减少，农产品价格较低并将长期存在，国外进口的质优价低农产品冲击。

2　冷采方式

2.1　适度出砂冷采

稠油油藏的储层相对疏松，在开采过程中出砂现象十分普遍，采用各种防砂工艺不但会影响产油量，还会进一步增加成本。此外有些油层厚度较薄，不适合热采，而且热采对井下管柱及地面设备性能的要求较高，这种情况下可以考虑适度出砂冷采技术。理论上石油开采过程对地层砂是“零容忍”的，但有关研究指出，适度出砂并不会对生产造成危害，反而会提高地层的渗透性，通过控制砂量的产出，提高油井产能。出砂形成“蚯蚓洞”网络并形成稳定的泡沫油，极大地提高了稠油的流动能力；影响地层渗透率的小砂粒与原油一起流入筛管，能够改善近井带渗透率，提高稠油油田产量[18]。

微波加热稠油开采技术的机理是通过微波振荡改变稠油分子间的固定结构，进而提升分子振动，使其化学组成发生改变，高损耗组分发生过热分解，另外微波加热提高了油层温度，两者协同作用降低稠油黏度。微波加热设备可以在10 s内将标准质量的稠油升温8 ℃，这会大幅提高稠油的流动性，从而提高原油采收率[16]。

2.2　化学驱油

化学驱油是三次采油技术中应用较为成熟的一种，中国在这方面已达到世界先进水平。化学驱油技术包括聚合物驱、泡沫驱、表面活性剂驱、碱驱、聚合物/表面活性剂二元驱、三元复合驱等。采用聚合物驱、泡沫驱等驱油方法时，将少量的水溶性高分子聚合物或者泡沫剂注入油层，从提高驱油剂的黏度出发，降低其流度并改善油水流度比，调整吸水剖面，提高波及效率[20]；表面活性剂驱油则是为了改善驱油剂的洗涤能力，向油层中注入表面活性剂，降低油水界面张力，改变岩石的不利润湿性[21]；碱驱是利用碱性水与原油酸性组分就地生成活性水剂，改善润湿性或使原油乳化，堵塞大孔道，并且形成低界面张力[22]；聚合物/表面活性剂二元驱及三元复合驱则兼具上述不同方法的优点。化学驱油技术不受时间约束并可以使用相对大的井距，对于薄层中的可流动稠油有较好效果，化学驱油与热采方法共同使用，对超稠油也有效果。化学驱油技术在渤海地区部分油田推广应用以来，取得了良好的增油效果。

多元热流体吞吐所需的热采设备具有体积小、重量轻等特点，适合海上平台安装，具有较好的发展前景。2008年至今，多元热流体吞吐采油技术在渤海某油田已完成矿场试验20余井次，热采井单井平均产能提高了1倍以上。随着稠油热采的规模推进，热采设备早已实现平台固化，且拖二、拖三型多元热流体注热装备支持多井同注，提高了作业时效，同时还发展了一系列配套技术，如热采采出液处理、微敏可逆凝胶调驱封窜、耐高温井下安全阀的应用等[7]。

目前设计的微波加热采油方法有3种：第1种是通过地面微波加热处理装置，加热注入地层的水或水蒸气，此方法的优点是不用改变现有井口设备，无需动管柱，施工方便；第2种是将微波源直接放入井下，使地层温度升高；第3种是多底井地层微波加热稠油开采技术，具有最佳作用效果，微波沿竖井段向下传输至多连通器，并与开窗侧钻的水平井内的天线相连通，微波能量通过天线向地层辐射，由于在同一油层中可以侧钻多个水平井，因此能够有效提升微波辐射的作用效果[17]。

2.3　注CO2采油

注CO2提高原油采收率技术是近年来石油开采领域的研究重点，其机理为：CO2溶解在原油中，使原油体积膨胀，降低油水界面张力和原油黏度，改善流度比，萃取轻质烃，同时起到溶解气驱、混相气驱、碳酸酸化解堵的作用。按驱油原理主要分为CO2混相驱(水与气交替注入)和CO2非混相驱(重力稳定注入)。当注入到地层的剩余压力高于最小混相压力时，实现混相驱油；当压力达不到最小混相压力时，实现非混相驱油[23]。注CO2采油技术适用于储层封闭好、非均质性小、厚度小于20 m的油藏，且要求原油中石蜡、沥青质、H2S含量少。CO2是一种安全气体，不会引起污染问题，但是气源缺乏，混相压力过高，在管线中易发生腐蚀、结垢现象，还会向邻井发生气窜[24]。

2.4　微生物采油

微生物采油中，通过生产井或注入井向地层中注入本源微生物，以地层稠油中的重质组分为碳源进行生长繁殖，使得稠油中的轻质组分增多，黏度降低，有利于稠油的采出。该技术主要包含以下机理：微生物将长链饱和烃降解为中短链烃，平均分子链变短，原油黏度降低；微生物作用于芳烃和胶质，产生长链分子脂肪酸及含羰基化合物等生物表面活性物质，降低油水界面张力，乳化原油，降低原油黏度；微生物作用于原油时产生短链烷烃和二氧化碳等，有利于增加产层压力；微生物黏附在金属或黏土矿物表面，形成表面保护膜，起屏蔽晶核、阻止结晶的作用；微生物通过分散和溶解作用，能够有效防止积蜡[25]。

王学忠等[26]根据春风油田油样组成，筛选出了内源微生物菌种、外源微生物菌种、营养液及激活剂。2014年9月注入微生物菌液、营养液及激活剂共计865 m3后，关井反应166 d，2015年3月15日开井生产，至2016年4月30日已生产405 d，累产油3 464 t。微生物采油后50 ℃脱气原油黏度下降了58%，并在采出液中检测到了数量较多的注入活菌，表明注入菌种能够适应地层条件并生长繁殖。与采用蒸汽吞吐采油技术的16口邻井相比，微生物采油有效期长且具有更好的经济效益。

3　结语

稠油热采技术中最大的费用在于蒸汽成本，占总作业成本一半以上，其难点是生产廉价蒸汽，并估算地层所需蒸汽的最小值，然后合理分配至目的层[27]。当前正在研发的井下电蒸汽发生器，着眼于深层、海上、受环境限制等条件的稠油油藏，它可在砂岩层生成蒸汽，比常规的热采系统更具优越性，排除了地面蒸汽分配、井筒热损失、设备占地大、不适合海上安装等常规注汽系统存在的问题[28]。化学驱提高稠油采收率技术在我国发展飞快、潜力巨大，但是衍生出的一些问题，如聚驱采出液降黏、含聚合物油泥资源化利用等问题亟待解决[29]。依据稠油开采工作的实际情况，应该进一步发挥微生物采油的潜力，微生物采油技术具有多功能性，有望成为未来提高稠油采收率的主要技术之一。为了克服其使用局限性(高温、高矿化度环境较难应用)，在现有菌种基础上，可以通过生物工程手段，针对油藏条件来构建采油用工程菌，例如有选择性降解作用的稠油降解工程菌、代谢高产表面活性剂的驱油工程菌等[30]。

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