曲文瀚

（中国石油辽河油田公司特种油开发公司，辽宁 盘锦 124010）

1 稠油生产特点

稠油是石油烃类能源中的重要组成部分，稠油流动性能很差，可流动温度在80℃左右。长效压力计测试资料中得出，当油层温度低于80℃，油井产量迅速下降到零。原油在地层条件下不流动，因此在开发、输油、贮运和外销的每个环节都必须全程伴热。其特点如下：

（1）稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分很少。而且随着胶质和沥青质含量增高稠油的相对密度和粘度也相应增加。

（2）稠油的粘度对于温度特别敏感，随着温度的增加，粘度急剧下降。且原油粘度越大，这种变化越明显。

（3）稠油中硫、氧、氮等杂原子较多。

（4）稠油中石蜡含量一般较低，但也有极少数油田是“双高油田”，即沥青质含量高、石蜡含量也高，表征为高粘度高凝点原油。

因此，稠油它的蒸汽吞吐开发具有与普通稠油不同的三大特点：（一）能量消耗大(需要大电机、大电热装置、大注汽锅炉)；（二）生产环节多，生产过程中出现的问题多，作业频率高，如：分层注汽、冲砂、防砂、检泵、大修、侧钻等；（三）操作成本高，其中：热采费占30%；作业费占26%；动力费占12.5%；油水处理费占14.1%，四项合计占操作成本的82.6%。与普通稠油相比，热采费吨油增加73.9元/t，作业费增加76.0元/t，动力费增加40.8元/t，油水处理费增加30.2元/t，四项合计，每吨原油操作成本比普通稠油高出220.9元/t。

2 稠油独特的开采规律

2.1 周期间产量变化规律。可划分为三个阶段：上升阶段（1～3轮），周期产量呈逐渐上升趋势，产量上升率平均为22%；高峰阶段（4～6轮），周期产量稳定在1070t左右；缓慢递减阶段（7轮以后），7轮以后便进入高轮次吞吐阶段，周期产量逐渐下降，平均周期递减率为10%。超稠油的这种产量变化规律，是由超稠油的热敏效应决定的，同时也受加热半径、井底周围含油饱和度的制约。

2.2 周期内日产油变化规律。划分为两种开发模式：一是周期生产早期（1～3周期），平均日产油量由零很块上升到23t／d左右，产量日递增平均为1.5t／d左右，油井保持相对高产一段时间，称之谓峰值期，一般为20t/d左右，峰值期过后，除了第一周期由于热能的影响，递减较快外，二、三周期均缓慢递减，直至周期结束。二是第四周期以后，日产油上升阶段逐渐变缓，产量高峰值逐渐降低、滞后，甚至峰值产量消失，缓慢进入递减期。这两种开发模式，生产60d以后，单井周期内产量变化规律驱于一致。

2.3 采注比、回采水率、油汽比变化趋势

蒸汽吞吐是一个降压开采的过程，采出液量大于注入蒸汽量才能保证下一轮注汽质量。采注比的大小与注汽干度密切相关，同时中周期以后采注比下降快也反映地层能量降低过快，周期递减过大，因此采注与周期吞吐效果有直接影响，控制合理的采注比对于稳定区块产量起到重要作用。超稠油的这种变化规律与其特殊的原油性质、储层条件、举升工艺有着直接关系。

3 稠油开采现状

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。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。

4 稠油开采技术问题

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。热采技术的发展前景。某些蒸汽吞吐开采油藏将陆续转入蒸汽驱或热水驱，还有某些新油藏将投入开发。稠油产量将继续稳定增长。稠油到达井口的温度可达140℃左右，稠油在此高温下粘度已很低，可以以自喷或人工举升方式开采稠油。而深层稠油则不可能采用此方法，一方面，隔热管是双层管（Φ27 in×Φ41 in），对于常用修井机负荷太重，重要的是隔热管大于3000m的沿程热损失太大，注入蒸汽到达井底，蒸汽干度几乎为零，甚至已成为热水，热水的热焓大大低于蒸汽，用热水加温油层已经没有什么作用，甚至热水温度还可能低于地层温度，那就更不起作用了。至于使用电热杆或加热电缆的方法加热中深井稠油，可能有一定效果，但加热深层稠油或超稠油，则因为电热杆或加热电缆长度太长，电压降很大，加热功率太小，转换成热能升温有限，不足以使稠油粘度大幅度下降，也就无法将稠油开采出来。如果为了提高功率将电压升高，又会引出其他问题，如绝缘材料、耐温问题及井口安全问题；或将电缆截面积加大，减小电压降，也会引发其他问题，这样电缆外径加大，油套管环形空间太小又不能下入，同时电热杆或加热电缆功率已经很大（达到130kW），相当于深抽抽油机电机功率的两倍左右，运行费用太高，大大地提高了原油成本。因此说，对浅井、中深井稠油开采行之有效或有一定效果的方法，对深层稠油开采就不一定可行。因为深度增加，许多技术条件都不适应了，因而不能搬用浅井、中深井的办法。开采稠油的核心是降低原油粘度，而且要大幅度降低原油粘度，由几万毫帕秒降至几百毫帕秒。电热等其他方法都达不到这个要求，就要开辟新途径、新方法去开采深层稠油。

[1]包木太，范晓宁，曹秋芳，马爱青，郭省学.稠油降黏开采技术研究进展[J].油田化学，2006（03）.

[2]阳鑫军，稠油开采技术[J].海洋石油，2003（02）.