9月15日，中国海洋石油集团有限公司披露消息称，中国海上首座大型稠油热采开发平台——旅大21-2平台日前在渤海顺利投产，此举填补了中国海上油田稠油规模化热采的技术空白，标志着中国油气行业在开发开采海上稠油和特稠油进程中迈出了关键一步。

数据显示，渤海油田在数十亿吨的石油地质探明储量中，有一半以上都是稠油，但每年超3000万吨的油气年产量中，热采稠油产量占比不足1%。

据介绍，稠油油品粘度高、凝点高，流动性差且容易凝固。本次投产的旅大21-2平台主体热采区域稠油地层粘度均值接近3000毫帕/秒，开采出的稠油犹如“黑泥”一般厚硬，只能通过加热才能“化”解。

中国海油天津分公司辽东作业公司总经理张春生介绍，这样的稠油从地层采到地面再完成输送，对采油技术、流程处理、海管外输等都提出了极高的要求，被公认为世界级开采难题，而在海上隔着一层海水开采稠油更是难上加难。

张春生表示，为了实现海上稠油规模化热采的技术突破，中国海油先后在南堡35-2油田，旅大27-2油田等先导试验区实施试验性稠油热采作业，在充分吸收陆地热采油田经验的基础上，着力解决海上平台空间狭小、淡水资源匮乏等一系列难题，稳步推进相关研究和技术攻关，积累经验，积蓄力量。

在先导试验区的基础上，旅大21-2平台成为中国首座采用稠油热采整体开发方案的海上平台，弥补了先导试验区“先上冷采再上热采”所带来空间上的“先天不足”，该平台从建造起就全部应用热采工艺技术，拥有专门用于开采稠油的规模化热采集成装置，平台部署井和配套工程设施可全部进行热采生产。

渤海石油研究院采油工艺专家刘义刚表示，旅大21-2稠油热采平台的顺利投产，是中国海油多年稠油开采技术成果的集中展现。通过一系列技术摸索和以热采先导试验区为载体开展的稠油热采开发技术攻关研究，渤海油田逐步建立起海上稠油关键工艺研究、开发方案设计和开发效果评价技术在内的油田开发全过程技术体系。

稠油不愁

石油是一种复杂的混合物，主要包含各种烃类、胶质、沥青质……不同的组分含量，导致了原油的颜色、性质等有所不同。有一种石油颜色最深，物理性质十分黏稠，难以流动，但它占到了全球原油储量的70％，我们一般称它为“稠油”。

认识稠油

稠油科学定义是在油层条件下，黏度小于50mPa ·s或脱气后黏度大于100mPa ·s的原油。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。在国外，稠油又被称作重油（HeavyOil），只不过它将油砂包含在内。

API重度（AmericanPetroleumInstituteGravity）是美国石油学会采用的一种公认的石油比重指标，可以粗略衡量油品质量的高低。根据API重度指标，可以将原油分为轻质（Light）、中质（Medium）、重质（Heavy）、超重质（ExtraHeavy）4类。

我国稠油和国际稠油的特征略有不同，因此国内采用了不同的划分标准，将稠油分为普通稠油、特稠油和超稠油3类。我国稠油沥青质含量低，故相对密度较低；而胶质含量高，稠油黏度也相对较高。

世界上稠油资源极为丰富，稠油、超稠油、油砂和沥青大约占全球石油资源总量的70％。全球稠油地质储量约为8150亿吨，委内瑞拉最多，拥有世界稠油总量的48％；其次是加拿大，占总量32％；接下来的就是俄罗斯、美国和中国。

委内瑞拉的稠油资源主要集中于东委内瑞拉盆地的Orinoco重油带和马拉开波盆地，其中Orinoco重油带是全球最大的稠油储集区。加拿大是全球油砂资源最丰富的国家，资源主要分布在西加拿大盆地，由Athabasca（占加拿大油砂资源的80％）、ColdLake（12％）和PeaceRiver（8％）三个油砂区组成。俄罗斯的重油和沥青集中分布在东西伯利亚盆地（74％），其次在伏尔加—乌拉尔盆地（12％）。美国的稠油资源主要集中在加州的Midway－Sunset、KernRiver、Coalinga和SouthBelridge区域，其次是阿拉斯加地区。

我国稠油开发的难点

我国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田，探明储量40亿吨。储量最多的是辽河油田，然后依次是胜利油田、克拉玛依油田和河南油田。海上稠油集中分布在渤海地区，渤海已探明原油地质储量45亿立方米，其中62％为稠油。

难点1：黏度大、流动性差

稠油黏度大、流动性差，也就是通俗理解的太稠，给整个开发和炼化过程都带来很多困难。

在开采阶段，在流动性差，稠油一般无法自喷。对于原油输送时，高黏度的稠油输送必须借助大功率且性能稳定的泵送设备。就炼化工艺而言，为了将稠油转化为燃料油，需要加入大量的氢气进行裂化反应；渣油、硫、氮以及金属元素等还会大大增加炼化工艺的难度。

难点2：埋藏深、储层差

与国外稠油油田相比，我国的稠油埋藏深（集中在1000～1500米），又因为储集在疏松的砂岩层中，在开发过程中容易出砂，所以综合开发成本较高。

稠油开发方式

全球的稠油油田地质条件各有不同，但通过长期的摸索和沉淀，各个国家在稠油资源开发上形成了不同的模式。

1．露天开采（SurfaceMining）

加拿大油砂埋藏很浅，一般采用最简单、直接的露天开采模式，不仅采收率高，而且开发成本很低。露天开采方式的缺点是仅适用于埋深较浅（＜75米）的近地表油藏，而且地表会被严重破坏、难以修复，给环境造成不可逆转的破坏。

2．注入降黏剂（InjectionViscosityReducingAgent）

对于埋藏较深的稠油油藏，单纯采用钻井抽油的常规方式来开采，采收率相当低，仅有1％～10％。随后人们想出向井筒中加入稀油或稀释剂、降黏剂的方法来提高稠油采收率。缺点是效果不显著，经济性一般。

3．蒸汽吞吐法（CyclicSteamStimulation，CSS）

研究发现，稠油的黏度对温度十分敏感，温度每升高10℃，黏度往往会下降一半。因此专家们提出了人工加热油层的方法，这也成为了后来行业开发稠油的主要思路。蒸汽吞吐法就是其中之一，通过向井筒注入高温蒸汽加热油藏，提搞稠油流动性，具体步骤为：①将高温蒸汽快速注入到油层中；②焖井，通常2～5天；③开井生产。要根据井深、油层性质、黏度等因素来确定蒸汽注入量以及焖井时间。

由于需要注入高温高压的蒸汽（温度高达350℃、压力最高达17兆帕斯卡），蒸汽吞吐需要采用特殊的材料、装备和工艺，生产井普遍使用大套管（一般7寸以上，套管的壁厚一般要大于9毫米）、大油管，完井采取高密度射孔（16～40孔/米）。目前国内80％的稠油热采产量是靠蒸汽吞吐工艺获取。辽河油田高三区油井首次进行蒸汽吞吐试验时，累计注汽980吨，自喷58天，产油780吨。蒸汽吞吐的劣势是：加热区域有限，采收率仅为15％～20％；蒸汽冷热周期变化对井筒的损害较大；作业周期长，时效性低。

4．蒸汽驱油（SteamFlooding）

在蒸汽吞吐后期，又形成一种新的方式：由注入井连续向油层内注入高温蒸汽，驱替油层向附近的生产井移动，生产井获得持续的、更高的产量，这种方式叫做蒸汽驱油。注气与采油同时进行，一方面加热油层降低了原油的黏度，另一方面补充了地层的能量、驱替原油，两者共同作用，原油采收率最高可达60％～80％。在美国的克恩河油田和印度尼西亚的杜里油田，蒸汽驱采收率超过了50％。辽河油田的齐40块油田，蒸汽驱前采收率为24％；采用蒸汽驱后，总体采收率达到了53％。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。后来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小，蒸汽驱油效果不是很好，所以在实际生产中往往采用蒸汽驱油和水平井相结合的方法。

5．火烧油层法（InSituCombustion）

蒸汽的热量毕竟是有限的，储层较深的稠油开发效果还是难以保障，针对这一状况，人们又研究出了一种更大胆的方案，这就是将助燃气体注入油层大面积点燃地下油层的火烧油层法。燃烧产生的热量会加热油层，降低稠油的黏度，注入的气体也起到了增加地层能量以增产的效果。火烧油层的燃烧方式有正向燃烧、反向燃烧和联合热驱三种，技术较为复杂。但火烧油层会烧掉原油10％～15％的储量。

目前，全世界已经有100多个油田开展了较大规模的工业性开采试验，采收率可高达50％～80％。中国石油曾经在辽河油田进行火驱试验，并证明油层成功点火。但火烧油层的方式需要连续向油层中注入空气，有高压、大排量、连续工作等特点，因此对设备性能要求较高。而我国地下油藏构造复杂，监测地下燃烧状况困难，因此并未在我国广泛应用。

6．蒸汽辅助重力泄油（SteamAssistedGravityDrainage，SAGD）

1978年，RogerButler提出了蒸汽辅助重力泄油的概念，这种方法在加拿大已经得到了很好的应用和验证。

SAGD是为了达到更好的蒸汽驱效果而采用的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，在重力的作用下，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稠度降低的原油和水举升至地面。

此外，SAGD的开采模式还可以用于蒸汽吞吐的后期。例如，辽河油田新钻一口水平井穿过油层后，利用已有的多口直井同时注入高温蒸汽，水平井采油，这样就大大提高了稠油的采收率。

7．水平段注空气技术（ToetoHeelAirInjection，THAI）

THAI实际上是结合了火烧油层与SAGD的原理，由注入空气的直井与水平的生产井共同组成。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。理论上该方法的最终采收率可达到80％，可以作为火烧油层的接替技术，但从现场操作来看，还存在如何控制注汽强度和注入压力、选择布井位置等难题。

8．稠油出砂冷采技术（ColdHeavyOilProductionwithSand，CHOPS）

热采对井下管柱和设备要求较高，而且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。但防砂工艺技术不但会影响产油量，还会增加开采成本。此外，有些油层厚度较薄，不适合热采，所以逐渐兴起了一种新的理念——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”，但中海油提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的理论。通过适度控制地层出砂，影响地层渗透率的小砂粒将同原油一起流入筛管，改善近井带渗透率。这种技术被称为“多枝导流技术”，它能在主井眼上打出更多的分支，增大井眼与油气储层的接触面积，通过控制砂量的产出，提高油井产能。

经过数年探索，多枝导流适度出砂技术和丛式井网整体加密技术已经成功应用于我国的渤海稠油油田。除此之外，目前还有很多技术属于研究阶段，随着技术的不断发展，经济高效开采稠油的方法将会越来越多。

虽然世界各地稠油性质不同，各区域地质情况迥异给稠油开采带来很大难度，但经过石油工作者长期艰苦的探索和积累，目前全球已经形成了各具特色的稠油田开发技术体系，这大大提高了稠油的开发能力——稠油“不愁”。

文章来源： 中新社，ECF国际页岩气论坛