全球首個海上大規模超稠油熱采開發油田投產

撬動海底“黑琥珀”

能源，人類社會發展的重要基礎資源。

渤海東北部，遼東灣海域。世界首個海上超稠油儲量規模化開發油田——旅大5-2北油田的生產平臺傲然挺立于此。

9噸、60噸、109噸……投產近一個月，該油田首口超稠油蒸汽吞吐井日產油量逐步攀升，基本達到開發方案設計高峰產量。該模式的成功應用，將撬動渤海灣盆地上億噸宛如“黑琥珀”一般的特超稠油資源開發，對于保障國家能源安全意義重大。

什么是稠油、超稠油?我國稠油開發現狀如何?令人“愁上加愁”的超稠油開發到底難在哪兒?全球首個海上大規模超稠油熱采開發油田投產背后有何技術突破?記者近日采訪了中國海洋石油集團有限公司有關負責同志。

喚醒沉睡的“海底黃金”

變規模儲量為產量

潤滑油、潤滑脂，交通建筑行業所用的各類型瀝青，工業及發電廠用燃料油……未來，市面銷售使用的這些產品中，或許有不少將源自渤海灣盆地的超稠油。

據中國海油有關負責人介紹，4月23日一期投產的旅大5-2北油田項目，完全投產后預計可累產原油超650萬噸，全部煉化成瀝青可鋪設5000余公里的4車道高速公路，相當于北京到三亞的直線往返距離。與我國其他海上油田不同，旅大5-2北油田屬于非常規稠油，地層原油黏度大多超過50000毫帕秒，是渤海已開發最稠原油的20倍以上。

這是一個什么概念?“常溫下接近固體瀝青，根本無法流動。”中國海油天津分公司渤海石油研究院油藏總師劉英憲給記者舉了兩個例子，“我們平時吃的蜂蜜黏度通常是3000毫帕秒左右，而使用的面霜黏度通常在10000毫帕秒左右。”

記者了解到，開采后未經任何加工的石油，被稱作原油，是一種復雜的混合物，主要包含各種烴類、膠質、瀝青質等。不同油田中，受油層埋藏深度、蓋層狀況及運移距離等因素影響，產出原油的顏色、組分、黏度或密度等都存在差異。

“黏度超過50毫帕秒的原油就屬于稠油，被視為‘地下黃金’。”劉英憲解釋道，50毫帕秒相當于常溫下奶油的黏度。在此基礎上，以10000毫帕秒、50000毫帕秒為分界點，又可以將稠油分為普通稠油、特稠油和超稠油。

數據顯示，在世界剩余石油資源中，約有70%都是稠油。持續、有效、經濟的稠油開發成為各國石油增產的主攻方向。

作為世界四大稠油生產國之一，我國稠油資源量約有198.7億噸，現已探明35.5億噸，開發潛力巨大。僅在渤海海域，稠油儲量就占了原油總探明儲量的近一半。喚醒這部分沉睡的“海底黃金”，變規模儲量為產量，對我國能源安全的重要性不言而喻。

然而，稠油開采并不容易。

專家介紹，猶如“黑琥珀”一般的稠油在行業中還有一個名字——“愁油”。因為黏度大、流動性差，其開采難度大、成本高，多年來一直是人類“可望而不可即”的黑色寶藏。尤其是海上油田不能像陸地油田那樣布置密集的井網，想要將稠油從海底地層提升到地面再完成輸送，對采油技術、流程處理、海管外輸等都提出了極高的要求，是公認的世界級開采難題。海上超稠油的開采更是令人“愁上加愁”。

如何有效撬動這些稠油儲量，找到適合海上高效開發的“良方”，成為我國科研攻關的重要內容。

從方案設計到機理表征，從效果評價到接替技術……一系列研究與技術攻關，讓我國海上稠油開發接連取得重要突破。2010年，綏中36-1油田一期綜合調整項目投產，打破了常規稠油水驅開發采收率不超過20%的預言;2020年，我國海上首座大型稠油熱采開發平臺——旅大21-2平臺順利投產，填補了我國海上油田稠油規模化熱采的技術空白。今年4月，旅大5-2北超稠油油田的投產，則標志著我國海上稠油開發進入新的階段。

給海底油層“蒸桑拿”

精準確定拐點溫度讓稠油變稀油

稠油雖然頑固，但也有弱點——怕熱。

試驗數據顯示，溫度每升高10攝氏度，稠油黏度就會降低一半左右。

因此，與常規原油“冷采”的開發模式不同，稠油通常是采用“熱采”模式。即向地層注入熱水或高溫高壓蒸汽，以提高地層中原油的溫度，從而降低原油黏度，讓其變成流動性很好的“稀油”，然后趁熱將這些“稀油”開采出來。

業內專家介紹，目前常用的稠油“熱采”模式有兩種。一種是“蒸汽驅”模式，就是向井中持續注入高溫高壓蒸汽，通過蒸汽將地下原油加熱，然后“你推我搡”，將鄰近變稀的原油驅向采油井采出。另一種則是“蒸汽吞吐”模式，就是先將高溫高壓的蒸汽注入油層，對油井周圍油層加熱降黏，燜井換熱后再開井采油。旅大5-2北油田采用的是“蒸汽吞吐”模式。

注汽、燜井、開采……劉英憲形象地給記者打了個比方，“這就像是給海底油層‘蒸桑拿’”。

不過，給稠油“蒸桑拿”不是一項簡單的工程。

要達到多高的溫度才能讓稠油變稀、蒸汽注入如何才能更加均勻、變稀的原油怎么才能順利采出……這都是要攻克的技術難點。

準確確定稠油變稀的拐點溫度，是旅大5-2北油田能否順利開發的關鍵。“只有確保注熱后，地層、井筒和地面管線中原油的溫度都高于這個拐點溫度，稠油才能被順利采出。”劉英憲告訴記者，而這也是困擾行業多年的難題。

“并非稠油黏度越大拐點溫度越高，即便是黏度相近，不同油田的原油拐點溫度也可能相差很大。”有關科研人員介紹，通過大量試驗，他們摸索出一套定量計算拐點溫度的方法，并發現旅大5-2北油田原油雖然黏度超過50000毫帕秒，但是拐點溫度卻與已開發油田普通稠油的拐點溫度相近。

“很高興，這說明旅大5-2北油田超稠油走‘蒸汽吞吐’開發這條路可行!”劉英憲說，為了驗證計算結果的可靠性，科研人員還精心設計了驗證方案，最后通過幾百組實驗數據，證實了旅大5-2北油田原油的拐點溫度約為90℃。

“‘蒸桑拿’用的水十分講究，要使用經過嚴格處理的純凈水。”中國海油天津分公司副總工程師劉義剛告訴記者。

然而，對于海上作業平臺來說，淡水資源匱乏，只能從海水或地層水中做出選擇。專家介紹，海水與地層水各有優劣：海水淡化能提供的水量更大，但處理流程較長且較復雜;地層水處理流程相對簡便，但其中若含油，會導致水處理流程中的膜組件失效，無法生產出合格的鍋爐供水。如何在降本增效的前提下規避風險?

研究人員反復論證，最終研發出首套海上雙水源鍋爐水處理系統。該系統以使用地層水為水源作為設計基礎，在生產過程中，一旦監測到地層水中含油不再適合作為鍋爐供水水源，便可通過簡單的設備更換和管線連接切換為海水水源。如此一來，投資成本較傳統海水淡化系統可降低約30%。

與此同時，由于蒸汽的波及范圍有限，且離注汽井越遠，熱能就會不斷遞減。為提高注入蒸汽的熱利用率和經濟效益，研究人員還創新形成了注蒸汽波及范圍定量預測技術，建立了厚層稠油油藏注蒸汽波及范圍預測模型，可對不同原油黏度和油層厚度下注入蒸汽垂向波及系數進行評價，根據評價結果動態適時調整參數，控制蒸汽注入速度和注入量。

創新實行注采一體化

注熱與生產高效銜接

產油量、含水量、設備壓力值……5月12日，記者電話連線中國海油天津分公司渤海石油研究院采油工藝研究所工程師王弘宇時，她正根據旅大5-2北油田作業平臺反饋的首口超稠油井作業參數，分析射流泵生產運行情況，為后續熱采井投產提供技術支持。

射流泵注采一體化工藝，是從地層經濟高效地將原油舉升上來的核心工藝，也是稠油熱采領域的一項重大創新。

“我們采用的射流泵注采一體化工藝，就是注熱過程和生產過程共同使用一套井筒管柱，實現了注熱與生產的高效銜接。”劉義剛介紹。

由于海上油田作業平臺面積有限、油井軌跡復雜等，不能采用陸地上超稠油生產常用的有桿式抽油機，而常規的注采兩趟管柱是注蒸汽時下入注熱管柱，開采時提出注熱管柱再下入生產管柱，會耗費大量時間和作業成本。科研人員經反復比對論證，創新采用射流泵注采一體化管柱技術，將注熱管柱與生產管柱合二為一，極大降低了修井時間，節省修井作業成本達30%以上。據測算，26口井8個輪次作業累計可節約操作費用超過2億元，大幅提高超稠油熱采規模開發的經濟性。

“旅大5-2北油田作業平臺分為井口平臺和生產支持平臺，兩個平臺通過棧橋連接，投影面積加起來還沒有一個標準足球場大。而對于熱采平臺來講，無論是工序、工藝，還是配套設施，都更為復雜。”劉義剛告訴記者。

以注入程序為例。對于常規冷采平臺而言，配套注水設備即可。而熱采平臺不僅需要增加專門的水處理設備，還需要增加適用于規模化熱采的大排量鍋爐及相關配套設施。因此在設計伊始，科研人員就將這些因素考慮在內，相關配套設施盡可能小型化、輕量化。據了解，項目創新形成的規模化熱采大排量蒸汽鍋爐設備，不僅實現4井同注，具備過熱功能，而且極大降低了占地面積。同時應用靜電聚集分離器+旋流除砂分離器，實現生產階段超稠油、水、砂的高效分離。

不僅如此，設備的抗高壓高溫能力、保溫效果、注熱安全等也是科研人員的重要考量。

一方面科研人員對注熱管柱開展深入研究，攻關形成全密閉無熱點的高干注汽管柱工藝，極大降低井筒的熱損失，保障了注熱效果。另一方面創新形成包含高溫井下安全閥、高溫熱采封隔器等關鍵工具的高溫井下安全控制系統，達到國際領先水平，為旅大5-2北油田開發筑牢安全屏障。

高溫井下安全控制、射流泵注采一體化、海上小型多功能熱采裝備、物模數模一體化設計……一系列技術攻關，讓我國實現超稠油規模化、經濟開發的突破。