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稠油开发,难于上青天
——克拉玛依油田稠油开发技术难题解析
来源:克拉玛依市文明办  发布于:2020-12-10

  

  经过几十年的勘探开发,风城油田作业区稠油和超稠油终于实现规模化开采。本报记者 戴旭虎 摄

  稠油是个好东西。

  但是,要把这个好东西从几百上千米深的地下开采出来,就没那么好干了。

  稠油开发,难于上青天。

  世界稠油资源非常丰富,已探明储量高达8150多亿吨,约占全球石油剩余探明储量的70%。

  但是,当前世界上原油来源仍以稀油为主,稠油产量占比仍然不大。根据英国石油公司公布的数据,2018年全球原油产量为44.74亿吨。

  全球稠油年产量并没有确切数据。综合各方面信息大致可以推算出,世界稠油年产量不到全球石油总产量的四分之一。

  为什么稠油储量巨大却产量较小呢?原因很简单,因为稠油开发比稀油开发难多了。一难在技术要求太高,二难在开采成本太大。

  克拉玛依油田的稠油虽然埋藏浅,但因为储层差、物性差,想要实现有效益的开发,更是难上加难。

  

  稠油生产区块的勘探开发史是一段艰苦卓绝的创业史、奋斗史。这是1982年2月32878钻井队在风城油田钻井施工的场面(资料图)。本报通讯员 刘宪宗 摄

  复杂的世界难题

  要想理解稠油开发的难度,首先必须得搞清楚什么是稠油。

  稠油是沥青质和胶质含量较高、黏度较大的原油,其相对密度大于0.92(20℃)、地下黏度大于50厘泊,国际上一般称之为重油,我国习惯称之为稠油。

  通过直观对比我们可以看到,稀油像水一样流动,而稠油却因为黏度高而很难流动。有的稠油黏度高达几百万厘泊,像“黑泥”一样,还有的黏度更高的稠油像红糖一样呈现固态状,可用铁锹铲、用手抓起。

  用科学的语言说就是,稠油的流动性太差了。

  开采稀油时,条件好的油层可以实现油井自喷,自喷不了的可以通过向油层注水,保持油层压力,补充地层能量,然后用抽油机把油抽出来。

  对于稠油来说,既不能自己喷出来,抽油机也抽不动。

  因此,要想把稠油从地下开采出来,必须要研究新的技术。

  世界范围内各地的稠油油藏情况也大相径庭,在储藏条件、非均质性、黏度、物性、饱和度、埋藏深度、油层厚度等决定开采技术、开采难度的因素方面千差万别,不同的油藏特性需要的开采技术是不一样的,因此,靠单一的技术开发稠油也是行不通的。

  对于不同的稠油油藏,必须研究不同的开采技术。

  而且,随着开采的不断推进和深入,油藏的地质条件也会不断恶化,也需要研究新的技术。

  将稠油开采出来后,目的是能销售和运输出去。但是,要想将这种高黏度的油从采出液里成功分离出来,然后加工处理到适合向客户交货和运输的程度,也是一道巨大的难题。

  近百年来,国内外的稠油开采技术研究在不断发展和进步,火驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、THAI等技术不断出现,但是仍然没有一项通用的技术可以“一招鲜、吃遍天”,稠油的开发依然没有得到大范围普及,其产量依然不算高。

  这说明,稠油开发在技术上是世界级的复杂难题。

  从经济角度来讲,作为一种商品,石油开发就是在打成本仗。

  油价的动荡和开采成本的居高不下,是稠油开发面临的又一大难题。

  由于国际油价忽高忽低,十分不稳定,而稠油在资源品质方面远低于稀油,被归为劣质油品。因此,其销售价格通常比稀油价格要低。而在生产端,其开发成本又比稀油开发成本高得多。

  也就是说,无论是开采还是销售,搞稠油是“两头吃亏”。因此,要想使稠油实现有开发价值,也就是采油企业有经济效益开发,就必须使稠油的开采成本大幅降低。

   

  在克拉玛依红山油田有限责任公司原油生产现场(原红浅作业区红001井区),一名石油工人正在开采稠油的丛式井前巡井。本报首席记者 闵勇摄

  对于储藏条件好的稠油油藏来说,是比较容易实现的。但对于众多储藏条件差的稠油油藏来说,难度就大得多。

  一旦遇到油价大跌,企业生产的稠油越多亏损就越多。2014年国际油价暴跌就是最明显的例证。当年,WTI原油(美国西德克萨斯轻质中间基原油,全球原油定价的基准)价格从106.9美元/桶跌至26.2美元/桶,远低于许多地区稠油40至50美元/桶的成本价。

  而且,当前世界油价仍在中低位运行,对于开采成本较高的稠油油田来说,开采风险一直较大。而企业开发效益低,又抑制了在技术研发上的投入。如果油价长时间在低位徘徊,则会形成恶性循环,对稠油的开发愈发不利。

  在环保受到高度重视的当下,稠油如何实现环保开发也是一道难关。

  由于稠油采出液成分复杂,包含了油、水、泥等各种混合物。如何有效地将原油从采出液中经济地分离出来,本身就是一个巨大的难题。

  将原油从采出液分离出来的同时,也会有大量成分复杂的污水被分离出来。如果不能对这些污水进行有效处理和回收,而是把它排放出去,将严重影响当地的生态环境。

  技术难题,经济难题,环保难题,哪一个都不好解决,你说难不难?

  

  在风城油田作业区稠油生产基地二氧化碳吞吐试验现场,石油工人在对设备运行情况进行检查(资料图)。(风城油田作业区供图)

  “乖张”的克拉玛依稠油

  与国内外已经成功实现商业开采的稠油油田相比,克拉玛依油田的稠油油藏更复杂、储层条件更差,很有点“乖张”。

  据中石油集团公司高级技术稠油专家、新疆油田公司企业技术专家孙新革介绍,克拉玛依油田的稠油储藏是低品位油藏,突出表现在3个方面:

  一是孔隙结构复杂。

  采用传统的蒸汽吞吐和蒸汽驱技术进行开采时,是向地下油层注入蒸汽对油层进行加热,使稠油变稀,变得可以流动。

  按照理想情况,储层里面存在着均匀、细小的空隙,类似立体的网状结构,像海绵一样。这样一来,蒸汽通过油井注入油层时,就能均匀地扩散波及到油井附近的油层,就像蒸笼里的蒸汽一样,去把稠油蒸热,使它软化流动。

  但是,克拉玛依油田的稠油储层情况却很不理想,储层里面的孔隙大小不一,有很多大的通道。当蒸汽注入时,一部分进入这些大通道后畅通无阻逃窜了,不能有效波及到油井附近油层进行加热。按照专业的角度来说,就是在多重孔隙结构中易形成蒸汽窜流。原油黏度越高,窜流越严重,无法实现有效益的开发。

  二是隔夹层发育和分布不稳定。

  隔夹层,也称遮挡层或阻渗层,即储层中能阻止或控制流体运动的非渗透层,比如岩石,它们分布不稳定,大小、厚度不一,小的厚度只有几厘米,大的则有几米乃至几十米厚,会阻挡或限制蒸汽的有效扩散波及,导致蒸汽波及体积受限,进而影响采油效果。

  三是原油黏度高。

  理想的状态是,原油在地层里面就像水一样可以流动,采用注水的办法,因为水比油重且油不溶于水,再加上地层压力,可以很容易将原油驱动到油井里实现开采,有些地质条件好的稀油油井甚至可以自喷。但稠油流动性很差,靠注水驱动起不到作用。要想将稠油从地下开采出来,就必须先让它流动起来。

  克拉玛依油田的稠油黏度更大,基本不流动,很多都介于固体与半固体之间。也就说,必须要采取一种办法,让这种处于半固态甚至固体状态的稠油流动起来。能采取的主要方法就是向油层注入高温蒸汽对其持续加热,但是由于注入足以融化稠油的蒸汽花费很大,因此,实现有效益注入难度很大。

  传统的蒸汽吞吐开发形式只能解决少部分低黏稠油的开采,对于高黏稠油,是无法实现有效开采的。

  在新疆油田公司攻克这道难关之前,这种超稠油油藏,世界上并没有成功开发的先例,也没有可以借鉴的经验。

   

  石油专家们在风城油田作业区稠油开发现场,研究稠油开采技术和新建产能布局方案(资料图)。(风城油田作业区供图)

  注蒸汽开发技术的有限性

  对于低黏稠油,新疆油田公司采用的是被广泛应用的蒸汽吞吐开发技术。

  蒸汽吞吐是单井生产方式,就是先向油井注入一定量的蒸汽,关井一段时间进行焖井,待蒸汽的热能向油层扩散到一定程度,将稠油软化液化后,再开井将液化后的稠油抽出来的一种开采稠油的增产方法。

  蒸汽吞吐注入油层的蒸汽数量极有限,只能使井筒附近一定范围的油层加热,这个范围一般半径仅10至30米,最大不超过50米。这样,在同一口井进行多轮吞吐开采后,产量递减快。用这种方法,采收率一般只有15至20%,最多不超过25%。也就是说,油藏中探明的稠油最多只有25%被采出来。

  那么,各井之间还剩下80%左右的储量仍滞留地下。对于这项技术,国内外均无进一步提高采收率的技术可借鉴。

  按照蒸汽热采的通行做法,蒸汽吞吐阶段结束后,一般要转入蒸汽驱。

  蒸汽驱是采用井组的方式,由注入井连续不断地往油层中注入蒸汽,蒸汽不断地加热油层,将原油驱赶到生产井口周围,并被采到地面上来,注汽井连续注汽,生产井连续采出原油。

  但是,这种方式同样有很大的局限。由于蒸汽的波及范围有限,且离注汽井越远,热能就会不断递减。在连续注汽过程中,如何能在有效益的前提下,使注汽井有限的蒸汽的波及范围能彻底到达生产井,使注、采井间成功实现热连通,并使被加热后可流动的原油进入到生产井,是一个很大的难题。

  同时,蒸汽在油层中间通过孔隙结构进行波及加热时,油层中间有很多汽窜通道,容易导致注入的蒸汽逃逸,致使蒸汽的有效利用率大大降低,进而影响到采收率。如何堵住这些通道,控制蒸汽窜流,也是一个关键难题。

  而传统汽驱技术,无法解决这些问题,导致采收率不足30%。

  

  在原重油公司稠油生产区块勘探现场,老一辈石油专家和技术人员正在查看和研究岩心(资料图)。(重油公司供图)

  别人家的SAGD治不了自家的“病”

  克拉玛依油田存在着大量的超稠油资源,但在超稠油开采方面,蒸汽吞吐和蒸汽驱均无法实现有效益的开采,人们自然要把目光转向SAGD。SAGD是“蒸汽辅助重力泄油技术”的英文简称,是国外一项比较成功的开采稠油的技术。

  SAGD是由加拿大石油专家罗杰·巴特勒博士于1978年提出的,他提出这种方法是受到基于注水采盐原理的启发:注入淡水将盐层中的固体盐溶解,浓度大的盐溶液向下流,浓度小的盐溶液浮在上面,利用含盐溶液的密度差将盐采出。这就是重力泄流概念。

  SAGD是指将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏,被加热的原油和蒸汽冷凝液由于重力作用,自然流入油藏底部的水平井,然后将油从油藏底部的水平井产出。

  SAGD通过地面模拟研究获得成功后,1988年投入现场试验,上世纪90年代中期开始商业化应用,并逐渐进入大规模商业应用。

  目前,该技术已成为世界各地开采稠油的一项重要技术。

  但是,原有的双水平井SAGD技术仅适用于像加拿大稠油油田那一类的海相均质普通稠油油藏,并不适用于克拉玛依油田的超稠油油藏。

  也就是说,虽然SAGD是一个开采稠油的好方法,但传统的SAGD和克拉玛依的稠油油藏不“对症”。

  为什么这么说呢?

  因为海相均质油藏与陆相非均质油藏条件差异巨大。

  海相均质油藏是指海洋环境沉积相的油藏,其特点是储层沉积物成分单一,颗粒相差不大,油层较厚,其空间分布及内部的各种属性都较为均匀,均质性较强。

  陆相非均质油藏是指由陆相湖盆碎屑岩沉积而形成的油藏,其特点是沉积物成分复杂,砂、泥岩相间,颗粒相差较大,油层较薄,分层较多,其空间分布及内部的各种属性很不均匀,非均质性较强。

  可以看出,相对于海相均质油藏,陆相非均质油藏的条件要差得多。

  从上世纪90年代到2005年,新疆油田公司曾三次分别邀请加拿大石油公司、法国道达尔公司、美国雪佛龙公司等三大国际石油公司,就风城超稠油资源商讨合作开发事宜,但均被对方“判死刑”,列为开发“禁区”。他们给出的理由很简单:风城超稠油油藏条件太复杂、黏度太高、物性太差,不具有任何开发价值。

  打一个比喻,海相均质油藏就像高速公路,而陆相非均质油藏就像山间小路。传统SAGD技术就像一辆普通的汽车,在高速公路上可以跑出120公里以上的时速,但在山间小路行驶很慢甚至难以行驶。要解决驾驶难题,就必须要对这辆普通汽车进行大刀阔斧的升级改造,使其能够比较顺畅地行驶在山间小路。

  对于当年的新疆油田公司而言,只是听说过SAGD这么个概念,对它到底是什么还缺乏基本的了解,更不要说对它进行“升级改造”了。

  更要命的是,世界上此前并没有超稠油工业化开发的先例和任何可借鉴的经验。

  方案怎么编写、需要什么样的工艺设备、井该如何打、两井间如何定位、如何突破隔夹层多的问题、如何解决渗透性差的难题、如何控制井下汽液界面、如何缩短循环预热时间、如何处理复杂采出液……

  这些问题,就像横亘在克拉玛依石油人面前的一座难以逾越的大山!

  

  2018年1月27日,在新港公司稠油开采区块3号流化床,新科澳公司员工正在检查加热锅炉设备运行情况,为稠油热注开采提供保障。首席记者 闵勇 摄

  怎样才能点燃地层里的这把火?

  克拉玛依油田的一些稠油油藏,注蒸汽吞吐开发采收率不足20%,一些区块也无法转为蒸汽驱、SAGD等方式进行效益开发。

  此时,理论上唯一可行的办法是将传统火驱技术,也就是火烧油层技术“移植”到稠油尾矿开发上。

  火驱是向油层注入空气或氧气,通过原油的自燃或人工点火,使地层部分原油就地燃烧,提高油层温度、降低原油黏度、增强原油的流动性和地层能量,使原油能被开采出来。

  传统火烧油层理论历史悠久,从上世纪20年代至今已有近百年的历史。我国从1958年起,也在克拉玛依、玉门、辽河、胜利等油田断断续续开展了十多年火烧油层试验研究。受当时条件的限制,火烧油层技术没有得到完善,很快让位于注蒸汽采油。这种方法的现场应用直到目前在我国也还为数不多。

  2008年,新疆油田公司时隔三十多年在红浅1井区重启火驱试验时,该井区的油藏条件是什么情况呢?该井区已废弃10年,经过多年开发,其尾矿原油黏度高达2万厘泊以上,渗透率极低,含油度也很低,次生水体富集,油水分布情况很复杂。

  也就是说,红浅1井区的资质极差。

  俗话说,理论指导实践。让新疆油田公司科研人员挠头的是,传统火驱理论是建立在油藏条件较好的原始油层基础之上。面对注蒸汽开采后的稠油尾矿,传统的火驱理论根本无法有效指导开发。

  具体的难度也很好理解:尾矿含油饱和度低,也就是含油量低,导致在地下点火时油层难以燃烧;次生水体富集,也就是之前开发时尾矿里面产生了大量的水,导致尾矿点火很困难,即使点着也容易熄灭;由于尾矿中的油、水分布情况复杂,技术人员从地上看不到地下的情况,从哪里点火、如何点火、如何监测燃烧情况等关键问题也难以确定。

  同时,火驱技术中极为重要的技术——火线前缘实时监测技术,也就是如何实时监测燃烧油层中向前推进的火线,在当时整个世界都是一片空白,根本没有任何可以借鉴的经验。

  要想解决上述难题,必须对稠油尾矿情况进行重新研究认识,摸清其火驱机理,形成一套新的理论。

  据长期从事火驱开发技术研究的新疆油田公司工程技术研究院副院长潘竟军介绍,虽然新疆石油管理局曾在上世纪50年代到70年代进行过火驱试验,但是时过境迁,在2008年时基本找不到可供参考的文献,而且国内外有关稠油尾矿火驱的文献也基本找不到,这给当时的火驱试验带来了极大困难。

  绿色开发是一道难以逾越的坎

  对于稠油开发来说,把油从地下开采上来只是第一步,因为从油井里抽出来的物质并不能叫原油,只能叫采出液。

  在克拉玛依油田的超稠油开采区,这种采出液是一种高温混合液。

  由于克拉玛依油田稠油的黏土含量高,而且近于固态的特点,导致这种采出液的成分和结构十分复杂,既有油、水,还有泥、盐等各种物质。

  而原油,需要从这种采出液里面分离出来。

  仅从颜色上来看,如果是常规稠油井的采出液,经过短时间沉降,会很快出现一条清晰的油水分界线。

  但是,如果将SAGD采出液放入一个透明杯,一个月后再看这杯液体,杯中的颜色一如往常——黄褐色,就像一杯黄泥水。

  也就是说,在油池中静止30天以后,这种采出液的状态几乎没有变化,利用当时已有的技术和设备无法进行处理,主要存在以下难题——

  采出液呈现混合乳化状态,具有明显的胶体特征,呈现出“水包油”“油包水”“水油互包”的状态,利用传统脱水技术很难脱水并析出原油,而SAGD高温采出液分离技术又被国外严格封锁;

  采出液中的水含盐量很高,油水分离后的污水无法有效回用,排放出去,既容易污染环境,又会造成巨大的水资源浪费;

  采出液中盐、硅含量很高,容易导致处理系统结垢严重,从而影响处理效率,甚至容易发生事故。

  与此同时,向油层注蒸汽时又需要大量的水资源,但生产蒸汽的设备只能使用清水,无法利用回收的污水。但在克拉玛依,水资源又很匮乏。

  处理系统结垢严重和水、热资源无法循环利用,严重制约着当时的稠油开发效益,也是业内难以攻克的世界级难题。

  面对如此多的难题,我们不禁要说,克拉玛依油田的稠油开发,堪称“难于上青天”。

  这一个又一个世界级的难题,就是当年摆在克拉玛依石油人面前的庞然大物。不错,稠油是个好东西,但是,只有攻克这一个个难关,搬开这一个个庞然大物,我们才可能得到这个好东西。

  克拉玛依石油人面对着这难于上青天的稠油开发难题,怎么办?

  相关说明

  1、从1955年10月29日克拉玛依一号井喷射出工业油流开始,克拉玛依油田就以新中国第一个大油田的身份名扬全国。后来,由于中石油重组,“新疆油田”又成为正式文件中对“克拉玛依油田”的称谓。为了不给读者造成困惑,本文统一采用“克拉玛依油田”这个名称来作为新疆石油管理局、新疆油田公司先后在准噶尔盆地开发的各个油田的总称。

  2、克拉玛依油田的开发主体由于中石油的重组,名称也在变化,以前主要是“新疆石油管理局”,现在为“新疆油田公司”。本文中,开发主体在所述年代叫什么名字就用什么名字。

  3、文中涉及到的人物的职务,所述新闻事实发生时是什么职务就写什么职务。(克拉玛依日报 高宇飞)