石油是一种复杂的混合物，主要包涵各种烃类、胶质、沥青质……我们常见到的石油是这样子的：

△不同的组分含量，导致了原油的颜色、性质等有所不同

最右边那瓶颜色最深，它的物理性质十分粘稠，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”。稠油开发是世界级难题，今天石油课堂带大家一起了解如何经济有效的开采这种“流不动”的资源。

<稠油基本情况>

一稠油的定义

稠油科学定义是在油层条件下，粘度>50mPa·s或脱气后粘度>100 mPa·s的原油。

△难以流动的稠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。

△生物将原油中的轻质烃类分解，形成了稠油

△新疆黑油山的稠油

二稠油如何分类？

API重度（American Petroleum Institute Gravity）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重度指标可将原油分为轻质、中质、重质、超重质（Light、Medium、Heavy、Extra Heavy）四类。

△API重度数值越大，可提炼的精炼油品越多中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。

△中国稠油分类标准

△中国稠油沥青质含量低，故相对密度较低；而胶质含量高，稠油粘度高

补充

知识稠油、重油、油砂的区别：

稠油的沥青质和胶质含量较高；油砂实质上是一种沥青、砂、粘土等成分的混合物。国际上将稠油和油砂统称为重油（Heavy Oil）。

△油砂三储量&分布世界上稠油资源极为丰富，稠油、超稠油和沥青大约占全球石油资源总量的70%。

△全球石油资源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。

△稠油全球储量分布情况

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%）、Cold Lake（占12%）和Peace River（占8%）三个油砂区组成。

△加拿大油砂开采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、Kern River、Coalinga和South Belridge区域，其次是阿拉斯加地区。

△Kern River油田地理位置

中国目前已在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，而后依次是胜利油田、克拉玛依油田和河南油田，海上稠油集中分布在渤海地区。

△我国第一个年产上百万吨的稠油油田是辽宁省高升油田

△渤海已探明原油地质储量45亿方，其中62%为稠油

<我国稠油开发的难点>

难点1：

粘度大、流动性差稠油粘度大、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，由于流动性差稠油一般无法自喷。对于原油输送而言，高粘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。

△开采过程井筒阻力大

△输送油管阻力大需要更大功率的泵

△炼化成本高

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：

一露天开采

加拿大油砂埋藏很浅，他们采用了最简单、最直接的露天开采模式，不仅采收率高，而且开发成本很低。

△就地挖掘油砂

△卡车运输

△油砂分离露天开采方式的缺点是它仅适用于埋深较浅(< 75m)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。

二注入降粘剂

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、降粘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。

这么多油，就是采不出，坑爹呀！！！

研究发现，稠油的粘度对温度十分敏感，温度每升高10℃，粘度往往会下降一半。

△稠油粘度与温度的关系。

蓝线和红线表示来自全球两个不同油田的稠油样品，其粘度均随温度的增加而降低。稠油冷采效果不好，而高温可以大大提升稠油的流动性，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。

三蒸汽吞吐法 （Cyclic Steam Stimulation,CSS）

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：Step1：将高温蒸汽快速注入到油层中；Step2：焖井，通常2-5天；Step3：开井生产。

△要根据井深、油层性质、粘度等因素来确定蒸汽注入量以及焖井时间

△蒸汽吞吐：当采油量严重降低时，要进行新一轮的注汽过程……

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）、大油管，完井采取高密度射孔（16~40孔/米），并且由于需要注入高温高压的蒸汽（温度高达350℃、压力最高达17MPa），套管的壁厚一般要大于9mm。

△稠油热采采用的套管一般管径较粗，管壁较厚目前国内80%的稠油热采产量是靠蒸汽吞吐工艺获取的，蒸汽吞吐增产取得了一定的成绩，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。

局限性：蒸汽吞吐加热区域有限，因此采收率仅为15-20%；蒸汽冷热周期变化，对井筒的损害较大；蒸汽吞吐作业周期长，时效性低。

四蒸气驱油（Steam Flooding）

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。

△Step1：注入蒸汽

△Step2：加热稠油开始生产

△稠油在蒸汽驱作用下的变化

注气与采油同时进行，一方面加热油层降低了原油的粘度，另一方面补充了地层的能量，驱替原油，两者共同作用，原油采收率最高能达到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%。

△高压注汽锅炉是稠油热采必不可少的设备

局限性：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。

△采用多层隔热材料并将隔热层抽真空来进行保温

△油田用真空隔热油管

由于直井与油层的接触面积小，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。

△水平井蒸汽驱油开采

五火烧油层法 （In Situ Combustion）

Whatever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，这就是大面积点燃地下油层，燃烧释放的热量将会降低原油粘度，产量得到提升。

火烧油层就是将助燃气体注入油层，并点燃油层的过程。燃烧产生的热量会加热油层，降低稠油的粘度，同时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方式，由于技术复杂这里且不细讲（想了解详细资料的可以后台私信站长）。

△火烧油层示意图

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，采收率最高可达50%-80%。中石油曾在辽河油田进行火驱试验，生产井口已检测到二氧化碳，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，高压、大排量空气压缩机常年连续工作，对设备性能要求较高。加之，我国地下油藏构造复杂，监测地下燃烧状况困难，因此该方法在我国并未广泛应用。

△火烧油层将会烧掉原油10%-15%的储量

六蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD）

1978年，Roger Butler提出了蒸汽辅助重力泄油的概念，在加拿大已经得到了很好的应用和验证，国内的辽河油田也已经进行了SAGD的先导试验，并取得了不错的效果。

△辽河油田曙一区杜84块馆陶试验区正式转入SAGD生产

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，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粘稠度降低的原油和水举升至地面。

△Step1：钻一对水平井，井间距通常为5米

△Step2：注蒸汽的同时开采稠油

注入的蒸汽会向周围扩散，形成一个以注汽井为中心的蒸汽腔。

△蒸气与稠油发生热交换，稀释后的原油依靠重力泄到下面的水平生产井附近，然后被产出。

△理想与实际的蒸汽腔。实践过程中，需要不断调节注汽速率来控制蒸汽腔的形状来提高驱替效率。

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。

七THAI（Toe to Heel Air Injection）

THAI是由注入空气的直井与水平的生产井共同组成的。实际上它结合了火烧油层与SAGD两种方法的原理。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。

在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，但从现场操作上来看，该技术的应用还存在着如何控制注汽强度和注入压力，选择布井位置等难题。

补充

知识近年来水平井钻井技术的快速发展带动了稠油开发技术体系的进步。水平井、丛式井增大了井筒的泄油面积，连通了更多稠油区块，提高了稠油田的采收率。

△旋转导向、随钻测井技术

△通过在钻杆外筒装置两个偏心环，由计算机控制可使驱动轴偏离钻具中心，钻头产生偏斜力，实现导向。

△Weather Ford公司第二代旋转导向设计图

在水平井的基础上还衍生出了各种复合井，进一步增加井身与油层的接触面积。

△不同类型的复合井组合

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，采用各种防砂工艺技术不但会影响产油量，还会进一步增加成本。 此外有些油层厚度较薄，不适合热采，所以逐渐兴起了一种新的理念——适度出砂冷采技术。

八出砂冷采技术（Cold Heavy Oil Production with Sand，CHOPS）

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。通过控制砂量的产出，提高油井产能。

△大量出砂形成“蚯蚓洞”网络并形成稳定的泡沫油，这又极大地提高了稠油的流动能力，提高了稠油的产量。

△“蚯蚓洞”网络

△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

△多枝导流技术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

△丛式井网整体加密技术，可以增加井网数量，快速提高油气采收率

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。

<开采方式的选择>

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”。

△根据稠油的粘度、埋深选择不同开采方式

<我国稠油的开发和展望>

在新的历史时期内，低油价将成为新常态，更加经济有效的开发稠油资源成为了石油工作者义不容辞的使命。过去30多年以中石油、中石化、中海油为代表的技术攻关团队成为了中国稠油开发技术体系的开拓者和推动者。他们经过自主探索、引进消化、试验创新，攻克一系列技术难关。

目前中国已经成为世界四大(中、加、委、美)稠油生产国之一，相应的中国掌握的SAGD技术(蒸汽辅助重力驱油技术)以及海上重质稠油油田开发技术已经居于世界领先水平。技术的进步不仅极大的提升了国内的原油产量，同时中国的技术团队还走出国门承担了中亚、南美及亚太等地区的开发技术支持和潜山勘探工作，为全石油行业的发展做出了突出贡献。

毋庸置疑稠油正成为21世纪最重要的能源之一。目前，世界剩余石油资源70%为稠油。我国稠油资源量约有198.7亿吨，现已探明35.5亿吨。正在开采的油田中，稠油平均采收率不足20%，开发潜力仍然巨大。

前行之路任重而道远，但我们要相信中国民族的勤劳和智慧、相信广大石油工作者矢志不渝的努力和坚持，相信科技利剑出鞘，稠油不再会“坐困愁城”，而是向我们展示出惊人的效益，迷人的笑脸。

延伸阅读

海上稠油开发综合配套技术

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