寻找失踪的“油桶”

寻找失踪的“油桶”

——我国低渗透油藏63.2亿吨，尚有50%未动用。而已动用的低渗透资源，由于技术水平制约，平均采收率仅为21.4%。如果能提高1个百分点的采收率，就相当于发现一个地质储量高达6.4亿吨的大油田。

提高油气采收率（EOR）工艺是石油业永恒的主题。从利用天然能量自喷生产开始，世界石油业经过100多年的发展，目前已形成化学驱、气驱、热采三大三次采油技术系列，同时，微生物驱提高采收率也取得一定进展。

化学驱是我国目前发展最为完善的主体三次采油技术，主要包括聚合物驱、三元复合驱、二元复合驱等。在国外，针对海相碳酸盐岩为主的油藏特点，重点发展了气驱和稠油热采三次采油技术，迄今为止化学驱尚未实现工业规模应用。在我国，针对陆相砂岩为主的油藏特点，为保持老油田持续稳产和稠油、超稠油有效动用，创新发展了适合我国油藏特点和油田开发模式的化学驱和稠油热采三次采油技术，在驱油剂研发、生产技术和装备、工业配套等方面处于世界领先水平。目前，化学驱在大庆油田、胜利油田已实现规模应用，稠油热采在辽河油田、新疆油田、胜利油田实现工业规模应用。

胜利油田为打造“突破50%、挑战60%”大幅提高采收率杀手锏技术，先后开展不同层次超前重大先导试验，目前已取得阶段性突破。孤岛油田中一区Ng3非均相复合驱先导试验，探索聚驱后挑战60%提高采收率技术。试验前综合含水98.3%、采出程度52.3%，经水驱和化学聚合物驱后，采收率提至55.1%。

大庆油田于1995年开始推广聚合物驱油模式。这回，“赶”着油往前走的不是水，而是黏度更高的聚合物了。经过几十年的水驱开发，地下砂岩中的较大孔隙已经被水打通，里面的油也被赶出来了，小一些的孔隙，再怎么注水也没用，水，根本没那么大的劲儿。聚合物就不一样了，这种黏黏的东西，被注入地下后，首先堵住之前被水打通的通道，形成强大的压力，其余大量聚合物，被逼到较小孔隙处，在压力作用下，小孔被撬开，里面的油就被抽上来了。目前聚驱工艺在大庆油田应用广泛，在油田4000万吨产量构成中，仅聚驱就能达到1000万吨。这项技术从被应用到大庆油田，已经为油田贡献1.8亿吨的产量。

不同于陆地，海上油气田开发成本高，仅每米钻井成本就是陆地的3倍，这就要求海上油气田必须以高产实现高收益，而高速开采则可迅速提高产量。从2006年开始，中国海油先后对3个海上油气田展开注聚先导试验：绥中36－1油田原油黏度高、配注水矿化度高，旅大10－1油田是世界首个注水即开始注聚的油气田，锦州9－3西油田则开展在中高含水期进行注聚先导试验。3个油田聚驱动用地质储量超过亿吨，平均见效率达74.7%，注聚投入产出比平均达到1∶3.63，注聚效果良好。其中，绥中36－1油田注聚累积增油215万吨，2013年仅注聚就增油63万立方米，占油田总产量的12%。3个油田实践表明，井网整体加密和注聚相辅相成，配合适度出砂、多枝导流、热采等辅助技术，将极大地提高海上油气采收率。

但与水驱不同，因成本问题，化学驱自诞生的那一天起就饱受非议。一些专家提出疑问，西方发达国家由于经济原因都已放弃化学驱提高采收率方法，我们为什么还要继续搞下去？以大庆油田为例，按照2014年完全成本测算，在当前低于50美元/桶油价下，其外围区块将陷入亏损，老区开发效益也不容乐观。公开资料显示，目前大庆主力油田长垣油田采收率已达52.24%，可采储量采出程度超过91%，综合含水超过94%，选择化学驱只会继续推高开采成本。但也必须清醒地意识到，一个国家选用哪一种技术路线，必须从本国的国情出发，不能照搬别国模式。我国油藏以陆相沉积储层为主，储层非均质性强，加之长期注水开发，水流冲刷造成微粒运移、出砂等，久而久之就会在地下形成水流优势渗流通道，使注入水大部分顺着通道流走了，水驱效率越来越低。目前，大约注6、7立方米的水，才能换取1吨油，成本同样很高。

“我国陆相储层非均质比较严重，原油黏度又高，大庆油田、胜利油田油层温度和地层水矿化度都较低，这些因素都有利于进行聚合物驱等化学驱技术，因此化学驱最适于在我国应用。”韩大匡院士称。

注气提高采收率技术，包括二氧化碳驱、氮气驱、空气驱及天然气驱等技术，即利用气体作为驱替介质进行油藏开发，是一项快速成长的高效提高原油采收率和动用率的工艺，对高含水和低渗透油田都有较好的适应性。从国际相关技术发展主流看，气驱技术已成为除热采以外发展最快的提高油气采收率工艺技术之一，特别是在美国和加拿大得到了广泛应用。随着对环保重视程度及低渗储量的增加，气驱技术的重要性日益凸显。

在气驱工艺中，二氧化碳驱占主体。2013年统计显示，目前全球有近200个油气田实施二氧化碳驱工艺，其中90%集中在美国。根据美国《油气杂志》每两年一次的原油采收率调查结果，气驱占美国2013年原油产量构成比例达46.46%，其中轻烃、二氧化碳和氮气占比分别为23%、58%和29%，年注入二氧化碳超过3500万吨，采收率从36%提至48%，二氧化碳驱已成为美国提高采收率的主流技术。由于美国发现了丰富的二氧化碳气源，且修建了3条输送二氧化碳的管道，可以把二氧化碳从产地直接输送到得克萨斯州，从而带动了二氧化碳驱项目的实施，降低了工艺成本，使一些较小的油气田也有利可图。

我国石油企业为什么选择二氧化碳驱油？现在补充采油后地层能量递减的方法通常为水驱和化学驱，就是把水或化学成分注入油藏中，补充地层能量损失。但目前很大一部分油气田为低渗透油藏，这种油藏很难开发，原油沉睡在细密的岩石里，水很难流入，而二氧化碳特殊性质非常适合于低渗透油藏开发。

中国石化中原油田分公司针对东濮“三高一低一破碎”地质特点和剩余油分布零散等矛盾，评价适合二氧化碳驱的储量4.9亿吨，其中3.6亿吨可达到混相，具有大幅提高采收率的潜力。

“我们油田目前有1/3以上的地质储量聚集在低渗透、特低渗透油藏。对这部分储量，目前注水工艺不能满足开发要求，靠天然能量开发采收率仅为20%。”中原油田副总地质师邓瑞健介绍，将烟道气中的二氧化碳捕集纯化后，注入地下用于驱油，既能降低二氧化碳排放，又能提高采收率。实践表明，二氧化碳驱油可以提高原油采收率10%-20%。目前，中原油田标定采收率28.78%，石油地质储量5.48亿吨，这就意味着，在开发过程结束后，有3.94亿吨剩余油不能被开采出来。

数据显示，我国低渗透油藏63.2亿吨，尚有50%未动用。而已动用的低渗透资源，由于技术水平制约，平均采收率仅为21.4%。如果能提高1个百分点的采收率，就相当于发现一个地质储量高达6.4亿吨的大油田。

热力采油是一项大幅度提高石油采收率的技术，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等。热力采油主要用于稠油油藏和高凝油油藏的开采。适合蒸汽驱开发的普通稠油油藏，采收率可达50%-70%；适合火烧油层开发的稠油油藏，采收率可达60%。热力开采石油是目前世界上应用规模最大的提高石油采收率工程项目，产量占三次采油总产量的61%。在热力采油中，蒸汽驱采油占有举足轻重的地位。美国加州克恩河油田，是世界上最早成功进行蒸汽驱开发的油田，其原始地质储量6.36亿立方米。通过自下而上的层间接替蒸汽驱，目前克恩河油田日产油1.6万吨，已汽驱过的层组采收率达62.4%，累积油汽比达到0.32。统计显示，目前在美国、加拿大和印度尼西亚，蒸汽驱占热力采油比重分别为55%、75%和94%。

我国从上世纪80年代末开始试验和应用蒸汽驱技术。上世纪80年代末90年代初，我国先后在新疆油田和辽河油田开展了8个蒸汽驱先导试验。

辽河油田齐40块是目前我国实施蒸汽驱规模最大的区块之一。辽河油田从1995年开始进行齐40块蒸汽驱室内试验研究和方案编制工作，2006年，开始工业化转蒸汽驱建设，2008年工业化转驱139个井组全面完成，区块全面转入蒸汽驱工业化开发阶段。2012年，该区块年生产原油60万吨，比原开发方式增产50万吨。

“从开发效果和操作因素考虑，蒸汽驱的原油黏度最好小于1万毫帕·秒。蒸汽驱油好比推车，黏度越大摩擦力越大，越难推动。同时，蒸汽驱油藏的孔隙度最好大于20%，渗透率一般应大于200毫达西。”辽河油田勘探开发研究院专家宫宇宁介绍，齐40块自然条件虽然与国外蒸汽驱相比“先天不足”，在辽河却是首屈一指：平均孔隙度31.5%，渗透率2060毫达西，属于高孔高渗储层；油藏埋深900米左右，转驱前剩余探明地质储量仍达2600多万吨；平均黏度2639毫帕·秒，为普通稠油，水体能量弱。正因如此，齐40块成为中国石油首批实施的10个重大开发项目之一，承担着我国稠油开发创新的使命。

但与三采所有工艺一样，蒸汽驱这一高效增油工艺能否大规模推行，还是取决于它的经济性。

油汽比最能反映蒸汽驱的效益情况。辽河油田经济评价中心测算认定，0.12是蒸汽驱效益盈亏临界值，低了无效，高了有效。齐40块和锦45块油汽比都在0.15。目前，齐40块蒸汽驱建设投资已经收回。此外，辽河油田形成蒸汽驱系列配套技术，输出到新疆油田和吉林油田，实现技术创效。

“与蒸汽吞吐相比，蒸汽驱需要经过长时间才能见到效果，费用回收期较长。以齐40块为例，区块4个先导试验井组投资回收期6.2年，139个工业化实施井组投资回收期则为5.17年。虽然初期成本高，但随着时间延长，蒸汽驱效果逐渐变好、效益逐渐显现。经测算，齐40块蒸汽驱开发较蒸汽吞吐开发将增加974万吨产量，吨油操作成本较继续吞吐降低234.7元。”宫宇宁说。

我国蒸汽驱技术目前已达到世界先进水平。国外蒸汽驱主要应用于浅层稠油开发。辽河油田在隔热技术上取得突破，成功将蒸汽驱应用于中深层稠油开发，开创国际先例。同时，我国大庆、胜利等油田还形成了一套“以采定注”的合理油藏工程方案设计方法，采油工艺如高温举升技术等也达到较高水平。但在现阶段，国内蒸汽驱应用规模还不是很大，石油企业主要还是担心转驱开发的经济效益。出于降低成本和改善环境的考虑，长远来看，蒸汽驱将向多元热流体驱方向发展。通过以空气、氮气、烟道气甚至是二氧化碳取代部分蒸汽，降低燃料成本，提高开发效益，同时更好地保护自然环境。

理论和现场试验均说明，三次采油工艺技术可大幅提高采收率，但至今仍未进入大规模工业化应用。主要原因有两个，一是采油机理复杂，涉及多学科、多专业；二是投入高、风险大。我国三次采油矿场试验经济评估显示，一般聚合物驱每吨原油成本比水驱增加250元-400元，复合物驱增加350元-600元。因此，只有努力降低三采工艺的经济门槛值，才能更好地推动其工业化应用。

面对以高含水老油田、特低渗透油藏、稠油超稠油、致密油等为代表的难采储量，需要在已有提高采收率系列方法的基础上，以革命性的创新思维为指导，解决难采储量动用高投入、高风险困境，在基础理论上寻找大的突破。具体到技术层面，未来提高采收率的主体技术将会有如下发展趋势：一是驱油微观机理的突破及协同技术的思路将引领化学驱大发展。二是复杂流体相态理论和稳定重力驱理论将推动气驱快速发展。三是多孔介质高效传热传质模型和稠油地下改质理论的突破将带来稠油热采提高采收率技术的跨越。四是多学科、多方法结合将是微生物采油的突破点。

问题与建议

Q&A

油气勘探开发已经进入一个全新的非常规时代，必须运用革命性手段，加大科技投入力度，才能撬动储量动用率、采收率、利用率这三大剧目。这就要求国家层面加大成熟技术推广、加快储备技术攻关和接替技术完善配套，以拓展油气资源开发新领域、新层次。