浅层超稠油挖掘开采设想及配套技术研究

王学忠

(中石化新疆新春石油开发有限责任公司， 山东 东营 257000)

稠油主要开发技术是蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱、多元热流体、微生物采油[1-10]。准噶尔盆地西北缘独有的环烷基稠油是国防军工和重大工程建设的战略性原材料，环烷基含量大于50%的优质环烷基稠油仅占世界稠油储量0.15%(这个数字是业内专家估值，仅供参考)，被誉为石油中的“稀土”。该类原油非常稀缺，一方面要适当控制加工炼制燃料油规模，另一方面千方百计提高原油采收率(已动用储量采收率仅有18%左右)，同时降低原油开采成本。一部分稠油资源因油层薄、储层强水敏、多轮次蒸汽吞吐后强水淹区、处于油水过渡带的边际稠油资源不再适合热采。蒸汽吞吐后油藏地下存水多、汽窜通道复杂特点，采出程度和动用程度低、整体开发效益差，全世界都在探索技术和经济上能与注蒸汽方法相匹敌接替开发方式。本文针对浅层超稠油及沥青的开发难点，主要是储量动用程度低、已动用储量采收率低，从一个新的角度提出一种借鉴开采固体矿藏的方法和技术来加以开采的课题，但由于受到专业相关技术不够熟悉等方面的限制，所论述的还是比较浅薄，做好配套技术研究也很重要。文章提出了一个挖掘开采设想，初步探讨了具体的挖掘理论技术和规划计划以及小型试验的内容要求。

1 技术现状和对策

国内外习惯于开采能够流动的原油，也能够通过挖掘设备开采页岩油和油砂矿，但对于油品好由于地层温度低而难以流动的浅层超稠油热采效果并不理想，主要是耗能高、采收率低。油气田地质-工程-地面一体化中大数据应用方法、超高温高压钻井液研究、人工智能与油藏预测机制、煤炭与油气安全高效智能化开采理论代表化石能源学科发展未来。

准噶尔盆地西北缘蕴藏丰富的浅层稠油资源。通过蒸汽吞吐、蒸汽驱技术成功开发了克拉玛依油田，通过SAGD技术成功开发了风城油田，通过HDNS技术成功开发了春风油田。克拉玛依和风城油田隶属于中国石油，春风油田隶属于中国石化。SAGD采油技术是一种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从油藏底部的水平井产出的采油方法，适用于15 m以上厚油层。HDNS技术是水平井、蒸汽吞吐、注氮气、注油溶性降黏剂集成技术，适用于6 m左右薄油层。中国石化立足于HDNS技术申报的《薄储层超稠油高效开发关键技术及应用》(J-210-2-03)荣获2019年度国家科学技术进步奖二等奖。但对于油层很薄的储量、储层强水敏、多轮次蒸汽吞吐后强水淹区、处于油水过渡带、黏度非常高的边际稠油资源，现有技术力不从心[11]。其中，阿拉德油田极强水敏浅层超稠油，通过水力喷射泵、掺稀油、注氮气、蒸汽吞吐，单井峰值日产油量达到10 t，但没有稳产期，油层温度、产量快速递减，单井周期产油量不足200 t，无法实现经济有效开发。此外，春晖油田由于油稠(油藏条件下成固态)且油层薄，发现多年以来未能实现经济有效开发。我们重视强调创新的重要性，其实，补短板也属于创新，需要坚持，历久弥新。对此，我们一定要为国家做些事情，推动资源价值创造最大化。

1.1 问题的特殊性

原油是一种主要以碳、氢两种元素组成的混合物，属于不可再生的、非常稀缺的化石能源。常温下，C1～C4为气态烃，C5以后随相对分子量增加，从液态烃逐步过渡为固态烃。稠油，顾名思义，是一种比较粘稠的石油。超稠油是指稠油黏度大于50 000毫帕·秒的原油。沥青——基本未遭氧化的碳氢化合物的可溶性固态混合物，包括各种天然沥青和地蜡。自然界的沥青多为石油被破坏后的残留物，指示着曾有过生油过程，或存在过(古)油藏(2019年11月2日，中国科学院院士王铁冠做客第53期黄岛讲坛，为师生做题为“龙门山矿山梁大沥青脉的前世今生”的学术报告。)相当比例的准噶尔盆地西缘浅层超稠油属于沥青范畴。

春风油田沙湾组一段稠油油藏发现井(排6井)，钻遇429.7～431.8 m油层1层2.1 m。射孔、注蒸汽892 t后，日产油0.5 t，阶段产油12 t，阶段产水1 144 t，试油结果为低产稠油层。排601井砂层厚度5.5 m，有效厚度4 m，注汽压力10.6 MPa，注汽温度300 ℃，注汽速度5.2 t/h，注汽干度70%，注汽强度99 t/m，周期注汽量545 t。峰值产油2 t/d，周期油汽比0.1。直井蒸汽吞吐具备峰值产量，但周期短，产量递减快，累产低；直井蒸汽吞吐油汽比低，无经济效益。排601块浅超稠油油层厚度仅3 m，而国内外开发超稠油的极限厚度是不低于10 m。

准噶尔盆地西北缘浅层稠油资源，主要特征包括以下几点：

埋藏浅。准噶尔盆地经历二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪、第三纪。早在4亿年前，就进入有利成油时期。准噶尔盆地西北缘断裂带和斜坡区富集油气。其中稠油资源埋深一般只有几百米。对开发的直接影响是，难以建立有效的生产压差。

油藏温度低。准噶尔盆地沉积厚度大，最深1.5×104m，与之相应的，是地温梯度只有2.3 ℃/100 m。渤海湾盆地胜利油田地温梯度为3.5 ℃/100 m。以500 m埋深为例，春风油田油层温度仅为29 ℃，而渤海湾盆地胜利油田油层温度为45 ℃。原油具有随温度升高流动能力增强的特点。同样品质的原油在胜利油田油层能够流动，到了春风油田油层就难以流动了，成近似固体的天然沥青状，无自然流动能力。

原油黏度高。油稠，从特稠油到超稠油，甚至是天然沥青。春风油田沙湾组一段原油遭受过强烈生物降解作用，现存稠油中沥青质相对分子质量大、极性强。油藏温度仅为26 ℃，对应原油黏度为70 000 mPa·s，60 ℃条件下稠油转变成牛顿流体。原油中C+H含量达到95%以上，杂原子含量较低，加热时，烃类裂解需要的能量较低，胶质与沥青质之和低于20%，易降黏。原油密度只有0.93 g/cm3。

地层易出砂。浅层超稠油油藏岩心像红糖，松散不成型，收获率低。测井解释储层孔隙度33%到40%，渗透率600到7 000 mD，浅层超稠油油藏储层有点像经过雨水浸泡的土壤，从地质学角度来看，土壤及其母质是一种松散岩石，只是没有固结起来而已。储层胶结疏松，易出砂，造成地层和井筒近井地带堵塞。为什么浅层超稠油油藏储层如此松散？一是埋藏浅，上覆岩石压实作用差；二是胶结物为超稠油及沥青，在原始油层条件下(主要是地温低)近固态，但遇热就变软，甚至可以流动。同时，如何理解上覆岩石何以成为有效的盖层，从目前的浅层超稠油的分布情况看，明显为盖层条件遭改造破坏所致。塔西河组泥质岩发育，其底部的砂岩泥质含量高，孔渗性差，是下伏储集层的一套区域性盖层。

油层薄。油藏有效厚度只有几米，热采过程中沿地层岩石热损失很大。原油导热性能比地层岩石导热性能低，原油导热系数0.142 w/m·℃，而砂岩、灰岩导热系数0.5～1.7w/m·℃，要尽量避免蒸汽与非含油地层接触，减少热损失。

水敏。稠油热采最怕水。一方面，水导热系数0.983 w/m·℃，比原油导热系数高7倍，尽量避免蒸汽窜入水层或高含水条带。另一方面，部分储层黏土含量高，遇水膨胀堵塞油层。

针对春风油田浅层超稠油埋藏浅、生产压差小、油层薄、热损失大、开发效果差难点，以此油田物性分析为基础，我们提出了适合该油田特点开发方案，发展了水平井、蒸汽吞吐、注氮气、注油溶性降黏剂集成技术(简称为HDNS技术)[12]，实现油田高速高效开发，建成年产100×104t原油能力。

春风油田是一个受构造控制的地层-岩性“油层薄、地温低、黏度大”超稠油整装油田。春风油田沙湾组勘探早期曾认为是叠瓦状滩坝砂油藏、条带状油藏，在新认识基础上，在原含油条带之间钻探的新井钻遇主河道，丰富了原有认识。地处车排子斜坡带东侧，红车断裂带东侧，东临沙湾凹陷。春风油田浅层超稠油应用常规蒸汽吞吐工艺时井筒、地层热损失大，蒸汽热波及范围小，直井蒸汽吞吐无法突破产能关。HDNS技术第一口试验井排601平1井先钻直导眼，2009年5月3日开钻，482～498 m油藏评价冷冻保形钻井取心，用RB-8 120取心工具，直径216 mm取心钻头连续钻井取心3次，取心进尺16.30 m，心长14.10 m，平均收获率86.5%。其中485～489 m钻遇4 m棕褐色富含油细砂岩，孔隙度35%，渗透率3 500 mD，黏土矿物含量5%。为钻探水平段，5月10日填井，井段200～385 m。5月13日进行水平井钻探，造斜点210 m，5月15日钻至井深601 m，因地层倾角变化，造成造斜斜度不够，未能达到中靶要求，填井井段400～601 m。5月20日钻至井深940 m完钻，A、B靶点之间水平位移540 m，水平段油层300 m。如果有成熟经验指导，不需钻直导眼，更不必两次填井，重钻。可见，采用水平井开采浅层稠油的做法并非显而易见。连续几年，都在争论排601平1井钻遇的油层是属于白垩系还是新近系，可见一开始意见并不统一。排601平1井油层厚度4 m，用裸眼割缝筛管完井，注氮气50 137 Nm3，降黏剂20 t；注蒸汽3 007 t，注汽压力10.5 MPa，注汽速度8.9 t/h，注汽干度70%。采用新的开采方法，排601平1井2009年8月投产，峰值日产油52 t，第一周期生产266天，周期产油量2 666 t，周期油汽比0.89，平均日产油10 t。排601平1井地层温度下脱气原油黏度56 400 mPa·s，加热到50 ℃时为4 050 mPa·s。到2020年6月，排601平1井已累产油2.5×104t。

2010年1月，《新疆准噶尔盆地西缘排601区块稠油油藏开发方案》开始实施。井距100 m，排距100 m，新部署水平井54口，利用老井2口。总动用面积1.76 km2，总动用储量214.1×104t，单控储量3.82×104t，井网密度31.8口/km2，建生产能力9.6×104t。采用新钻水平井蒸汽吞吐采油井网。新井平均注氮气压力8.4 MPa，注氮气31 000 Nm3；注降黏剂20 t；注蒸汽压力7～11.0 MPa，注汽速度9.7 t/h，注汽温度317 ℃，注汽干度73.7%，第一周期注汽量2 056 t。2010年12月，总井41口，开井41口，日产液735 t/d，日产油261 t/d，平均单井日产液17.9 t/d，平均单井日产油6.4 t/d，含水64.5%，达到方案预期。

春风油田沙湾组一段薄浅层超稠油油藏平均地层温度28 ℃，原始油藏条件下原油黏度50 000～90 000 mPa·s，直井常规试油不出，蒸汽吞吐后日产油2 t，周期产油89 t；18口井采用本方法取得32 t/d的平均峰值产量，平均单井周期产油808 t，之后进行了规模应用。春风油田已实施7个产能建设方案，动用储量4 264×104t，2015年建成百万吨级油田。国内外超稠油采油速度一般低于1%，而应用本方法，春风油田采油速度稳定在3%，油汽比保持在0.4以上的较好水平，浅薄层超稠油经济动用厚度由6 m降至2.5 m，将蒸汽吞吐采收率由15%提高到25%，水平井加热半径由25 m扩大到40 m。水平井、降黏剂、氮气、蒸汽吞吐协同作用有效解决薄浅层超稠油开采的生产难题，为大幅稠油增产、降低生产成本创造良好的技术条件。

稠油原始地层温度低，需持续向地层注入蒸汽，形成高温热场，才能将稠油采出。一旦停止注汽，油层温度会迅速下降，稠油就会把井筒、油层堵死。1998年低油价时期，整体关停了乐安油田稠油区块，油藏被边底水淹没，短短3年间稠油年产量从100×104t跌至19×104t，至今没能恢复。蒸汽吞吐后油藏地下存水多、气窜通道复杂特点，采出程度和动用程度低、整体开发效益差，全世界都在探索技术和经济上能与注蒸汽方法相匹敌接替开发方式。

1.2 一些有益的启示

我国研究与试验发展经费跃居世界第二位，天宫、蛟龙、天眼、悟空、墨子、大飞机等重大科技成果相继问世，高铁、人工智能、移动支付、第五代移动通信网络、金融科技等处于世界领先地位。石油工业理论、技术发展经历了3个时期[13]：①找油萌芽时期，以背斜理论为标志，以使用顿钻和旋转钻井概念提出为技术特点；②常规油气时期，以圈闭型“油气藏”理论为指导，形成旋转钻井发展、喷射钻井、自动化钻井技术序列；③常规-非常规油气时期，以连续型“甜点区”为核心的非常规油气地质学理论创新，以水平井水力压裂、平台式工厂化作业为技术突破，实现了非常规油气勘探开发规模高效发展。

补短板就是很好的创新。关于科学方法论，陈云说：“不唯上，不唯书，只唯实”是唯物论，“交换、比较、反复”是辩证法，合起来就是唯物辩证法。理论研究中各种命题可分为三类[14]：一是基本命题或核心命题，二是重要复合命题或中介命题，三是外层命题或边缘命题。技术竞争成败关键在于它能否成为产业发展新动力。来自天然气能量计量的启示。天然气计量包括体积、质量和能量计量。天然气作为用于燃烧的能源，其价值在于其提供的热量。但是天然气是一种多组分混合气体，由于产地来源不同，各组分及含量也存在差异，这使得不同来源的同样体积和质量的天然气，其燃烧产生的热能也不同。因此，从科学公平的角度来看呢，天然气计量采用能量计量比体积计量更加合理。

来自地震勘探技术的启示。地壳平均厚度为33 km。地震波总是沿着弯曲的路径传播并且不同深度的波速不一致，这表明地球内部的物质不均一。传播路线连续缓慢弯曲表示物质密度和弹性性质是逐渐变化的，传播速度的跳跃及传播路线的折射与反射表示物质密度和弹性性质发生了显著变化。科学家开发三维地震成像技术，利用声波来形成地质建造的三维图像。全波地震反演技术，为地质学家提供了对地下地质结构和岩石物理特征的深刻见解。

据新华网2020年7月15日消息，为保护和合理开发优势矿产资源，我国继续对稀土矿、钨矿实行开采总量控制。对于准噶尔盆地西北缘稠油资源亦应做此长远打算。事非经过不知难，一步到位的事往往是简单的事。

受此启发，笔者不再讨论准噶尔盆地西北缘稠油资源如何适合热采，而是逐步将这部分稠油资源视同煤炭类固体资源。对于埋深不足300 m的稠油资源采取露天开采具有技术可行性。对于300 m至600 m的稠油资源则可以建立矿井，进行挖掘。相应配套技术完全可以借鉴煤矿的成功经验。正所谓，请专业的人干专业的事。由此，稠油热采相关的燃料、废水、废渣、空气污染、强水敏、边底水、油层污染等一系列难题迎刃而解。

2 设想具体内容

2.1 方法原理

臻于完美的稠油热采技术仍面临技术难题。即使采取最先进的蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱、微生物采油、高干度注汽、多元热流体技术，开发主体的采收率也不及30%。而且，春风油田本身也是耗能大户，吨油气综合能耗为280千克标煤/吨(胜利油田平均吨油气综合能耗为67千克标煤/吨)。采用蒸汽吞吐、蒸汽驱、多元热流体等热力开采方式，不仅热能利用率低，采收率低，而且环境不友好，生产蒸汽消耗天然气、煤炭、石油资源，且热采过程中既有环境治理方面的难题，如油泥砂、热采废水，还有多轮次吞吐井开发效果变差，汽油比越来越低，含水越来越高，剩余油分布越来越零散，挖潜难度越来越大。火驱对剩余油、油藏条件要求较高，难以广泛应用。微生物采油也是如此，必须有适合微生物生存的环境(油藏温度30 ℃、原油富集，能够作为微生物的食物、有水)。热水驱对于黏度很高稠油无能为力。水热裂解应用条件比较苛刻，反应空间局限于井底附近。“降黏引驱”对于黏度很高的稠油无能为力。多种方法都难以实现浅层稠油经济有效开发。春风油田采收率只有20%，单井日产油已有投产初期9 t/d下降为3 t/d，综合含水上升到89%，即使如此也仍有相当多的稠油资源因为靠近油水过渡带、油层薄、黏土含量高遇水易膨胀。技术用到极致仍不能解决的技术难题，就应当另辟蹊径。对边际稠油开发进一步研究，必须有一个全新的思路。稠油热力开发技术因其高耗能、低采收率迟早要被更先进的技术替代。既然大部分浅层稠油资源在原始油藏条件下流动能力很差，甚至完全不具有流动能力，那么为什么不将其作为一种固体资源开采呢？何必非要将其软化、熔化成有流动能力的流体从井筒举升提取上来呢？现有稠油开采方式，很可能破坏稠油环，造成人为改质。

当矿层接近地表时，使用露天开采的方式较为经济。受此启发，笔者不再讨论准噶尔盆地西北缘稠油资源如何适合热采，而是逐步将这部分稠油资源视同煤炭类固体资源。从而打破传统依靠钻井、热采的稠油开发思维定势，笔者对储量落实但现有技术难以有效开采浅层稠油资源提出了挖煤式开采方法，像挖煤一样采油，且可将油砂体建成储油库。与之可以互学会鉴的是，神华现代煤制油化工工程建设与运营实践非常成功[15]。

由于工业体系划分原因，尚未有煤矿介入油田开采领域。中石化、中石油、中海油、延长油矿对于开采油气等可流动的资源很在行，但对于开采沥青矿、油砂矿可能就不如煤矿更在行了。世界40%煤矿生产使用露天开采方式。露天开采伴生水土流失等一系列难题已经得到很好的解决。

2.2 配套技术研究

按照木桶理论原理，一项技术能够推广应用的关键在于其短板，解决短板问题也是重要创新。

茂名油页岩基地累计开采油页岩矿1亿吨，生产页岩原油292×104t。辽宁抚顺东露天矿的巨型矿坑，远看去犹如蚂蚁和爬虫的电铲、电力机车在一排排灰绿色的岩层前忙碌着，在源源不断产出煤炭的同时，采煤剥离的油页岩也被运到地面。采用油页岩干馏技术，每年可开采油页岩1 400×104t、生产页岩油45×104t。

油砂是已露出或近地表的重质残余石油浸染砂岩，系沥青基原油在运移过程中失掉轻质组分后产物。油砂开采是“挖掘”石油，而不是“抽取”石油。国外油砂分离技术主要有3种:热水洗法、溶剂萃取法、热解干馏法。据油砂结构不同所采用的分离方法不同，一般水润型油砂适合水洗分离,油润型油砂适合有机溶剂萃取分离或热解干馏分离。

我国开挖隧道的盾构机和硬岩掘进机世界领先[16]。滇中引水工程引入国内最大直径敞开式硬岩掘进机国产装备提速重大工程。“云岭号”是我国自主研发的国内最大直径敞开式硬岩掘进机，集刀盘、运渣皮带机、支护、信息传感、物料运输等于一体，直径9.83 m，和传统钻爆法相比，‘云岭号’可以让隧洞施工效率提升3到5倍。我国自主研发的硬岩掘进机不仅在水利工程中担当先锋，也能在煤矿巷道开拓中挑大梁。小转弯全断面硬岩掘进机——“中铁819号”投入贵州四季春煤矿巷道施工。十分期待，我国自主研发的硬岩掘进机在浅层超稠油开发中挑大梁。

准噶尔盆地西北缘蕴藏丰富的浅层稠油资源。已发现并规模开发风城油田、克拉玛依油田和春风油田，附近有克拉玛依和独山子两座炼油厂，为原油加工提供了便利条件。

坚持问题导向，问题中可能孕育着潜力。例如受上下游产业链衔接不畅、技术研发创新能力不强、产业规模效应不显、相关标准体系不完善等多种因素影响，循环经济“不经济”的问题仍是制约固废综合利用的“肠梗阻”，亟待化解。固废综合利用项目往往具有初期投资大、短期见效慢、风险大、投资回报率偏低等特点，容易受地域、认知度、运输半径等影响，循环经济“不经济”的问题仍是制约固废综合利用的“肠梗阻”。“粉煤灰堆在这里是固废，要是放在山东、广东等地就是资源，一吨粉煤灰能卖到130至170元左右。”朔州固废资源综合利用研发中心技术负责人孙国富说。工业固废处理形势严峻，综合利用是解决的根本措施，这直接影响到相关上下游产业的可持续发展。

准噶尔盆地西缘光照充足、油田地面比较空阔，适合发展光伏发电，缓解油田用电压力，进一步降低开采原油过程中的用电成本。

原油黏度越高，流动能力越差，越适合采用本文推荐的方法。浅层稠油开采过程中容易出砂，但一旦采取挖煤式开采，反而容易开采。本方法预期采收率很高。

机制体制创新很重要， “大庆油区面临的不是有没有油气资源的问题，而是有没有本事找到并采出来，而且是经济地采出来的问题”[17]。本世纪初，松辽盆地里有44家不同体制的石油公司从事“低品位”油气资源开发，年产油量曾达到230万吨。当时，油价并不高，仍有利可图。石油、煤炭合作开发煤成气已取得良好开端(如山西沁水盆地)，积累了相关经验[18]。推进干部能上能下、员工能进能出、收入能增能减。

可以建立石油、煤炭经济共同体(股份有限责任公司)，广泛吸收民营、国有、社会资金，首先在开发试验上取得技术领域突破(这期间可以享受国家重大专项技术、资金和税收方面的支持)，再在技术成熟之后规模开发阶段，追求经济效益，实现边际稠油资源经济有效开发。对于不可再生的准噶尔盆地西缘浅层超稠油，采收率是非常重要的指标，同时兼顾产量、效益。

2.3 小型试验研究

本着先易后难的原则，有序推进该领域技术创新。对于埋藏300米左右浅层超稠油，也可以露天开采，300～600米浅层稠油，可以考虑煤矿矿井开采方式，进行挖掘。

准噶尔盆地西北缘阿拉德油田发现于2012年[19]，控制石油储量2 188×104t，侏罗系西山窑组油层中深450 m，油层厚度10 m，储层孔隙度31%，渗透率203 mD，油藏温度27 ℃，60 ℃脱气原油黏度28 744 mPa·s，属于极强水敏浅层超稠油，地层温度低、原油黏度高，需要注蒸汽热采。多口井蒸汽吞吐获得了高产工业油流，但储层水敏性强，渗透率伤害率高达90%。注入蒸汽诱发水敏，进而堵塞近井地带，导致井口温度下降快、产量递减快，周期生产天数不足25天，产油不到140 t。此外，井底防砂绕丝筛管堵塞，液量下降快，井筒问题下快，蒸汽注得进去，油和水采不出来。实施水力喷射泵、掺稀油、注氮气、蒸汽吞吐等措施，单井峰值产量达到10 t/d，但没有稳产期，油层温度、产量快速递减，单井周期产油量不足200 t，无法实现经济有效开发。而且已经在多口井采取多轮次蒸汽吞吐措施，效果不理想。历经8年，阿拉德油田仍处于试采阶段。阿拉德油田毗邻魔鬼城、风城油田，附近出土很多侏罗系恐龙化石和热带森林化石，该区域在侏罗系时期属于热带雨林气候，如今属于干旱少雨、夏季酷热、冬季严寒的温带气候。地处戈壁滩，降水量少，蒸发量大。

阿拉德油田附近既有大型炼油厂、又有大型煤矿，技术、生产配套都比较方便。由于超稠油中轻组分含量较低、没有伴生的天然气，不必担心开挖过程中的轻组分逸散。工区气候干旱少雨，减少了处理地面雨水的压力。至于挖出的超稠油，可以借鉴茂名油页岩干馏技术的经验。准噶尔盆地西缘光照充足、油田地面比较空阔，适合发展光伏发电，降低开采原油过程中的用电成本。对于不可再生的准噶尔盆地西缘浅层超稠油，采收率是非常重要的指标，其次才是产量、效益。只要对国家有利，不妨加强石油、煤炭部门协作。充分发挥中国石化在炼油化工销售领域的技术领先优势、上下游一体化产业链优势，同时发挥煤炭领域专业优势，推动合作共赢。于是，浅层稠油热采面临水、砂、稠等难题，通过挖煤式开采而迎刃而解。

试验方式，一是从地面露头开挖，沿着构造线，采用推土机、大型挖掘机露天挖油，采出油砂移交炼油厂，除油后油砂进行无害化处理；二是参照煤矿矿井模式，进行坑道挖掘。他山之石可以攻玉，本文提供的解决方案可以照搬煤矿的成熟做法，因而技术上是成熟的。

3 结论

1)技术用到极致仍不能解决的技术难题，就应当另辟蹊径。打破传统依靠钻井、热采的稠油开发思维定势，对部分储量很落实但现有技术难以有效开采的部分浅层稠油资源提出挖煤式开采方法。鼓励石油人与煤炭人联合开采浅层稠油，或者为煤炭人拓展事业发展空间。准噶尔盆地西缘浅层稠油资源丰富、炼油能力充沛，具备开展挖煤式采油资源基础。

2)本着积极稳妥，先易后难原则，笔者推荐在准噶尔盆地西缘埋藏小于300 m超稠油油藏率先开展挖油试验。这类超稠油油藏基本没有伴生天然气(否则，有溶解气，原油黏度不会这么高)，而且含硫量很低，有利于安全生产。

3)在规模应用阶段，可以一边挖油，一边推进建设原油储备库，一举多得。可以借鉴隧道施工和修地铁的成功经验，越接近固体的稠油，应用本文推荐方法越好。某种意义上，鼓励煤矿承揽或者独营相关稠油开发业务。只要对国家有利，不妨打破石油、煤炭的部门业务切割。充分发挥中国石化在炼油化工销售领域的技术领先优势、上下游一体化产业链优势，同时发挥煤炭领域专业优势，推动合作共赢。