稠油开采技术现状与发展方向初步探讨

蒋 琪，游红娟，潘竟军，王中元，盖平原，Ian Gates，刘佳丽

(1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010；4.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257000；5.University of Calgary, Calgary Alberta T2N 1N4)

0 引 言

目前，世界上的商业化稠油开采技术可分为冷采和热采两大类。虽然地面坑道开采(Surface Pit Mining)方式在加拿大的浅层稠油开发中获得了商业化成功，但采用该技术所能开采的稠油资源占比较小(小于5%)，注蒸汽热力开采仍然是稠油开采的主要方式。目前世界上的稠油产量约为100×104t/d,热采产量超过60%，主要来自蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油生产方式。蒸汽吞吐(Cyclic Steam Stimulation)技术适用的油藏类型广，但采收率一般低于40%；蒸汽驱(Steam Flooding)的采收率可达到40%以上，但蒸汽驱主要适用于地层条件下原油黏度小于10 000 mPa·s的油藏；蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD)技术自20世纪90年代商业化以来，已经成为开采超稠油，特别是浅层超稠油的最有效技术，但该技术对油层厚度和垂向上的渗透率要求较高；火烧油层(In Situ Combustion)技术热效率高，可以应用到油层厚度较薄的油藏，要求油藏的原油黏度低,但由于操控难度大，目前应用规模仍然较小。其他稠油开采方式如电加热、电磁波加热、溶剂萃取、地下核反应等技术仍处于实验研究或早期现场试验中。近年来，以注蒸汽为基础，辅助加入非凝结气体和溶剂等在改善注蒸汽热效率方面取得了较好的效果，并在加拿大部分SAGD开采油田中得到了商业化推广。原位改质、气化和制氢等稠油开发的前沿技术也开始由室内研究进入现场试验阶段，这些技术在降低蒸汽消耗量、温室气体的排放和生产成本等方面具有应用前景。

中国的大部分稠油油藏为陆相沉积，仅有少部分为海相沉积的油藏。与委内瑞拉和加拿大以海相沉积为主的稠油油藏相比，中国的稠油油藏具有类型多、非均质性严重、矿物组分复杂和黏度变化大等特点。此外，油藏埋深变化范围大(200～5 000 m)也是中国稠油开采技术难度大的重要决定性因素。在中国，除了坑道开采方式外，涵盖了所有的商业化稠油开采技术。目前，热采仍然是稠油的主要开采手段，按照其生产规模，开采技术依次为蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽驱和火烧油层。其中，蒸汽吞吐方式产量占热采总产油量的70%以上；SAGD在中国起步较晚，但应用规模上升速度较快，目前占热采总产量的15%以上；蒸汽驱主要作为蒸汽吞吐后的接替措施，已经得到商业化推广，年产油量超过1.0×106t/a；火烧油层技术作为蒸汽吞吐的接替措施，应用规模将随着技术的进一步成熟而不断扩大。中国在稠油开采方面主要面临以下四大技术挑战：①有效的蒸汽吞吐开采接替技术。大部分蒸汽吞吐的油藏已经进入开采后期，产油速度低，油汽比接近经济界限，预计最终采收率低。尽管在一些蒸汽吞吐油藏中成功试验了SAGD、蒸汽驱和火烧油层等后续接替方式，但目前的应用规模仍然较小，大部分蒸汽吞吐后油藏急需新的接替技术。②深层稠油热力开采技术。深度超过1 500 m的深层稠油储量占比较大，常规注蒸汽热采技术难以达到经济热效率要求，急需适用于深井的热采技术。③复杂稠油油藏提高采收率技术。中国东部的中深层边底水稠油油藏和西部的深层碳酸岩裂缝/溶洞性稠油油藏储量占比较大，虽然这些油藏商业化开采取得了成功，但现有技术水平的采收率低，缺乏有效的提高采收率技术。④提高蒸汽利用率和降低CO2排放的技术。

1 稠油资源、特点和开采规模

国际上通常将油藏温度下原油黏度超过100 mPa·s、密度超过934 kg/m3的原油归类为稠油，而黏度超过10 000 mPa·s、密度超过934 kg/m3的原油称为沥青[1]。在加拿大，将油藏温度下原油黏度超过10 000 mPa·s的原油也称为油砂。目前，世界发现的原油资源量约为1.4×1012～2.0×1012t，其中，超过2/3为稠油和沥青[2]。稠油资源比较丰富的国家包括委内瑞拉、加拿大、苏联、墨西哥、美国、中国和巴西等，其中，委内瑞拉和加拿大的稠油储量占世界稠油总量的40%以上。目前，世界稠油和沥青年产量超过3.0×108t/a，加拿大是目前稠油产量最高的国家，年产油约为1.2×108t/a，其次分别为委内瑞拉、墨西哥、美国、中国和印度尼西亚等。由于稠油的开采成本相对较高，总体储量动用程度较低，可采储量受国际油价和开采技术影响较大。

中国稠油资源量超过200×108t[3]，分布于12个沉积盆地的70多个油田，目前，投入商业开发的石油地质储量约为14×108t。陆上稠油油藏多数为中新生代的陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。稠油油藏类型多，地质条件复杂，以多层互层状组合为主，约有1/3的储量为厚层块状油藏。储集层以碎屑岩为主，具有高孔、高渗和胶结疏松的特征。储集层一般埋深小于2 000 m，其中，埋深大于800 m的稠油储量约占已探明储量的80%，约有50%油藏的埋深为1 300～1 700 m。近年来，在吐哈盆地发现的稠油油藏埋深达2 700～3 200 m，而在塔里木油田发现了埋深达5 000～7 000 m的超稠油油藏。

与加拿大和委内瑞拉以海相沉积为主的油砂资源相比，中国大部分陆上沉积油藏的稠油成熟度低，通常具有沥青含量较低、胶质含量高的特点。中国稠油通常具有相对密度较低、黏度较高的特点，这与加拿大和委内瑞拉一些稠油油藏具有相对密度高、黏度低的特点形成鲜明对比。如委内瑞拉Orinoco油带的Junin区块为典型的高相对密度、低黏度的稠油油藏，该区块大部分稠油的相对密度接近1.0，甚至高于1.0，但地下原油黏度仅为2 000～8 000 mPa·s，采用长水平井冷采的高峰产油量达到160～320 m3/d[4]。

目前，中国稠油总产量超过2 500×104t，其中，热采产量超过1 500×104t。目前中国主要稠油生产基地包括辽河油田、克拉玛依油田、胜利油田、渤海油田、塔河油田、南阳油田、吐哈油田和塔里木油田等。其中，热力开采方式主要集中在辽河、克拉玛依、胜利和南阳等油田，稠油冷采基地主要有渤海和塔河油田等。表1为中国主要稠油油田的生产规模、油藏类型、黏度和深度。

表1 中国主要稠油开采油田产量和主要油藏特点

2 商业化开采技术应用现状

中国目前投入开发的陆上稠油油田中，特稠油和超稠油占有较大的比例。由于在原始地层条件下，原油流动能力较差，因此，注蒸汽热力开采仍然是目前稠油的主要开采方式。按照目前的生产规模排序，蒸汽吞吐在热采产量中仍然占主导地位(大于70%)，其次为蒸汽辅助重力泄油和蒸汽驱。近年来，火烧油层技术在辽河油田的中深层稠油油藏和克拉玛依油田的浅层稠油油藏中获得试验成功，正进行商业化推广。对于油藏条件下黏度较低的原油，降压冷采、水驱和化学驱等技术也得到了充分的应用。

2.1 蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐是目前应用范围最广的稠油开采方式，在加拿大冷湖地区，由CNRL和Imperial Oil操作的2个相邻的商业化蒸汽吞吐开采油田，是目前世界上生产规模最大的蒸汽吞吐油田。2个油田的生产井总数超过4 500口，年产量超过1 400×104t/a，油汽比为0.25～0.40，平均油汽比约为0.29。2个油田主要以长水平井和定向井开采为主，并以超过地层破裂压力注汽的方式，成功开采了Clearwater地层油藏温度下原油黏度约100 000 mPa·s的稠油油藏[5-6]。这2个油田20世纪80年代中期实施蒸汽吞吐开采以来，已经进入蒸汽吞吐后期，预计蒸汽吞吐采收率可达20%～30%。为提高该油田的最终采收率，通过大量的室内研究和现场试验，提出了在蒸汽中加轻质油的技术——LASER(Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery)[7]和小井距蒸汽吞吐技术[8]。LASER技术在现场应用已经扩展到超过250个井组，现场动态证明，在蒸汽中加入5%～6%体积浓度的轻质油，预计提高产油量和油汽比20%～40%，提高采收率10%以上。

中国的蒸汽吞吐商业化应用始于20世纪80年代中后期。继辽河高升油田建成年产100×104t/a的蒸汽吞吐项目之后，商业化开采项目迅速拓展到不同类型和深度的稠油油藏中，80年代末蒸汽吞吐的年产油量超过500×104t/a，90年代中期年产油量超过1 000×104t/a[9]，目前年产油量仍然维持在1 000×104t/a以上。开展蒸汽吞吐的油藏类型包括巨厚块状油藏、多层和薄互层油藏、气顶油藏、边底水油藏、顶水油藏等，埋藏深度由约200 m的克拉玛依浅层稠油油藏，到深度超过1 800 m的辽河深层稠油油藏，地层原油黏度由低于2 000 mPa·s的普通稠油到超过500 000 mPa·s的超稠油。由于蒸汽吞吐方式受油藏非均质性、深度和黏度影响相对较小，具有适用范围广和操作简单的特点，目前仍然是各大油田的主要热采方式。

中国大部分蒸汽吞吐的油藏已经进入开发的后期，继续实施蒸汽吞吐生产的热效率低，生产成本增加。一些蒸汽吞吐油田的油汽比已经接近经济界限，采出程度低(小于30%)。寻找有效的接替技术，实现开发方式转换是提高油藏最终采收率的关键。

2.2 蒸汽驱技术

相对于采用单井实现注采的蒸汽吞吐技术，蒸汽驱技术是一种采用完整注采井网的驱替技术，具有采收率高的特点。世界上主要的商业化蒸汽驱项目主要集中在印度尼西亚的Duri油田、美国加州的San Joaquin Valley油田、委内瑞拉的Orinoco重油带等。加拿大的Lloydminster地区也有几个较小的蒸汽驱项目，包括目前还在运行的Pikes Peak 和 Tangleflags油田。其中，位于美国San Joaquin Valley油田的Kern River项目为生产历史最长的蒸汽驱项目，始于20世纪60年代，80至90年代的高峰产油量超过16 000 m3/d，截至2007年，蒸汽驱累计生产稠油达到3.2×108m3[10]。另一个累计生产稠油超过3.2×108m3的热采油田为印度尼西亚的Duri油田，为世界上最大的蒸汽驱项目，目前生产井为6 300口，1 250个反七点井组，总面积达5 km2，日产油为11 600 m3/d[11]。该项目在20世纪90年代中期的产油量高达47 700 m3/d，油汽比约为0.25[12]。埋藏浅、压力低、原油黏度低是该蒸汽驱油田的主要特点，这也是国外成功蒸汽驱的共同特点。

中国从1988年起，分别在辽河、克拉玛依、胜利和南阳油田开辟了9个蒸汽驱先导试验区[1]，这些油田具有不同类型的油藏、深度和黏度。大部分先导试验油藏的地下原油黏度小于10 000 mPa·s，少部分试验区的地下原油黏度超过10 000 mPa·s。除克拉玛依和南阳油田的蒸汽驱先导试验区油藏深度较小(小于300 m)外，其他试验区的油藏深度基本都接近或者超过1 000 m。大部分先导试验区没有取得商业推广所需要的技术和经济指标，目前实现规模操作的2个蒸汽驱区块为新疆克拉玛依油田九区和辽河油田齐40块。

新疆九区蒸汽驱油藏目的层埋深为185～242 m，地层条件下原油黏度为3 100～5 500 mPa·s，油层厚度为15.5 m。新疆九区自1992年开展蒸汽驱以来，是目前中国生产时间最长也是规模最大的蒸汽驱项目。该区高峰年产油量为95×104t/a，目前年产油量约为56×104t/a，油汽比为0.11。蒸汽吞吐阶段釆出程度为25%，转蒸汽驱后采出程度约为20%，目前累积采出程度约为45%，预计最终采出程度超过50%。

辽河油田齐40块蒸汽驱目的层沙三段为互层状、边底水普通稠油油藏。油藏埋深为620～1 050 m，50 ℃下原油黏度为2 639 mPa·s。该油藏首先采用大井距蒸汽吞吐生产，加密后继续开展小井距吞吐生产，1998年开始蒸汽驱先导试验，2007年开始工业化推广。高峰产量达到69×104t/a，目前产量仍然保持在40×104t/a以上，油汽比为0.13。齐40块目前采出程度约为50%，其中，蒸汽吞吐阶段采出程度为32%，蒸汽驱阶段采出程度为18%，预计齐40块先导试验井组的采出程度超过55%。

2.3 SAGD技术

Butler[13-14]在20世纪70年代末提出的蒸汽辅助重力泄油技术，经过20多年的室内研究和现场先导试验后，于90年代末期开始正式进入商业化推广。目前已经成为开发稠油，特别是开发浅层超稠油最有效的技术。加拿大是目前世界上应用SAGD开采规模最大的国家，年产油量超过6 000×104t/a。中国在20世纪90年代末开展SAGD技术现场试验，商业化应用SAGD技术开始于2008年以后。虽然起步较晚，但开采规模上升速度快，目前年产油量超过200×104t/a。SAGD技术在俄罗斯和委内瑞拉的稠油油藏也开展了油田试验和工业化推广[15]。

在目前的技术条件下，成功实施的SAGD油藏埋深一般小于800 m，加拿大的商业化SAGD项目的埋藏埋深为100～600 m。表2列出了部分加拿大SAGD项目的主要油藏和流体参数[16-20]。由表2可以看出，这5个项目的年产油量超过4 000×104t/a，SAGD项目的埋深均小于500 m，具有高孔隙度、高渗透率和高含油饱和度的特点。在加拿大，SAGD技术能够获得成功和大规模推广应用，除了得益于油藏条件较好，低燃料费用(天然气价格为中国的20%)和多年积累的操作经验也是非常有利的因素。近年来在钻井、井筒举升、井下控液管柱[21]、高分辨率4D地震监测蒸汽汽腔扩展[22]、非凝结气体/溶剂辅助注蒸汽[23]和加密井等领域的技术进步也为SAGD效果的持续提高奠定了基础。

表2 加拿大主要SAGD项目的油藏和流体参数

SAGD作为蒸汽吞吐后的接替技术在辽河油田杜84块馆陶和兴隆台油层的超稠油开采中获得了巨大的成功。该油藏于1999年采用70 m井距蒸汽吞吐投产，由于油藏原油黏度高(36 ℃下原油黏度大于500 000 mPa·s),多周期生产后效果急剧变差，预测最终采收率低于25%。2003年提出了采用直井+水平井组合的蒸汽辅助重力泄油技术(直平组合SAGD)作为蒸汽吞吐接替开采方式，2005年开始实施现场试验，现场生产动态达到方案设计的各项技术指标，部分指标还超过了方案设计指标。2008年，开始工业化规模推广，目前，杜84块SAGD项目年产油量超过100×104t/a，百吨高产井为17口，为辽河油田千万吨稳产作出了重要贡献。图1为转SAGD之后的年产油量与预测继续蒸汽吞吐的年产油量对比曲线。由图1可知，转SAGD后的累计增油量已经超过800×104t。目前，全油藏整体采出程度超过45%，先导试验区采出程度超过70%。图2为SAGD最早投入生产的先导试验区实际生产效果与预测指标对比曲线。由图2可知，目前的生产动态仍然强劲，预计中心部分油藏的采收率将超过80%。油藏中监测的蒸汽汽腔和取心分析结果显示，汽腔中心的剩余油饱和度约为6%。

图1 蒸汽吞吐后转SAGD与继续蒸汽吞吐年产油产量对比

图2 SAGD早期先导试验区实际生产效果与预测指标对比

为提高辽河油田杜84块SAGD的热效率，进行了在蒸汽中加N2现场试验[24-25]。在馆陶油层中注入N2的目的不仅仅是为了提高油汽比，也同时为了评价通过降低汽腔顶部温度，抑制汽腔上升速率、降低顶水突破风险的可行性。现场试验结果表明，在靠近油层顶部处注N2效果更好。井温监测资料显示，汽腔顶部的温度明显降低，取得了降低盖层热损失的预期效果[26]。

新疆风城地区具有丰富的超稠油资源，探明储量约为3.7×108t。由于油藏埋藏浅(180～450 m)，原油黏度高(20 ℃时大于1 000 000 mPa·s)，蒸汽吞吐和蒸汽驱均不适用该油藏的商业化开发。新疆油田公司自2009年和2010年分别在重32和37区块开辟了SAGD先导试验区，SAGD生产效果达到了设计指标。2012年开始实施商业化推广，SAGD生产规模稳定增长。截至2018年7月，累计投产172对井组，累计注汽量为2 391.2×104t，产液量为2 061.1×104t，产油量为373.1×108t，油汽比为0.16，采注比为0.86，采出程度约为13%。目前产油水平为2 560 t/d，并呈上升趋势。SAGD技术在风城油田的成功应用为新疆油田的超稠油开发、增产和稳产奠定了坚实的基础。风城油田的SAGD项目受沉积环境、油藏非均质性、原油黏度和水平段长度等因素的影响，虽然出现了日产超过100 t/d的井组，但大部分油井的平均产量仅为20～30 t/d。

2.4 火烧油层技术

火烧油层又称为火驱，通过向油层连续注入空气或氧气，与地层原油发生氧化反应产生热量，并将加热原油驱替至生产井。燃烧带温度可以达到300～600 ℃，在该温度下，原油裂解，产生的轻质组分从生产井采出，而剩余的焦炭部分作为燃料，维持油层稳定的燃烧过程。相对于地面注蒸汽过程，由于火驱开采是在地层中产生热量，因而热效率高。世界开展火烧油层的现场应用规模在20世纪80至90年代达到高峰，1992年高峰期的火烧油层产量达到5 100 m3/d，而2004年下降到2 400 m3/d[27]。国外火烧油层项目越来越少，目前仅有4个商业化运营项目，包括罗马尼亚的Suplacu de Barcau、印度的Balol 和Santhal以及美国的Bellevue项目。其中，罗马尼亚的Suplacu de Barcau火驱项目是目前世界上运行时间最长的项目，接近60 a。4个火驱项目具有含油饱和度高(大于70%)、原油黏度低(小于2 000 mPa·s)的特点。

中国的火烧油层技术在现场的试验也可以追溯到20世纪60年代，但早期的现场试验均没有获得商业推广。经过多年的室内研究和现场工艺技术的完善，直到2009年，在新疆的红浅1井区再次开始了火烧油层的先导试验。截至2016年年底，累计采油11.7×104t，年产油为17 300 t/a，火驱采出程度为27.5%，加上蒸汽吞吐阶段的采收率，目前试验区的采出程度约为56.0%，取得了较好试验效果。该油藏为蒸汽吞吐后的废弃油藏，蒸汽吞吐阶段采收率约为30.0%，且已经停产10多年。自2009年采用五点井网注空气开展火烧油层以来，目前有30多口井恢复了生产[28]，空气油比从最初的约100 000 m3/m3降到了目前的2 200 m3/m3，含水率从初期的100%降至60%左右。该现场试验的成功证实了火烧油层技术作为蒸汽吞吐接替技术应用的可行性，目前正在扩大其应用规模。

辽河油田的杜66块杜家台油层的薄互层开展了火烧油层试验，该油层的埋深为800～1 200 m，50 ℃温度下原油黏度为300～2 000 mPa·s,目的层位包括20～40个小层，单层平均厚度为1.5 m。该油藏于1996年开始蒸汽吞吐生产，经过10多个周期生产后，油层压力降低，单井产量低于1.0 m3/d，油汽比低于0.20，总釆出程度低。经过大量室内研究，确定了火烧油层作为蒸汽吞吐后的接替措施，并于2005年开展火烧油层现场试验。试验取得成功后，逐渐扩大现场试验和推广规模，目前火驱井组超过100个，该区采用火烧油层和蒸汽吞吐方式联合开采，区块日产油量从蒸汽吞吐阶段的280 m3/d提高至870 m3/d[29]。

辽河油田也开展了THAI火烧技术的现场试验，但由于对地层中的隔夹层影响认识不足，燃烧前缘的控制困难，再加之井筒堵塞，THAI火烧技术未达预期效果而最终放弃[30]。新疆目前还在继续THAI火烧技术试验，其应用前景还有待于更多的试验数据来进行评价。

2.5 冷釆技术

冷采(非热力开采)稠油产量在中国总的稠油产量中占比较高，超过40%。冷采方式包括常规降压开采、注水、注气和注化学剂驱替等开采方式。冷采方式主要是针对油藏温度下原油黏度较低(50～200 mPa·s)的普通稠油。采用大功率螺杆泵携砂冷采(CHOPS)开采方式可以采出黏度较高的稠油[31]，如20世纪90年代后期在加拿大的冷湖地区的Burnt Lake油藏Clearwater地层开展的携砂冷采项目，地层温度下的原油黏度超过30 000 mPa·s。携砂冷采的开采机理包括：①通过产出地层砂在地层中形成“蚯蚓”洞，改善原油渗流能力；②地层周围快速降压，形成“泡沫油”，降低原油黏度并保持地层压力。从油层中产出大量的砂，是实现携砂采油的最基本条件。虽然中国的大部分稠油油藏为非胶结疏松砂岩，但现场试验发现，中国稠油冷采的出砂量大大低于加拿大携砂冷采成功的稠油油田[32]，降低了携砂采油开采方式的效果和潜力。大部分稠油冷采油田主要依靠水平井技术，通过增加与油藏的接触面积而获得高产。

目前中国2个规模较大的冷釆稠油油田分别为中海油的渤海油田和中石化西北局的塔河油田。渤海油田的稠油储量约占总储量的70%以上，埋藏深(1 200～2 500 m)，但大部分稠油为黏度较低(50～200 mPa·s)[33-34]的普通稠油，适合冷采开发。主要开发方式包括降压冷采、注水、注气和化学驱等，目前的稠油产量占总产量(2 900×104t)的20%以上。近年来，在原油黏度较高的油藏开展了注蒸汽和多元流体的吞吐热采试验[35]，并在现场开展了蒸汽+CO2+化学降黏剂的吞吐现场试验[36]，取得了一定的增产效果。

中石化西北局塔河油田稠油油藏为溶洞/裂缝型碳酸岩，埋深为5 000～7 000 m，地层温度(120～160 ℃)下原油黏度为200～400 mPa·s。目前主要采用注水/注气开采，年产油量超过300×104t/a，是目前世界上商业化开采埋深最大的稠油油藏。虽然原油在油层温度下具有流动能力，但原油在沿井筒的上升过程中，由于井筒热损失，在井筒生产流体上升到距离地面3 000 m左右后便失去了流动能力，需要井筒加温或者掺稀油才能将原油举升到地面。虽然在该油藏采用冷采方式获得了稠油的工业化开采，但预测总体最终采收率低于20%。如何提高油藏的最终采收率和降低举升成本是该油藏今后面临的主要技术挑战。

3 稠油开采面临的主要技术挑战和急需的接替技术

基于对中国目前稠油开发现状的分析，总结出稠油开发中面临的技术挑战主要有以下4个方面。

3.1 蒸汽吞吐开发接替技术

虽然SAGD、蒸汽驱和火烧油层技术在个别蒸汽吞吐后油藏中得到了商业化应用，但目前的应用规模较小，大部分早期投入蒸汽吞吐的油藏已经进入开采后期，单井产量低，油汽比接近经济界限或已经停产，急需转换开发方式来提高采收率。在目前技术和经济条件下，适用于这3项接替技术筛选标准的蒸汽吞吐后油藏范围有限，急需研发新技术和新工艺。

3.2 深层稠油热力开采技术

注蒸汽热采仍然是提高稠油采收率的主要方式，地面注蒸汽对于埋深小于1 000 m的浅层和中深层稠油油藏效率较高，但对于埋深大于1 500 m的深层油藏，地面注蒸汽开采的热效率较低，特别是对于埋深大于3 000 m的超深层油藏，地面注蒸汽技术基本不适用。为寻求深井稠油高效开采技术，需要在下面几个研究领域取得技术突破。

(1) 井下蒸汽发生装置，将空气与燃料混合后送入到井下燃烧装置产生蒸汽的技术早在20世纪80年代就开展了现场试验[37]，由于井下燃烧器易腐蚀、寿命短等技术难题，使之未能在现场推广。后来一段时间内很少见到相关的技术研究报道，但近几年有关井下蒸汽发生技术现场试验的报道又开始逐渐增多[38-39]。中国也在积极攻关，研制井下燃烧式蒸汽发生器。依靠井下电加热产生蒸汽的技术也在积极研究中[40]。井下电加热产生蒸汽的技术优势在于安全可靠，但由于受电功率的影响，井下产生蒸汽的速率一般较低(小于50 t/d)。图3为井下电加热产生蒸汽装置实现单井SAGD操作的示意图，图中的红色部分为在地层中形成的蒸汽腔。该装置可用于SAGD水平井的预热投产，也可用于水平段的增产措施以及深井井下二次加热提高蒸汽干度。井下超临界水燃烧产生蒸汽的技术也在研究中，其原理包括将氧气、燃料(如甲醇的水溶液)和水注入到井下的超临界水热燃烧器中，燃烧室压力保持在水的临界压力(22.1 MPa)以上，得益于超临界水独特的溶剂特性和传热传质特性，可以实现燃料的高效洁净燃烧，火焰温度达到600 ℃以上；采用富氧燃烧，产生的热流体中没有氮气，非凝结气体比例可控；燃烧产物水和二氧化碳等全部可以注入油藏中，不向环境排放烟气，不产生氧化硫和氧化氮等大气污染物质。

图3 井下电加热产生蒸汽装置示意图

(2) 电磁波加热技术可以直接在井底向油层加热，加热效率高，不受井深条件的限制。电磁波加热技术不但可以降低油层原油的黏度，还有原油就地改质的潜力。加强该项技术的研究，为深井稠油的开采提供储备技术。

3.3 复杂稠油油藏提高采收率技术

中国东部的大部分稠油油藏不仅埋藏深，而且边底水活跃、压力高。蒸汽吞吐阶段，由于油藏降压导致稠油油藏水淹严重，降低了注蒸汽热效率，采出程度低。如胜利油田的单家寺油田，实施蒸汽吞吐后，由于油层中油水界面和含水饱和度分布的复杂性，增加了接替开采方式的应用难度。由于油藏埋深大及地层压力高，常规蒸汽驱和SAGD技术在此类油藏中难以取得经济效益，需要开发新工艺和新技术来提高蒸汽的热效率和最终采收率。

稠油油藏油水黏度相差较大，底水通常沿很小的通道指进上升，未动用油层中水淹区的含水饱和度较低，储量挖潜潜力较大。建议开展以下技术研究：①加密井技术；②选择性高温暂堵剂堵塞水窜通道的技术；③蒸汽+非凝结气体和溶剂；④火烧油层+原油就地气化/改质等技术。

在塔里木油田超深层(5 000～7 000 m)的裂缝/溶洞性碳酸岩油藏中，蕴藏有丰富的超稠油资源，50 ℃地面脱气原油黏度超过800 000 mPa·s，原油在地层温度(120～160 ℃)具有一定的流动能力。目前主要依靠降压、注气和注水开采。由于油藏多孔介质结构和油水关系的复杂性，采出程度低于20%。研发适合此类超深和复杂孔隙介质的超稠油油藏提高采收率技术难度极大。目前的研究重点主要集中在对复杂孔隙介质中多相流体流动规律、驱替和重力泄油的联动采油机理、改善驱替效率和波及体积的井网组合以及驱替介质优化、井下原油改质技术等方面。

3.4 提高蒸汽利用效率和降低CO2排放技术

在辽河和新疆的SAGD现场开展了蒸汽+非凝结气体和溶剂等先导试验，旨在降低蒸汽用量，改善油汽比，从而达到增效减排的目的。为充分发挥非凝结气体/溶剂等在油藏中的作用机理，提高试验效果和应用潜力，目前的室内研究主要集中在优化设计方面，如溶剂类型、注入浓度、注入时机以及井下操作控制参数优化等。

SAGD、蒸汽驱和蒸汽吞吐开采后仍然在油藏中留下相当比例的残余油和未动用区域，利用地下余热，通过注入空气或氧气开展地下原油气化，产生高燃烧值气体或氢气，不但可以提高现有开发油田的经济价值，还具有拓展低品位稠油油藏的开采潜力。

4 结论及建议

(1) 世界石油资源中，稠油储量占比大于60%，主要分布在委内瑞拉、加拿大、俄罗斯、墨西哥、美国、中国和巴西等国。SAGD、蒸汽吞吐、蒸汽驱仍然是目前开采稠油的三大商业化热采技术，火烧油层技术的总体应用规模较小。利用溶剂和气体辅助提高注蒸汽开采的热效率的技术已实现现场推广应用，稠油原位改质和气化技术也开始由室内研究进入到现场试验阶段。

(2) 中国稠油资源丰富，在目前的技术和经济条件下，投入开发的稠油储量较低。蒸汽吞吐仍然是中国稠油的最主要开采方式，SAGD技术在浅层和中深层超稠油油藏中的应用规模上升较快。SAGD、蒸汽驱和火烧油层技术作为蒸汽吞吐后期提高采收率的接替技术已实现工业化推广应用，但在目前的技术和经济条件下，能实现成熟开采技术接替的蒸汽吞吐后油藏范围较小，急需研发新的接替技术。

(3) 目前，针对深层(大于1 500 m)稠油蒸汽吞吐后的接替方式缺乏有效的技术储备。对于超深层和复杂类型超稠油油藏(如裂缝/溶洞)，急需研发高效EOR方法和井筒举升技术提高最终采收率。井下蒸汽产生技术、高压注气(空气或者氧气)等技术的突破是提高深层和超深层稠油开发效率的关键。

(4) 化学方法、化学添加剂和气体辅助注蒸汽开采方式，以及井下电加热(包括电磁波)与溶剂结合等增效减排技术将继续成为改善稠油开采效率的研究重点。稠油原位改质和气化技术的成功研发和应用，将有利于提高稠油资源利用效率和拓展低品位稠油油藏的开采潜力。