江汉油田清河油区稠油开采现场。王洪江 摄

江汉油田清河油区风光。刘文锦 摄

    能源经纬        

    □计秉玉

    中国石化集团公司首席专家

    我国稠油开采潜力巨大

    国际能源署（IEA）2020年全球油气资源评估表明，全球剩余稠油可采资源量高达2559.2亿吨。目前，我国稠油探明储量超50亿吨，但平均采收率不足20%，开采潜力巨大。

    截至2021年底，以辽河、新疆、塔河和胜利为主的陆上油田稠油动用储量约28亿吨。近海稠油开发较慢，纳入规划的稠油地质储量约为26亿吨。蒸汽吞吐热采为中国稠油主要开发方式，平均采收率仅约20%，剩余储量较大，是重要的原油产量接替阵地。

    埋藏深、黏度高是我国稠油的主要特点。我国陆上稠油以辽河油田、新疆油田、胜利油田为主，它们也是我国目前稠油产量最高的区域。普通稠油、特稠油、超稠油并存，油藏埋深主要集中在900~1500米，辽河油田埋深900米以上储层占比约84%，远深于国外稠油储层（一般小于500米）。

    同时，我国稠油沥青质含量低、胶质含量高、黏度高，以新疆风城、胜利新春、辽河高升等最为典型，属于浅层超稠油砂岩储层，沥青质含量一般小于10%，而胶质含量为40%~60%，其稠油黏度更为10万~100万毫帕·秒，而国外典型稠油油藏沥青质含量普遍高于15%、胶质含量低于35%。这给我国稠油开采方式的选择带来一定困难。

    另外，中国近海稠油以渤海油田储量最丰富，原油黏度大于350毫帕·秒的稠油探明储量约7.4亿吨，储量动用率仅为12.2%。

    开采方式热采为主

    热采是世界稠油的主要开采方式。美国、加拿大等国家以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层和蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等热采方式为主。我国热采仅以蒸汽吞吐为主，其产量约占热采稠油产量的80%，少量采用蒸汽驱和SAGD。

    1959年，蒸汽吞吐首次矿场应用在委内瑞拉进行。20世纪60年代，我国开始在克拉玛依油田（现新疆油田）进行蒸汽吞吐试验，80年代技术成熟，在新疆、辽河、胜利等油田稠油区块推广。

    随着多轮次蒸汽吞吐开发进入后期，油汽比持续降低，而制造蒸汽产生的二氧化碳不断升高，不再满足效益开发和节能降碳要求。矿场实践表明，稠油井在经过8~12个周期吞吐开采后，油汽比降至0.4以下，即注1吨蒸汽开采出的稠油不足0.4吨，开采成本突破60美元/桶，蒸汽热采1吨稠油将产生0.5~0.7吨二氧化碳。

    按国际惯例，蒸汽驱是稠油蒸汽吞吐后进一步快速大幅提高采收率的主要方法，但对我国而言并不适用。由于我国稠油储层埋藏较深，蒸汽井下干度仅为40%~50%，蒸汽所携带的热能大量减少。同时，地层高压导致难以形成蒸汽腔，热波及体积占比仅约20%，开采效果不如国外浅层稠油的一半，国际常用的蒸汽驱接替技术无法规模化推广。

    在蒸汽吞吐过程中，蒸汽制造成本约占稠油开采成本的50%，因此，一些石油公司和研究机构开始对稠油化学冷采技术进行探索，如聚合物驱（加拿大Pelican Lake油田，原油黏度约300毫帕·秒）、溶剂萃取（VAPEX）、出砂冷采和烃气泡沫油冷采等技术，但这些技术尚处于试验阶段，应用规模较小。中国陆上油田水驱/化学驱黏度大多小于100毫帕·秒，中国海油采用聚合物驱技术将海上稠油开采黏度上限提高至350毫帕·秒，但无法满足低效热采稠油接替技术的需求。

    创新提出“分子采油”理念

    在这样的背景下，以绿色、低成本、高效益为出发点，“稠油油藏化学复合冷采技术与示范”项目开始攻关。

    早在2015年，集团公司专家团队就提出了化学复合冷采的设想，认为其将成为中国特有的稠油蒸汽吞吐后重要接替技术，预计开采成本较蒸汽吞吐可节约30%~60%，同时减少二氧化碳排放，经济社会效益极大，是值得重视的方向。

    石油勘探开发研究院于2018年申报第一批国家重点研发计划变革性项目并获得成功立项。集团公司高度重视变革性技术研发进展，组织胜利、塔河、中原、河南、江汉等油田企业联合攻关稠油化学复合冷采技术，配套建立了多个稠油化学冷采项目群进行重点支持。

    前期研究着眼于降黏剂研发，室内评价效果较好，但矿场试验往往达不到预期。

    传统成熟的稀油化学驱理论在稠油化学复合冷采方面遇到了巨大挑战，从宏观尺度建立的化学驱方法不适用于稠油储层，必须深入分子层面攻关稠油剩余富集机制、储层降黏机理及靶向用剂研发等。

    团队首次创新提出了“分子采油”理念，阐明了分子采油的内涵，初步建立了分子采油学科构架，认为分子采油目前主要涉及三个方面，一是从分子层面深化认识油气与岩石矿物间相互作用、油气微观赋存方式及驱油剂分子作用机制等，提出更加有效的剩余油开采新方法；二是以针对性驱油机理为指导，从分子层面（含量子化学计算）开展驱油剂、调堵剂及其他油田化学助剂的设计与合成；三是基于分子层面理论新认识，研发采油工程相关材料。分子采油的深入研究助力稠油化学复合冷采取得变革性突破。

    通过践行分子采油理念，实现了研究方法的重大变革。团队将以分子动力学为主的模拟方法与近代物理分析手段相结合，从分子层面深入揭示稠油致黏机理。致黏机理的突破，为降黏机制奠定了基础，明确了两个关键靶点，π-π作用和氢键作用。基于此，团队对降黏剂分子结构进行靶向设计，结合稠油多轮次蒸汽吞吐后高含水的特点，提出了水溶性高效降黏剂分子设计思路。通过破坏氢键作用，使稠油由缔合体-联合体控制的超分子结构黏度转变为由外相水控制的乳液黏度。通过拆散π-π作用，使乳化稠油内相黏度进一步降低。两者相结合，极大提高了稠油在储层内的流动能力，在一定条件下使稠油能够达到，甚至超过蒸汽热采的降黏效果。例如，以聚丙烯酰胺为骨架，引入拆散π-π作用的苯环基团和防止沥青质再聚集的烷基侧链，引入破解氢键联合作用的磺酸基团和强化水溶性的羧酸基团，创新研发靶向降黏剂，在油水比3∶7、低剪切动力条件下，降黏率可为95%~98%，同等条件下较现有降黏剂作用效果提高30%以上。

    该研究取得了稠油开采方式的重大变革，实现了由蒸汽热采向化学复合冷采的转变。开采方式由主流的蒸汽热采成功转为化学降黏冷采。基于分子采油设计的高效降黏剂及其降黏机理，结合多孔介质储层渗流条件，提出了乳化为主、分散为辅的储层复合降黏促流理念，借助分子采油研究取得的可靠基础数据，研发了适用于稠油化学复合冷采的数值模拟方法和相关软件，创新形成了分子-孔隙-岩芯-油藏多尺度融合的技术创新研发平台。针对不同的稠油油藏条件及开发历程，优化形成了蒸汽吞吐后化学复合降黏吞吐、降黏驱、复合驱等逐级接替开采技术，建立了脉冲注入等化学复合冷采配套增效新工艺，将单纯的降黏剂研发成功变革为化学复合冷采新技术，探索出异于传统热采的稠油低成本高效接替开采新方式。

    该研究取得了稠油化学复合冷采技术指标的重大变革，实现了由室内试验向矿场应用的转变。稠油储层降黏率达95%以上，采收率可提高15%以上，适用储层稠油黏度上限可达2000毫帕·秒，启动压力梯度降低94%，吨油开采成本较蒸汽热采降低约50%，且每冷采1吨稠油较热采减少二氧化碳排放0.5~0.7吨。目前，稠油化学复合冷采技术在胜利油田已建成9个推广示范区，覆盖储量3000余万吨，近3年增油23.9万吨，省去蒸汽注入量63.8万吨，减少二氧化碳排放16.1万吨，节约标准煤5.96万吨。（文字由 方吉超 整理）