稠油转化为稀油开发技术应用研究
熟悉油田开发工作的人都知道，大多数高黏稠油都是由常规原油在储层中经受地下水冲刷、轻质组分损失、无机氧化等多种作用导致原油的密度和黏度增加后演变而成的。稠油开发，特别是稠油输送比较困难，往往使开发成本、输送成本上升。降低稠油开发与输送成本、提高其最终采收率是稠油油田开发工作者长期面临的难题。为此，人们想了许多办法，其中以燃烧原油生产蒸汽进行热力开采最为普遍，但这种方式目前遇到了保护环境、油价走高、能源开源节流的挑战，急需改进和寻求新的开采方法。
一、稠油尽可能在井底转化为稀油
1、稠油开发技术思路
稠油的特点是胶质和沥青质含量高，如胜利油田单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质就占总量的11%，而塔河油田稠油族组分中沥青质含量更是高达23%。由于沥青含量高，原油的黏度自然就不低。一般特稠油在油藏温度下脱气油黏度为10000一50000mPa•s，超稠油（天然沥青）在油藏温度下脱气油黏度通常则大于50000mPa•s。但是，稠油的黏度对温度敏感（称黏温关系），如陈375井脱水脱气油在40℃时对应黏度为133300mPa•s；80℃时对应黏度2646 mPa•s；100℃时对应黏度754 mPa•s。
特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物，易形成空间网状结构，具有非牛顿流体的性质。它的结构随剪切应力的增大而破坏，而这种破坏程度与流动速度密切相关，即当原油流速慢时结构破坏小，黏度相对较大；当原油流速快时则结构破坏大，黏度相对较小。多相流体在同一渠道流动时则相互干扰，流度比越大，干扰越严重。低流度的水相更易侵入油相，使其变为孤立的油滴，而油滴一旦被滞留下来，要启动它就必须克服更大的附加毛细管阻力。
T.T.Yen认为[z1]，沥青质的基本结构是中等大小（1－1.5nm，即纳米)，带有脂肪链和官能团的多芳香烃层。另外，3-5个薄层按小数量堆积成由分子组合的颗粒，这些粒子能够相互缔合，从而形成集合体或胶束团。胶质和沥青质的存在使得原油的黏度大大增加，而当其含量较高时往往会使之具有非牛顿体系的流变学特征。其中胶质的黏度受温度的影响较大，其处于低温时黏度很大，而在高温下则黏度显著变小。胶质、沥青质在原油中是天然的油包水型乳化剂，它们在油水界面上能形成较牢固的乳化膜，因而使这类油包水型原油乳状液比较稳定，稠油易于反向乳化。金属杂原子及其缔合的主体——沥青质与胶质，是影响原油黏度的主要内在因素。降低原油中金属杂原子及其赖以存在的沥青质与胶质的含量，可有效降低原油黏度。
稠油开采的关键是提高原油流动能力，包括在油层、井筒和地面输送管道的流动能力。我国的稠油开采，90％以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率一般能达到30％左右。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井、热采和冷采等技术，而是来自地面集输技术，诸如地面稠油的输送加热、降黏、脱水等。针对特稠油开采及集输难题，这里提出了在井下实现大幅度降低稠油地下原油黏度，使复杂的稠油问题转化为稀油的问题。
2、稠油开发技术现状
目前，稠油开采的技术方法有很多种。
一是HDCS技术[2]。通过优化注采参数，明晰技术经济政策界限，合理配置降黏剂、C02[z2]和蒸汽用量，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质、沥青质为分散、原油轻质组分为连续相的分散体系。
二是冷采技术。采用螺杆泵将原油和砂一起采出，通过使油层大量出砂形成“蚯蚓洞”和稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中的“蚯蚓洞”可提高油层渗透率，而形成泡沫油则为油层提供了内部驱动能量。该技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性。
三是添加降黏剂。乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力，提高毛细管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质——降黏剂，它在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降黏开采的目的。
四是电加热。采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。但它的可行性是建立在电力成本低或者原油价格高的基础上。
五是地下燃烧。地下燃烧，就是我们通常所说的火烧油层。受热的通道为可流动的原油到达生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用，可在薄油藏以及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。
六是SAG D技术。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是开发超稠油的一项前沿技术，该方法的主要机理是热传导与流体热对流相结合。以蒸汽为热源，依靠注入蒸汽与加热的油和水之间的密度差来实现重力泄油作用而开采稠油[3]。利用直井＋水平井组合技术，大幅度提高油井周期产量。这项技术为稠油、超稠油开采接替技术开辟了新的领域[4]。
七是掺稀油开采。该项技术的优点是不伤害油层。它不像掺活性水降黏开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本；有些区块附近无稀油源，掺稀油也比较麻烦。这项技术的可行性和合理性决定于原油的价格。
八是微生物驱油[5]。通过细菌在油藏环境中繁殖，细菌生长代谢，对原油产生降解作用，生成的代谢产物使固一液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，从而提高了洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量及原油黏度。
九是地热辅助采油技术[8]。统计C油田3400个井点地层温度资料。统计结果表明，地层温度与油层埋深成正比，埋藏越深、温度越高。利用广义丰富的地热资源，包括深层高温流体（油、气、水及其混合物），将大量的热量带入浅油层，降低原油黏度，提高原油流动能力。为减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注人目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非常成熟，开发实践经验也非常丰富，为利用地热资源进行热水采油提供了便利。胜利油田通过深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济政策研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降茹举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。另外，还有太阳能、风能和重力能辅助采油技术[9]。
二、稠油在井底转化为稀油的可行性
1、加热降黏法
加热降黏通常采用下面几种方法：
一是蒸汽热裂解。高温蒸汽对稠油的重组分有热裂解作用，即产生相对分子质量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中被蒸馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃，进入热水前沿温度较低的地带时，会降低一些温度，甚至遭到冷凝，但它毕竟加过热量，与油层中原始油混合后，仍然会将其稀释，使原始油的密度和黏度降低，形成了对原始油的“混相驱”。
除了通过蒸汽热裂解降黏之外，还可以通过水热裂解降黏。刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果[10]。
所谓水热裂解技术是通过向油层加人适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低稠油的黏度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。
可充分发挥我国石油公司上下游一体化的优势，将稠油热采和稠油炼制两大成熟技术集成起来，在油田井底实现炼油厂的稠油加工过程，将稠油开采难题转化为稀油开采问题，大幅度提高稠油产能和最终采收率。
二是电加热降黏。大多数稠油油藏具有较强的热敏感性。根据胜利油田稠油黏温关系曲线特点，不难得出稠油的黏度对温度敏感性强的结论。在一定的温范围内，随温度增加稠油黏度急剧下降：普通稠油在温度50一80℃范围内每升高10℃，稠油黏度降低约一半；特超稠油在温度70一100℃范围内每升高10℃，稠油黏度降低约一半；普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后，如果温度继续增加，超过上述范围，稠油黏度下降速度变缓。
三是地热降黏。如前所述，地热采油是利用丰富的地热资源，以深层高温流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带入浅油层，降低原油黏度，提高原油流动能力。物理模拟试验证实，热水驱能够明显提高采收率。实现地热采油的前提是要有地热源。由于油层及流体的温度与埋深正相关，只要有深度差异，就会形成温差，因而几乎所有油田都具有地热资源，关键是如何利用地热资源。一般可以选择专门的地热（源）井提供热水，也可以利用现有深层油井开采出的流体（为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面），直接注入目的油层。
四是干热岩驱油[11]。即利用干热岩进行热水采油，它是通过在钻孔中以加压的方式将水注人到3000一5000m深度的高温岩体（通常为花岗岩）中，这些水被加热呈沸腾状态并通过裂隙从附近的另外一处钻孔中喷出地面，喷出的热水加热浅油层，降低原油黏度、提高原油流动能力。相信在不远的将来，中国在干热岩采油研究领域将取得重要创新成果。
五是太阳能、风能降黏[12]。利用太阳能，主要是提供热水，提高注人水的温度；也可利用太阳能来做光技术发电，为电加热采油提供廉价电力。利用风能，主要是发电，为电加热采油提供就地方便、廉价的电力。
六是采用DRIVE“智能”稠油萃取技术。它是近年发展起来的新技术，DRIVE“智能”稠油萃取剂同一般的稠油降粘剂不同，它处理的油垢，将大分子油转变为小分子油，在低温下仍保持稀软流动状态，技术有广泛的市场，既可以应用在单井油水井，又可以作为驱油药剂进行，该技术的驱油操作是目前稠油开发工艺中最容易操作的，在各种稠油区块都可进行。特别适合海上油田的边际油田的提高采收率应用，占用设备和空间少，操作周期短，自动化操作，能够在最短的时间里明显起到增油降水的效果。
2、降黏剂乳化法
向生产井井底注入降黏剂，使其在井下与原油相混合产生乳化或起到分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，流动阻力因此而大大降低，实现降乳开采。
3、微生物降黏法
近年来，微生物采油在增产增注方面进展较大。微生物菌种筛选工作范围进一步扩大，以原油为主要碳源的微生物培养取得较大突破，增加了新菌种[4]。
以上工作，都需要与剩余油定量描述工作紧密结合起来[13]，做到有的放矢。
三、稠油降黏开采的对策建议
在科学技术突飞猛进的今天，仅利用已有的知识和经验去创新是远远不够的，特别是要取得原始性的技术创新则更是如此。因而需要开展导向性基础研究，围绕企业的重大业务，选择有关的科技前沿领域去寻找新的科学技术知识，帮助形成新构思去开发新技术。邬立言1986年曾做过矿物质对热解烃影响的模拟实验，发现蒙脱石对烃类吸附能力较强，而且有促使生成轻质烃类的催化作用[14]。
方解石之所以可以作为原油裂解的催化剂，在于其除硫功能。可能许多原油裂解的催化剂都带有碱性，具有除硫功能；微生物实现原油降钻，重要的机理或许在于其脱硫功能；解热同样可以实现除硫功能；碳酸盐岩中石膏通过热裂解作用形成硫化氢。在碳酸盐岩层系，热化学硫酸盐还原反应（(TSR)是普遍发生的地质现象，一定厚度的硬石膏、充足的烃类和较高的古地温是TSR反应发生的必备条件。通过烃类与硬石膏反应的活化能分析可知，TSR反应是一个优先消耗重烃的过程，是硫化氢的溶蚀（TSR机理）过程。塔河油田原油的含硫量与密度分布有一定的相关性，油质越重其含硫量越高。笔者由此联想到，原油降黏的关键是降低含水量和含硫量。含水高，剩度增大；溶解气少，黏度也增大。在《本草纲目》中，李时珍认为石油之所以产在蕴涵雄硫气（二硫化砷）的井里，是因为石油与雄硫气等在地层中脉脉相通而有此物，这种解释是很正确的[15]。原油降黏的一个有效途径是加碱性物质，通过TSR机理实现原油的有效降黏。
就稠油开发技术应用的有效性而言，加热降黏，降黏剂乳化降黏和微生物降黏均可行；但就应用简便性而言，降黏剂乳化降黏和微生物降黏较好；就发展前景看，地热降黏（特别是干热岩驱油）和井底“炼油”有较大发展潜力，极有可能形成重大原始创新技术，开拓世界稠油开发新纪元。如果利用地热资源自动实现油层整体加热，而不局限于油井附近，将会极大地促进稠油开发。
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