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| 稠油 | |
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稠油，是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把相对密度大于0.92(20℃)、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。我国第一个年产上百万吨的稠油油田是辽宁省高升油田。[1]
简介
稠油 英文:heavy/viscous oil 释文:指地层条件下，黏度大于50毫帕·秒，或在油层温度下脱气原油黏度为1000~10000毫帕·秒的高黏度重质原油。稠油除黏度高外，密度也高。稠油含轻质馏分少，胶质与沥青含量高。稠油的黏度随温度变化，改变显著，如温度增加8~9。C，黏度可减少一半。因此，对稠油的开采、输送，多用热力降低其黏度，如蒸气驱动、热油循环、火烧油层等。也可采用掺入稀油、乳化、加入活性剂降低其黏度。在油层温度下，脱气原油黏度大于10000毫帕·秒的原油称为特稠原油(very heavy oil)。
稠油，顾名思义，是一种比较粘稠的石油。因其粘度高，密度大，国外一般都称之为重油，我们习惯称之为稠油，这是相对稀油而命名的。稠油和稀油的直观对比，我们可以看到稀油像水一样流动，而稠油却很难流动，这是稠油粘度高造成的，有的稠油粘度高达几百万毫帕·秒，像"黑泥"一样，可用铁锹铲，用手抓起。用科学的语言说，就是稠油的流动性太差了，这样粘稠的油，自然很难从地下采出。
特点
在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，在开发和应用的各个方面都遇到一些技术难题。就开采技术而言，胶质、沥青质和长链石蜡造成原油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的三次采油工艺方法。高粘、高凝稠油的输送必须采用更大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送系统进行加热处理或者对原油进行稀释处理。就炼化技术而言，重油中的重金属会迅速降低催化剂的效果，并且为了将稠油转化为燃料油，还需要加入氢，从而导致炼化成本大大增加，渣油量大，硫、氮、金属、酸等难处理组份含量高，也是炼油厂不愿多炼稠油的原因。可见，稠油的特殊性质决定了稠油的采、输、炼必然是围绕稠油的降粘降凝改性或改质处理进行的。[2]
针对稠油粘度大等特征和各油藏的构造可采取不同的采油工艺。稠油油藏水驱开采技术主要包括机械降粘、井筒加热、稀释降粘、化学降粘、微生物单井吞吐、抽稠工艺配套等:稠油油藏热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、丛式定向井以及水平井、火烧油层以及与稠油热采配套的其它工艺技术等。
火烧油层的难点是实施工艺难度大，不易控制地下燃烧，同时高压注入大量空气的成本又十分昂贵。而化学降粘法加入的化学药剂在某种程度上造成地层严重污染。目前国内外对稠油和高凝油开采一般均采用热采方式，电加热技术是在空心抽油杆中穿一根电缆，电缆的一端与空心抽油杆的底端相连，在由电缆、空心抽油杆构成的回路上施加交流电，通过被加热的空心抽油杆对稠油或高凝油的热传导实现加热降粘。与其他技术相比，具有较高的效率，而且该工艺方法作业比较简单，费用较低，采油比较经济。因此具有明显的优越性，在中国的许多油田得到广泛应用。
性质
油井生产过程中所产生的沉淀物(结蜡块)常为固态或半固态，颜色呈黑褐色或深褐色，成份以石蜡为主，同时胶质与沥青质以及钻井液所携带的沙粒等掺杂其中。
这些沉淀物使得原油粘度很高，高含蜡原油的流变特性随温度变化较大，在不同温度下表现出不同的流变特性。当油温高于原油析蜡点时，蜡晶基本上全部溶解于原油中，溶解的石蜡可以认为是一种石蜡和石油溶剂分子间具有相互作用的均匀介质，其粘度是油温的单值函数，表现为牛顿流体的特性。在油温由析蜡点降至异常点的过程中，蜡晶不断析出，体系的分散颗粒浓度随之增加，并形成很细的细分散体系，粘度特性基本上仍表现为牛顿流体。
当油温低于异常点时，原油中析出的蜡使体系内部的物理结构(如颗粒取向、形状和排列)发生了质的变化。原油粘度不再是温度的单值函数，而与剪切速率也有关系，表现为假塑性流体特性，并且伴随有触变性。当油温降至失流点或凝固点以下时，蜡晶析出量大大增加，体系中分散颗粒的浓度也相应增大，颗粒开始相互连接成网，体系中的连续相和分散相彼此逐渐转相，此时的原油具有触变、屈服一一假塑性流体特性。
原料
在原油开采过程中，化学驱油是重要的提高原油采收率的方法，可达到80%~90%。其中表面活性剂驱油及微乳状液驱油又是效率最高的两种化学驱油方法。前者是将较低浓度的表面活性剂胶团溶液注入油井;后者则是用高浓度的表面活性剂，并且这种注入的浆液是由三种或更多种组分构成的微乳液。表面活性剂驱油是在注水驱的基础上发展起来的。注水驱替应用较早，通过向地层注水把石油驱替至采油井。早期使用普通河水或海水，后来出现了注入表面活性剂的活性水驱油，根据油藏不同的物理化学性质和地质条件，发展了相关的碱水驱、酸水驱以及其他的化学驱油工艺。今后提高注入效果的方向，主要是针对沥青质等重质组分在采油中带来的困难，提高注入水"品质"以及向油层注入其他更加有效的活性驱替剂。
微乳液是由油、水、表面活性剂、助表面活性剂组成的各向同性的透明和热力稳定的分散体系。粒径约为10~100 nm，液滴被表面活性剂和助表面活性剂(一般为醇)的混合膜所稳定。驱油用微乳液配方中，油可用石油馏分或轻质原油等;表面活性剂一般用石油磺酸盐;助表面活性剂一般用C3~C5的醇;水相常是NaCl水溶液。岩心模型驱油实验表明，微乳液具有很高的驱油效率，而中相微乳液的驱油效率最好(最佳几乎可达100%)。微乳液驱油的机理很复杂，如改变岩石的润湿性，改变油水界面的粘度等，但能产生超低的油-水驱替液界面张力是其中的主要原因之一。二次采油后剩余的油粘附在地层的毛细管道中，油水界面张力约为30 mN/m，微乳液可使它降到10-3mN/m，因而可大大提高采收率。在微乳液中添加聚合物可以增加水相粘度，但必须考虑费用的增加、机械消耗的增大、化学活性、微乳液流动性的影响等因素，因而限制了乳液/聚合物乳化体系在石油工业中的应用。
另外，有些条件如活性土的存在、渗透性的减弱、重力因素也都限制了它的应用。发泡微乳系统可以克服这些不利影响。另外，有人用蒸汽发泡也取得很好的效果。深化采油的另一项技术是，在酸处理的油岩中用碱液驱油，可以提高油乳渗透能力，但也存在经济上的可行性问题。据最新研究表明，细菌及生物表面活性剂的应用，可以大大降低微乳技术的成本[6]。微乳液发展方向:通过改变微乳液配方，以减少表面活性剂损失，降低采油费用。该方法尽管可以通过增大表面活性剂浓度而达到很高的采收率，但缺点是需消耗较多的表面活性剂，但由于当前能源十分紧张，从充分利用资源的角度来看，仍然是值得的。
2 生物表面活性剂的应用
生物表面活性剂是微生物在特定的条件下生长过程中分泌并排出体外的具有表面活性的代谢产物。一方面具有化学表面活性剂的共性，另一方面又有稳定性好、抗盐性较强、受温度影响小、能被生物降解、无毒、成本低的特点。生物表面活性剂已广泛用于提高原油采收率。例如，从桉树叶毛虫体内分离出的一种菌注入油层后产生大量自然清洁剂，将原油采收率提高到70%，但这种生物表面活性剂的生成量受地层多种条件的影响。中国在80年代已筛选出了多种生物表面活性剂。生物表面活性剂在采油中的应用已扩展到小规模成片油田，对地面法和地下法均进行了尝试，即用生物表面活性剂注入地下或在岩石中就地培养微生物产生生物表面活性剂用于强化采油。用Coryne form sp生产的生物表面活性剂可将油/水界面张力降至2×10-2mN/m，与戊醇配合则可降至6×10-5mN/m。由Nocardia sp(诺卡氏菌)生产的海藻糖酯可使石油采收率增大30%。生物表面活性剂Eumlsan用于乳化重油，可使油粘度由2 000 Pa·s下降到0.1 Pa·s。
稠油-温度
高凝高含蜡稠油中蜡晶的形成和聚结直接受温度的影响。当稠油温度高于析蜡温度时，一方面，油中的蜡晶颗粒会部分或全部溶解;另一方面，沥青胶质将高度分散，减小了结蜡凝固的可能性。随着稠油体系的冷却，蜡晶将按分子量的高低依次不断析出、聚结、长大，使油凝固，同时沥青胶质也依次均匀的吸附在已析出的蜡晶上或共晶长大，加剧了稠油的凝固。稠油的温度越低，其粘度越高，越不利于开采。
油井生产时油流从井底向井口的流动过程中，温度是逐渐降低的。
温度降低的因素，主要有两个:一个与地温梯度有关，即油流上升过程中由于地层温度是逐渐降低的，因而油流通过油管和套管不断把热量传给地层，使油流体本身温度降低。另一个因素与稠油中气体析出有关。当气体从稠油中分离出来时，体积膨胀，流速增加，因而需要吸收一部分热量，使稠油本身温度降低。
开采方法
一是HDCS技术。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。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。
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。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。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。
开采难度
稠油开发是世界性的大难题。在中国能源紧缺的今天，稠油资源无疑是中国不可忽视的能源之一。中国的大部分稠油油藏基本上都是小断块稠油油藏，这类油藏属于低品位石油资源，原油物性差，开发、采油、地面集输与处理难度大。
那么，稠油油田开发在产能建设中，其地面工艺技术如何优化，应采用什么技术与方法，才能提高整体开发效益呢?河南新庄、杨楼两个小断块稠油油田的开发，是中石化股份公司 "十五"重点项目。"当年确定区块，当年钻井，当年建产能，当年投产"。油藏、工艺、集输"三位一体"，油层、井筒、地面有机结合，较快地形成了原油生产能力，油田开发整体效益较好，在国内达到了技术领先水平。
对应用广泛的有杆抽油井而言，在开采稠油时，由于粘度过高，含蜡量大，使得油管的油流通道减小，抽油杆柱的上、下行阻力增加，下冲程时易出现驴头"打架"现象，上冲程时驴头负荷增加，严重时会使抽油杆卡死在油管中，甚至造成抽油杆断裂的井下事故。此外，对于油层温度较低的井，在抽油泵固定阀、固定阀罩及其以下部位由于压力低，在生产过程中也容易形成堵井，而要被迫进行修井。
对于电潜泵生产井而言，由于电潜泵井排量大，吸入口处压力低，当油层温度较低时，此处容易结蜡并造成叶导轮流道堵塞，钻井液阻力增加，使泵的排量下降，同时会使电机负荷增加，严重的可造成电机经常停机，使电泵机组不能正常运转。
总之，稠油的开采过程中有很多的困难，由于稠油的性质造成开采中的井下事故及其费用，会使采油成本大幅度上升。因此，稠油降粘开采方法的研究对于减小井下事故的发生及降低稠油开采成本具有重要意义。
流程比较
⒈掺稀油流程
该流程降粘效果好。但设备较多，计量、管理难度大，目前国内已很少采用，加之稀油资源缺乏，因此不宜采用。
⒉井口直接加热流程
该流程涉及三种加热方法与技术:井口加热炉加热法、电加(伴)热法、掺蒸汽或蒸汽伴热法。就第一种方法而言，井口加热炉又分燃油和燃气两种，由于燃油加热炉所需辅助设备较多，管理不方便。燃气加热只有在油田天然气充足的情况下才可以考虑这种流程。新庄油田原油油气比只有0.5-1m3/t，各油井产气量也不均衡。这种流程炉子太多，出事故的几率高，生产管理不方便。因此，不宜采用电加(伴)热降粘技术在新庄油田的冷采单井油区应用于部分油井。油气集输采用高架罐油，采用电加热或伴热降粘。由于电加热的运行成本相对较高，大规模生产油井不宜采用;掺蒸汽或蒸汽伴热是指在架空敷设的注采合一管线的同时，增设一条蒸汽伴热管，当气温较低或产量较低时进行伴热，油井粘度较高时可掺入蒸汽。这种集输方式在国内稠油油田已得到广泛应用。河南井楼、古城稠油油田已经采用了该集油流程。
⒊井口加药集油流程
井口加药集油流程是在油井井口加入降粘剂，降低原油在输送过程中的粘度，便于稠油的输送。井口加药集油流程可以有效降低稠油黏度，整个集输过程都将受益，但是这种流程存在缺点:一是加药装置太分散，不易管理;二是加药浓度大，药剂价格较高，运行成本相对较高;其三，主要缺点是加入的降粘剂是将原油与产出水进行乳化，从而达到降低输送粘度的目的，但加入的降粘剂对后续的原油脱水不利，因原油脱水加入的是破乳剂，两种药剂药性正好相逆，目前还没有找到既能降粘又不影响后续原油脱水破乳的药剂。
⒋掺水集油流程
稠油掺热水集油流程是近年来发展起来的新流程，这种流程的优点:一是降粘效果优于掺稀油和直接加热。若原油含水达到65%以上，这时属于水中"漂油"，管中原油的表观粘度很小;二是井口无运行设备;三是掺入的水为游离状态，稠油很难乳化，在转油站只脱掺水，实现掺水闭路循环使用。但这种集油流程计量站的设计较为复杂，需要建设掺水阀组和掺水管线。
研究进展
⒈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。高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，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。中国的稠油开采，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。