加快稠油资源勘探开发的思考与建议

■毛成栋/张成龙

（1.中国国土资源经济研究院，北京 101149；2.中国地质大学（北京），北京 100083）

2012年国土资源部下发了《找矿突破战略行动纲要》，在纲要中明确指出油气资源调查的基本任务，“引导油气企业加强新区、新领域油气勘探开发，形成新的接续区，增强我国油气资源可持续供给能力。”稠油资源虽说是在新疆、辽河等油田很早就被发现并开采利用，但由于受石油公司的重视不够，再加上开采成本相对常规油气而言较高，导致产量一直未达到预期效果，这就要求我们进一步加大对稠油的勘探开发力度。从这一点上来讲，稠油也可算是油气资源的新领域。因此，有必要对稠油资源勘探开发现状及经济评价体系进行系统地梳理和归纳，为加快油气开发的重大突破提供参考。

1 我国稠油的发展现状

1.1 稠油的定义

稠油是一种外观上比较粘稠的石油。一般定义为在原始地层、油层温度条件下，原油粘度大于50mPa·s或地面脱气原油粘度大于100mPa·s的原油。由于稠油主要受沥青质量影响，粘度高, 密度大，国外一般都称之为“重油”，而我们习惯称之为稠油（见表1）。对稠油划分采取合适的分类标准，不仅关系到稠油油藏类型的合理划分以及资源量的准确评价，也关系到油藏在后续开发过程中选择适宜的开采方式。

由于我国稠油油藏非均质严重，地质构造复杂，在稠油粘度、相对密度以及稀有金属含量上与国外稠油有一定的区别，采取国际分类标准对我国稠油油藏进行划分并不完全合适，因此采取国内独特的分类标准，将我国稠油分为普通稠油、特稠油和超稠油三类（详见表2）。

1.2 我国稠油资源丰富

我国在许多大油田都曾发现过稠油油藏，这些稠油油藏既有碎屑岩油藏，也有少量碳酸盐岩油藏。在发现的稠油油藏中，绝大多数分布在新疆油田克拉玛依的六东区、九区和红山嘴油田，辽河油田的曙光一区、高升油田和欢喜岭稠油区，胜利油田的单家寺油田、胜坨三区、草桥油田、孤岛油田等。另外，在大庆油田、大港油田、吉林油田、四川油田、河南油田以及江汉油田等也有发现稠油油藏的记录，最近在吐哈油田、塔里木油田发现了深层稠油资源，由此可见稠油潜力巨大。据初步统计，陆上稠油、沥青资源约占石油资源总量的20%以上，在2005年底全国稠油资源量为198.7×108t，探明的稠油地质储量约为20.6×108t。至今我国已建成辽河、新疆、胜利、河南4个稠油生产基地，稠油油藏中开采的原油产量达到了总产量的7%，这已成为我国原油开采生产重要的组成部分。

表1 联合国培训研究署（UNITAR）推荐的分类标准

表2 中国稠油分类标准

1.3 稠油勘探技术

首先，由于稠油及稠油储层自身特点和常规石油不同，导致稠油油藏一般聚集在盆底的边缘，分布位置相对较浅；其次在地震波和自然伽马测井上有较特殊的反映，在识别上相对容易些，但在勘探手法上稠油和常规油气藏基本上是没有区别的，是以测井、地震方法为主要手段，辅之以遥感、测绘、地球化学技术。具体方法是对评价优选的勘探圈闭目标开展二维或三维地震攻关, 根据攻关获得的地震资料, 确定构造模型；然后以地震攻关确定的构造模型为基础,控制构造范围；同时对获得的地震资料进行叠前深度偏移处理, 进一步落实构造精确形态, 确定钻探准确井位；若钻探发现油气显示, 则部署精度更高的二维或三维地震, 落实评价井位, 最终通过评价井钻探, 控制储量规模。

1.4 稠油开发技术

稠油开发比常规油气难，这是由于稠油油藏具有埋藏浅, 粘度大, 胶结疏松, 样品易散，即“浅、稠、松、散”等特点，从而导致开发难度高于轻油。稠油现今开发技术方法有很多种，有冷采法、热采法、化学方法等，由于稠油具有热特性，热力开采稠油在降低稠油粘度，改变其在地层中的流动性方面有着显著作用，因此热采技术是目前开采稠油、尤其是特稠油最为有效并且技术最为成熟的方法，大体上来说，热力技术应用并形成工业产能的大体有四种。

(1)蒸汽吞吐技术。目前，蒸汽吞吐是稠油开采的主要方式，2010年中石油公司蒸汽吞吐技术开采的稠油资源量占到稠油总产量的74%以上。蒸汽吞吐的主要机理是向一口生产井短期内注入一定量的蒸汽，然后关井数天，使其在近井地带热量扩散，这样促使原油加热，使其粘度降低，蒸汽增大生产压差，蒸汽膨胀起到驱替作用，当开采进行到一定阶段，生产压力下降时, 则可以为蒸汽的闪蒸以及地层束缚水提供一定的气体驱动力。蒸汽吞吐适用井距小、井间连通性差的油藏，不适用于重力超覆作用引发高渗透带窜流的油藏。

(2)蒸汽驱技术。在实施蒸汽吞吐技术之后，运用蒸汽驱技术进一步提高采收率, 并在一定程度上取得了良好开采效果的有效方法，同时也是当今工业大规模应用的热力开采技术。蒸汽驱的主要机理是从井网中持续注入蒸汽，通过加热降低稠油粘度，提高原油流度，从而驱替原油的方法。蒸汽大多情况下由水蒸汽组成, 同时也伴随含有烃蒸汽与CO2，烃汽遇热后与蒸汽一起凝结, 同时驱替稀释位于前缘的原油, 从而留下少量但较重的残余油。国内采用蒸汽驱开采的油藏有辽河、胜利油田，多采用加密井距的方法，国外目前采用蒸汽驱工业开发的稠油油田主要有2个，分别为印度尼西亚的杜里油田和美国的克恩河油田。

(3)火驱技术。火驱采油技术也叫火烧油层, 其机理是向井下注入助燃剂，如空气、氧气或富氧气体等, 依靠气体自燃或利用各种点火装置助其点火燃烧, 使助燃剂与油层中的有机质(原油或甲烷气体)发生反应, 产生移动前缘，降低稠油粘度，并借助生成的热量达到对未燃烧的稠油驱替采油的目的。根据在燃烧过程后期是否注入水又可分为干式火驱和湿式火驱。由于火驱技术本身具有极端的复杂性和不可预估性，工作过程难以实施有效控制，同时又对现场安全操作有着很严格的要求，现在处在工业性实验阶段。目前只有加拿大的狼湖 (Wolf Lake) 油田为大规模工业化的先蒸汽吞吐后火驱开采试验区。国内只有中石油公司安排过稠油火驱试验，试验区分别位于新疆红浅的已停产稠油油藏、新疆风城稠油新区、辽河曙一区蒸汽吞吐后稠油油藏，并取得了较好的稠油开发效果。

(4)蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)。SAGD技术最早是在1994年由Butler等人提出来的，是利用蒸汽、浮力以及水平井等装置对稠油开采的特殊形式。其基本机理完全利益于重力作用，是在接近油柱底部的油水界面以上注入蒸汽干气，当蒸汽通过一系列水平井上方时，由于重力的作用，干气聚集在水平井上方形成蒸汽室。在蒸汽注入上升过程中，通过多孔介质与冷油接触，并逐渐降温冷凝液化, 凝析水带动被加热的原油在重力驱替下泄向油层下方，由水平井产出，形成工业产流。SAGD适用高粘度的稠油开采，不适用于渗透率低、边底水活跃的稠油藏。

2 稠油的经济评价

稠油因钻井及开采成本大于轻质油，且市场价格低于轻油，使得在同等单井产量的条件下，稠油经济效益低于轻油。

2.1 胜利油田稠油经济评价对比分析

以胜利油田2007年稠油油藏经济评价为例，在当时的技术水平以及政策条件下，计算出合理的技术范围：①油藏埋深≤1500m；②原油粘度≤30000mPa·s；③油层厚度≥3m；④水平井段垂向位置距油层顶2/3处；⑤水平井段长度为200-250m。由此得出不同埋深和油价的经济政策界限。

如果油藏埋深为1500m, 当油价1697.5元/t时,经济极限采油量为8634t, 经济极限初产10.3t/d； 当油价为1940元/t时, 经济极限采油量为7548t, 经济极限初产9.0t/d。

为了将稠油油藏开发成本与常规油藏进行对比，常规油藏采取了2004-2008年期间某油田有关经济开采数据。截止到2008年底，该油公司共有46个油气田，排除处于停产状态的油田数据，共获得158个数据研究样本。（详见表3）

从表3可以看出，各个油气田的常规油气生产成本相差较大，成本最低的仅为276.12元/吨，最高的为2980.60元/吨，平均为1180.38元/吨。换算成稠油计算时的油价1697.5 元/t和1940元/t，经济极限初产都没达到1.0t/d，远远小于稠油的经济极限，远比稠油开采的经济效益好。

表3 某油田分公司各油田的产量及经济评价表

2.2 新疆油田稠油经济评价对比

以新疆克拉玛依油田2008年稠油油藏经济评价为例，当时稠油的开采方法为蒸汽吞吐技术，研究是采取现金流计算成本费本公式，由此并推导出经济极限油汽比公式（当投入和产出达到盈亏平衡点时，油气比即经济极限油汽比）。

成本费用可分解为注汽费用、折旧费和操作成本费用, 即:

式中：Cs——注汽费用(注汽成本费用)（元）；

Ps ——注汽成本（元/ t）；

Qs ——注汽量（t）；

Cd ——折旧费（元）；

Pd ——折旧(元/ t)；

Qo ——产油量(t)；

Ce ——操作成本费用(元)；

Pe ——操作成本(元/ t)。

在蒸汽吞吐阶段, 单井的周期经济平衡判断表达式为:

式中：Qo——产油量(t)；

I—— 原油商品率(f)；

P —— 油价(不含增值税)(元/ t)；

r —— 综合税率(f)。

根据上式推导得出:

所以吞吐周期极限油汽比为:

在原油商品率I为97.1%, 税率r为2.72%, 操作成本Pe为650元/t，注汽成本Ps为65元/t，油价1957元/t，折旧Pd为600元/ t时,吞吐周期极限油气比为0.11（见表4）。

表4 不同埋深、不同开采方式的经济极限油气比计算结果

同样为了对比稠油成本与常规油藏的差别，研究采用了中石油、中石化两大石油公司2003－2007年的油气完全成本指标数据。成本指标是度量石油公司获得油气发现和实现公司价值能力的重要尺度，同时也是石油公司在市场上竞争能力和竞争水平的客观反映。在此，我们简单把石油公司的成本指标分为两部分，一部分为单位勘探费用成本，另一部分为单位油气供应成本。（详见表5）

表5 2003－2007年中国石油和中国石化的单位油气完全成本

以2007年为例，国际油价在70-90美元/桶波动，而中石油完全成本为17.38美元/桶，中石化完全成本为28.00美元/桶，两大石油公司完全成本最低仅占石油收入的19.3%，最高才到40%，由于两大石油公司中稠油在整个石油产量中所占比例过小，不到15%，因而把石油公司的油气默认为常规油气。而新疆油田隶属于中石油，其稠油的经济评价还未计算其油气供应成本，只是对比单位勘探费成本，稠油的经济效益远远小于常规油气。

3 可资借鉴的国外相关政策和做法

目前国外大多数国家并没有出台过针对稠油的政策，但加拿大政府出台过针对油砂开采的补贴政策，俄罗斯也为保持重油开采而下调过税率。这些都对我国的稠油开采有很好的借鉴意义。

为了进行招商引资和促进油砂资源开采, 加拿大艾伯塔省政府制定了一系列激励油砂开采的投资政策, 其中政策核心条款是：在油砂开发前期, 投资者向政府交纳只有年总收入1%的矿区使用费；在投产的成本回收期, 也只需向政府交纳同样数额的矿区使用费；而到了投资回收后的利润期, 政府则要开始与投资者一起分享利润, 这时矿区使用费交纳标准则高于年总收入的1%, 或者为净收入的25%，同时规定投资者有权销售所生产的石油产品。油砂矿区使用费的收取标准远小于国际常规石油开采收费标准，分配利益比例也大大优于产量分成合同的利益分配比例。同时, 政府还专门为投资者设立了一个高效服务窗口,大大节省了审核时间；另外，政府对业己在矿区获利的投资者, 若欲再申请使用新矿区, 还可享受所有的优惠政策。通过实施上述政策后，落户艾伯塔省从事油砂开采业的国际石油公司络绎不绝，纷至沓来。

在俄罗斯，当2005年石油产量锐减时，石油专家别尔奇科就提出，国家应该下调重油开采的税率，从而保持重油的工业开采，以保证整个俄罗斯石油产量不至于发生比较大的波动。

4 加快稠油发展的建议

4.1 加快优惠政策落地

为了加快稠油开采，国家应借鉴加拿大的相关政策，出台一系列优惠扶持政策, 鼓励稠油勘查、开发投入。要在税费政策方面制定相应的扶持政策, 探索和引导社会资金进入稠油勘查、开发利用的途径。支持发电并网,提供低息贷款。

4.2 加大技术攻关力度

稠油难采，一方面，因为“稠”的特点，稠油在地层中的流动性差，虽然蒸汽吞吐开采方式初期可以有效的开采稠油，但到蒸汽高轮次阶段，由于油气比低, 压力水平普遍较低, 又加上井网加密潜力小，蒸汽吞吐开采则效果就不是这么明显了；另一方面, 由于稠油油藏的地质条件复杂,尤其是对于薄层稠油开发以及埋深超过2000米的深层稠油来说，技术方面的短板则更加突出。因此加大技术攻关力度，提高稠油开采率，对蒸汽吞吐后经济的接替技术、薄层稠油油藏开发技术、层内分段压裂技术等进行重点突破。

4.3 试点对稠油矿权区进行出租

我国绝大多数油气矿业权被三大石油公司和陕西延长石油公司所垄断。《矿产资源法》在取消“矿业权不得买卖、出租，不得用作抵押”的同时，又规定了“买卖、出租或者以其他形式转让矿产资源的，没收违法所得，处以罚款”。这里体现一个重大的价值观念变化：“矿产资源”所有权中分离出了使用权能，法律禁止变相的、实质性地对国家享有所有权的矿产资源的非法处置，但作为他物权的财产性权利，采矿权，允许合法地出租、抵押。因此在市场经济条件下，为了实现资源配置的效率和利益最大化，可以鼓励石油公司试点对战略候选区探采矿权进行出租，委托地勘单位进行稠油勘探开发，通过油气资源矿权管理委员会对资源价值评估，所获收益按一定比例在石油公司和地勘单位之间进行分配。

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