解稠油开采之愁

□ 李 娜

国家科技进步一等奖“超深井超稠油高效化学降黏技术研发与工业应用”不仅为塔里木数十亿吨稠油储量的动用开辟了一条新途径，也为国内外同类油藏的开采提供了借签。

1月9日，从北京传来喜讯，西北油田“超深井超稠油高效化学降黏技术研发与工业应用”项目荣获国家科技进步一等奖。

消息传开，茫茫戈壁沸腾了。

“在稠油开采领域，这可是一项重大突破啊。”西北油田分公司负责人说，“超深井超稠油高效化学降黏技术的研发与工业应用，不仅为塔里木数十亿吨稠油储量的动用开辟了一条新途径，也为国内外同类油藏的开采提供了借签。”

□ 2014年7月28日，国家科技进步奖项目考察组一行在塔河油田考察。李俊杰 摄

揭开超稠油致黏的“面纱”

西北油田的超深井，到底有多深？按照石油行业分类标准，超过4000米深度的油井就被定义为超深井，西北油田最深的超稠油却埋藏在7000米的地下。而东部油田的稠油油藏埋深一般都小于3000米，业内甚至有专家认为7000米深处的地下不可能有稠油油藏。

□ 岗位工人和技术人员紧盯掺稀异常井不放松。郝光灿 摄

西北油田的超稠油，到底有多稠？这里的超稠油在常温状态下是呈沥青状的，它的黏度是胜利、辽河、克拉玛依等稠油油田，以及国外主要稠油油田黏度的数十倍到数百倍。生产过程中超稠油从地层流入井筒后，随着温度降低，黏度不断增加，上升到地下3000米左右后，超稠油就变得像沥青一样，失去流动性，从而无法采出。

想要把沥青一样的稠油从地下开采出来，难度可想而知。再加上埋藏深、含盐量高、含硫化氢量高等特性，此类超深层稠油开采被公认为世界级难题。

然而，世界级难题并没有成为西北油田专家和技术人员的拦路虎，反而更加激发了大家揭开稠油“神秘面纱”的动力。他们没有因此退缩，而是迎难而上，在超深超稠油开采的道路上砥砺前行。

在项目组召开的“塔河油田超稠油致黏机理”研讨大会上，来自石油化工科学研究院、中国石油大学（北京）、中国地质大学（武汉）、中科院广州地球化学研究所等多个科研院所的10余位石油化学专家学者，展开了深入讨论。

经过讨论，各方专家大致持两种观点，一是超稠油致黏机理与普通稠油一致，均由于胶质、沥青质的存在；二是超稠油致黏机理有别于普通稠油。

理念的分歧，引来了更激烈的讨论。技术团队依托各家优势，从稠油成因、成分组成、炼化认识等多方面入手，通过综合研究认为：超稠油致黏机理确实是由于胶质、沥青质的存在而导致，同时更是由于异常超高的金属、非金属元素促成的分子间更强的强黏弹性空间网状结构的存在。

这一成果，丰富了稠油胶体体系理论，奠定了超稠油高效化学降黏技术研发的理论基础，填补了我国对高含沥青质超稠油基础性质系统研究的技术空白，为指导稠油降黏指明了攻关方向。超深超稠油的“面纱”被技术团队一层层揭开。从此，地下7000米的稠油不再“神秘”。

化学降黏，让稠油不再“愁人”

2007年，塔河10区和12区勘探取得突破，试采过程出现井筒堵塞问题，常规稠油开采手段难以满足生产需要，亟待科研团队进行攻关，技术人员通过技术攻关和现场试验，最终将降黏方式锁定为化学降黏。

“虽然确定了化学降黏的开采方式，但是把这个方法具体运用到现场过程中的每一个细节，也并非一件容易的事。我们在这个过程中遇到了很多困难，这些困难一次次地挑战着我们的智商极限。”项目组技术人员说道。

2009年10月，技术人员将研发的水溶性乳化降黏推广至稠油黏度更大的10区、12区，先期试验5口井。试验进行到第三天，TH10408、TH10319、TH12506、TH12129CH、TH12116这5口井相继发生稠油上返，油井发生堵塞事故。

室内效果明显，现场试验却失败了，对于技术团队来讲，犹如当头一棒。难道水溶性降黏不适用于西北油田？

技术团队立即召开失败原因分析会，经过各节点分析讨论，发现问题所在：室内可以搅拌充分，现场举升过程无法搅拌实现，导致药剂与超稠油无法均匀混合形成水包油乳状液。

项目组针对问题要害，通过半年技术攻关，研发了井下叶轮自动旋转降黏器专用装置和尾管悬挂专用装置，解决了无法有效乳化的问题。

针对西北油田稠油黏度超高、地层水矿化度超高的问题，项目组通过查阅资料、认真分析、多次试验，研究开发了油溶性、水溶性和复合型三类降黏剂。

此外，技术团队还针对超深超稠油化学降黏加注工艺复杂、提效技术缺乏、举升效率低、工业化转化过程难度大等问题，针对不同稠油黏度、不同含水阶段的差异，研究开发并确定了相应的降黏剂种类、配方和加注配比，并根据各种降黏剂特点，开发了专用的举升工艺及设备。

超稠油集输处理，留住一片碧水蓝天

既然是“两超三高”的超稠油，自然不适用于常规的输送方式。在原油输送过程中，仅高含硫化氢这一项，就愁坏了技术人员。

硫化氢有很强的毒性，浓度达到2000ppm时，吸一口气立即死亡，即出现所谓的“闪电样”中毒。西北油田的超稠油硫化氢平均浓度是6667ppm。因此，这种超稠油的高效开发，就不能简单地理解为把超稠油高效采出地面，还要保证超稠油能够安全高效地集输运送到炼油厂。

此外，西北油田的主体区块地处我国最长内陆河——塔里木河两岸国家一级重点原始胡杨林保护区。少数民族人口集中、生态环境脆弱，再加上油质超稠，具有高含硫化氢、高矿化度的特点，油气开发中哪怕有丝毫疏漏，都会对生态环境带来不可逆转的影响。

“超稠油在输送过程中必须绝对密闭，处理中必须深度脱硫、高效脱水。”技术团队人员深感责任重大。

为解决集输处理技术的难题，西北油田根据“绿色”开发和安全开发的要求，首次建立了超稠油水平管流数值模型，研发了基于模拟仿真技术的信息化、可视化、自动化技术集成，形成了高含硫化氢稠油智能化密闭集输技术，实现了安全高效集输，各项指标国内领先。

西北油田成功研发了超稠油高效脱水技术，解决了乳化稠油脱水的国际性难题。创新集成了抗盐化学破乳剂、高温沉降、超声波复合脱水技术，将超稠油含水指标控制在0.5%的优质原油指标以内。为避免对生态环境的污染，西北油田采用重力沉降、压力聚结除油、多级过滤等产出水处理工艺，产出水处理后达到回注指标，用于油井注水增压增产，实现了油田污水零排放。

西北油田还自主创新了负压气提深度脱硫及自循环硫黄回收技术，解决了硫化氢在高黏超稠油中滞留的难题。超稠油中硫化氢残留量小于10ppm，硫回收率99.95%，提高了原油品质，保障了塔里木河流域脆弱的生态环境和人身安全。

开采出的超稠油经过处理后，密度、水含量、有机氯含量、硫含量均达到标准要求。塔河炼化、洛阳石化等下游用户自检结果表明，化学降黏生产的超稠油各项指标均达到企业安全和质量标准。