什么是稠油、超稠油？我国稠油开发现状如何？
世界首个海上大型超稠油热采油田投产。
摇动海底的黑琥珀
能源是人类社会发展的重要基础资源。
渤海东北部，辽东湾世界上第一个大规模开发超稠油储量的海上油田——旅大5—2北油田的生产平台傲然矗立在这里
9吨，60吨，109吨...投产近一个月后，该油田第一口超稠油蒸汽吞吐井的日产油量逐渐增加，基本达到开发方案设计的峰值产量该模式的成功应用，将撬动渤海湾盆地数亿吨超稠油资源像黑琥珀一样被开发，对保障国家能源安全具有重要意义
什么是重油和超重油中国稠油开发现状如何超稠油开发中让人更担心的难点是什么世界首个海上大型超稠油热采油田投产背后的技术突破是什么最近几天，记者采访了中国海洋石油总公司有关负责同志
唤醒水下黄金
将规模储量转化为产量
润滑油，润滑脂，交通运输业和建筑业使用的各类沥青，工业和电厂使用的燃料油未来市场上销售和使用的这些产品，可能有很多来自渤海湾盆地的超稠油
据中海油相关负责人介绍，4月23日投产的鲁大5—2北油田项目一期工程，全面投产后预计累计生产原油650多万吨，可全部炼制成沥青，可铺设四车道高速公路5000多公里，相当于从北京到三亚的直线往返距离与国内其他海上油田不同，旅大5—2北油田属于非常规稠油，地层原油粘度大多超过5万mpas，是渤海已开发最厚原油的20多倍
这是什么概念"它在室温下接近固体沥青，根本不能流动."中海油天津分公司渤海石油研究院首席油藏官刘应贤给记者举了两个例子我们平时吃的蜂蜜粘度在3，000 mpas左右，而用的奶油粘度通常在10，000 mpas左右
记者了解到，开采后未经加工的原油是一种复杂的混合物，主要含有各种烃类，胶质，沥青质等在不同的油田，由于油层埋深，盖层条件，运移距离等因素，产出原油的颜色，组成，粘度或密度都是不同的
粘度超过50 mpas的原油就是重油，被视为‘地下黄金’刘应贤解释说，50 mpas相当于常温下奶油的粘度在此基础上，以10，000 mPa和50，000 mPa为分界点，可以将稠油分为普通稠油，超稠油和超稠油
数据显示，全球剩余石油资源的70%左右是重油持续，有效，经济地开发稠油已成为各国石油增产的主要方向
作为世界四大重油生产国之一，中国重油资源约198.7亿吨，其中已探明35.5亿吨，发展潜力巨大仅渤海，稠油储量就占已探明原油总储量的近一半唤醒这部分沉睡的海底黄金，变规模储备为产出，对中国能源安全的重要性不言而喻
可是，重油开采并不容易。
据专家介绍，类似黑琥珀的稠油在业内还有一个别称——愁油因其粘度高，流动性差，开采难度大，成本高，多年来一直是难以捉摸的黑色宝藏特别是海上油田，不可能像陆上油田那样布置密集的井网如果要将重油从海底举升到地面再进行运输，对采油技术，工艺处理和海上管道运输提出了极高的要求，是公认的世界级开采难题海上超稠油的开采更令人担忧
如何有效撬动这些稠油储量，找到适合海上高效开发的良方，成为我国科研的重要内容。
从方案设计到机理表征，从效果评价到替代技术一系列研究和技术攻关，使我国海上稠油开发取得重要突破2010年，绥中36—1油田一期综合调整项目投产，打破了常规稠油驱开发采收率不超过20%的预测，2020年，我国第一座大型海上稠油热采开发平台——鲁大21—2平台成功投产，填补了我国海上油田稠油大规模热采的技术空白今年4月，旅大5—2北超稠油油田投产，标志着中国海上稠油开发进入新阶段
蒸海底油层
重油拐点温度和稀释度的精确确定
重油虽然顽固，但也有它的软肋——怕热。
实验数据表明，温度每升高10摄氏度，重油的粘度就会降低一半左右。
因此，与常规的原油冷采开发模式不同，稠油通常采用热采模式也就是说，将热水或高温高压蒸汽注入地层，提高地层中原油的温度，从而降低原油的粘度，使其变成流动性好的稀油，然后趁热开采这些稀油
据业内专家介绍，目前常用的稠油热采模式有两种一种是蒸汽驱模式，向井内连续注入高温高压蒸汽，用蒸汽加热地下原油，然后你推我挤，将相邻的变稀原油驱赶到生产井进行开采另一种是蒸汽吞吐模式，即向油层注入高温高压蒸汽，加热油井周围的油层降低粘度，浸泡油井进行热交换，然后开井采油旅大5—2北油田采用蒸汽吞吐方式
注蒸汽，泡井，开采刘应贤形象地给记者打了个比方，就像给海底油层洗桑拿
可是，重油的桑拿并不是一项简单的工程。
温度要多高才能让稠油变稀，蒸汽注入如何才能更均匀，稀释后的原油如何才能顺利采出这些都是需要攻克的技术难关
准确确定稠油变稀拐点温度是旅大5—2北油田顺利开发的关键只有保证注热采后地层，井筒和地面管线中的原油温度高于这个拐点温度，才能成功开采稠油刘应贤告诉记者，这也是困扰行业多年的难题
并不是说重油粘度越高，拐点温度越高即使粘度差不多，不同油田的原油拐点温度也可能相差很大相关研究人员介绍，通过大量实验，他们摸索出一套定量计算拐点温度的方法，发现旅大5—2北油田原油粘度虽然超过50，000 mpas，但拐点温度与已开发油田普通稠油相近
我很高兴，这说明旅大5—2北油田走‘蒸汽吞吐’开发超稠油的道路是可行的！刘应贤说，为了验证计算结果的可靠性，科研人员还精心设计了验证方案最后通过数百组实验数据，确认旅大5—2北油田原油拐点温度约为90℃
‘桑拿’用的水很有讲究，要用经过严格处理的纯净水中海油天津分公司副总工程师刘义刚告诉记者
而对于海上平台来说，淡水资源匮乏，只能从海水或地层水中选择专家介绍，海水和地层水各有利弊:海水淡化可以提供更多的水，但处理过程更长，更复杂，地层水处理工艺相对简单，但如果里面有油，水处理工艺中的膜组件就会失效，无法生产出合格的锅炉给水如何在降本增效的前提下规避风险
科研人员反复论证，最终研制出第一套海上双源锅炉水处理系统该系统基于使用地层水作为水源的设计在生产过程中，一旦检测到地层水含油，不再适合锅炉供水，可以通过简单的设备更换和管道连接，切换到海水水源因此，与传统的海水淡化系统相比，投资成本可降低30%左右
同时，由于蒸汽的波及范围有限，离注汽井越远，热能会不断减少为了提高注汽的热利用率和经济效益，研究人员还创新了注汽波及范围定量预测技术，建立了厚层稠油油藏注汽波及范围预测模型，可以评价不同原油粘度和油层厚度下的注汽垂向波及系数，并根据评价结果动态调整参数，控制注汽速度和注汽量
创新实施注采一体化
注热采有效衔接
注采一体化技术是经济高效地从地层中举升原油的核心技术，也是稠油热采领域的重大创新。
我们采用的喷射泵注采一体化工艺，就是在注热采过程中，一套井筒管柱一起使用，实现了注热采的高效衔接刘义刚简介
由于海上油田作业平台面积有限，油井轨迹复杂，陆地生产超稠油常用的有杆抽油机无法使用可是，常规的注采双通管柱是在注汽后下热管柱开采时，将热管串放入生产管柱需要大量的时间和作业成本经过反复对比论证，科研人员创新性地采用了射流泵注采一体化管柱技术，将注入管柱与生产管柱合二为一，大大减少了修井时间，节约修井作业成本30%以上据计算，26口井8轮作业可节约资金2亿多元，大大提高了超稠油热采规模开发的经济性
旅大5—2北油田的作业平台分为井口平台和生产支持平台两个平台用栈桥连接，投影面积没有一个标准足球场大对于热采平台来说，工艺，流程，配套设施更为复杂刘义刚告诉记者
以注射程序为例对于常规的冷采平台，只需匹配注水设备即可热采平台不仅需要增加专门的水处理设备，还需要增加适合大规模热采的大排量锅炉及相关配套设施因此，在设计之初，研究人员会将这些因素考虑在内，相关的配套设施会尽可能的小巧轻便根据消息显示，该项目创新形成的大型热采蒸汽锅炉设备，不仅实现了四口井同时注水，还具有过热功能，大大减少了占地面积同时应用静电凝聚分离器+旋流除砂分离器，实现生产阶段超稠油，水，砂的高效分离
不仅如此，设备的耐高压耐高温，保温效果，注热安全性也是科研人员的重要考虑因素。
一方面，科研人员对注热管柱进行了深入研究，攻关形成了全封闭无热点高倩注汽管柱技术，大大降低了井筒热损失，保证了注热效果另一方面，创新形成了高温井下安全阀，高温热采封隔器等关键工具的高温井下安全控制系统，达到国际领先水平，为旅大5—2北油田开发构筑了安全屏障
井下高温安全控制，喷射泵注采一体化，海上小型多功能热采设备，物理模块和模块一体化设计一系列技术突破，使我国实现了超稠油规模和经济发展的突破
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