7.1.1　稠油热采的产生及其开采特点

本书所说的稠油热采是指蒸汽吞吐采油法，它是热力采油的一种方式。热力采油法是指通过向地下注入热蒸汽、热水或在目的层内燃烧等，以使稠油变稀来提高采收率的采油方法。热力采油具有其独特的采油机理。首先是加热降黏机理，即地下原油被加热后黏度大幅度下降，尤其稠油对温度的敏感性极强，在通常的油藏加热温度范围内，温度每升高10℃，稠油的黏度则会下降50%，地下原油的流动性变好，这是热力采油最主要的增产机理。其次是油层热弹性能量释放驱油机理，油层被加热后，油层中岩石骨架及流体受热膨胀而产生弹性驱油能量。最后是水蒸气对稠油的蒸馏、裂解、乳化而产生的稀释和混相驱作用。高温条件下岩石表面润湿性变为亲水化和油相渗流率的改善等。在实际采油过程中，注汽热采又可分为蒸汽热加工处理法和蒸汽驱逐法：蒸汽热加工处理法又称蒸汽吞吐法，是指通过向地下注入热蒸汽后使原油稀化，而后主要依靠油层压力、重力、岩石和流体的膨胀等作为驱油动力进行采油的方法；蒸汽驱逐法是指采用分别设置注汽井和生产井的方法，通过向地下注入热蒸汽使原油稀化，并以注入的蒸汽压力作为驱油动力的采油方法。目前，我国大多采用蒸汽吞吐法采油。因此，本书仅研究蒸汽吞吐开采的情况，称之为“稠油热采方式”。

热力采油法产生于美国，并从美国的采油实践中发展起来。1931年美国得克萨斯州的Woodson油田开始采用了蒸汽驱采油；1949年俄克拉何马州的Delaware-Childers油田开始实施干式正向燃烧法采油；1955年在美国密苏里州的Bellamy焦油沙偶然发现蒸汽热加工处理法；1960年美国的加利福尼亚州的Yorba Linda油田开始采用蒸汽热加工处理法。到20世纪80年代，美国的热采技术已经相当成熟。据美国《油气杂志》1982年的调查，在应用提高原油采收率方法获得的日产油量中，76.9%的原油是用蒸汽方法采出来的，详细资料见表7-1。

表7-1　美国1982年提高采收率方法达到的日产油水平统计表

资料来源：［美］布雷得利主编，童宪章等译：《石油工程手册》（下），第925页。

1980~1990年，加拿大、美国、委内瑞拉、中国、前苏联、罗马尼亚、印度尼西亚等国家稠油热力采油技术获得了突飞猛进的发展。目前，全世界已探明的稠油储量近1000×108t，注蒸汽年采油量在2×108t以上。

在全世界主要产油国采用蒸汽法采油的日产量中，71.7%产自美国，15.4%产自印度尼西亚，详细资料见表7-2。

表7-2　主要产油国1982年注蒸汽采油方法的日产油水平

资料来源：［美］布雷得利主编，童宪章等译：《石油工程手册》（下），第926页。

我国的蒸汽吞吐采油是在20世纪60年代以后在借鉴国外热采经验基础上，结合我国实际情况，由我国石油科研人员攻关，石油战线的干部、职工共同努力，经过多年的研究、试验和总结经验等逐步发展起来的。目前，许多大型油田如胜利、辽河等均采用蒸汽吞吐等热采方法采油，并且热采的比重还在不断上升。

7.1.2　蒸汽驱替法的驱油速率模型

1959年Marx J.W.和Langenheim R.N.在他们发表的文章中提出了一种前缘驱替的模型。这种方法假定热是注入到上、下两层之间的油层中，同时假定在热流体的明显前缘是垂直于地层边界向前推进的，见图7-1。

图7-1　Marx-Langenheim模型内的温度分布图

在任何时间t内加热面积可用下式表示：

式中：A为时间t内的加热面积；t为自注入开始的时间；Qri为热注入速率；M为含有油和水的固体基质的体积热容；h为加热有效厚度；α0为上覆岩层的热扩散系数；Kh0为上覆地层的热传导率；ΔT为注入温度与初始地层温度之差；tD为无因次时间；erfc为互补误差函数。因此，采用蒸汽驱替法，为求出驱油速率qod，可将上式对t求导，得到：

式中：Ф为孔隙度；Soi为原始含油饱和度；Sor为剩余含油饱和度，其他字母含义同前。应用这个方程可以计算出蒸汽油比Fod，即有：

定义热效率Eh为加热区的剩余热与总注入热量之比，即：

根据Marx-Langenheim的研究成果，热效率最终推导为下式：

后来，许多学者对Marx-Langenheim方法进行了扩展。Ramey定义了两种蒸汽注入速度的受热面积方程，并在给定条件下对驱油速率和蒸汽油比率方程进行了推导。Mandl和Volek通过观测发现，在某一临界时间tc之后，实验室试验中测量的加热区总是小于Marx-Langenheim方法预测的加热区。并且以此为基础修正了受热面积方程和相应的模型。与Marx-Langenheim的方法不同，Neuman设想蒸汽上升到顶部，并沿水平方向向外发展，同时又沿垂直方向向下发展，以此为前提研究了相应的驱油速率方程。Doscher和Ghassemi提出了比Neuman的设想更极端的看法，认为注入蒸汽立即向顶部上升，而且只有蒸汽带运动的方向是垂直向下。1984年Vogel发表了他的研究成果，把热效率的公式修正为：

通过对比分析表明：Vogel方法预测的热效率是Marx-Langenheim方法计算热效率的80%~100%。以上对蒸汽驱替方法进行了分析，主要介绍了Marx-Langenheim方法及其改进。关于热力采油法中，除注入蒸汽驱替采油法以外的蒸汽吞吐法以及层内燃烧法和其他方法的热力开采的驱油速率方程和热效率方程等，本书都不作深入分析。

7.1.3　蒸汽吞吐法对规模经济的影响

从经济方面分析，蒸汽吞吐开采和常规注水开采比较，虽然由于开采工艺的不同差异性很大，但其投资成本、生产作业运营成本、维修费用以及其他间接费用等都高于常规注水开采。由于注入蒸汽比常规注水开采注入数量要少，因此在很大程度上提高了采收率。而且，由于稠油热采的油品质比常规注水开采的要差，不同产出油的质量价格比不同，按国际石油价格计算，蒸汽热采的产出油与常规水驱的产出油相比，由于品质不同每吨相差30~50美元，即人民币250~450元。同时，由于蒸汽热采的产出液含水量低，油水分离相对容易，这都对生产成本的高低产生着重大影响。

从总体上看，蒸汽吞吐采油的单位生产成本要高于常规水驱采出原油的单位成本。由于蒸汽驱替采油投资和生产成本升高，这就更有必要研究成本降低的途径，研究规模经济就更有意义。从采油规律来看，蒸汽吞吐采油仍然存在产量递减的规律，只是递减的速度比常规水驱要慢一些。研究蒸汽吞吐过程中油汽比规律，寻找最佳注汽速度和注入数量，从而研究注汽开采的规模经济边界，最优产量以及经济产量区域，以达到减少注汽成本及制造成本，最大限度地增加产量。根据注汽开采的特点，从规模经济研究的角度考虑，在油田蒸汽吞吐开采中应重点考虑以下规模经济问题：

（1）根据地质条件和生产现状，合理确定注汽量及其地域分布。根据热采原理，原油产出量除受地质条件及注入温度影响外，与注入蒸汽井的位置、井数、注汽井的分布以及注汽量都有重大关系，这些问题及应考虑的因素是规模经济的重要问题。

（2）根据注汽的实际情况有选择地确定各生产井的生产时间及开井组合，以使其投入与产出达到最大的效率，使采油生产在规模经济的条件下进行。

（3）根据季节变化合理调整生产投入和生产计划，充分利用自然环境条件最大限度地增加产出。当由于天气温度原因而会使热能损失过大时，应有计划有目的地减少热采比例。同样当天气条件适合热采时，也应相应增加生产计划，寻求最佳的生产量时间分布。

（4）根据市场状况，特别是油价变动有目的地调整生产计划。单纯追求规模经济，即使成本达到最低，企业也会因油价太低而效益不佳。当油价上升时，即使扩大生产也会产生规模不经济，但较高的价格可以很好的弥补这种生产规模的不经济，这也是利润最大原则在规模经济方面的重要应用之一。

油田开采的规模经济问题是一个长期的、涉及面很广的问题。进行规模经济的考虑要与各种情况的变化结合在一起，根据实际情况决定。规模经济以成本最低为基本原则，如果企业无利可图，即使它的生产是最经济的也是没有意义的。因此，我们必须用动态的观念对待规模经济。要使我们建立的规模经济模型更具实用性、效率性和效益性。

7.2.1　我国稠油资源的储量状况

我国稠油资源丰富，但埋藏较深，开采成本较大，目前开采的稠油资源多为中、浅层，四个较大的稠油生产油田是：辽河、新疆、胜利和河南。我国稠油储量主要分布于中石油的辽河和新疆，其次是中石化的胜利和河南，有关资料见表7-3。

表7-3　国内主要稠油油田探明储量统计表

中石化稠油资源主要分布于胜利、河南和江苏，已探明储量31740万吨，占全国稠油总储量的12.9%，稠油按黏度可分为普通稠油、特稠油和超稠油三种，有关构成见表7-4。

表7-4　中石化稠油储量分类统计表

7.2.2　中石化稠油开采的现状

中石化已经开发的稠油油藏主要有胜利和河南，其中胜利开发稠油油田均为中深层稠油油藏，河南为浅层稠油油藏。中石化稠油到2000年年底已经启动的稠油区块为30个，储量超过1000×104t的区块有四个，合计储量为10884×104t，占动用储量的60.2%；储量在500×104~1000×104t的区块有3个，储量为1979×104t，占总动用储量的10.9%；储量小于500×104t的区块有23个，合计储量5219×104t，占动用总储量的28.9%。储量在500× 104t以上的区块有7个，其储量占动用总储量的71.1%，这些区块是中石化稠油生产的主力区块。

到2000年12月底，中石化共有稠油生产井2225口，已经累计生产稠油2473×104t，采出度为13.6%。2000年12月，采油井开井1187口，日产油水平4279t/d，平均单井日产量3.6t/d，综合含水84.9%，采油速度0.86%，具体资料见表7-5。

表7-5　中石化2000年12月稠油开发资料统计表

2000年中石化稠油产量164.6万吨，其中孤岛63万吨，乐安30万吨，单家寺37万吨，河南22.1万吨，孤东12.5万吨。从开采方式占稠油产量的比重上看，蒸汽吞吐占全年总产量的96.6%，其次是常规开发占3%，蒸汽驱产量很小，说明中石化蒸汽驱目前还没有形成生产规模。河南油田今年开展了出砂冷采，由于适应油藏少，也未形成规模。中石化的蒸汽吞吐开采经过十几年的开采，一些主力油田和区块已经进入开发后期阶段，随着吞吐周期数的增加，开发效果越来越差。2000年12月平均单井日产油只有3.6t/d，从胜利和河南两种类型稠油的开发指标来看，第10周期产油量仅是第1周期的36%和48%，日产油量为35%和28%。

7.2.3　我国稠油蒸汽吞吐开采的发展趋势

我国稠油生产只有十几年的历史，由于开采技术、稠油地质条件以及稠油自身黏度的影响，我国两家特大型石油开采企业，中石油和中石化的稠油生产向着两个不同的方向发展。我国稠油生产的整体发展趋势，主要表现在以下几个方面：

（1）蒸汽吞吐开采已成为成熟有效的稠油开发技术。蒸汽吞吐作为稠油开发的一项增产和准备技术已经相当成熟，国内中深层蒸汽吞吐技术已经处于国际领先水平。对比四大稠油生产油田2000年底标定的吞吐采收率，浅层稠油的河南为22.2%，新疆为23%，中深层的胜利为19.8%，辽河油田为20.9%，各生产油田的采收率都接近吞吐的极限水平。从胜利和辽河逐年吞吐的油汽比看，都保持在0.5以上，说明我国的蒸汽吞吐开采技术是成熟的，经济上也是有效的。

（2）蒸汽驱规模还比较小，正处于试验阶段。到目前为止，中石化已有5个区块实行吞吐转蒸汽驱试验，转驱井组34个，但只有4井组开井生产。乐安油田已有7个井组，共34口井进行蒸汽驱试验，到2000年底，采出程度达20.8%，油汽比0.25。另外，孤东油田、古城油田等都在进行吞吐转蒸汽驱试验，均收到了较好的效果。

（3）中石油与中石化的蒸汽热采发展的不均衡。由于中石油所管辖的辽河和新疆油田稠油埋藏深度较浅且原油黏度比中石化的胜利和河南油田稠油的黏度要小，所以中石油的辽河与新疆油田的稠油产量呈上升趋势；而中石化的胜利和河南，由于油藏埋藏深、边底水活跃、吞吐阶段水浸严重、原油黏度高、开采成本过高等原因，产油量有下降的趋势，并没有形成生产能力。中石油的稠油年产量由1992年的178万吨，上升到2000年的1129万吨；而中石化的稠油年产量则由1994年的259万吨，到2000年下降为156万吨。

7.2.4　孤岛油田稠油热采的现状分析

从以上分析可以看出，我国稠油热采的规模还比较小，在全国稠油热采产量中，孤岛油田占有较大的比重。因此，必须要分析孤岛油田的稠油热采现状。目前孤岛油田共有稠油热采单元9个，储量2178×104t，占油田储量的5.6%。有固定注汽站5座，活动注汽站4座，13台注汽锅炉。投产稠油热采井300口，开油井252口，日产油水平1601t，占孤岛油田的16.5%，综合含水81.4%，至2001年产油57.3×104t。进入“九五”以来，随着更多稠油产能块的投产，稠油规模不断扩大，整体建成了3个稠油热采带。表7-6给出孤岛油田1995~2001年稠油热采情况的主要生产指标，孤岛油田的稠油蒸汽吞吐产量约占油田全部产量的16%。

表7-6　1995~2001年孤岛油田稠油蒸汽吞吐开采的主要生产指标

把表7-6中的年产液量、产油量、注汽量、油汽比和动液面在以时间为横坐标的直角坐标系中画出，就可以比较明确地看出孤岛油田稠油蒸汽吞吐开采主要技术经济指标的水平及其变化趋势。

7.3.1　稠油热采成本预测系统结构

稠油预测可以采用注水预测和注聚预测的各种方法，这里不再重复。由于稠油开采需要注入蒸汽而不需要注水。因此，稠油蒸汽吞吐开采在工艺上与注水开采和注聚开采不同。针对稠油蒸汽吞吐开采的特点，建立图7-2预测基本结构。

图7-2　孤岛油田稠油热采预测结构图

7.3.2　成本预测的模型选择

在蒸汽吞吐开采过程中，对几个特殊成本指标进行了建模预测，根据我国目前稠油生产的特点，主要应用以下几种预测模型：

（1）多元线性回归预测。设预测成本为Ci，成本影响因素为Xi，则成本预测方程可以表示为：

（2）指数回归预测。稠油成本与产量的关系多为指数变化，根据对孤岛油田稠油开采成本分析的结果，稠油成本指数函数的一般表达式为：（3）混合预测方程。即采用一元或多元线性回归加指数回归的方法建立预测方程，进行回归预测，预测的一般方程为：

在稠油开采成本的预测中，主要应用以上三种预测方程进行预测，预测中根据稠油开采成本项目性质的不同选用不同的预测方法或预测方法的组合。

7.3.3　孤岛油田稠油开采特殊分项成本模型的处理

在以各分项成本模型为基础建立单元总成本模型以及各开采方式总体成本模型的建模思路下，应充分考虑不包含在分项成本以内的费用，稠油热采仍有井下作业费用和油气处理费用。油气处理费与第六章相同不再重复，下面仅分析井下作业费建模。

（1）稠油措施费用模型。(www.daowen.com)

稠油措施费用模型是反映孤岛油田蒸汽吞吐开发油井措施费用与其总油量之间的关系的模型，其建模时间跨度是以季度为单位的。具体模型为：

（2）稠油维护费用模型。

稠油维护费用模型是反映孤岛油田蒸汽吞吐开发油井维护费用与其总油量之间的关系的模型，其建模时间跨度是以季度为单位的。具体模型为：

式中：CB——孤岛油田蒸汽吞吐开发油井季度维护费用的总和（元）；

X——孤岛油田蒸汽吞吐开发油井季度产油量的总和（吨）。

7.3.4　蒸汽吞吐开采方式的成本模型

孤岛油田的稠油蒸汽吞吐开采有10个单元，由于各单元生产井数及生产量不同，选几个有代表性的单元进行建模研究。

（1）中二中馆5稠油。

①油机电费模型。油机电费取决于多种因素，稠油热采方式主要考虑了总油量、综合含水和电机扬程，构建了三元一次线性模型并利用孤岛油田的财务资料和Excel中的LINEST函数或SPSS求得预测模型为：

单用总油量进行回归的线性模型为：C1=31450+20.684 X

②注汽费用模型。注汽费用的高低与许多因素有关，但主要与产油量和产液量有关，其基本模型为：

式中：C2——注汽费用（元）；

X1——总油量（吨）；

X2——加权采液强度（t/d.m）。

注汽费用也可以只用总油量进行回归，其预测方程为：

（2）东区馆5稠油。

①油机费用模型。如果用C3表示油机费，X1为总液量（m3），X2为综合含水（%）。则油机费的二元一次线性模型可以表示为：

只用产油量进行油机费用回归的方程为：C3=22566.62+33.64 X

②注汽费用模型。如果用C4表示注汽费用（元），X为总油量（吨）。则该单元注汽费用的一元回归方程为：

（3）孤北1馆3-4稠油。

①油机电费模型。如果用C5表示油机费（元），X为总产液量（吨）。则该单元的油机费用一元线性回归方程为：

用产油量进行油机费用回归的方程为：C5=17752.482+22.29 X

②注汽费用模型。用C6表示注汽费，X为总油量（吨），其预测方程为：

（4）中二北馆5。

①油机电费模型。如果用C7表示油机费（元），X1为总产液量（吨），X2为综合含水（%）。则该单元的油机费用二元线性回归方程为：

用产油量进行油机费用回归的方程为：C7=215883.5+32.08 X

②用C8表示注汽费，X为总油量（吨），其预测方程为：

（5）中一区馆5稠油。

①如果用C9表示油机费（元），X1为总产油量（吨），X2为综合含水（%）。则该单元的油机费用二元线性回归方程为：

用产油量进行油机费用回归可将方程转换为：C9=72267.32+13.53 X

②注汽费用模型。在考虑总油量、加权采液强度和电机加权扬程时，构建了三元一次线性模型并利用孤岛油田的财务资料和Excel中的LINEST函数或SPSS求得预测模型为：

以产油量为自变量的一元线性回归方程为：C10=85106.27+32.732 X

7.3.5　稠油蒸汽吞吐开采的总体成本模型

（1）总体成本模型中分项成本模型的构建。稠油蒸汽吞吐开采方式的注汽费用模型是反映孤岛油田采取蒸汽吞吐开采方式的开发单元的总注汽费用与其总油量及其他影响因素之间的关系的模型，具体模型为：

式中：Cq为注汽费用（元）；X为总油量（吨）。

（2）孤岛油田稠油热采总体成本模型的构建。稠油蒸汽吞吐开采方式的总体成本模型主要是根据在该开采方式的分项线性回归模型的基础上进行汇总，并以一定的系数加以调整而得，其中的分项成本模型包括：电机电费、注汽费用、作业费用、油汽处理费用、稠油类油气资产折耗、固定资产折耗、工资和福利费用、修理费用、运输费用和管理费用等。具体模型表示如下：

式中：C——稠油蒸汽吞吐类总生产经营成本（元）；

X——产油量（吨）；

A——电机电费（元），依实际情况以常数项形式直接代入模型。

（3）稠油蒸汽吞吐开采方式的总体成本单耗模型。从长期来看，孤岛油田稠油蒸汽吞吐开发类油井的生产经营成本都是可变成本，这里主要是依据吨油的各项费用分摊额确定关系，通过各分项模型的汇总处理，并以一定的系数加以调整，就可以得到稠油蒸汽吞吐开发类的总体成本单耗模型。具体模型表示如下：

式中：CD——稠油蒸汽吞吐类单井生产经营成本（元）；

X——产油量（吨）；

A——电机电费（元），依据实际情况以常数项形式直接代入模型。

7.4.1　单井生产边界及最优生产规模模型的建立

在成本函数为线性时，根据盈亏平衡原理，只能确定稠油开采的最低生产规模边界；而当成本函数为非线性时，根据盈亏平衡原理，可以确定稠油开采的最低和最高边界，还可以通过构造平均成本函数或利润函数，利用边际理论确定稠油开采的最优生产规模。

（1）最低生产规模的确定。如果稠油成本函数为线性，即C=F+vX，式中F为固定成本，v为单位变动成本，X为稠油产量。当稠油价格为P时，销售收入函数表示为S=PX，如果用r为销售税率，则根据盈亏平衡原理有：PX（1-r）=F+vX，从而确定最低产量为：

如果成本函数为指数函数，形式为：C=ea+bX，则根据盈亏平衡原理可解出最低和最高两个边界产量，即：PX（1-r）=ea+bX，从中解出X即为边界产量。

（2）最优生产规模的确定。在成本函数为指数形式时，平均成本可以表示为AC=（ea+bX）/x，对平均成本中X求导并令其等于零，便可求得最优生产规模和最低平均成本。也可构造利润函数：L（X）=P（1-r）X-ea+bX，对函数中X求导并令其等于零，便可求得最优生产规模和最大利润。在成本函数为混合函数形式时，即：C=aX+ea0+bX时，最小成本和最大利润时的最优生产规模都存在。按以上的原理解出相应的变量即可。

7.4.2　孤岛油田单井生产边界的确定

要求得孤岛油田稠油热采盈亏平衡的最低生产量，应用MATLAB软件求解单井日产油量最低下限的步骤为：

（1）选取东区馆5稠油为研究对象。

（2）构建东区馆5稠油的成本模型。如果每桶油价为22美元，将该价格与作为未知数的总油量的乘积替换长期总成本模型左侧部分，得到如下方程：

（3）应用MATLAB软件计算该方程的解，所得即为东区馆5稠油在22美元/桶的单井日产油量最低下限。在MATLAB的命令窗口内输入：

可以得到3.06，即单井日产油量最低下限，当稠油价格变化时，应用同样的方法可以求得不同价格水平的单井最低产量，见表7-7。利用公式（7-26）可以求得稠油生产的高低两个生产规模边界，也可以求得最优产量，方法同前。利用求单井生产边界产量和最优生产规模的方法，同样可以求得单元或油田的规模经济相关产量。限于篇幅这里不再做深入探讨。

表7-7　东区馆5稠油不同油价下的经济产量

本章从分析美国稠油热采理论入手，介绍了稠油热采的产生、特点和蒸汽驱油模型，进而分析了蒸汽吞吐采油对规模经济的影响，然后从国家、中石油、中石化和孤岛三个层次对我国稠油热采的现状进行了深入分析。并研究了蒸汽吞吐采油模型和蒸汽吞吐采油的发展趋势，分析了稠油热采对规模经济的影响。在此基础上重点研究了稠油热采成本模型的建立，成本模型主要采用了线性方程、指数方程以及线性与指数叠加的混合方程。建立了线性和指数的稠油热采的短期成本函数和长期成本函数。最后应用盈亏平衡原理和边际成本原理，对规模经济边界和最优生产规模的确定问题进行了研究，并把所研究的方法应用于孤岛油田的规模经济分析中去。