EOR三大技术现状与展望.doc

EOR三大技术现状与展望 随着全球能源需求不断增加，老油田逐渐枯竭，常规石油发现殆尽，石油公司为了最大限度地开采现有储量，EOR技术得到极大关注，热力驱油、化学驱油、气体驱油已成为提高采收率的主要方法。 　　过去10年，热力驱替和气体驱替对全球原油产量贡献显著，尤其是加拿大的油砂项目和美国的二氧化碳(CO2)驱油EOR项目，化学驱在北美落后了。据Visiongain资料，全球热力EOR技术的产量为200多万桶/日，气体EOR技术产量约75万桶/日，化学驱EOR产量仅37.5万桶/日，其中30万桶/日产自中国。 　　热力EOR：关注加拿大、中东未来项目 　　热力采油可降低原油黏度，增加流度比。这种方法一般用于较浅油井、黏度较高原油，当前主要采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和蒸汽吞吐(CSS)两种技术。热力EOR技术在美国、加拿大、委内瑞拉、阿曼、中国和印尼都取得巨大成功，几十年来一批重大项目仍在运营。 　　展望未来10年，项目主要机会不是在较老的、已经建成产油区，而是加拿大新的油砂项目，此外可能是中东的太阳能EOR技术应用。由于热力EOR项目成本高，当前主要威胁是低油价使项目失去经济性。 　　在加拿大，如果油砂埋藏过深不宜用采矿法生产，就用热力EOR技术开采，2012年热力开采法生产已超过采矿法，艾伯塔省80%剩余油埋藏在地面200米以下，无法用采矿法生产。未来10年，热力EOR法将在油砂市场占统治地位，当前以SAGD技术为主，在作业项目中占75%，其他地区大多采用CSS技术。 　　随着明后两年一批项目投产，热力油砂市场将经历一个快速发展期，但增产也会带来运输和炼油瓶颈问题。由于加拿大联邦政府的原因，中国投资放慢，加上较低油价对市场的影响，有些项目可能推迟甚至取消。尽管如此，目前在建、已批或已宣布的项目有160多个，即使只有部分项目完成，热力油砂项目也会带来显著产量增长。 　　除了加拿大，热力EOR项目不引人注意。在美国，热力EOR项目高峰在上世纪80年代，现在已衰落，其他大型热力EOR项目，如阿曼的穆赫济纳(Mukhaizna)、印尼的杜里(Duri)、中国的胜利油田，预计未来10年产量稳定增长。今后12个月，最值得关注的恐怕是太阳能EOR技术远景。 　　太阳能EOR技术是将阳光会聚到热管上生产采油所需的蒸汽。据这方面领先的GlassPoint公司称，他们的系统可以使油田节省80%的天然气消费，从而降低开采成本，让更多的天然气用于其他途径，包括出口。 　　太阳能EOR的最大机会在中东，这个地区重质原油资源丰富，光照时间充足，但由于国内天然气需求不断增加，致使供应紧张。2013年初，阿曼采用GlassPoint技术，开始了太阳能EOR项目，蒸汽平均产量50吨/日。中东其他国家如科威特、巴林、沙特都有可能加入太阳能EOR项目。GlassPoint于2011年已在加利福尼亚建成第一个太阳能EOR项目，那里也是一个潜在市场。 　　热力EOR项目需要钻大批井，用于注蒸汽和采油，一般需要大量天然气生产蒸汽，因此热力EOR项目在石油项目中成本是最高的。当前在产的热力EOR项目赢利油价为75美元/桶，但有很多项目主要是油砂项目，需要更高的资本开支和作业开支。 　　由于项目建设需要5年时间，然后生产运营20～35年，因此在一定程度上，短期价格波动对项目的影响不大。但是，如果当前低于90美元/桶的油价成为今后若干年的常态，很多建议项目就可能搁置甚至取消。据国际能源信息署资料，如果油价长期低于80美元/桶，四分之一的油砂项目就危险了，而成本更高的采矿法项目则更脆弱。 　　热力驱油在EOR市场占主要地位，2014年占全球EOR产量63.8%。未来20年，新一批热力油砂项目将建成，这一数字还会加大。除了运输瓶颈，对中国投资的限制是最重要影响因素。如果全球基准油价不能在中期恢复到100美元/桶，投资者和油公司都要评估项目保本价。 　　二氧化碳EOR：美国领先，成本是关键 　　二氧化碳驱油不是新技术，在美国已成功运用40多年，此技术用于驱替老油田剩余油，延长油田寿命。上世纪80年代，美国石油工业快速发展，在新墨西哥、科罗拉多和密西西比地下发现了大量天然CO2气层，工业规模的CO2源增长迅速，成为EOR项目的供应气源。 　　过去25年，美国CO2EOR项目生产了约15亿桶石油，现在还有6400多公里管道在输送CO2，大约6800万吨CO2用于生产30万桶/日原油，主要在三叠盆地。世界其他地区比美国差很多，主要是缺少天然资源，但也有一些国家正在建立或扩大CO2EOR项目。 　　业界议论，页岩(致密)油革命或将对CO2EOR项目构成威胁。与CO2EOR项目相比，页岩油开发启动成本较低，如今投资者和CEO们倾向优先考虑页岩油开发。按产量比较，西方石油公司三叠盆地的