多元热流体/过热蒸汽吞吐技术应用研究

报告编号：OGB-A-020 所属集群：稠油与热采 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026年7月 保密级别：内部参考（限公司内部及授权客户使用） 版本：V1.0

执行摘要

稠油是全球油气资源版图中体量最大、开发难度最高的一类资源。在常规原油产量步入平台期、全球剩余可采储量日益向"劣质化"倾斜的背景下,稠油/超稠油的规模化经济动用,已从"补充选项"转变为"战略必选项"。热力采油(Thermal EOR)是当前稠油开发的绝对主力手段,而吞吐(Huff and Puff / CSS,周期蒸汽激励)作为单井作业、见效快、投资门槛低的开发方式,长期占据稠油开发井数的主体地位。在此基础上演化出的多元热流体吞吐与过热蒸汽吞吐两大技术路线,分别代表了"热-气协同增能"和"高品质纯热驱替"两个升级方向,是对传统饱和湿蒸汽吞吐的关键技术迭代。

本报告基于全球视野,对该技术专题进行"现状—对标—瓶颈—趋势"的全链条剖析,核心发现如下:

第一,技术机理已从"单一热降黏"走向"多机制协同"。 多元热流体通过高压燃烧室将燃料燃烧生成的过热蒸汽、氮气(N₂)、二氧化碳(CO₂)混合注入地层,同时实现热降黏、气体增能补充地层能量、气体溶解降黏、泡沫油(foamy oil)稳定驱替等多重机制叠加,尤其适配海上少井高产、亏空补能的场景;过热蒸汽则以100%干度、无液相水、可控过热度的高品质热载体,在深井、薄层、低渗透稠油油藏展现出优于饱和蒸汽的适应性。

第二,中国在该细分领域已形成全球领先地位。 以中海油为代表,渤海油田建成了全球规模最大的海上多元热流体热采应用体系,配套自主研发的移动式注热装备(如"热采一号"平台),实现了海上稠油热采从0到规模化的跨越;陆上以中石油辽河油田、新疆风城为代表,过热蒸汽、SAGD、火驱等技术长期迭代,构成了完整的稠油热采技术谱系。这一格局与加拿大油砂(CSS/SAGD)、委内瑞拉Orinoco、阿曼PDO、印尼Duri等国际主力区块形成鲜明的技术路线对照。

第三,市场空间受资源禀赋与油价双重驱动,机构测算差异显著。 多家机构对全球热采/EOR市场的测算口径不一(2024年基准值区间约在498亿至633亿美元量级),但对"热采长期占据EOR主导份额(约35%~45%)"这一判断高度一致。稠油热采装备与服务市场随资源劣质化、老油田提高采收率需求而持续扩张,但对油价高度敏感,是典型的"资源—技术—价格"三重驱动型市场。

第四,核心瓶颈集中于"可靠性、经济性、碳排放"三角约束。 发生器长周期连续作业可靠性、深井井筒热损失、干度/过热度精确控制构成技术瓶颈;油汽比(OSR)经济下限、燃料能耗成本构成经济瓶颈;而热采固有的高碳排放特征,在双碳约束下正成为悬于行业之上的中长期挑战。

第五,未来技术演进指向"低碳化、智能化、协同化"。 太阳能蒸汽、电加热/绿电制蒸汽、熔盐储热等清洁热源,CCUS与CO₂辅助热采协同,数字化智能注采,以及多元热流体与化学降黏剂/纳米流体的协同驱替,共同勾勒出稠油热采向低碳转型的技术路线。装备国产化与降本增效则是贯穿始终的产业主线。

风险提示:本技术路线的经济性对国际油价高度敏感;海上作业存在平台空间与安全约束;双碳政策趋严可能抬高热采碳成本;部分厂商性能数据未经独立验证,选型决策需审慎交叉核验。 行动建议(概要):建议决策层将多元热流体/过热蒸汽吞吐纳入稠油资产开发的核心技术储备,分场景差异化选型;技术层重点攻关发生器可靠性与低碳热源耦合;投资视角关注装备国产化龙头与清洁热采技术的早期布局窗口。详细建议见第七章。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

全球常规轻质原油资源经过百余年高强度开采,优质储量比例持续下降,油气资源"劣质化、重质化"趋势不可逆转。据多家机构估算,全球稠油、超稠油及天然沥青(合称重质油资源)的地质储量规模庞大,远超常规原油,是21世纪中后期全球油气供应的重要战略接替资源。然而,稠油因其高黏度(地层条件下黏度可达数百至数十万mPa·s)、高密度、流动性差的物性特征,难以依靠常规冷采方式经济动用,必须借助热力、化学、气体等强化采油(EOR)手段。

在各类EOR技术中,热力采油凭借其对高黏稠油最直接有效的降黏机理,长期占据稠油开发的主导地位。而在热采工艺内部,蒸汽吞吐(周期蒸汽激励)因单井即可实施、见效周期短、初期投资门槛相对较低,成为稠油开发井数占比最高的作业方式,尤其在油田开发的早中期、以及蒸汽驱/SAGD实施前的产能建设阶段,发挥着不可替代的作用。

传统蒸汽吞吐普遍采用饱和湿蒸汽,存在干度不足、携热效率受限、深井热损失大、单纯依靠热降黏机制单一等固有短板。为突破这些局限,业界发展出两条重要的技术升级路线:一是多元热流体吞吐,将燃烧生成的热-气混合流体注入地层,在热降黏基础上叠加气体增能与泡沫油驱替,特别契合海上稠油"少井高产、快速补能"的开发要求;二是过热蒸汽吞吐,以更高品质的过热蒸汽替代饱和湿蒸汽,提升携热能力与深井、薄层适应性。这两条路线代表了稠油热采注入介质升级的两个主攻方向,是当前稠油开发工程技术的重要前沿。

对经纬智汇的目标客户而言,厘清这一技术专题的原理本质、全球格局、竞争态势与演进趋势,对于稠油资产的开发决策、技术选型、装备采购与投资布局,具有直接的参考价值。这正是本次调研的缘起。

1.2 核心调研问题

本报告围绕以下核心问题展开系统性研究:

• 原理层:多元热流体与过热蒸汽的发生机理是什么?吞吐开发中它们相较传统饱和蒸汽吞吐,增产机理有何本质差异?
• 装备层:核心装备(发生器)的技术路线、关键部件与国产化进展如何?
• 市场层:全球稠油资源与热采市场的规模、格局、增长逻辑如何?各机构测算差异有多大?
• 对标层:国内外主要玩家(中海油、中石油、中石化、国际油服与装备商)的技术优劣势与竞争格局如何?典型区块应用效果怎样?
• 瓶颈层:制约技术规模化应用的核心技术、经济与环境瓶颈是什么?
• 趋势层:在双碳背景下,该技术的低碳化、智能化、协同化演进路径如何?对企业决策有何启示?

1.3 调研范围界定

• 技术范围:聚焦多元热流体吞吐、过热蒸汽吞吐两大核心技术,兼及与之紧密关联的饱和蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等热采技术作为对标参照;不展开纯化学驱、微生物驱等非热采EOR技术的深度剖析。
• 地域范围:全球视野,重点覆盖中国(渤海、辽河、新疆、胜利)、加拿大(油砂)、委内瑞拉(Orinoco)、阿曼(PDO)、印尼(Duri)、美国(加州Kern River)等主力稠油区块。
• 时间范围:全时间轴,梳理技术自20世纪发展至今的演进脉络,聚焦当前应用现状,并前瞻未来10~20年的技术趋势。
• 颗粒度:宏观(全球资源与市场格局)+中观(细分技术路线与产业链竞争)+微观(具体装备、区块案例、参数指标)多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的调研方法,信息来源包括:国际学术组织公开文献(SPE、OTC等)、行业权威机构市场报告、国内石油核心期刊、"三桶油"及其研究院公开资料、装备制造商公开信息等。所有市场数据均标注来源机构与基准年,并对机构间口径差异予以说明;所有厂商性能声明均标注"厂商声明(未独立验证)";全部引用来源在配套《参考文献汇总》中按GB/T 7714-2015格式著录,并附五级可信度评级,供交叉核验。

说明:本报告正文不展示行内文献来源标注,所有来源统一汇编于配套《参考文献汇总》文档。报告中的图表已按技术逻辑与数据口径统一呈现,表格直接在正文内生成。

02 · 技术原理深度剖析

本章为技术深度区,面向技术人员。系统剖析多元热流体与过热蒸汽的发生机理、吞吐开发的多重驱油机制,以及关键工艺参数体系,构成后续对标与瓶颈分析的技术基础。

2.1 稠油热采与吞吐工艺的技术定位

稠油难采的根本症结在于其在地层温度下的极高黏度。原油黏度对温度极为敏感,一般每升高10℃,黏度可下降约一半乃至更多。热力采油的核心逻辑,正是通过向地层注入高温热载体,大幅降低原油黏度、改善其流动性,从而实现经济动用。

在热采工艺谱系中,主要包括三条主线:

• 蒸汽吞吐(Cyclic Steam Stimulation, CSS):即"吞吐",单井作业,经历"注热(吞)—焖井(闷)—回采(吐)"的周期循环。作业简单、见效快、单井投资低,是稠油开发的主力方式,但波及范围有限、采收率相对较低,通常作为开发早中期主导手段或蒸汽驱前的产能储备。
• 蒸汽驱(Steam Flooding):注采井分开,连续注汽驱替,波及体积大、采收率高,但需井网配套、投资大、周期长,通常在吞吐后期转换实施。
• SAGD(蒸汽辅助重力泄油):采用水平井对,依靠重力泄油机理,适用于超稠油/油砂,是加拿大油砂开发的主力技术。

多元热流体吞吐与过热蒸汽吞吐,均是在CSS吞吐框架下,对注入介质的品质与功能进行升级换代,其技术定位如下表所示。

表2-1 稠油热采主要工艺技术定位对比

*图2-1 稠油热采技术谱系与适用场景矩阵*

2.2 多元热流体的发生机理与介质特性

发生机理。多元热流体(Multi-component Thermal Fluid,亦称Multiple Thermal Fluid)的核心装备是高压燃烧发生器。其基本工作原理是:将燃料(柴油、原油或天然气)与经压缩的空气(或富氧空气)在高压燃烧室内点燃燃烧,同时向燃烧室喷注冷却水;燃烧产生的高温烟气对注入水进行加热汽化,最终生成一股高温、高压的多相混合流体。该混合流体的主要成分为过热蒸汽 + 氮气(N₂) + 二氧化碳(CO₂),其中N₂与CO₂来自燃料燃烧产物(空气中的氮气与燃烧生成的二氧化碳)。

这一机理的独特之处在于:它在一套装备内同时"制备热"和"制备气",将燃烧的化学能高效转化为热能与增能气体,直接注入地层,无需额外的独立注气系统。

介质特性与增能价值。多元热流体不同于单纯的蒸汽,其携带的N₂和CO₂赋予了显著的增能功能:

• N₂:溶解度低、压缩性强,主要起补充地层能量、维持/恢复地层压力的作用,尤其适合开发中后期地层能量亏空的油藏;
• CO₂:在原油中溶解度高,可显著降低原油黏度、使原油体积膨胀,并有助于形成泡沫油,改善驱替效率;
• 过热蒸汽:提供热降黏的主体热载体。

表2-2 多元热流体主要组分及作用机理

*图2-2 多元热流体发生器工作原理流程图*

2.3 多元热流体吞吐的多重驱油机理

相较于传统饱和蒸汽吞吐仅依靠单一热降黏机制,多元热流体吞吐的增产源于多机制协同叠加,这是其核心技术优势所在:

• 热降黏:过热蒸汽加热近井地层,大幅降低原油黏度,这是各类热采的共同基础机制;
• 气体增能补压:N₂、CO₂注入补充地层能量,提高地层压力,为回采阶段提供驱动能量,特别适合能量亏空油藏;
• 气体溶解降黏:CO₂溶于原油进一步降低黏度,并使原油体积膨胀,增加弹性能量;
• 泡沫油(foamy oil)效应:气体在原油中形成分散气泡,回采降压时气泡膨胀,形成泡沫油驱动,延缓地层压力下降、稳定产量;
• 隔热保温与解堵:混合气体在井筒与地层中还具有一定的隔热、保温及解除近井堵塞的辅助作用。

这种"热+气+泡沫油"的协同,使多元热流体吞吐在海上少井、需要快速补能的开发场景下,展现出饱和蒸汽吞吐难以企及的适应性,这也是其率先在渤海海上油田实现规模化应用的技术根源。

*图2-3 多元热流体吞吐多重驱油机理示意图*

2.4 过热蒸汽的发生机理与技术优势

过热蒸汽的定义与品质。蒸汽按品质可分为湿蒸汽(干度<100%,含液相水)、干饱和蒸汽(干度=100%,处于饱和温度)和过热蒸汽(温度高于对应压力下的饱和温度,具有过热度)。传统蒸汽吞吐多采用干度70%~80%的饱和湿蒸汽,而过热蒸汽的核心优势在于:

• 干度100%、无液相水:全部为气相,携热量更高,单位质量蒸汽携带的有效热能更大;
• 具有过热度:温度高于饱和温度,在井筒长距离输送与深井注入过程中,即便发生一定热损失,仍能保持干蒸汽状态而不过早凝结,深井适应性显著优于饱和蒸汽;
• 注入参数可控:过热度、温度、压力可根据油藏条件灵活调节,对薄层、低渗透油藏的适应性更好。

发生机理。过热蒸汽发生器一般在常规蒸汽发生器(锅炉)基础上增设过热段:先由蒸发段将水加热汽化为饱和蒸汽,再经过热段进一步加热,使蒸汽温度超过饱和温度、获得过热度。按加热方式可分为直接加热式(燃烧烟气直接换热)和间接加热式。装备形态上,针对海上平台空间受限的特点,发展出橇装式过热蒸汽发生器;陆地则多采用移动式装备。

表2-3 饱和(湿)蒸汽吞吐与过热蒸汽吞吐关键特性对比

*图2-4 蒸汽品质与携热能力对比图*

2.5 关键工艺参数体系

无论多元热流体还是过热蒸汽吞吐,其开发效果均高度依赖工艺参数的优化设计。核心参数体系包括:

• 注入类参数:注入速度(注汽速度)、注汽强度(单位油层厚度注汽量)、蒸汽干度/过热度、气液比(多元热流体特有,即注入气量与液量之比)、注入压力与温度;
• 周期作业参数:焖井时间(闷井时间)、单周期注入量、吞吐周期数(轮次);
• 效果评价参数:油汽比(Oil-Steam Ratio, OSR,即产油量与注汽量之比,是热采经济性的核心指标)、周期油汽比、回采水率、周期产油量、阶段采出程度。

其中,油汽比(OSR)是衡量热采经济性与效率的关键指标——OSR越高,意味着每注入单位蒸汽换取的产油越多,经济性越好。随着吞吐轮次增加,地层能量逐渐衰减、含水上升,OSR通常呈下降趋势,这也是吞吐转蒸汽驱或引入增能技术(如多元热流体)的重要动因。

*图2-5 吞吐周期数与油汽比/周期产油量关系曲线*