特殊儲量主要是指由於流體性質特殊，導致勘探開發難度很大和經濟效益顯著較差的石油儲量。這種儲量在開發上往往需要採取特殊的技術工藝措施，才能予以有效的開採。因此儲量規範要求將這類儲量單獨列出，並加以說明。屬於特殊儲量的主要有稠油儲量、高凝油儲量和非烴氣儲量。
基本介紹
- 中文名：特殊儲量
- 外文名：Special reserves
- 學科：石油工程
- 類型：稠油、高凝油和非烴氣儲量
- 釋義：流體性質特殊的原油
- 特點：勘探開發難度很大
稠油儲量,高凝油儲量,非烴氣儲量,
稠油儲量
稠油又稱重油(heavy oil)，由於稠油中輕質餾分少，瀝青及膠質含量很高，所以稠油密度大、粘度高。
1、分類
稠油分類將地下原油粘度大於100mPa.S的原油劃為稠油，並進一步劃分為三個類別：
普通稠油:原油粘度100~10000mPa .s，或相對密度大於0.92;
特稠油:原油粘度10000~50000mPa.s，或相對密度大於0.95;
超稠油:原油粘度大於50000mPa.s，或相對密度大於0. 98。
目前，對200mPa.s以下的稠油採用常規方法開採可以取得滿意的效果。對200~500mPa.S的稠油多視具體條件決定冷采或熱采。對500mPa.s以上的稠油，一般都採用熱力方法進行開採。目前我國注蒸氣開採稠油的技術己比較成熟，其深度可以達到1500~1800m，可以開採的粘度達到50000mPamPa.s或更高。
2、世界稠油資源的分布：
稠油在世界油氣資源中占有較大的比例。據統計,世界稠油、超稠油和天然瀝青的儲量約為1000×108t。稠油資源豐富的國家有加拿大、委內瑞拉、美國、前蘇聯、中國、印度尼西亞等,其重油及瀝青砂資源約為4000×108～6000×108m3(含預測資源量),稠油年產量高達1127×108t以上。加拿大重油最為豐富,阿爾伯達盆地是主要分布區,有阿薩巴斯卡、冷湖以及和平河等8個大油田,地質儲量約為2680×108～4000×108t。委內瑞拉4個已知重油聚集區,地質儲量約為490×108～930×108t,主要分布在波利瓦爾油區、東委內瑞拉盆地及其南部的奧里諾科重油帶。美國重油和特重油油田地質儲量約90×108～160×108t,克恩河油田是其主要的稠油油田。前蘇聯總的勘探和認識程度較低,約有200個特重油油田,重油儲量約1200×108t。中國重油瀝青資源分布廣泛,已在12個盆地發現了70多個重質油田,預計中國重油瀝青資源量可達300×108t以上。
高凝油儲量
原油凝固點在40℃以上的石油稱高凝油。
高凝油即高含蠟、高凝固點原油，在我國遼河瀋陽油田、河南魏崗油田、大港棗園油田等地都有分布。而瀋陽油田具有豐富的高凝油儲量，是我國目前最大的高凝油生產基地，在探明的含油麵積103.7km2、地質儲量2.9×108t 中，高凝油約占80%。高凝油主要分布在遼河斷陷盆地大民屯凹陷油藏中，其凝固點最高為67℃，含蠟量40%以上，均為世界所罕見。攻關不畏難的石油科技工作者和生產一線的石油工人，經過不斷地探索和實踐，並借鑑國外類似油田的開採經驗，於1986年底投入全面開發，三年就形成了300×104t產能。同時，與之配套的先進的集輸工藝等地面工程、叢式井組採油等先進的開採工藝，使瀋陽油田的整體開發達到世界先進水平。
高凝油主要由於高含蠟導致其很高的凝固點，因而在開發中需要採取特別的井筒加溫技術，才能保證高凝油從井底采出到地面的過程中不至於結蠟凝固。由於高凝油的開發需要特殊的開採工藝和集輸技術，因此在儲量計算中要特別指明並單獨列出。
目前，所有的高凝油田，一般的油層埋藏都比較深，油層溫度較高，原油在油層狀態下呈液態可自由流動，基本屬於牛頓流體，只是在原油沿井筒向上流動的過程中沿程散熱，溫度下降，在井筒的某一深度下達到析蠟點，原油中的蠟開始析出，進而使原油失去流動性，發生所謂的“凝固”。可見高凝油開採可以採用常規的開採工藝，但必須解決溫度問題，即在開採過程中要保證井筒內的油流溫度始終接近或高於凝固點。目前，高凝油開採工藝大多是以一種動力熱液做為循環介質，或靠電纜發熱補償油流在井筒中的熱量損失，同時還採用了井筒隔熱措施。也有一些含水高、產液量大或凝固點相對較低的油井，依靠油流流速，破壞蠟晶網狀，使原油不易凝固，並輔以一般的防蠟措施，如下刮蠟器、定期熱洗、化學清蠟等手段而進行常規採油。
在油層條件下，蠟全部溶解於原油中，此時，高凝油的流動特性與普通原油無甚差別，只是因重烴含量高而粘度稍大。當然，也有個別的高凝油藏埋藏較淺，油層溫度低，甚至低到原油凝固點附近或以下，這導致大量的蠟在地層中析出，使原油具有了結構粘度，從而地下原油失去流動性，或流動性極差。如瀋陽油田的淺層高凝油，曹台潛山、35塊等，油層深度在1000m 左右，油層溫度低於凝固點，原油在地層中失去流動性，採用井筒熱采工藝技 術產能很低，即使採用了電磁加熱技術、蒸汽吞吐技術，油層產能也不能很好地發揮。因此，對淺層高凝油的開發技術，即對地層的加熱技術，仍是一個較難開發的課題，還需要不斷地探索、試驗，不斷地總結經驗，以爭取獲得較好的開發效果。近年來，通過大量的實驗，地層熱化學技術和地層深部注細菌技術取得了較好的效果，為淺層高凝油開採提供了技術 方向。
高凝油開採的工藝必須適合高凝油的流變性。這種流變性包括兩個方面：一是指高凝油從井底沿井筒向上流動時，沿程散熱，脫氣，當油溫接近或達到初凝點以下時，大量的蠟析出，粘度急劇增大，失去流動性，甚至成固體狀態；另一方面是指高凝油的結構粘度，且隨剪下速率明顯變化。一般認為，油井產量越高，油流動過程中熱量損失就越低，到達井口 的剩餘溫度則越高，同時，油流速度快，即高的剪下速率，可破壞蠟晶的網狀結構，使結構粘度突降或消失。在正常的生產情況下，井筒及井口出油溫度可以在凝固點以下，因為該凝 固點實際是“靜凝固點”，油井生產時原油的“動凝固點”要低於“靜凝固點”。如果一口油井有足夠高的油層溫度及油井產量，即使井筒及井口溫度低於凝固點，也可以採用常規方式開採。
非烴氣儲量
非烴類天然氣包括硫化氫、二氧化碳及氦氣等。工業氣井中非烴類天然氣含量大於一定標準者應單獨計算非烴氣的儲量。例如，當硫化氫含量大於0.5%時即應單獨計算儲量;在二氧化碳的含量大於5%及氦氣的含量大於0.05%時，也應單獨計算它們的儲量。
在我國己發現的天然氣藏中，烴類天然氣占絕對優勢，其比例約為98%。相比之下，非烴類氣藏較少，其比例僅占2%左右。在非烴氣藏中，二氧化碳氣發現較多，目前己在我國東部地區發現二氧化碳氣田28個，它們主要位於松遼盆地、渤海灣盆地、蘇北地區、廣東三水地區、東海、鶯歌海及珠江口海域等東部地區，其中蘇北黃橋二氧化碳氣田探明二氧化碳儲量達200×108m3，二氧化碳的主要儲集層含量高達92%~98%。該黃橋二氧化碳氣田的一些氣層還含氦氣0.13%~1.06%，最高1.34%。硫化氫氣藏也時有報導，例如河北趙蘭莊氣田孔店組一段的硫化氫氣藏，其硫化氫含量就高達92%。
