主题：【99%剽窃加1%原创】加拿大油砂及其勘探开发简介（1） -- oiler2

[SIZE=3] 重油运输技术问题及市场[/SIZE]

要将超黏的重油和油砂的运输到产地之外，重油需要与稀释剂(石脑油、凝结油或轻油)混和，或者油砂在产地改质成轻油以减少黏度。油砂最终通常以三种形式售出: 1.油砂的原物料与稀释剂(Diluant)混合之后为油砂混合油(Blended Bitumen); 或称Dibit (Diluant/Bitumen); 2.合成原油(SCO), 是油砂改质后的产品; 3.油砂掺配轻油(Diluted Bitumen), 或称Synbit (SCO/Bitumen)(图11)。

图11 重油的过程产品及其价钱,以2006年一月原油每63美元为基準(资料采自CAPP-Canadian Association of Petroleum Producers, http://www.capp.ca/)。

[SIZE=3]经济及产业环境问题[/SIZE]

地表开采法的经济重点是初期的投资、人工费用及维护成本较高，从经济的角度来看，符合经济规模的最小炼量为100,000bpd。在地加热法的经济重点是:天然气的价格及最低的蒸气／油的比值，这两项是开发计划成功与否的关键，符合经济规模的最小炼量为20,000~30,000 bpd，一些先进、可降低能耗的技术有VAPEX及OPTI製程。改质的经济重点也是初期的投资、人工费用及维护成本，但改质製程的选择也很重要，天然气的消秏是製造氢气最大的费用支出，焦碳製程虽可不使用氢气，但产率较差且有废弃物的产生。其他的经济因素包括加币升值问题、原物料上涨问题、人力短缺等都会影响投资评估之考量。阿尔伯塔省的石油出口量相当于某些石油输出国组织(OPEC)成员国，如阿尔及利亚或科威特的出口量。阿尔伯塔省是世界上环保型燃料－天然气－的第二大出口地和第三大生産地，并向一百个国家出口先进的能源技术及服务。

阿尔伯塔省生産的石油及天然气一半出口到美国，供应美国石油消耗量的百分之五、天然气消耗量的百分之十二。 二零零六年，阿尔伯塔省约有百分之六十的石油産量是来自油砂。从前，阿尔伯塔省的经济以资源型産品如小麦、煤炭、石油及天然气等为主。过去二十年间，阿尔伯塔省藉由开发高附加值産业，如石油化工、电讯、食品加工、工程谘询服务等，发展了多元化的经济。阿尔伯塔省的城市是全球最佳的居住地点之一，从创业及经营两方面来看，它们是最具成本竞争性的。在KPMG公司调查的六十三个城市中，艾德蒙顿排名第二位，卡加利市则排名第七位，是加拿大第二个拥有最多企业总部的城市。在过去二十年内，阿尔伯塔省每年的平均经济增长率是百分之四点二，增长率为加拿大最高。

艾德蒙顿市是阿尔伯塔省之省会，该市无论在生活环境、劳动市场、平均房价、平均教育水準、教育机构、生活环境、税率、服务水準以及经济成长率等均在加拿大城市中佔有优势，并且在该城周边之石油产业方面具有相当完整之上中中游产业链。

[SIZE=3]阿尔伯塔省石油税的问题[/SIZE]

为了鼓励投资，于是阿尔伯塔省政府业界商讨制订了一套新的权利金制度，使得权利金的支付条件更加透明化和制度化，有利于有意投资油砂开发者作更明确的财务评估和规划。加拿大联邦政府在1997 年 9 月开始实施新的开采权利金制度。这套新的制度将权利金的计算基础由原本的产值改为营业额，且将投资案的投资成本回收时间列为支付条件的分界点，也就是在投资者所投入生产油砂的成本尚未回收前，所须支付的权利金由原本产值的 1%-5% 修改为售油收入的 1%。而在投资的成本回收后，权利金的支付则由旧制度的 25% 至 50% 油砂产值支付比例改为净所得 (Net Revenue) 的 25%。此外政府也提出研发费用可抵部份权利金的条例，用以鼓励业者主动研发更好的开采生产技术。Alberta政府在1996年为鼓励发展油砂开采，权利金的给付是依油砂油的价格，而不是合成原油的价格，在所有的固定投资资本都回收之前，只收1%的税，回收之后征收的税是25%，其实就是鼓励扩产。比起传统的生产者在探采及税赋上有很大的利基。

但最近由Alberta省政府委託一个由六个专家组成的独立审查小组,针对亚伯达省石油税法的实行提出报告,由于油价节节高涨，建议将油砂投资回收后的税由25%增加为33%。此举已在阿尔伯塔省掀起石油界一阵争论与强烈反弹,省政府须面对石油工业的兴衰及民众的要求以及石油业者的压大作出决定,其结果势将影响未来投资情况。新的法规预定从2009年开始实施，新的权利金法规实施后，估计政府可增加20%的权利收入。在投资者所投入开发成本尚末回收前:

旧法规: 所须支付权利金为矿区总售油收入的1%

新法规: 以1%开始, 油价在加币55至120之期间将逐渐升至9%

在投资成本回收后:

旧法规:权利金的支付则矿区净售油收入(Net Revenue)的25%或者总售油收入的1%，视何者金额较大而定。新法规:权利金的支付则矿区净售油收入(Net Revenue)的25%开始, 随油价由55元涨至120元时,逐渐增为40%。

• 【99%剽窃加1%原创】加拿大油砂及其勘探开发简介（1）

[SIZE=3]油砂相关的经济问题[/SIZE][SIZE=3]生产技术[/SIZE]

油砂的开采方式大致可分为地表开采法(Surface Mining或Open Pit) 和原地钻井采收法(In-situ Operation) 两种(图7)。目前世界上只有 Syncrude、Suncor及Shell Canada 家公司在阿尔伯塔省东北部的矿区利用地表开采法进行生产，另外由PetroCanada 担任经营人的Fort Hills 矿区已得到阿尔伯塔省 EUB (Energy and Utilities Board) 之核准，相信日后将陆续有其它油公司加入同类型之开发行列，地表采矿之日产量也将逐年增加。

油砂储集的深度若小于75公尺则可用地表开采方式，采出来的油砂须用热水进行分离。阿尔伯塔省Suncor Energy及Syncrude Canada的开采计划是就地

改质成合成原油，然后再以油管送到精炼厂。而另一个Albian Sands Energy的开采计划是将油砂与稀释剂混合后，再送至430公里之外靠近Edmonton北边的

Scotford改质厂提炼。在2006年，地表采矿的总生产量约达每天60万桶。在加拿大阿尔伯塔省能源局所估算的1,740亿桶可开采储量中，有320亿桶是可以用

现行的地表开采技术取出。

当油砂深度超过75公尺，就无法以地表开采采方式生产，必须使用原地钻井采收法(In-situ Operation)，它是目前较普遍使用的油砂生产方式，原地钻井

采收法又可分为:

1.蒸气循环激励生产法 (CSS, Cyclic Steam Stimulation)(图8);

2.蒸气辅助重力驱动生产法(SAGD, Steam Assisted Gravity Drainage)(图9);

3.指跟蒸气注入法 (THAI, Toe-to-Heel Air Injection)(图10);

4.低温重油并砂生产(CHOPS, Cold Heavy Oil Production with sands);EUB在估算可采收的油砂资源量，是根据不同地区的原始储量及采

收方式，而采用不同的采收率来计算。若以低温采收，其采收率约为5%;在Cold Lake的循环热蒸气采收可达约25%；在Peace River的SAGD可达40%;在

Athabasca的SAGD约50%。 地表开采则可高达82%的采收率。所以采收率是随地方及探收方式之不同而有明显差异(National Energy Board, 2006)

1. 蒸气循环激励生产法 (CSS, Cyclic Steam Stimulation)(图8): 在大部份的区域，油砂是无法使用低温方式来生产，而必须注入蒸气到储集岩中来提高温度

以降低油砂的黏度。当温度上升时油砂中油砂的黏度就急剧下降。蒸气可以经由水平井或垂直井的方式注入。在Cold Lake地区，油砂一直是用蒸气循环激励

法来生产，在此过程中，先在目标井挤注蒸气（注入的高温蒸气可以加热地层以降低重油黏度）之后，即关井闷热（闷热可以使蒸气高温由井口向外传导或

对流，使重油黏度降低而具流动性）之后，再开井生产（将具流动性之重油生产出来），重复上述注入(huff)-闷热(soak)-生产(puff)三个阶段的生产操作即为

CSS。不过，使用这种重复的方法虽然可以快速生产石油，但其采收率比其他热采收法还要低，大约在25-30％左右。本研究将根据模拟矿区之地层资料而

建置数值模式，采用蒸气循环激励法(CSS)而计算石油生产量及储量。

2. 蒸气辅助重力驱动生产法(SAGD, Steam Assisted Gravity Drainage)(图9):是由”阿尔伯塔省油砂技术研究机构”研发出来，最被广为使用。此种萃取的方

式就是在水平生产井之上的5公尺处有另一口水平蒸气注入井。蒸气井会产生加热的效果，油砂受热后就会流动，依重力原理，就会流入在其下方的生产井

。除了注入蒸气外也可注入稀释剂以降低其黏度。

图8 蒸气循环激励生产法 (Cyclic Steam Stimulation, CSS),资料采自http://www.aapg.org/explorer/divisions/2004/11emd.cfm

图9 SAGD 是采用一水平对井,在上方者为注蒸汽井,而下方者为生产井。

目前 Imperial Oil 油公司在Cold Lake 的油田便是采用CSS的方法生产，日产量达十余万桶。而SAGD 并非适合于所有重油矿区，其适当之条件是: 1.油层厚度最好大于10公尺; 2.油层于垂直方向需连续,不能有阻隔层(如页岩层),因为这些阻隔层会妨害蒸气室之形成; 3.没有大于两公尺厚之底水层，以

免大量流失热量; 4.无气盖层; 5.矿区附近有水源; 6.有天然气源。近年来由于 SAGD 技术仍不断发展，技术渐渐成熟，对重油及油砂矿区之开发更为有

利。截至目前为止，SAGD 是目前所有钻井生产方式中用以开采地下埋藏原油(Original Oil-in-Place) 之采收率(Recovering Factor)最高者，可达50%至70%，亦是目前被评估为较具经济效益的方法。

3. 指跟蒸气注入法 (THAI, Toe-to-Heel Air Injection)(图10): 由Bath大学的Dr.Malcolm Greaves及Petroleum Recovery Institue (现在是Alberta Research Council)的研究人员Dr. Alex Turta于1993年所发明的。他们在研究如何增加采收率时，认为用”燃烧”方式是加热地下油砂最佳的方法。PetroBank Energy加以改良并仍延用同样的名称，它使用一对井，一口是水平井，另一口则是垂直井，水平井安置在靠近储集岩的底部当作生产井，另一口垂直井则在储集岩较高的位置用以注入蒸气，这就像人的脚一样，水平井有一个脚跟(Heel)及脚指(Toe)－水平井弯曲的地方像脚跟，井的终点就像脚指，藉由燃烧以熔化油砂中的油砂，并推至水平生产井。蒸气预先注入油砂层以软化油砂。这种生产方式，可降低操作费用、消耗较少的水及天然气、生产较轻的油及降低温室效应。在实验室中证明该种方法的采收率可达70-80%。

图10 THAI使用一对井，一口水平井,一口则是垂直井，像脚跟及脚只。

4.低温重油并砂生产法(CHOPS, Cold Heavy Oil Production with sands): 有一些地区，由于油砂的位置太深，而无法使用地表开采，在短期内或许可以单纯

用井来生产而不须注入蒸气。这种低温生产是把砂和油砂一起用井取出到地表，然后再进行分离。把砂取出来后在储砂层会造成通道或形成具较高渗透率的区带，这将有助于油砂的渗出(Dusseault, 2001)。在许多情况下，操作成本佔供应费用的一半(表3)。用来产蒸气的天然气费用佔大约65-75%操作成本。在有利情况下，生产每桶的油砂需1.05千立方英尺天然气。如果在采矿或萃取油砂时以天然气作为燃料，生产每桶的油砂需0.7千立方英尺天然气。有关于天然气和水的量使用，最近相关的研究集中在如何减少蒸气对油比率，而除非在油砂产地有改质厂可将油料升级到合成原油(Synthetic crude oil, SCO)，就必须以三分之二油砂和三分之一稀释剂混合后被运送到改质厂。而运送稀释剂到产地也是一个潜在的挑战。

表3 各种采收方式之费用预估，在许多情况下，操作成本佔供应费用的一半，业界认为WTI油价约须在70元以上,油砂才具有经济效益。(修改自

National Energy Board报告:Opportunities and Challenges to 2015, 20076月出版; 参考 http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/lsnd/lsnd-eng.html, )

• 【99%剽窃加1%原创】加拿大油砂及其勘探开发简介（1）