□《石油与装备》记者/姜娜译/尹高飞 

　　道达尔是世界最主要的石油天然气集团之一，业务遍及全球130多个国家，涵盖整个石油行业产业链。道达尔还是全球一流的化工生产商之一，同时涉足煤炭开采与发电业务。作为最早开始中国海上油气勘探和海上石油生产的外国石油公司，道达尔在中国开展业务已近30年，拥有30多家合资或全资公司，员工超过4,300人。经营业务包括勘探与生产、天然气与电力、炼油与销售、以及化工产品。
　　
　　道达尔之所以能成就其在石油天然气行业的帝国基业，秘密就在于其不断研发实践、始终处于国际领先地位的技术。探寻道达尔在勘探开发领域的主要技术发展方向，或许是我们找到其成功的一条捷径—— 

　　依靠技术创新开发深海资源 

　　据悉，海上液态烃储量占全球总资源量的23%，天然气则占42%；而深海则分别仅占4%和3%。尽管如此，近期的深海发现表明，深海颇有潜力可挖，尤其是对于已掌握了先进技术、有能力寻找这些资源、利用这些资源的石油巨头来说更是如此。 

　　道达尔的常规海洋工程技术处于世界领先地位，在深水技术方面也名列前茅，工作水深可达海平面以下500米到3000米以下。目前，道达尔集团正主持西非的海上作业。2001年，道达尔开采安哥拉位于水下1400米的Girassol油田（17号区块），并由此创下了世界纪录。在墨西哥湾，道达尔创下了两项世界纪录。2002年，全长92千米、水深2200米的Canyon Express海底多相输气系统开通，用于将3家公司经营的3个气田的天然气输送到地面。2003年，道达尔建造了Matterhorn平台，这是全球首座井口位于水下850米处的小型张力腿平台（TLP）。 

　　由于深海项目的钻井成本高、投入大且风险也大，所以问题的关键是尽可能地减少钻井数量，同时最大限度地提高每口井的产量。实现这个目标的重要途径之一就是获取尽可能准确的储层特性资料。另一个途径则是系统地采用相关技术，准确定位大位移井。道达尔公司在安哥拉的Dalia项目中采用了地质导向技术，作为Sismage系列技术的组成部分，该技术已在Jasmim油田得到了应用。 

　　采用中央平台——卫星油井技术 

　　目前，为了减少投资，深海油田开发一般采用中心浮式采油平台，将它与海底的卫星油井相连。道达尔在开发安哥拉17号区块的15处发现时就采用了这种方法。2003年道达尔在开发Jasmim油田时建造的Girassol浮式采油平台，将与2007年投产的Rosa油田相连，由此可以实现该平台的持续全面运行。 

　　但是，为了开发远离井口的油气藏，需钻复杂的大位移井。水下井口与生产平台间的长距离管线对于油井生产的低温多相流来说也会造成困难。在温度为4℃的条件下，长距离输送未经处理的气、油、水混合物，会形成水合物和石蜡沉积，堵塞出油管线和阀门。这种情况必须让管线和导管保持在一定的温度和压力范围内。一旦停止生产（无论是意外事故还是计划安排），则需减缓其冷却的速度，以便争取时间能采取相应的化学处理措施。目前已有了保温绝缘创新技术并已应用于25～30千米长的水下输油管线。新的凝胶等绝缘材料已得到研发，用于改进道达尔Girassol项目中管中管技术的性能。Dalia项目的温度要求则更高：来自水下井口的原油温度为50℃，在抵达浮式采油平台时也应保持在34℃以上，关井时温度也不得低于21℃。为了保持35千米长的海底管线的温度，道达尔选用了最初为美国航空航天局太空计划所研发的材料，还首次采用了生产管束开采（integrated productionbundle）集成技术。 

　　Pazflor项目的主要问题在于，回输距离过长（达60千米），原油性质存在差异（来自Perpetua和Zinia油田的Miocene era原油比Dalia油田的原油粘稠，且自然产能低，开采初期就需要进行人工举升）。对此，道达尔已经与业界其他公司合作，开发能实现在水下1000米深处长期、安全工作的气液分离技术。这项技术和泵压缩系统相结合，是未来的技术发展方向。 

　　开发深层高温高压油气藏 

　　深层勘探开发是道达尔近期的一个发展方向。在道达尔所钻的探井中，最深的超过6900米。2001年，道达尔在经过10年大力研发的基础上，成功地开采了北海的Elgin-Franklin油田，该油田的储层位于海底以下5000米处，压力达1100巴，温度高达190℃。此后，道达尔锐意进取，于2006年采用斜井技术，钻出水平位移4000米，开发了邻近的Glenelg油气藏（埋深5600米，压力1130巴，温度200℃），创下了北海历史上开发的最深纪录。 

　　开采高温高压油藏所面临的两个主要难点，一是层间压力的变化巨大，二是难于把握钻井液油密度的变化范围。为了防止井喷，钻井时必须综合考虑以上两个方面的问题。当温度超过170℃时，由于电子设备在高温条件下的使用寿命非常有限，因此，防止井喷就非常困难。在此情况下，钻井人员就可能无法使用象随钻测量（MWD）和随钻测井（LWD）等常用工具，只能通过钻井液录井所获得的数据去开展工作。 

　　为了解决这一难题，道达尔与业界其他伙伴成立了研究小组，合作开发新型高温测井工具。研究小组还在高温高压钻井用钻井液的研究上取得了长足进展。该技术又称应力井壁技术，当井壁上出现微小裂缝时，技术人员就立即使用一种特制的泥浆强化井壁，以避免发生井漏，从而可以继续采用高密度钻井液钻井。 

　　挖掘重油的价值 

　　全球最富含重油的地区当属加拿大的阿尔伯达省和委内瑞拉的奥里诺科重油带。丰富的油气资源及其特殊的技术要求，意味着大型工业项目的上马和巨额资金的投入。目前，道达尔公司已介入上述两地的重油开发。世界大型重油项目之一——奥里诺科重油带的Sincor项目，因采用了“冷采”技术而成为了业界重油开采的里程碑。奥里诺科的原油在油藏温度下（即55℃左右）流动迟缓，但在特定条件下也能流向生产井。研发小组全力攻关，力争改变采收率低于10%的现状。同时，下游研发小组正密切关注一种被称为渣油加氢裂解法的新的炼油方法，以取代目前在Sincor使用的延迟焦化工艺。 

　　Athabasca地区的重油（或沥青）基本上以固态形式存在于储层中，须对其进行加热或稀释处理才能流入生产井。为此，道达尔的研究小组已在研发一种被称为蒸汽重力辅助泄油（SAGD）的“热采”技术。运用该技术，可同时钻两口上、下排列的水平井，井距约为3～5米。注入上部井的蒸汽，在地层中扩散并加热沥青，受热的沥青则受重力作用，流向下部的生产井。在Surmont开展的先导试验效果良好，最终采收率有望达到30%。道达尔与业界的合作伙伴共同研制了可抵御高温的井下泵（采用无合成橡胶的全金属密封材料），这些经久耐用的井下泵将大大地提高油井的产能。 

　　SAGD是一项能源密集型技术，需消耗大量的蒸汽，还需使用昂贵的水处理设施。目前，道达尔正致力于研究如何提高整个工艺的经济性和环保性。同时，道达尔还加紧寻求减少蒸汽使用量的替代工艺，其中有一种被称为溶剂增强SAGD（ES-SAGD）的工艺，不久将在Surmont开展先导试验。在理想状态下，仅用一种溶剂，就能将沥青转化为流体，从而减少生成蒸汽所需的投资。该工艺已在加拿大石油公司主持的DOVAP先导试验中得到测试，道达尔是合伙人之一。 

　　投资中国寻求一体化合作 

　　从2006年起，道达尔与中海油成为尼日利亚的Akpo大型深水油气田的合作伙伴。该项目是2009年投产的最大深水项目，近期已提前投产，到2009年夏天，其日产量将达到17.5万桶凝析油和3.2亿立方英尺天然气。2008年6月，道达尔与中海油签署全面合作备忘录以及有关液化天然气供应的框架协议，进一步加强双方在石油天然气上游、下游业务以及新能源领域的全面合作。作为第一家参与中国炼油业务的外国石油公司，道达尔和中石油在大连西太平洋石油化工有限公司的合作已经有十几年的历史。2008年底，道达尔成功收购Synenco公司，该公司在著名Athabasca油砂田拥有一个与中石化的合作项目。道达尔还是在中国经营油品零售业务的为数不多的外国石油公司之一，通过与中化集团在中国合资成立的两家零售网络公司，道达尔拟在中国建设和运营500座加油站。 

　　进入中国30年来，道达尔致力于在中国能源行业的所有业务领域与中国成为合作伙伴，通过与中国国有石油公司在境内和国际市场上的积极合作，为中国能源行业的发展助一臂之力。道达尔与中国国有石油公司的合作基础是以中国市场为主要目标，从上游到下游的一体化合作，是项目可持续性、长期且赢利的保障。