为保持油气产量长期增长的势头，石油公司需要挖掘地质状况复杂、开发技术要求高的油气资源的潜力。为实现这一目标，道达尔将其专业技术及研发项目与现场应用紧密结合起来。

     面对当今油气资源有限、石油公司间竞争日益激烈的形势，道达尔凭借其在重要领域所拥有的先进技术，实现了增产目标。道达尔集团的专业技术是极为重要的资产，不仅可以用来提高自有油气田的产量、开发自有油气发现，而且能为资源国提供其开发油气田所需要的技术。技术先进，既意味着对尖端技术的掌握，也包含其在工业项目中的实际应用水平。为此，道达尔将其一流的研发技术和现场运用紧密结合，以保证二者之间能有效转换、实现相互促进。道达尔的另一个优势在于，它集中了来自勘探生产各个领域的专业技术力量，组成了一支核心团队，为所有下属公司提供服务。

增加现有油气田的储量

     已发现或正在开采的油气资源是无价之宝，道达尔集团将依赖其专有技术和创新能力，去加以有效开发。大部分已探明和正在开采的油气资源属于“常规”资源(即陆上或浅海油气资源)。一直以来，满足世界油气市场需求靠的就是这些油气资源。由于产量下滑或正处于下降边缘，许多油气田已进入开采  “成熟”期。目前，全球70%以上的油气产于开采时间已超过20年的油气田。多数人都认可这样一种估算，即这些油气田的增储潜力惊人，其规模与有待发现的储量规模相当。

    据估计，目前原油的平均采收率(即可采储量与资源之比)约为37%，天然气为60%。如将平均采收率提高10%，全球的有效储量就可增加约8,000亿桶。因此，提高现有油气田的采收率一直是道达尔的战略目标之一。北海的阿尔温(Alwyn)油田、阿布扎比的Abu AI Bukhoosh油田，以及道达尔在喀麦隆和加蓬作业的许多油气田，就是道达尔集团成功增储、延长油气田寿命的最佳实例。在推广这一做法的过程中，道达尔引入了“资源评价计划”，系统地确定增储措施及相关技术，并在集团所有的油气田付诸实施。2005年，道达尔在刚果的Yanga油田开展了先导性试验。在安哥拉的Dalia油田，道达尔通过大规模应用水加聚合物添加剂的驱油技术，有望使该油气田的采收率提高6个百分点。在开发油气藏的过程中，统筹采用先进技术以增加可采资源量，是道达尔作为一个能源公司在可持续发展方面做出的最突出的贡献，这也是道达尔的首要选择。





   


Dalia油田
安哥拉Dalia油田是全球最大的深海开发项目之一，其中开展了一系列技术创新。为该项目建造的浮式采油平台FPSO(集海上采油、储存及转运于一身)，长300米、宽60米，位于距海岸线135千米的海上。采出的原油将在平台上进行处理，然后用转运浮船运往其他地万。

    要实现资源到储量’的转化，需汇聚各专业学科及现有的所有技术，从地质学家到采油工程师等，还需要研发队伍的密切配合。在实现这一目标的过程中，对油气田从储层到地面有一个全面的了解，以及对全局的总体’}生把握，就显得极为重要。为了提高产量、延长开采寿命，需要尝试进行一切技术创新。

一切着眼于油气藏

    实现增储的第一步是掌握油气藏的分布和连通状况，确定其剩余储量，无论是部分排液也好还是未排液也好。这涉及到所有的地质科学领域:先进的地震技术、井下传感器监测技术、储层模拟技术(岩性、连续性、断层等的模拟)、流动模拟和生产数据的统计处理等等。通过采用先进的地震采集和处理方法(如多方位采集、叠前深度偏移等)，再结合准确的地质解释技术，即可获得更为清晰的地层图像。这些图像可以显示地下构造及不整合面，弥补了常规方法的不足，还便于井队司钻控制高难度井的井眼轨迹。也帮助钻井人员确定难钻井的钻井方向，刚果N'Kossa油田的大位移井便是一个很好的例子。

    重复地震采集技术，又称四维地震，有助于了解产层动态。以几内亚湾的Girassol油田为例，道达尔的专家们叠加了多次获取的地震成像资料，以观察气体注入储层后的运移状况，从而提高产量，预测原油抵达生产井的时间。实践证明，该技术既经济又可靠，道达尔从中积累了技术诀窍。随着不断研发新的地震采集技术，四维地震这种目前成本较高的技术，很快将在道达尔的油气田中进行系统的应用。

    从长远来看，通过在油气田安装固定式地震系统，可以实现多次地震勘探。在意大利的Tempa Rossa油气田，由于地质情况不明且结构复杂，道达尔启动了一项被称为“无源地震”的项目，主要是通过实时监测地下的自然地震活动，了解有关断层的重要信息及油气开采对断层的影响。

    地质科学不同学科的综合应用，有助于建立新的储层模型。而这种模型是进行综合处理及预测的重要工具，可用于测试各种生产条件。

提高采收率(EOR)技术

       EOR技术系指用于调整储层流体流动参数，以提高油气采收率为目的的各项技术的总称。在油价低迷时期，这些技术的应用受到限制;但在当今形势下，人们却对之兴趣大增。然而，EOR技术所带来的产量仅占全球原油产量的4%左右。开展EOR项目需要长期而复杂的准备工作，涉及实验室研究及先进的模拟技术，需要学术与技术的完美结合。评价EOR技术的潜力，一般以单个油田为基础，潜力的大小取决于储层特性、过去使用过的开采技术，以及当地的经济条件。道达尔公司在应用各种EOR技术方面已经积累了丰富的经验，这些技术包括稠油热采、能提高宏观和微观水驱扫油效率的表面活性剂和聚合物注入技术、混相或非混相气体注入技术等。其在阿尔温油田及Abu AI Bukhoosh油田的现场应用证明，混相注气技术在提高老油田产量方面效果显著。目前，尼日利亚Amenam和Akpo等地的两大项目正在应用这一技术。

        道达尔在法国的Chateaurenard油田采用水+聚合物注入技术开采油气已有多年的历史，并积累了丰富的经验，技术水平世界领先。目前，道达尔正计划扩大该技术的使用范围，除在海上油田进行首次尝试外，还将在安哥拉Dalia深水油田(原油相对粘稠，为21°~23°API)项目中大规模地应用。在注入水中加注聚合物的目的，是使注入水的粘度接近原油，以便二者更为相溶，从而有效地提高扫油效率。未加聚合物的水流动性强，往往会绕过原油，难以起到驱扫原油的作用。通过这项举措，Dalia油田的平均采收率有望提高5个百分点，增加可采储量10%至15%。

提高油气并产能

    道达尔已经掌握了高难度井的多种井身结构和运用地震资料在复杂井实施地质导向钻井的技术，这意味着道达尔集团的钻井队伍已具备了钻达边际及高难目标的能力。延长老油气田的开采寿命的另一种方法，就是提高新井的钻井效率。以道达尔在印度尼西亚的Tunu气田为例，由于采用了简化无油管单井完井技术，该气田每口新井的钻井周期缩短了4天。

    另一项重要技术是固定式井下光纤检波器技术。该技术将很快用于如致密储层实施水力压裂所引发的层间震动和微地震时的数据采集等，从而有望大幅度提高地层一压裂作业的效率。为了优化油气井产能，道达尔致力于提高油气井动态，组建了专门的多学科团队(包括地质、地球物理、油气藏、油气井和生产方面的专家)，开发了监测和管理生产的软件，如油气井动态监控(WPM)系统。这些软件若再配以全套的室内模拟设施，就真正成为了实时优化油气田生产的新的手段。每口井的井况指示仪和报警器能将任何偏离最优生产状态的情况通报给采油队，使其尽快查明故障，并采取相应补救措施。2006年末，WPM将在刚果的Sendji油田推广使用。届时，监测数据将通过局域网实时传送给当地的子公司、巴黎的团队，以及位于波城(法国南部)的勘探与生产技术中心。道达尔还计划将该技术推广到公司在几内亚湾的油田，用于监测深海油气井。


Sendji油田
    2006年末，刚果的Sendji油田引入井况监控系统(WPM)，该系统可将井况与最优状态进行对比，及时发现并显示产量下降的情况。该技术将逐渐被应用到道达尔集团位于几内亚湾的油田的深海油井上。

    WPM是优化油气田管理(主要指储量和产量)的监控技术的组成部分，通过全方位运用信息智能技术，实现数据的采集、传输、处理、解释和可视化。通过这些做法，道达尔将实现以下目标:即信息运用的优化、安全性的提高(例如，有效地报警)、反馈时间的缩短、不同领域和地区间信息交换的便捷、畅通，决策的迅速、高效。道达尔的总体目标是，将每个油田的潜力发挥到极致，更有效地开采现有储量。

    当然，老油气田的开发仍受到其他诸多限制，如采出水的处理问题等。随着时间的推移，采出水量日益增多，地面设施日趋饱和。

依靠技术创新，开发深海资源

    总体来说，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。当前，主要工作对象位于西非、墨西哥湾、巴西，亚洲及澳大利亚的深水区。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3, 000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1 , 400米的Girassol油田(1了号区块)，并由此创下了世界纪录。与此同时，它还紧锣密鼓地在这一区块实施另外4个开发项目，分别为Dalia和 Rosa(处于建设阶段)、Pazflor(项目开发阶段)和CLOV(设计阶段)项目。水深1 , 400 -- 2 , 000米的32号区块上的5个发现也正处于研究或评价之中。在尼日利亚，道达尔集团主要致力于水深1 , 400米的八啼。开发项目，并正在筹备开发Usan由田。在刚果的Moho-Bilond。油田因水深达660米)也即将投产。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2, 200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。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。

    维持深海油气井的产量非常关键，这是因为，一旦完井，后续的改造工作难度很大且成本很高。要想解决这个问题，就只能寻求减少大修次数的办法，例如采用作业成本低的辅助船来实施作业等。

采用中央平台一卫星油井技术

    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。Dalia浮式采油平台(产能240,000桶/日)则可以接纳Camelia油田的富余产量。道达尔计划在Cravo、Lirio、 Orquidea和Violeta  4个油田组成的开发项目以及Pazflor项目(覆盖另外 4个油田:Perpetua、Zinia、Acacia和Hortensia)中采用这种技术。另外，道达尔还将在开发32号区块时使用浮式采油平台，该区块目前已有5处发现。

    然而，这种中央生产系统也遇到了一些技术难题。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。这种情况一旦发生，处理起来成本很高，所以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 340C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集成(integrated production bundle)技术，它由8根长1,650米、重800吨的导管组成，可将产出液输送到浮式采油平台。导管内置入了电加热电缆，在关井时可防止温度过低。

    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Mioceneera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，道达尔欲与业界其他公司合作，开发能实现在水下1,000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。如能避免生成水合物，减少油气举升所需能量，就能够利用该技术进一步开发更多的油气资源。此外，研发可靠的井下油水分离技术，也有助于解决海上老油田生产过程中的采出水问题。

    水下设备的可靠性和使用寿命也是一个令人关注的问题。这些设备在投入使用前都要历经长时间的测试和研究。作业者必须在不过多使用复杂设备的前提下，确保其安全运行所需的保险系数。他们还需具备相应的检测手段，必要时，还应有能力修复水下装置，并尽可能地减少将设备移至水面进行修复。

    在更深海域开采油气的前景如何呢?海底设备所用钢材的重量是其限制条件之一。道达尔正与法国海洋学研究院Ifremer合作开展一项研究，目的是改进合成材料的性能、研发新型碳纤维复合材料，以期使得用来制作浮式开采平台的系泊绳索和张力腿平台支架的材料重量更轻。

    石油公司所面临的挑战还不止于此。目前深海发现的规模都不大，油气藏分散且又远离海岸线。原油的分离和开采变得越来越困难，不同卫星油井所产的原油品质差别很大(如刚果的Moho-Bilondo油田)。新发现的油田，如几内亚湾的Mioceneera的原油(20°~23°API)和巴西海域的原油 (18°~19°API)等，一般都既重又稠，且石蜡和环烷烃的含量高，开采风险大。其他的发现都位于超深水域且深埋于海底，所以开采难度更高。

开发深层油气

    深层勘探生产是近期的一个发展方向。目前，埋深超过4,000米以上的油气储量仅占全球总储量的6%。在近10年里，此类储量所占比例才开始有所提高，这并不出乎意料，因为，如此埋深的储层通常都是高温高压储层，仅依靠常规的技术和装备进行开采，即使能取得成功，可能性也微乎其微。道达尔所钻的探井中，最深的超过6, 900米。通常情况下，钻4,000米深的井就已经相当困难了，而且钻这种井的成本很高、周期也长。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由田，该油田的储层位于海底以下5,000米处，压力达1,100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4,000米，开发了邻近的Glenelg油气藏(埋深5,600米，压力1,130巴，温度200℃ )，创下了北海开发历史上的最深纪录。2007年，道达尔计划在条件更苛刻的West Franklin卫星油田进行钻井开发。

    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。该技术不久将首次用于道达尔的Elgin油田。

    深部油气藏的勘探对地质理念的更新和仪器的研发，尤其是地震仪器的研发提出了挑战。研究人员必须掌握深部油气藏地震数据的解释方法、开发适用的工具，以降低勘探风险。此类油藏的钻井成本极高，一旦有失误，则损失巨大。

    多年来人们一直认为，深层的渗透率和孔隙度都很低，即使存在油气聚集，也只能是天然气。但在北海靠近Tahiti的Franklin和Elgin、墨西哥湾的Chinook和Cascade发现的储层沉积特征有利于形成大型油气藏的发现，使人们改变了这一认识，石油公司也纷纷将注意力转移到了挖掘深部储层的潜力上。然而，储层埋藏得越深，地震资料的清晰度就越低;有时，所获得的成像资料几乎毫无利用价值。地震波在长距离传播过程中会衰减，还会受构造(断层、盐丘、粘土丘等等)影响而失真。因此，石油公司若想“洞悉”地下情况，就必须继续加大投入，研究新技术，使数据采集中的信号穿透力更强，更好地反映复杂的地质目标，并充分利用现代计算机的计算能力来处理信号资料。目前业已确认的深部储量主要位于北海、墨西哥湾、南美洲(墨西哥、委内瑞拉和玻利维亚)、中国和印度尼西亚。其他一些开展过浅水勘探的区域也有可能存在深部油藏。此外，在很多沉积厚度达10, 000米的盆地仅进行了局部勘探，也就是说，人们还未全部掌握全球深部地层的奥秘。我们现在所需要的就是接近这些盆地的手段。

挖掘重油的价值

    在全世界范围内，利用现有技术可开采但多半尚未动用的重油和沥青多达6, 000亿桶，是颇具潜力的储量资源。

    全球很多地区都能找到重油的踪迹(中东、俄罗斯、墨西哥和巴西)，但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。这两个地区的重油储层绵延上万平方千米，油气储量极为惊人，阿尔伯达Athabasca地区的油砂在17,000亿桶以上，奥里诺科地区的重油沉积则约有13,000亿桶。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。这些项目将涉及到油气工业从上游(原油生产)到下游(利用转化装置或炼油设备把原油加工为成品油)的多项技术。

    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一一一奥里诺科重油带的Sincor项目，日产高品质合成原油20万桶，其最终产能还可提高20%。这一项目因采用了“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(去除一部分原油中的碳)。

    自1999年起，道达尔就获得了成为加拿大Athabasca地区项目合伙人的Surmont许可证，并于2005年成为Joslyn项目的作业者。Joslyn的重油多采用露天开采技术，在未来30多年里，这里的重油累计产量有望达到20亿桶。


Joslyn项目
持有加拿大Surmont许可证的道达尔研发队伍，评估了蒸汽辅助重力泄油工艺  (SAGD，一种注蒸汽稠油热采技术)的可行性。该技术还将用于开发Joslyn项目，据预测，该项目在未来的30年里将产出20亿桶沥青。

    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3一6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%。目前，该项目已进入开发的第一阶段，日产原油27, 000万桶。预计到2015年，Surmont可日产原油20万桶。

    为了完全发挥SAGD的潜力，人们采用了许多尖端技术。为了了解注汽井附近储层中的“蒸汽区域”的特性，研究人员安装了固定式地震仪器，以便重复采集地震资料。这是这种由地球物理总公司研发的被称为Seismovie的仪器首次投入使用。为了连续记录观察井井底温度和压力的变化，研究人员还沿套管安装了由光纤连接的传感器。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)，不久将投入测试。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，即减少二氧化碳的排放和水的消耗。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工艺(ES-SAGD )，其工作原理是发挥溶剂和蒸汽的联合作用，在节约蒸汽用量的同时还能进一步提高基础工艺的采收率。不久将在Surmont开展该工艺的先导试验。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先导试验中得到了测试，道达尔也是合伙人之一。此外，“火烧油层”等其他技术也处于试验过程中，即在油藏中形成燃烧前缘，进行“就地提炼”，于是，一部分沥青在采出之前，就转化成了轻质油。

    研发工作的另一个着眼点在于寻找价格比天然气更低廉的燃料，从而减少蒸汽开采工艺所需能源的消耗及其对环境的影响。转化前的沥青及转化后的残余物，如石油焦，都有可能成为替代燃料。

天然气开发所面临的技术挑战

    地球上拥有丰富的天然气储量，与其他化石燃料相比，天然气燃烧时产生的二氧化碳和残留物质(烟灰和焦油)较少，因而需求量很大，天然气也由此成为环保型燃料。此外，天然气用于热一电联作发电站发电时，能源利用效率很高。在过去的30年里，全球天然气需求持续上升，其上升速度高于任何其他燃料。1980年，天然气消费占世界能源消费总量的17%，如今，这个比例已升至21%。据国际能源署预测，这一比例还将继续升高，2030年可能达到23%。虽然全球天然气资源非常丰富(约为18兆立方米)，但并非所有的天然气都符合商业质量标准，所以有时需要采用特殊的开采技术和处理工艺。以酸气为例，由于其含有过多的二氧化碳和硫化氢，仅仅利用现有技术，加以处理难度大、成本高。在现实条件下，含硫气系指二氧化碳含量超过几个百分点或硫化氢含量超过2一3ppm(百万分之二到三)的天然气。硫化氢通常还伴有硫醇(一般方程式为R-SH)等有机硫化合物，甚至还伴有COS或二硫化碳。所有这些化合物都具有腐蚀性，在高温高压环境下腐蚀性则更大，这意味着任何与气流接触的设备都必须采取特殊工艺加以处理。

    另外，硫化氢毒性很大，即便浓度达百万分之十时，也需采取安全防护措施。这一切都表明，含硫化氢过高的天然气在市场竞争中处于劣势，也就是说，生产者只有采出更多的此种气体，才能经处理而获得数量相当的具有商业价值的天然气，而处理工艺既复杂又昂贵。距离消费地最近且最具价值的天然气通常都最先得到开采。中东、俄罗斯和东南亚等地的含硫天然气资源十分丰富，在未来其产量可能占据较大份额。开发利用含硫天然气的价值是道达尔的首要任务之一，道达尔在这方面技术领先并创造了多项世界标准。

    回溯至20世纪50年代，道达尔是首家尝试开采高含硫天然气的公司，当时开采的气藏位于法国南部的拉克镇，属高温高压高含硫气藏(含硫化氢16%、二氧化碳10%，温度140℃，压力650巴)。迄今，道达尔在含硫天然气的开采中仍保持着领先地位。当时，从研发防腐抗裂材料到指定天然气脱硫工艺，道达尔一切都是从零开始。自从在拉克气田取得成功后，道达尔不断探索、提高脱硫技术，最初用过二乙醇胺(DEA)等胺类物质，后来又尝试过甲基二乙醇胺 (MDEA) ,最近，又采用了激活MDEA法去除天然气中的二氧化碳。这一工艺已经在Elgin-Franklin气田应用，使该区开采的天然气(二氧化碳含量介于 2.8%~4%之间)经过处理后达到了天然气商业标准。

    目前，全球60多个含硫气田的开采都直接(由道达尔直接担任作业者)或间接(经授权)地采用了道达尔集团公司的技术。其中包括英国北海高温高压的 Elgin-Franklin气田，伊朗的South Pars和Dorood气田、泰国的Bongkot气田、俄罗斯的Kharyaga气田、挪威的Sleipner气田，以及阿布扎比的高含硫气田。


Kharyaga气田
    道达尔在全球60多个含硫天然气田担任作业者，包括英国北海的高温高压Egin-Franklin气田、伊朗的South Pars和Dorood气田、泰国的Bongkot气田、俄罗斯的Kharyaga气田、挪威的Sleipner气田，以及阿布扎比的高含硫气田。

    单独使用新的脱硫技术或将其与现有工艺相结合，可以使更多的含硫天然气达到日益严格的技术和环境标准，从而具备经济开采价值。现行的商业天然气标准规定，硫化氢含量必须低于15ppm，不仅要去除天然气中的硫化氢，还要去除胺类处理工艺中无法脱除的硫醇。此外，天然气中的二氧化碳及其燃烧处理过程中产生的二氧化碳，受到温室气体排放要求的限制。还有硫的处置问题，用此种工艺处理而获得的固态硫，一般用于生产化肥。如今，这一需求已经饱和，因而研究人员开始研究在地面或地下长期存放固态硫的方法。最终，人们还需设法俘获和在地下长期封存二氧化碳和其他残余气体。道达尔还正在研究特定压力下(胺类处理工艺适用于常压条件)的节能处理工艺，意味着减少二氧化碳的排放，以便能够将其经济可行地纳入回注方案。其中Sprex技术是由道达尔公司与法国石油研究院合作研制的，并在拉克进行了试验。在运用标准的胺类处理工艺处理天然气之前，先进行冷却蒸馏，将硫化氢分离出来，进而在高压(70巴)条件下回收酸性残余物。这项新技术为低成本开采硫化氢含量高达40%的天然气铺平了道路，非常适合开发中东地区的高含硫天然气田。同时，道达尔的研究人员还在胺类处理工艺方面，尤其是在使用混合溶剂的处理工艺的技术和经济优化方面展开攻关，选择合适的溶剂，将其加入胺类化合物，使之与二氧化碳和硫化氢发生化学反应。目前，道达尔正在对所有可供选用的物理溶剂进行评估，并在拉克气田的一个先导试验项目中对其效能进行测试。


Sprex技术
    法国石油研究院和道达尔公司共同研发了新的高含硫天然气的处理工艺，由此拓展了常规化学吸附脱硫工艺的使用范围。该项新技术为低成本开采硫化氢含量高达40%的天然气铺平了道路，非常适用于开发中东地区的高含硫天然气田。



开发致密气藏

    致密气藏因其渗透率低而得名。这类气藏潜力巨大，在世界各地都有分布，但目前确认的主要分布地区在北美和中国。

    致密气藏在已探明气藏中约占10%~15%，相当于2030万亿立方米的天然气。

    致密气藏的孔隙度处于平均水平(介于3%~6%和15%~20%之间)，但基岩的渗透率极低，比常规油气藏低10, 000倍。虽然天然气的粘度不高，但钻入致密气藏的生产井的自然产能极低，有时甚至为零，必须采取复杂的钻井工艺及水力压裂等增产措施。因此，提升致密气藏资源价值，一直是一项难度大、成本高的工作。这从另一方面也解释了致密气藏一直未得到开发的原因。但是，迅速发展的技术、有利的经济环境以及能源需求的压力，使开采致密气藏变得经济可行。作为提升非常规资源价值业务的一部分，道达尔正以作业者或合伙人的方式参与开发世界各地的致密气藏。在印度尼西亚的 Tunu和Tambora气田、阿根廷的Aguada Pichana气田，开发工作已经逐渐转向低渗透气藏。在委内瑞拉的Yucai Placer气田，道达尔已经开展了以全面开发为目的的生产试验。在阿尔及利亚的Timimoun气田，道达尔集团的勘探和评价战役接近尾声，计划于 2007年中期提交开发方案。2006年3月，依靠其在这些气田积累的经验及其作为全球作业者的声望，道达尔赢得了在中国苏里格气田开展评价工作的机会。苏里格气田的渗透率低、埋藏深，且地质结构复杂，因而挑战’}生极强。道达尔公司与中国石油签署的这项协议，具有重要的历史意义。道达尔进入了一个充满战略机遇和希望的领域:此时正值中国相应于燃煤发电来说，燃气发电所占的比重不断上升的大好时机。中国有大约80%的天然气资源都处于致密储层。

    为了应对开发利用致密气藏所面临的挑战，道达尔于2005年成立了研发小组，与研究机构和业界伙伴合作，开展大型研究工作。道达尔在其作业的油气田，启动了一系列先导试验;在开发利用其他非常规气体资源(包括在美国刚刚投入开采的煤层气和页岩气)过程中，随时把握技术进步的脉搏。

    本文概述了道达尔在勘探生产领域的主要技术发展方向。道达尔集团还开展了很多以攻克类似难关为目的的其他一些研究工作。我们相信，依靠公司研究人员的创新能力，一定能将这些难关一一击破!

    *从经济学角度来讲，储量是利用现有万法和技术所能开采出来的那部分自然资源的数量。
    文:Michele Grossin