近日，从中国海油渤海油田传来令人振奋的消息：随着旅大21-2油田WHPB平台开始注热，我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产状态。

　　WHPB平台肩负着单项热采技术优化、系统热采技术集成创新应用、热采新技术试验等示范性任务。此举翻开了我国海上稠油开发的新篇章，标志着我国海上稠油开发由先导试验向规模化经济有效开发迈出了关键一步。

　　稠油“愁”在哪儿?

　　原油中各种烃类、胶质、沥青质等组分含量不同，导致原油性质有所不同。有一种原油颜色深，物理性质十分黏稠，难以流动，这就是业内所说的稠油。

　　稠油储量占全球原油储量的70%。我国的稠油主要分布在渤海湾、松辽盆地、塔里木盆地、吐鲁番—哈密盆地和华北平原等地。

　　自上世纪70年代以来，我国就致力于稠油热采技术的研究与应用。其中，蒸汽吞吐和蒸汽驱等热采技术已在辽河、新疆等陆地油田得到良好应用。

　　数据显示，渤海油田稠油探明储量占其原油探明地质储量的13.7%，而每年稠油的产量占比不足1%。唤醒地下沉睡的稠油资源，变规模储量为产量，对于渤海油田实现上产4000万吨，中国海油实现“七年行动计划”，保障国家能源安全，都将是“近水解近渴”，具有十分重要的意义。

　　然而，海上稠油相较陆上稠油先天更是不足——油藏埋藏深、地层压力高、边底水活跃，加之大斜度井、水平井井筒热损失大，对热介质温度和配套工艺要求高，热采开发投入成本高。

　　海上稠油热采不能“照搬照抄”陆上油田现有模式，经济有效开发举步维艰。如何让海上稠油“动起来”?中国海油人一直在思考，一直在探索。

　　海上“落户”有多难?

　　7月28日，旅大21-2/16-3油田区域开发项目实现海上机械完工。项目中的重量级平台——旅大21-2油田的“双子座”平台也正式在海上“安家落户”。其中，WHPB平台是中国海油第一个全热采技术集成示范平台。

　　与陆上情况不同的是，热采平台在海上安家要充分考虑时间、重量和成本三方面因素。

　　海上平台热采作业面积受限，陆上热采装备到海上平台往往施展不开。在WHPB平台上，就有“新生”来报到——整套海水淡化系统和锅炉注热系统。它作为稠油规模化开发的“重器”，是中国海油首次研发并应用。

　　据渤海石油研究院采油工艺总师刘义刚介绍，这种小型化高效蒸汽锅炉是由科研人员在借鉴陆地油田经验的基础上结合海上油田生产特点，通过技术创新研制而成，减少了锅炉占地面积和重量，使设备在海上能够“轻装作战”。而且配套了烟道气“净化和增压回注”装置，实现了过热蒸汽及烟气辅助蒸汽吞吐增效工艺。这是稠油热采的又一“利器”。

　　“项目安装高峰期，我们在海上作业现场有300多名施工人员同时作业。平台调试进入关键阶段后，项目组协调承包商24小时不间断倒班作业。保障疫情防控的同时，统筹陆地采办协调、岸基支持、船舶倒运、人员调度等多个方面的工作，在保证安全的前提下尽量缩短作业时间，最终仅用30天就完成了两平台的作业。”旅大21-2/16-3油田区域开发项目总首席张紧说。

　　技术“利器”有多少?

　　回顾海上稠油的开发历史，海油人从未停止过攻关的脚步。

　　2008年，渤海油田制定“整体部署、分步实施、试验先行”的海上稠油开发思路，先期实施吞吐热采开发，后续结合技术攻关考虑开发难点，适时转为蒸汽驱、热化学、火烧等方式。

　　2010年以来，渤海油田在南堡35-2油田和旅大27-2油田先后开辟了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐先导试验区。通过“探索—试验—技术集成”，初步形成了一套海上稠油吞吐热采开发开采技术体系。目前已实现累产原油80万吨的产量规模，为后续热采扩大推广奠定了基础。

　　海上稠油油藏类型复杂，而且原油黏度跨度大，现有行业分类标准指标单一，无法与开发方式建立直接联系来指导生产。

　　“渤海石油研究院地质油藏研究人员通过把握油田开发过程的主控因素和主要开发措施因素，首次建立起海上稠油的细分标准，提出不同类型稠油油藏开发策略，并以热采先导试验区为载体开展技术攻关研究，形成了包括海上稠油热采开发快速决策技术、稠油热采物模数模一体化技术、海上稠油热采开发效果评价技术在内的稠油热采油藏工程技术体系。”渤海石油研究院党委书记、院长李其正介绍说。

　　针对海上油田热采费用高、对配套设施安全性要求高等特点，渤海石油研究院采油工艺研究人员建立以井下高温安全控制系统、射流泵注采一体化技术、高干注汽工艺、全井筒高温测试、小型化高效注热装备等为代表的海上特色稠油热采工艺技术体系。其中，研发的耐温370℃、耐压21MPa的井下安全控制系统为国内外首例，有效保障了热采作业的安全可靠性。

　　注采一体化技术在提高热采产能、降低热采操作费方面优势明显，但陆上油田大部分针对有杆泵设计，且无井下安全控制系统，应用到海上难免“水土不服”。渤海油田科研人员因地制宜，创新形成海上射流泵注采一体化技术体系，在旅大27-2油田开展试验并取得成功，单井单轮次操作费降幅达40%。

　　通过一系列的技术摸索和以热采先导试验区为载体开展的稠油热采开发技术攻关研究，渤海石油研究院地质油藏、采油工艺、钻完井等各专业联合攻关，逐步建立起海上稠油基础研究、开发方案设计和开发效果评价全过程技术体系。

　　随着技术的进步，将加快推进稠油热采规模化经济有效开发的进程。按照渤海油田稠油中长期产量规划，预计2025年稠油年产量将达到300万吨。

　　“热采先导试验的成功实施让我们更加坚定信心。但面对低油价带来的严峻形势，我们需要不断突破技术、管理和体制的壁垒，在创新驱动中唤醒沉睡的海上非常规稠油。”中国海油有限天津分公司开发总工程师赵春明说。

　　责任编辑：陆晓如

　　znluxiaoru@163.com