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8月8日，從中國海油天津分公司獲悉，海上首個熱采示范平臺—旅大21-2油田產(chǎn)量攀升再結(jié)“碩果”，蒸汽吞吐累產(chǎn)原油突破50萬噸，為渤海非常規(guī)稠油規(guī)?；?jīng)濟高效開發(fā)注入一劑“強心劑”。

“十三五”以來，海上稠油熱采進入示范應(yīng)用階段，渤海油田通過對核心技術(shù)再突破升級，形成以多功能高效熱采裝備、高溫井下安全控制系統(tǒng)等為代表的十余項關(guān)鍵技術(shù)，建成海上首個熱采示范平臺—旅大21-2油田WHPB平臺。旅大21-2油田具有地層壓力高、原油粘度稠、油藏儲層厚、水體倍數(shù)大的特征，油藏埋深大，原始地層壓力高，導(dǎo)致第一輪蒸汽吞吐注汽壓力普遍達到18MPa，部分井甚至出現(xiàn)注熱困難的問題。同時，隨著熱采進程的不斷推進，低部位井在吞吐末期邊底水突進，含水快速上升，進一步影響熱采開發(fā)效果。

面對制約熱采開發(fā)的難題，渤海石油研究院科研人員多專業(yè)統(tǒng)籌，定期開展項目動態(tài)跟蹤分析會，針對開發(fā)過程中注熱困難、邊底水突破等一系列難題，靶向性攻關(guān)儲層微改造、熱復(fù)合增效等新技術(shù)，“一井一策”為每口井量身定制方案。

為進一步煥發(fā)注熱困難井的熱采潛力，科研人員“對癥下藥”，經(jīng)過充分論證研究，創(chuàng)新提出儲層微改造技術(shù)?？蒲腥藛T數(shù)模和物模“雙管齊下”，精細優(yōu)化每口井的改造半徑、工藝流程及改造液體系，配套開展儲層微改造工藝方案，積極推動該技術(shù)在注熱困難井開展礦場試驗。某注熱困難井在第二輪蒸汽吞吐中實施該技術(shù)后，注熱順利，相較第一輪注熱，蒸汽注入速度由89.6噸/天提升至192噸/天，增幅達114%，井口蒸汽注入干度由49%提升至80%，日產(chǎn)油量提升至措施前的四倍，為海上蒸汽吞吐井注熱困難難題開具“良方”。

為探索邊底水突破治理有效措施，科研人員深入挖潛含水上升規(guī)律認識，將油田需求與工藝措施相結(jié)合，開展堵控水工藝方案攻關(guān)研究，通過自主研發(fā)耐350℃的高溫起泡劑，開展室內(nèi)實驗，優(yōu)化氣液比、注入方式及藥劑濃度等參數(shù)，采用“前置氮氣+泡沫”的方式來抑制水錐和調(diào)整吸汽剖面，攻關(guān)形成熱化學(xué)復(fù)合增效工藝。某含水突破井實施后，含水率由措施前的74%下降至27%，高峰日產(chǎn)原油創(chuàng)渤海稠油熱采井新高，達到137噸，初步驗證了氮氣泡沫和高溫蒸汽的協(xié)同作用有效解決了生產(chǎn)井邊底水突破降低熱采效果的問題。

7月，在科研人員的深耕細作下，350℃超高溫潛油電泵注采一體化技術(shù)在LD21-2油田B4H井進行首次試驗并成功啟泵，初步驗證了該技術(shù)的耐溫性能及可靠性。該技術(shù)突破注采兩趟管柱作業(yè)成本高，作業(yè)時間長的局限性，將注熱管柱與生產(chǎn)管柱“合二為一”，有效降低作業(yè)成本、節(jié)省平臺資源，進一步豐富了海上稠油熱采高效舉升技術(shù)體系，提高海上蒸汽吞吐熱采整體效果。

目前旅大21-2油田16口熱采井全面投產(chǎn)，平臺高峰日產(chǎn)油突破791噸，為渤海稠油熱采提質(zhì)增效擰緊“發(fā)條”、加足“馬力”。未來渤海稠油熱采攻關(guān)團隊將做深做實精細化方案設(shè)計，充分發(fā)揮科技創(chuàng)新引領(lǐng)作用，為海上稠油熱采經(jīng)濟有效開發(fā)持續(xù)注入科技支撐力、創(chuàng)新驅(qū)動力。（中國海油天津分公司供圖）