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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油田產量攀升再結“碩果”，蒸汽吞吐累產原油突破50萬噸，為渤海非常規稠油規模化經濟高效開發注入一劑“強心劑”。
“十三五”以來，海上稠油熱采進入示范應用階段，渤海油田通過對核心技術再突破升級，形成以多功能高效熱采裝備、高溫井下安全控制系統等為代表的十余項關鍵技術，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、水體倍數大的特征，油藏埋深大，原始地層壓力高，導致第一輪蒸汽吞吐注汽壓力普遍達到18MPa，部分井甚至出現注熱困難的問題。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效果。
面對制約熱采開發的難題，渤海石油研究院科研人員多專業統籌，定期開展項目動態跟蹤分析會，針對開發過程中注熱困難、邊底水突破等一系列難題，靶向性攻關儲層微改造、熱復合增效等新技術，“一井一策”為每口井量身定制方案。
為進一步煥發注熱困難井的熱采潛力，科研人員“對癥下藥”，經過充分論證研究，創新提出儲層微改造技術。科研人員數模和物模“雙管齊下”，精細優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律認識，將油田需求與工藝措施相結合，開展堵控水工藝方案攻關研究，通過自主研發耐350℃的高溫起泡劑，開展室內實驗，優化氣液比、注入方式及藥劑濃度等參數，采用“前置氮氣+泡沫”的方式來抑制水錐和調整吸汽剖面，攻關形成熱化學復合增效工藝。某含水突破井實施后，含水率由措施前的74%下降至27%，高峰日產原油創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同作用有效解決了生產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，初步驗證了該技術的耐溫性能及可靠性。該技術突破注采兩趟管柱作業成本高，作業時間長的局限性，將注熱管柱與生產管柱“合二為一”，有效降低作業成本、節省平臺資源，進一步豐富了海上稠油熱采高效舉升技術體系，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，平臺高峰日產油突破791噸，為渤海稠油熱采提質增效擰緊“發條”、加足“馬力”。未來渤海稠油熱采攻關團隊將做深做實精細化方案設計，充分發揮科技創新引領作用，為海上稠油熱采經濟有效開發持續注入科技支撐力、創新驅動力。（中國海油天津分公司供圖）
