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津滨海讯（记者 张伯妍 通讯员 曹子娟 温佳）8月8日，从中国海油天津分公司获悉，海上首个热采示范平台—旅大21-2油田产量攀升再结“硕果”，蒸汽吞吐累产原油突破50万吨，为渤海非常规稠油规模化经济高效开发注入一剂“强心剂”。

“十三五”以来，海上稠油热采进入示范应用阶段，渤海油田通过对核心技术再突破升级，形成以多功能高效热采装备、高温井下安全控制系统等为代表的十余项关键技术，建成海上首个热采示范平台—旅大21-2油田WHPB平台。旅大21-2油田具有地层压力高、原油粘度稠、油藏储层厚、水体倍数大的特征，油藏埋深大，原始地层压力高，导致第一轮蒸汽吞吐注汽压力普遍达到18MPa，部分井甚至出现注热困难的问题。同时，随着热采进程的不断推进，低部位井在吞吐末期边底水突进，含水快速上升，进一步影响热采开发效果。

面对制约热采开发的难题，渤海石油研究院科研人员多专业统筹，定期开展项目动态跟踪分析会，针对开发过程中注热困难、边底水突破等一系列难题，靶向性攻关储层微改造、热复合增效等新技术，“一井一策”为每口井量身定制方案。

为进一步焕发注热困难井的热采潜力，科研人员“对症下药”，经过充分论证研究，创新提出储层微改造技术。科研人员数模和物模“双管齐下”，精细优化每口井的改造半径、工艺流程及改造液体系，配套开展储层微改造工艺方案，积极推动该技术在注热困难井开展矿场试验。某注热困难井在第二轮蒸汽吞吐中实施该技术后，注热顺利，相较第一轮注热，蒸汽注入速度由89.6吨/天提升至192吨/天，增幅达114%，井口蒸汽注入干度由49%提升至80%，日产油量提升至措施前的四倍，为海上蒸汽吞吐井注热困难难题开具“良方”。

为探索边底水突破治理有效措施，科研人员深入挖潜含水上升规律认识，将油田需求与工艺措施相结合，开展堵控水工艺方案攻关研究，通过自主研发耐350℃的高温起泡剂，开展室内实验，优化气液比、注入方式及药剂浓度等参数，采用“前置氮气+泡沫”的方式来抑制水锥和调整吸汽剖面，攻关形成热化学复合增效工艺。某含水突破井实施后，含水率由措施前的74%下降至27%，高峰日产原油创渤海稠油热采井新高，达到137吨，初步验证了氮气泡沫和高温蒸汽的协同作用有效解决了生产井边底水突破降低热采效果的问题。

7月，在科研人员的深耕细作下，350℃超高温潜油电泵注采一体化技术在LD21-2油田B4H井进行首次试验并成功启泵，初步验证了该技术的耐温性能及可靠性。该技术突破注采两趟管柱作业成本高，作业时间长的局限性，将注热管柱与生产管柱“合二为一”，有效降低作业成本、节省平台资源，进一步丰富了海上稠油热采高效举升技术体系，提高海上蒸汽吞吐热采整体效果。

目前旅大21-2油田16口热采井全面投产，平台高峰日产油突破791吨，为渤海稠油热采提质增效拧紧“发条”、加足“马力”。未来渤海稠油热采攻关团队将做深做实精细化方案设计，充分发挥科技创新引领作用，为海上稠油热采经济有效开发持续注入科技支撑力、创新驱动力。（中国海油天津分公司供图）

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