近日，稠油熱采平臺旅大21-2WHPB的基本設計項目順利通過有限公司投資決策委員會的審查，項目正式進入實施階段。渤海油田稠油開發將再次迎來具有里程碑意義的時刻。

2008年，位于渤海的南堡35-2油田和旅大27-2油田分別開展多元熱流體和蒸汽吞吐先導試驗，拉開了中國海油試驗性開發稠油的序幕。10年后，中海油研究總院有限責任公司(下稱研究總院)完成了稠油熱采平臺旅大21-2WHPB的基本設計工作。

與10年前的幾口試驗井不同，旅大21-2WHPB是一座專門用于開采稠油的規模化熱采集成裝置，凝聚了科研、生產和試驗人員十年來積累的技術、經驗和關鍵數據。

作為我國最大的海上油氣生產基地，渤海油田必須讓稠油得到經濟有效開采，攻克諸多難關，實現油田持續穩產。與此同時，我國石油對外依存度在2017年創下歷史新高。

挑戰、壓力、使命，首座海上稠油熱采平臺的研發應用已經迫在眉睫。

難能可貴的獨特性

“如何把十年來零零散散取得的試驗數據和經驗應用在旅大21-2WHPB平臺上，是研究總院設計團隊承載的使命;如何把陸地稠油開發的成熟方法搬到海上，則是對我們技術能力的一次檢驗。”研究總院海洋工程首席專家周曉紅說。

南堡35-2油田和旅大27-2油田雖然已走過十年熱采路，但仍不可歸類為稠油熱采平臺。

這兩座平臺只有部分井開展熱采試驗，注熱設施也處在間歇性工作狀態，而旅大21-2WHPB平臺配置的10口井全部可進行熱采，配套工程設施全部可連續開展熱采生產，是國內第一個專門用于蒸汽吞吐熱采生產的海上平臺，對搜集海上稠油規模化開發各項數據與生產指標而言意義深遠。

與陸地的稠油開發方法一樣，海上也采用常見的蒸汽吞吐法，即油層吞入高溫高壓蒸汽，在蒸汽熱能向油層擴散后，開井進行回采。國內的遼河油田和克拉瑪依油田已經將這一方法應用得十分成熟。但海陸有別，雖然同是采用蒸汽吞吐法，具體的技術方案仍需要量身打造。

從使用空間看，由于海上平臺的面積狹小，熱采用的注熱采油樹比常規冷采采油樹體積大出一倍，為適應熱采工藝特點，解決高溫熱膨脹問題，設計采用的管線多、彎頭多、保溫層厚，熱采的井口區域十分擁擠。為此，研究總院創新使用三維設計技術，將熱采采油樹分為兩層布置，在有限的投影面積內既解決了采油樹布置空間問題，又保證了鉆井平臺對所有井槽的全覆蓋，可節省工程投資近億元。

熱采過程的全流程監控也是一大挑戰。從熱采過程看，稠油熱采大致可分為注熱、燜井、放噴、生產四步。注熱期間，平臺注熱管線易伸長，須進行應力補償。更具挑戰的是，井口采油樹也會出現抬升，抬升必須限定在一定范圍內，否則會出現安全隱患。經過反復比選，綜合考慮測量精度、測量范圍、防爆、簡便易行等標準，設計人員在諸多方案中選擇了磁致伸縮法儀表來監測抬升位移。

“得益于旅大21-2WHPB平臺的設計，我們在規模化熱采集成裝備系統、熱采長效防砂工藝技術、均勻注汽工藝技術和注采一體化工藝技術等方面取得了長足進步。”旅大21-2/16-3油田區域開發項目經理范模說。

一切為了提升項目經濟性

“海上稠油開發，愁的不是方法，而是經濟效益，能不能通過技術創新降低工程投資和操作成本將直接決定項目的成敗。”范模一語點出制約海上稠油開發的癥結。

這也正是旅大21-2WHPB平臺使用方最希望解決的問題。使用方測算的結果是，與當前相比，旅大21-2WHPB平臺可助力單井單周期熱采操作費降低60%。

60%是有根據的。一方面，旅大21-2WHPB平臺充分依托常規開發工程設施，共享資源配置，降低稠油油田開發投資;另一方面，通過創新生產管理模式，由租賃熱采設備及人員轉變為自建自管，實施規模化熱采，降低單井熱采操作費。

也是有難度的，需要翻過產能低、壽命短、修井費高這“三座大山”。以旅大21-2/16-3油田區域開發項目為例，熱采井設計產能為常規冷采井的72%，蒸汽吞吐的熱采井壽命僅為冷采井的60%，而每年的熱采井修井費卻是冷采井的4倍多。如何有效降低操作成本，旅大21-2WHPB平臺將在投產后給出有實戰參考價值的綜合數據，為渤海油田今后經濟有效規模開發稠油提供支撐。

旅大21-2WHPB平臺承擔著諸多試驗任務，但即便是在做試驗，成本和效益也被納入考量。在形成10口熱采井的共識前，1口、2口、4口、15口的方案都被討論過，但專家們最終認為10口井的設計最具經濟性。此外，渤海油田已將旅大21-2WHPB試驗平臺產量納入年產量計劃中，試驗平臺一開始就擔起了上產的使命。

此外，關于提高項目經濟性，范模也給出了他的思考和建議：提升設備設施的國產化、標準化水平，降低工程設施的購置費用和后期維護費用;加快對新型井下微波加熱、吞吐后火燒油層和井下蒸汽發生等技術的攻關;從整個項目的投資構成來看，鉆完井投資占比最大，需有效降低鉆完井費用。

穩產、增產、熱采平臺還可以做得更多

多年摸索下，針對“低、邊、稠”(低滲、邊際、稠油)等經濟性不高的油田，海上多采用以“肥”帶“瘦”、以大帶小、以經濟性好帶經濟性差等做法，想方設法動用地下儲量，提升經濟性。旅大21-2/16-3油田區域開發項目共設計了69口井，其中10口為熱采井，從整個項目投資看，稠油開發投資占項目總投資約為16%，“雖然拖了后腿，但還能拖得起。”范模說。

旅大21-2WHPB平臺的10口熱采井是幸運的，有其他59口井“手拉手”助力，而在渤海，有相當一部分儲量為純粹的稠油油田，沒有經濟性好的油田拉一把，這一部分油田的出路仍待摸索。

稠油開發成本高，但有多高、高在哪兒，過去的試驗僅僅得出某一口井、單一環節的數據，而這一次將得出有實戰參考價值的綜合數據。“比如，過去常規開采油田應用的都是冷采公式(a+b+c)·d，如今，科研和生產人員都知道在開發稠油時，‘d’這個系數不準確，稠油熱采平臺的任務就是找‘d’。”范模說。

“d”意義深遠。一旦被找到，沉睡的渤海油田數億噸稠油便有了出路。成熟的稠油熱采集成裝置就可以助力錦州油田、墾利油田等稠油油田開發。同時，設計人員在旅大21-2WHPB預留了接口和電量，為今后開發位于平臺西側的稠油儲量做準備。

國家能源局在不久前印發的《2018年能源工作指導意見》中指出，提高油氣供給保障能力，堅持“盤活保有儲量和加快新儲量發現動用”兩手抓，加強常規油氣資源勘探開發，保證石油產量基本穩定。

今年春節假期后不久，“渤海油田3000萬噸持續穩產”重大科技專項啟動會召開，為渤海油田未來十年發展規劃了目標，但橫亙在每年3000萬噸面前的是稠油儲量難以得到有效動用。“對加快新儲量發現動用而言，旅大21-2WHPB稠油熱采平臺正如一個支點，朝著撬動渤海油田巨大稠油儲量的目標邁進。”研究總院海洋工程總師李志剛信心滿滿。