由中海石油(中国)有限公司、中海油研究总院有限责任公司等团队创新形成的“海上稠油高效热采关键技术创新与工业化应用”项目成果，让这个魔术变成了现实。该成果在行业内首创海上大井距高强度热采高效开发理论，首次形成了海上稠油热采井长效防砂及耐350℃一体化高效注采技术，夯实了完备的海上稠油规模化热采平台工程配套技术体系。
基于此，该技术于近日荣获2023年度中国石油和化学工业联合会科学技术奖科技进步一等奖。鉴定委员会认为，该成果整体达到国际领先水平。
技术突破，勇敢迈出第一步 首个海上规模热采平台诞生
不同于陆地油田，海上稠油热采面临着“安全、经济、高效”开发难题。据统计，海上稠油热采钻完井投资、工程建设投资是陆地油田的10倍，陆地油田数十年攻关形成的技术体系在海上“水土不服”。有一个数字曾经让科研人员殚精竭虑——10万吨，这是行业专家给出的海上稠油热采经济累产“门槛”。按照常规方法评价，数亿吨稠油储量面临着无法经济开发的难题。
面对挑战，中国海油热采团队多方案比选，优中选优，不断寻求技术突破，围绕热量高效利用，深入探索大井距高强度热采开发可行性。研究结果表明，为了适应海上稠油热采条件，在更大井距、更高强度注采条件下，温度、压力与渗流场会发生多区域、多场耦合变化，热采团队明晰了海上水平井注采条件下温压时变与多场非稳态扩展精细描述方法，提出了海上“高强度”特色注采模式，即：高注入速度、高注入量、高注入干度、高采注比，实现了海上稠油热采井单井产能和单井累产的不断翻倍。
2020年9月14日，世界首个海上稠油规模化热采示范——旅大21-2油田正式投产，油田第一周期平均单井产量可比肩陆地热采油田全生命周期产量，标志着我国自主攻关形成的海上稠油热采高效开发技术走在了世界前列，正式拉开了海上规模化热采开发帷幕。
脚踏实地，坚定走出第二步 从普通稠油到特超稠油
中国海油科研人员又将目光瞄向了超稠油油藏——旅大5-2北油田。与普通稠油不同，超稠油地下黏度高达5万厘泊以上，在油层中基本没有流动性，在地面上甚至可以做到“踩而不陷”。
面对超稠油动用半径小、加热范围有限、采出程度低等问题，热采团队提出了“过热蒸汽吞吐+侧钻”的全生命周期高效开发模式，实现超稠油蒸汽吞吐采收率突破20%。针对蒸汽吞吐注采两趟管柱周期作业时间长、油藏冷伤害、生产时率低等问题，热采团队研制了全球首套耐350℃射流泵一体化系统，并配套长效防砂工艺以及热采井井下均衡配注等技术;完善静电聚结稠油脱水装置、动力液除砂工艺、锅炉水处理简化规范，规模化热采平台不断实现紧凑、精简与高效。
持续创新，向更高目标进发 从固定式到移动式注热技术
“十四五”以来，海上稠油热采产量呈阶梯式上涨，研究团队又将探索的目光聚焦到了“共享”上。
面对垦利9-5/6油田依托距离远、储量资源小、全专业降本增效基础上经济效益仍不理想的困境，提出“移动”共享注热模式。
共享平台不仅能实现油田的经济热采，还能带动周边储量高效动用。中国海油攻关形成井口平台与移动注热平台管线连接工艺，将服役结束的钻井船改造为移动注热平台。垦利9-5/6油田采用移动注热工艺后，项目内部收益率显著提高，临界油价显著降低。同时，渤海油田“边、低、薄”低品质稠油储量可实现移动注热经济开发，为实现海上稠油上产目标夯实了基础。
当前，海上稠油热采技术已经实现了“从0到1”的突破，从旅大21-2到旅大5-2北，多项“卡脖子”技术得以攻克，我国也成为全球唯一实现海上稠油规模化热采的国家。
