在渤海油田稠油热采领域，2024年迎来了一个重要的里程碑。今年，渤海油田的原油累计产量达到了100万吨，这是渤海稠油开发历史上首次实现年产破百万的壮举，标志着我国海上稠油热采产量跃升至一个新的台阶。
渤海油田拥有丰富的稠油和特超稠油资源，这些资源的开采价值极大。然而，稠油的高黏度和高凝固点，以及海上稠油开发受到平台空间限制和单井经济累产要求高等多重因素的制约，使得该领域的产能建设成为世界公认的难题。
2024年，有限天津分公司稠油热采专班设定了“保90万吨、争100万吨”的产量目标。通过加强生产油田的提质增效、加快新油田产能建设，聚焦集团公司相关重大项目的推进，并依托稠油热采重点实验室的技术创新，重点攻关高温注采一体化、特超稠油堵控水等关键技术，做精方案设计、加快成果转化，支撑旅大21-2、旅大5-2北等11个热采油田的高效开发，助力渤海稠油热采日产突破3500吨。
“渤海油田稠油产能的快速释放得益于抓协同、集众智、转思路、求突破，以一批日臻完善的原创技术有力支撑实现海上稠油热采上产100万吨目标。”稠油热采专班负责人表示。
年初以来，有限天津分公司联合研究总院、中海油服、海油发展等单位，集中攻坚特超稠油高含水治理及调控难题，优化升级高温电泵注采一体化等核心工艺，创新提出“体积注热+多级化学堵调”的升级措施，有效降低井间汽窜，控制油井含水，助力旅大21-2、旅大5-2北等热采规模化油田提质增效。
稠油开采点多面广，其中“加热”是关键。技术人员创新研发适用于不同井型的工艺管柱设计方法及井下电加热工作制度动态调控方法，解决电加热电缆稳定连接、功率提升难点堵点，推动现场试验18井次;推进高温电泵机组及钢管电缆优化升级，机组功率由75KW提升至100KW，验证多轮次蒸汽吞吐工况下稳定性及可靠性，完成旅大5-2油田4口热采调整井下井试验，效果良好。
渤海稠油开发从零起步，历经15年协同攻关，通过理论创新及技术实践，攻克了注热装备、井筒安全、注采增效等方面的“卡脖子”难题，取得了海上系列化多功能注热装备系统研发装配技术、海上热采井高温安全控制技术、海上热采井高效注采一体化管柱技术等20余项核心技术，推动蒸汽吞吐、过热蒸汽驱、热水驱、热化学复合增效等技术在渤海油田旅大21-2、旅大5-2北、南堡35-2等热采油田落地见效。随着近百口热采油井的大规模投产，渤海油田稠油热采年产量实现了从过去年产不足10万吨到超30万吨、超50万吨、超80万吨再到超100万吨的阶梯式跨越，热采累产原油已超350万吨。
渤海稠油开发不局限于一井一平台，着眼构建基础性、多元化、谋长远的全链条开发体系，向新而行。稠油热采攻坚团队积极探寻海上绿色化、规模化、集约化热采开发的降本增效新路径，深入攻关井下热力发生、超临界多源多元热流体等新技术，同时全力推动并建成全球首座移动式注热平台“热采一号”，在旅大5-2油田热采调整井首次实现6井同注移动注热作业。
渤海油田正在高质量推动旅大5-2北、旅大21-2油田等规模化稠油热采示范区开发建设提质提效，重点加快南堡35-2油田蒸汽驱深部堵调攻关与应用，持续推动锦州23-2、垦利10-2等热采油田新产能建设，全力夯实热采上产基础。这一成就不仅展现了我国在海上稠油热采领域的技术进步和创新能力，也为全球海上稠油开发提供了宝贵的经验和参考。
