石油圈近日，稠油热采平台旅大21-2WHPB的基本设计项目顺利通过有限公司投资决策委员会的审查，项目正式进入实施阶段。渤海油田稠油开发将再次迎来具有里程碑意义的时刻。 2008年，位于渤海的南堡35-2油田和旅大27-2油田分别开展多元热流体和蒸汽吞吐先导试验，拉开了中国海油试验性开发稠油的序幕。10年后，中海油研究总院有限责任公司（下称研究总院）完成了稠油热采平台旅大21-2WHPB的基本设计工作。 与10年前的几口试验井不同，旅大21-2WHPB是一座专门用于开采稠油的规模化热采集成装置，凝聚了科研、生产和试验人员十年来积累的技术、经验和关键数据。 作为我国最大的海上油气生产基地，渤海油田必须让稠油得到经济有效开采，攻克诸多难关，实现油田持续稳产。与此同时，我国石油对外依存度在2017年创下历史新高。 挑战、压力、使命，首座海上稠油热采平台的研发应用已经迫在眉睫。 难能可贵的独特性 “如何把十年来零零散散取得的试验数据和经验应用在旅大21-2WHPB平台上，是研究总院设计团队承载的使命；如何把陆地稠油开发的成熟方法搬到海上，则是对我们技术能力的一次检验。”研究总院海洋工程首席专家周晓红说。 南堡35-2油田和旅大27-2油田虽然已走过十年热采路，但仍不可归类为稠油热采平台。 这两座平台只有部分井开展热采试验，注热设施也处在间歇性工作状态，而旅大21-2WHPB平台配置的10口井全部可进行热采，配套工程设施全部可连续开展热采生产，是国内第一个专门用于蒸汽吞吐热采生产的海上平台，对搜集海上稠油规模化开发各项数据与生产指标而言意义深远。 与陆地的稠油开发方法一样，海上也采用常见的蒸汽吞吐法，即油层吞入高温高压蒸汽，在蒸汽热能向油层扩散后，开井进行回采。国内的辽河油田和克拉玛依油田已经将这一方法应用得十分成熟。但海陆有别，虽然同是采用蒸汽吞吐法，具体的技术方案仍需要量身打造。 从使用空间看，由于海上平台的面积狭小，热采用的注热采油树比常规冷采采油树体积大出一倍，为适应热采工艺特点，解决高温热膨胀问题，设计采用的管线多、弯头多、保温层厚，热采的井口区域十分拥挤。为此，研究总院创新使用三维设计技术，将热采采油树分为两层布置，在有限的投影面积内既解决了采油树布置空间问题，又保证了钻井平台对所有井槽的全覆盖，可节省工程投资近亿元。 热采过程的全流程监控也是一大挑战。从热采过程看，稠油热采大致可分为注热、焖井、放喷、生产四步。注热期间，平台注热管线易伸长，须进行应力补偿。更具挑战的是，井口采油树也会出现抬升，抬升必须限定在一定范围内，否则会出现安全隐患。经过反复比选，综合考虑测量精度、测量范围、防爆、简便易行等标准，设计人员在诸多方案中选择了磁致伸缩法仪表来监测抬升位移。 “得益于旅大21-2WHPB平台的设计，我们在规模化热采集成装备系统、热采长效防砂工艺技术、均匀注汽工艺技术和注采一体化工艺技术等方面取得了长足进步。”旅大21-2/16-3油田区域开发项目经理范模说。 一切为了提升项目经济性 “海上稠油开发，愁的不是方法，而是经济效益，能不能通过技术创新降低工程投资和操作成本将直接决定项目的成败。”范模一语点出制约海上稠油开发的症结。 这也正是旅大21-2WHPB平台使用方最希望解决的问题。使用方测算的结果是，与当前相比，旅大21-2WHPB平台可助力单井单周期热采操作费降低60%。 60%是有根据的。一方面，旅大21-2WHPB平台充分依托常规开发工程设施，共享资源配置，降低稠油油田开发投资；另一方面，通过创新生产管理模式，由租赁热采设备及人员转变为自建自管，实施规模化热采，降低单井热采操作费。 也是有难度的，需要翻过产能低、寿命短、修井费高这“三座大山”。以旅大21-2/16-3油田区域开发项目为例，热采井设计产能为常规冷采井的72%，蒸汽吞吐的热采井寿命仅为冷采井的60%，而每年的热采井修井费却是冷采井的4倍多。如何有效降低操作成本，旅大21-2WHPB平台将在投产后给出有实战参考价值的综合数据，为渤海油田今后经济有效规模开发稠油提供支撑。 旅大21-2WHPB平台承担着诸多试验任务，但即便是在做试验，成本和效益也被纳入考量。在形成10口热采井的共识前，1口、2口、4口、15口的方案都被讨论过，但专家们最终认为10口井的设计最具经济性。此外，渤海油田已将旅大21-2WHPB试验平台产量纳入年产量计划中，试验平台一开始就担起了上产的使命。 此外，关于提高项目经济性，范模也给出了他的思考和建议：提升设备设施的国产化、标准化水平，降低工程设施的购置费用和后期维护费用；加快对新型井下微波加热、吞吐后火烧油层和井下蒸汽发生等技术的攻关；从整个项目的投资构成来看，钻完井投资占比最大，需有效降低钻完井费用。 稳产、增产、热采平台还可以做得更多 多年摸索下，针对“低、边、稠”（低渗、边际、稠油）等经济性不高的油田，海上多采用以“肥”带“瘦”、以大带小、以经济性好带经济性差等做法，想方设法动用地下储量，提升经济性。旅大21-2/16-3油田区域开发项目共设计了69口井，其中10口为热采井，从整个项目投资看，稠油开发投资占项目总投资约为16%，“虽然拖了后腿，但还能拖得起。”范模说。 旅大21-2WHPB平台的10口热采井是幸运的，有其他59口井“手拉手”助力，而在渤海，有相当一部分储量为纯粹的稠油油田，没有经济性好的油田拉一把，这一部分油田的出路仍待摸索。 稠油开发成本高，但有多高、高在哪儿，过去的试验仅仅得出某一口井、单一环节的数据，而这一次将得出有实战参考价值的综合数据。“比如，过去常规开采油田应用的都是冷采公式(a+b+c)·d，如今，科研和生产人员都知道在开发稠油时，‘d’这个系数不准确，稠油热采平台的任务就是找‘d’。”范模说。 “d”意义深远。一旦被找到，沉睡的渤海油田数亿吨稠油便有了出路。成熟的稠油热采集成装置就可以助力锦州油田、垦利油田等稠油油田开发。同时，设计人员在旅大21-2WHPB预留了接口和电量，为今后开发位于平台西侧的稠油储量做准备。 国家能源局在不久前印发的《2018年能源工作指导意见》中指出，提高油气供给保障能力，坚持“盘活保有储量和加快新储量发现动用”两手抓，加强常规油气资源勘探开发，保证石油产量基本稳定。 今年春节假期后不久，“渤海油田3000万吨持续稳产”重大科技专项启动会召开，为渤海油田未来十年发展规划了目标，但横亘在每年3000万吨面前的是稠油储量难以得到有效动用。“对加快新储量发现动用而言，旅大21-2WHPB稠油热采平台正如一个支点，朝着撬动渤海油田巨大稠油储量的目标迈进。”研究总院海洋工程总师李志刚信心满满。
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