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近日，由中海油研究总院（以下简称研究总院）自主研究设计的全球首个超稠油热采油田——旅大5—2北油田一期顺利投产。

这一“首个”背后是我国超稠油开发技术的重要突破。

图为世界首个海上大规模超稠油热采开发油田——中国海油旅大5-2北油田一期项目中国海油供图

创新技术，解决稠油热采的水源问题

渤海油田数十亿吨的石油地质探明储量中，有一半以上是稠油。犹如“黑琥珀”一般的稠油在行业中还有一个名字——“愁油”。因黏度大、开采成本高，多年来稠油一直是人类“可望而不可及”的黑色宝藏。将稠油从地层开采到地面再完成输送，对采油技术、流程处理、海管外输等都提出了极高的要求，被公认为是世界级难题。

旅大5—2北油田一期原油黏度为渤海已探明稠油油田之最，是渤海已开发最稠原油的20倍以上，常温下接近固体沥青，根本无法流动。

超稠油的开采可谓让人“愁上加愁”。

“尽管研究总院针对海上稠油开发进行的多项研究积累了一些技术经验，但此次超稠油开发中油品超高黏度带来的各种挑战仍让项目组压力巨大。”研究总院旅大5—2北油田一期开发基本设计项目经理窦培举说。

旅大5—2北油田一期是全球首个超稠油热采油田，所谓“稠油热采”，即向地层注入高温高压蒸汽提高地层原油的温度, 降低原油黏度，增加原油的流动性，但该技术对蒸汽的品质要求十分苛刻。

海上平台淡水水源难求，只能选择海水或地层水。二者各有优劣：海水淡化能提供的水量更大，但处理流程较长且较复杂；地层水处理流程相对简便，但其中若含油，会导致水处理流程中的膜组件失效，无法生产出合格的水。

如何在降本增效的前提下规避风险？研究人员反复论证，研发出首套海上双水源锅炉水处理系统。该系统使用地层水作为水源，在生产过程中，一旦监测到地层水中含油不再适合作为供水水源，可通过简单的设备更换和管线连接切换为海水水源，投资较传统海水淡化系统降低约30%。

优化工艺，去除原油中的砂粒和水分

超稠油开采的另一大技术难点是如何去除原油中的大量砂粒。项目组创新提出“原油掺热水洗砂+生产水旋流除砂”的工艺流程，巧妙绕开了原油直接除砂的技术难题，采用向原油中掺入热水的方式，大大降低了超稠油的黏度，使原油中掺混的细砂颗粒更容易被“冲洗”到水中，再结合海上油田常规的水处理旋流除砂技术，实现了原油脱砂的需求。

经掺热水洗砂后的油水混合物需要进行油水分离，进一步净化原油及分离含砂生产水。因超稠油和水的密度差很小，彼此“难舍难分”，而且海上平台造价高昂，无法借鉴陆地油田的“大罐静态沉降破乳脱水”的工艺流程。为了解决海上平台热采稠油脱水这一世界性难题，研究总院项目组 “十年磨一剑”，自主研发原油静电聚结脱水技术，采用绝缘复合电极技术专利和分离器结构创新设计，使其能适应含水率超过90%以上的超稠油脱水，脱水效率较常规技术提高30%以上，大幅降低了稠油脱水设备尺寸和药剂用量，实现稠油高效、紧凑、低能耗处理，使超稠油海上处理从不可能变为可行。

提高经济性，把超稠油从地下举升到地上

超稠油如何从地下经济有效地举升到地面上来，是超稠油开采的又一拦路虎。常规方案是注蒸汽时下一趟注热管柱，开采时需提出注热管柱再下入一趟生产管柱，这种方法会消耗大量时间和作业成本。项目组经多方案比选论证，创新采用射流泵注采一体管柱技术，代替传统两趟管柱，单井每轮次可减少一次起下管柱作业费用。据测算，26口井8个轮次累计可节约操作费超过2亿元，大幅提高超稠油热采规模开发的经济性。

由于注热前后高低温交变会导致套管损坏、环空窜流、井口升高等问题，严重威胁油气井、平台和海上作业人员安全，项目组创新研发并应用了基于应力应变的热采套管柱设计方法和预应力固井工艺，可有效缓解热采井套损和井口抬升问题，从而保障热采井井筒长效安全，延长井筒寿命以降低全周期成本。

“我们创新的目标是优化工艺、优化流程，提升项目经济性，在安全生产的同时追求效益最大化。旅大5—2北油田一期超稠油热采开发方案设计以及后续的实施，践行了从源头降本、用创新增效的理念。”研究总院项目组钻完井基本设计经理谢仁军说道。