1月5日，记者从有限天津获悉，渤海油田海上稠油热采量质齐升、动力澎湃，产油量已由过去最高年产10余万吨，实现“三级跳”，跃升至2021年的30余万吨。

我国海上稠油主要集中在渤海。对于流动性在350毫帕/秒以下的常规稠油，渤海油田在常规冷采上，已经形成了具有海上特色的提高采收率的方法。但对于流动性差、甚至犹如黑泥一般的非常规稠油，受海上平台空间小、建设成本高、稠油油藏开发难度大等掣肘，海上稠油规模化热采始终无法跃上高速路，国际上也尚无成功先例。

为攻克这一难题，2008年以来，渤海油田充分借鉴陆地稠油热采经验，按照“整体部署、分步实施、试验先行”的指导原则，先后开辟了南堡35-2油田多元热流体吞吐试验区、旅大27-2油田蒸汽吞吐先导试验区，并以试验区成果为依托，通过技术升级和创新，大大提升了海上稠油热采开发技术水平。

同时，科研人员按照由易到难的思路逐步深入，将目标油藏从边水扩展到底水，从薄层扩展到厚层，从普II类稠油扩展到特稠油，注热方式从吞吐开发方式扩展到蒸汽驱和热水驱，攻关形成了热采快速决策与评价、多功能新型注热装备、井下高温安全控制系统、同心管射流泵注采一体化等十余项稠油热采技术体系，打造了集方案研究、作业实施和生产管理于一体的热采专业队伍，以及更加完善的热采技术体系、生产体系和管理体系，最终实现了从昔日单井试验到如今规模化开发的跨越。

为确保2021年稠油热采上产30万吨，有限天津、研究总院、中海油服和海油发展贯彻落实集团党组要求，成立渤海稠油热采攻坚团队，开辟辽东、渤西两大战场，以采油井实施热力吞吐、注入井实施热力驱为技术路径，从方案优化、工艺保障、作业提效、实施安全等方面优化油田开采策略，推动我国海上首座大型稠油热采开发平台顺利投产；积极沟通协调，寻找问题根源，对症下药，有效解决项目运行过程中出现的注汽压力高、注入困难等问题；党员模范带头，精细化管理，压实责任，及时组织专题会议，优化工艺方案和单井工作制度，有效解决水源井出砂、含水波动等现场难题……实现“十四五”时期渤海油田稠油热采“开门红”。

南堡35-2油田是我国海上首个实施热采开发的油田，历经十余年的攻关实践。为将该油田打造成渤海稠油热采的“新标杆”，2021年以来，稠油热采攻坚团队克服疫情、调整井实施困难等诸多不利影响，通过多专业跨部门联合，完成建立海上蒸汽驱技术体系，探索渤海稠油蒸汽吞吐与蒸汽驱组合开发可行性等重任，并及时跟踪解决现场难题，使其年蒸汽驱产油量超方案设计指标近26%。

辽东湾油气田是2021年渤海稠油上产30万吨的主力军。稠油热采攻坚团队以5个稠油油田为主战场，从地质油藏到现场实施，系统梳理稠油开发工作难点、现场设备问题，通过蒸汽吞吐、热化学复合吞吐、油田多元热流体吞吐、热水驱等热采手段，运用光纤监测、注采一体化、移动注热、井下电加热等技术，多维度探索提效保产，形成了稠油热采“多点开花”的新局面。（记者 郝艳军 通讯员 张勇 温佳 冉兆航）