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能源是人类社会发展的重要基础资源。

渤海东北部、辽东湾海域。全球首个大规模开发海上超稠油储量的旅大5-2北方油田生产平台傲然屹立于此。

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旅大5-2北油田作业平台全景图。（图片由中海油提供）

9吨、60吨、109吨……投产近一个月后，油田第一口超稠油蒸汽吞吐井日产油量逐步增加，基本达到设计峰值产量在发展计划中。该模式的成功应用中国石油天然气运输公司电话，将带动渤海湾盆地数亿吨超稠油资源开发，犹如“黑琥珀”，对保障国家能源安全具有重要意义。

龙8国际什么是重油和超重油？我国稠油开发现状如何？让人“忧心忡忡”的超重油开发难点在哪里？全球首个海上大型超稠油热开发油田投产背后有哪些技术突破？记者近日采访了中国海洋石油总公司负责同志。

唤醒沉睡的“海底黄金”，变储量规模为生产

润滑油、润滑油脂、交通和建筑行业使用的各类沥青、工业和发电厂的燃料油……未来市场上销售的这些产品中，有很多可能来源于渤海湾盆地。

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据中海油相关负责人介绍，4月23日投产的旅大5-2北部油田项目全面投产后，预计年产原油650万吨以上。高速公路相当于北京到三亚的直线往返距离。与我国其他海上油田不同，旅大5-2北方油田属于非常规稠油。地层中大部分原油的粘度超过50,000 mPas，是渤海开发的最稠原油的20倍以上。

这是什么概念？“它在室温下接近固体沥青，根本无法流动。” 中海油天津分公司渤海石油研究院油藏总工程师刘英贤给记者举了两个例子，“我们平时吃的蜂蜜的黏度一般在3000mPa左右，用的奶油黏度一般在10000mPas左右。”

工人们演示超稠油的粘度。（图片由中海油提供）

记者了解到，开采后未经加工处理的油称为原油，是一种复杂的混合物，主要包括各种碳氢化合物、胶体、沥青质等。不同油田在颜色、成分、粘度或受油层埋深、盖层状况、运移距离等因素影响，产出原油的密度。

“粘度超过50 mPas的原油是重油，被视为‘地下黄金’。” 刘英贤解释说，50 mPas相当于室温下黄油的粘度。在此基础上，以10000 mPas和50000 mPas为分界点，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油。

统计数据显示，世界剩余石油资源的70%左右为重油。稠油的持续、有效和经济发展已成为各国增加石油产量的主要方向。

作为世界四大稠油生产国之一，我国拥有约1.98.7亿吨稠油资源，已探明35.5亿吨稠油资源，巨大的发展潜力。仅在渤海，稠油储量就占已探明原油总储量的近一半。唤醒这部分沉睡的“海底黄金”，将储量规模转为生产，对我国能源安全意义不言而喻。

然而，重油的提取并不容易。

据专家介绍，像“黑琥珀”这样的重油在业内还有一个名字——“忧郁油”。由于粘度高、流动性差，开采难度大、成本高，多年来一直是人类“遥不可及”的黑宝。特别是海上油田不能像陆上油田那样布置密集的井网。如果要将重油从海底地层提升到地面再进行运输，对采油技术、工艺处理和海上管道运输提出了极高的要求。这是一个公认的世界级采矿问题。海上超稠油开采更是令人担忧。

如何有效利用这些稠油储量，找到适合海上高效开发的“良方”中国石油天然气运输公司电话，成为我国科学研究的重要内容。

从方案设计到机理表征，从效果评价到置换技术……一系列研究和技术突破，使我国海上稠油开发取得重要突破。2010年，绥中36-1油田一期综合调整工程投产，打破常规稠油水驱开发采收率不超过20%的预测；21-2平台成功投产，填补了我国海上油田稠油规模化热采技术空白。今年4月，旅大5-2北潮稠油油田投产，标志着我国海上稠油开发进入新阶段。

海底油层“蒸汽桑拿”，精准判断拐点温度，让稠油变稀

重油虽然顽固中国石油天然气运输公司电话中国石油天然气运输公司电话，但也有一个弱点——怕热。

试验数据表明，温度每升高10摄氏度，稠油的粘度就会降低一半左右。

因此，与常规原油“冷采”开发模式不同，通常采用稠油“热采”开发模式。即向地层中注入热水或高温高压蒸汽，提高地层原油的温度，从而降低原油的粘度，使其成为流动性好的“稀油”，然后趁热开采这些“稀油”。

穿着隔热服的工人正在进行注热井口工艺的逆操作。（图片由中海油提供）

据业内专家介绍，稠油常用的“热采”方式有两种。一种是“蒸汽驱”模式，即向井内连续注入高温高压蒸汽，通过蒸汽加热地下原油，然后“推我”，将邻近的稀化原油驱至井下。生产井用于生产。另一种是“蒸汽吞吐”模式，即先将高温高压蒸汽注入油层，加热油井周围油层降低粘度，再加热油井再开生产石油的井。旅大5-2北方油田采用“蒸汽吞吐”模式。

注入蒸汽、煨井、开采……刘应贤形象地给记者打了个比方，“这就像为海底油层‘蒸桑拿’一样。”

然而，重油“蒸桑拿”并不是一个简单的工程。

稠油稀释必须达到多高的温度，注汽怎样才能更均匀，稀释后的原油怎样才能顺利生产……这些都是需要攻克的技术难点。

准确确定稠油稀化拐点温度是旅大5-2北油田顺利开发的关键。“只有保证注热后，地层、井筒和地面管道的原油温度高于这个拐点温度，才能成功生产稠油。” 刘英贤告诉记者，这也是困扰行业多年的问题。

“并不是稠油的黏度越高，拐点温度就越高。即使黏度相近，不同油田原油的拐点温度也可能相差很大。” 据相关研究人员介绍，通过大量实验，他们探索出了一套针对拐点温度的定量计算方法。, 发现虽然旅大 5-2 北部油田原油粘度超过 50,000 mPas, 但拐点温度与已开发油田的普通稠油相似。

“我很高兴，这说明旅大5-2北油田‘蒸汽吞吐’开发超稠油是可行的！” 刘英贤说，为了验证计算结果的可靠性，研究人员还精心设计了验证方案，最终通过数百组实验数据证实了旅大5-2北油田原油的拐点温度。约为90℃。

“‘蒸汽桑拿’的用水很讲究，应该使用经过严格处理的纯净水。” 中海油天津分公司副总工程师刘义刚告诉记者。

但对于海上作业平台而言，淡水资源稀缺，只能选择海水或地层水。据专家介绍，海水和地层水各有优缺点：海水淡化可以提供更大的水量，但处理过程更长、更复杂；地层水处理工艺比较简单，但如果含有油，会在水处理过程中造成膜损坏，组件失效，无法生产出合格的锅炉给水。如何在降本增效的前提下规避风险？

经过反复论证，研究人员终于研制出首个海上双源锅炉水处理系统。该系统以地层水为水源。在生产过程中，一旦检测到地层水中的油不再适合作为锅炉供水水源，可通过简单的设备更换和管道连接，切换为海水水源。因此，与传统的海水淡化系统相比，投资成本可降低30%左右。

同时，由于蒸汽的到达范围有限，距离注汽井越远，热能将继续减少。为提高注汽热利用率和经济效益，研究人员还创新形成注汽波及范围定量预测技术，建立了厚层稠油注汽波及范围预测模型。储层，可用于不同的原油粘度和油层厚度。对注入蒸汽的垂向波及系数进行评价，根据评价结果动态及时调整参数，控制注汽速度和注入量。

创新实施注产一体化、热注、高效联产

采油量、含水量、设备压力…… 5月12日，记者联系到中海油天津分公司渤海石油研究院采油技术研究所工程师王红玉时，她正在按照旅大5-2北方油田。平台反馈的第一口超稠油井运行参数，分析射流泵的生产运行情况，为后续热采井投产提供技术支持。

射流泵注采一体化工艺是经济高效地从地层抽提原油的核心工艺，也是稠油热采领域的一项重大创新。

旅大5-2北部油田作业平台部分。（图片由中海油提供）

“我们采用的射流泵注采一体化工艺，是在注热过程和生产过程中共同使用一套井筒柱，实现注热与生产的高效衔接。” 刘义刚介绍。

由于海上油田作业平台面积有限，油井轨迹复杂，陆上超稠油生产中常用的杆式抽油机无法使用，常规的两回注和在注蒸汽期间将生产管柱注入热注管柱。建议将热注入管柱然后运行到生产管柱中需要大量时间和运营成本。科研人员经过反复对比论证，创新采用射流泵注采一体化管柱技术，将注热管柱与生产管柱合二为一，大大缩短了修井时间，节省了修井作业成本。超过 30%。. 据估计，

“旅大5-2北油田作业平台分为井口平台和生产支撑平台，两个平台之间用栈桥连接，投影面积没有标准足球场那么大。对于热采平台，无论是工艺，工艺和配套设施都比较复杂。” 刘义刚告诉记者。

以喷油器为例。对于常规的冷采平台，配套的注水设备就足够了。热采平台不仅需要增加专用水处理设备，还需要增加适合大规模热采的大排量锅炉及相关配套设施。因此，在设计之初中国石油天然气运输公司电话，研究人员就将这些因素考虑在内，相关配套设施尽量做到小巧轻便。据了解，该项目创新形成的大型热采大排量蒸汽锅炉设备不仅实现了4口井同时注入，还具有过热功能，大大减少了占地面积。同时，

不仅如此，设备的耐高压高温能力、保温隔热效果、注热安全性也是科研人员需要考虑的重要因素。

一方面，科研人员对注热管柱进行了深入研究，形成了无热点全封闭高干注蒸汽管柱工艺，大大降低了井筒热损失，保证了热源。注射效果。另一方面，创新形成了包括高温井下安全阀、高温热采封隔器等关键工具在内的高温井下安全控制体系，达到国际领先水平，筑起了坚实的安全屏障。为开发旅大5-2北部油田。

龙8国际高温井下安全控制、射流泵注采一体化、海上小型多功能热采设备、物理-模数-模型一体化设计……一系列技术突破，使我国在超稠油规模化、经济化开发。