稠油热采或需四管齐下

　　[中国海洋石油报2016-11-28]
　　针对沉睡在渤海湾海底的稠油，中国海油已经在南堡35-2油田和旅大27-2油田陆续开展了海上稠油热采的现场试验，并且取得了较好的增产效果，也积累了很多宝贵的经验。然而，由于海上油田的特殊性，海上稠油热采依然面临着许多经济和技术上的难题与挑战。针对这些困难和挑战，笔者认为可以从四个方面转变思路，进行一些探索性的尝试。
　　一是因“黏”制宜选温度。目前海上已发现的多数普通稠油油田，比陆上热采开发的油田原油黏度都要低。因此，可以依据不同油田的地下原油黏温曲线，因地制宜地选择合适的注热温度。
　　笔者以为，注热温度的合理选择同优选商品一样，不一定非要选“最贵”的或“最好”的，而应该选择最“合适”或“合理”的。注热温度适当降低，只要能够达到地下原油可以在井底实现低阻流动即可，这样对于井下完井器材、机采设备等的要求都可以大大降低，从而降低热采井的成本，井筒抬升等安全方面的风险也会大大减小，还可以通过注采一体化管柱等技术措施进一步缩短作业工期、提高储层保护效果，从而提高稠油热采的总体经济效益。
　　二是全面配套补“漏洞”。纵观陆地油田热采历程，热采井初期一般会经历一到两年的大量出砂期，然后达到一个比较稳定的状态，对应策略是“防排结合、以排为主”。因此，对于热采井出砂问题，应该在借鉴陆地油田经验的基础上，充分认识海上平台作业特点，不能仅将焦点全部集中在筛管类型和防砂方式上，而应该从机采设备、地面处理能力和生产管理控制等各个环节都加强统筹考虑，把热采防砂作为一个系统的整体工程来抓，才有可能最大程度地缓解或降低出砂带来的风险。
　　三是适时转驱提效果。随着蒸汽吞吐轮次的增多，地层骨架砂遭到的破坏也越来越严重，筛管外部充填的砾石也可能被冲散，3~4轮之后地层出砂的风险会成倍地增加。此时考虑在适当的时机由蒸汽吞吐转为蒸汽驱，可能不失为一举两得的“良策”。因此，要树立全生命周期开发理念，初期做方案时，就系统、合理地规划好蒸汽吞吐和蒸汽驱时间。
　　四是思路转变敢创新。稠油油田开发作为世界性的行业难题，除了借鉴以往的成熟经验，还需要更多的工艺创新和思路转变，并且勇于到现场尝试，不怕暂时的挫折与失败。值得一提的是，随着认识的突破和技术的进步，一些新技术、新工艺也已进入人们的视野，比如井下蒸汽发生器等，这些创新性的思路和想法需要我们重点关注并跟踪。（通讯员张海龙）