海上浮式生产储油装置

潜水轴流泵厂家：

1、德能泵业（天津）有限公司

公司是一家集生产制造、技术研发、项目设计为一体的大型泵类企业，位于环渤海天津小站工业区——紧邻滨海新区天津港港口，四面高速环绕，是京津冀一体化工业群重要位置之一。主要产品有潜水轴（混）流泵、排污泵、管道泵等。

2、天昊泵业集团有限公司

天昊泵业集团是京津冀一体化机械设备单位，是生产全贯流潜水电泵、潜水贯流泵、轴流泵、混流泵、柴油机泵组、移动拖车、排污泵、电控柜和环保设备等诸多系列产品的在津大型企业之一、也是水泵大型骨干企业之一。

3、天津奥特泵业集团

创建于2004年，制造生产潜水泵及潜水电机的企业，公司集设计开发、生产销售与一体的制造商，主要为矿山、冶金、电力、煤炭、石油化工、污水处理等企事业单位提供各种配套电泵与智能控制系统，车间有四个，油泵车间、潜水泵等。

4、山东泰安泰山泵业制造有限公司

是机械电子工业部泵类产品生产单位，中国泵协会主要成员厂。始建于一九六五年，工厂占地面积10万平万米。现有职工400余人，其中工程技术人员40多人，主要生产设备200多台套。

5、中兴泵业（天津）有限公司

公司是一家集研发，制造和销售为一体的大型泵业公司，主要经营有潜水泵、深井潜水泵、井用潜水泵、矿用潜水泵、热水潜水泵、潜水轴流泵、潜水混流泵、不锈钢潜水泵等各种水泵。

如前所述，在渤海已开发的油田中稠油油田占80%左右。如果将这批稠油油田的采收率提高2个百分点，相当于又发现了一个亿吨级的大油田。如果采油速度提高1倍，渤海的原油产量将大幅度提高。绥中36-1油田是典型的稠油油田，经过几年的开发，单井日产量只有20～80m3,C区油层属多层系，目前产量只有20m3左右，针对绥中36-1低产区C区的特点，探索采用水平分支井和简易防砂技术，为开发渤海稠油油田，提高采收率作好技术储备。水平分支井的井位选择的两条原则：第一，原油黏度比较大的稠油区；第二，开采的油层具有一定的产油能力，具有最小的地质风险，具体表现为具有一定的地质储量，距油水边界有一定距离，储层分布稳定，油层的有效厚度较大，一般大于6m。

绥中36-1油田为储层疏松砂岩的稠油油田，油田增产措施受到一定的限制。根据油田特性，在C平台共钻5口水平分支井，每口井有1～4个分支不等，分支井段长度100～150m。

一、水平分支井工程设计

（一）地质工程设计

绥中36-1油田C平台水平分支井的目的层为东营组下段的第1油组第4小层，油层平均厚度约18m。主井眼设计双靶点，分别位于水平段起始点和终止点，分支井眼设计单靶点，位于分支井段终止点。靶点设计距离第四层顶部6m。主井眼轨迹的控制窗体：长×宽×高为井眼长度×10m×2m；分支井眼轨迹的终了点的窗口宽×高为10m×2m，并且终止点偏离主井眼的距离要大于30m，有利于提高地层流体的泄流面积。图10-8为井眼轨迹控制窗体示意图。

图10-8　井眼轨迹控制窗体示意

表10-9　水平分支井工程数据表

（二）钻井工程设计

绥中36-1-CF1、绥中36-1-C25hf、绥中36-1-C26hf的井身结构、套管程序、靶心设计及定向井工程设计详见表10-9。除此以外，还进行了钻具组合设计、钻井参数设计、水力参数设计、各井段的钻完井液工艺设计、固井工艺设计、测量方式设计、钻头使用的优化选择等。

二、井眼轨迹控制特点和工艺

（一）水平分支井井眼轨迹控制难点

1．浅层松软地层绕障防碰问题

在已钻丛式井的采油平台钻水平分支井，绕障避碰是上部井段的关键问题。

2．松软地层造斜技术

为了绕障，需要在浅部疏松地层中进行预斜钻进，而大尺寸钻具组合在松软地层中造斜存在技术上的难度。

3．井壁稳定及井眼净化

φ311.2mm井眼段，井斜60°左右，裸眼段长。井壁稳定及40°～50°井斜的井眼净化问题突出。

4．侧钻与中靶

在同一油层内，钻主井眼及分支井眼，裸眼侧钻及中靶难度大。

（二）水平分支井上部井眼轨迹控制技术

1．φ660.4mm井眼轨迹控制

φ660.4mm井眼为隔水导管，钻进过程中防碰问题是本井段的关键问题。

2．φ4445mm井眼轨迹控制

本井段主要为造斜段。开始造斜钻进时存在井眼防碰的问题。地质特点为地层疏松，胶结性差，不利于造斜钻进。钻进过程中采用的主要技术措施如下。

a．使用导向钻具配合牙轮钻头，马达弯角为1.5°。在MWD受磁干扰的情况下辅助以单点陀螺定向钻进，避免了井眼发生碰撞，同时保证井眼轨迹沿设计方向钻进。

b．为保证浅部松软地层造斜成功，钻进时采用小钻压0～3t、小排量3000～3500L/m、60～80rpm的参数加以控制。每柱滑动两个单根，旋转钻进一个单根，滑动钻进占整个钻进的70%～80%，平均狗腿度为3°/30m，保证井眼轨迹平滑。

c．本井段使用海水搬土浆钻进，钻进过程中视井下情况替入高黏钻井液携砂。

3．φ311.2mm井眼轨迹控制

本井段是水平分支井最关键的井段，也是面临的困难最严峻的井段。主要采取如下措施进行井眼轨迹控制。

a．本井段使用常规导向钻具＋随钻测量工具控制井眼轨迹，马达弯角1.15°，采用滑动和旋转两种钻进方式交替控制井眼轨迹，稳斜井段主要以旋转钻进为主，造斜井段以滑动为主。每钻进一个立柱，划眼清除井壁的岩屑床，必要的话，采用短起下清除岩屑床。

b．由于该稳斜段长，钻进时间长，为了防止套管磨损，下套管顺利，严格控制造斜段的狗腿严重度小于5°/30m，稳斜段的狗腿严重度在1°/30m左右。

c．本井段使用抑制性较强的JLX/KCL/PLUS钻井液体系钻进，增强抑制性、润滑性，提高井眼净化能力。

d．要求进入油层切入点的角度不低于86°。

e．根据随钻测量工具距钻头的距离，判断最终井段进入主井眼控制窗体（图10-9）的第一靶心处的井斜要求不低于90°。

（三）井眼轨迹控制常用的导向钻井系统

1.AutoTrak旋转导向钻井系统

AutoTrak旋转导向钻井系统的井下工具包括定向控制系统、电子传感器和地质导向工具。定向控制系统主要是利用1个非旋转滑套来对井斜和方位进行控制。滑套包括3个水力控制的稳定块及控制元件。系统能够对3个稳定块施加不同的液压，最后产生的合力矢量将使钻头沿着设计的井眼钻进。这种合力矢量能够自动对3个工具面控制。也可以从地面钻井液脉冲调整。

其工作原理：非旋转可调扶正器滑套，此非旋转滑套并非不旋转，根据现场经验，非旋转滑套以2转/分的速度正转，旋转速度主要取决于地层特性及机械钻速。通过液压可推动活塞分别对3个稳定块施加不同的压力，其合力就使钻具沿某一方向偏移，从而使钻头产生侧向力，见图10-9。

图10-9　AutoTrak工作原理

图10-10　PowerDrive工作原理

2.PoWerDnive旋转导向钻井系统

PowerDrive由控制单元和偏斜单元组成，在旋转状态下，偏斜单元的相位相差120°的3个导向块中的某一块每次通过某一特定的径向方位时，控制单元内的液压信号使同步导向块伸出与井壁接触，对钻头产生一侧向力，从而达到控制井斜角和方位角的目的，见图10-10。

PowerDrive有49个控制点和81个控制点两种控制模式，每个控制点有两种控制因素，即工具面和狗腿强度百分数。各个控制点通过调节泵的排量来调节，每个控制点调节控制的时间各不相同，但是信号传输的时间均为70s。现场根据实测结果，推测井眼轨迹的走势，适时调整Power-Drive的设定模式，保证井眼轨迹按设计趋势钻进。

图10-11　信息传输环路示意图

3．旋转导向钻井系统的控制回路

自动旋转导向系统能够在连续旋转的过程中进行精确的定向控制，实现方位和井斜的调整，而且可以实现边钻进边测井的功能，大大提高机械钻速，减小扭矩和摩阻，提高钻井作业效率。自动旋转系统有两个信息传输环路，一个是井下工具和地面之间的控制环路，一个是井下工具内部的自动控制环路，见图10-11。

（四）φ215.9mm水平主井眼及分支井眼轨迹控制技术

1．工程概况简介

φ215.9mm井眼的主井眼及分支井眼在同一油层内，主要钻穿目的层，该井段的井眼轨迹控制技术是水平分支井的核心内容。主井眼及分支井眼使用旋转地质导向钻具完成井眼轨迹的控制。钻具组合如下。

旋转地质导向钻具组合：φ311.2mmPDC钻头＋φ234.95mmAutoTrak或 PowerDrive＋φ298.5mm上扶正器＋φ200mm非磁钻铤×1根＋φ203.2mmMWD＋φ203.2mmLWD＋φ203.2mm非磁钻铤×2根＋φ165.1mm震击器＋φ139.7mm加重钻杆×14根。

水平分支井的水平主井眼及分支井眼的控制技术基本相同，只是分支数目不同而已。因此，这里仅以SZ36-1-CF1井为例进行阐述。

本井设计主井眼和4个分支井眼，目的层为东营组第1油组第4小层，第4小层油层顶部深度为海拔－l502m，油层厚度18m。设计主井眼长400m,4个分支井眼分别为第一分支150m，第二分支100m，第三分支150m，第四分支100m。根据第4小层储层特点，考虑储层地质风险，靶点设计在第四小层顶以下6m±lm。根据地质要求，φ311.2mm井眼钻进至第四小层顶以下6m+lm，并且最终着陆井斜不小于890，因此，φ311.2mm井眼至井深1901m。0244.5mm套管下到1900m并固井以封固上部油层，然后用φ215.9mm井眼钻水平主井眼95m至1996m后，开始钻第一分支，第一个分支在主井眼的右侧。

图10-12　SZ36-1-CF1井井眼轨迹图

2．分支井眼轨迹工程控制技术

在1996m静止钻柱，通过地面系统产生的泥浆负脉冲下传指令至井下导向工具，调整井下的导向工具，以最大导向力及增井斜的方式旋转定向钻进大约10m，依靠近钻头测斜仪测量数据来判断钻头的方向及井斜角的大小。然后向右扭方位，以5°/30m的造斜率沿第一个分支设计的井眼轨迹钻进，每10m至少测斜1次，监测井眼轨迹的走向。

第一个分支钻钻进至2154m后完钻，分支长度150m，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

起钻至199Ⅱm，从这里开始侧钻主井眼。在1991m至1996m造台肩。然后，下传指令使扶正器块回到回收状态，修理台肩。之后按较慢的机械钻速钻进以实现侧钻。

一旦侧钻成功，按照设计，调整导向力的大小和方向重新造斜，依据地质导向跟踪油层钻进至2046m，完成该段主井眼的钻进。

准备钻第二个分支井眼，第二个分支井眼在主井眼的左侧。

在2046m静止钻柱下传指令，调整井下旋转导向工具的导向力和导向力方向定向钻进，使用近钻头测斜仪测量。按照水平分支井的设计钻井参数，以5°/30m的造斜率沿第二个分支钻进。为保证井眼轨迹在设计的误差范围内，在分支井段钻进时每10m测斜一次，或者加密测斜次数。第二个分支完钻后，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

第三个分支及第四个分支井眼均按照以上原则钻进。井眼轨迹见图10-12。

三、水平分支井的钻完井液工艺技术

（一）水平分支井对钻完井液的特殊要求

水平分支井的主要目的是降低储层污染，增加油气产量，提高采收率。水平主井眼及分支井眼均在油层中钻进，要求钻完井液既要完成钻井任务，又要保护油层。根据水平分支井的特点，要求钻完井液至少应满足以下5点要求。

a．维持井壁稳定。井眼不稳定的话，将导致井漏、井壁剥落以及缩径，通常有力学和化学两方面作用。

b．井眼润滑性能良好。随着井斜的增大，摩擦阻力增大，受钻井设备及工具的影响，必须控制摩擦阻力，可以从钻井工艺及钻井液两方面考虑解决，要求钻完井液具有良好的润滑性。

c．井眼净化良好。根据“Boycott效应”，井斜在40°～50°的井段，钻屑容易下沉，在下井壁形成岩屑床，给后续作业带来较大风险，水平分支井的技术井段的井斜均超过了40°～50°的范围，钻屑下沉必然存在，因此要求钻井液具有良好的携砂和悬浮性能。

d．控制滤液的滤失量及漏失量。大量的滤液及钻完井液进入储层，势必对储层造成污染，加大表皮系数，控制滤液及钻完井液的漏失量，不但最大限度地保护储层，而且还降低了工程作业风险。

e．最大程度地保护油气层。要求钻完井液与地层流体具有良好的配伍性。

（二）水平分支井钻完井液

1．水基钻井液

隔水导管使用海水钻进，替搬土浆携砂。

φ444.5mm表层井段使用海水搬土浆钻进，适时替高黏钻井液携砂。海水搬土浆的配制方法：在钻井液池内加70m3钻井水，按0.3～0.5kg/m3浓度加入烧碱（NaOH）和纯碱（Na2CO3），清除钙离子和镁离子，软化钻井水；再按80～90kg/m3的浓度加入搬土，水化6h后，混入50%的海水并搅拌均匀。闭路循环钻进，钻进过程中，替高黏钻井液携砂。如携带能力不足，使用提黏剂调整钻井液性能。

φ311.2mm井段使用PEM钻井液体系。提高携砂性能，增强抑制性。二开采用JLX/KCl/PLUS体系，开钻前配好胶液。使用稀搬土浆开钻，根据井眼状况决定转化泥浆体系（JLX/KCl/PLUS），基本在馆陶组底部转化，用配制的新浆维护。尽量使用大排量钻井，防止携砂不好。钻馆陶组地层时，为减少渗漏，可加入单封提高泥饼质量，减小摩阻。为确保井下干净，尽量维持YP在设计上限。改善泥饼质量，增强泥浆抑制性，改善钻井液的流变性，提高携砂能力，减少对地层的冲蚀，保证井径规则。下套管前在钻井液中加入润滑剂，增强钻井液的润滑性，全井段使用石灰石加重。

2．合成/油基钻井液

该合成基钻井液以合成有机物为连续相、盐水为分散相、有机土为悬浮固相，加入乳化剂、增黏剂和润滑剂等组成一种逆乳化悬浮分散体系，即油包水结构的钻井液体系。其性能与油基相似，但由于其不含芳香烃，毒性小，可生物降解，闪点高，凝固点低，又能溶解稠油，所以特别适合于稠油油田的钻井作业。

该油基钻井液以矿物油为连续相，海水加CaCl2为盐水相，配合使用各种添加剂组成。其优点是：①较高的油水比，并加入磺化沥青减少摩擦，提高了润滑性，降低摩擦系数；②高温高压滤失量低，造壁性强，形成的井壁泥饼具有韧性及润滑性，从而稳定了井壁，减少泥页岩的水化膨胀；③携屑和悬浮能力强，有利于改善井眼的清洁；④在平衡地层压力的情况下，尽量维持低的钻井液密度，减少了压差卡钻的几率；⑤流变性好，井眼净化能力强。

该合成基/油基钻井液与原油有良好的配伍性，油层渗透率恢复值达95%以上。在完成每个分支和主井眼作业后，起钻前均替满新配的无固相合成基泥浆，解决固相污染问题；进入油层井段后，采用屏蔽暂堵技术。

3．隐形酸螫合型完井液

本品可有效防止由于各种作业液、地层水之间不配伍导致的储层损害；各种处理剂在储层孔隙中吸附、滞留、附集导致的储层损害；射孔完井难以解除液相、处理剂对储层的损害；射孔完井难以解除孔眼之间纵向上的屏蔽暂堵环；将完井液与酸洗液相结合，解除液相、处理剂和酸溶性暂堵剂对储层的损害；对酸溶出高价金属离子进行螫合作用，防止高价金属离子二次沉淀导致的储层损害。

4．滤饼清除液

为了防止合成基/油基钻井液滤饼堵塞筛管缝隙，必须把合成基/油基钻井液滤饼最大限度地清除。构成合成基/油基钻井液滤饼的固相的成分是：酸溶性材料，有机土和沥青类降滤失剂。因此，油基钻井液滤饼清除液HCF的设计思路是：用酸解除泥饼中的酸溶性材料，并使整个滤饼松动；用溶剂型有机物来溶解沥青类降滤失剂；用高效清洗渗透剂处理滤饼；利用粘土稳定剂来防止储层粘土水化膨胀、分散运移；利用降黏助排剂解决完井液与稠油不配伍的问题。为此，研制的油基钻井液滤饼解除液是一种相对稳定的水包油乳液体系，该体系处于井下时，乳液体系稳定性破坏，无机相和有机相各自发挥其作用。

合成基/油基钻井液滤饼清洗解除液的组成：水＋酸＋清洗渗透剂＋溶剂型有机物＋粘土稳定剂＋缓蚀剂＋稀释降黏剂，密度调节可用KCl。该体系属水基乳液，与易挥发、易燃、有毒的有机溶剂相比，提高了使用的安全性，降低了完井成本。

其中，用盐酸、氢氟酸等来提供酸性，以混苯作为有机相，来溶解沥青类降滤失剂，以壬基酚聚氧乙烯醚、快渗剂T作为清洗、润湿剂，以有机胺作为缓蚀剂，用柠檬酸作为铁离子稳定剂，平平加型表面活性剂作为稀释降黏剂，低分子聚季铵盐作为粘土稳定剂。

（三）环境保护

使用的合成基/油基钻井液及钻屑不允许排放入海，防止污染海洋环境。合成/油基钻井液运回陆地储存，准备下一口井使用；而钻屑在平台回收装箱，运回陆地进行处理，成功实现了零排放。到目前为止，共钻了6口水平分支井，没有一口井由于使用油基钻井液而发生环境污染的问题。

四、水平分支井的固井工艺技术

φ508.0mm隔水导管固井采用插入法，水泥浆返至泥面，水泥浆密度1.90g/cm3，附加量200%，稠化时间93s，使用早强剂提高水泥浆的早期强度，不需候凝进行表层作业。φ339.7mm表层套管使用单级封固，水泥浆返至井口，水泥浆密度：前置浆1.58g/cm3，附加量150%，封固上部井段；后置浆1.90g/cm3，附加量100%，稠化时间127s，封固套管鞋200m。使用早强剂提高水泥浆的早期强度。

φ244.5mm技术套管使用单级双封的固井方法，一级水泥浆封固技术套管鞋及油层以上200m，二级水泥浆封固上部套管鞋上下各200m。一级水泥浆的密度1.90g/cm3，附加量40%，稠化时间238s。二级水泥浆的密度1.85g/cm3，附加量150%，套管内不附加。添加剂类型为CG712L降失水剂。使用钻杆传输测φ244.5mm技术套管的固井质量，所有水平分支井均合格。典型的水平分支井的固井封固情况见图10-13。

图10-13　SZ36-1-C26h水平分支井井身结构示意图

五、钻完井周期分析

已钻的6口水平分支井的钻井周期、完井周期及井深等数据见表10-10。6口水平分支井平均井深2337.67m，平均钻井周期15.25天，平均完井周期2.95天。

表10-10　水平分支井钻完井周期数据表

六、结束语

水平分支井钻完井技术在渤海绥中36-1稠油田试验取得了成功，大大提高了稠油采收率，为渤海开发稠油油田开辟了一条崭新的、高效的途径。为开发渤海湾稠油油田，提高采收率做好了技术储备。

旋转闭环钻井系统AutoTrak和PowerDrive在渤海地区都是初次应用。成功地进行了井眼轨迹的控制，保证中靶率100%，而且井眼轨迹平滑，为接下来的钻完井作业提供了很好的保证。

不锈钢法兰是一种盘状的零件，一般用于管道工程，不锈钢法兰成对与阀门上的配套法兰搭配使用的，不锈钢法兰在管道工程中主要连接在需要连接的管道附近，在管道附近各安装一片法兰盘，然后在两片不锈钢法兰盘之间加上密封垫，最后用螺栓紧固就完成管道安装了，不同压力的法兰会有不同的厚度的螺栓，那么今天我们就为大家介绍生产不锈钢法兰的厂家。

河北宇航管道有限公司

河北宇航管道有限公司主要生产：不锈钢法兰、合金法兰、对焊法兰、异径法兰、大型法兰、盲板法兰等系列法兰产品。公司秉承"诚信重诺，服务到位，质量第一" 的企业经营理念，实施人才、品牌、创新和市场开发战略，以质量求生存，以创新谋发展。所生产的不锈钢弯头系列产品因其价格公道、品质卓越，多年来一直深受客商赞誉。河北宇航管道有限公司位于全国最大的管件基地-地处“京津冀”都市圈，坐落于国家“环渤海经济区开放县”，“中国管道装备制造基地”中国河北盐山，地理位置相当优越，交通极为便利。

河北圣天管件集团有限公司

河北圣天管件集团有限公司，位于“中国弯头管件之都”孟村回族自治县，东临渤海湾黄骅港，北靠京津，地理位置优越，交通便利。法兰厂家占地面积10万平方米，建筑面积4万平方米，注册资金1.1亿元，固定资产7800万元，集团公司是生产管件的专业厂家，现有员工368人，其中高级工程师22人，助理工程师36人，技术人员30人。公司拥有先进的管件、法兰配套生产线15条，锻打、锻压、中频推制、机加工、冷成型、热挤压、热处理等工艺精湛，并且具备化学分析、金相检验、物理试验、无损探伤等先进的检测设备和检测技术，从芬兰引进了世界上最先进的理化检测设备——全谱直读光谱仪，能够快速准确的对各种金属材料进行化学分析。

温州双奥机械有限公司

温州双奥机械有限公司专业生产销售(DN15-DN5000)不锈钢法兰、锻打法兰、非标法兰、大口径法兰、标准法兰、碳钢法兰、国标法兰、美标法兰、日标法兰、德标法兰、椭圆封头、蝶形封头、球形封头、锅炉配附件、不锈钢卫生级人孔、法兰人孔、快开人孔、椭圆人孔、卫生级阀门、卫生级管件、卫生级离心泵，卫生级自吸泵，管道离心泵，饮料泵，酒精泵。实验室用乳化机/泵，管线高剪切乳化机/泵，投料式乳化机/泵，釜低乳化机。储存罐，袋式过滤器，卫生级过滤器，微孔过滤器，不锈钢罐，移动搅拌罐，搅拌罐，CIP 清洗罐，配料罐，发酵罐，贮罐，浓/稀配料罐，定制非标罐，储罐，各种非标罐等，也可根据客户需求提供图纸来样定做。公司位于温州市龙湾沙城工业区，地理位置优越。东南面靠近滨海园区、机场，北靠温州万吨码头西面靠近温州名胜风景区大罗山、火车站，交通十分便利。

在上文中，我们为大家介绍了有关生产不锈钢法兰的厂家的一些信息，在全文中我们一共为大家介绍了三家制造不锈钢法兰的厂家，它们分别是河北宇航管道有限公司、河北圣天管件集团有限公司以及温州双奥机械有限公司，我们知道不锈钢法兰管件一般应用于化工、化肥、医疗机械制造行业，大家如果有购买不锈钢法兰的想法，可以联系我们文中介绍的厂家。

中国水利水电建设工程咨询渤海有限公司于1988年07月01日成立。法定代表人杨天生，公司经营范围包括：水利、电力及与其有关的工程建设、技术改造和投产后的技术开发、转让、咨询、技术中介服务及有关的电子仪器仪表配套、安装及咨询服务；信息系统工程监理；会议服务；展览展示服务；为企业提供劳务服务；工程设计、工程总承包、工程项目管理；水泵、阀门、机电产品、金属材料、电线电缆、五金交电、化工产品（危险品及易制毒品除外）、建材、钢材、塑料管材的销售等。

按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。

我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。

一、海上稠油油田开发新模式

（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式

海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。

从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。

（二）这种模式的主要问题

该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。

由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。

另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。

在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。

如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。

近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。

（四）新模式的基本含义

依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。

a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。

b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。

（五）新模式的基本内容

（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。

（2）利用高新技术加速一次采油的开采速度，缩短一次采油时间

在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。

在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油速度，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。

（3）提前进入二次采油阶段

一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。

（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段

缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。

综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。

若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。

（六）海洋油田开发新模式的可行性分析

1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析

在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。

目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油速度、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。

化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。

2．我国聚合物驱油技术发展现状

国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。

经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。

与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。

经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×104mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。

图10-1　不同矿化度下的黏浓关系（80℃、7.34s-1）

图10-2　不同水质下的黏浓关系（45℃、7.34s-1)

a．图10-1、图10-2分别是该聚合物与HPAM在不同条件下的增黏效果对比实验，结果表明，该聚合物完全能够解决海上油田进行聚合物驱的高效增黏、海水配制和污水回注问题。

b．新型缔合聚合物由于分子上疏水基的可逆缔合作用，在低剪切条件下溶液的表观黏度显著增加。在高剪切条件下，缔合作用被破坏，溶液表观黏度降低，这就保证了聚合物溶液具有良好的抗剪切能力和在注入时具有相对较低的注入压力。图10-3是该聚合物溶液的注入性评价实验结果，表明溶解良好的NAPS溶液具有较好的注入性，能够有效地向地层中传播。

c．根据陆上油田统计，油井见到注聚效果的时间与注采井平方呈正比，与注采井间油层平均渗透率呈反比，并有较好的相关关系，如图10-4所示。渤海油田的高渗透率为大井距条件下的注聚提供了有利条件。

d．表10-1表明，新型聚合物AP比HPAM有更高的抗剪切能力。表10-2表明，新型聚合物的驱油效果优于HPAM。表10-3表明，在高温（70～80℃）和高矿化度（5000～100000mg/L）条件下，缔合聚合物体系仍具较高的驱油效果，都能使水驱后的采收率提高10%～20%，甚至更高。

图10-3　NAPS的注入性实验

图10-4　港西四区聚合物驱油井见效时间与d2/K的关系

表10-1　新型聚合物的抗剪切性能（搅拌l5min，矿化度：4000mg/L,45℃，7.34s-1）

表10-2　新型聚合物与HPAM的驱油实验结果对比

表10-3　不同矿化度下岩心驱油试验结果

我国聚合物驱油技术研究表明，适用于我国海洋油田聚合物驱提高采收率的实用系列技术，应用条件已经初步具备，只要集中力量，加大投入，近期内就可能突破。

3．聚合物驱实施时机对海上油田原采收率总体效益的影响——模糊二、三次采油阶段的可能性

聚合物驱提高采收率的机理分析、室内驱油实验结果和现场应用结果表明，适用于水驱和聚驱的油藏，从水驱转入聚驱的时机与最终采收率关系不大，而转聚驱的时机越早，总体效益越好。

（1）大量室内岩心试验研究结果表明，在不同含水阶段进行聚合物驱，最终采出程度相差不大。韩成林、胡靖邦等用非均质正韵律地层模型来模拟了转聚驱时机对最终采收率的影响实验。表10-4和表10-5是分别用HPAM和新型聚合物在不同含水阶段的驱油实验结果，都得到了相同的结论：聚合驱提高采收率的大小与注聚时油藏注水开发（二次采油）进行的程度关系不大。

（2）聚合物注入时机不同，其经济效益却有很大的差别。注聚时机的影响因素主要包括剩余油饱和度及转注聚时的含水率。剩余油饱和度是保证聚合物驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素。矿场统计资料表明，在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同时，油层的剩余油饱和度越高，越容易形成原油富集带，见效时间就越早，驱油效果也就越好。大量室内物理模拟研究结果表明，二次采油进行程度越高，转注聚合物时油井的含水率越高，聚合物驱提高采收率效果越差。韩成林、胡靖邦等的研究和表10-3都得到了相同的结论。

（3）国内外的矿场试验结果表明，聚合物注入时机对其效果有明显的影响。孤东油田八区Ng3-6与孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储层物性相近、流体性质相差不大，孤东八区、中一区Ng4分别在采出程度为18.95%、38.33%时开始注聚，矿场试验结果表明，中一区降水增油效果远不如孤东油田八区。根据国外1964～1981年期间所进行的聚合物驱有参考价值资料的29个现场试验中，在接近一次采油末期便开始的16个试验中，有12个获得成功；在二次采油阶段期间开始的7个试验中，只有1个获得成功；在三次采油阶段（即注水结束后）开始的6个试验中，仅有1个试验勉强有效。可见聚合物驱开始越早，越有希望获得好的效果。

表10-4　HPAM转聚驱时机对驱油效果的影响

表10-5　新型聚合物转聚驱时机对最终采收率的影响

综上所述，理论和实验研究及矿场实践表明，对于适宜于聚合物驱的油藏，注水开发的二次采油和聚合物驱提高采收率的三次采油，从本质上讲，并无传统意义上的严格界限，只要聚合物驱技术过关，从水驱转为聚合物驱的时机对总最终采收率影响不大，但经济效益却有很大差别。水驱和聚合物驱不再是采油的两个不同阶段，是可以把油藏采收率提高到40%～50%而综合应用的两套系列配套技术。它们的合理应用，不仅可以显著提高采收率，节约注入水，提高注聚效率，提高油田开发效益，而且可以缩短或去掉二次采油阶段，使油田开发期大大缩短，使实现“在条件允许的最短时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标在技术上成为可能，使我们新模式的建立有了技术可行性。

（七）新模式效果预测

渤海油田是目前中国海洋石油的主要产能建设区，直到2015年，中国海油的大部分原油产量将来自渤海油田，因此，它的开发效果对CNOOC的原油产量及整体发展具有举足轻重的作用。下面以渤海油田为例来说明新模式对海洋石油开发的重要意义。

1．新模式的应用将显著增加油田的开发效益

以NB35-2油田为例，该油田计划在2003年投产。按照目前ODP规划，当年生产33× 104t，第三年即2005年达到133×104t的最大产量，然后递减，在20年内开发结束，累计产油1084×104t，总采收率为22%。每年的产量情况如图10-5所示。

采用新模式，如果油田的开发有效期分别为20年、15年，产量规划如图10-6所示，与现有模式相比，新模式将使该油田累计增产640×104t原油，增幅达59%，增加产值约64亿元。

图10-5　NB35-2油田产量规划（现有模式）

图10-6　NB35-2油田产量规划（新模式）

2．将为完成和超额完成2015年规划原油产量提供技术保证，同时有可能使CNOOC2010年的发展规划达到更高水平

表10-6是渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比情况。

表10-6　渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比

从表10-6可以看出，仅对CNOOC的渤海油田实施这种新模式就可能在2010年使CNO－

OC的原油产量由原来计划的3000×104t增加到4629×104～5047×104t的水平。若在其他油田也作类似考虑，则其产量将有可能达到更高的水平，稳产时间也将会更长。此模式不仅可以很好保证CNOOC2015年规划的顺利实现，而且还可能使CNOOC的2015年发展规划达到一个更高的水平。若真能如此，不仅能大大促进CNOOC的发展，而且其社会效益和经济效益都将会有重大突破，同时形成一种新的海洋油田开发生产模式和与之配套的一、二、三次采油系列技术。

a．把提高油藏采收率作为油田开发生产的战略目标。当前，使聚合物驱技术提高采收率10%以上。

b．应用一切提高原油产量的各类钻井、完井、采油增产技术，尽可能提高单井产量和油田产量，并建立起与提高了的产量相匹配的集输处理能力与技术和油藏经营体系。

c．根据油藏特性和产量与采收率的关系，模糊一、二、三次采油的界限，合理应用、优化、组合一、二、三次采油的系列技术，大大缩短一、二次采油的时间或合并二、三次采油过程，大大缩短油田开发时间，从而达到“在尽可能短的时间内，增加原油产量，使油田采收率尽可能高（40%以上）或比现在水驱再提高10%以上”的目的。若此模式及其配套的一、二、三次采油系列配套技术能成功应用于其他油田，则其社会和经济效益不可限量，必将会为国家做出更大的贡献。

二、渤海稠油油田少井高产开发新技术

以地质、油藏、钻井、完井、采油、海洋工程及综合经济评价等多学科为基础，利用各学科的最新研究成果和技术工艺，对渤海稠油油田实现“少井高产”研究，重点综合研究渤海稠油油田地质规律、开发策略、思路、方式、措施和技术，解决目前渤海稠油油田开发面临的难题，即单井产能低、单井最终采出少和单井投入产出比低，以达到减少油田开发投资和提高经济效益的目的。

（一）待开发油田“虚拟”开发

为了能指导未开发油田实现“少井高产”，利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术，通过对开发历史较长的重油油田以多种假想模式进行“重新”编制开发方案，即虚拟开发研究，内容包括进行储量动用、井型选择、产能设计、不同阶段的调整策略以及对评价待开发油田“虚拟”研究，研讨少井高产的可能性。

对埕北油田的虚拟开发研究的初步结论是：通过分阶段开发和随钻调整并采用多底井、水平井等提高产能的新技术，可以实现少井高产目标。详见埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表（表10-7）。

表10-7　埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表

（二）少井高产新技术的成功应用

以渤中25-1油田（南）及南堡35-2油田为实例，采用水平分支井钻井、完井技术进行待开发油田的“虚拟”开发，在最终采收率接近的前提下，开发井总井数分别减少8.3%、18.3%，使南堡35-2油田因经济效益低不能开发的海上边际油田得以开发（表10-8、图10-7）。

表10-8　渤中25-1S和南堡35-2油田方案效果对比表

图10-7　南堡35-2油田产量规划

南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×104m3，其中基本探明含油面积16.4km2，地质储量7917×104m3。

南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm3之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。

南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。