近年来，海上新发现油气资源主要以稠油、低渗和深层为主，常规油气资源存量日益减小，开发难度逐渐增大。目前，渤海约有5.7亿吨粘度大于350mPa·s的稠油被“困”在地下。由于该类稠油粘度高、流动难，冷采产能低，经济有效动用难度极大。实现该部分储量的有效动用，将为中国海油“十四五”期间稳产、上产目标的实现提供坚强保障。
为实现集团公司“稠油热采”产能建设目标，需进一步扩大热采规模，并实现海上平台规模化稠油热采。
这也意味着我们需克服技术和经济的双重瓶颈——油田开发所需的设备和工艺流程更为复杂，亟需通过技术再攻关、再优化和再集成，破解热采规模化有效开发瓶颈，实现稠油热采规模化上产；海上油田平均单井投资是陆上油田的10到15倍，导致海上稠油热采经济开发难度很大，国外尚无海上平台规模化热采的先例。
稠油热采一体化攻关思路
攻关地面、井筒到油藏的一体化技术，实现提质增效
要实现海上稠油规模热采，需走海油特色的开发之路。开发、钻采和工程等专业需以经济效益为中心开展稠油一体化联合攻关研究，全专业协同联动优化，寻找最优平衡点，达到技术和经济双优。 稠油热采一体化攻关思路 树立全专业集成创新一体化攻关思路。发挥总院全专业集成创新优势，以热量高效利用为抓手、以降本提质增效为核心、以多专业一体化联合攻关为突破点，以方案总装集成优化设计为落点，全专业一体化联动，持续自主创新、降本增效，全力提升稠油热采技术能力。 明确稠油一体化攻关目标。深化不同类型油藏和不同粘度稠油蒸汽吞吐开发技术，形成海上全生命周期高效开发技术体系，探索移动注热新模式，降低热采开发成本和经济门槛，解决规模化热采出现的新问题，推动渤海稠油热采经济高效开发，支撑稠油热采规模化上产，支撑海上稠油热采产能建设目标。
移动注热新模式，实现降本增效
打造稠油热采高效开发标志性技术。研究总院总装集成了海上层状稠油油藏大井距热采高效开发技术、热采井高效注采及井筒长效安全保障技术和海上平台热采工艺流程优化设计技术，设计完成了世界首个海上高度集成的热采平台方案—旅大21-2平台，实现了非常规稠油经济有效开发，拉开了海上稠油规模化热采开发的序幕。
“十四五”期间为进一步推动海上多层稠油和厚层特超稠油规模开发，研究总院需着力攻克和打造海上低品位稠油经济高效开发技术，攻关稠油水驱后注热进一步提高采收率技术，强力支撑渤海稠油热采规模经济开发。
2021年是“十四五”开局之年，研究总院作为中国海油的“智囊团”，要紧密围绕集团公司“1534”总体发展思路，向新而行再出发。以锦州23-2油田、垦利9-5/6、旅大5-2北等油田为目标，联合分公司、中海油服、海油发展等兄弟单位，发挥研究总院内外双循环优势，形成地下、井筒、地面一体化高效开发技术体系，全面带动渤海稠油规模开发，保障海上稠油热采产能建设，推动渤海稠油的经济有效开发。
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