“这项工作干得漂亮，小投资换回了大收益。”7月21日，看着旅大32-2油田的生产数据曲线，辽东作业公司生产作业部经理王玉感慨道。

旅大32-2油田2009年投入试生产，是典型的边底水稠油油藏。由于原油黏度高，该油田边底水突进严重，自然递减率居高不下。特别从2014年开始，油田进入高含水期，地面水处理装置亮起“黄灯”，达到了处理上限，油井不得不限液生产。

恰逢低油价“寒冬”，旅大32-2油田无法对水处理装置进行大规模扩容改造，控制成本与保持开发效益如何平衡?

为应对不利局面，辽东作业公司积极组织陆地油藏和海上一线生产团队，对地下油藏、地面处理工艺进行系统攻关，探索应对良策。

仔细梳理生产工艺流程，生产人员发现因二级分离器水室转液能力差，造成转液不及时，是制约生产的一大“瓶颈”。针对这一问题，旅大32-2油田新增了2台生产水泵，转液能力较以往每天提升1000立方米。

在油藏方面，辽东作业公司与渤海石油研究院联合攻关，精细研究油井含水上升规律。他们突破常规认识，提出了非常规稠油提液开发理论，制订了提液选井的四个基本原则。依据该原则，辽东作业公司选取了储层物性较差、隔夹层较发育、段间存在剩余油富集、液量相对较低的6口潜力井进行提液生产。同时，油藏工作人员还将提液与卡水相结合，关停部分高含水井，优化调整产液结构。

海陆联动，旅大32-2油田约30天时间就解决了油田含水偏高、油井必须限液生产的难题，产能得到很好释放。截至7月21日，旅大32-2油田日产油量提高18个百分点，综合含水降低1个百分点，仅5个月就累计增产原油达到8990立方米，为渤海油田开发非常规稠油提供了很好的经验借鉴。