本报讯(通讯员 王 阳)日产油21.7吨。经过HDCS+注采一体化管柱+双空心密闭循环降黏工艺后,河口采油厂埕南12-平11井已稳产两个多月。这一亮眼的业绩也帮助深层超稠油区块埕南12-平11块产能建设方案顺利通过审批。

  稠油黏度高、凝固点高,流动性差、开采难度大。但在河口厂,稠油产量却占原油年产量的20%。如何降低成本,最大限度地把稠油、超稠油开采出来?

  面对这一难题,河口厂稠油室主任田云霞坦言:“制约效益开发的关键是科学技术。河口厂在稠油开发方面起步较晚,但经过科技工作者多年的不懈努力,现在多项技术已处于油田领先水平。”。

  针对该厂稠油特点,田云霞和同事们以开发效益为导向,不断强化技术创新力度,将多种新工艺、新技术配套使用,形成“深层超稠油、薄层特稠油、边底水稠油”的开采技术系列,不断拓宽稠油油藏的开发界限。

  热采工艺是河口厂稠油开发的主要手段。他们突出低成本开发技术的规模化应用,形成了一整套成熟的热采工艺体系。针对薄层特稠油层薄、热损大、黏度大的特点,推广应用节能一体化技术,有效提高了热能利用和回采效果;对高含水水平井,则配套以低成本的温压剖面测试,提高潜力段动用,从而实现水平井均衡动用。

  陈371-平24原先是一口含水高、日产油仅1.3吨的低效井。河口厂技术人员运用温压剖面测试+动态调配技术,优化配汽位置,调整吸汽剖面,使得该井含水率下降了10%,日增油6吨。上半年,河口厂共实施热采85井次,措施有效率达97.6%,累计增油3万余吨。

  热采技术功效虽强,但不是万金油。在陈家庄油田,众多不适合注汽的套损井、高含水井、注气低效井,经过多轮吞吐后,亟待冷采转型保持稳产。面对油稠、没有热采效益的低效井,河口厂积极探索低成本的稠油降年冷采吞吐技术,努力实现效益最大化。为此,他们主动与勘探院展开合作,用时2年成功研发出活性高分子剂,同时完成《活性分子协同改制降黏特超稠油机理研究》,解决了传统降黏剂无法解决的生产难题。

  套损井陈371-平14采用冷采降黏技术后,持续增油14个月,累计增油1025吨。今年,河口厂稠油活性高分子降黏工艺已推广应用24井次,累计增油9300吨。