胜利油田孤岛采油厂稠油板块年产量达95.1万吨,以1/5的储量贡献了全厂1/3的产量,且开发效益大幅增长,油汽比由1.15提高到1.48,有力推动了全厂盈亏平衡点降至38.79美元/桶。成绩的背后是孤岛油田“油稠人不愁,攻坚创一流”的不畏难、不服输、不放弃。
本报记者 顾松 通讯员 尹东宁
准确识变 解除“非热不采”封印
早在上世纪80年代初,胜利油田开始对地下稠油油藏进行开采,催生出以热采为主的开采方式。这一技术,让孤岛采油厂稠油开采连续15年保持在百万吨以上。
鼎盛过后,局面变得严峻。历经30多年的稠油开采,热采后期周期产油量、周期油汽比走低,无效低效井增多,经济效益变差,老油田稠油开采不可避免地进入低速低效低谷期。近1亿吨的稠油储量如何高效开采、27.6%的采出率如何大幅提升、开发接替技术如何探索,成为压在地质技术人员肩上的一副重担。
经过多轮次论证原油物性,技术人员发现,原油粘温曲线的拐点温度为50摄氏度,当温度高于拐点温度时,原油粘度下降趋于平缓。换句话说,孤岛稠油渗流特征接近稀油,呈现“地面稠,地下不稠”状态,颠覆了稠油“流动性差”的传统认知,使人耳目一新。
GDN5-508井地面原油粘度6537毫帕/秒,2008年7月注汽投产后保持高效开发,目前日产油量仍在6吨以上。“一口汽干了13年”,有力打破了常规稠油热采吞吐开发规律,蒸汽吞吐“原井独立作战”的热采模式有望被突破。
科学应变 调配“一升一降”妙方
稠油复苏的关键是“驱油”。传统的蒸汽热采技术,会导致地下能量亏空,在没有强劲驱油动力的情况下,对热蒸汽受效范围之外的“漏网之鱼”无计可施,望而兴叹。
地质所主管师谢向东说,为了给地层“解渴”,他们对多轮次吞吐地层压力下降的现状深入研究,通过采取初期快速补充能量等举措,不仅恢复地层压力,还有效防止含水上升过快。实施后,南区馆1+2单元日产量由年递减30吨变成上涨45吨。
为有效克服油水推进不同步的问题,技术人员多方反复论证研究各类开发方式的经济技术可行性,逐渐探索出了各类油藏的冷采驱适用条件,先后开展了四项先导实验。对封闭性稠油,采取降粘剂驱、微生物驱；对边底水稠油,利用“聚合物+降粘驱”共同发力；对强边水稠油,则探索实施堵调复合驱。
数据显示,2018年以来,采油厂转驱75个井组,覆盖地质储量2012万吨,年增油5.1万吨,节约成本1亿元。
主动求变 实现“由热转冷”逆袭
以往,热采方式流程复杂、占井时间长,用水用电和燃料气消耗高。然而,冷采吞吐只需将降粘剂注入层内,焖井、回采即可,成本是热采的三分之一,既经济又绿色,更符合可持续高质量发展的内涵要求。
2018年,地质所利用“孤岛稠油可流动”这一特质,加强科研攻关,由蒸汽吞吐转为冷采吞吐。按照“先易后难、有序开展、分类评价”的原则,在不同类型油藏、不同井型、不同开发方式稠油井开展攻关试验,探索了降粘冷采五大技术,为稠油效益开发加足马力。
有能量低粘度井采用微生物吞吐,有能量高粘度井则采用降粘剂吞吐,弱能量低产井利用“油溶性降粘剂+二氧化碳”增能降粘,浅层强边水特稠油投入LPA降粘剂,深层边底水特稠油采用“堵水+降粘”双管齐下。
环环相扣的“组合拳”有效改善了稠油的“惰性”,让不同“性格”的稠油都欢快地流动起来。今年,孤岛采油厂冷采降粘吞吐80井次,有效率达87.5%,年增油2.73万吨,全年优化注气量54.8万吨,节约成本1.5亿元。
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