稠油开发是否必须依赖注汽热采?辽河油田金海采油厂用实践给出否定答案。该厂海26块稠油油藏成功实施冷采规模化试验,通过技术创新和管理优化,在保持产量稳定的前提下,实现成本大幅下降和开发效益提升。 海26块是辽河油田主力生产区块,属普通稠油油藏类型。该区块自1989年投入开发以来,先后经历天然能量开发和水驱开发阶段。随着开发时间延长,地层原油重质组分逐步增加,油井举升难度持续加大。2006年起,该区块在水驱基础上配合注汽降粘工艺进行开采,形成以热采为主的开发模式。 长期以来,稠油开发领域普遍存在"稠油必注汽"的传统认知。然而注汽热采不仅成本高昂,还需要复杂的配套设施和作业工序,制约了老油田的经济效益。面对此困境,金海采油厂坚持低成本发展战略,从转变开发理念入手,系统开展技术攻关。 该厂技术团队依托全面地质调查,系统梳理井史资料、油藏地质条件和生产动态数据,深入分析多年开发规律,综合评价油藏潜力与效益边界。通过多维度比对论证,技术人员发现海26块油藏具备实施冷采的地质基础。对比分析单井各轮次注汽前后产量变化,结合原油粘度等关键参数,评估结果证实该区块开发并非只有热采一条路径。 在明确冷采可行性后,该厂着力构建适合海26块油藏特点的技术体系。技术人员深化油藏认识,一上摸索冷采适用的原油粘度边界,另一方面优化举升配套工艺。针对区块内所有油井逐一开展效益评价,建立注汽必要性判定标准,为每口井量身定制差异化举升方案。 针对部分新井缺少原油粘度实测资料的实际情况,技术团队以同层位邻井原油物性为类比依据,综合开发经验设定粘度阈值,科学优化泵挂深度,精准匹配直接冷投、掺热水降粘、电加热降粘等差异化举升工艺,确保新井高效投产。 今年投产的8口新井全部采用冷采模式,其中直接冷投5口、掺热水降粘2口、电加热降粘1口。实践表明,掺热水、电加热等物理降粘措施有效解决了油井举升难题。相较于传统"射孔-注汽-焖井-下泵"投产流程,冷采开发使平均单井建产周期缩短20天,大幅削减热采费用的同时,省去大量作业工序,有效提高生产时率。 数据显示,通过实施冷采试验,海26块今年已减少注汽作业10井次,生产时率同比提升5%,累计降低成本320万元,在稳定区块产量的同时实现降本增效目标。这一成果为辽河油田乃至全国同类型稠油油藏的开发转型提供了可借鉴的经验。
稠油开发的难点在"黏"，更在"思路"。从"稠油必热采"到"以举升和评价定策略"，海26块的探索表明：老区开发进入深水区，只有坚持问题导向、用数据重塑认识、以精细管理匹配技术路线，才能在稳产与降本之间找到新的平衡点，推动传统能源基地在转型中持续释放效益与潜力。