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普通稠油油藏一定要注蒸汽才能开采吗？要是按照传统思维定式答案是毋庸置疑的，但是在中国石油辽河油田的金海采油厂通过不断地研究试验却给出了一个不同的答案。科研人员在海26块稠油区，通过阶段冷投8口新井、少实施注汽10井次，生产时率同比提升5%，降本320万元。
今年初以来，面对严峻的生产经营形势，金海采油厂坚持低成本战略，立足稠油开发主战场，深入践行稠油“四精”管理，以海外河油田海26块为试点，全面推进稠油冷采试验与规模化应用，在稳定区块产量的同时，实现成本精准压降、开发效益持续提升，为热采老区转型升级探索新路径。
破局源于观念转变。金海采油厂一改传统的“一井一策”思维为“藏藏有略、层层有策”理念，从实践中认知规律，摒弃“稠油必注蒸汽”传统思维，依托全面地质大调查，系统梳理井史资料、油藏地质条件、生产动态数据及多年开发规律，综合评价各稠油油藏潜力与效益边界，经多维度比对论证，选定海26块率先开展稠油冷采规模化试验。
该区块是中石油集团公司“压舱石”工程海外河油田主力生产区块，属普通稠油油藏，自1989年投入开发，历经短暂的天然能量开发后，长期以水驱开发生产，随着地层原油重质组分逐步升高，油井举升难度持续加大，于2006年在水驱基础上配合注蒸汽降粘开采。
“油稠不代表必须注蒸汽开采，多元降粘方式同样可以解决！”技术人员开展多轮次论证，对比单井各轮次注汽前后产量变化，结合原油粘度等参数，评估冷采可行性，证实海26块的开发并非“以热保产，以热降粘”一条路。
注蒸汽与否核心在原油粘度、井筒温度，关键在举升。该厂深化油藏认识，一边摸索冷采适用的原油粘度边界，一边完善优化举升配套工艺，积极构建适合海26块油藏特点的稠油冷采技术序列。
“我们对区块内所有油井逐一开展效益评价，精细分析注汽轮次、注汽周期及产量变化规律，结合原油粘度、生产动态等关键指标，建立注汽必要性判定标准，为每口井量身制定差异化举升方案。”该厂工艺研究所三级工程师王宁辉介绍。
针对部分新井缺少原油粘度实测资料的实际，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，依托原油粘温曲线确定关键拐点温度，科学优化泵挂深度，精准匹配以直接冷投、掺热水降粘、电加热降粘三大类为主的差异化举升工艺，实现新井高效投产。今年已投产的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。
随着掺热水、电加热等物理降粘措施的应用，油井举升问题得到较好解决，在大幅削减热采费用的基础上，省去大量作业工序，有效提高生产时率，助力区块产量稳中有升。
“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，有效提升新井建产速度与生产时率，实现早投产、早见效。”该厂采油作业四区区长温宏军说。
下一步，该厂将持续扩大稠油冷采试验规模，深化冷采机理、开发规律及工艺配套研究，不断提升稠油老区效益开发水平，为辽河油田千万吨规模稳产贡献力量。（阿阳）