记者 顾松 通讯员 李超君 尹东宁

连日来，胜利油田孤岛采油厂地质研究所所长王冉冉始终关注渤76断块稠油GDNB76X33井，作业开井后出油情况。据了解，这口井是今年孤岛采油厂第63口冷采降黏措施井，开井22天累增油69.4吨。

冷采降黏和注水补能，是孤岛采油厂坚持用新思想新理念指导开发新实践，探索得来的稠油开发转型有效方式。五年来，累计实施降黏吞吐412口，累计增油35.94万吨，转注247个井组，见效井组日油水平提高235吨。

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稠油开发遇瓶颈

孤岛油田经过55年开发，整体处于高采出程度、高采油速度、高含水开发阶段。“十三五”期间，孤岛采油厂开发进入瓶颈期，产油量每年递减7万吨—9万吨，特别是稠油开发进入高轮次吞吐阶段后，效益持续降低，如果没有革命性的举措，产量递减的态势不可逆转。

“老油田的发展潜力，不仅仅是数字上的探索，更取决于开发理念的突破、思维模式的超越、管理方式的创新。”孤岛采油厂厂长、党委副书记姚秀田说。

面对传统开发方式不可持续，孤岛采油厂围绕油田“六大战略”，坚持“高效开发”和“低成本发展”两大孤岛特色战略，聚焦SEC储量提升和盈亏平衡油价降低，谋准稠油转型开发，塑造老油田高效开发新动能。

孤岛采油厂稠油储量近1亿吨，进入高轮次吞吐阶段后，若继续蒸汽吞吐开发，周期产油、油汽比持续下降，自然递减率居高不下；若转蒸汽驱开发，虽然可以大幅度提高采收率，但整体效益差、安全环保风险大，热采开发已不适宜当前油藏经营需求。

破解发展瓶颈，基于理念上的革故鼎新。技术人员认识到，高轮次吞吐后残留在地层里的原油重质组分，形成环状高黏带，就像“甜甜圈”，阻碍远井地带原油渗流到近井地带，导致热利用效率越来越低。且由于地层能量不足，难以建立有效生产压差，必须降黏补能“两手抓”。

转型发展育新机

转型怎么转？技术人员“盯”上了成本低、能耗低的化学驱技术，形成“重构注采井网，温和注水补能、适时转化学驱，全过程冷采降黏引效”的稠油转型开发技术路线。

结合多轮次吞吐稠油油藏的组分差异分布，技术团队攻关基于“阻流环”分布的降黏体系，创新形成了降黏剂前置+高充、二氧化碳+油溶性降黏剂、微生物、LPA降黏等4大冷采降黏技术体系，大幅缩减作业费用和占井周期，投入产出比由热采1:2.5提高到1:3.6。

一手抓降黏，一手抓补能。该厂稳步推进温和注水补能、适时转化学驱，注重精细注采参数调整，避免水线形成，有效控制含水上升。目前已实施稠油转化学驱项目4个，其中东区北馆3-4普通稠油油藏蒸汽吞吐后化学驱先导试验初见成效，预计“十四五”期间可推广稠油转化学驱储量4320万吨。

开发方式的转变带来一派生机。与2020年相比，孤岛采油厂2023年一季度稠油单元作业成本投入减少1815万元，单位操作成本由840元/吨降至601元/吨。同时，取得减少无效污水回注、减排二氧化碳、减少套变井数和降低安全环保风险四大隐性效益。

今年前四个月，孤岛采油厂原油产量80.76万吨，超计划0.54万吨，盈亏平衡油价42.22美元/桶，比预算低0.45美元/桶，形成了良性、有序、低成本、绿色低碳的高质量发展新局面。