初期含水率从96.4%降到35.2%，单井产量从2.1吨增加到41.1吨，阶段投入产出比1：3.4，虽然有效期短，但是投入产出比高……

　　在7月16日召开的油田上半年经济活动分析会上，桩西采油厂桩139-平16井微生物采油项目引起油田领导和与会者的广泛关注。

　　之所以引起关注，是因为低油价下油田稠油开发方式正在提质增效降黏和微生物采油技术的攻关研究进步中，悄然发生着变化。

　　“说到底，技术创新就是开发方式的创新，开发方式的突破就是经营方式的突破。”集团公司总经理助理兼管理局有限公司执行董事、党委书记，油田分公司代表孔凡群说。

　　正是这种共识的形成，年初以来油田稠油降黏及微生物采油项目组科研人员以及各开发单位立足稠油效益开发主要矛盾，深化潜力研究，加快运行节奏，边攻关、边实验，各项工作取得较大进展。

　　数据统计显示，1至8月油田稠油化学降黏吞吐实施75口井，开井70口，累计增油15619吨;微生物吞吐实施35口井，开井24口，累计增油2575吨。

　　产量占比1/5，稠油效益开发迫在眉睫

　　“压力大，但信心足。”在集团公司高级专家、油田稠油降黏及微生物采油项目组组长汪庐山看来，项目组成立的目的不是为简单的增几吨油，而是加快建立形成胜利稠油效益开发的特色技术体系。

　　“简单说不是抓药配药，而是提供稠油开发生产全生命周期价值最大化的解决方案。”汪庐山说。低油价下，稠油如何实现效益开发一直是横亘在油田开发人员面前亟待解决的课题。

　　按照集团公司“两个三年”的战略部署，油田第一个三年阶段末要效益稳产2300万吨、盈亏平衡点降至50美元/桶，产量占比1/5的稠油效益开发是油田实现整体目标的重要组成部分。

　　然而，一方面目前油田稠油开发整体进入高轮次高含水吞吐阶段，热采周期产量、油汽比递减较大;另一方面受环保政策影响，油田自2017年底实施“气代油”工程以来，天然气供应又不能满足生产需求。

　　“低油价下，必须依靠技术创新探索改变稠油热采开发方式，提高采收率迫在眉睫。”油气开发管理中心稠油开发管理科科长赵红雨说。

　　据赵红雨介绍，正是基于上述各种因素，为改善高轮次吞吐、强边底水、低渗敏感及低效水驱稠油等热采开发具有局限性的油藏开发效果，弥补因天然气供应不足导致的产量下降，有效降低稠油整体开发投入，油田成立了稠油降黏及微生物采油项目组。

　　2018年，项目组聚焦稠油化学降黏复合开发技术提高采收率机理及微生物数值模拟适应性研究、稠油化学高效降黏剂研制、高含水稠油油藏微生物吞吐复合工艺优化研究4个基础研究项目，现场安排试验项目26个，加快推进科技攻关及成果转化。

　　汪庐山说，归根结底，稠油降黏及微生物采油的目的是增强地下稠油的流动性，达到含水下降、油量上升、效益增加的目标。

　　降黏及微生物采油，稠油开发方式的巨大转变

　　试验6口，开井后产液含水大幅度下降，初期日增油79.5吨，截至8月31日累计增产原油1532吨……

　　这是桩斜139区块实施微生物单井吞吐技术取得的显著变化。“桩斜139就像放了个卫星”。汪庐山如此形容。

　　和桩斜139块一样，实施稠油降黏的陈373块也取得显著成效。

　　在汪庐山看来，桩斜139和陈373块华丽蜕变的背后，折射出稠油降黏及微生物单井吞吐技术在改善高含水热采水平井稠油开发效果上具有广阔应用前景。

　　据赵红雨介绍，稠油降黏冷采技术，简言之是一种向油层中注入降黏体系代替蒸汽来开采稠油油藏的方法。而微生物采油技术是指利用微生物(主要是细菌)或其代谢产物提高原油产量和采收率的技术。

　　从机理来看，稠油降黏体系通过降低油水界面张力和乳化分散稠油，使地层稠油从油包水转变为水包油状态，更容易在地层中流动，适用于高轮次吞吐、边底水、低渗敏感及低效水驱稠油四种类型。

　　该技术具有施工简单、投入产出高的优势，能有效弥补因环保压力大、天然气供应不足导致热采工作量降低的稠油产量缺口。

　　微生物采油技术主要分为两种类型——一类是把细菌代谢物(又称外源微生物)作为驱油剂注入地层;另一类是直接在地层中有目的地培养和发展微生物，形成具有驱油特性的细菌代谢物。

　　以桩斜139块微生物采油技术为例，作为桩西厂稠油油藏开发主阵地，受自然保护区政策限制、原油黏度大、注汽费用高、边底水能量强、含水上升快等内外因素影响，2016年底产量降至近年来最低谷。

　　2018年在项目组指导下，石油工程技术研究院联合桩西厂进一步优选高效菌株和功能激活剂，并根据不同井况和吞吐周期，优选6口施工井，扩大试验，既实现措施成本的大幅降低，又显著提高稠油开发效益。

　　“稠油降黏及微生物采油技术不是人们想象中简单往地层加一些降黏剂和微生物，而是一场技术革命。”据汪庐山介绍，微生物采油技术具有四大优势：一是活的细菌，具有靶向作用;二是自发产气，起到“搅拌”作用;三是生物特质，具有几何级数增长;四是不堵塞地层，而且环保。

　　年初以来，项目组强化运行，密切跟踪现场实施进度，截至目前稠油降黏采油相继在河口厂陈373块、沾4块，东胜公司沾29块等相继展开，共计实施75井次，平均单井日油3吨，开发形势向好。

　　微生物采油分别在桩西厂桩139块、现河厂草20块、东胜金11块相继开展，共计实施41井次，目前焖井6口，投产35口，草20块、金11块也已初见成效。

　　前景广阔，但仍需深化技术适应性研究攻关

　　时隔不到两年，石油工程技术研究院微生物中心在辛68块开展的内源微生物驱油先导试验传来好消息：先导区块产出液中有益菌含量平稳上升，综合含水由95.6%降至80.7%，日产油从7.6吨增至峰值19.7吨，阶段增油6270吨，取得较好的控水稳油效果。

　　辛68块微生物驱是中石化先导试验项目现场实施区块，也是油田第八个正式开展的微生物驱油现场试验区块。不仅是辛68块，沾三块微生物驱油试验区块也取得良好效果。

　　“二十年磨一剑。”汪庐山说。油田微生物采油技术从1998年系统开展攻关研究以来已走在全国前列，不仅有中国石化重点实验室，而且多次参与国家“863”课题攻关，搭建了全国最好的微生物研究平台，集聚了大量技术人才，比如全国劳动模范汪卫东等。

　　然而，虽然稠油降黏及微生物采油现场试验和应用效果令人鼓舞，但汪庐山直言，稠油效益开发技术不是一蹴而就的，必须久久为功。要想达到规模化应用，形成胜利特色稠油开发技术体系，还需要做大量的基础配套研究工作。

　　“虽然单元实施效果整体不错，但是单井吞吐效果层次不齐、差异性较大、有效期短，技术对油藏的适应性尚不够明确。”汪庐山坦言，下一步项目组将着重按照“有效注入、有效接触、高效作用、有效采出”的工作思路，边攻关、边试验，强化驱替结合和工艺配套，进一步优化降黏剂和微生物体系，注入及焖井时间等参数，保障单井实施效果。

　　“形象地说就是又推又拉，让地下稠油很好流动起来，这是未来技术研究的主攻方向。”汪庐山表示，今后项目组将以月度例会为平台，强化机关处室、研究院及开发单位的沟通协调，及时总结梳理稠油降黏及微生物工作实施情况，对技术适应性进行评价，加大脉动辅助降黏等攻关研究力度，加快形成胜利稠油开发提高采收率技术体系，实现技术、施工及效益一体化，提高运行时效，为油田高质量发展提供坚强的技术支撑。

　　(参与采写： 任厚毅 康寿兴 王 明 张 琦 程秀坤等)