“年初以来，我们在高424斜20、高424-斜28等井实施“酸洗+油溶性降黏剂+二氧化碳”技术进行冷采降黏后，均获得了初期日增油5吨以上的好效果。”纯梁采油厂工艺研究所副所长孟晓锋说。

　　开发理念的转变为纯梁厂稠油转方式、绿色高效开发探明了方向，同时为采油厂1800多万吨的稠油储量开启了一扇新的大门。

　　面对1800万吨稠油储量

　　常规冷采技术束手无策

　　稠油黏度高、密度大，在地层中流动阻力大，因此稠油油藏开采时驱油效率低，普遍采用的开采方式是蒸汽吞吐热采。2006年开始，纯梁采油厂开始对高424、高96、通38-10等9个稠油区块陆续进行热采开采。2016年，采油厂年热采井次高达40口，产量占到了采油厂总产量的20%，成为采油厂原油生产的主力区块。

　　随着开发时间的延长，稠油井在进行多轮次注蒸汽热采开发中出现了油汽比逐渐降低、汽窜、油井含水上升、注汽成本升高等问题。

　　“纯梁采油厂稠油油藏特点是油层薄、物性差，又有边底水。随着各类矛盾的突出，一口稠油注汽井的费用也由2015年的40万增加到目前的60万，导致了全厂184口稠油井中有效益的转周井仅有不到30口，许多稠油井因热采吞吐后期无产量导致了自然停产。”孟晓锋和他的技术团队十分苦恼。

　　“明明看到碗里有肉，但是却没有好办法吃到嘴里。”面对着1889万吨的稠油储量，孟晓锋却束手无策。

　　如何才能经营好稠油井，更好地进行效益开采，成为技术人员亟待解决的问题。

　　既然开采一段时间后热采达不到效果，可不可以尝试冷采?2016至2018三年时间里，工艺所技术人员多次尝试水溶性降黏剂大规模吞吐模式，但是地底的稠油仍然无动于衷，丝毫没有“开窍”，开井后均低液高含水不见油。

　　“纯梁的稠油储层条件太差，根本就不适合降黏冷采。”在其他采油厂应用的很好的降黏剂到纯梁厂却遭遇“冷遇”，各个降黏剂厂家也都无计可施。纯梁采油厂稠油冷采一度陷入困境。

　　两个致命因素制约冷采技术发挥作用

　　2019年，油田党委扩大会在细化落实“两个三年、两个十年”的战略部署中指出，要大力实施稠油冷采技术，这又给工艺技术人员指明了方向。

　　技术人员大量分析前期冷采施工资料和查阅相关文献，发现纯梁厂稠油区块泥质含量高、敏感性强，大剂量的水溶性降黏剂溶液挤入地层后造成黏土膨胀，使渗透率降低，造成开井后地层供液能力变差是导致稠油冷采低效的根本原因。另外，他们通过室内试验评价发现，常规水溶性降黏剂易溶于水而不易溶于油，导致降黏剂进入地层后只能在水体中扩散，无法在原油中自扩散，油水接触面上的降黏剂浓度变低，根本起不到降黏作用。

　　正是这两个致命的因素制约着水溶性降黏剂的吞吐效果，因此需要提出科学的工艺解决自扩散和水敏问题。

　　油溶性降黏剂+二氧化碳吞吐

　　模式破解冷采难题

　　“既然水溶性降黏剂实验已经山穷水尽，能不能尝试油溶性降黏剂呢?”孟晓锋和技术人员转变常规稠油井冷采思维。

　　经过工艺技术人员与采油院联合攻关、反复论证后提出应用油溶性降黏剂加二氧化碳吞吐模式实施降黏冷采。他们利用油溶性降黏剂在原油中扩散能力强且不会导致水敏的特点实现高效降黏吞吐，根据每口井原油物性条件配置相应的油溶性降黏剂，利用室内实验评价降黏效果，从药剂优选、工艺优化和现场施工质量全方面着手保障实施效果。

　　高424平20井2012年1月采用注蒸汽热采，在转周三个轮次后，周期油汽比小于0.5，日产液量1吨，日产油0.2吨，含水78%，2018年8月热采吞吐转周无效停产。今年3月份，对该井实施了挤入35吨油溶性降黏剂加150吨二氧化碳进行冷采，焖井15天后，该井日增油5.2吨，含水下降至37%。收到好效果后，今年六月份，技术人员又对高424-斜28井实施降黏冷采，通过优化降黏剂和二氧化碳量，焖井20天后自喷生产，日产液10吨，日增油6.5吨。今年年初以来，纯梁厂陆续实施稠油冷采井7口，截至目前日增油18吨;累增油600多吨。

　　低效稠油井的冷采提效，为采油厂稠油效益开发开启了一扇新的大门，1800万吨稠油储量迎来了一片柳暗花明。下一步，他们还将与地质结合，提高油藏认识，结合稠油注汽中后期剩余油分布特点，针对性的优化施工工艺及药剂注入量，同时进一步摸索段塞式注入方式，将传统的一次性注入模式升级为更加科学的多段塞注入模式。