孤东采油厂GOGD905-P8井日前实施氮气泡沫调剖，喜获高产。目前，日产液30.7吨、日产油7.2吨，含水76.3%，生产态势良好。

　　今年年初以来，孤东采油厂通过强化地质工艺一体化，立足油藏开发需求，优化热采增效措施配套，实现了稠油热采增质增效。今年1至8月，该厂共实施稠油热采措施44井次，阶段累计增油1.5万吨，相比2023年热采井增油量增加了1238.4吨，平均单井增油28.1吨。

　　孤东采油厂立足“地质提需求、工艺做配套”，结合不同开发单元、开发矛盾，依据区块及单井特点，重点加大了热固堵剂、氮气、CO2热复合增效工艺配套应用及提升，形成了以红柳油田、九区南和九区化学驱为代表的不同单元工艺配套模式，全面推进稠油区块增产增效。

　　油稠，含水高，地质构造中低部位强水淹井区热采效果差，一直制约着红柳油田的高效开发。为有效动用地下沉睡的稠油储量，孤东采油厂工艺所、地质所多次派遣攻关组，由专家带队，赴管理区与技术人员共同商讨对策、挖掘潜力。

　　“区别于过去被动式地提供工艺配套支撑，如今，我们从前期的单井选取、方案论证就参与其中，大大提升了措施的精准性。”孤东采油厂工艺研究所采油工艺主管师王东说。

　　依托对红柳油田油藏精细描述和剩余油的再认识，技术人员在高含水井上挖掘潜力小层，同时引入小排量氮气设备优化注入工艺，实现全过程伴注提升调剖效果。今年年初以来，红柳油田共实施氮气调剖8井次，措施后日增油36.2吨，阶段增油2396.5吨。

　　针对不同类型的稠油油藏，“对症下药”才能确保“疗效”。孤东九区南区块的GOGD905-P2井，配套冷采降黏措施效果不佳。技术人员分析，是由于单元地层能量低、亏空大所导致。考虑到氮气泡沫具有一定的增能、调整吸汽剖面作用，技术人员在该井试验实施了氮气增能扩波及工艺。措施后，该井峰值日产油达到7.9吨，截至目前，累计增油2110吨。

　　得益于在该井的成功探索，他们将九区南区块开发由冷采向热采吞吐转变，通过注汽配套技术的不断迭代升级，形成了“增能扩波及”配套模式。并针对单井特点，在增效工艺、管柱结构等方面进行优化配套，年初以来，共实施5井次，阶段增油2503.5吨，平均单井阶段累计增油500.7吨。

　　他们还探索实施九区化学驱“CO2+”配套模式，在加大注汽量和加热范围的同时，利用CO2、油溶性降黏剂和驱油剂的组合强化增能降黏，扩大驱替范围，提升单井效果。今年上半年，实施热采引效10口井，阶段增油2940.4吨。

　　孤东采油厂坚持“向稠油热采要效益”，严把热采选井、设计优化、现场监督和效果分析四个关口，从方案论证到生产开井，形成“一条龙”跟踪管控模式，建立由技术管理部、工艺所和管理区组成的三级监督体系，为热采措施的落地站好“最后一道岗”。