今年二季度以来，滨南采油厂直面制约稠油高效开发的主要矛盾，强化效益意识，转变开发思路，建立分层开发、精准注汽新模式，实现注汽“瘦身”、稠油“健体”。与去年同期相比，今年前10个月，滨南厂注汽量减少12.2万吨，产油量增加4.1万吨，油汽比提高0.06。

滨南厂的稠油油藏经过40余年热采开发，已进入高轮次吞吐生产阶段，成本上升、产量下降的矛盾愈发突出。目前，其产量占到该厂总产量的35%左右，操作成本却占到总成本的54%，其中，注汽成本占稠油开发成本的一半以上。精准注汽、发挥每一立方米汽的最大效能，是实现稠油高效开发的关键。

以往，该厂稠油采用多层合注合采方式开发。因各层间渗透率、地层压力和含油饱和度等差异大，且经过长期热采开发，注入的蒸汽沿着渗透性好的储层形成了固定线路，该储层出油越来越少、出水越来越多，导致油井含水上升、产量下降，而其他渗透性相对较差的储层蒸汽却不足、流动性差，无法有效开发。为此，技术人员改变开发思路，将多层合注合采转为单层精准注汽开发，充分挖掘各层生产潜力，优化注汽量，提高油汽比，提升开发效益。

郑41-2-斜22井原采取3层合采，层间差异致油层动用不均衡，生产后期含水率高达98%，日产原油不足1吨，今年3月因套管损坏停井。技术人员转变开发思路，对其进行侧钻，射孔动用程度最低的11#层进行单层单采，注汽量从3400吨优化至2000吨。自8月26日见油以来，该井日产原油保持在20吨以上，含水率大幅降至45%。

无独有偶，单56-18-斜14井是单56块新井，原油黏度大、物性差，各小层距边水距离不同，同区块老井多层合采导致油井含水上升快，后期含水率高于90%，日产原油不足2.5吨。今年7月投产该井时，技术人员选择远离边水的8#小层进行单层单采，注汽量从3000吨优化至2500吨，开井后峰值日产原油12.7吨，含水率降至75%。

同时，在稠油井转周注汽优化方面，技术人员以效益为衡量标尺，推行“654”注汽优化新模式，即转周前进行是否转周、是否重新防砂、是否配套层系调整措施、是否配套热采辅助工艺、是否配套举升降黏措施、是否适合降黏冷采“六问”；制订方案时按照套损井、出砂井、汽窜井、高含水井、单采井必优化“五优化”原则，严格把控注汽量；注汽过程中按“四排查法”，及时发现异常、优化注汽量，根据每口稠油井情况精心定制个性化注汽“套餐”，有效提高热采转周效益。

单2-平04井是单家寺油田单2块水平井，经过14个周期生产，地层能量低、呈低液低含水生产态势且有汽窜现象。在该井转周时，他们开展“六问”，着眼提高地层能量，配套高干度复合气辅助工艺措施，按“汽窜井必优化”原则，将注汽量从3200吨优化至2800吨，开井后峰值日产原油13.5吨，同期油汽比提升0.1。