今年，油田稠油开发态势持续向好，通过一系列技术创新和管理优化，稠油产量稳步提升，开发效益持续改善。1至7月稠油产量达到264.0万吨，比去年同期增加1.3万吨。

“最显著的效果是失控储量得到恢复，存量基础得到稳固。”油气开发管理中心副经理孙以德说。

区块侧钻治理，是恢复稠油失控储量的关键一招。

油田稠油开发近40年，单家寺、乐安等投入开发较早的稠油单元停产井比例较高，部分单元停产率超过50%。今年，油田按照“地面有位置，地下找潜力”思路，充分利用老井侧钻盘活恢复失控储量。全年部署稠油侧钻井201口，恢复产能22.5万吨。

“稠油大户”滨南厂尝到了“盘活”的甜头。技术人员利用停产的单56-10-斜18井侧钻，根据该区块原油黏度高、地层能量低等特点，配套“油溶性降黏剂+二氧化碳”“氮气泡沫调整吸汽剖面”等措施。开井后，周期平均日产油6.2吨，生产效果大幅改善。

该井所属的滨南单56块馆陶组超稠油2001年投入开发，停产井多，储量失控严重。油田对该区块进行了整体侧钻治理，6口侧钻井陆续投产后，单井日产油4.8吨；今年计划再实施15口井，恢复产能1.6万吨，让老区块重新焕发生机。

稳固存量基础的“杀手锏”是抓实全过程热管理。

注汽质量直接影响稠油开采效果。今年，油田在持续优化注汽运行节奏的基础上，对注汽质量的评价从提高“井口干度”向提高“井底干度”转变。

“提高井底干度能够显著提高洗油效率和波及系数，是稠油高效开发的决定性因素。”注汽技术服务中心技术研究中心副主任张方洪说。油田利用井筒保干措施配套，加大隔热管更新力度，采取氮气连续隔热技术试验等措施，使井底干度提升至57.1%。

在低效和未动用稠油阵地，油田还针对不同油藏类型，形成降黏及微生物开发十项技术体系，稳步推进降黏及微生物开发，上半年实施驱替井组82个、吞吐161井次，累计增油18.3万吨。

油气开发管理中心工作人员表示，下半年的重点是抓实稠油热采基础管理、迭代推广MDGS技术、攻关试验驱泄复合技术等工作，持续推进稠油提质提效，确保全年效益稳产450万吨以上。