胜利油田孤岛采油厂东9平614井和东9平615井是一对“双胞胎”稠油井，原本都采用蒸汽热采技术开发，但“弟弟”采用降黏冷采技术开发后，日产油增加了4倍，“哥哥”随即也转冷采开发。

稠油难以流动，传统开采方式都是给稠油加热以增强流动性。近年来，孤岛采油厂探索利用微生物、降黏剂等给稠油不加热降黏，其中仅降黏剂吞吐就形成了二氧化碳+降黏剂、堵剂+二氧化碳+降黏剂、防砂+降黏剂等模式。

今年以来，该厂共实施稠油热采转注水42个井组、转注聚10个井组，调堵复合驱4个井组、微生物驱5个井组，并在110口井实施冷采吞吐。今年上半年与2018年同期相比，减少蒸汽注入量51.8万吨，减少二氧化碳排放3650万立方米，节约标准煤5.12万吨，降低成本1.4亿元。

热变“冷”

拥有4亿吨储量的孤岛油田是一个披覆型整装油田，就好比一床大棉被披在一座山上，棉被里的棉絮就是石油。

按黏度划分，整个孤岛油田的石油都是稠油，只是黏度不一样。和稀饭一个道理，较稠的油沉在底部，分散在山脚，山上则是相对较稀的油。

自1992年开始，孤岛采油厂引进蒸汽吞吐技术，开始动用山脚9000多万吨稠油储量，最高年产量达110万吨。

但随着油越来越少、水越来越多，注入蒸汽的热量大量被水吸收，热效率越来越低。同时，生产和注入蒸汽需要大量清水、消耗大量能源，而且高温蒸汽会导致油井套管变形，产生高额维护费用。

效果越来越差，成本越来越高，稠油热采成为一种高耗能、高投入的开发方式，既不符合绿色发展要求，又不符合规模效益稳产要求，更不符合可持续高质量发展要求。

“解放思想、因地制宜，我们要以技术进步推动稠油开发转型，给热采方式降温，探索低耗高效、绿色低碳的开发方式。”孤岛采油厂厂长杨晓敏说。

冷变“热”

“不用上作业，只需焖井10天，产量就增长4吨多。”孤岛采油厂采油管理七区地质主管师李红梅说，这就是南30平306井从蒸汽吞吐转为微生物降黏吞吐的好处。

此前，这口井连续4次实施蒸汽吞吐，一轮比一轮效果差，最后几乎没有效益。2019年12月，该井从热采变冷采后，不仅省下近100万元的注汽、作业费用，而且综合含水率下降近10个百分点。

“综合效益达到蒸汽吞吐的6倍。”李红梅说，目前这种冷采技术已在全厂应用51井次。

视线再回到东9平615井，它开采的是特超稠油，在地面硬得和沥青一样。孤岛采油厂探索应用复合降黏剂吞吐冷采技术，使这口老大难井日产量从1.2吨增至6吨。

采油管理三区副经理唐伟介绍，该技术的核心是一方面给稠油降黏，另一方面给水增黏，使油水黏度达到基本一致。油水混合液采出地面后，含水率降低了近20个百分点。“省下了70多万元的费用，也为其他稠油井冷采高效开发提供了技术支撑。”唐伟说。

拿到同样的产量，冷采的成本是热采的一半。低耗高效、绿色低碳的稠油冷采技术开始升温。截至目前，孤岛油田共实施热采转微生物驱、降黏剂驱100多个井组，实施敏感稠油转注水+降黏剂驱127个井组。

冷热交替

从2017年部署30多口井到2020年部署300多口井，稠油冷采技术在胜利油田的成功率从最初的50%提高到了90%。

“胜利油田很多开发单位都有稠油，但并不都适合冷采。就像每个人的身体情况不同，每个厂的油藏也有各自的特点，需要对症下药。”胜利油田三采综合管理室高级主管赵红雨说，“比如很多特超稠油井就不适合冷采，仍然要用热采技术。”

稠油类型不同，宜水驱则水驱，宜冷采则冷采，宜热采则热采。就孤岛采油厂而言，大部分稠油黏度偏低、高孔高渗，在地下具有一定流动性，比较适合冷采。

有趣的是，冷采和热采也可同时应用在一口井上。“通过冷采方式恢复地层能量，再进行热采开发，同样的注汽量，原来四五个月的生产周期，现在可以延长到一年甚至一年半。这就是在开发方式转换中，冷采与热采相融带来的红利。”杨晓敏说。

孤岛采油厂每年稠油产量在100万吨以上，占胜利油田稠油总产量的1/3强，该厂稠油能否实现规模效益稳产，对胜利油田可持续高质量发展举足轻重。

“未来3年，我们将让冷采工艺唱主角、热采工艺变配角，实现注汽+复合吞吐协同增效。”杨晓敏说。

2019年11月，在国家科技部立项的“稠油化学复合冷采基础研究与工业示范”项目作为国家变革性技术关键科学问题正式启动，其中，孤岛油田中二北馆5油藏降黏复合驱目前已初步见效并开始扩大应用规模。