今年前4个月，胜利油田孤岛采油厂稠油产量达31.3万吨，以1/5的储量贡献了全厂1/3的产量，且开发效益大幅增长，油汽比由1.15提高到1.48，促使全厂盈亏平衡点降至38.79美元/桶。

　　成绩背后，是该厂技术人员发扬“油稠人不愁，攻坚创一流”的精神，解除了稠油“非热不采”的封印。

　　颠覆稠油“流动性差”的传统认知

　　稠油是地面条件下黏度大于50毫帕·秒的原油。顾名思义，稠油比普通原油更黏稠、流动性更差。早在上世纪80年代初，胜利油田就开始开采地下稠油，形成了以热采为主的开采方式。这一技术，帮助孤岛采油厂连续15年稠油产量保持在百万吨以上。

　　鼎盛过后，局面变得严峻。经过30多年的开采，稠油油藏热采后期周期产油量、油汽比走低，无效低效井增多，开发效益变差，进入低速低效的低谷期。

　　近亿吨稠油储量如何高效开采？27.6%的采出率如何大幅度提升？开发接替技术如何探索？该厂地质技术人员苦苦探求。

　　经过多轮次原油物性论证，技术人员发现，原油黏温曲线的拐点温度为50摄氏度，当温度高于拐点温度时，原油黏度下降趋于平缓。换句话说，在地层条件下，孤岛油田稠油渗流特征接近稀油，呈现“地面稠，地下不稠”的特点，颠覆了稠油“流动性差”的传统认知，令人耳目一新。

　　GDN5-508井也给技术人员带来极大惊喜。该井地面原油黏度超过6500毫帕·秒，但2008年7月注汽投产后一直保持高效开发，目前日产油仍在6吨以上。“一口‘汽’干了13年”，有力打破了常规稠油热采吞吐开发规律，是充足的边底水能量将“不可能”变为“可能”。

　　也就是说，有了能量的驱动、合适的温度，“流动的稠油”这一理想就可能照进现实，蒸汽“独立作战”的热采模式有望被突破。

　　调配“一升一降”妙方

　　稠油复苏的关键是“驱油”。

　　传统的蒸汽热采技术是注入蒸汽采出油，一味注汽透支了地下能量。在没有强劲驱油动力的情况下，热蒸汽波及范围之外的稠油成为“漏网之鱼”。

　　“地下矛盾发生了变化，我们在思维方式、开发技术上也要跟得上油藏变化。”地质技术人员谢向东说。

　　第一个挑战，如何为地层“解渴”？地层经多轮次蒸汽吞吐后压力下降，技术人员研究发现，先快速补充能量，将地层压力恢复至8兆帕后，再温和注水，不仅可以恢复地层压力，而且可以防止含水上升过快。实施后，南区馆1+2单元的日产量由原来的年递减30吨变为上涨45吨。

　　第二个挑战，稠油逐渐恢复能量后，油水黏度比大，如何实现“油水共进”？提升水黏度、降低油黏度，这“一升一降”成为技术人员乘胜追击的妙方。

　　为解决油水推进不同步的问题，技术人员多方论证，逐渐探索出了各类油藏的冷采驱适用条件：对封闭性稠油，采取降黏剂驱、微生物驱；对边底水稠油，聚合物+降黏驱共同发力；对强边水稠油，探索堵调复合驱。

　　一番对症下药，打通了稠油的“任督二脉”。2018年以来，该厂转驱75个井组，覆盖地质储量超2000万吨，年增油5.1万吨，降低成本逾亿元。

　　解除稠油“非热不采”封印

　　以往热采方式，流程复杂、占井时间长，水、电、气的消耗都很大。而冷采吞吐只需将降黏剂注入地层，焖井、回采即可，成本是热采的1/3，既经济又绿色，更符合可持续高质量发展的要求。

　　2018年以来，地质技术人员转变开发思路，利用“孤岛稠油可流动”这一特质，加强科研攻关，由蒸汽吞吐转为冷采吞吐。

　　他们按照“先易后难、有序开展、分类评价”的原则，在不同类型油藏、不同井型、不同开发方式稠油井开展攻关试验，探索了降黏冷采五大技术：有能量低黏度井，采用微生物吞吐；有能量高黏度井，采用降黏剂吞吐；弱能量低产井，利用“油溶性降黏剂+二氧化碳”增能降黏；浅层强边水特稠油井，投入特殊降黏剂；深层边底水特稠油井，“堵水+降黏”双管齐下。

　　以上组合拳有效改变了稠油的“惰性”，让不同“性格”的稠油都欢快流动起来。2020年至今，孤岛采油厂实施冷采降黏吞吐138井次，有效率达87.5%，累计增油5.69万吨，优化注汽量83.4万吨。