今年前兩個月，河南油田采油二廠噸油操作成本與去年底相比成下降趨勢，去年噸油操作成本與2015年相比下降了18.7%。

    “這主要得益于我們對熱采產(chǎn)量的調(diào)整。”采油二廠廠長黃青松介紹說，“稠油熱采投入高、效益低，在低油價的嚴峻形勢下，壓縮無效、低效熱采產(chǎn)量是我廠持續(xù)發(fā)展的必然選擇。”

    采油二廠熱采操作成本是常采操作成本的3倍。去年以來，采油二廠以效益優(yōu)先為原則，通過優(yōu)化注汽結(jié)構(gòu)，優(yōu)化注汽方式，優(yōu)化燃料結(jié)構(gòu)，給稠油熱采“瘦身健體”。去年注汽93萬噸，比2015年減少64萬噸，稠油熱采產(chǎn)量占總產(chǎn)量的比例由2015年的63%下降至52%。

    優(yōu)化注汽結(jié)構(gòu)，壓減無效低效注汽量

    采油二廠按照“三線四區(qū)”經(jīng)濟運行模型分析結(jié)果顯示，2015年稠油熱采具有邊際效益油井為856口，無邊際效益油井為804口。

    在低油價的嚴峻形勢下，稠油熱采不堪負重前行。低油價倒逼新思路，只有打破傳統(tǒng)觀念，采取革命性措施，才能讓稠油熱采走出困境。如果能用油田產(chǎn)出的地層水替代蒸汽驅(qū)油，將會大幅度降低稠油熱采成本，讓低效無效油井擺脫嚴重虧損的“陰影”。

    該廠在充分調(diào)研的基礎(chǔ)上，通過室內(nèi)試驗，篩選出普通稠油Ⅰ-2類油藏，適合蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)水驅(qū)開發(fā)。他們首先在熱采無邊際效益王集油田王9井區(qū)開展礦場試驗，停止注汽，轉(zhuǎn)為水驅(qū)開發(fā)，轉(zhuǎn)水驅(qū)后該區(qū)塊噸油操作成本下降了70%。

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    普通稠油Ⅰ-2類油藏吞吐后期轉(zhuǎn)水驅(qū)試驗的成功，為稠油開發(fā)打開新思路，對緩解稠油高成本開發(fā)起到積極作用。目前，該廠熱采無邊際效益井組轉(zhuǎn)水驅(qū)增加到21個，增加水驅(qū)控制儲量326萬噸。普通稠油油藏轉(zhuǎn)水驅(qū)后日增油47.3噸，采油速度由0.26%提高至0.78%，階段累計增油1.18萬噸。

    今年以來，該廠針對已實施的普通稠油吞吐轉(zhuǎn)水驅(qū)開發(fā)單元中出現(xiàn)的竄流問題，加大低成本調(diào)剖力度，改善開發(fā)效果。

    采油二廠依托“三線四區(qū)”經(jīng)濟模型，稠油熱采堅持“三注三不注”的原則，優(yōu)化調(diào)整注汽結(jié)構(gòu)，把好注汽源頭關(guān)，降低無效注汽量。

    他們對處于增量低效區(qū)油井優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，延長單井周期生產(chǎn)時間，減少注汽頻次，提高周期產(chǎn)油量。去年實施94井次，平均單井延長生產(chǎn)時間49.3天，增加產(chǎn)量2556噸，油汽比由0.27上升至0.32，增效328萬元。

    技術(shù)人員通過計算不同油價下經(jīng)濟極限日產(chǎn)水平，對無邊際效益油井的潛力進行摸排，共關(guān)停無效益油井188口。同時制訂關(guān)停井不同油價復產(chǎn)預案，根據(jù)油價變化情況及時回復油井產(chǎn)能，去年共復產(chǎn)油井48口，產(chǎn)油3757噸，今年又成功復產(chǎn)57口油井，階段增油795噸。

    優(yōu)化注汽方式，讓蒸汽發(fā)揮作用最大化

    新莊油田新5007井實施分層注汽技術(shù)后，日均產(chǎn)油由1.1噸上升到2.5噸，增油358噸。

    采油二廠稠油熱采開發(fā)區(qū)塊經(jīng)過長時間吞吐、高強度開發(fā)后，地下情況越來越復雜，汽竄加劇，剩余油難以有效動用。該廠優(yōu)化注汽方式，攻關(guān)應用熱化學輔助面積吞吐、點狀蒸汽驅(qū)、分層注汽等技術(shù)，挖掘剩余油潛力。

    該廠在區(qū)域汽竄嚴重的低效益井，實施熱化學輔助面積吞吐技術(shù)，對兩口或兩口以上的井，優(yōu)選組合在一起，采取集中注汽，同時轉(zhuǎn)抽開采，擴大蒸汽波及體積，提高蒸汽熱利用率。

    該技術(shù)首先在井樓油田零區(qū)開展試驗，取得了較好的效果后，相繼在新莊油田泌淺57、古城油田泌淺10區(qū)等區(qū)塊推廣9個井組，覆蓋儲量31萬噸，產(chǎn)油4329噸。

    古城油田泌淺10區(qū)塊古51827、古J51826、古J51927三口井相互汽竄嚴重，無法正常生產(chǎn)。該廠應用“一注兩采”的點狀蒸汽驅(qū)技術(shù)，對古51827井注汽，另外兩口井采油，兩口采油井日均產(chǎn)油由1.2噸上升到2.6噸，目前已生產(chǎn)原油483噸，增油249噸。

    該廠針對高周期低效主力層剩余油難以有效動用的難題，開展點狀蒸汽驅(qū)技術(shù)研究，有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及體積。技術(shù)人員在研究剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，通過對國內(nèi)提出的蒸汽驅(qū)篩選標準進行對比，突破蒸汽驅(qū)一直沿用規(guī)則井網(wǎng)的思維定式，優(yōu)化采用靈活的不規(guī)則注采井網(wǎng)形式，篩選出適合點狀蒸汽驅(qū)潛力井組77個，覆蓋地質(zhì)儲量402.85萬噸。

    該廠根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)對部分井組采取靈活多樣的點狀蒸汽驅(qū)注汽，截至今年2月底，實施10個井組22井次，覆蓋儲量16.2萬噸，產(chǎn)油2631噸，油汽比從0.14提高到0.26，噸油操作成本由2131元降至1750元。

    優(yōu)化燃料結(jié)構(gòu)，把產(chǎn)出蒸汽成本降下來

    根據(jù)國家新環(huán)保法中規(guī)定的燃油鍋爐煙氣排放新標準，采油二廠積極探索，對注汽鍋爐進行燃料結(jié)構(gòu)調(diào)整，在保證煙氣達標排放新標準的前提下，力爭燒最少的原油，實現(xiàn)鍋爐經(jīng)濟高效運行。

    該廠結(jié)合效益配產(chǎn)運行計劃，合理安排鍋爐運行，停運低效區(qū)塊注汽鍋爐，停用外部供應重型燃料油，盡最大努力增加天然氣用量，摸索渣、稀油混配比例，實現(xiàn)燃料結(jié)構(gòu)最優(yōu)化。

    去年初，該廠對井樓、古城燃油注汽鍋爐進行流程改造，完善燃油鍋爐混燒工藝。去年，該廠注汽鍋爐實際消耗燃料油3.68萬噸，同比降低2.33萬噸，節(jié)約燃料成本為2360多萬元。鍋爐噸汽單耗由59.89千克下降到53.23千克，提高了鍋爐經(jīng)濟運行能力。（單朝玉）