油龙昂首十四载

□ 滨南采油厂稠油蒸汽驱潜力及三年工作规划。

在滨南采油厂厂长张宗檩的办公室里，挂着一张滨南油区勘探开发形势图，整个滨南油区像极了一条昂首腾飞的龙：龙尾是最西部的林樊家油田，龙身自下而上分别是平南、平方王、尚店、滨南、单家寺、利津6个油田，龙首是最右上角的王庄油田。

从1968年11月8日成立，到2013年10月，这条“油龙”产油近8000万吨。

投入开发45年，滨南油区和所有的东部老油田一样，经历了开发初期、产量上升、产量递减阶段。但和许多东部老油田不一样，自2000年开始，这个老油田重新焕发活力，年产量从170万吨的低谷一路回升，连续14年产量箭头向上，今年初配产214万吨。集团公司领导干部座谈会召开后，胜利油田产量任务增加6万吨，滨南采油厂又主动承担起1.5万吨的增产重任。

开发近半世纪，产量箭头何以能连续14年昂扬向上？

技术，打开地下黑色宝藏的“金钥匙”

11月10日，星期日。为了落实单家寺油田单60平14井措施效果，地质技术员王疆梅放弃休息，主动上井量油取样，精准掌握第一手资料，以便科学制定该区块挖潜措施。

稠油，顾名思义是黏稠的原油。黏度超过50毫帕·秒的原油，就是稠油。而这里的稠油黏度超过20万毫帕·秒，属于特超稠油。

“像沥青一样，放在地上能竖起来。”滨南采油厂首席专家朱孟高说，“能够把这样令人发愁的稠油开发出来，我们靠的是自主研发的特超稠油难动用储量开发技术。”

朱孟高说，采油厂早在1999年就开始攻关特超稠油开发技术，直到2009年才攻关成功并规模应用。

这种技术是一种横向集成的创新，包括蒸汽、降黏剂、二氧化碳、水平井。超过300摄氏度的高质量的蒸汽和降黏剂一起，可以使黏稠的原油变得易于流动。二氧化碳，可以为蒸汽提供一个保温层，避免热量损失。水平井，可以解放油层厚度只有2～3米的边际油藏。

技术人员还研发了水平井+水平井、水平井+分支水平井、水平井分层精细开发等中深层不同稠油油藏开发配套技术，研制了水平井均匀注汽工艺、水平井均匀注汽管柱、注汽参数优化方法等配套工艺技术，使难动用的单家寺超稠油储量得以有效乃至高效动用。

即便再黏稠，单家寺油田的稠油也还是“正常”的稠油。而在拥有3600多万吨储量的王庄油田，稠油则变得极为敏感。储层就像是“含羞草”，一遇到水就膨胀，一膨胀就把储层里原油流动的孔道堵住了。

不仅对水敏感，王庄稠油对流速、盐、酸、碱都敏感，属于“五敏”油藏，再加上储层薄、泥质含量高，会在油井作业、注汽过程中导致储层渗透率急剧下降，最终致使油井产量低甚至采不出油。由于国内外均无成功开采先例，王庄油田一度空有储量却无法动用。

眼睁睁看着这样一块“肥肉”却吃不下，技术人员急在心头。他们在总结单家寺稠油开发经验的基础上，重点开展油层保护、防砂工艺、提高注汽质量三项“五敏”稠油油藏技术攻关，配套应用挤压砾石充填复合防砂和压裂防砂等工艺技术，最终成功实现王庄敏感性稠油的工业化开采。

截至目前，王庄油田敏感性稠油油藏已动用地质储量2600多万吨，累计产油290万吨。

得益于稠油开发技术的不断突破，滨南采油厂稠油产量从1999年的32.53万吨增加到2012年的91.1万吨，成为14年上产主力军。

在稀油开发上，滨南采油厂针对尚店、林樊家油田地层出砂严重的情况，研发应用了达到国际先进水平的“疏松砂岩油藏防砂工艺技术”，防砂有效期平均延长352天，防砂有效率提升至98%。

靠着一把把的技术“金钥匙”，滨南采油厂源源不断地打开地下宝藏，原油产量由1999年的169.86万吨上升到2013年的215.5万吨，实现由100万吨到200万吨的大跨越。

稠油，悬于头顶的“达摩克利斯之剑”

以平均每年三四万吨的步伐大踏步上产，滨南采油厂靠的主要是稠油。但同时，这也是滨南采油厂产量的最大风险，因为稠油的自然递减率高得惊人。

目前，滨南采油厂稠油产量90万吨，稠油自然递减率14%，也就是说，如果一年不新建产能，光是稠油一年就要掉12.6万吨的产量。

事实上，从1984年到1990年，就是因为单家寺稠油油田投入开发，滨南才实现快速上产。而从1991年到1999年，同样由于单家寺稠油的快速递减，滨南产量跌至最低谷。2000年至今，又得益于单家寺超稠油、王庄敏感稠油相继攻关动用，滨南实现大幅上产。

可以说，成也稠油，败也稠油。稠油，无异于是悬于采油厂头顶的“达摩克利斯之剑”。

“稠油要稳产，必须提高老区管理水平，管好老井，控制好稠油递减。”滨南采油厂总工程师武继辉说，“正是具有这种强烈的忧患意识，我们超前做了大量工作。”

开发方式上，以前稠油多以蒸汽吞吐开发为主，只能采出各个油井附近油层中的原油，在油井与油井之间还留有大量的剩余油。近两年来，滨南厂着眼于进一步提高超稠油油藏的储量动用率和采收率，将攻关方向瞄准蒸汽驱——像水驱一样用蒸汽驱开发那些吞吐动用不到的稠油。

目前单83块已实现整体汽驱开采，采收率由15%提高到31.2%,可采储量由23万吨增加到48万吨。单56块超稠油油藏蒸汽驱先导试验项目也被列入中国石化十条龙重点先导试验项目之一。

经过20多年的蒸汽吞吐开发，稠油油藏大都被蒸汽“洗”得很干净了，但地下还是有大量的剩余油，并且分布不均匀。怎样能堵住地层里的大孔道，让蒸汽改道走剩余油多的地层？滨南厂选择氮气泡沫调剖技术来攻关。

武继辉随手从办公室里拿起一个盛满蓝色胶状液体的瓶子，把瓶子倒过来液体都不动。他说：“我们从去年开始就攻关新的泡沫剂，这是正在试验中的产品，成熟后，单井氮气泡沫调剖成本可以从40多万元降低到10多万元。”

同时，滨南采油厂还将水驱开发理念嫁接到稠油开发上，研发出分层防砂注汽技术，有效解决了不同层系油藏“吃大锅饭”吸汽不均的问题，给不同油层开了“小灶”，实现定量注汽。

单146-1井采取分层注汽措施后，周期平均日产油增加10吨。单56块纵向动用差异大，导致油井高含水，今年对18口井实施氮气调剖措施，累计增油1900吨。

降低产量风险，滨南厂近年来积极实施产量结构调整，一方面稳住稠油产量，另一方面多寻找和开发稀油储量，2010年以来稀油产量增长了近5万吨。

“把风险想在前，把工作做到位，我们对稳产很有信心。”武继辉说。

□ 滨采103队维修班正在PFB17-46井焊接加热炉，确保冬季稠油生产。刘铁 摄

注水，老油田强身健体的“能量之源”

今年，滨南采油厂林樊家油田林东单元创造了一个奇迹：没打一口新井，产量不降反增。

以前，这个区块绝大部分水井注水层段划分较粗，只是将渗透率类似的层组合到一个注水层段。近年来，技术人员改变注水分段模式，实施分两层注水，将各小层潜力发挥到极致。

自2009年以来，这个区块通过完善注采井网、精细注水等六项工作，在没有打新井的情况下，标定采收率由26.8%提高到40%，日产油220吨提高到270吨，综合含水由75%下降到69.4%，实现了普通稠油水驱油藏的高效开发。

采油先注水，水注得精、注得足、注得好，老油田才有强身健体的“能量之源”。滨南采油厂今年成立水井作业运行管理项目组，对全厂水井逐一摸排，地质、工艺、地面一体化运行，精细油藏分析、优选工艺措施、优化地面配套，和2012年末对比，注采对应率、总分注率、层段合格率分别提高1.1、3.4、8个百分点，油田开发稳中向好。

滨南采油厂由“重油轻水”向“以水为先，以网控油”转变。以前，一口水井打完，大家往往舍不得最初的那点油，特别是高产井就更舍不得转成水井了，都要先排液拿产量。现在不管多高产量，水井都直接投入注水，因为地层能量充足后，受效油井多产的油要远远高于水井排液的那点产量。

在尚一区中部一体化治理单元，今年直接投注9口井，对应油井中有13口见效，保持了地层能量，区块开发效果大幅提升，区块日产油量由140吨上升到196吨。

今年，滨南采油厂还加大分层注水力度，所有新投水井必须分注，将各小层潜力发挥到极致。尚林出砂油藏，层又薄又少，以前的观念都认为没有必要分注，绝大部分水井笼统注水。该厂今年在尚林共实施分注井14口，与2012年底相比，总分注率和层段合格率均不同程度提高，产油量增加67吨。

低渗透油藏本来就“娇气”，如果水质不好，注进去的水越多，杂质反而堵塞了本来就小的孔道，注水还不如不注，因此更要注好水、“吃细粮”。今年，滨南采油厂对源头水质实施指标管理制度化、节点管理标准化、药剂投加动态化的三化管理，综合水质符合率达到96%以上，排在油田前列。

“水驱仍然是开发主战场，滨南稀油开发地质储量占全厂的75%，产量只占全厂的58.4%，98个水驱开发单元整体采出程度只有19%，潜力巨大。”厂长张宗檩说，“下一步，我们要进一步解放思想、转变观念、创新作为，推进稀油油藏走优质高效开发之路。”