截至11月6日，風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)稠油日產(chǎn)油量5946噸，較去年同比提升1022噸；油汽比0.109，較去年同比提高0.01，穩(wěn)產(chǎn)增效成果得到積極體現(xiàn)。
風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)稠油開發(fā)歷經(jīng)10余年，已形成蒸汽吞吐、驅(qū)泄復(fù)合、雙水平井SAGD三種開發(fā)模式，目前產(chǎn)量占比達80%。受熱采影響，稠油單位能耗高，約為稀油的35倍，在“雙碳”目標(biāo)和提質(zhì)增效大背景下，亟需降碳提效，提高稠油開發(fā)效益。
該作業(yè)區(qū)遵循稠油開發(fā)“最大程度提高能量轉(zhuǎn)換效率、最大限度減少全流程熱損失、最大可能將熱量作用于油藏、最大范圍提高能量波及體積、持續(xù)基于低耗方式升級產(chǎn)量結(jié)構(gòu)、堅持以水治汽”6種思想，圍繞“開發(fā)方式轉(zhuǎn)變、油藏平面剖面綜合治理、全流程熱能損失綜合治理、余熱綜合利用”4個方向，開展提高油汽比專項工程，多點發(fā)力，確保稠油熱采全過程、全環(huán)節(jié)實現(xiàn)低碳、低能耗、低成本、高質(zhì)量發(fā)展。
致力轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，升級優(yōu)化產(chǎn)量結(jié)構(gòu)。今年以來，該作業(yè)區(qū)科研人員深入研究驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)機理，定期開展驅(qū)泄復(fù)合生產(chǎn)例會，制定、優(yōu)化調(diào)控策略。針對汽腔形成井組，以注采井連通判斷為基礎(chǔ)，對弱連通井點實施吞吐引效，汽竄井點降低注汽速度，促使蒸汽腔形成；針對汽腔擴展井組，以Sub-cool10—20℃為核心，實施注采參數(shù)優(yōu)化，確保蒸汽腔均衡發(fā)育。同時，科研人員每周深入現(xiàn)場進行生產(chǎn)數(shù)據(jù)核查，保證生產(chǎn)數(shù)據(jù)的真實性及調(diào)控的有效性，實現(xiàn)單井組產(chǎn)油水平由4噸提升至8噸，油汽比由0.11提升至0.2以上，轉(zhuǎn)驅(qū)效果顯著。
突出油藏平面剖面綜合治理，深度動用層間、層內(nèi)儲量。該作業(yè)區(qū)以提高蒸汽波及體積、儲量動用為核心，部署實施了一系列措施提高平剖面動用程度。其中，采取集中注汽模式讓注汽井點由單一分散轉(zhuǎn)變?yōu)閰^(qū)域集中，有效改變蒸汽推進方向，擴大蒸汽波及體積，提高油層動用程度；開展多介質(zhì)輔助熱采措施補充地層能量，解決蒸汽吞吐后期生產(chǎn)效果變差和蒸汽驅(qū)早期低產(chǎn)期過長的問題，有效提高了老區(qū)低產(chǎn)井原油產(chǎn)量；推進SAGD吞吐擴腔措施，改變傳統(tǒng)雙水平井SAGD恒壓同步注采生產(chǎn)模式，解決擴腔和汽竄的生產(chǎn)矛盾，有效提高蒸汽波及體積和蒸汽熱利用率。
抓實全流程熱能損失綜合治理，多舉措實現(xiàn)消減管控。該作業(yè)區(qū)通過深度除硅、軟化器工藝改造、安裝自清洗過濾裝置等舉措，降低非計劃停爐率，提高蒸汽質(zhì)量；通過安裝煙氣冷凝裝置、噴涂紅外線反射涂料等措施，提高鍋爐熱效率；利用熱成像儀對稠油全區(qū)199公里注汽管線進行破損檢測，并積極推廣納米氣凝膠保溫技術(shù)，以降低管線熱損失；開展井筒隔熱提效，對油藏埋深超過400米、粘度大于10000厘泊的吞吐井，下入隔熱油管注采一體化管柱，平均輪生產(chǎn)時間較相鄰平式油管井延長18天，油汽比提高0.01。
加大余熱綜合利用，助力實現(xiàn)節(jié)能降碳。該作業(yè)區(qū)著力開展鍋爐泵前、泵后2種換熱模式水溫提升試驗，重18SAGD5-3#泵前換熱水由80℃提升至145℃左右；攻關(guān)伴生氣脫碳技術(shù)，將摻燒天然氣凈化為商品氣，將二氧化碳資源化，實現(xiàn)稠油伴生氣回收利用；推行循環(huán)預(yù)熱液井口分離蒸汽再利用、采出液余熱輔助碳捕集、采出液ORC發(fā)電等一系列“綠色”舉措，將SAGD采出液余熱充分利用。
下一步，風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)將持續(xù)以精細(xì)管理為核心，進一步強化技術(shù)支撐，堅決打贏稠油增產(chǎn)提效攻堅戰(zhàn)。