新疆石油报讯（通讯员 许洁）截至7月30日，采油一厂四二区J129井区热水驱试验已注热74天。目前，注入水温度65摄氏度，3个井组累计注水量7279立方米，平均每日增产油量6吨。
采油一厂员工对热水驱试验井组油井进行憋泵操作。新疆石油报通讯员 王彦容 摄
因其高粘度、流动性差等特点，稠油开采一直是油田开采中的难题。多年来，采油一厂稠油生产以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主要开发方式，但所产生的费用居高不下。今年，该厂选取原油粘度较低的J129井区为样板，首次尝试热水驱试验，增油效果初显，并且由于热水来源为稠油采出液净化水，费用较低。相比蒸汽吞吐，吨油耗汽可减少11立方米/吨，费用减少1000元/吨。
J129井区冷采井自1990年开始陆续投产，1996年日产油量达到峰值160吨左右，但由于J129井区冷采区地面无注汽系统，且冷采井均为稀油井口，无法蒸汽吞吐。103口冷采井依靠天然能量开发，递减较快，无法长期稳产，油井陆续因低产低能关井，目前仅开井19口，日产油量19.8吨，开井率仅18.4%。
开井率低但单井产量高，如何找到这类稠油热采提效的发力点？科研人员对流体性质、剩余油分布、注采井网等关键内容逐一摸排，希望找到破解难题的蛛丝马迹。
科研人员从油藏的黏度、温度等数据中找到突破口：“冷采区原油粘度较低，绝大部分井50摄氏度地面脱气原油粘度低于200毫帕·秒，具有冷采能力。但由于递减较快，无法长期稳产，严重影响开发效果。因此，为实现冷采井长期生产，且进一步动用井间剩余油，本次计划优选冷采井开展注热水试验，温度65摄氏度左右。”
“注热水给稠油升温，能大幅降低其黏度，打造一条原油流动快车道。”采油一厂地质研究所稠油动态室工作人员秦园介绍说。
综合考虑井网完整性、注采连通性，以及原油粘度、油层厚度等资料，科研人员选取43202、43118、42048等三个井组优先开展热水驱试验。同时，为了提高水驱储量控制程度，他们依据周围油井的连通情况，实施水井补层措施，再根据复开油井生产参数确定地层破裂压力、最大注入压力和单井注水量。
“后续，采油一厂将持续跟踪试验效果，掌握试验数据，为技术推广和应用奠定基础。”秦园说。
编后
在采油一厂四二区J129井区，一场关于稠油开采的革命性尝试正在悄然进行。经过74天的热水驱试验，不仅注水量稳步增长，更实现了日产油量的显著提升，这无疑是稠油开采领域的一抹亮色。
科研人员面对稠油的高粘度挑战，没有墨守成规，而是大胆创新，利用热水驱技术为稠油开采打开了新的大门。这一尝试不仅降低了开采成本，更展示了科技在能源开发中的巨大潜力。我们坚信，随着试验的深入和数据的积累，热水驱技术将在更多井区得到应用，为新疆油田的可持续发展注入新的活力。同时，这也提醒我们，在能源转型的关键时期，创新是破解难题、推动发展的关键所在。
责任编辑：沙露
本期编辑：何沐芸
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