江汉油田复杂井型二轮次热采促进老区高效开发

中化新网讯 近日，江汉油田清河采油厂传来喜讯，面120-3-平20井在实施完二轮次热采后，获得日产油21.5吨的高产，较首轮次峰值产量提升40%，创下该井产量新纪录，标志着清河油区稠油老区高效开发再获成功。

面120-3-平20井属于草斜52井区。源于该井区所处区块储层条件复杂，原油粘度高、储层薄，长期依赖常规定向井蒸汽吞吐开发，通过注入单一蒸汽热力降低原油粘度，但存在热损失大、波及范围小、产量低且递减快等难题，造成区块开发难度大、风险高、热采效益低。

为破解该区稳产困局，自2024年开始，清河采油厂开展稠油区块长水平井等复杂井型开发工作，技术人员聚焦长水平井配套热采技术攻关，采用裸眼筛管完井，并配套钻完井一体化、均匀注汽及多元热复合吞吐等系列工艺，成功实现多口复杂井型“投产即见油、见油即高产”，首轮次平均日产油达11.5吨，为清河油区稠油开发工作焕发新生注入强劲动能。

随着首轮热采的成功，技术人员持续深化工艺认识，针对薄层储层热损失大的核心痛点，进一步优化工艺路线。在二轮次热采中，优化注汽思路，利用数值模拟技术对生产数据历史拟合与技术工艺迭代优化，精准把控第二轮注汽工艺，以高干度蒸汽为核心，利用降粘剂和气体（CO2、N2）复合开发，形成“热+气+剂”协同的HNDCS复合吞吐新组合，到达耦合降粘、保温增能的作用。在经济效益上，利用少注快采，精准把握注汽参数，节约注汽费用近40万，有效提升单井经济效益；在注汽工艺上，利用氮气的隔热保温作用，注入的氮气发生超覆聚集在油层顶部，减少了储层热量损失，有效延缓薄层水平井热采递减趋势，提升单井稳产周期；在注汽管柱优化上，通过调控恒流配注位置，根据油层物性设计多个配注器，实现水平段的均匀吸汽，保证实现老层段新开发，显著提升了热能波及效率和开发效果，实现了“高产井更高产、热采峰值攀新峰”。

目前，随着复杂井型面120-3-平20井二轮次热采的成功，不仅将单井峰值产量从15.2吨提升至21.5吨，有效延长了单轮次热采稳产期，更验证了HNDCS工艺在八面河油田薄层稠油开发中的显著优势。这一成效为清河油区中深薄互层稠油油藏的深度挖潜和可持续开发，探索出了一条行之有效的技术路径，为油田稳产上产提供了坚实的技术支撑与宝贵经验。