新疆石油报通讯员 张添玮 张康
在风城油田作业区风城SAGD二号采油站，一项名为“吞吐扩腔”的创新技术正在改写超稠油开发的行业纪录。
风城SAGD二号采油站员工马占勇在进行现场实验。刘坚 摄
自2021年试验以来，这项技术成功破解了困扰行业多年的超稠油Ⅲ类油藏开发难题，推动单井组日产油量从6吨跃升至12吨，油汽比从0.11提升至0.256，实现产量与效益双翻倍。截至目前，该技术已在风城油田作业区96个井组推广应用，预计全年可增产原油近十万吨，为推动非常规油气开发迈出关键一步。
破局：Ⅲ类油藏开发的“拦路虎”
风城油田作业区作为国内超稠油开发的主战场，自2008年启动双水平井SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术试验以来，成功实现了原油粘度低于5万毫帕·秒的Ⅱ类油藏规模化开发。然而，面对原油粘度更高、储层条件更差的Ⅲ类油藏（粘度>5万毫帕·秒，渗透率<1达西），传统SAGD技术却屡屡碰壁。
超稠油Ⅲ类油藏就像一块“夹心硬骨头”。这类油藏埋深达470米，夹层多期叠置，非均质性极强。早期沿用超稠油Ⅱ类油藏的“高压扩腔”策略时，50%的井组因汽窜失控被迫自喷生产，单井产量仅为Ⅱ类油藏的1/3。2019年转向“低压温和扩腔”后，虽稳定了生产，但蒸汽腔扩展速度缓慢，开发效益始终未达预期。
突围：吞吐扩腔技术的诞生
转机出现在2021年。技术团队通过地质再认识，发现Ⅲ类油藏开发受限于三大瓶颈：渗流屏障发育、原始地层压力高、非均质性强。传统持续注采模式下，蒸汽易沿优势通道窜流，热利用率不足，导致蒸汽腔扩展停滞。
“必须打破常规，把注汽和采油的过程‘拆开’。”项目组创新提出吞吐扩腔技术理念，在传统SAGD生产前新增“高压吞吐—降压释放”过渡阶段。通过4-5轮高压注汽、焖井降压、梯度采液的循环操作，实现两大突破：一是利用高压改造储层物性，孔隙度提升2%，渗透率最高增加1.5倍；二是通过降压释放蒸汽汽化潜热，热效率提升70%。数值模拟显示，该技术使蒸汽腔扩展速度加快40%，单周期增产原油超200吨。
实战：从实验室到井场的跨越
2021年5月，技术团队在11个低效井组启动现场试验。通过“注汽—焖井—采液”三阶段精准调控，单井组日产油从5.8吨跃升至12.1吨，油汽比从0.10提升至0.256，井下汽窜率从50%降至零。试验中，团队还创新划分“注汽激励—液面建立—均匀采液”三环节，优化转轮时机，形成可复制的标准化操作流程。
为支撑规模化推广，地面工程同步升级：通过搬迁3台移动锅炉、搭建7条短距离管线，将原有混注系统切割为15个独立网格，实现117个井组高压灵活注汽。截至目前已实施96井组，平均单井日增油4.8吨，全年预计节约蒸汽10万吨。
展望：技术迭代开启新篇章
面对开发效益差异化的挑战，风城油田作业区已规划技术升级路径：针对老区井组，引入“高温高压吞吐+非凝析气辅助”技术，进一步加速蒸汽腔扩展；针对新区高粘度油藏，试验“蒸汽吞吐+降粘剂”组合，延长生产周期。
“这项技术不仅盘活了1500万吨劣质储量，更为后续1000万吨超稠油Ⅲ类油藏开发提供了钥匙。”新疆油田专家评价，吞吐扩腔技术填补了全球低品位超稠油藏开发的技术空白，其经济价值与战略意义远超行业预期。
