“这主要得益于我们对热采产量的调整。”采油二厂厂长黄青松介绍说，“稠油热采投入高、效益低，在低油价的严峻形势下，压缩无效、低效热采产量是我厂持续发展的必然选择。”
采油二厂热采操作成本是常采操作成本的3倍。去年以来，采油二厂以效益优先为原则，通过优化注汽结构，优化注汽方式，优化燃料结构，给稠油热采“瘦身健体”。去年注汽93万吨，比2015年减少64万吨，稠油热采产量占总产量的比例由2015年的63%下降至52%。
优化注汽结构，压减无效低效注汽量
采油二厂按照“三线四区”经济运行模型分析结果显示，2015年稠油热采具有边际效益油井为856口，无边际效益油井为804口。
在低油价的严峻形势下，稠油热采不堪负重前行。低油价倒逼新思路，只有打破传统观念，采取革命性措施，才能让稠油热采走出困境。如果能用油田产出的地层水替代蒸汽驱油，将会大幅度降低稠油热采成本，让低效无效油井摆脱严重亏损的“阴影”。
该厂在充分调研的基础上，通过室内试验，筛选出普通稠油Ⅰ-2类油藏，适合蒸汽吞吐后转水驱开发。他们首先在热采无边际效益王集油田王9井区开展矿场试验，停止注汽，转为水驱开发，转水驱后该区块吨油操作成本下降了70%。
普通稠油Ⅰ-2类油藏吞吐后期转水驱试验的成功，为稠油开发打开新思路，对缓解稠油高成本开发起到积极作用。目前，该厂热采无边际效益井组转水驱增加到21个，增加水驱控制储量326万吨。普通稠油油藏转水驱后日增油47.3吨，采油速度由0.26%提高至0.78%，阶段累计增油1.18万吨。
今年以来，该厂针对已实施的普通稠油吞吐转水驱开发单元中出现的窜流问题，加大低成本调剖力度，改善开发效果。
采油二厂依托“三线四区”经济模型，稠油热采坚持“三注三不注”的原则，优化调整注汽结构，把好注汽源头关，降低无效注汽量。
他们对处于增量低效区油井优化生产参数，延长单井周期生产时间，减少注汽频次，提高周期产油量。去年实施94井次，平均单井延长生产时间49.3天，增加产量2556吨，油汽比由0.27上升至0.32，增效328万元。
技术人员通过计算不同油价下经济极限日产水平，对无边际效益油井的潜力进行摸排，共关停无效益油井188口。同时制订关停井不同油价复产预案，根据油价变化情况及时回复油井产能，去年共复产油井48口，产油3757吨，今年又成功复产57口油井，阶段增油795吨。
优化注汽方式，让蒸汽发挥作用最大化
新庄油田新5007井实施分层注汽技术后，日均产油由1.1吨上升到2.5吨，增油358吨。
采油二厂稠油热采开发区块经过长时间吞吐、高强度开发后，地下情况越来越复杂，汽窜加剧，剩余油难以有效动用。该厂优化注汽方式，攻关应用热化学辅助面积吞吐、点状蒸汽驱、分层注汽等技术，挖掘剩余油潜力。
该厂在区域汽窜严重的低效益井，实施热化学辅助面积吞吐技术，对两口或两口以上的井，优选组合在一起，采取集中注汽，同时转抽开采，扩大蒸汽波及体积，提高蒸汽热利用率。
该技术首先在井楼油田零区开展试验，取得了较好的效果后，相继在新庄油田泌浅57、古城油田泌浅10区等区块推广9个井组，覆盖储量31万吨，产油4329吨。
古城油田泌浅10区块古51827、古J51826、古J51927三口井相互汽窜严重，无法正常生产。该厂应用“一注两采”的点状蒸汽驱技术，对古51827井注汽，另外两口井采油，两口采油井日均产油由1.2吨上升到2.6吨，目前已生产原油483吨，增油249吨。
该厂针对高周期低效主力层剩余油难以有效动用的难题，开展点状蒸汽驱技术研究，有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及体积。技术人员在研究剩余油分布规律的基础上，通过对国内提出的蒸汽驱筛选标准进行对比，突破蒸汽驱一直沿用规则井网的思维定式，优化采用灵活的不规则注采井网形式，筛选出适合点状蒸汽驱潜力井组77个，覆盖地质储量402.85万吨。
该厂根据生产动态对部分井组采取灵活多样的点状蒸汽驱注汽，截至今年2月底，实施10个井组22井次，覆盖储量16.2万吨，产油2631吨，油汽比从0.14提高到0.26，吨油操作成本由2131元降至1750元。
优化燃料结构，把产出蒸汽成本降下来
根据国家新环保法中规定的燃油锅炉烟气排放新标准，采油二厂积极探索，对注汽锅炉进行燃料结构调整，在保证烟气达标排放新标准的前提下，力争烧最少的原油，实现锅炉经济高效运行。
该厂结合效益配产运行计划，合理安排锅炉运行，停运低效区块注汽锅炉，停用外部供应重型燃料油，尽最大努力增加天然气用量，摸索渣、稀油混配比例，实现燃料结构最优化。
去年初，该厂对井楼、古城燃油注汽锅炉进行流程改造，完善燃油锅炉混烧工艺。去年，该厂注汽锅炉实际消耗燃料油3.68万吨，同比降低2.33万吨，节约燃料成本为2360多万元。锅炉吨汽单耗由59.89千克下降到53.23千克，提高了锅炉经济运行能力。
