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摘要：塔河超深稠油油田是我国目前最大的陆上碳酸盐岩油田，油藏具有双孔隙网络特征，非均质性强，埋藏深，温度高，原油地面黏度大，开采难度大的特点。通过优化掺稀油降黏工艺，完善掺稀降黏井筒方面配套工艺技术，进一步提升塔河油田稠油掺稀降黏工艺水平，保障稠油油藏的持续稳定开发。
关键词：掺稀降黏;稠油开发;掺稀工艺技术;井筒配套工艺
1 塔河油田稠油开发概况
1.1 塔河油田稠油概况
稠油是沥青质和胶质含量较高、黏度较大的原油。通常把地面密度大于0.943、地下黏度大于50厘泊的原油叫稠油[1]。与国内原油对比，塔河稠油属于一种罕见的低蜡、高沥青质、高残炭、高金属的重质高黏度原油（表1）。
1.2 塔河油田稠油开采方式
目前世界各国稠油开采的方法可以分为热采和冷采[3]。塔河油田先后开展了电加热杆、电缆加热、油管加热三种井筒加热工艺试验，以及化学降黏现场试验，均取得一定降黏效果，但与掺稀降黏工艺效果相比，掺稀降黏在工艺有效性及推广性上更适合于塔河稠油油藏开发。目前已经形成了自喷掺稀、电泵掺稀、抽稠泵、复合举升工艺、掺热稀油举升工艺等主流井筒工艺;集中掺稀、单井柱塞泵掺稀等配套地面工艺。
2 掺稀降黏技术
2.1 掺稀降黏机理
掺稀降黏采油工艺是稠油开采中常用的一种工艺技术，它是通过油管或油套环空向油井底部注入稀油（图3），通过稀油与稠油混合，降低稠油液柱压力及稠油流动阻力，增大井底生产压差，使油井恢复自喷或满足机械采油的条件[4]。
2.2掺稀降黏实验
掺稀降黏实验是通过不同比例稀、稠油混配后开展黏度实验，确定最佳掺稀比例。以塔河油田十区原油掺稀降黏试验（图1）为例，稀、稠油比例达到1：3之前黏度随掺稀比例的提高而迅速降低，稀、稠油比例超过1：3之后混合液黏度随掺稀比例的提高缓慢降低。
2.3掺稀降黏应用情况
2001年10月，首次在TK612井（50℃原油黏度146000mPa·s）实施掺稀降黏工艺并获得成功。目前已有500多口深层稠油或特稠油油井应用了掺稀降黏工艺，掺稀降黏已成为塔河油田深层稠油的主要开采工艺之一。
3井筒配套工艺改进
3.1 间开机械采油井关井配套注稀油工艺
3.1.1井筒堵塞机理
间开机械采油井关井期间，地层稠油逐渐进入油、套管之间的环形圆柱空间（以下简称油套环空），液面高度超过抽油泵泵吸入口，当油井开井后，泵吸入口处的稠油没有与油套环空的稀油混合，直接进入油管中，导致开井后油管内发生稠油堵塞现象。
3.1.2配套注稀油工艺分析
根据间开井关井及开井前液面变化关系，可以计算关井期间液面上升速度，根据预计关井时间，可以计算预计关井期间地层进入油套环空稠油量，这样关井时可以向油套环空反注等量的稀油;同时配合定期测试油套环空液面，精确计算进入油套环空稠油量，继续补注稀油，纠正预测偏差。
该配套工艺方法在塔河油田八区、十区应用40余次，效果显著，稠油间开井开井初期均未发生井筒堵塞现象。例如塔河油田十区T707CH间开机械采油井（表3），在未应用该工艺前，2015年5月至8月，间开生产两次，开井初期均发生井筒堵塞现象;2015年8月至目前，间开生产5次，均未发生井筒堵塞。
3.2掺稀降黏井井筒异常处置标准
总结整理掺稀降黏井井筒处理150余井次情况，根据油井类型、油井生产参数异常，将掺稀降黏井井筒异常处理按照三类处理：机抽井井筒异常处理;自喷井井筒异常处理;电潜泵井井筒异常处理。
3.2.1机抽井井筒堵塞处理
机抽井井筒堵塞，以回压P回压和电流I及电流变化△I为界定标准（回压为油嘴后端输油管线的压力，一般输油管线承压为4MPa，机抽井电机的额定电流为I额定）：
①P回压≤2.5MPa，△I>5A，I≤I额定，处理方式：掺稀量加大1.0-1.5m3/h连续机抽生产，若出现光杆滞后现象，则下调工作制度。
②P回压≤2.5MPa，△I>5A，I>I额定，处理方式：停抽关井，掺稀量加大1.0-1.5m3/h，同时为防止电机烧毁，下调工作制度。
③P回压>2.5MPa，处理方式：先对输油管线进行稀油扫线，然后根据电流情况，按照①、②步处理。
④若前三步处理后，仍出现I>I额定或者光杆滞后现象，则用吊车将光杆上提至最上死点，抽稠泵提出泵筒，压裂车、罐车正注稀油解堵。
3.2.2自喷井井筒堵塞处理
自喷井井筒堵塞应急处理方案，以油压压降△P油压及回压P回压为界定标准。
①△P油压≤1.5MPa，P回压≤2.5MPa，处理方式：掺稀量加大1.5-2m3/h。
②△P油压>1.5MPa，P回压≤2.5MPa，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油。
③P回压>2.5MPa，处理方式：先对输油管线进行稀油扫线，然后根据电流情况，按照①、②步处理。
3.2.3电潜泵井井筒堵塞处理
电潜泵井井筒堵塞应急处理方案，以回压P回压、电流I及电流变化△I为界定标准。
①P回压≤2.5MPa，△I<5A，I≤I额定，处理方式：掺稀量加大2-2.5m3/h生產。
②P回压≤2.5MPa情况下，△I>5A或I>I额定，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油，后掺稀量加大0.5-1m3/h开井生产。
③P回压>2.5MPa，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油，再对输油管线进行稀油扫线，后掺稀量加大0.5-1m3/h开井生产。
4、结论
（1）、分析间开机械采油井井筒堵塞机理并进行现场实践，完善间开机械采油井关井井筒注稀油标准，有效降低了间开机械采油井开井后井筒异常发生率，对稠油掺稀降黏稳定开发取得了明显成效。
（2）、总结稠油井井筒异常参数特征及处置经验，梳理稠油井异常参数标准及处置标准，对掺稀降黏异常信号提早发现，采取定量化处置起到指导作用。
参考文献
[1]张锐.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1999，1-3页
[2]林涛，候子旭等.塔河油田石油工程技术与实践[M].北京：中国石化出版社，2012.2
[3]于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J].《特种油气藏》，2001.6，第卷第2期，第2页
[4]梅春明，李柏林.塔河油田掺稀降粘工艺[J].石油钻探技术，2009.1，第 37卷第1期，第3页
（作者单位：中石化西北油田分公司采油三厂开发研究所）
关键词：掺稀降黏;稠油开发;掺稀工艺技术;井筒配套工艺
1 塔河油田稠油开发概况
1.1 塔河油田稠油概况
稠油是沥青质和胶质含量较高、黏度较大的原油。通常把地面密度大于0.943、地下黏度大于50厘泊的原油叫稠油[1]。与国内原油对比，塔河稠油属于一种罕见的低蜡、高沥青质、高残炭、高金属的重质高黏度原油（表1）。
1.2 塔河油田稠油开采方式
目前世界各国稠油开采的方法可以分为热采和冷采[3]。塔河油田先后开展了电加热杆、电缆加热、油管加热三种井筒加热工艺试验，以及化学降黏现场试验，均取得一定降黏效果，但与掺稀降黏工艺效果相比，掺稀降黏在工艺有效性及推广性上更适合于塔河稠油油藏开发。目前已经形成了自喷掺稀、电泵掺稀、抽稠泵、复合举升工艺、掺热稀油举升工艺等主流井筒工艺;集中掺稀、单井柱塞泵掺稀等配套地面工艺。
2 掺稀降黏技术
2.1 掺稀降黏机理
掺稀降黏采油工艺是稠油开采中常用的一种工艺技术，它是通过油管或油套环空向油井底部注入稀油（图3），通过稀油与稠油混合，降低稠油液柱压力及稠油流动阻力，增大井底生产压差，使油井恢复自喷或满足机械采油的条件[4]。
2.2掺稀降黏实验
掺稀降黏实验是通过不同比例稀、稠油混配后开展黏度实验，确定最佳掺稀比例。以塔河油田十区原油掺稀降黏试验（图1）为例，稀、稠油比例达到1：3之前黏度随掺稀比例的提高而迅速降低，稀、稠油比例超过1：3之后混合液黏度随掺稀比例的提高缓慢降低。
2.3掺稀降黏应用情况
2001年10月，首次在TK612井（50℃原油黏度146000mPa·s）实施掺稀降黏工艺并获得成功。目前已有500多口深层稠油或特稠油油井应用了掺稀降黏工艺，掺稀降黏已成为塔河油田深层稠油的主要开采工艺之一。
3井筒配套工艺改进
3.1 间开机械采油井关井配套注稀油工艺
3.1.1井筒堵塞机理
间开机械采油井关井期间，地层稠油逐渐进入油、套管之间的环形圆柱空间（以下简称油套环空），液面高度超过抽油泵泵吸入口，当油井开井后，泵吸入口处的稠油没有与油套环空的稀油混合，直接进入油管中，导致开井后油管内发生稠油堵塞现象。
3.1.2配套注稀油工艺分析
根据间开井关井及开井前液面变化关系，可以计算关井期间液面上升速度，根据预计关井时间，可以计算预计关井期间地层进入油套环空稠油量，这样关井时可以向油套环空反注等量的稀油;同时配合定期测试油套环空液面，精确计算进入油套环空稠油量，继续补注稀油，纠正预测偏差。
该配套工艺方法在塔河油田八区、十区应用40余次，效果显著，稠油间开井开井初期均未发生井筒堵塞现象。例如塔河油田十区T707CH间开机械采油井（表3），在未应用该工艺前，2015年5月至8月，间开生产两次，开井初期均发生井筒堵塞现象;2015年8月至目前，间开生产5次，均未发生井筒堵塞。
3.2掺稀降黏井井筒异常处置标准
总结整理掺稀降黏井井筒处理150余井次情况，根据油井类型、油井生产参数异常，将掺稀降黏井井筒异常处理按照三类处理：机抽井井筒异常处理;自喷井井筒异常处理;电潜泵井井筒异常处理。
3.2.1机抽井井筒堵塞处理
机抽井井筒堵塞，以回压P回压和电流I及电流变化△I为界定标准（回压为油嘴后端输油管线的压力，一般输油管线承压为4MPa，机抽井电机的额定电流为I额定）：
①P回压≤2.5MPa，△I>5A，I≤I额定，处理方式：掺稀量加大1.0-1.5m3/h连续机抽生产，若出现光杆滞后现象，则下调工作制度。
②P回压≤2.5MPa，△I>5A，I>I额定，处理方式：停抽关井，掺稀量加大1.0-1.5m3/h，同时为防止电机烧毁，下调工作制度。
③P回压>2.5MPa，处理方式：先对输油管线进行稀油扫线，然后根据电流情况，按照①、②步处理。
④若前三步处理后，仍出现I>I额定或者光杆滞后现象，则用吊车将光杆上提至最上死点，抽稠泵提出泵筒，压裂车、罐车正注稀油解堵。
3.2.2自喷井井筒堵塞处理
自喷井井筒堵塞应急处理方案，以油压压降△P油压及回压P回压为界定标准。
①△P油压≤1.5MPa，P回压≤2.5MPa，处理方式：掺稀量加大1.5-2m3/h。
②△P油压>1.5MPa，P回压≤2.5MPa，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油。
③P回压>2.5MPa，处理方式：先对输油管线进行稀油扫线，然后根据电流情况，按照①、②步处理。
3.2.3电潜泵井井筒堵塞处理
电潜泵井井筒堵塞应急处理方案，以回压P回压、电流I及电流变化△I为界定标准。
①P回压≤2.5MPa，△I<5A，I≤I额定，处理方式：掺稀量加大2-2.5m3/h生產。
②P回压≤2.5MPa情况下，△I>5A或I>I额定，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油，后掺稀量加大0.5-1m3/h开井生产。
③P回压>2.5MPa，处理方式：关井导通正注流程，正注一个油管容积稀油，再对输油管线进行稀油扫线，后掺稀量加大0.5-1m3/h开井生产。
4、结论
（1）、分析间开机械采油井井筒堵塞机理并进行现场实践，完善间开机械采油井关井井筒注稀油标准，有效降低了间开机械采油井开井后井筒异常发生率，对稠油掺稀降黏稳定开发取得了明显成效。
（2）、总结稠油井井筒异常参数特征及处置经验，梳理稠油井异常参数标准及处置标准，对掺稀降黏异常信号提早发现，采取定量化处置起到指导作用。
参考文献
[1]张锐.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1999，1-3页
[2]林涛，候子旭等.塔河油田石油工程技术与实践[M].北京：中国石化出版社，2012.2
[3]于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J].《特种油气藏》，2001.6，第卷第2期，第2页
[4]梅春明，李柏林.塔河油田掺稀降粘工艺[J].石油钻探技术，2009.1，第 37卷第1期，第3页
（作者单位：中石化西北油田分公司采油三厂开发研究所）