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摘 要：文留油田稠油井分散，物性差异较大，依据粘度将其分为普通稠油、特稠油和超稠油， 本文对这三类稠油的物理特性、开采方式进行了分析和研究。结合文16-45井，详细介绍了稠油开采和应用油基稠油降粘复合解堵工艺情况。
关键词：文留油田 稠油 特性 降粘 热洗 解堵
文留油田随着老区滚动扩边及Ⅱ、Ⅲ类储层的不断开发，稠油井日益增多，但比较分散。不同稠油井之间，物理特性差异较大，50℃脱气原油粘度104～9100 mPa.s，平均粘度814.06 mPa.s；地面脱气原油密度0.8215～0.9350g/cm3，平均密度0.8678g/cm3。
一、 文留油田稠油物理特性
按有关稠油分类标准，把文留油田稠油分为三类：普通稠油、特稠油和超稠油（见表1）。
说明：表中粘度取50℃时地面脱气原油粘度；分类以原油粘度为首要指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。
1.普通稠油
普通稠油即50℃温度下脱气原油粘度在100～6000mPa.s之间，能用常规抽油泵生产，表现为粘滞阻力较大，功图肥大，电流较高。文留油田有普通稠油井32口，占稠油井总数的86.5%。其中11口井用常规降粘剂或定期热洗降粘后，能维持低能耗长检泵周期持续生产。有5口井用常规降粘剂降粘后，伴有粘滞力较大的重质油析出集聚，导致泵阀球失灵，常规热洗无效，需要进行作业检泵。有4口稠油井因粘度相对较低，通过选用或改进抽稠泵即可维持正常生产。有 12口井常规降粘效果较差，频繁洗井扫线，长期高能耗生产；由于粘度降不下来，流动阻力大，泵效低，严重影响原油产量，但通过油套环空投加新型高效专用降粘剂也实现了正常生产。
2. 特稠油
特稠油即50℃温度下脱气原油粘度在6000～10000mPa.s之间。文留油田有特稠油井4口，分别为文16-45、文25-116、25-112井、文38-75井，50℃时脱气原油粘度分别为7200 mPa.s、9100 mPa.s、6000 mPa.s、7580mPa.s。这些井，稠油在井筒及地层近井地带流动困难，易堵塞地层孔隙，降低近井地带岩石渗透率，油井产量低，开发难度大。
3.超稠油
文留油田濮深18-1属超稠油井。濮深18-1油藏，是高温高压泥岩裂缝，藏深3270.5m，藏温130℃，静压55MPa。地面脱气原油在常温下呈渣油形态，加热至160℃仍不具流动性，与文一联稀油按100：80比例掺稀后，80℃粘度为347×104 mPa·s。
二、 稠油开采方式研究及应用
1.开采方式研究
通过对各油田稠油开采状况调研，将蒸汽降粘、天然气吞吐、化学降粘、掺稀等稠油开采方式的优缺点，进行了归类对比分析（见表2）。
文留油田稠油井主要位于老区边部，呈逐渐增多趋势、分布复杂、高度零散、物性差异大、没有规律，不能集中规模开采，不具备整装稠油开发特征。根据各油藏稠油特点及产出液物性差异，我们对文留油田稠油降粘及开采进行了探索。
针对常规降粘措施效果较差，我们研制了油基复合降粘技术、高增溶强介入分散降粘技术、油基水基乳合降粘技术等，较好的满足了文留油田油藏边部稠油开采技术要求，取得了较好效果。
2.开采应用研究
文16-45井，油稠含蜡高。 42℃时，原油脱气粘度11000mpa.s；50℃时，原油脱气粘度6900 mPa·s。
该井2011年10月20日压裂投产，生产井段3411.5-3423.3m，生产层位S3中7，10.5m/4n。压裂后初期3mm油咀进站生产，因其油稠10月22日改进罐生产。11月11日停喷上作业转抽，同时配套上双空心杆加热装置，作业洗井不通。11月17日下∮73mm平式管顶钻下不去，用87℃热水打压21Mpa憋通后，持续洗井，压力降至3.0Mpa，完成作业工序。
该井2011年11月21日下泵生产，泵挂深度1751.17m， 喇叭口深度1846.84m，工作制度38*4.8*2.5，开抽生产后第9天，油井出液量迅速减少，由正常的7.1m3/d下降到2.1m3/d，液面由531m上升到井口。 12月4日该井热洗，用700型水泥车+87℃热水洗井，启泵压力12MPa以上，洗井压力最终降至3MPa，热洗后油井出液正常。之后每天加注常规降粘剂，而且还需经常热洗。采用热洗加常规降粘剂平均洗井周期只有4天（见表3）
通过对各种生产参数及室内实验数据进行分析，我们判断该井产量低的原因，是由于近井地带压力温度变化，致使分子量较大的重质组份不断析出，堵塞地层孔隙，导致地层渗透率变低，油井产能下降。为解除文16-45井重质油、垢类以及少量地层粘土类运移到近井地带形成的堵塞，我们将油基稠油降粘剂与低浓度酸液、表面活性剂、互溶剂等配成稳定的乳状液，按酸化施工程序进行解堵施工。2012年4月7日措施后，泵压由15MPa降至2MPa。开井生产后，定期在油套环空投加无酸的油基复合降粘剂，维持了后续平稳生产。
实施地层解堵和井筒投加降粘剂后，该井日产液由措施前2.1m3/d增加到措施后7.3 m3/d，日增液5.2m3，日产油由措施前1.0t/d增加到措施后2.7t/d，日增油1.7t，正常生产268天，累计增油362吨，取得了良好效果。
三、结论与认识
1 开采稠油的核心是降低原油粘度，增加原油的流动性，因此无论采取什么措施都是围绕这一核心开展工作的。
2 文留油田稠油井比较分散，物理特性差异较大，因此需要因井施策，针对不同井的稠油特性，采取不同的降粘方法。
3 油基稠油降粘复合解堵工艺在文16-45井的成功应用，为稠油开采探索了一条成功路径。
参考文献：
[1]王慧敏 王积龙 化学降粘开采技术在小断块稠油油田的应用 石油规划设计 1996（2） 23-25
[2]王云峰 张春光 侯万国等 表面活性剂及其在油气田的应用 北京 石油工业出版社 1995 158-164
[3]孟科全 唐晓东等 稠油降粘技术研究进展 天然气与石油 2009.3
作者简介：李玉清 男 汉族 1971年 工程师 主要从事油田化学与压裂工作
关键词：文留油田 稠油 特性 降粘 热洗 解堵
文留油田随着老区滚动扩边及Ⅱ、Ⅲ类储层的不断开发，稠油井日益增多，但比较分散。不同稠油井之间，物理特性差异较大，50℃脱气原油粘度104～9100 mPa.s，平均粘度814.06 mPa.s；地面脱气原油密度0.8215～0.9350g/cm3，平均密度0.8678g/cm3。
一、 文留油田稠油物理特性
按有关稠油分类标准，把文留油田稠油分为三类：普通稠油、特稠油和超稠油（见表1）。
说明：表中粘度取50℃时地面脱气原油粘度；分类以原油粘度为首要指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。
1.普通稠油
普通稠油即50℃温度下脱气原油粘度在100～6000mPa.s之间，能用常规抽油泵生产，表现为粘滞阻力较大，功图肥大，电流较高。文留油田有普通稠油井32口，占稠油井总数的86.5%。其中11口井用常规降粘剂或定期热洗降粘后，能维持低能耗长检泵周期持续生产。有5口井用常规降粘剂降粘后，伴有粘滞力较大的重质油析出集聚，导致泵阀球失灵，常规热洗无效，需要进行作业检泵。有4口稠油井因粘度相对较低，通过选用或改进抽稠泵即可维持正常生产。有 12口井常规降粘效果较差，频繁洗井扫线，长期高能耗生产；由于粘度降不下来，流动阻力大，泵效低，严重影响原油产量，但通过油套环空投加新型高效专用降粘剂也实现了正常生产。
2. 特稠油
特稠油即50℃温度下脱气原油粘度在6000～10000mPa.s之间。文留油田有特稠油井4口，分别为文16-45、文25-116、25-112井、文38-75井，50℃时脱气原油粘度分别为7200 mPa.s、9100 mPa.s、6000 mPa.s、7580mPa.s。这些井，稠油在井筒及地层近井地带流动困难，易堵塞地层孔隙，降低近井地带岩石渗透率，油井产量低，开发难度大。
3.超稠油
文留油田濮深18-1属超稠油井。濮深18-1油藏，是高温高压泥岩裂缝，藏深3270.5m，藏温130℃，静压55MPa。地面脱气原油在常温下呈渣油形态，加热至160℃仍不具流动性，与文一联稀油按100：80比例掺稀后，80℃粘度为347×104 mPa·s。
二、 稠油开采方式研究及应用
1.开采方式研究
通过对各油田稠油开采状况调研，将蒸汽降粘、天然气吞吐、化学降粘、掺稀等稠油开采方式的优缺点，进行了归类对比分析（见表2）。
文留油田稠油井主要位于老区边部，呈逐渐增多趋势、分布复杂、高度零散、物性差异大、没有规律，不能集中规模开采，不具备整装稠油开发特征。根据各油藏稠油特点及产出液物性差异，我们对文留油田稠油降粘及开采进行了探索。
针对常规降粘措施效果较差，我们研制了油基复合降粘技术、高增溶强介入分散降粘技术、油基水基乳合降粘技术等，较好的满足了文留油田油藏边部稠油开采技术要求，取得了较好效果。
2.开采应用研究
文16-45井，油稠含蜡高。 42℃时，原油脱气粘度11000mpa.s；50℃时，原油脱气粘度6900 mPa·s。
该井2011年10月20日压裂投产，生产井段3411.5-3423.3m，生产层位S3中7，10.5m/4n。压裂后初期3mm油咀进站生产，因其油稠10月22日改进罐生产。11月11日停喷上作业转抽，同时配套上双空心杆加热装置，作业洗井不通。11月17日下∮73mm平式管顶钻下不去，用87℃热水打压21Mpa憋通后，持续洗井，压力降至3.0Mpa，完成作业工序。
该井2011年11月21日下泵生产，泵挂深度1751.17m， 喇叭口深度1846.84m，工作制度38*4.8*2.5，开抽生产后第9天，油井出液量迅速减少，由正常的7.1m3/d下降到2.1m3/d，液面由531m上升到井口。 12月4日该井热洗，用700型水泥车+87℃热水洗井，启泵压力12MPa以上，洗井压力最终降至3MPa，热洗后油井出液正常。之后每天加注常规降粘剂，而且还需经常热洗。采用热洗加常规降粘剂平均洗井周期只有4天（见表3）
通过对各种生产参数及室内实验数据进行分析，我们判断该井产量低的原因，是由于近井地带压力温度变化，致使分子量较大的重质组份不断析出，堵塞地层孔隙，导致地层渗透率变低，油井产能下降。为解除文16-45井重质油、垢类以及少量地层粘土类运移到近井地带形成的堵塞，我们将油基稠油降粘剂与低浓度酸液、表面活性剂、互溶剂等配成稳定的乳状液，按酸化施工程序进行解堵施工。2012年4月7日措施后，泵压由15MPa降至2MPa。开井生产后，定期在油套环空投加无酸的油基复合降粘剂，维持了后续平稳生产。
实施地层解堵和井筒投加降粘剂后，该井日产液由措施前2.1m3/d增加到措施后7.3 m3/d，日增液5.2m3，日产油由措施前1.0t/d增加到措施后2.7t/d，日增油1.7t，正常生产268天，累计增油362吨，取得了良好效果。
三、结论与认识
1 开采稠油的核心是降低原油粘度，增加原油的流动性，因此无论采取什么措施都是围绕这一核心开展工作的。
2 文留油田稠油井比较分散，物理特性差异较大，因此需要因井施策，针对不同井的稠油特性，采取不同的降粘方法。
3 油基稠油降粘复合解堵工艺在文16-45井的成功应用，为稠油开采探索了一条成功路径。
参考文献：
[1]王慧敏 王积龙 化学降粘开采技术在小断块稠油油田的应用 石油规划设计 1996（2） 23-25
[2]王云峰 张春光 侯万国等 表面活性剂及其在油气田的应用 北京 石油工业出版社 1995 158-164
[3]孟科全 唐晓东等 稠油降粘技术研究进展 天然气与石油 2009.3
作者简介：李玉清 男 汉族 1971年 工程师 主要从事油田化学与压裂工作