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摘 要：洼38块由于低压、低产，原油在管线中流速慢，必须细致入微地搞好掺油工作。本文从掺油机理进行分析，运用工程技术的方法提出了最佳配比量的确定，并从开采层位、沉积相、吞吐周期、生产阶段和地面情况五个方面进行分析，针对不同类别的油井进行掺稀油生产技术的研讨，为同类稠油油田掺稀油工作提供参考。
关键词：掺稀油 稠油 粘度 洼38块
洼38块构造上属于辽河断陷盘地中央隆起南部倾没带的北端，含油面积8.9km2，石油地质储量3224×104t，开发目的层为下第三系东营组、沙河街组，油藏埋深1150～1460m，储层岩性为硬质长石，中粗粒、细粉砂岩，泥质胶结，属于大孔高渗储层。50℃平均原油粘度15900mPa·s，最高达34052mPa·s，属深层特稠油油藏。
一、油井特点
洼38块1991年7月投入开发，采取蒸汽吞吐与泵下掺稀油开采方式，截至2012年12月，共有油井425口，开井252口，日产油458t/d，综合含水93.0%，累计产油742.7×104t，采油速度0.51%，采出程度23.04%。累计注汽1340.7×104t，累计吞吐油汽比0.53。平均吞吐9.5个轮次，其中，低周期（1～3周期）油井83口；中周期（4～7周期）油井63口；高周期（>7周期）油井106口。洼38块的地层结构特点和蒸汽吞吐的开发方式决定了油井具有以下几个特点：
1.原油粘度高
洼38块原油油品较稠，胶沥含量较高，具有高密度、高黏度和低含蜡量的特点，因此采用井筒掺稀油降粘工艺开采。
2.油井普遍出砂
洼38块地层结构疏松，颗粒细，油层相对较浅，上覆压力低，成岩作用差。此外，由于多轮次吞吐过程中的激动以及吞吐初期大量的放喷，造成地层破坏，加之原油粘度高，携砂能力强，导致吞吐回采过程中油井普遍出砂。
3.油水分离严重
由于长期采取蒸汽吞吐开发方式，高周期油井和吞吐效果不好的油井，油水分离严重，造成油井含水不稳定，给掺稀油工作带来一定困难。
二、稀油降粘的机理
1.直接混合加热降粘
稀油加温后掺入井下，使其与稠油在油套环空充分混合，可以成倍甚至几十倍地降低原油粘度，减少摩擦阻力，改善原油的流动性，维持生产并改善抽油泵的吸入条件，提高泵的充满系数，以达到提高泵效的目的。对于一定粘度的稠油，随掺入稀油比例增大，粘度下降也越快。 从理论上计算掺入稀油比例与混合油粘度的关系，可依据公式：
式中：μ混、μ稀、μ稠-分别为混合油、稀油、稠油粘度；k-为掺入稀油比例；
在相同温度下，掺入稀油比例越大，原油粘度越低；而掺入稀油比例越低温度越高降粘程度越明显。所以，掺入稀油一定要保证一定的温度要求，这样才能起到很好的降粘效果。洼38块油层中深大约为1320m，地温梯度为2.72℃/100m，原始地层温度为46℃，所以要求稀油入井温度达到50℃以上，但稀油温度也不宜过高，稀油在高温时轻质成分大量挥发，降低了稀油的降粘作用，所以建议掺入稀油温度控制在60-80℃之间。
2.加热油管间接降粘
加热后的稀油在向井下流动的过程中，井筒中存在径向传热过程，即热稀油可以加热抽油管柱，也就可以间接加热油管中生产的稠油，这样就降低了原油粘度，使油管压力降低。
在稳定热流状态下，热稀油通过油管壁向油管内的稠油加热的径向热流速Qs与油管壁内外温度差（Tto-Tti）和单元段长度△L形成的油管外表面积成正比：
式中：Qs-单元径向热流速，kal/h；Ktub-为油管的导热系数，kcal/（m2·h·℃）；
rto-为油管半径，m；Tto、Tti-为油管壁外、内的温度，℃
△L-油管单元段长度，m
如果掺入稀油温度为60℃，钢的导热系数一般为37-40kcal/（m·h·℃），稠油温度为40℃，则热流速Qs能达到223.3kal/h。
三、与掺稀油有关的几个因素
1.掺油和开采层位的关系
洼38块三套开发层系中，东二段油层粘度为5757～9772mPa·s，边水活跃，油水粘度比较大，多数油井均采用多层合采方式生产，造成油井水淹严重，现已进入高含水低速采油阶段，所以此类油井生产时不掺稀油或少量掺稀油即可保证正常生产。
东三段油層粘度为7478-12016mPa·s，原油粘度较高。岩性较细，以细砂岩、粉砂岩为主，细砂岩占47.6%，粉砂岩及泥质粉砂岩占17.8%，粒度中值0.16m，粘土矿物中蒙脱石占45.6%，胶结疏松，属高孔，高渗储层，出砂严重。所以尽量控制掺稀油，保证原油具有一定的携砂能力。
沙三段油层属深层特稠油油藏，50℃地面脱气原油粘度为12615mPa·s，原油密度0.987g/cm3，凝固点为18.24℃，含腊量2.2%，胶质+沥青质33.36%。岩性较粗，以砾岩、砂砾岩为主，沙三段储层属于大孔隙度、高渗透储层。所以掺油比较东三段油层要大些。
2.掺油与沉积相带的关系
洼38块田属于扇三角洲沉积相，沙三段分为辫状沟道微相和沟道间及中扇前端微相，辫状沟道微相岩性较粗，出砂较轻，沟道间及中扇前端微相岩性细，出砂较重；东三段分为河口砂坝、边缘薄层砂、间湾及前三角洲微相，出砂程度逐渐增强。
如果掺油比偏大，一方面泵筒以上油管中的稠油粘度降低较快，携砂能力下降，如果此时停抽，砂回落的相对速度加快，极易造成卡泵等情况的发生。另一方面，稀油和稠油在泵下混合，原油中含细粉砂，稠油粘度降低后，细粉砂与稠油脱离，沉降至沉砂口袋，洼38块的沉砂口袋约50m3，约能容纳1.24m3砂子，日积月累砂埋油层，造成油井出稀油，即掺入的稀油被重新采会地面。
3.掺油与地面管线情况
对于冬季生产来说，掺油保管线用量是绝对不能忽视的。由于油井受初期放喷因素影响，很多油井黄夹克保温层与管线脱离，保温效果较差，温耗大。油井管线埋于地下，冬季大地冰冻（个别油井埋深不够），热量损失大；夏季管线被苇田水侵泡，热量损失也较大，冬夏季掺油量变化不大。当平台油井管线高出地面，不受苇田水影响，但受大气温度影响较大，夏季气温高，管线温耗小，可以不考虑保管线掺油量。冬季气温低，管线温耗大，必须考虑掺油保管线用量。
四、结论
稠油井掺稀油一定要通过分析开采层位、沉积相带、吞吐周期、生产阶段、地面情况，合理计算出油井不同时期的掺油量，正常生产的稠油井要保证均衡掺油的原则。掺油管理必须做到地质、工程和现场调掺互相沟通、密切配合。
参考文献
[1] 刘文章编著，《稠油注蒸汽热采工程》， 北京：石油工业出版社，1997.7.
[2] 张锐等编著，《稠油热采技术》，北京：石油工业出版社，1999.4.
[3] 万仁博主编，《采油工程手册》，北京：石油工业出版社，2003.3.
关键词：掺稀油 稠油 粘度 洼38块
洼38块构造上属于辽河断陷盘地中央隆起南部倾没带的北端，含油面积8.9km2，石油地质储量3224×104t，开发目的层为下第三系东营组、沙河街组，油藏埋深1150～1460m，储层岩性为硬质长石，中粗粒、细粉砂岩，泥质胶结，属于大孔高渗储层。50℃平均原油粘度15900mPa·s，最高达34052mPa·s，属深层特稠油油藏。
一、油井特点
洼38块1991年7月投入开发，采取蒸汽吞吐与泵下掺稀油开采方式，截至2012年12月，共有油井425口，开井252口，日产油458t/d，综合含水93.0%，累计产油742.7×104t，采油速度0.51%，采出程度23.04%。累计注汽1340.7×104t，累计吞吐油汽比0.53。平均吞吐9.5个轮次，其中，低周期（1～3周期）油井83口；中周期（4～7周期）油井63口；高周期（>7周期）油井106口。洼38块的地层结构特点和蒸汽吞吐的开发方式决定了油井具有以下几个特点：
1.原油粘度高
洼38块原油油品较稠，胶沥含量较高，具有高密度、高黏度和低含蜡量的特点，因此采用井筒掺稀油降粘工艺开采。
2.油井普遍出砂
洼38块地层结构疏松，颗粒细，油层相对较浅，上覆压力低，成岩作用差。此外，由于多轮次吞吐过程中的激动以及吞吐初期大量的放喷，造成地层破坏，加之原油粘度高，携砂能力强，导致吞吐回采过程中油井普遍出砂。
3.油水分离严重
由于长期采取蒸汽吞吐开发方式，高周期油井和吞吐效果不好的油井，油水分离严重，造成油井含水不稳定，给掺稀油工作带来一定困难。
二、稀油降粘的机理
1.直接混合加热降粘
稀油加温后掺入井下，使其与稠油在油套环空充分混合，可以成倍甚至几十倍地降低原油粘度，减少摩擦阻力，改善原油的流动性，维持生产并改善抽油泵的吸入条件，提高泵的充满系数，以达到提高泵效的目的。对于一定粘度的稠油，随掺入稀油比例增大，粘度下降也越快。 从理论上计算掺入稀油比例与混合油粘度的关系，可依据公式：
式中：μ混、μ稀、μ稠-分别为混合油、稀油、稠油粘度；k-为掺入稀油比例；
在相同温度下，掺入稀油比例越大，原油粘度越低；而掺入稀油比例越低温度越高降粘程度越明显。所以，掺入稀油一定要保证一定的温度要求，这样才能起到很好的降粘效果。洼38块油层中深大约为1320m，地温梯度为2.72℃/100m，原始地层温度为46℃，所以要求稀油入井温度达到50℃以上，但稀油温度也不宜过高，稀油在高温时轻质成分大量挥发，降低了稀油的降粘作用，所以建议掺入稀油温度控制在60-80℃之间。
2.加热油管间接降粘
加热后的稀油在向井下流动的过程中，井筒中存在径向传热过程，即热稀油可以加热抽油管柱，也就可以间接加热油管中生产的稠油，这样就降低了原油粘度，使油管压力降低。
在稳定热流状态下，热稀油通过油管壁向油管内的稠油加热的径向热流速Qs与油管壁内外温度差（Tto-Tti）和单元段长度△L形成的油管外表面积成正比：
式中：Qs-单元径向热流速，kal/h；Ktub-为油管的导热系数，kcal/（m2·h·℃）；
rto-为油管半径，m；Tto、Tti-为油管壁外、内的温度，℃
△L-油管单元段长度，m
如果掺入稀油温度为60℃，钢的导热系数一般为37-40kcal/（m·h·℃），稠油温度为40℃，则热流速Qs能达到223.3kal/h。
三、与掺稀油有关的几个因素
1.掺油和开采层位的关系
洼38块三套开发层系中，东二段油层粘度为5757～9772mPa·s，边水活跃，油水粘度比较大，多数油井均采用多层合采方式生产，造成油井水淹严重，现已进入高含水低速采油阶段，所以此类油井生产时不掺稀油或少量掺稀油即可保证正常生产。
东三段油層粘度为7478-12016mPa·s，原油粘度较高。岩性较细，以细砂岩、粉砂岩为主，细砂岩占47.6%，粉砂岩及泥质粉砂岩占17.8%，粒度中值0.16m，粘土矿物中蒙脱石占45.6%，胶结疏松，属高孔，高渗储层，出砂严重。所以尽量控制掺稀油，保证原油具有一定的携砂能力。
沙三段油层属深层特稠油油藏，50℃地面脱气原油粘度为12615mPa·s，原油密度0.987g/cm3，凝固点为18.24℃，含腊量2.2%，胶质+沥青质33.36%。岩性较粗，以砾岩、砂砾岩为主，沙三段储层属于大孔隙度、高渗透储层。所以掺油比较东三段油层要大些。
2.掺油与沉积相带的关系
洼38块田属于扇三角洲沉积相，沙三段分为辫状沟道微相和沟道间及中扇前端微相，辫状沟道微相岩性较粗，出砂较轻，沟道间及中扇前端微相岩性细，出砂较重；东三段分为河口砂坝、边缘薄层砂、间湾及前三角洲微相，出砂程度逐渐增强。
如果掺油比偏大，一方面泵筒以上油管中的稠油粘度降低较快，携砂能力下降，如果此时停抽，砂回落的相对速度加快，极易造成卡泵等情况的发生。另一方面，稀油和稠油在泵下混合，原油中含细粉砂，稠油粘度降低后，细粉砂与稠油脱离，沉降至沉砂口袋，洼38块的沉砂口袋约50m3，约能容纳1.24m3砂子，日积月累砂埋油层，造成油井出稀油，即掺入的稀油被重新采会地面。
3.掺油与地面管线情况
对于冬季生产来说，掺油保管线用量是绝对不能忽视的。由于油井受初期放喷因素影响，很多油井黄夹克保温层与管线脱离，保温效果较差，温耗大。油井管线埋于地下，冬季大地冰冻（个别油井埋深不够），热量损失大；夏季管线被苇田水侵泡，热量损失也较大，冬夏季掺油量变化不大。当平台油井管线高出地面，不受苇田水影响，但受大气温度影响较大，夏季气温高，管线温耗小，可以不考虑保管线掺油量。冬季气温低，管线温耗大，必须考虑掺油保管线用量。
四、结论
稠油井掺稀油一定要通过分析开采层位、沉积相带、吞吐周期、生产阶段、地面情况，合理计算出油井不同时期的掺油量，正常生产的稠油井要保证均衡掺油的原则。掺油管理必须做到地质、工程和现场调掺互相沟通、密切配合。
参考文献
[1] 刘文章编著，《稠油注蒸汽热采工程》， 北京：石油工业出版社，1997.7.
[2] 张锐等编著，《稠油热采技术》，北京：石油工业出版社，1999.4.
[3] 万仁博主编，《采油工程手册》，北京：石油工业出版社，2003.3.