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摘 要：由于该断块属于稠油油藏，原油粘度较大（50℃ ，原油平均粘度为1216mPa.s），油田尚无同类油藏开发经验可供借鉴，新井的大量投产，产量的快速上升使我们面对油藏、井筒、集输、生产组织等各方面的挑战，通过不断摸索与实践X断块稠油油藏开发的问题与对策，通过二氧化碳吞吐、井筒加药、电加热杆的应用，点滴加药泵的研制、集输系统全程保温等方式，取得一定的效果，对同类稠油油藏开发具有一定借鉴意义。
关键字：稠油 降粘 二氧化碳吞吐
1.开发历程
断块自1994.04月投入开发，经历了定向井开发阶段及水平井开发阶段，因油水粘度比大，定向井开发初期定向井产液能力低，2006年以后采用水平井开发，生产效果较好，日产油最高40t。2010年，随着二氧化碳吞吐措施的实施，产量得以稳定，2018年9月，随着新井的逐渐投产，断块焕发了新的生机！
2.降粘效果探索与应用
2.1油藏问题
问题：油藏原油粘度过大，无法正常采出
断块投产初期第一步需要解决的是油藏问题，由于原油粘度太大，原油甚至无法从地层流入井筒，多口井开井后出现井口出液不连续，功图显示供液不足的情况，我们当初怀疑是地层能量的问题，后得出结论：油藏原油粘度过大，无法流入工作筒。
结合前期的调研和试验成果，X断块优选降粘剂吞吐、CO2吞吐、两种方式
2.2 井筒问题
问题：井筒原油粘度大，导致不同步频发
随着新井一口口吞吐投产，不同步现象出现的越来越频繁，在新井投产初期低含水阶段，受稠油影响，多井出现不同步现象，传统的泵车洗井对油井含水影响较大，且有效期短，亟待寻找新的井筒降粘方式
2.2.1 L井原油降粘实验（化学法）
实验方法
将L井原油进行简易脱水，制成去游离水稠油，将稠油和地层水按一定比例配制成含一定比例的原油，搅拌均匀后，在40℃恒温条件下用SNB-3旋转粘度计测定初始粘度;取一个1000ml烧杯，加入上述配制好的原油 400g，并且加入1.6g（加药量为0.4%）的筛选药剂，置于70±1℃的恒温水浴中，恒温20min 并于1200r/min的转速下搅拌均匀，用SNB-3旋转粘度计测定40℃时此原油的粘度。
实验结果分析
原油流动改性剂降粘效果不理想，而采油用降粘剂 表面活性剂类 JRSJ-1降粘效果理想，并随着原油含水率的增高，降粘效果稳步提升，在含水30%的情况下降粘率达到了70%以上，而当含水为50%时，降粘率更是达到97%以上，此时有部分水已经从油中脱离出来，出现明显的分层现象。采油用降粘剂 表面活性剂类 JRSJ-1可以起到很好的降粘效果。
2.2.4 实践：井筒降粘——井筒加药（化学法）
初期井筒加药我们均采用的水基降粘剂，但是在低含水期效果并不理想，通过在辽河油田的学习，受掺稀采油的启发，采油三区积极与油田管理科和工艺所结合，针对油田常用的水基降粘劑进行改进，与瑞丰结合，改进并生产油基降粘剂，针对该断块新投产油井初期无水采油期以及低含水期，采用油基降粘剂，取得了明显的效果。
经过多次试验，摸索出降粘剂效益最大化的使用规律，含水小于40%，使用油基降粘剂，含水40%-80%，使用水基降粘剂，大于80%，停用降粘剂。
2.2.5 井筒降粘——空心杆电加热投产及管理（物理法）
（ 1） 连续控制法： 为了保证抽油机正常工作和产油量， 使加热装置满功率输出， 并且长期连续不断的运行。保证抽油机正常工作， 计算油井加热就过剩电能， 实验该方法能否较好控制电加热装置。
试验井 ：N井
（井口出液温度：40度+）
（ 2） 定时控制法：使加热装置满功率输出， 但加热装置不是连续运行， 通过时钟控制， 让加热装置定时运行。确定加热装置运行时间及停止时间， 根据井液温度变化来确定加热装置运行时间及停止时间。
试验井 ：AA井
（井口出液温度：35+）
（ 3） 改变功率法： 定时改变电加热装置的输出功率， 试图改变输出功率达到节电目的。只能依靠操作技术员的经验调整电加热装置的功率， 评价是否具备操作性。
试验井：BB井
（井口出液温度：35+）
2.3 集输问题
一方面，稠油导致局部管线压力高，最高回压达到4MPa。同时在吞吐井集中开井后拉油罐拉油困难，单车拉油时间由20分钟左右增加到50分钟左右。
2.3.1对策1——管线点滴加药泵的研制（物理法）
断块投产初期，单井管线回压上升较快，导致系统无法正常运行。利用加碱系统每天加清水稀释的方式保证管线通畅，但费用较高。维护费用10万元/月，年费用测算达到145万元。
采油技师们自行研制的点滴加药装置，并与瑞丰公司结合配置了水基降粘剂，有效的解决了单井管线回压高的问题，并降低地面维护成本。
2.3.2对策2——集输系统全程加热保温（物理法）
通过对采油树包裹、管线中频加热、大罐加热棒的启用，保证全套流程温度不低于30℃，原油粘度不大于2500mPa.s，使生产平稳运行。
3.经济效益
针对目前断块产出原油为稠油的特点，结合新井投产进度和产液含水变化制定了单井电加热杆、管线中频加热、集输管网加药运行制度。通过分阶段的优化制度，实现成本有效控制。
对比总结：结合新井投产进度，在保持正常储油、拉油生产的基础上，有效降低并维持输油管网运行压力，降低动力能耗，依据油井产液含水变化动态调整单井电加热杆、管线中频加热、井口伴热，集输管网加药运行制度，第三阶段相比第一阶段共计减少月动力费40万，能耗降低显著。
4 结语
问题1：油藏原油粘度过大，无法正常采出
对策1：降粘剂吞吐（效果差，舍弃）
对策2：二氧化碳吞吐（效果好，技术成熟）
问题2：井筒原油粘度大，导致不同步频发
对策1：井筒加药（化学法）
对策2：电加热杆应用（物理法）
问题3：稠油导致集输系统回压升高
对策1：点滴低压管线加注降粘剂（化学法）
对策2： 集输系统全程加热保温（物理法）
关键字：稠油 降粘 二氧化碳吞吐
1.开发历程
断块自1994.04月投入开发，经历了定向井开发阶段及水平井开发阶段，因油水粘度比大，定向井开发初期定向井产液能力低，2006年以后采用水平井开发，生产效果较好，日产油最高40t。2010年，随着二氧化碳吞吐措施的实施，产量得以稳定，2018年9月，随着新井的逐渐投产，断块焕发了新的生机！
2.降粘效果探索与应用
2.1油藏问题
问题：油藏原油粘度过大，无法正常采出
断块投产初期第一步需要解决的是油藏问题，由于原油粘度太大，原油甚至无法从地层流入井筒，多口井开井后出现井口出液不连续，功图显示供液不足的情况，我们当初怀疑是地层能量的问题，后得出结论：油藏原油粘度过大，无法流入工作筒。
结合前期的调研和试验成果，X断块优选降粘剂吞吐、CO2吞吐、两种方式
2.2 井筒问题
问题：井筒原油粘度大，导致不同步频发
随着新井一口口吞吐投产，不同步现象出现的越来越频繁，在新井投产初期低含水阶段，受稠油影响，多井出现不同步现象，传统的泵车洗井对油井含水影响较大，且有效期短，亟待寻找新的井筒降粘方式
2.2.1 L井原油降粘实验（化学法）
实验方法
将L井原油进行简易脱水，制成去游离水稠油，将稠油和地层水按一定比例配制成含一定比例的原油，搅拌均匀后，在40℃恒温条件下用SNB-3旋转粘度计测定初始粘度;取一个1000ml烧杯，加入上述配制好的原油 400g，并且加入1.6g（加药量为0.4%）的筛选药剂，置于70±1℃的恒温水浴中，恒温20min 并于1200r/min的转速下搅拌均匀，用SNB-3旋转粘度计测定40℃时此原油的粘度。
实验结果分析
原油流动改性剂降粘效果不理想，而采油用降粘剂 表面活性剂类 JRSJ-1降粘效果理想，并随着原油含水率的增高，降粘效果稳步提升，在含水30%的情况下降粘率达到了70%以上，而当含水为50%时，降粘率更是达到97%以上，此时有部分水已经从油中脱离出来，出现明显的分层现象。采油用降粘剂 表面活性剂类 JRSJ-1可以起到很好的降粘效果。
2.2.4 实践：井筒降粘——井筒加药（化学法）
初期井筒加药我们均采用的水基降粘剂，但是在低含水期效果并不理想，通过在辽河油田的学习，受掺稀采油的启发，采油三区积极与油田管理科和工艺所结合，针对油田常用的水基降粘劑进行改进，与瑞丰结合，改进并生产油基降粘剂，针对该断块新投产油井初期无水采油期以及低含水期，采用油基降粘剂，取得了明显的效果。
经过多次试验，摸索出降粘剂效益最大化的使用规律，含水小于40%，使用油基降粘剂，含水40%-80%，使用水基降粘剂，大于80%，停用降粘剂。
2.2.5 井筒降粘——空心杆电加热投产及管理（物理法）
（ 1） 连续控制法： 为了保证抽油机正常工作和产油量， 使加热装置满功率输出， 并且长期连续不断的运行。保证抽油机正常工作， 计算油井加热就过剩电能， 实验该方法能否较好控制电加热装置。
试验井 ：N井
（井口出液温度：40度+）
（ 2） 定时控制法：使加热装置满功率输出， 但加热装置不是连续运行， 通过时钟控制， 让加热装置定时运行。确定加热装置运行时间及停止时间， 根据井液温度变化来确定加热装置运行时间及停止时间。
试验井 ：AA井
（井口出液温度：35+）
（ 3） 改变功率法： 定时改变电加热装置的输出功率， 试图改变输出功率达到节电目的。只能依靠操作技术员的经验调整电加热装置的功率， 评价是否具备操作性。
试验井：BB井
（井口出液温度：35+）
2.3 集输问题
一方面，稠油导致局部管线压力高，最高回压达到4MPa。同时在吞吐井集中开井后拉油罐拉油困难，单车拉油时间由20分钟左右增加到50分钟左右。
2.3.1对策1——管线点滴加药泵的研制（物理法）
断块投产初期，单井管线回压上升较快，导致系统无法正常运行。利用加碱系统每天加清水稀释的方式保证管线通畅，但费用较高。维护费用10万元/月，年费用测算达到145万元。
采油技师们自行研制的点滴加药装置，并与瑞丰公司结合配置了水基降粘剂，有效的解决了单井管线回压高的问题，并降低地面维护成本。
2.3.2对策2——集输系统全程加热保温（物理法）
通过对采油树包裹、管线中频加热、大罐加热棒的启用，保证全套流程温度不低于30℃，原油粘度不大于2500mPa.s，使生产平稳运行。
3.经济效益
针对目前断块产出原油为稠油的特点，结合新井投产进度和产液含水变化制定了单井电加热杆、管线中频加热、集输管网加药运行制度。通过分阶段的优化制度，实现成本有效控制。
对比总结：结合新井投产进度，在保持正常储油、拉油生产的基础上，有效降低并维持输油管网运行压力，降低动力能耗，依据油井产液含水变化动态调整单井电加热杆、管线中频加热、井口伴热，集输管网加药运行制度，第三阶段相比第一阶段共计减少月动力费40万，能耗降低显著。
4 结语
问题1：油藏原油粘度过大，无法正常采出
对策1：降粘剂吞吐（效果差，舍弃）
对策2：二氧化碳吞吐（效果好，技术成熟）
问题2：井筒原油粘度大，导致不同步频发
对策1：井筒加药（化学法）
对策2：电加热杆应用（物理法）
问题3：稠油导致集输系统回压升高
对策1：点滴低压管线加注降粘剂（化学法）
对策2： 集输系统全程加热保温（物理法）