本报讯(通讯员 杨卫东)中国石化西北油田分公司去年以来采用超深稠油掺稀降黏和注水替油工艺技术，产量大幅上升。

　　西北油田分公司塔河油田奥陶系部分缝洞型碳酸盐岩油藏属于超稠油油藏，由于原油黏度很高，深层稠油在井筒中向上流动时，由于温度、压力的降低，黏度逐渐增大，原油流至距井口2000米时就开始凝固，给稠油开发带来很大的困难。

　　对于该类油藏开发，目前国内外尚没有可借鉴的经验。因此，解决超稠油开发问题，长期以来一直是西北油田分公司油气上产的关键。

　　面对这一世界级开采难题，西北油田分公司与采油厂密切协作，采取“边实践、边研究、边总结、边转化、边推广”的模式，经过近5年的科研攻关，形成了超深稠油掺稀降黏和注水替油工艺技术，同时形成开式、闭式以及复合机抽等12项独具塔河油田特色的配套采油工艺技术，基本可满足目前稠油井开发需要，结束了见“稠”发“愁”的历史，使超稠油油藏产能建设得以顺利实施，稠油产量由2005年的221万吨上升到2006年的241万吨。

　　掺稀降黏工艺

　　塔河油田开发初期，采用的是加热原理进行稠油降黏，但这些工艺存在一些弱点，如井筒热损失导致加热效果差，高矿化度地层水腐蚀导致绝缘性能差、使用寿命短，电加热能耗高，稠油降黏效果不理想。

　　从2002年开始，西北油田分公司首次对黏度在50摄氏度时为15万毫帕·秒以上的稠油实施井筒掺稀降黏工艺。针对塔河油田稠油特性，将经过加热的稀油掺入油套环空中，使其在井下与稠油混合，稠油黏度得到大幅度降低，流动性变好。在后续开发过程中，运用正掺、开式等掺稀举升器，以及机抽配合掺稀等一系列配套开采工艺，将原油顺利举升到地面。

　　目前，塔河深层稠油掺稀降黏开采工艺已成为塔河油田稠油开采的主要手段，动用近亿吨的难采储量，塔河油田稠油井数从2001年20口增加到目前的135口，并已先后在100余口井实施掺稀降黏开采，平均注采比为1∶1.18，累计增油230万余吨。

　　注水替油工艺

　　塔河油田缝洞型油藏主要依靠天然能量弹性驱动进行开采，产量递减快，年自然递减一般在30%以上，标定采收率仅12%左右。2005年，西北油田分公司探索出单井注水吞吐的开采方式，通过单井注水替油提高稠油采收率。

　　众所周知，注水替油工艺的原理是根据油水比重不同，对油井注水，通过油水置换将油替出。截至目前，西北油田分公司已累计对近90口井实施注水替油，累计注水约100万立方米，累计增油约35万吨，平均注采比达到2.76∶1。

　　西北油田分公司在不断实践的过程中，进一步总结出一套较为完整的单井注水选井选层方法，逐渐摸索并建立起一套注水替油注采参数试用标准，使塔河油田六区、七区、八区等缝洞型碳酸盐岩油藏中的一批停躺、低产低效井快速、有效地恢复并提高了产能。