李万军 方勇

摘 要 八面河稠油资源分布广泛，储层差异大，开采效果较差，尤其是二类稠油开采难度大，单井产量低，除蒸汽吞吐外，冷采开发一直未突破核心和关键技术，严重制约了这类资源的开采效果和效益，随着稠油蒸汽吞吐轮次逐渐增加，选井难度越来越大，成本不断增加，低油价条件下，亟需攻关低成本、低风险的冷采开发接替技术来实现稠油井增产。

关键词 稠油 冷采 增产技术

中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2021）05-0004-03

八面河稠油区块主要分布在面22、面120和面138区块，构造位置处于东营凹陷南斜坡中南段，目前开井301口，日均液量8.3m3，日均油量1.3t，平均粘度4370mpa.s（见表1）。

稠油井常规开产普遍低产低液，主要原因是地层状态下原油的粘度较高，在地层中流动性差，在井筒中举升困难，光杆不同步现象普遍，管理难度大，导致油井不能正常生产，开采效率低[1]。

针对稠油井存在的问题，主要开展三个方面的研究内容：一是开展井筒稠油流变特性研究;二是根据稠油流变特性研究得出的结论，开展掺水加药降粘工艺效果评价，形成了适合八面河油田稠油油井的掺水降粘工艺;三是开展稠油冷采增产工艺技术研究（开展包括微生物采油、提高大斜度稠油水平井生产压差等稠油增产技术研究），取得适合八面河油田稠油冷采增产的认识。

1 开展井筒稠油的流变特性研究

1.1 深度与温度的关系

八面河油田稠油油藏埋藏深度一般在800-1300米，根据常规油管的井筒温度分布公式，可以计算出井筒内各个深度的液体温度。……