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[摘 要]在稠油热采开发过程中，克服了稠油粘度大带来的重重困难，形成了富有自身特色的管理办法，即“地质、工艺、注汽、作业、采油”五位一体过程精细管理法，达到了以下目的：一是优化措施方案运行，确保开发更合理，更科学；二是保证注汽质量，实现周期效益最大化；三是提高作业质量，保证作业井一次成功率，延长油井免修期，降低因油井停产造成的产量损失；四是在保证措施方案、注汽质量和作业质量的前提下，加强油井的采油管理工作，积极培养高效长寿油井，努力提高采油时率。使油藏开发管理过程中的各项工作紧密结合在一起，实现油井产能和效益的最大化。
[关键词]原油粘度，地质工艺，注汽质量，作业，采油管理
中图分类号：F406.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）04-0076-03
1 前言
现河采油四矿所辖的六个稠油单元，总含油面积43.16km2，地质储量5608万吨。主要有馆陶和古潜山两套开发层系，馆陶层系埋藏深度在880-960m，岩性以砂岩为主，原油粘度一般在20000-40000mpa.s，边水发育；潜山层系以风化后的灰岩为主，原油粘度一般在50000mpa.s左右，底水活跃，易形成锥进。自89年投入开采以来已有22年开发历程，先后采用过蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层（试验）三种开采方式，以蒸汽吞吐为主。共经历了四个开发阶段，（89-96年）产能建设上产阶段，（97-99年）相对稳产阶段，（00年-06年）产量递减下降阶段，（07年-目前）产量恢复上升阶段。开发初期，随着稠油储量的陆续投入开发，每年平均投产油井105口，年平均新建产能25万吨，产量逐年上升，达到96年的产量最高峰128.6万吨。截止到目前，采油四矿共投产油井580口（批准报废219口），累计注汽1167万吨，累计产油632万吨，累计產水4576万吨，采出程度11.3%，开创了以乐安油田为代表的薄层砂砾岩稠油油藏成功开采的先河。
2 应用五位一体过程精细管理
在多年的开采中，按照稠油生产的五个过程：即“地质、工艺、注汽、作业、采油”五位一体，开展精细化管理。
2.1 地质方面
2.1.1 核定转周界线和日运行界线
随着稠油开采的不断深入，进入稠油开发后期之后，剩余油饱和度降低，油井综合含水上升，蒸汽吞吐效果逐年变差，周期平均日产油由一周期的14.3t/d降至目前每周期的3.6t/d，周期效果明显变差，但对于稠油油藏开发来说，通过转周注汽实现周期产能接替是稠油生产最基本的措施内容，是稠油生产的基础。按照油汽比的概念，注汽量的多少是一个非常重要的指标，为此，制定最佳转周界线及日运行界线是提升效益的首要问题。本着稠油生产“多投入多产出”的原则，核定油井转周界线和日运行界线，即单井日产油<（作业费/平均周期生产天数+日耗材料费+日耗电费+吨液处理费×日液水平）/矿吨油成本；周期产油>（作业费+注汽量×吨汽成本+日耗电费×周期生产天数+吨液成本×日液水平×周期生产天数+日耗材料费×周期生产天数）/矿吨油成本+自用油。按照以上计算公式分别对各单元的馆陶组和潜山组两套开发层系核定界线，对于选准转周时机非常重要，而且可以据此合理调整成本投入结构。按照《周期效益测算模板》计算极限产量，并结合该块周期产量特点，同时参考草20块转周模板（见图1），确定转周界限。如：草27块油井转周时机是：周期生产100d，当动液面降到700m以下，沉没度降到50m以内，前两周期周期产油达到400t，三周期之后周期产油达到700t，液量小于5t/d，油量小于0.5t/d，井口温度低于45℃时，结束周期生产，采取转周期措施，进入下一轮吞吐周期。
2.1.2 优化措施方案，确保开发更合理、更科学
首先要搞好地质方案设计的优化和运行工作，并提出各系统的生产参数要求，检查各参数运行情况。根据单元地质特点，对提液量、井控要求等提出优化建议，使地质方案设计更适合该单元油井，确保开发更合理，更科学。在技术上，随着周期吞吐次数的增加，必须通过适当加大注汽量，优化注汽参数，提高注汽质量，实施配套工艺来治理高含水，提高周期生产效果，提高采出程度。在管理上，以地质牵头，协调作业、注汽和采油三系统负责人，从油井作业、注汽、到转抽生产各环节，加快生产运行衔接，使各项工作运行紧凑，把好各环节质量管理。在经营上，从效益理念出发，制定了《单元周期效益测算模板》，控制无效、低效成本支出，提高油井周期效益。
2.2 工艺方面
2.2.1 工艺系统管理优化
由地质、井筒管理人员负责工艺系统管理，主要负责搞好工艺方案设计的优化、运行工作。根据单元地质特点，结合地质方案中的相关参数要求，对工艺方案设计中的工艺配套提出优化建议，使工艺方案设计更具有针对性。
2.2.2 工艺适应性的管理
针对水平井高含水问题，在工艺配套方面，充分论证工艺的适应性，采取氮气泡沫调剖、凝胶调剖、或凝胶颗粒调剖等。根据受边水影响程度不同，确定出相应工艺措施的选井原则。
一是为了控制油井水淹水窜，通过优化生产参数，控制产液量，控制含水上升。二是针对不同的水淹类型，采取适应性强的堵水工艺措施。对弱边水配套泡沫堵调技术，对强边水配套凝胶+泡沫堵调技术；对潜山水窜采用水泥封堵技术。三是在草南污水处理难的问题得到解决的前提下，再次对于水淹区的边部油井实施提液，减缓边水内侵，提液井内推至目前的水淹线附近。草20块边水较强，针对稠油开发中油井见水后，油量急剧下降的开发特点，为抑制水窜对产量的影响，初期应采用压差较小的采液量。
数模显示，初期采液量大于30t/d后，采出程度及油汽比上升幅度变小，采水量大幅增加。水平井初期采液量应控制在30t/d以内（表1）。
调查草20-平14、平11等开发初期水平井，初期周期日液平均为30～40t/d，在含水90%左右时提液至70t/d，日油由4t/d提至7t/d，能有效增加产能。 综合以上因素，设计水平井初期应控制采液量在30t/d左右。到含水90%以上时根据地层能量状况可适当提液至50～70t，以增加油井产能。
对不同汽窜井组，根据汽窜程度采取不同的治理措施。一是实施氮气泡沫调剖抑制汽窜。二是实施氮气泡沫调剖且同转同注治理汽窜。
开展大修、补孔改层、油井更新等手段，解决井况原因造成的储量二次失控。
对于粘度高油稠的油井，配套井筒电加热工艺，确保油井光杆下行正常。
2.3 注汽方面
乐安油田稠油油藏原油粘度较高，现场采用固定和活动两种锅炉进行注汽，为提高注汽质量制定以下对策。
2.3.1 注汽运行环节管理精益求精
注汽参数不断优化，结合待注井的设计和近期该井的实际情况，结合每台锅炉的自身运行情况，加强对注汽速度，注汽干度、蒸汽压力等运行参数的优化，及时调整运行状态， 突出一个“稳”字，确保又“好”又“快”，即注汽转周稳避免集中注汽，锅炉拉油拉水稳避免拉不上，锅炉运行稳不停炉，参数稳不起落；“好”即蒸汽优质高效，“快”即起炉快、注汽速度快。
注入速度太低，将增加井筒内的热损失，减少井底蒸汽干度，从而降低吞吐效果。若注汽速度过高，易造成汽窜等现象，影响吞吐效果。
从注汽速度和热损失关系曲线上看（见图2），注汽速度越大，热损失越小，注汽速度达到200m3/d（8.3t/h）之后，热损失降低幅度逐渐减小。考虑目前锅炉的技术标准，要求草20单元注汽速度在10-15t/h。
2.3.2 注汽标准化管理
合理安排锅炉运行，对管网长度超过1500m采用活动锅炉注汽，完善固定注汽管网管理规定，明确职责，建立四级检查制度及管网检查标准。每次注汽前做好注氣管网活动支线、热采井口、井口补偿器等设备的全面保温，减少管网干度损失；把好配汽队井口安装的质量关，保证安装一次成功，减少注汽过程中的蒸汽漏失，确保汽量不损失。
2.3.3 降低井筒热损失
根据注汽速度和井深损失的关系，采取合理注汽速度，要求锅炉注汽速度以不低于10t/h为宜，草27块油井注汽以15吨锅炉为主。井筒方面，应保证隔热管柱的隔热效果，减少热损失。
一是保证热敏封隔器和隔热管柱的质量。二是采取隔热管接箍处加隔热衬套的办法，避免隔热管接箍丝扣漏汽。三是油套环空一定要注入氮气，保证环空没有水。
2.4 作业方面
通过上述保证锅炉高效运行、提高注汽质量的工作之后，下步的工作就是要搞好油井作业的现场管理，结合稠油油藏特点和开发现状，加强作业监督管理，有针对性的解决油井短命低效的矛盾，提高作业井一次成功率，延长油井免修期，降低作业成本支出，为培养高效长寿油井打好基础。
2.4.1 作业系统管理优化
由作业组长全面负责作业系统管理，主要负责作业运行和作业监督工作。针对单元特点在作业过程中摸索出适当的作业管理模式，确保油井正常开抽。
2.4.2 作业过程精细化管理
2.4.2.1 管道泵抽吸充分泄压
油井到自喷后期，自喷压力降低到回压状态，井口温度降到60℃以内时，及时上管道泵进干线，从而加快油井泄压。油压与回压持平，一般在0.6-0.7MPa时，启用管道泵进干线。
A当管道泵进干线压力为0MPa，温度低于50℃时，进行憋压，若30分钟压力恢复不高于0.5 MPa，直接上作转抽。
B若30分钟压力恢复高于0.5 MPa，实施洗井诱喷。洗井液温度在60℃以上，用量控制在60方以内，采用反洗的方式。洗井后管道泵进干线，直到焖井30分钟后压力低于0.5MPa时，上作转抽。
2.4.2.2 使用高温热污水洗井
在管道泵抽吸困难的情况下，用80-90℃的污水洗井，把井筒内壁上的原油冲洗出来，再根据压力情况，进行抽吸充分泄压。
2.4.2.3 卤水正反替实施半压井
当以上两种措施实施后，油井还出现外溢，可以采取卤水半压井，套管和油管上部用卤水压住，使卤水进不到油层内，达到一次压井成功。
2.4.2.4 进一步摸索洗压井方式
先用80℃以上热水正洗打通油管，再反洗出套管内稠油。洗井时控制好泵压和排量，尽量减少漏入地层量，以减少对地层的伤害。当以上措施实施后，油井还出现外溢，可以采取比重1.2的卤水半压井，套管和油管上部用卤水压住，严禁卤水进入油层，达到一次压井成功。半压井具体措施：溢流大、井口压力在0.5Mpa—0.8 Mpa内压井深度控制在油层以上100m左右，要求卤水量不超过15m3。溢流小、井口压力在0.5Mpa内压井深度控制在设计泵挂深度以上50m，卤水量控制在8-10m3。
2.5 采油方面
高质量的注汽工作，适合于稠油特点的作业监督管理，为油井的正常采油生产，特别是培养高效长寿油井打下了基础。针对稠油油藏特点，制定出符合不同生产阶段的管理办法。
2.5.1 转抽初期生产阶段
油井初期供液能力强，沉没度偏大，油井工况处于合理区或潜力区，采取高参数生产，提高产液量，在保护油层的前提下，实现快采，减少注汽的热量损失。一般油井链条机5没冲程，采用2—3次/分生产，日产液量在40-60t/d的，这一时期的油井管理措施主要有：
①保证足够的焖井时间，避免开抽后温度过高。
②周期吞吐期间，搞好机电程的维护保养，开抽初期10d不能停井，防止躺井。
③油井负荷较低，容易导致抽油机不平衡，要及时调整配重，保证平衡运行。
④温度高，油井的盘根盒容易渗漏，需要勤紧勤换盘根。如果温度过高，需要暂时焖井或地面掺水降温生产。 ⑤如果有与之汽窜井，则关停汽窜井，监控动态变化，及时分析，采取合理的措施。
⑥油井管线掺水拌输，可以根据情况，保证管线回压处于正常情况下，可以不掺水或减少掺水量，掺水量在0—0.5m3/h。
⑦容易出砂的油井要适当降参运行，减少停井，停井时要停在上死点。
⑧常规情况下，每月检测功图液面一次，特殊油井、动态变化大的油井加密录取。
⑨及时录取油井生产资料，根据动态变化，及时转入下一生产阶段进行采油管理。
2.5.2 转抽中期生产阶段
这一时期，油井产液温度、含水缓慢下降，油井见油，并逐步进入稳产、高产期，油井的负荷较初期有所增加，是油井的最佳生产期。油井一般采用2次/分生产，日产液量一般在30-40t/d。这一时期的油井管理措施主要有：
①该时期为主要产油阶段，应大力加强油井管理，提高时率。
②油井负荷有所增加，抽油机不平衡需要适时调整。
③油井的故障尽量集中统一处理，减少停井次数。
④油井根据产液的含水和温度情况，合理调节掺水量，一般掺水量在0.5—2m3/h。高含水、管线短的油井也可不掺水。
⑤容易出砂的油井、要适当降参运行，减少停井且停井要停在上死点。
⑥油稠光杆易下行慢的油井，需要停井时，建议光杆停在中间位置。
⑦常规情况下，每月检测功图液面一次，特殊油井、动态变化大的油井加密录取。
⑧对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.3 转抽后期生产阶段
油井的生产参数一般采用稳定期的生产参数，少数油井的冲次有所下调，日产液量一般在15—30t/d。这一时期油井的主要管理措施是：
①调整参数生产，对供液差或动态变化大的油井适当调整参数。
②强化一井一策管理，如出砂井、油稠井、供液不足井、含水低的井等。
③个别油井会因为供液差出现抽油机不平衡情况，需要合理的调节。
④要关注油井寿命线，在寿命线前后要加强油井管理，减少停井，尽量延长生产时间。
⑤油井根据产液的含水和温度情况，合理调节掺水量，一般掺水量在1—2m3/h，高含水、管线短的油井也可不掺水。
⑥这时的油井工况要结合油井的动态变化加密落实。
⑦对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.4 转抽末期生产阶段
油井生产特点是：失去注汽效应，油井温度恢复地层温度，含水明显上升（个别供液严重不足井除外），严重供液不足井的产液量显著下降。这一时期油井的主要管理措施是：
①根据产油量最大化原则（效益最大化），合理调整油井生产参数。
②特殊井要维持有效益情况下的开井，不要轻易关井。
③掺水量一般在1—2m3/h，高含水、管线短的油井根据情况可不掺水。
④对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.5 掺水系统管理
合理控制地面掺水系统压力和温度，一般泵出口压力在1.8—2.0 MPa，计量站掺水压力控制在1.4—1.8 MPa，温度视系统不同时期，一般控制在55—60℃。
2.5.5.1 原油粘壁温度的确定
对草27区块一口典型井取样进行粘温试验。通过含水50-90%的5类不同含水油粘度与温度的敏感性试验得出如曲线图（图3）。
通过粘温曲线看出，草27区块原油粘度从90℃开始降温至约45℃，原油粘度随温度降低开始呈增长趋势，增长幅度较小；随着温度进一步降低，原油粘度开始有大的增长，粘温曲线变陡，当温度降至28℃，50%含水原油粘度已经超过400000mPa.s；原油含水90%的原油粘度增长稍缓。温度低至25℃，90%含水原油粘度出现下降现象，原油粘度值较高，达到30000mPa.s。可以看出，含水较低时，基本呈现乳化现象，测不出粘壁温度；含水较高时，测出粘壁温度为28℃。因此，草27区块原油粘壁温度为28℃。
2.5.5.2 合理的掺水综合含水的确定
通过曲线看出，原油粘度受到含水、温度影响均较大。当掺水达到90%以上时，油水混相粘度受温度的影响性变小，90℃-35℃的粘温曲线变化比较平缓，然而到28℃低温时，原油开始在管壁粘附，粘度值下降较大。因此，草27区块原油掺水后合理的综合含水为90%。
2.5.5.3 合理的掺水温度的确定
从粘温曲线的变化趋势可知，当温度升至40-45℃时，原油粘度随着温度提升而下降的趋势变缓，即原油粘度对温度的敏感性降低。同时，通过实验表明，黄夹克保温管线夏季温降为2℃/km、冬季为3℃/km。因此，掺水温度确定如下：
a：从计量站返回到草古1接转站温度为40℃；
b：从井口返回计量站温度为40℃+（温降×外输线长度）
c：掺水到达井口温度为40℃+（温降×外输线长度）+（温降×单井管线长度）
2.5.5.4 合理的掺水量的确定
单井掺水量按混输液含水90%计算。由计算公式得：
a：按照产量守恒：单井产液量×（1-單井含水）=混输液×（1-90%）
b：混输液=[单井产液量×（1-单井含水）]/10%
c：单井掺水量=混输液-单井产液量
2.5.5.5 按照“四分三定”的管理办法做好稠油掺水管理 “四分三定”管理法，即：分区块、分物性、分周期、分季节的制定掺水原则、掺水标准、掺水优化流程，形成一块一法、一井一策的掺水优化管理模式。
a：分区块、分物性制定掺水原则。按照不同区块、稠油物性，制定掺水标准模板，依据区块稠油的粘壁温度和含水不敏感点，合理确定掺水温度和掺水量，根据“回压最低”生产保障原则、“最低掺水量”效益原则，确定每口井的瞬时掺水值（图4）。
b：逐井分周期、分季节优化掺水量。构建基于一井一策管理的“掺水优化卡”和特殊掺水井“审批建档管理制度”。工程技术人员对每口掺水井，分周期、分季节优化掺水量，为每口井制定掺水优化卡，现场挂牌，操作人员按牌调水。
2.5.5.6 掺水系统调节的效益
通过科学的调整方法，今年以来，全矿停用掺水油井29口，不同程度下调掺水量油井41口。总瞬时掺水量减少65.3方/小时，全天减少掺水1567.2方。全天节省掺水泵用电1334.8Kw.h。按一度电0.76元计算，全天节约电费1014.5元。全天掺水加热炉燃稀油量减少2.1吨，按吨油成本2100元/吨计算，全天节省用油费用4410元。合计每天节省成本5424.5元。
截止2012年9月底，共累计节约成本71.6万元。投入15台仪表校对费用及更换的7台流量计，合计投入费用4.5万元。增加效益67.16万元。
2.5.6 井筒加热系统管理
井筒加热采用的工艺主要有：工频环空泵，智能中频或变频环空泵，智能中频或变频普通泵。加热方式采用电缆过泵或泵上加热。都是通过空心杆电缆加热的方式。
工频加热时，加热功率不可变，调节只能采用减少投用时间来进行。中频和变频可以通过功率和时间双重控制。通过应用，我矿对以前使用工频加热的油井进行电力设施的改造，实现了智能中频或变频生产，为控制和节能奠定基础。
井筒加热耗费电量较高，稠油井的生产情况变化较大，加热与否，取决与产液的物性、原油的粘度、产液的含水、产液的温度、油井的负荷和光杆下行情况等等因素，控制是个动态的过程，这个动态临界点是个不容易确定的因素。所以控制优化难度较大。
我矿优化的程序如（图5）所示：
我矿的控制程序如（图6）所示：
通过实施油井井筒加热优化方案，目前井筒加热平均吨油耗电量由164KW·H下降到142KW·H，平均日产油量159吨，平均日节电3498KW·H。按照每千瓦时0.76元计算，日节约电费2658.48元，今年至9月末以来，共节约71.7万元。
3 结论
通过“地质、工艺、注汽、作业、采油”五位一体的精细过程管理，有效地控制了开发生产过程，按照效益最大化原则，在生产实践中得到了较为广泛的应用，收到了良好的效益，保证了我矿稠油生产的高效开发。在过程管理中，认识不断深入，细节纷繁，总结需要不断完善。
参考文献
[1] 刘文章.稠油注蒸汽热采工程.石油工業出版社，1996.
[2] 金毓荪.赵世远等.采油地质工程（第二版）.石油工业出版社，2003.3.
[关键词]原油粘度，地质工艺，注汽质量，作业，采油管理
中图分类号：F406.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）04-0076-03
1 前言
现河采油四矿所辖的六个稠油单元，总含油面积43.16km2，地质储量5608万吨。主要有馆陶和古潜山两套开发层系，馆陶层系埋藏深度在880-960m，岩性以砂岩为主，原油粘度一般在20000-40000mpa.s，边水发育；潜山层系以风化后的灰岩为主，原油粘度一般在50000mpa.s左右，底水活跃，易形成锥进。自89年投入开采以来已有22年开发历程，先后采用过蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层（试验）三种开采方式，以蒸汽吞吐为主。共经历了四个开发阶段，（89-96年）产能建设上产阶段，（97-99年）相对稳产阶段，（00年-06年）产量递减下降阶段，（07年-目前）产量恢复上升阶段。开发初期，随着稠油储量的陆续投入开发，每年平均投产油井105口，年平均新建产能25万吨，产量逐年上升，达到96年的产量最高峰128.6万吨。截止到目前，采油四矿共投产油井580口（批准报废219口），累计注汽1167万吨，累计产油632万吨，累计產水4576万吨，采出程度11.3%，开创了以乐安油田为代表的薄层砂砾岩稠油油藏成功开采的先河。
2 应用五位一体过程精细管理
在多年的开采中，按照稠油生产的五个过程：即“地质、工艺、注汽、作业、采油”五位一体，开展精细化管理。
2.1 地质方面
2.1.1 核定转周界线和日运行界线
随着稠油开采的不断深入，进入稠油开发后期之后，剩余油饱和度降低，油井综合含水上升，蒸汽吞吐效果逐年变差，周期平均日产油由一周期的14.3t/d降至目前每周期的3.6t/d，周期效果明显变差，但对于稠油油藏开发来说，通过转周注汽实现周期产能接替是稠油生产最基本的措施内容，是稠油生产的基础。按照油汽比的概念，注汽量的多少是一个非常重要的指标，为此，制定最佳转周界线及日运行界线是提升效益的首要问题。本着稠油生产“多投入多产出”的原则，核定油井转周界线和日运行界线，即单井日产油<（作业费/平均周期生产天数+日耗材料费+日耗电费+吨液处理费×日液水平）/矿吨油成本；周期产油>（作业费+注汽量×吨汽成本+日耗电费×周期生产天数+吨液成本×日液水平×周期生产天数+日耗材料费×周期生产天数）/矿吨油成本+自用油。按照以上计算公式分别对各单元的馆陶组和潜山组两套开发层系核定界线，对于选准转周时机非常重要，而且可以据此合理调整成本投入结构。按照《周期效益测算模板》计算极限产量，并结合该块周期产量特点，同时参考草20块转周模板（见图1），确定转周界限。如：草27块油井转周时机是：周期生产100d，当动液面降到700m以下，沉没度降到50m以内，前两周期周期产油达到400t，三周期之后周期产油达到700t，液量小于5t/d，油量小于0.5t/d，井口温度低于45℃时，结束周期生产，采取转周期措施，进入下一轮吞吐周期。
2.1.2 优化措施方案，确保开发更合理、更科学
首先要搞好地质方案设计的优化和运行工作，并提出各系统的生产参数要求，检查各参数运行情况。根据单元地质特点，对提液量、井控要求等提出优化建议，使地质方案设计更适合该单元油井，确保开发更合理，更科学。在技术上，随着周期吞吐次数的增加，必须通过适当加大注汽量，优化注汽参数，提高注汽质量，实施配套工艺来治理高含水，提高周期生产效果，提高采出程度。在管理上，以地质牵头，协调作业、注汽和采油三系统负责人，从油井作业、注汽、到转抽生产各环节，加快生产运行衔接，使各项工作运行紧凑，把好各环节质量管理。在经营上，从效益理念出发，制定了《单元周期效益测算模板》，控制无效、低效成本支出，提高油井周期效益。
2.2 工艺方面
2.2.1 工艺系统管理优化
由地质、井筒管理人员负责工艺系统管理，主要负责搞好工艺方案设计的优化、运行工作。根据单元地质特点，结合地质方案中的相关参数要求，对工艺方案设计中的工艺配套提出优化建议，使工艺方案设计更具有针对性。
2.2.2 工艺适应性的管理
针对水平井高含水问题，在工艺配套方面，充分论证工艺的适应性，采取氮气泡沫调剖、凝胶调剖、或凝胶颗粒调剖等。根据受边水影响程度不同，确定出相应工艺措施的选井原则。
一是为了控制油井水淹水窜，通过优化生产参数，控制产液量，控制含水上升。二是针对不同的水淹类型，采取适应性强的堵水工艺措施。对弱边水配套泡沫堵调技术，对强边水配套凝胶+泡沫堵调技术；对潜山水窜采用水泥封堵技术。三是在草南污水处理难的问题得到解决的前提下，再次对于水淹区的边部油井实施提液，减缓边水内侵，提液井内推至目前的水淹线附近。草20块边水较强，针对稠油开发中油井见水后，油量急剧下降的开发特点，为抑制水窜对产量的影响，初期应采用压差较小的采液量。
数模显示，初期采液量大于30t/d后，采出程度及油汽比上升幅度变小，采水量大幅增加。水平井初期采液量应控制在30t/d以内（表1）。
调查草20-平14、平11等开发初期水平井，初期周期日液平均为30～40t/d，在含水90%左右时提液至70t/d，日油由4t/d提至7t/d，能有效增加产能。 综合以上因素，设计水平井初期应控制采液量在30t/d左右。到含水90%以上时根据地层能量状况可适当提液至50～70t，以增加油井产能。
对不同汽窜井组，根据汽窜程度采取不同的治理措施。一是实施氮气泡沫调剖抑制汽窜。二是实施氮气泡沫调剖且同转同注治理汽窜。
开展大修、补孔改层、油井更新等手段，解决井况原因造成的储量二次失控。
对于粘度高油稠的油井，配套井筒电加热工艺，确保油井光杆下行正常。
2.3 注汽方面
乐安油田稠油油藏原油粘度较高，现场采用固定和活动两种锅炉进行注汽，为提高注汽质量制定以下对策。
2.3.1 注汽运行环节管理精益求精
注汽参数不断优化，结合待注井的设计和近期该井的实际情况，结合每台锅炉的自身运行情况，加强对注汽速度，注汽干度、蒸汽压力等运行参数的优化，及时调整运行状态， 突出一个“稳”字，确保又“好”又“快”，即注汽转周稳避免集中注汽，锅炉拉油拉水稳避免拉不上，锅炉运行稳不停炉，参数稳不起落；“好”即蒸汽优质高效，“快”即起炉快、注汽速度快。
注入速度太低，将增加井筒内的热损失，减少井底蒸汽干度，从而降低吞吐效果。若注汽速度过高，易造成汽窜等现象，影响吞吐效果。
从注汽速度和热损失关系曲线上看（见图2），注汽速度越大，热损失越小，注汽速度达到200m3/d（8.3t/h）之后，热损失降低幅度逐渐减小。考虑目前锅炉的技术标准，要求草20单元注汽速度在10-15t/h。
2.3.2 注汽标准化管理
合理安排锅炉运行，对管网长度超过1500m采用活动锅炉注汽，完善固定注汽管网管理规定，明确职责，建立四级检查制度及管网检查标准。每次注汽前做好注氣管网活动支线、热采井口、井口补偿器等设备的全面保温，减少管网干度损失；把好配汽队井口安装的质量关，保证安装一次成功，减少注汽过程中的蒸汽漏失，确保汽量不损失。
2.3.3 降低井筒热损失
根据注汽速度和井深损失的关系，采取合理注汽速度，要求锅炉注汽速度以不低于10t/h为宜，草27块油井注汽以15吨锅炉为主。井筒方面，应保证隔热管柱的隔热效果，减少热损失。
一是保证热敏封隔器和隔热管柱的质量。二是采取隔热管接箍处加隔热衬套的办法，避免隔热管接箍丝扣漏汽。三是油套环空一定要注入氮气，保证环空没有水。
2.4 作业方面
通过上述保证锅炉高效运行、提高注汽质量的工作之后，下步的工作就是要搞好油井作业的现场管理，结合稠油油藏特点和开发现状，加强作业监督管理，有针对性的解决油井短命低效的矛盾，提高作业井一次成功率，延长油井免修期，降低作业成本支出，为培养高效长寿油井打好基础。
2.4.1 作业系统管理优化
由作业组长全面负责作业系统管理，主要负责作业运行和作业监督工作。针对单元特点在作业过程中摸索出适当的作业管理模式，确保油井正常开抽。
2.4.2 作业过程精细化管理
2.4.2.1 管道泵抽吸充分泄压
油井到自喷后期，自喷压力降低到回压状态，井口温度降到60℃以内时，及时上管道泵进干线，从而加快油井泄压。油压与回压持平，一般在0.6-0.7MPa时，启用管道泵进干线。
A当管道泵进干线压力为0MPa，温度低于50℃时，进行憋压，若30分钟压力恢复不高于0.5 MPa，直接上作转抽。
B若30分钟压力恢复高于0.5 MPa，实施洗井诱喷。洗井液温度在60℃以上，用量控制在60方以内，采用反洗的方式。洗井后管道泵进干线，直到焖井30分钟后压力低于0.5MPa时，上作转抽。
2.4.2.2 使用高温热污水洗井
在管道泵抽吸困难的情况下，用80-90℃的污水洗井，把井筒内壁上的原油冲洗出来，再根据压力情况，进行抽吸充分泄压。
2.4.2.3 卤水正反替实施半压井
当以上两种措施实施后，油井还出现外溢，可以采取卤水半压井，套管和油管上部用卤水压住，使卤水进不到油层内，达到一次压井成功。
2.4.2.4 进一步摸索洗压井方式
先用80℃以上热水正洗打通油管，再反洗出套管内稠油。洗井时控制好泵压和排量，尽量减少漏入地层量，以减少对地层的伤害。当以上措施实施后，油井还出现外溢，可以采取比重1.2的卤水半压井，套管和油管上部用卤水压住，严禁卤水进入油层，达到一次压井成功。半压井具体措施：溢流大、井口压力在0.5Mpa—0.8 Mpa内压井深度控制在油层以上100m左右，要求卤水量不超过15m3。溢流小、井口压力在0.5Mpa内压井深度控制在设计泵挂深度以上50m，卤水量控制在8-10m3。
2.5 采油方面
高质量的注汽工作，适合于稠油特点的作业监督管理，为油井的正常采油生产，特别是培养高效长寿油井打下了基础。针对稠油油藏特点，制定出符合不同生产阶段的管理办法。
2.5.1 转抽初期生产阶段
油井初期供液能力强，沉没度偏大，油井工况处于合理区或潜力区，采取高参数生产，提高产液量，在保护油层的前提下，实现快采，减少注汽的热量损失。一般油井链条机5没冲程，采用2—3次/分生产，日产液量在40-60t/d的，这一时期的油井管理措施主要有：
①保证足够的焖井时间，避免开抽后温度过高。
②周期吞吐期间，搞好机电程的维护保养，开抽初期10d不能停井，防止躺井。
③油井负荷较低，容易导致抽油机不平衡，要及时调整配重，保证平衡运行。
④温度高，油井的盘根盒容易渗漏，需要勤紧勤换盘根。如果温度过高，需要暂时焖井或地面掺水降温生产。 ⑤如果有与之汽窜井，则关停汽窜井，监控动态变化，及时分析，采取合理的措施。
⑥油井管线掺水拌输，可以根据情况，保证管线回压处于正常情况下，可以不掺水或减少掺水量，掺水量在0—0.5m3/h。
⑦容易出砂的油井要适当降参运行，减少停井，停井时要停在上死点。
⑧常规情况下，每月检测功图液面一次，特殊油井、动态变化大的油井加密录取。
⑨及时录取油井生产资料，根据动态变化，及时转入下一生产阶段进行采油管理。
2.5.2 转抽中期生产阶段
这一时期，油井产液温度、含水缓慢下降，油井见油，并逐步进入稳产、高产期，油井的负荷较初期有所增加，是油井的最佳生产期。油井一般采用2次/分生产，日产液量一般在30-40t/d。这一时期的油井管理措施主要有：
①该时期为主要产油阶段，应大力加强油井管理，提高时率。
②油井负荷有所增加，抽油机不平衡需要适时调整。
③油井的故障尽量集中统一处理，减少停井次数。
④油井根据产液的含水和温度情况，合理调节掺水量，一般掺水量在0.5—2m3/h。高含水、管线短的油井也可不掺水。
⑤容易出砂的油井、要适当降参运行，减少停井且停井要停在上死点。
⑥油稠光杆易下行慢的油井，需要停井时，建议光杆停在中间位置。
⑦常规情况下，每月检测功图液面一次，特殊油井、动态变化大的油井加密录取。
⑧对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.3 转抽后期生产阶段
油井的生产参数一般采用稳定期的生产参数，少数油井的冲次有所下调，日产液量一般在15—30t/d。这一时期油井的主要管理措施是：
①调整参数生产，对供液差或动态变化大的油井适当调整参数。
②强化一井一策管理，如出砂井、油稠井、供液不足井、含水低的井等。
③个别油井会因为供液差出现抽油机不平衡情况，需要合理的调节。
④要关注油井寿命线，在寿命线前后要加强油井管理，减少停井，尽量延长生产时间。
⑤油井根据产液的含水和温度情况，合理调节掺水量，一般掺水量在1—2m3/h，高含水、管线短的油井也可不掺水。
⑥这时的油井工况要结合油井的动态变化加密落实。
⑦对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.4 转抽末期生产阶段
油井生产特点是：失去注汽效应，油井温度恢复地层温度，含水明显上升（个别供液严重不足井除外），严重供液不足井的产液量显著下降。这一时期油井的主要管理措施是：
①根据产油量最大化原则（效益最大化），合理调整油井生产参数。
②特殊井要维持有效益情况下的开井，不要轻易关井。
③掺水量一般在1—2m3/h，高含水、管线短的油井根据情况可不掺水。
④对于因为井筒油稠，光杆下行慢的油井，使用配套的井筒加热工艺，利用变频技术，合理调节加热电流，保证油井正常生产。
2.5.5 掺水系统管理
合理控制地面掺水系统压力和温度，一般泵出口压力在1.8—2.0 MPa，计量站掺水压力控制在1.4—1.8 MPa，温度视系统不同时期，一般控制在55—60℃。
2.5.5.1 原油粘壁温度的确定
对草27区块一口典型井取样进行粘温试验。通过含水50-90%的5类不同含水油粘度与温度的敏感性试验得出如曲线图（图3）。
通过粘温曲线看出，草27区块原油粘度从90℃开始降温至约45℃，原油粘度随温度降低开始呈增长趋势，增长幅度较小；随着温度进一步降低，原油粘度开始有大的增长，粘温曲线变陡，当温度降至28℃，50%含水原油粘度已经超过400000mPa.s；原油含水90%的原油粘度增长稍缓。温度低至25℃，90%含水原油粘度出现下降现象，原油粘度值较高，达到30000mPa.s。可以看出，含水较低时，基本呈现乳化现象，测不出粘壁温度；含水较高时，测出粘壁温度为28℃。因此，草27区块原油粘壁温度为28℃。
2.5.5.2 合理的掺水综合含水的确定
通过曲线看出，原油粘度受到含水、温度影响均较大。当掺水达到90%以上时，油水混相粘度受温度的影响性变小，90℃-35℃的粘温曲线变化比较平缓，然而到28℃低温时，原油开始在管壁粘附，粘度值下降较大。因此，草27区块原油掺水后合理的综合含水为90%。
2.5.5.3 合理的掺水温度的确定
从粘温曲线的变化趋势可知，当温度升至40-45℃时，原油粘度随着温度提升而下降的趋势变缓，即原油粘度对温度的敏感性降低。同时，通过实验表明，黄夹克保温管线夏季温降为2℃/km、冬季为3℃/km。因此，掺水温度确定如下：
a：从计量站返回到草古1接转站温度为40℃；
b：从井口返回计量站温度为40℃+（温降×外输线长度）
c：掺水到达井口温度为40℃+（温降×外输线长度）+（温降×单井管线长度）
2.5.5.4 合理的掺水量的确定
单井掺水量按混输液含水90%计算。由计算公式得：
a：按照产量守恒：单井产液量×（1-單井含水）=混输液×（1-90%）
b：混输液=[单井产液量×（1-单井含水）]/10%
c：单井掺水量=混输液-单井产液量
2.5.5.5 按照“四分三定”的管理办法做好稠油掺水管理 “四分三定”管理法，即：分区块、分物性、分周期、分季节的制定掺水原则、掺水标准、掺水优化流程，形成一块一法、一井一策的掺水优化管理模式。
a：分区块、分物性制定掺水原则。按照不同区块、稠油物性，制定掺水标准模板，依据区块稠油的粘壁温度和含水不敏感点，合理确定掺水温度和掺水量，根据“回压最低”生产保障原则、“最低掺水量”效益原则，确定每口井的瞬时掺水值（图4）。
b：逐井分周期、分季节优化掺水量。构建基于一井一策管理的“掺水优化卡”和特殊掺水井“审批建档管理制度”。工程技术人员对每口掺水井，分周期、分季节优化掺水量，为每口井制定掺水优化卡，现场挂牌，操作人员按牌调水。
2.5.5.6 掺水系统调节的效益
通过科学的调整方法，今年以来，全矿停用掺水油井29口，不同程度下调掺水量油井41口。总瞬时掺水量减少65.3方/小时，全天减少掺水1567.2方。全天节省掺水泵用电1334.8Kw.h。按一度电0.76元计算，全天节约电费1014.5元。全天掺水加热炉燃稀油量减少2.1吨，按吨油成本2100元/吨计算，全天节省用油费用4410元。合计每天节省成本5424.5元。
截止2012年9月底，共累计节约成本71.6万元。投入15台仪表校对费用及更换的7台流量计，合计投入费用4.5万元。增加效益67.16万元。
2.5.6 井筒加热系统管理
井筒加热采用的工艺主要有：工频环空泵，智能中频或变频环空泵，智能中频或变频普通泵。加热方式采用电缆过泵或泵上加热。都是通过空心杆电缆加热的方式。
工频加热时，加热功率不可变，调节只能采用减少投用时间来进行。中频和变频可以通过功率和时间双重控制。通过应用，我矿对以前使用工频加热的油井进行电力设施的改造，实现了智能中频或变频生产，为控制和节能奠定基础。
井筒加热耗费电量较高，稠油井的生产情况变化较大，加热与否，取决与产液的物性、原油的粘度、产液的含水、产液的温度、油井的负荷和光杆下行情况等等因素，控制是个动态的过程，这个动态临界点是个不容易确定的因素。所以控制优化难度较大。
我矿优化的程序如（图5）所示：
我矿的控制程序如（图6）所示：
通过实施油井井筒加热优化方案，目前井筒加热平均吨油耗电量由164KW·H下降到142KW·H，平均日产油量159吨，平均日节电3498KW·H。按照每千瓦时0.76元计算，日节约电费2658.48元，今年至9月末以来，共节约71.7万元。
3 结论
通过“地质、工艺、注汽、作业、采油”五位一体的精细过程管理，有效地控制了开发生产过程，按照效益最大化原则，在生产实践中得到了较为广泛的应用，收到了良好的效益，保证了我矿稠油生产的高效开发。在过程管理中，认识不断深入，细节纷繁，总结需要不断完善。
参考文献
[1] 刘文章.稠油注蒸汽热采工程.石油工業出版社，1996.
[2] 金毓荪.赵世远等.采油地质工程（第二版）.石油工业出版社，2003.3.