塔河油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田，其主力油藏为具有底水的奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型稠油油藏[1]，其主要分布在塔河的4、6、7、8、10、12区，其中10区和12区是西北油田分公司增储上产的重要区块也是整个油田原油性质最复杂的区块，储层埋藏深度达5500～6700m，所产原油属于超深层稠油。这些稠油在地层条件下粘度小，可以顺利流入井筒，但随着油流沿井筒举升，油温逐渐降低，致使其在井筒中的流动性不断丧失，这给塔河超深层稠油的开采及地面集输带来极大困难。目前，国内外常用的稠油降粘减阻的方法主要有加热法、稀释法、乳化降粘法等[2-6]，其中掺稀降粘效果显著、工艺操作简单，适用于稀油丰富的稠油区块。塔河油田的稀油、稠油资源在开采初期均比较丰富，稠油开采和集输以掺稀油为主。2007年5月以来随着塔河10区、12区超深层稠油井的不断投产，掺稀油量逐渐增大，稀油资源越来越难以满足稠油规模开采和集输的需要。因此，以塔河油田超深层稠油及不同轻质、混配中质油为研究对象，探讨不同稀油对塔河稠油降粘的适应性，解决稀油资源的可持续供应问题对塔河油田稠油掺稀开采与输送的经济安全操作具有重要的实际意义。

1实验原料和实验方法

1.1实验原料实验所用3种稠油样品来自塔河油田10区和12区，分别为TK1073、TH10227及TH12312井稠油；4种不同密度的稀油亦来自塔河油田，其中一厂DK4油为塔河自产轻质油，一联油为塔河自产中质油，而1#和2#混合油为塔河自产稀油与稠油混配的中质油（表1）。根据我国稠油分类标准，TH10227井稠油属于特稠油，TK1073与TH12312井稠油属于超稠油。司生产）中加热至50℃，恒温2h后，将其移入干净烧杯中，用电子天平（奥豪斯仪器有限公司生产）称取质量，然后按比例称量需要的塔河稀油，缓慢加入稠油中，并不断搅拌，使油样混合均匀，进行相关测试分析。

1.3油样流变测试方法采用AntonPaarRheolabQC流变仪及配套程控水浴，将油样加热至待测最高温度，恒温10min，测定油样在剪切速率由低到高旋转作用下的剪切应力。再以1℃/min速度降温，恒温在下一温度点，测试相应的剪切应力。测试温度为50～90℃，间隔10℃。

2结果与讨论

2.1塔河稠油流变及粘温特性根据流变测试结果，绘制TK1073、TH10227及TH12312井稠油在试验温度范围内的流变曲线，均为过坐标系原点的曲线，并且可用幂律流动模型（n＜1）很好拟合，相关系数大于0.99（表2）。表明其在实验条件下呈明显的非牛顿流体特性，表观粘度与温度、剪切速率等因素密切相关。随着温度降低，稠油的流变指数n总体趋势减小，逐渐偏离1，即流体偏离牛顿流体的程度增大，非牛顿特性增强；稠度系数k增大，流体粘度大幅升高，流动性变差。塔河油田稠油呈非牛顿特性的原因可能是：沥青胶质含量高，胶状粒子相互作用强，以及5％～25％乳化水的作用。根据拟合公式，绘制3种塔河稠油在剪切速率为10s－1和50s－1时的粘温曲线（图1），可见3种塔河稠油均具有明显的剪切稀释性。曲线其余特点包括：①3种稠油粘温曲线均存在拐点，温度范围在70～80℃。当温度低于拐点温度时，稠油表观粘度随温度升高而大幅降低，表明在低温区间稠油粘度对温度非常敏感。②温度高达80℃时，10s－1剪切速率下稠油的表观粘度仍然非常大，在2506～11288mPa•s之间，远大于400mPa•s的期望最高管输粘度[7]，因此，塔河稠油采用直接加热工艺，难以满足其开采和集输的安全经济要求，必须结合其他降粘措施。由于塔河油田目前同时生产大量稀油，故稀释降粘成为塔河超深层稠油降粘的首选方式。

2.2塔河稠油掺稀降粘效果评价由于TH12312与TK1073井稠油均属于典型超稠油，且粘度相差不大，因此，仅选取TK1073井超稠油和TH10227井特稠油，掺入4种塔河稀油进行降粘实验（表3）。掺稀比（稀油与稠油50℃体积比）为1:1、1.5:1、2:1，实验温度为90～50℃，间隔10℃。当掺稀条件相同时，不同稀油的降粘效果不同，轻质油一厂DK4油最好，中质油一联油与1#混合油次之，2#混合油最差。在80℃、掺稀比为1:1的条件下，可将TK1073井稠油粘度分别降至122.2mPa•s、176.5mPa•s、364.1mPa•s及849.8mPa•s，降粘率依次为98.92％、98.44％、96.77％及92.47％；对TH10227井稠油也有类似显著的降粘效果，可见一联油与1#混合油两种中质油对塔河超深层稠油降粘具有较好的适应性。此外，在相同的温度条件下，掺稀比越大，掺稀混油粘度越低，流动性越好，与常规流体的稀释降粘规律一致。但随着稀油量增加，管道负荷增大，经济性降低，因此，在满足产量和输量的情况下，应尽量减少稀油掺量，节约稀油资源、提高稀油利用率。

2.3稀油密度对塔河稠油降粘效果的影响为直观说明4种不同密度等级的稀油对塔河油田稠油降粘的适应性，以TH10227井稠油为例，绘制稀油20℃密度对其掺稀混合油的30℃粘度影响曲线（图2）。曲线存在一个明显的拐点，将其对应的密度定义为临界密度，约为0.91kg/m3。当稀油密度低于该临界值时，随着稀油密度的增加，掺稀混油的粘度略微增大；当密度高于该临界值时，随着稀油密度的增加，掺稀混油的粘度显著增大。也就是说，密度低于临界值的中质油对塔河稠油降粘具有较好的适应性。在此，中质油一联油与1#混合油对塔河稠油有较好的降粘效果，在掺稀比为1:1的条件下，可将TH10227稠油的30℃粘度分别降至593.9mPa•s和1376mPa•s。因此，在满足采油与集输要求的情况下，可以考虑使用中质油，以便有效扩大稀油来源、缓解稀油资源紧缺的压力。然而，2#混合油的密度高于临界值，在相同的掺稀比条件下，只能将TH10227井稠油的30℃粘度降至17451mPa•s，降粘效果明显较差，不适合塔河超深层稠油的掺稀降粘。密度低于临界值的中质油对塔河超深层稠油的降粘效果较好，其原因可能是：中质油中所含芳烃及胶质分子对塔河超深层稠油中的沥青质分子具有一定的溶解作用；但对于密度过高的稀油，其沥青质、胶质含量也相当高，对超深层稠油的稀释作用及降粘效果急剧降低。因此，有待进一步系统分析塔河超深层稠油和稀油的关键组分，从本质上揭示中质油对塔河稠油掺稀降粘的适应性。

3应用实例

2008年9月油田将密度为0.83g/cm3的三联稀油与密度为0.96g/cm3的稠油混配成密度为0.89g/cm3的中质油，日增加掺稀油500t；2009年6月将密度为0.89g/cm3的一联油与密度为0.95g/cm3的外输油混配成密度为0.90g/cm3的中质油，日增加掺稀油900t，截至目前，通过混配累计增加掺稀油33×104t。实践表明：中质油在塔河超深层井中的掺入不仅提高了原油产量，而且扩大了稀油的来源，这对确保塔河油田的可持续开发具有重要的现实意义。

4结论

（1）塔河稠油属重质高粘原油，呈现明显的非牛顿流体特性和温度敏感性。随着温度的升高，稠油粘度急剧降低，在80℃高温条件下其粘度仍然较高，难以满足开采与集输的经济安全要求，必须进行降粘处理。（2）目前塔河油田稀油供应充足，掺稀降粘自然成为其开采与地面集输的首选工艺，但塔河超深层稠油的可持续开采存在稀油供应紧缺的潜在风险，扩大与补充稀油来源是塔河油田可持续开发的当务之急。（3）TH10227稠油与TK1073稠油掺稀降粘效果显著，且在相同温度下同种稀油的掺量越大，降粘效果越明显，这与常规流体的稀释降粘规律类似。（4）塔河稀油密度对TK1073、TH10227井等超深层稠油的降粘效果存在临界值0.91kg/m3，当塔河稀油密度高于该值时，降粘效果显著降低，适应性变差。（5）中质油适合塔河超深层稠油的有效降粘，既可提高原油产量，又可扩大稀油来源。

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