中国石油网消息 （记者周蕊 通讯员杜晗蕊）“长205井自2011年3月26日采用掺稀降黏技术后，油井持续生产，截至目前，已累计产油8434吨。”10月18日，玉门油田酒东采油厂开发技术科工程师常菁铉说道。

酒东油田属于高压复杂断块油藏，各断块间原油性质差异较大，因而油田开发及管理难度也较大。为了加快产能建设，2009年，油田在酒东油田长2区块南部部署钻探了长205井。根据油气资料显示，该井含油面积1.5平方公里，地质储量83.17万吨，可采储量高达13.97万吨。但在2010年8月试油放喷时发现，该区块原油特性为稠油，长205井因黏度大无法生产，随后该井一直停产。

近14万吨稠油储量如何才能动用？酒东油田开发技术人员非常着急。他们经过原油物性研究发现，长205井原油黏度在65摄氏度时都高达63000毫帕·秒，根本不具流动性，而且密度达0.969克/立方厘米。我国对黏度大于50毫帕·秒的原油即定义为稠油，而长205井原油黏度在65摄氏度的较高温度下，黏度高出普通稠油几个数量级，开发难度不言而喻。

面对常规采油工艺无法开采的情况，酒东采油厂开发技术人员积极配套应用稠油开采工艺，编制切实可行的稠油开采方案。由于储层埋藏深及黏度非常高，酒东长205井并不适用于目前国内稠油开采通常采用的蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等工艺技术。而兄弟单位青西油田稠油井柳5X井，其原油黏度65摄氏度时1500毫帕·秒，采用的是掺稀机械采油方式生产,虽然其物性好于酒东，但开采方式值得借鉴。反复验证与优选后，他们最终确定采用适合酒东稠油开采的深层稠油井筒掺稀油降黏技术。通过往套管反循环注入高温轻质原油，以实现油井降黏后的自喷生产。

经过反复实验，该采油厂开发技术人员最终确定了稠油与掺入稀油最佳、最少的体积比例为2∶1，掺稀用的原油选自邻井长2-4井。同时他们通过优化管柱结构、降低管内阻力、优化生产制度，有效控制了关键技术参数。

掺稀降黏技术及措施的成功运用，使得长205井原油由掺稀前的无法流动及无法生产，变为掺稀后自喷生产至2014年5月，随着地层能量的逐步下降，这个厂技术人员又将举升方式改为有杆泵机械采油，保持了油井的正常生产，取得经济效益高达1500多万元。今年，开发过程中酒东油田高压低渗的特点逐渐显现，长205井连续生产时液面恢复较慢，往往“出工多，出油少”，该采油厂开发技术人员将生产制度调整为科学间开，在降低能耗的同时，又使得该井产量较连续转运生产时有所升高。更为重要的是，该井有效动用了酒东稠油区块潜力，为类似稠油区块的开发提供了一定的理论及实践经验。