稠油井筒降粘技术综述

摘要
稠油是天然石油的重要组成部分，它不仅是动力燃料，而且是化工行业、建筑行业的重要原料。

世界稠油和沥青资源极为丰富，地质储量约为61800亿桶。

稠油的流动性差，粘度大，开采的关键问题是降粘、改善其流动性。

井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度，从而达到改善井筒流体的流动条件，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。

该技术主要应用于原油粘度不很高或油层温度较高，所开采的原油能够流入井底，只需保持井筒流体有较低的粘度和较好的流动性，采用常规开采方式就能进行开采的稠油油藏。

常见的井筒降粘方法有：应用抽稠泵、井筒热力降粘技术、稀释降粘技术化学降粘技术等。

每种技术都有自己的优缺点，并在不同时期在各个油田得到广泛应用。

关键词：稠油，储量，粘度，流动性，降粘技术
目录
第1章前言 (1)
第2章稠油开采设备及应用 (2)
2.1抽稠泵原理 (2)
2.2抽稠泵的应用 (2)
第3章井筒热力降粘技术及应用 (4)
3.1电加热降粘技术 (4)
3.1.1 电加热降粘技术原理 (4)
3.1.2 电加热降粘技术应用 (5)
3.2热流体循环加热降粘技术 (6)
3.2.1 热流体循环加热降粘技术原理 (6)
3.2.2 热流体循环加热降粘技术应用 (9)
第4章井筒稀释降粘技术及应用 (11)
4.1井筒稀释降粘技术原理 (11)
4.2井筒稀释降粘技术应用 (13)
第5章化学降粘法及应用 (14)
5.1化学降粘法原理 (14)
5.2化学降粘法应用 (14)
第6章其他井筒降粘方法 (16)
第7章结论 (17)
参考文献 (18)
致谢 (20)
第1章前言
稠油是天然石油的重要组成部分，它不仅是动力燃料，而且是化工行业、建筑行业的重要原料。

UNITAR关于稠油的定义及分类标准是：重油和油砂是天然存在于孔隙介质中的石油或类似石油的液体或半固体，可以用粘度和密度来表示其特性。

重油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100-1000mPa·s，或在15.6℃(600°F)及大气压下密度为0.9340-1.0000g/cm3(20°API-10°API)的原油；在原始油藏温度下脱气原油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃(60°F)及大气压下密度大于1.0000g/cm3(小于10°API)的原油为沥青或油砂。

世界稠油和沥青资源极为丰富，但对全世界稠油资源做出估算与评价非常困难，因为各地区的资源分类标准存在很大差异，据各方面研究机构的统计，世界稠油和沥青的地质储量约为61800亿桶，其中加拿大位居首位，约为30000亿桶，占世界总量的48%，其次为委内瑞拉，12000亿桶，占总量的19%，第三是前苏联，10000亿桶，占总量的16%，此后依次是伊拉克、科威特、美国、中国等。

中国的稠油资源主要集中在渤海湾地区，但资源探明率仅为10%，仍有很大的勘探潜力。

稠油的流动性差，粘度大，开采的关键问题是降粘、改善其流动性。

井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度，从而达到改善井筒流体的流动条件，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。

该技术主要应用于原油粘度不很高或油层温度较高，所开采的原油能够流入井底，只需保持井筒流体有较低的粘度和较好的流动性，采用常规开采方式就能进行开采的稠油油藏。

常见的井筒降粘技术有：机械降粘技术、井筒热力降粘技术、稀释降粘技术化学降粘技术等[1]。

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第2章稠油开采设备及应用
2.1 抽稠泵原理
在机械采油方面，有常规管式泵(Φ44、Φ56、Φ57、Φ70mm)，Φ44/70mm浸入式抽稠泵、阀式泵、螺杆泵、水力喷射泵、水力活塞泵等，加大机械力度，改善稠油流动性，将稠油采出地面。

抽稠泵主要由上泵筒、上柱塞、下泵筒、下柱塞、中心管、进出油阀、抽油杆接头及泵筒接头等组成。

上、下柱塞由中心管连接，上、下泵筒由泵筒接头连接，进出油阀均装在柱塞中。

如图2-1所示。

图2-1 抽稠泵结构
抽稠泵依靠抽油杆带动上、下柱塞运动，引起环形空间容积变化而分别形成低、高压腔，使进油阀能迅速打开或关闭，下行程时，进油阀关闭，承受整个油管内油柱的压力，帮助抽油杆下行，环形腔容积减小，形成高压腔，高压环形腔中的原油顶开出油阀，进入油管。

下行程时，油管液柱重力座在进油阀上，形成液压反馈力，帮助抽油杆下行，缓解了抽油杆在稠油井中下行困难的问题，因而在一定程度上克服了阀球滞后关闭的现象，一定程度上提高了泵效[2-3]。

2.2 抽稠泵的应用
新疆塔河油田由于该地区井深、原油粘度高、密度大，普通的杆式泵和管式泵在开采高粘原油时经常出现油流阻力大、光杆下行困难、泵效低等问题，为此经过多次现场试验和筛选，最后认为液力反馈式抽稠泵比较适合塔河油田高粘重质原油的开采。

液力反馈式抽稠泵最大下泵深度在2500m以内，开采粘度在4000mPa·s以内。

如果开采过高粘
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度的流体，必须借助于电加热或降粘等措施[4]。

串联式抽稠泵运用浸入式进油原理，并同液力反馈原理结合起来，解决了稠油井生产光杆下行阻力大的难题。

适用于粘度2000-4000mPa·s的常规稠油井、蒸汽吞吐井抽油生产，含砂小于0.1%，含气少的稠油井。

在胜利纯梁油区高12、高424区块应用累计22井次，增加产能7682吨[5]。

胜利油田还曾采用环阀式抽稠泵，环阀式抽稠泵是针对常规管式泵因油稠、凡尔沾滞延时复位，造成泵效低的问题而设计的抽油泵。

可以在斜度小于45°的井中应用。

该泵配合电热杆、注蒸汽，可适合原油粘度2500-100000mPa·s的稠油井[6]。

胜利草桥油田采用长筒阀式抽稠泵抽稠油。

阀式抽稠泵强行开启、关闭游动凡尔，克服了延时复位和气锁现象；由于稠油流动慢，短冲程高冲次时不能及时供液而常常造成干抽现象，采用长筒泵长冲程低冲次则可使稠油充分流入泵筒内。

因而长筒阀式抽稠泵抽稠油的泵效远远优于普通泵[7]。

我国在螺杆泵的研制方面起步较晚，1989年石油大学万邦烈教授在胜利油田现河采油厂进行了潜油电动螺杆泵采油技术试验；辽河油田在金马区块进行了电动潜油螺杆泵的现场试验；重庆虎溪电机厂也开始对电潜螺杆泵机组进行开发，并在中原油田进行下井试验，20世纪90年代中期开始在国内油田小规模应用。

截至目前，地面驱动的螺杆泵已有批量应用，应用及配套技术也相对成熟，生产企业有北京石油机械厂、唐山玉联实业有限公司、上海东方泵业有限公司、潍坊生建集团公司、胜利高原有限公司、天津立林机械有限责任公司等。

大量文献资料表明，国内对电动潜油螺杆泵技术的研究起步较晚，但潜力巨大。

2011年，鲁克沁油田玉东202-4井转螺杆泵投入运行后，日产液29.2m3/d，日产油7.1t/d，含水74%，增油5t/d，免修期大于330天，累计增油1200余吨。

与抽油机采油相比，转螺杆泵生产，日稳定增液7.1m3/d以上，电机电流下降67%，达到了提液增产降耗的目的；同时，由于螺杆泵抽汲力相对平稳，对地层激动小，井口取样未见砂粒，对鲁克沁油田地层出砂起到了较好的抑制作用[8]。

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第3章井筒热力降粘技术及应用
井筒热力降粘技术是利用高凝油、稠油的流动性对温度敏感这一特点，通过提高井筒流体的温度，使井筒流体粘度降低的工艺技术。

常用的井筒热力降粘技术根据其加热介质可分为两大类：即热流体循环加热降粘技术和电加热降粘技术。

3.1 电加热降粘技术
3.1.1 电加热降粘技术原理
电加热采油系统主要由电加热管、电缆、升压变压器、电控柜、传感器等组成。

具有结构简单，易操作等特点。

适用于自喷井及机抽井，不受井深限制。

该系统利用电热杆或伴热电缆，将电能转化为热力学能，提高井筒生产流体温度，以降低其粘度和改善其流动性。

目前常用方法有：电热杆采油工艺、伴热电缆采油工艺和无电缆加热系统。

(1)电热杆采油工艺
电热杆采油工艺的井筒杆柱和管柱结构如图3-1(a)所示。

其工作原理是交流电从悬接器输送到电热杆的终端，使得空心抽油杆内的电缆发热或利用电缆线与空心抽油杆杆体形成回路，根据集肤效应原理将空心抽油杆杆体加热，通过传热提高井筒生产流体的温度，降低粘度，改善其流动性。

1
2
3
4
5
9
(a)(b)
1-产液；2-动液面；3-油管；4-套管；5-油层；6-电热杆；7-实心杆；8-抽油泵；9-伴热电缆
图3-1 电热杆加热降粘工艺井筒管柱结构示意图
从现场应用来看，电热杆泵抽采油是目前最有效的井筒举升稠油工艺。

它最大的优
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点是补偿了稠油在井筒中的热损失，保持了稠油的流动性，降低了稠油流动阻力。

其缺点是耗电量大，成本较高，电热杆的联接处必须干燥无水，保持其绝缘性能，否则易短路烧坏电缆。

井下电加热在应用中能明显地起到升温、降粘、防止结蜡的作用，但也存在受井斜影响大，杆管偏磨严重，抽油杆容易磨穿的问题。

由于杆管环形空间小，无法下入防磨器等工具，因而，防偏磨在该技术应用中必须考虑，目前已应用旋转井口装置来减缓偏磨的影响。

其次是一次性投入大，耗电量大，生产成本高，对低产井经济效果差。

(2)伴热电缆采油工艺
伴热电缆采油工艺的井筒管柱结构如图3-1(b)所示。

伴热电缆分为恒功率伴热电缆与恒温(自控温)伴热电缆两种，后者节约电能，但价格贵，前者则相反。

在生产高凝油和稠油的油井中，将伴热电缆利用卡箍固定在油管外部，通电后电缆发热以加热井筒中的生产流体。

矿场正在试验空心抽油杆中下入伴热电缆的工艺，以便提高加热功率，并简化管柱起下工艺。

(3)无电缆加热系统
该系统主要由地面控制部分、井下加热部分和泵下功率补偿等几部分组成，解决了电加热采油能量损耗大的缺陷。

在电加热降粘技术的工艺设计中，关键是确定加热深度和加热功率两个主要参数。

加热深度根据井筒中生产流体的温度、粘度分布及流动特性等为基础确定；加热功率的大小取决于所需的温度增值。

要通过设计使得井筒内生产流体具有低粘度和较好的流动性，同时要考虑到节省材料和节约能源，因此要根据油井的具体情况确定合理的加热深度和经济的加热功率。

3.1.2 电加热降粘技术应用
电热空心抽油杆越泵加热技术1995年5月在辽河冷家油田，冷37-166井进行了试验。

该井射孔段为1368.1-1399.5m，50°C时地面脱气原油动力粘度19.157Pa·s。

1995年4月下入电热空心抽油杆，Φ57mm的管式泵，泵上加热进行生产，排出压井液后，由于油稠进不了泵而停抽，1995年进行水力压裂后，采用电热空心抽油杆越泵加热技术再次进行生产，泵挂深度1250m，泵下加热110m，加热总深1360m，加热功率81.2kW，初期日产液18t，井口温度51°C。

在该井试验成功的基础上，又分别在辽河油田的曙光、高升、沈阳采油厂，青海油田，大港油田采油三厂，胜利油田河口、胜利采油厂推广应
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用，并出口墨西哥、菲律宾等国家。

河南油田曾在工频供电条件下进行过空心杆过泵电热采油试验并取得成功。

工频电加热原理为工频交流电采用特种变压器，可将三相电转变为所需单相电，电流通过加热体时，会产生强大的集肤效应，减少了导电面积增加了加热体的阻抗，用较小的加热电注参产生较大的热量，同时电加热工具全部浸入井筒内，热量的利用率较高。

魏岗油田的张店、东庄、杨坡等区块的原油物性均表现出高凝高含蜡的特点，原油密度为0.82-0.90g/cm3，粘度为6.0-156.0mPa·s，含蜡量为23.7%-53.8%，胶质沥青的含量为2.88%-18.19%，凝固点42-57°C。

原油在井下1228-800m即达到凝固点，造成在井筒内流动能力差、举升困难，开采难度大，采用抽油机、螺杆泵等常规开采方式均无法正常生产。

通过采取空心杆井下电加热技术，实现对油管内原油的全程加热，减少结蜡影响，提高出油温度，改善了原油的流动性，确保原油顺利从地下举升到地面，配合适当地面伴热输送工艺，保证了油井正常生产。

塔河油田根据电加热杆适用条件和技术参数，结合T606井原油物性(50°C时原油粘度25936mPa·s，70°C时原油粘度3285mPa·s)，原油温敏性和地层供液能力，选择该井进行电加热杆加热采油技术实验，电加热杆下入深度1800m，有效发热功率0-120kW。

从2001年4月17日开井生产，采用8mm油嘴的生产制度，电加热功率为100kW，油压从0MPa升至3.5MPa后稳定到2.7MPa，套压在5.9-7.3MPa之间波动，到2001年10月31日累计生产原油25166t，平均日产原油128t/d。

对于供液能力相对较足，自喷能力相对强，且原油含水较低，原油温敏性好，50°C时原油粘度5000-20000mPa·s的稠油井采用电加热杆伴热采油是可行的，但耗能较大，采油成本高[9-11]。

对于太深的井来说，电热杆过泵加热工艺无论电缆强度还是加热功率都会限制泵挂的进一步加深，且耗电量大，举升成本太高，工业化使用受限[12-15]。

3.2 热流体循环加热降粘技术
3.2.1 热流体循环加热降粘技术原理
热流体循环加热降粘技术是应用地面泵组，将高于井筒生产流体温度的油或水等热流体，以一定的流量通过井下特6B8A管柱注入井筒中建立循环通道，以伴热井筒生产流体，从而达到提高井筒生产流体的温度、降低粘度、改善其流动性目的的工艺技术。

根据井下管(杆)柱结构的不同，主要分为以下四类：
(1)开式热流体循环工艺
6
7
开式热流体循环工艺的井下管柱结构如图3-2所示。

开式热流体循环根据循环流体的通道不同又可分为正循环和反循环两种。

开式热流体反循环工艺是油井产出的流体或地面其它来源的流体经过加热后，以一定的流量通过油套环形空间注入井筒中，加热井筒生产流体及油管、套管和地层，然后在泵下或泵上的某一深度上进入油管并与生产流体混合后一起采到地面。

开式热流体正循环工艺则是指热流体由油管注入井筒中，在井筒中的某一深度处进入油套环形空间与生产流体混合。

这种工艺技术适用于自喷井和抽油井等不同采油方式生产的高凝油及稠油油井。

(2)闭式热流体循环工艺
闭式热流体循环工艺循环的热流体与从油层采出的流体不相混合，而且循环流体也不会对油层产生干扰。

图3-3中列出了三种闭式热流体循环的基本井下管柱结构：(a)为加热管同心安装，从油套环形空间采油，该管柱的最大优点是不需要封隔器，井下作业方便，相当于井筒中悬挂了一个加热器，在循环方式上热流体可从中间油管进入，从两油管环形空间返出，也可反向循环，但由于其从套管采油，因而不能用于抽油井；(b)为加热管同心安装，油管上安装有封隔器，热流体从两油管环形空间进入井筒，由油套环形空间返回地面，油层采出流体由中心油管举升到地面，此结构不如(a)加热效果好，主要适用于自喷井和抽油井；(c)为加热管与生产油管平行安装，在油管下部装有封隔器，热流体由加热管注入井筒，由油套环形空间返回地面，油层采出流体经油管举升到地面，这种结构需有较大的套管空间，且井下作业困难。

123
4
5(a)(b)
612
345
6
1-掺入流体；2-产液；3-套管；4-油管；5-封隔器；6-油层
图3-2 开式热流体循环工艺管柱结构示意图
8 1
2345(a)(b)6123
456
11(c)
12
34
5
6177
1-掺入流体；2-产液；3-套管；4-油管1；5-油管2；6-油层；7-封隔器
图3-3 闭式热流体循环工艺管柱结构示意图
(3)空心抽油杆开式热流体循环工艺
空心抽油杆开式热流体循环工艺的井下管柱结构如图3-4(a)所示。

它是将空心抽油杆与地面掺热流体管线连接，热流体从空心抽油杆注入，经杆底部阀流到油管内与地层采出流体混合后一同被举升到地面。

(a)
(b) 1-产液；2-掺入流体；3-空心抽油杆；4-油管；5-套管；6-抽油泵；7-油层；8-动液面；
9-动密封；10-封隔器 图3-4 空心抽油杆热流体循环工艺管柱结构示意图
(4)空心抽油杆闭式热流体循环工艺
空心杆闭式热流体循环工艺的井下管柱结构如图3-4(b)所示。

油层流体进入油管后，经特定的换向设备进入空心抽油杆流向地面，而热流体由杆与油管的环形空间进入井筒，然后由油套环形空间返回地面。

除此之外，热流体循环加热降粘技术的管柱变型很多，其基本原理是相似的，在实际应用中应根据具体情况确定，目标是使得所开采的原油具有较低的开采成本。

3.2.2 热流体循环加热降粘技术应用
孤东油田应用了井筒抽油泵泵上掺污水工艺。

空心杆泵上掺水原理是将本区污水(或降粘剂溶液)通过掺水管线输送到各计量站，经大卡炉加热到70-85°C左右，通过计量阀组计量后分配到每口单井，加热后的水(或降粘剂溶液)经过井口高压软管、三通进入空心杆后经单流阀、筛管进入油管，与泵入原油混合后形成水包油乳化液，加热后的井口产出液温度可达70°C左右，从而达到降粘抽稠目的。

同时由于掺入液量较大、温度高，可以解决稠油井的干线回压高的难题，而不再需要掺污水伴输[16-19]。

孤东油田在室内对垦东521块、垦东53块及九区30多口井进行了不同含水条件下的油水混合物的粘温关系实验，用以准确地分析井筒流体举升过程中油水混合物的粘温特性及其对举升状况的影响。

2001年12月，辽河油田在杜212断块区选择了4口油井进行空心杆掺水试验，通过对试验前后油井的数据进行对比分析(见表3-1)，可以看出油井均生产正常，井口粘度平均降低126mPa·s，达到了降粘稳油的目的，试验取得了明显的效果[20]。

表3-1 杜212断块区空心杆掺水生产数据对比
孤岛油田使用了双空心杆闭式循环加热工艺。

以胜利油田孤北一断块的GDGBI-38为例分析，该井粘度18700mPa·s吞吐第一周期时，生产三个月产出液温度由68°C下降到40°C以下，之后出现光杆缓下现象，于第四个月关井，周期生产时间122天，厩期产油
721吨。

于2010年6月l日实施第二周期转周，生产两个月后井口产出液温度由75°C下降到48°C，温度递减较快，2010年8月27日实施双空心杆循环加热降粘。

目前该周期累计产油3795吨[21]。

重力热管伴热采油方式，是指抽油机井中的空心抽油杆经过特殊加工处理后，再添加工作液、抽空、密封连接制成超长重力热管，然后安装在井筒内形成热管生产井。

车洪昌[22-24]等在分析重力热管改善抽油井井筒热损失原理的基础上，进行了重力热管井筒伴热室内物理模拟试验和矿场试验。

室内复配出的工质A液，与水基工质相比，具有液体密度小、蒸气密度高的优点，适合进行重力热管传热。

室内模拟重力热管井筒温度分布结果表明，重力热管冷凝段与蒸发段的温度之比大于0.7，能够有效改善井筒流体温度分布。

矿场试验结果表明，在蒸汽吞吐过程中采用重力热管井筒伴热技术，能够有效减小井筒流体温度下降的幅度，延长油井的生产时间，增加蒸汽吞吐周期的产量。

第4章井筒稀释降粘技术及应用
4.1 井筒稀释降粘技术原理
稀释降粘主要是利用相似相容原理，加入溶剂降低稠油粘度，改善其流动性。

常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。

混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。

空心杆掺稀油工艺是通过空心杆将稀油从泵上或泵下掺入，降低井筒中原油的粘度，使油井正常生产，同时也解决了原油地面集输困难的问题。

国内外研究表明，稠油是一种由可溶沥青粒子组成的胶体，沥青粒子相互缠结在由软沥青组成的溶剂中。

因此，稠油的高粘度主要是由于可溶沥青粒子相互缠结引起的。

流变性测量表明，稠油粘度随沥青浓度的增加急剧增加。

掺入稀油，其作用在于减少了沥青的质量分数，增加稠油在稀油中的溶解量，减少了可溶沥青粒子相互缠结的程度，从而达到降低稠油粘度的目的。

掺稀采油工艺主要根据油井的供液能力、原油物性及掺稀室内实验结果等进行选择。

按掺入位置可分为泵上、泵下及泵内掺入，如图4-1所示。

泵上掺入的优点是掺入液不影响泵的有效排量，可实现小泵深下；缺点是不能降低进泵原油粘度，只能降低杆柱运行阻力，适用于稠油粘度相对较低并可以进泵的油井。

泵下掺入的优点是可以降低进泵原油的粘度，缺点是掺入夜及产液一同经泵吸入排出，影响了泵排量，降低了泵效。

泵下掺入适用于原油粘度大、进泵困难、产量低的油井。

1-稀油入口；2-空心抽油杆；3-油管；4-抽油泵；5-环流泵
图4-1 空心杆掺稀油降粘工艺示意图
自喷生产井掺稀管柱可分为开式和半闭式两种类型，如图4-2、图4-3所示，开式工艺管柱设计简单，易于实施，但难以控制掺入压力，稠稀混合较差。

机抽生产井可采用开式或半闭式掺稀工艺。

改进型掺稀工艺热损失小，掺稀部位加上喷嘴或射流泵可改善混合效果。

轻质稀原油不仅有好的降粘效果，且能增加产油量，并对低产、间隙油井输送更有利。

在油井含水升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管，能适应油田的变化。

因此，在有稀油源的油田，轻油稀释降粘，具有更好的经济性和适应性。

图4-2 开式环空油管掺稀油
图4-3 半闭式环空油管掺稀油
采用此种方法大规模地开采稠油时，选用的稀释剂必然是稀原油，因为稀原油来源广泛，可提供的数量大，因此也带来一些问题：①稀原油掺入前，必须经过脱水处理，
而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，这就增加了能源消耗；②稀原油作为稀释剂掺入稠油后，降低了稀油的物性。

稠油与稀油混合共管外输时，增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响；③鉴于稠油与稀油在价格等方面存在的差异，采用掺稀油降粘存在经济方面的损失。

因此，高粘原油加烃类稀释剂进行降粘集输，并非完善的方法，应综合考虑其经济性、可行性，必要时可采用别的更好的方法。

采用掺稀虽然基本解决了井筒举升问题，但是稀油与稠油之间较大的价格差异以及因之增加的原油处理、运输费用，影响了掺稀的经济效益。

4.2 井筒稀释降粘技术应用
吐玉克油田原油属普通Ⅱ型稠油，密度921.1-973.2kg/m3，50°C时地面脱气脱水原油粘度为5589-20700mPa·s，油藏温度下脱水脱气原油粘度为500-916.1mPa·s，非烃含量20.7%-36.3%，凝固点为19°C-27°C，含蜡量0.96%-6.3%，地层水型为CaCl2型，总矿化度30000-170000mg/L。

掺稀油实验研究结果表明：吐玉克油田的稠油与吐哈各油田生产的原油混合后均具有良好的降粘效果，且各种稀油掺入后的降粘效果相差不大；稀油与稠油掺入比为3:7时效果较好。

吐哈油田对玉东1井、玉东平1井和玉东2井采用空心杆泵下掺稀油和空心杆泵上掺稀油的现场试验都取得了成功[25]。

塔河油田具有油藏地质构造复杂、稠油流体性质特殊、油井深等特点，国内外多项稠油采油工艺均不适用于塔河碳酸盐岩油田。

针对这种情况，塔河油田采用了掺稀采油工艺。

在稠油中掺入适量稀油后其粘度将明显降低，大大改善了井筒流动条件和减小了地面测试难度。

塔河油田2001年10月首次对146000mPa·s(50°C)的原油实施井筒掺稀降粘工艺获得成功以来，目前已有50多口深层稠油或特稠油井进行了井筒掺稀采油的应用，都取得了高产、稳产的措施效果。

全部动用塔河X区西北部稠油区块含油气面积，增加动用地质储量。

掺稀降粘采油工艺为塔河油田累积增产原油逾万吨，增加动用地质储量近千万吨，增加预测储量千万吨，创造了巨大的经济效益[26]。