一 、稠油油田开采历程及开采现状
欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，实施规模开采。但因原油稠，油井产能低，开采效果不理想，致使面对稠油开采出现“井井有油，井井油不流，人人见了稠油就发愁”的状况。
到1984年4月，全厂工艺技术人员针对稠油特性，开展技术攻关，采用先进技术，实施技术改造，在充分研究和参考国外稠油开采成功经验的基础上开展了蒸汽吞吐先导试验，从1984年4月-10月在欢17等3个区块的11口稠油井进行了12井次的蒸汽吞吐试验，单井获得日产油达100-200t的好效果，其中第一口蒸汽吞吐先导试验-锦89井经注汽吞吐，自喷期累计达到108天，平均日产油150吨，成为当时全国稠油蒸汽吞吐开采自喷期最长，单井周期累积产油最高的油井。先导试验的成功，为后来大规模、高速、高效开采稠油积累了宝贵的经验。
目前我厂开采的稠油主力区块有三个，即齐40块、齐108块和欢127块，含油面积共14.8km2,原油地质储量7831×104t，共有油井1400口左右，平均单井吞吐9.4次，现开井1060口左右，日产油3500t左右，日产水10000 m3左右，稠油产量约占全厂总产油量的2/3。在齐40块有一个70m×100m井距4个井组的蒸汽驱先导试验区。试验区试验已历时4年，汽驱阶段累计产油13.7366×104t，采出程度31.6%，试验区累积采出程度达56.3%。
二 、稠油开采配套工艺技术
通过近二十年对稠油的开采，我们在稠油开采方面积累了丰富的经验，并完善了其工艺配套技术。概括来讲主要有以下几个方面：
稠油热采井的钻井完井技术
稠油热采井全部采用预应力、高强度钢级套管（如N80、P110等钢级7英寸套管），完井固井质量要求全井段合格，水泥返高要达到地面。
稠油热采井的先期防砂技术
针对部分区块出砂比较严重的问题，采取了先期防砂工艺技术，该种防砂技术在防砂的同时，有效地避免了油层污染，有利于原油的渗流，避免了射孔和其它作业的伤害。
保证注汽质量的井筒隔热技术
在井筒降热方面主要采取全部下入高质量隔热油管，环空采用密封效果好的热采封隔器，并开套管闸门注汽。对特殊工艺井采取环空氮气隔热技术。目前部分油井采用真空隔热管隔热技术，其隔热性能、机械性能均达到国际先进水平。
保证注汽质量的地面隔热技术
地面建立固定的注汽管网，尽量降低和减少热损失，保证高质量蒸汽注入油层。充分发挥注入蒸汽的热能加热原油，提高吞吐效果。
吞吐初期，延长油井自喷期的井口接力泵技术
对吞吐初期有一定自喷能力的油井采取井口接力泵技术，抽汲井筒产液，降低井筒回压，延长自喷期，提高油井产量，为下泵转抽做好准备。
干抽技术及掺稀原油降粘技术
对油品性质较好和吞吐下泵初期，油层温度高，产出液温度高的油井，采取不掺油不加热干抽的方法，充分利用注汽热能，尽量提高油井产量。待温度降到一定值时，采取掺稀原油降粘，保证油井生产。目前欢喜岭采油厂除部分高含水油井外，绝大部分油井都采取泵下或地面掺稀原油降粘方式生产。
机、杆、泵优化配套技术
根据欢喜岭油田原油物性特点和油藏埋深的实际，在开发初期采取大机、长泵、粗管、强杆、深下的配套采油技术。后期随着产量、含水等参数的变化，对上述工艺技术进行了适当的调整，并将优化设计技术应用于油井机、杆泵的选择上，在保证油井产能的前提下，提高了效率效率。如，目前我们将调速电机（三种速度分别为750、900、1200转/分）应用于稠油井，目的在于根据油井生产状况便于生产参数的调整。
高温监测技术
为深化对油藏的认识，监测油藏的开采情况，使用了以TPS-9000型测井热电偶测试技术及高温测试仪为主的高温测试技术，对正确认识吸汽剖面、油层用情况及井间汽窜情况提供了准确的依据。
三级站双管流程集输工艺
针对稠油特点和实际生产情况，我们采取三级站双管流程的集输工艺，即采取原油从油井进入计量站，计量后经接转站输送到联合站进行处理。联合站将稀原油输送到接转站、计量站后，掺到各生产井。这就保证了采出与掺入原油集输过程中的温度，杜绝了集输过程中因油温低影响生产事故的发生。
三 、高轮次吞吐期存在的主要问题及配套技术
随着我厂稠油开采的深入，在进入高轮次吞吐阶段后，也就是我们常说的进入了油井蒸汽吞吐的中后期阶段，开采的矛盾日益暴露，并表现得非常突出，直接影响着油井的正常生产。归纳起来主要有以下几个方面的矛盾：
平面上边水入浸
由于稠油开采都是采取降压开采方式，随着开采的深入，油层压力越来越低，与外部边水的压力平衡打破，导致边水的大量入浸，造成水淹油层，直接影响油井的正常吞吐，严重时导致大量储量损失而无法开采。
纵向上动用程度不均，平面上汽窜严重
由于油藏构造先天造成油层非均质性和原油物性的差异，在常规的蒸汽吞吐中，经吸汽剖面和产液剖面测试发现，仅50-60％的油层动用程度较好，其它几乎未动用，造成油层在纵向上动用不均，储量浪费。同时，因动用不均，注汽时发生单层突进，发生汽窜现象非常严重，轻的影响油井生产，重则发生井喷，酿成事故。
经多轮次吞吐，套管损坏严重，无法继续生产
油井在经多轮次吞吐后，套管损坏非常严重，几乎每年以10％的速度增加，使油井无法生产，给开采带来非常大的难题。
油井出砂严重
由于油藏构造和油层物性、稠油的特性与蒸汽吞吐开采的方式的特殊性，导致稠油吞吐井出砂非常严重，严重影响稠油吞吐井正常生产。
油层中存水多，转抽投产排水期长，周期产量递减幅度大，吞吐有效期缩短
部分油井的周期吞吐油气比，已经接近或低于0.20的经济极限，无法继续吞吐
针对上述矛盾采取配套技术是：
控制边水推进，堵、排结合的配套技术
针对水淹问题，我们首先开展精细地质研究，明确出水层位和方向：
一是有针对性采取化学堵水措施，抑制边底水的推进，让未水淹层充分发挥其产能。
二是利用大通径分注分采工艺，封堵水淹层位，挖掘非水淹层的潜力。对于油层厚度大，边底水推进速度比较快的区域实施避水侧钻，见到一定治水效果。
三是在区块边部通过下大泵增排的手段，控制水线的向区块内部推进。上述措施对治水、防水起到了一定的作用，水淹问题得到了一定的控制，但仍未从根本上解决水淹问题。
针对汽窜，采取化学堵窜，分注选注，分注分采，一注一关和窜井同注的措施进行治理。经过多年的实践和摸索，我们总结出治理汽窜的对策：
一是注汽前向井内注入高温调剖剂，封堵汽窜层位，调整吸汽剖面，达到注汽井正常注汽和对应井正常生产的目的。
二是采取分层注汽的办法，封住已汽窜的层位，继续吞吐未汽窜层位，达到防窜和动用中低渗透层的目的。
三是采取一注一关的对策，即一井注汽时，对应汽窜井关井，这种办法适用于对应井产量低或高含水井。
四是采取两井同时注汽的办法达到防窜和提高注汽效果的目的。目前欢采厂稠油区块的防窜问题基本得到了解决。
选层分注、分注分采提高油藏纵向动用程度
在精细油藏研究的前提下，为提高油层的纵向动用程度，挖掘油井潜力，节约注汽量，提高采收率，采取了选层分注、分注分采技术。分注工艺主要有分注合采工艺技术和分注分采工艺技术技术，根据不同分注目的和要求，设计出6种分注管柱，即封上注下、封下注上、封上下注中间、几个注汽单元同时定量注汽、几个注汽单元自动配汽和分注分采等。通过该技术的实施，达到了提高油层纵向动用程度的目的。但该技术仅适用于套管完井，且无损坏、套变的油井。
钻加密井、侧钻井、水平井，提高油藏平面动用程度
根据剩余油分布规律研究结果，结合部分油井多轮次吞吐后套管损坏严重无法正常生产的实际，实施钻加密井和侧钻井的方式，提高油层平面动用程度，并实施了三口水平井开采试验，均取得显著效果。
对套损井进行大修补贴、换套、加固和侧钻相结合修复油井，直至最终重新完善井网，投入正常开采。
针对出砂，采取固、挡、滤、排相结合的综合防砂工艺技术
经过多年的实践和摸索，我们已形成了固、挡、滤、排相结合的综合治砂配套技术，即油层中的化学固砂，通过人工井壁和机械筛管井筒内防砂来挡砂，利用泵下砂锚滤砂，利用防砂泵排砂，使困扰稠油开采的砂害问题在欢采厂基本得到了解决。
对排水期长，吞吐效果差的问题，采取化学助排与注排凝析气体以及烟道气助排等综合措施，提高了回采水率和吞吐效果。
接近或低于经济极限吞吐油井，采取非热采技术采油（如微生物、化学采油）和蒸汽中添加化学助剂及非凝析气体、烟道气等措施，提高蒸汽吞吐效果。
稠油转换开发方式试验
齐40块蒸汽驱先导试验。为提高稠油区块的最终采收率，提高经济采油量，对多轮次蒸汽吞吐区块，实施蒸汽驱先导试验。试验区位于欢喜岭油田齐40块中部，是一个70×100m井距反九点井网的试验区，先导区共有4个井组（即7-26、8-x27、9-x26、8-25井组）。各类井27口（注汽井4口，生产井21口，观察井2口）含油面积为0.0825Km2，原始地质储量50.1×104t，汽驱目的层是L2油层组，平均孔隙度0.25，渗透率1.4um2,50℃时脱气原油粘度为2640mPa.s，无气顶，边底水能量弱。试验区于1998年10月正式转驱，至今进行了近4年的时间。先导区累计产油43.7366×104t。采出程度56.3％，其中吞吐阶段产油30.48×104t（标定产量为127×104t），采出程度24%，汽驱阶段产油13.7366×104t（标定产量为50.1×104t），采出程度31.6%。
该试验区方案设计开发8年，汽驱累产油21.0×104t,累积油汽比0.2，汽驱阶段采收度34.0％，最终实现吞吐+汽驱采收率达到58％以上。
四 、认识与结论
（1）稠油开采配套技术是确保稠油油藏正常、高速、高效开采的有效手段。
（2）随着开采形势的变化和对油藏认识的不断深化，开采技术必须不断地更新和创新，才能不断地适应稠油开采的需要，不断提高稠油的采收率。
（3）稠油转换开发方式的研究已取得显著成效，有必要进一步推广实施规模，为其它区块转驱提供更加成熟的经验。