作者：付美龙,欧阳传湘,喻高明
出版社：石油工业出版社
格式: AZW3, DOCX, EPUB, MOBI, PDF, TXT
稠油与高凝油油藏提高采收率技术试读：
前言
近年来，随着石油开采技术的不断提高，一些特殊油藏越来越引起人们的重视，尤其是稠油和高凝油油藏。但是，由于稠油和高凝油油藏具有黏度大、含蜡量高、凝点高等特点，开发起来十分困难，所以如何提高稠油和高凝油油藏的采收率就成为了广大石油工作者所面临的难题。笔者以所参与的稠油、高凝油开发项目为基础，以最新的研究结果和进展为材料来源，经过系统整理而编写成本书。书中通过大量的模拟实验和现场生产状况研究，向读者介绍了多项稠油、高凝油油藏提高采收率的有效技术。
本书共分为三篇。第一篇介绍了稠油、高凝油油藏基本性质及开发现状，第二篇、第三篇分别介绍了注蒸汽和注气两种提高采收率技术。由于现阶段国内外对于高凝油油藏注蒸汽技术的研究较少，编者的项目研究也未能涉及这方面，故第二篇只介绍了稠油油藏注蒸汽提高采收率技术。第三篇则全面介绍了稠油、高凝油油藏注气提高采收率技术。
本书第一篇、第三篇主要由付美龙执笔，第二篇主要由欧阳传湘执笔，书中涉及油藏数值模拟的部分由喻高明完成。凌建军老师参与了部分稠油油藏提高采收率技术的编写，硕士研究生张驰做了一些文字处理工作，全书由付美龙统稿。长江大学石油工程学院的领导及广大同仁们也在成书过程中提出了宝贵的意见和建议，在此表示感谢。
稠油、高凝油油藏提高采收率技术涉及的相关学科较多，在理论和应用方面尚存在许多问题需进一步探讨，加之编者水平有限，欠妥或错误之处在所难免，敬请读者不吝指正。付美龙2013年8月第一篇稠油、高凝油油藏基本性质及开发现状第一章稠油、高凝油油藏成因与特征第一节稠油与高凝油的定义
一、 稠油的定义
稠油，国际上称之为重质油或重油（HeavyOil）。严格地讲，“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念，因为“稠油”以原油黏度高低作为分类标准，而原油黏度的高低取决于原油内胶质、沥青质及蜡含量的多少；“重油”则是以原油密度的大小作为分类标准，而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。尽管一般原油的黏度与密度之间存在着一定的关系，即原油密度大，其黏度值高，但是有相当部分油藏的原油密度大，其黏度值却低，或者是原油黏度高，而密度小。因此，不能把“稠油”和“重油”两个概念完全等同起来。
几十年来，国际上一直以原油密度为主要指标进行分类，故称原油密度较大的油为重油。那么，原油密度多大为重油，不同国家的分类标准各不相同。例如，美国曾经将相对密度为0.9042以上（25°API以下）的原油称为重油；委内瑞拉将相对密度为0.934以上（20°API以下）的原油称为重油。随着稠油开发的发展，人们发现原油密度并不能真正表达稠油的特征。为了把原油特性（主要是黏度）和开发效果及经济效益联系起来，以有利于稠油资源评价和开发方式的研究，1982年，在委内瑞拉召开的第二届国际重质油和沥青砂学术会议上，联合国训练署（UNITAR）制定了以原油黏度为主要指标，以相对密度为辅助指标的定义法，并把黏度不小于100mPa·s、相对密度不小于0.934（20°API以下）的原油称为重油。具体定义如下：（1）重质原油和沥青砂油（沥青）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。沥青砂（TarSand）也称油砂、油浸岩层、含沥青砂层。（2）重质原油可以用黏度和密度来表示其特性。（3）在确定国际石油资源时，应当采用黏度给重质原油和沥青砂油规定界限，当缺少黏度测定数据时，则采用密度值（°API）。（4）重质原油是指在原始油藏温度下脱气油黏度为100～10000mPa·s，或者在15.6℃（60°F）及大气压下密度为934～31000kg/m的原油。（5）沥青砂油是指在原始油藏温度下脱气油黏度超过10000mPa3·s，或者在15.6℃（60°F）及大气压下密度大于1000kg/m（小于10°API）的石油。（6）除上述以外的原油，其分类为中质原油及轻质原油。（7）重质原油及沥青砂油主要由碳氢化合物组成。这类油一般只含少量具有高挥发性及易于蒸馏出的碳氢化合物，相对分子质量较大的脂族烃及萜烷碳氢化合物含量高，沥青含量高，而且含有氧、氮及硫的化合物。有证据表明，在油藏中，当微生物侵入某些中质及轻质原油时，这些原油中的轻馏分便消失了。另外还认为，某些重质原油及沥青砂油是由于含氧的地下水侵入油藏产生氧化过程而形成的。然而在某些这类油中，钒的含量或者钒和硫二者含量特别高的原因用这些过程是解释不了的。（8）重质原油及沥青砂油在世界上广泛分布，除南极洲外各大❶洲均有，埋藏深度最大达12000ft。在各种地质构造及地质年代的地层、各种气候的陆上及近海地区都有重质原油分布。（9）埋藏浅的沥青砂矿可以采用露天开矿技术开发，从采出的沥青砂中提炼石油。对埋藏深的重质原油及沥青砂矿，主要的开采方法是热力方法。
我国稠油中金属及机械混合物含量较少，而胶质、沥青质含量较高，因此早就以黏度为主要指标进行定义——地层原油黏度大于50mPa·s（地层温度下脱气原油黏度大于100mPa·s）、原油相对密度大于0.92的原油。与联合国训练署的定义法相比，主要指标（原油黏度）是相同的，而辅助指标（相对密度）偏低些。
二、 高凝油的定义
高凝油是指含蜡量高、凝点高的原油。凝点是指在一定条件下原油失去流动性时的最高温度。在开发过程中，当原油温度低于凝点时，原油中的某些重质组分（如石蜡）凝固、析出，并沉积到油层岩石颗粒、抽油设备或管线上，造成油层渗流阻力剧增，或抽油设备正常工作困难。到目前为止，高凝油尚无统一的划分标准，我国某些油田有自己的地区性划分方法。现在通常把凝点高于40℃、含蜡量大于20%的原油称为高凝油。第二节稠油与高凝油的成因
一、 稠油的成因
关于稠油的成因问题，众说不一。但从20世纪30年代以来，人们对稠油成因的看法主要有三种学说，即稠油演变说、反稠油演变说和原油性质取决于生油母质及形成环境说。
稠油演变说认为所有原油都是从稠油演变而成的，即在缓慢的演变过程中，经压力、温度及其他因素对石油的作用把环烷基油变成烷基油。反稠油演变说认为烷基油是原生的，从浅层采出的环烷族原油是经过次生的外力作用的产物，即环烷基稠油是在次生作用下由烷基原油变来的。原油性质取决于生油母质及形成环境说认为原油性质取决于生油物质及石油形成的沉积环境，其中最主要的是生油母质，深度、压力、温度都不能使石油性质发生根本性的转变。
随着现代科学技术的发展，特别是色谱—质谱计算机联用技术的发展，上述几种学说也在不断地发展，至今广为流行的学说有：稠油是低成熟原油说、生油母质类型及其沉积环境决定稠油说和原油在储层中的次生变化、水洗、氧化、生物降解形成稠油说。
目前，我国大多数人认为稠油的成因主要有两种类型，即原生型和次生型。原生型主要是指所谓的未成熟或低成熟油，次生型是指后期遭受生物降解等稠变作用形成的稠油。
由于石油的变重、变稠可以在油运移到聚集成为油藏以及之后的任何阶段，甚至石油遭到破坏，成为固体沥青为止，因此，把石油经初次运移进入储层以及之后的各个阶段中，使石油变重、变稠的各种作用统称为稠变作用。进一步研究表明，无论低成熟油还是高成熟油，均需要通过后期的稠变作用才能形成稠油，因此，稠油均是次生的。只是由于生油母质类型和原始成熟度的不同，才使其相应形成的稠油各具特色而已。
稠油油藏的形成主要受盆地后期构造抬升活动、细菌生物降解作用、地层水洗和氧化作用以及烃类轻质组分散失等因素的影响，其中后期构造运动起主导作用，而其他因素是这一地质背景下的地球化学作用过程。按照上述因素可将稠油油藏的成因分为风化剥蚀成因、边缘氧化成因、次生运移成因和底水稠变成因四种。
1.风化剥蚀成因
风化剥蚀成因形成的稠油油藏主要受后期构造抬升活动强烈的影响。它使得早期形成的古油藏因抬升而接近地表，或者因古油藏的盖层封堵条件遭到不同程度的破坏、天然气和轻质组分大量溢散，从而导致液态烃因地层水的水洗作用或地表风化作用而形成稠油。
渤海湾盆地黄骅坳陷南部枣园稠油油田是较为典型的实例。枣园稠油油田位于其坳陷南部孔店断裂构造带高部位，与构造断裂带周缘低断块的原油相比有一个明显变重变稠的过程，这主要发生在油藏形成之后，与古油藏盖层封闭条件遭到一定程度的破坏有关。由于孔店断裂背斜构造带形成于始新世末期，其规模较大，加之在渐新世末期发生强烈断裂构造运动，使构造带进一步抬升，其顶部遭受强烈削蚀作用，使天然气和轻质组分溢散，而后期新近系覆盖取得一定的保存条件，从而造成原始气油比低、胶质和沥青质富集、原油密度和黏度增高、原油变稠。
2.边缘氧化成因
边缘氧化成因形成的稠油油藏主要分布在盆地和坳陷斜坡边缘。在盆地后期构造活动抬升过程中，盆地边缘急剧上升，边缘斜坡带成为油气大规模运移和聚集的去向，当油气从盆地内部生油层沿地层不整合面或稳定砂体向上倾方向运移进入盆地边缘地层水交替带时，原油发生严重生物降解作用，导致油质变重变稠，从而形成稠油油藏。
南襄盆地泌阳坳陷稠油油藏在新近纪和古近纪廖庄期北部斜坡带断裂活动加剧，形成良好的圈闭条件，使其成为油气大规模运移和聚集的方向，油源主要来自生油中心，油气沿断层或稳定砂体上倾方向运移，从而进入盆地边缘地层水交替带，使原油发生严重的生物降解作用，沿地层倾斜方向自下而上生物降解程度有一明显变化规律，即下部原油有明显原生性，甚至为常规原油，上部原油则发生不同程度的生物降解作用，油质越来越稠，甚至在不整合面上形成沥青封堵油藏，见图1-1。图1-1 泌阳坳陷稠油油田位置图
3.次生运移成因
次生运移成因形成的稠油油藏主要受后期断裂构造活动的影响，使下部原油沿地层不整合面或断层向上运移到较浅的储层中，在原油运移过程中发生生物降解作用，从而形成稠油。这类稠油油藏具有埋藏浅、物性好、油气丰度高等特点，并且一般都位于原生性常规油藏的上部，与其有一定的共生关系。这类油藏在我国东部许多盆地中广泛分布，如大港的羊三木油田。
4.底水稠变成因
底水稠变成因形成的部分稠油油藏在储集成因上属于原生油藏，但是由于边底水比较活跃、油水接触面大，经过长期、缓慢的水洗作用，使油藏下部的原油经受细菌降解作用逐渐变为稠油油藏。这种稠油油藏在纵向上原油密度上小下大，有时还有气顶，如胜利孤岛油田和辽河高升油田。
不同成因类型的稠油油藏在空间上有一定的分布规律：（1）纵向上，一般分布在盆地上部构造层或上覆较年轻地层中。一般情况下，稠油油藏埋深小于2000m，并且随着埋深逐渐变浅，原油生物降解程度越来越高。在埋深1000～2000m之间，原油生物降解程度轻微；在埋深小于1000m时，原油生物降解程度中等；在接近地表原油、地面油砂或沥青中，生物降解程度严重。（2）平面上，稠油油藏分布受盆地不同构造部位控制。例如，我国东部断陷盆地在坳陷边缘潜伏隆起倾没部位分布披覆背斜稠油油藏；在陡坡带分布地层超覆稠油油藏；在盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑发育稠油油藏；在盆地缓坡带分布地层不整合稠油油藏。（3）稠油油藏与常规油藏有一定的共生关系，在一个油气聚集带中，平面分布序列为由坳陷向边缘是常规油藏渐变为稠油油藏或沥青矿；纵向上分布序列为由深层至浅层是由常规油藏变为稠油油藏。
在任何沉积盆地中，稠油资源的形成均取决于原油的自身损失和后期构造运动两方面，主要有以下两种资源形成条件：（1）原油的自身损失。盆地在其地质历史演化过程中，具有相当规模的常规油形成与聚集，这是形成稠油资源的根本基础。据统计，只有常规油损失达到自身10%～90%的数量时，才能成为稠油或沥青，其中成熟常规油需损失50%～90%；低成熟常规油因原始密度和黏度值较高，一般需损失10%～50%。（2）后期构造运动。后期构造运动的发生为石油进入连通系统提供了动力，因此，只有在油气生成、聚集之后发生的构造运动（如产生开启断层、不整合面以及开启储层等与地表连通的输导层或输导面）才能为原始聚集的常规油由深部进入浅部或连通系统创造条件，而构造运动方式只有在连通系统内创造较好的封盖条件时，才能使石油在连通系统内有相当数量的聚集，且不会迅速散布。由于既遭受运移期又遭受油藏期的各种稠变因素的作用，从而为形成相当规模的稠油和沥青提供了基础。资料表明，后期构造运动发生的次数越多，构造运动的强度越大，原油遭受的稠变作用越强，在连通系统内稠油的形成量和聚集量就越大。
综上所述，盆地稠油资源形成条件的两个方面的特征及其相互的配置关系决定了最终稠油资源的形成、分布及规模的大小，因此，在一个盆地或坳陷中，油源越充足，区域盖层越完善，有利圈闭越多，则其油气聚集的丰度就越高。后期构造运动造成盆地区域盖层的局部缺乏或遭受断层的切割，使得油气由非连通系统泄漏进入连通系统。泄漏进入连通系统的石油越多，在连通系统内创造的封盖条件越好，就越有利于稠油资源的大规模形成。
二、 高凝油的成因
许多学者认为，高凝油主要产自富含植物的新近系、古近系、白垩系、侏罗系和石炭系，尤其是前三者。这些岩系的地层几乎都是淡水、微咸水或海陆过渡区环境产生的碎屑岩系。高凝油的生成本质上与成油母体的性质有关，沉积物中的陆源有机物质，特别是植物蜡、孢子、花粉和树脂是高凝油的母质来源。陆源高等植物和低等水生生物均赋存高凝油先体物质，这些先体物质在弱氧化沉积环境中，在微生物对沉积有机质的改造作用下富集，富含有机的烃源岩长期处于生油门限至生油高峰之间较低的热演化阶段，就形成了高凝油。
以大民屯凹陷高凝油为例，该凹陷的原油主要产自古近系沙四段。沙四段形成时期正是凹陷的生长期，水体是逐渐加深的，沉积物以水进时期的浅湖相为主，富含有机物质（以陆源被子类和裸子类植物为主），同时受近岸及岸边陆生植物影响较大，尤其是在凹陷的北部地区，那里湖面狭窄，岸边高等植物的影响更为突出，这就是该凹陷主要生油岩中有机物质构成的决定性因素。第三节稠油、高凝油油藏的基本特征
一、 稠油油藏的基本特征
我国的稠油油藏分布广泛，按储层时代，从中元古代至新近纪均有分布，其中大部分稠油油藏分布在中—新生代地层中。相对于常规油油藏而言，稠油油藏具有以下特点：（1）油层埋藏浅，地层压力及温度低。稠油油藏的埋藏深度范围分布很广，埋藏深的可以达到4000m以上，多数稠油油藏埋深小于2000m。埋藏浅的离地表仅几米、几十米，有的甚至就在地表上。由于稠油油藏埋藏浅，因此，其地层压力及温度一般较低。例如，准噶尔盆地西北缘稠油油藏埋深小于600m的储量约占88%，地层压力一般为1.8～4.0MPa，地层温度为16～27℃。（2）气油比低，饱和压力低。由于稠油油藏在形成过程中产生了生物降解作用和氧化作用，并在次生运移过程中天然气和轻质组分溢散，所以一般稠油油藏具有饱和压力低、气油比低的特点，稠油油藏参数见表1-1。表1-1 稠油油藏参数表（3）油层胶结疏松。世界上，绝大部分稠油分布在砂岩油藏中。我国已发现的稠油油藏几乎全部为砂岩油藏。由于稠油油藏一般埋藏浅、成岩作用差，因此，一般稠油油藏具有胶结疏松的特点。例如泌阳坳陷井楼油田，稠油油藏埋深一般小于500m，钻井取心时，油层岩样似“古巴糖”状，基本上无成形岩心。（4）油层物性好。由于稠油油藏埋藏浅、成岩作用差、胶结疏松，因此，稠油油藏一般具有孔隙度高、渗透率高和含油饱和度高的特点。如表1-1所示，井楼油田油层孔隙度为29.6%～34.0%，平均为2231.7%；渗透率为1.630～4.020μm，平均为2.642μm；原始含油饱和度为61.8%～74.8%，平均为66.6%。
二、 高凝油油藏的基本特征
高凝油油藏根据储层的岩性可细分为低渗透、中高渗透砂岩油藏和潜山油藏。河南魏岗油田、大港小集油田、辽河静安堡油田和牛心坨油田为砂岩高凝油油藏，特点是层多、井段长，平均单层厚度为2～8m，见表1-2。油层主要受构造控制，构造高部位和各断块高点的油层较厚，构造翼部或低部位的油层不同程度地变差。除构造因素外，油层厚度的变化和稳定程度与沉积相带及沉积砂体发育形态相关。砂体一般属于冲积扇河道砂体或扇三角洲前缘砂体，沿河道轴向油层发育稳定，垂直轴向油层变化大。河道砂体在剖面上呈叠瓦状，平面上呈辫状或网状特征。储层物性从较好到较差都有发育，平均孔隙度为-3211.3%～21%，平均渗透率为（27～500）×10μm，隔夹层较发育，砂层稳定性较差。据统计，夹层密度一般大于30%。300m井距条件下，砂岩连通系数小于50%。此外，储层非均质性较强，渗透率突进系数一般大于4，变异系数达0.70～0.88。孔隙结构类型多为大孔细喉不均匀型，平均喉道半径一般小于4.5μm，主要流动喉道半径小于10μm，配值数一般为3～4，有的则小于2，岩石润湿性为弱亲水—亲水。表1-2 我国主要砂岩高凝油油藏地质参数注：（）中的原油性质数据为最高值。
辽河边台油田、东胜堡油田、沈229块、沈625块、沈257块和沈253块等断块属于低潜山裂缝型高凝油油藏，见表1-3。与以往砂岩油藏的最大差别一方面在于储层埋藏深，因此地层温度高，与高凝油凝点的温度相差也大，衰竭开采和注水开发引起油藏内部析蜡或冷伤害影响都较小；另一方面，低潜山油藏为双重孔隙介质储层，渗流机理和非均质性特征与砂岩油藏有较大区别。裂缝分布的规模、范围变化大小成为影响产能、开发方式、注采井别设计的主要因素，需要联合应用地震属性和相干体分析、测井识别、岩心描述、构造应力恢复分析、有限元分析等手段加以综合判断。表1-3 辽河主要高凝油潜山油藏地质参数注：g、d为中—新元古界长城系高于庄组、大红峪组。
某些高凝油油藏的油层温度与析蜡温度接近，当两者相差小于20℃时，若油藏注冷水开发，在较高的注入倍数条件下，注水井近井地带形成一个降温区，造成井底附近渗流阻力增大，影响开发放果，这类油藏为易受冷伤害的油藏。有些油藏油层温度与析蜡温度相差较大，当温差大于20℃时，由于近井地带的油层温度总是处于析蜡温度以上，因此地下的渗流状况与常规注水开发的油田相同，在开采过程中仅井筒温度场的变化影响油井的举升效果，但油层近井地带不会由于注水而使油层产生冷伤害，这类油藏可称为不易受冷伤害的油藏。
仍以辽河油区高凝油油藏为例，根据表1-4所列数据，辽河潜山油藏埋藏深，其地层温度较高，与析蜡温度之差大于20℃，为不易受冷伤害的高凝油油藏；而低渗透和中高渗透砂岩油藏埋藏较浅，在2240m以上，最浅的如静35块，埋深只有1080m，地层温度接近析蜡温度，两者温度之差在20℃左右，为易受冷伤害高凝油油藏。
已发现的高凝油油藏都属于正常温度和压力系统，压力系数为0.97～1.07，地温梯度为3.00～3.42℃/100m。表1-4 辽河油区高凝油油藏分类表第二章稠油、高凝油基本性质及稠油的分类标准
第一节稠油、高凝油的基本性质
一、 稠油的基本性质
1.我国稠油的一般性质
目前，我国已发现的稠油油田或油藏已有70多个，如按区块统计，则数量更多，主要分布在辽河油田的曙光一区、欢喜岭稠油区及高升油田，新疆克拉玛依油区的九区、六东区、红山嘴油田及风城稠油区，胜利油田的单家寺油田、草桥油田、胜坨三区、孤岛油田、陈家庄油田、金家油田等，河南油区的井楼油田、古城油田等，大港油区的枣园油田、羊三木（馆陶组）、王官屯油田等。最近又在华北油区的冀中及二连盆地发现稠油，其他如大庆油区的外围、吉林油区、安徽潘庄油田、江汉油区的潭口油田等也发现了稠油。
我国的稠油受陆相沉积及生、储、运移等复杂地质条件的影响，其物理化学特性既有和国外典型稠油相同的一面，也有一定的差别。
新疆克拉玛依、胜利、华北及大港油区主要稠油油田原油特性见表2-1。我国稠油油田几个注蒸汽先导开发试验区的原油特性见表2-2。我国稠油油田与加拿大、委内瑞拉、美国的几个稠油油田原油化学成分的对比见表2-3。综合起来，我国和美国、委内瑞拉、加拿大等国稠油油田原油的特点基本一样，但存在微小的差别。表2-1 新疆克拉玛依、胜利、华北及大港油区主要稠油油田原油特性表2-1 新疆克拉玛依、胜利、华北及大港油区主要稠油油田原油特性（续）-1表2-2 我国稠油油田几个注蒸汽先导开发试验区的原油特性表2-2 我国稠油油田几个注蒸汽先导开发试验区的原油特性（续）-1表2-3 我国稠油油田与加拿大、委内瑞拉、美国的几个稠油油田原油化学成分的对比表2-3 我国稠油油田与加拿大、委内瑞拉、美国的几个稠油油田原油化学成分的对比（续）-1
通过表2-1至表2-3，可以发现我国的稠油主要有以下特点：（1）稠油中轻质馏分很少、胶质和沥青质含量很多，而且随着胶质和沥青质含量增加，原油的相对密度及同温度下的黏度随之增高。据统计，大多数稠油中轻质馏分在10%以下，一般仅5%左右。图2-1是辽河油区35个稠油油藏或区块的原油胶质和沥青质含量与相对密度的关系图。图2-1 辽河油区35个稠油油藏或区块的原油胶质+沥青质含量与相对密度的关系图
常规油（即稀油）中沥青质含量一般不超过5%，但稠油中沥青质含量可达10%～30%，个别特稠油可达50%或更高。（2）随着密度增加，稠油黏度增高，但线性关系较差。众所周知，原油密度的大小与其金属元素的含量有关，而原油黏度的高低主要取决于其胶质含量的多少。我国稠油油藏属于陆相沉积，原油中金属元素含量少，而沥青质、胶质含量变化大，与其他国家相比，沥青质含量较低，一般不超过10%，而胶质含量较高，一般超过20%。因此，我国原油密度较小，但原油黏度较高。
图2-2为辽河油区41个稠油油藏或区块的脱气原油黏度（50℃）与原油相对密度的关系图，由图可知，稠油黏度随着相对密度的增加而增加的趋势十分明显，但线性关系较差。（3）稠油中烃类组分低。稠油与稀油的重要区别是其烃类组分上的差异。我国陆相稀油中，烃的组成（饱和烃+芳香烃）一般大于60%，最高可达95%，而稠油中烃的组成一般小于60%，最少者在20%以下，稠油中随着非烃和沥青质含量的增加，其密度呈有规律性的增大。图2-2 辽河油区41个稠油油藏或区块的脱气原油黏度（50℃）与原油相对密度的关系图（4）稠油中含硫量低。在我国已发现的大量稠油油藏中，稠油中的含硫量都比较低，一般小于0.8%。河南油田的稠油中含硫量仅为0.1%～0.38%，远低于国外稠油含硫量。（5）稠油中含蜡量低。我国的大多数稠油油田（如辽河高升、曙光、欢喜岭，新疆克九区，胜利单家寺）含蜡量在5%左右。河南井楼稠油油田稠油中含蜡量虽然高于上述稠油油田，但远低于河南双河等稀油油田的含蜡量（含蜡量在30%以上）。（6）稠油中金属含量较低。中国陆相稠油与国外海相稠油相比，稠油中镍、钒、铁及铜等金属元素含量很低。特别是钒含量仅为国外稠油的1/200～1/400，这是中国稠油黏度较高而密度较小的重要原因之一。（7）稠油凝点较低。大多数稠油油藏属于次生油藏，由于石蜡的大量脱损以及浅部氧化作用强烈，因此，稠油性质表现为胶质和沥青质含量高、含蜡量及凝点低的特点。
2.稠油的热特性
1）黏度对温度的敏感性
原油黏度随温度变化而变化的曲线称为黏温曲线。对于常规原油而言，由于黏温曲线作用不大，往往被人们忽视。但对于稠油来说，黏温曲线十分重要，因为稠油黏度对温度敏感性的强弱是决定是否进行热力开采的基础。
图2-3是河南油田稠油油藏的原油黏度随温度的变化曲线。由图可知，在ASTM（美国材料试验学会）坐标纸上，黏度随温度的变化呈线性关系，即温度每升高10℃，黏度下降近60%。由此可见，原油黏度对温度敏感性强。用沃尔特（walther）方程导出的黏度与温度的关系式为：
式中 ——原油黏度，mPa·s；μo
a——经验系数，一般取1.05；
A、B——常数，分别为曲线的截距和斜率；
t——温度，℃。图2-3 河南油田稠油油藏的原油黏度随温度的变化曲线
2）热膨胀性
在热力采油过程中，随着油层温度的升高，地下原油、水及岩石都将产生不同程度的膨胀，为驱动提供能量。上述三种物质中，原油-3-1-4-1的热膨胀系数最大（10℃），其次是水（3×10℃），岩石最小-4-1（10℃）。当温度由常温升高到200℃时，原油体积将增加20%。由此可见，稠油的热膨胀性在热采中的作用非常重要。
3）热裂解性
当温度升高一定值时，稠油中的重质组分将会裂解成焦炭和轻质组分（轻质油和气体），热裂解生成的轻质组分对改善地下稠油的驱油效果作用很大。
4）蒸馏性
随着温度的上升，原油中开始出现汽化时的温度称为原油的初馏点（又称泡点）。当温度大于或等于初馏点时，原油中的轻质组分将分离为气相，重质组分仍保持液相。随着温度的进一步升高，馏出轻质组分逐渐增多。馏出量的多少除取决于蒸馏温度外，还与原油特性及总压力有关。值得注意的是，在蒸汽驱过程中，蒸汽对原油的蒸馏过程有重要影响，即有蒸汽存在时，相同温度下的馏出量将大大增加，这是蒸汽驱提高稠油采收率的重要机理之一。表2-4为高升油田二、三区混合油的蒸馏特性。表2-4 高升油田二、三区混合油的蒸馏特性
由于稠油具有热特性，因此热力开采稠油（包括热水驱、注蒸汽开采、火烧油层等）是目前提高稠油开发效果的有效技术之一。
5）燃烧热
在稠油和沥青的开采和精制中，燃烧热是其能量平衡计算的重要参数之一。室内对沥青、稠油和焦炭的燃烧热进行的测定和研究表明，稠油及沥青的燃烧热与其组分、含量大小有关，见表2-5。表2-5 燃烧热实测值与计算值比较
物质组成与燃烧热之间的经验公式为：
式中-ΔU°——燃烧热，kJ/g；
C——碳元素含量，%；
H——氢元素含量，%；
S——硫元素含量，%；
N——氮元素含量，%；
O——氧元素含量，%。
二、 高凝油的基本性质
目前，国内已开发的高凝油油藏原油性质具有两高一低的特点，即含蜡量高、凝点高、含硫量低。含蜡量一般为30%～45%，最高达到57%，凝点一般为40℃～50℃，最高达到58℃，含硫量一般小于0.1%。地面原油相对密度为0.75～0.86，黏度（80℃）为8～454mPa·s，地下原油相对密度为0.775～0.800，黏度为2.2～7.9mPa·s，气油3比为22～33m/t，体积系数为1.102～1.16，压缩系数为（8.92～-4-112.85）×10MPa，属于饱和油藏。
1.温度对高凝油流变特性的影响
高凝油含蜡量增加，原油凝点上升，而高凝油油田由于其含蜡量、凝点高，温度对其流变性的影响不同于一般稠油。稠油对温度较为敏感，黏温关系在ASTM坐标纸上呈直线变化，即随着温度的升高，黏度急剧下降，在相同温度变化区间内，黏度下降的幅度相同。高凝油对温度也极其敏感，其黏温关系在ASTM坐标纸上呈三段折线式特征，这是高凝油的一个独特的性质。图2-4是河南魏岗油田原油黏温曲线，-1-1-1-11～5曲线依次表示剪切速率为100s、150s、200s、250s、-1300s时黏度随温度的变化。图2-4 河南魏岗油田原油黏温曲线（实测数据）
从图中可以看到，三段折线分别对应三个温度区域。两个折点分别对应于原油临界温度和析蜡温度。当原油温度高于析蜡温度，蜡全部溶解于原油中，原油是液态单相体系，其黏度随温度变化，具有牛顿流体特性；随着温度降低，当原油处于析蜡温度与临界温度区间，原油中的蜡晶依照相对分子质量的大小依次析出，蜡晶为分散相，液态烃为连续相，这时黏度仍是温度的函数，流体仍具有牛顿流体特征。温度在临界温度和析蜡温度之间与高于析蜡温度时，黏温曲线的斜率发生变化，表明低于析蜡温度时，蜡的析出对原油黏度会产生显著影响；当原油温度在临界温度以下时，析出的蜡晶增多、增大，并互相聚集成海绵状凝胶体，原油黏度下不再是温度的单一函数，而是温度和剪切速率二者的函数，此时，为非牛顿流体；当温度进一步降低，增多和增大的蜡晶互相联络，形成空间网络结构，蜡晶成为连续相，液态烃为非连续相，原油只有在外加剪切力足以克服其结构强度之后才能流动。
2.温度对高凝油渗流特征的影响
用高温相对渗透率实验仪测定了大港枣园原油在降温和升温过程中渗透率的变化，图2-5为其测试结果。随温度下降，油相渗透率下降，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但具有不可逆特征。本次实验所用原油引起渗透率突变的温度是48℃，原油中蜡的析出会引起渗透率下降，造成地层的冷伤害。
此外，还测定了油水相对渗透率曲线（图2-6），图中曲线从左至右依次为45℃、60℃、75℃、120℃。结果表明，随温度升高，含水饱和度增加，残余油饱和度下降，油水相对渗透率曲线右移。高温下，岩石向亲水性方向转化。图2-5 枣1272-1井岩心100%饱和油油相渗透率曲线图2-6 大港枣园油田油水相对渗透率曲线
在升温、降温过程中，所测油相渗透率变化的不可逆性可由原油析蜡温度与熔蜡温度的不同来说明。一般在相同条件下，熔蜡温度远高于析蜡温度。在降温测试过程中，测试温度高于析蜡温度时，随测试温度的下降，油相渗透率变化不大；但当测试温度低于析蜡温度时，由于蜡的大量析出，阻力增大，油相渗透率急速降低。在升温测试过程中，由于初测温度已低于析蜡温度，随温度升高，蜡晶部分熔化，阻力减小，油相渗透率增大；初测温度高于析蜡温度但低于熔蜡温度时，油相渗透率仍缓慢上升，没有出现急剧的变化。
3.不同注水温度对水驱油效率的影响
用枣园原油实验测定了水驱残余油饱和度随温度的变化关系（表2-6）。由实验结果不难看出，随温度升高，水驱残余油饱和度显著下降。45℃水驱残余油饱和度高达0.4663；当注水温度提高到160℃时，水驱残余油饱和度大幅下降到0.1398，由此可得出不同温度水驱油效率的变化。显而易见，提高注水温度将大大提高水驱油效率，改善油田注水效果。表2-6 枣园油田岩心流体水驱残余油饱和度随温度的变化关系第二节稠油的分类标准
稠油的开采、集输及加工技术与常规轻质原油有很大差别，因此，稠油的分类直接关系到稠油油藏开采潜力的评价及开采方式的选择。多年来，国内外许多石油专家对稠油的分类标准进行了研究。
一、 国外稠油的分类标准
1982年，第二届国际重质油及沥青砂学术会议之前，国外对稠油的分类一直以原油重度（°API）作为主要指标，故称为重油或重质油。
1.法国石油公司对稠油的分类标准
法国石油公司认为，凡相对密度大于0.934（＜20°API）的原油，从储层中采出来以后未经过任何化学转变，不论其物理状态如何（在环境温度下是液体还是固体），都属于重质油的范围，可将其按相对密度或API度数分成三类，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，见表2-7。表2-7 国际上对稠油的分类标准
2.委内瑞拉能源矿业部对重质油的分类标准
委内瑞拉能源矿业部认为，凡相对密度大于0.934（＜20°API）的原油都属于重质原油。可将其按相对密度分为重质油、特重质油和天然沥青（沥青砂或沥青）三类，见表2-7。
3.第二届国际重质油及沥青砂学术会议对重质油的分类标准
在第二届国际重质油及沥青砂学术会议上，各产油国对重质油的分类标准取得了一致意见，即按原油黏度及相对密度来分类，将其分为重质油、超重质油和沥青三类，见表2-7。
4.UNITAR推荐的稠油分类标准
UNITAR推荐的稠油分类标准将稠油分为重质油和沥青两类，见表2-7。
原油°API与其相对密度ρ的换算关系式为：
当温度为60℉（15.56℃）时，上式可化简为：
式中 ——原油相对密度；ρ
T——华氏温度，°F。
此国际分类标准中突出强调了以下3点：（1）将原油黏度作为主要指标、原油相对密度作为辅助指标。以黏度为主的分类方法有利于石油生产者，因为它指明了原油在油藏中的流动性及产油潜力的大小。（2）原油黏度统一采用油藏温度下的脱气原油黏度，用油样测定。油层中有溶解气，可以降低原油黏度。稠油油井井下取样非常困难，在取岩心或油样时，往往会损失地层油中的溶解气，将油样恢复到原始相似状态既困难又不经济。为了测定方便，采用脱气油样测定来分类。（3）稠油或重油的黏度下限为100mPa·s，上限为10000mPa·s，超过10000mPa·s的称为沥青，这是大致的界限，主要是根据美国加利福尼亚州的重油资料来确定的。
二、 中国稠油的分类标准
根据国际稠油分类标准，中国石油勘探开发研究院（以下简称RIPED）刘文章在考虑我国稠油特性的同时，按开发的现实及今后的潜在生产能力，提出了中国稠油分类标准。在此分类标准中，黏度为主要指标，如果黏度超过分类界限而密度未达到，也按黏度来分类。此分类标准与选择油田的开采方法相联系，有较好的实用性。根据此分类标准，将稠油分为3个档次——普通稠油、特稠油及超稠油（或天然沥青），这对选择开发方式有利。（1）普通稠油（ConventionalHeavyOil）：黏度低限值取脱气原油黏度为100mPa·s，或者油层条件下的原油黏度为50mPa·s，黏度高限值取脱气原油黏度为10000mPa·s，相对密度在0.92（22°API）以上。这类稠油又分为两个亚类，油层条件下原油黏度在150mPa·s以下的先注水开发，黏度在150mPa·s以上的适宜注蒸汽开发，目前注蒸汽开采技术是这类油藏开发最好的选择。（2）特稠油（ExtraHeavyOil）：黏度低限值取脱气原油黏度为10000mPa·s，高限值取50000mPa·s，相对密度大于0.95。对于这种稠油，采用蒸汽吞吐方法是成功的，国内成功的实例较多，其他国家也有大量的实践经验。但是，对于原油黏度在10000～50000mPa·s的油藏进行蒸汽驱则技术难度较大，采收率也较低，原油蒸汽比也较第一种稠油降低，因此区别于前者是有必要的。（3）超稠油（SuperHeavyOi1）：黏度在50000mPa·s以上（脱气原油），相对密度在0.98（13°API）以上。实际上，这种稠油在油层原始条件下基本不能流动，常规注蒸汽开采方法的经济效益降低、技术难度增大，显然和第二种稠油不同。例如加拿大ColdLake及4PeaceRiver油田，原油黏度超过10×10mPa·s，采用非常规的蒸汽驱技术及水平井热采，利用底水层传热，蒸汽辅助重力驱开采已获成功。中国稠油具体分类标准见表2-8。表2-8 中国稠油具体分类标准*指油层条件下的黏度，无*指油层温度下脱气油黏度。
对比以上稠油分类标准可以看出，我国稠油分类标准中强调了以下4点：（1）分类标准尽可能与国际上的标准一致，以便进行国际交流，便于进行稠油资源评价和开发方法的研究，同时又考虑了中国稠油的特点。（2）以原油黏度为主要指标，以相对密度为辅助指标分类是合理的。由于我国稠油中沥青及金属含量很低、胶质含量很高以及其他原因，稠油的黏度高，而相对密度较低。例如，新疆克拉玛依油田九区的稠油相对密度为0.923，但油层温度下脱气原油黏度达到2300mPa·s以上。因此，我国稠油相对密度界限要比UNITAR的标准低，即为0.92（22°API），而不是0.934（20°API）。（3）分类标准与选择开发方式相联系。将稠油分成普通稠油（其中又分为稠油Ⅰ-1、稠油Ⅰ-2类）、特稠油和超稠油三类，有利于稠油开发方式的选择。（4）将特稠油和超稠油（或天然沥青）的黏度上限定得比UNITAR及国际上的标准高，这是考虑到注蒸汽开采技术已有了新的发展。第三章稠油、高凝油油藏主要分布及开采技术
第一节稠油、高凝油油藏的主要分布
一、 稠油油藏的主要分布
稠油在世界油气资源中占有较大的比例。据统计，世界稠油、超8稠油和天然沥青的储量约为1000×10t。稠油资源丰富的国家和地区有加拿大、委内瑞拉、美国、前苏联地区、中国、印度尼西亚等，其83重油及沥青砂资源约为（4000～6000）×10m（含预测资源量），4稠油年产量高达1127×10t以上。加拿大重油最为丰富，阿尔伯达盆地是主要分布区，有阿萨巴斯卡、冷湖以及和平河等8个大油田，地8质储量约为（2680～4000）×10t。委内瑞拉4个已知重油聚集区的8地质储量约为（490～930）×10t，主要分布在玻利瓦尔油区、东委内瑞拉盆地及其南部的奥里诺科重油带。美国重油和特重油油田地质8储量约为（90～160）×10t，克恩河油田是其主要的稠油油田。前苏联地区总的勘探和认识程度较低，约有200个特重油油田，重油储量8约为1200×10t。国外的常规稠油油田主要有英国的Captain油田、美国的威明顿油田、Beta油田、亨达顿油田、英格伍德油田（Vickerseast油藏）、小伯法罗油田、乌津油田、Maracaibo油田、venezuela湖稠油油田、hamaca油田等。
中国稠油沥青资源分布广泛，已在12个盆地发现了70多个稠油8油田，预计中国稠油沥青资源量可达300×10t以上。中国目前拥有的8稠油可采储量大约为80×10bbl，中国的稠油主要分布在辽河油田，山东的孤东、孤岛油田，河北大港油田，克拉玛依油田，还有渤海油田，常规稠油油田也分布在上述油田。
二、 高凝油油藏的主要分布
高凝油油藏主要分布在俄罗斯、美国、印度、印度尼西亚和中国，其地质简表见表3-1。我国已发现并投入开发的高凝油油藏多分布在东部断陷盆地，如辽河、大港、吉林、河南等油田。表3-1 国内外高凝油油藏地质简表表3-1 国内外高凝油油藏地质简表（续）-1第二节稠油、高凝油油藏开采技术
一、 稠油油藏开采技术
稠油自20世纪60年代开始工业化生产，在短短的几十年时间内，稠油开采业发展较快。就目前稠油开采技术而言，稠油开采可分为热采和冷采两大类，其中以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等热力开采为主，不过委内瑞拉、加拿大稠油冷采规模较大。
1.热采技术
1）蒸汽吞吐技术
蒸汽吞吐技术是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，目前在美国、委内瑞拉、加拿大广泛应用。蒸汽吞吐的机理主要是加热近井地带原油，使其黏度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。近几年蒸汽吞吐技术的发展主要在于使用各种助剂改善吞吐效果。该技术是20世纪80年代在委内瑞拉发展起来的，注入的助剂主要有天然气、溶剂（轻质油）及高温泡沫剂（表面活性剂）。蒸汽吞吐技术的应用使油井的动用程度提高，生产周期延长，吞吐采收率由15%提高到20%以上，周期产量及油汽比可提高115倍以上，采出程度可达25%。
2）蒸汽驱技术
蒸汽驱技术是目前大规模工业化应用的热采技术，成为蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法，并取得了良好的效果。蒸汽驱的机理主要是降低稠油黏度，提高原油的流度。蒸汽相不仅由水蒸气组成，同时也含烃蒸汽，烃蒸汽与水蒸气一起凝结，驱替并稀释前缘原油，从而留下较少但较重的残余油。国外采用蒸汽驱大规模开发的两个主要稠油油田是美国克恩河油田和印度尼西亚杜里油田。克恩河油田采用大型热电联供技术，使蒸汽驱平均油汽比达到0.32，汽驱后采收率达到62.4%，有的区块超过70%；杜里油田预计最终采收率可达55%。
3）火驱技术
火驱采油法也称火烧油层，其原理是向井下注入空气、氧气或富氧气体，依靠自燃或利用井下点火装置点火燃烧，使其与油藏中的有机燃料（原油）反应，借助生成的热开采未燃烧的稠油。根据燃烧前缘与氧气流动的方向分为正向火驱和反向火驱；根据在燃烧过程中或其后是否注入水又分为干式火驱和湿式火驱。加拿大的狼湖（WolfLake）油田是目前世界上大规模的先蒸汽吞吐后火驱开采的工业试验区。该方案从1985年开始，预计开采25年。罗马尼亚的SuplacadeBarcau油田，于1964年开始火驱试验，到1993年底火烧前缘达819km。美国和苏联都进行过火驱试验，预计采收率都在60%以上。近几年，随着水平井技术的发展，火烧油层技术呈现出新的发展趋势，即由常规火驱变为复合驱。例如，利用水平井进行重力辅助火烧油层（COSH，也译作燃烧超覆分采水平井）、火驱与蒸汽驱复合驱等，从而提高采收率，提高经济效益。
4）蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术
蒸汽辅助重力泄油技术最早是1994年Butler等人提出来的，并将其作为蒸汽驱的特殊形式。它一般是在接近油柱底部油水界面以上钻1口水平生产井，蒸汽通过该井上方与第1口水平生产井相平行的第2口水平井或一系列垂直井持续注入，从而在生产井上方形成蒸汽室。蒸汽在注入上升过程中通过多孔介质与冷油接触，并逐渐冷凝，凝析水和被加热的原油在重力驱替下泄向生产井并由生产井产出。蒸汽辅助重力泄油与水平井技术的相结合被认为是近10年来所建立的最著名的油藏工程理论。
水平井蒸汽辅助重力泄油的井对配置可分为3种方式：第1种为双水平井，即上部水平井注汽，下部水平井采油；第2种是水平井直井组合方式，上部直井注汽，下部水平井采油；第3种是单井蒸汽辅助重力泄油，即在同一水平井口下入注汽、采油两套管柱，通过注汽管柱向水平井最顶端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向发展。加拿大是较早进行蒸汽辅助重力泄油试验项目的国家，单井蒸汽辅助重力泄油应用很成功，目前正在进行多项蒸汽辅助重力泄油研究。与成对水平井蒸汽辅助重力泄油相比，单井蒸汽辅助重力泄油适用于厚度为10～15m的油藏。
5）水平压裂辅助蒸汽驱（FAST）技术
水平压裂辅助蒸汽驱技术是近几年发展起来的一种蒸汽驱方法。除了具备一般蒸汽驱的采油机理外，由于建立了注采井间水动力连通，在油层下部形成流动通道，蒸汽重力分异作用有助于蒸汽对原油的加热，从而形成较高的油汽比和采收率。如果作为注蒸汽的水平井位于油层下部，则将获得更好的效果。与蒸汽驱相比，它打破了蒸汽超覆为不利因素和蒸汽驱不能超过破裂压力的常规概念，克服了蒸汽驱选井界限，不存在反复激励的过程，可减少出砂，并将产出水注入地层，其施工时间短、投资回收快。它不像常规蒸汽驱那样全面铺开，而是以井组为单元，一个单元接一个单元地开采。这样可以减少投资，重复利用井口设备和注汽管线。此工艺由4个阶段组成，即完井和生产井吞吐阶段、裂缝预热阶段、常规注汽阶段和扫油阶段。美国和加拿大进行的水平压裂辅助蒸汽驱先导试验均已证明，这种方法可有效3地开采密度为1.052～1.093g/cm的重质原油。
6）蒸汽与非凝析气推进（SAGP）技术
蒸汽与非凝析气推进技术是在蒸汽辅助重力泄油的基础上发展起来的一种热采方法。蒸汽辅助重力泄油蒸汽腔上部的高温是无法利用的，造成热量浪费。蒸汽与非凝析气推进的工艺原理则是将蒸汽辅助重力泄油工艺改进，注入非凝析气（如天然气）。非凝析气与蒸汽一起从生产井上方的注入井注入。天然气在注入井上方的腔体内聚集，降低温度。该工艺可大量节省资金，并且油藏压力下降不大。试验结果表明，产出每立方米原油所需注入的热量只是常规蒸汽辅助重力泄油的62%，上覆层的热量损失也很小。
2.冷采技术
稠油冷采是相对热采而言的，即在稠油油藏开发过程中，不是通过升温方式来降低油品的黏度、提高油品的流动性能，而是通过其他不涉及升温的方法（如加入适当的化学试剂）利用油藏的特性，采取适当的工艺达到降黏开采的目的。
1）碱驱技术
根据地下油藏的实际情况，将浓度合适的碱性溶液通过常规井网注入油藏，实现增产目标。注入的碱与油藏中的岩石及液体有3种反应类型：碱油反应、碱水反应、碱岩反应。碱驱技术的采油机理为：乳化及携带作用；润湿性由亲油变为亲水；润湿性由亲水变为亲油；乳化及滞留作用。碱驱通常用于低重度原油（大于13°API）、中等黏度原油（小于200mPa·s）的油藏。碱驱注入量为10%～15%PV。溶液中碱的浓度变化范围一般为0.2%～5%。目前稠油油藏碱驱开采的成功率非常低，还未形成工业性生产规模。
2）聚合物驱
聚合物驱是向注入水中加入相对分子质量较大的聚合物（常用的聚合物添加剂有部分水解聚丙烯酰胺、多糖等），以降低油水流度比，减小水的渗透率。加入的聚合物通过增加水的黏度来降低油水流度比，从而增加驱扫面积、提高采收率。其工艺特点与碱驱类似。聚合物驱2可用于原油黏度为10～150mPa·s、渗透率大于0.020μm、油藏温度低于93℃的油藏。聚合物浓度为250～2000mg/L，注入量为15%～25%PV。由于工程技术等原因，该方法的应用受到一定的限制，其应用并不十分广泛。
3）碱加聚合物驱
碱加聚合物驱是利用碱与聚合物之间不发生化学反应的特点发展起来的驱油技术。虽然其机理及工艺特点与前两者基本相同，但由于属于二元复合驱，情况较前两者更加复杂，目前尚处于稠油油藏三次采油试验初期。
4）混相驱
混相驱就是向油层中注入能与原油混相的流体。由于混相后仅为一相，因而两种液体间几乎没有表面张力。如果原油和驱替液之间的表面张力完全消失，则残余油饱和度就会降低到最低值。混相驱通常有一次接触混相和动力混相。一次接触混相注入的是有机溶剂，多为液态，因此，常规注入系统即可达到目的；而动力混相驱，因为注入流体多为气相，因此，其注入系统涉及气源、储气和注气设施。美国和加拿大在20世纪50—60年代进行了大量的烃类混相驱现场试验。近期的混相驱主要是CO驱，比较适合开采那些不适宜热采的中等黏2度的稠油油藏。此外，注入N、烟道气等气体也可以产生动力混相2驱。
5）化学降黏开采技术
化学降黏开采技术是近几年来在国内外发展起来的，其采油机理是通过向生产井井底注入表面活性物质，大幅度降低稠油黏度（降低幅度可达90%以上），从而提高原油的流动能力，达到降黏减阻开采的目的。化学降黏开采稠油技术的方法主要有井筒乳化降黏、油层化学降黏解堵、洗井液中加降黏剂等方法。实施化学降黏技术开采稠油必须注意下面几个问题：一是研制适合不同油层特性的高效化学降黏剂，因为不同的降黏剂对不同区块有不同的适应性；二是要把握注入剂量、注入时机；三是注意降黏剂对地层的伤害、温度、黏度及原油破乳等的影响。
美国、加拿大等国部分稠油作业区块已将这种开采技术作为一种常规开采方法进行应用。近几年国内的辽河、新疆、河南、胜利等油田的一些稠油区块也相继应用。它工艺简单、便于生产管理，已逐步成为改善稠油、超稠油开采效果的一项重要技术。
6）微生物采油技术
微生物采油技术是将微生物直接注入地层，利用微生物活动及其产生的各种代谢产物进行强化采油的技术。采油机理可概括为以下几个方面：微生物在一定条件下培养后，在代谢过程中可分泌具有表面活性剂的代谢产物于体外，可降低油水界面张力，减弱毛细管力效应，使油膜脱落，提高驱油效率；微生物活动所产生的酸性物质能溶解地层岩石，从而改善油层的渗透性；微生物能分解原油里相对分子质量较大的烃，释放天然气，提高原油的流动性能；在油层多孔介质中生长发育的菌体及细菌代谢所产生的生物聚合物可以填塞注水油层的高渗通道，控制流度，提高波及系数。微生物采油技术根据微生物发酵方法的不同，可分为地面法和地下法。
微生物采油技术始于20世纪20年代，70至80年代得到发展，90年代走向成熟。中国、美国、加拿大、俄罗斯、挪威等国家都应用过这种方法提高原油采收率，但从整体上讲，目前该技术在国内外还多处于试验研究阶段，真正工业化实施的项目并不多。
7）溶剂萃取技术（VAPEX）
溶剂萃取技术是蒸汽辅助重力泄油方法的一个发展。溶剂萃取技术不是注蒸汽，而是注一种烃类气体或多种烃类气体的混合物。注入的气体在地层温度及压力条件下处于临界状态，溶解稠油和沥青，并降低其黏度，稀释油在重力作用下流向水平井。可通过控制溶剂压力将原油沥青脱到所期望的程度，采出的原油品位较高。析出的沥青留在油藏中，因此减少了运输和炼制过程中可能出现的许多问题。蒸汽辅助重力泄油方法不能使原油品位明显提高，只能将一些沥青组分热降解。这种方法较适合于薄油层、黏土矿物易发生变化的油层及底水油藏等不适合采用注蒸汽方式开采的油藏。
现在国外已对这种方法进行了大量的物模、数模实验研究以及经济分析、评价等，但尚未见有现场应用的报告。从已获得的研究成果来看，注0.1t烃类气体溶剂大约可生产1t油。
8）化学吞吐技术
所谓化学吞吐，就是向稠油油藏中注入化学药剂即吞吐液，通过吞吐液在油层中分散，将稠油乳化成为水包油乳状液，改变稠油的流动性，提高地层渗透率，增加原油的流动能力。其主要机理是：将化学吞吐液从原油生产井注入油层，利用化学吞吐液与原油之间的低界面张力特性，使高黏度的稠油乳化，产生低黏度的水包油型乳状液，增加原油流动性能，提高油井产能。利用化学剂进行吞吐主要有3种形式：单纯的化学剂吞吐，主要用于新井或多轮次吞吐井；注汽前或在二轮注汽之间注入化学剂，可延长注汽的有效周期；在注汽后的采油过程中，在井筒内加入化学剂，可降低稠油黏度，提高稠油流动性，从而提高泵效，提高产量。
化学吞吐技术是目前国内外注化学剂开采稠油的新工艺，目前在国内外还处于开始应用阶段。国外这方面的研究报道很少，而国内这方面的研究、现场应用则较多，且取得了很好的现场应用经验。例如，中国科学院渗流流体力学研究所在1991年便开始稠油化学吞吐方面的研究，并于1992年在大港油田进行了国内第1口单井化学吞吐试验，且取得了成功；后又在胜利油田的纯梁油田金9-19-6井进行了现场实验，也取得了成功。日产油由作业前的0.2t上升到1.4t，累积增油64t。
9）露天开采技术
露天开采的大体方式是：先用机械掘开地表，然后实行地面开采。油矿经过水、碱清洗后，上层为油，中间为油水混合物，底层为沉积砂。中间层的油水分离是通过掺进轻质油，使之与沥青油融合后密度降低，油即可上浮。露天开采方法具有很大的局限性，适用于稠油（沥青砂）黏度大于10000mPa·s、埋藏接近地面的情况，同时要考虑经济效益。由于开采速度较慢，不适应工业化生产，常采用打入空气的办法分离出沥青。工业规模露天开采主要在加拿大阿尔伯达省，据资料统计，1996年加拿大露天开采稠油的产量已高达0.1873×8310m。
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]