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稠油开采方式篇一
稠油，国外的准确译法叫“重油”。1998年11月6日《人民日报》的第7版有一篇题为《重油——下世纪重要能源》的文章，该文章对重油的情况进行了介绍。文章指出，石油工业堪称世界经济发展的命脉，随着人类年复一年地开采石油，常规原油的可采储量仅剩1500亿吨，而目前全球原油年产量已达30亿吨，如此算来，常规原油的枯竭之日已不是十分遥远了。所幸的是，大自然还给人类留下了另一个机会——重油和沥青砂，这种储量高达4000亿吨的烃类资源日益引起人们的关注。
稠油是世界经济发展的重要资源，其储量约有4000亿-6000亿立方米。我国也有着丰富的稠油资源，据不完全统计，探明和控制储量已达16亿吨，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。在全球大约10万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。我国政府在“十一五”发展规划中，明确提出将大力开展油页岩、油砂、天然气水合物等非常规油气资源的勘探开发，增加科技投入，降低开采成本，增加我国油气资源的保障程度。
我国对稠油油藏的研究、开发和加工已日趋成熟，并形成相当大的开采规模，而且产量也占全国石油总产量的1/10。目前，各大稠油开采油田针对其自身特点，通过引进、消化、吸收和技术创新，形成了各具特色的开采技术，取得新的进展和突破，为构建我国经济发展平台，插上了腾飞的翅膀。
由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸气注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。
我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸气吞吐、蒸气驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。其中，胜利油田采用热采、注蒸气、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mpa·s，特稠油为10000-50000mpa·s超稠油为50000mpa·s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5mpa，注气速度为100t/d，蒸气干度为75%，蒸气温度为290℃，油层深度为300m，放喷时地层温度为140℃，压力为5.5mpa，优选好合理参数，是有效开发稠油的关键。
近年来，我国第三大油田辽河油田依靠科技进步，攻克一道道稠油开采技术和工艺难关，使油田至今保持稳产状态。专家们认为，这些稠油开采技术已居世界领先水平。辽河油田位于渤海湾畔的辽河盆地，地跨辽宁省和内蒙古自治区13个市（地）、34个县（旗），石油总资源量34亿吨，现已探明储量19.46亿吨，年石油开采量稳定在1300万吨，仅次于大庆油田和胜利油田。
辽河油田是地质结构复杂、油藏品类丰富的复式断块油气田，稠油、高凝油藏量尤为丰富，被称为“流不动的油田”。油田中大部分稠油、高凝油的含蜡高达50％，最高凝固点达67摄氏度，是目前世界公认的凝固点最高、开采难度最大的原油。
重油有望成为重要的战略接替资源
近20年来，全球重油工业的发展速度比常规油快，重油和沥青砂的年产量由2000万吨上升到目前的近1亿吨。委内瑞拉是重油储量最大的国家，人们预期在不远的将来其日产重油量可达120万桶；加拿大目前的油砂日产量达50万桶；欧洲北海的重油日产量达14万桶；中国、印度尼西亚等国的重油工业近年来也发展迅猛，年产量都在1000万吨以上。
此外，还有一些国家重油储量很大，但由于油藏分布于海上，或在地面2000米以下，现在还难以大量开采利用。比较常规油、重油和天然气这三大类烃类资源的状况，可以看到重油的前景是最好的，因为它的储量是年产出量的几千倍，而常规油的这个指标只有50倍。
目前，在全球大约10万亿桶剩余石油资源中，70%以上是重油资源。而在我国，陆上重油、沥青资源约占石油资源总量的20%以上。油砂预计地质资源量超过60亿吨，可采资源量超过30亿吨。油页岩地质资源量超过470亿吨，技术可采资源量超过160亿吨，可回收量超过120亿吨。
我国政府在“十一五”发展规划中，明确提出将大力开展油页岩、油砂、天然气水合物等非常规油气资源的勘探开发，增加科技投入，降低开采成本，增加我国油气资源的保障程度。据了解，由于我国大规模的勘探评价工作处于起步阶段，关于重油勘探开发的鼓励政策尚在研究制定中，重油资源将成为我国重要的战略接替资源之一。
世界性难题有待突破
熟悉稠油的人都有这样的共识，那就是稠油开发的崛起，得益于解放思想、科技创新和科技攻关。稠油集中了原油中70%左右的硫和90%左右的氮，稠油中占总量约70%的较轻部分，是采用当前技术可以转化的部分，但高效转化仍很困难，占稠油总量大约20%的较重部分，采用现有的技术难以直接转化，这是稠油高效转化的潜力所在，剩下的最重的10%就是稠油残渣，富集了稠油中70%以上的金属和40%以上的硫、氮，不能被有效地转化为轻质产品。
我国目前高度重视稠油开采中的有关世界性技术难题。国家“973”计划将“重油高效转化与优化利用的基础研究”列入其中，以加快解决稠油高效转化与优化利用这一世界性科技难题。全国65位专家学者从去年开始共同攻关，计划用5年时间解决制约稠油高效转化与优化利用的关键科学问题与技术难题。
胜利油田在稠油开发方面一直走在前列。据悉，胜利油田下一步将创新发展热化学驱理论，推广应用稠油加密吞吐等3项成熟技术，攻关形成普通稠油水驱转蒸汽驱等6项接替技术，同时开展多项矿场先导试验，以提高采收率攻关为总体思路，推动稠油开发持续稳定发展。
在特超稠油方面，胜利油田已迈出了技术突破的关键一步。所谓特超稠油，是指50摄氏度时原油黏度在10×104mpa·s以上的稠油，其采出的原油在地面条件下基本呈固状，跺上几脚都不变形。特超稠油开发所需注汽压力大、温度高，一般的稠油开发方式根本行不通，国内外几乎都没有可借鉴经验。
2005年，胜利油田第一口应用hdcs技术的郑411-平2井首战告捷，取得了特超稠油油藏开发重大突破。科研人员乘胜推进，进一步扩大该技术的应用领域，对其进行各环节的优化研究，多因素、全方位提高注汽质量，hdcs技术在不断实践中逐步成熟。截至2008年8月，胜利油田特超稠油油藏郑411块已应用该技术累计产油7.26万吨，其他此类油藏如坨826块、单113块也被有效动用，标志着胜利油田特超稠油油藏全面开发，这不仅使胜利油田特超稠油油藏得以“解放”，而且对国内外同类稠油油藏开发具有重要借鉴意义。
重油是非常规石油的统称，包括重质油、高黏油、油砂、天然沥青等，也就是我们所熟悉的稠油、特超稠油、沥青等。当前，国际石油界在重油勘探、开发、炼制与综合利用以及环境保护等方面仍存在一些尚待解决的难题，其中最重要的就是如何在现有技术的基础上开发创新，以求更大幅度地降低成本。随着石油需求量的不断增加，如何加强世界各重油生产国对勘探开发的重视以及消费国对重油的合理利用，也成为重油工业乃至世界石油工业可持续发展的关键。
当今，提高稠油油田采收率的主要方法是注蒸气、周期处理油井的近井地带、层内燃烧和注热水等。这些方法虽然有较高的增油效果，但因其能量消耗过高，投资过大，而使其实际应用受到限制。因此，人们为了节能降耗，特研制成功一种将饱和的尿素溶液注入被蒸气加热的地层，使尿素在高温下，分解成氨和co2，对地层进行注蒸气、碱和co2驱的综合处理方法，已在俄罗斯的部分稠油油藏试验结果表明，该方法是高效的，有广泛的适用性和良好的发展前景。
综合处理工艺的基本原理：此种新方法，其综合处理工艺是通过向预先用蒸气加热的地层注入尿素溶液。这种溶液可在150℃的温度下，发生反应式，分解成nh3（氨）和co2。分解出的nh3和co2，可溶于原油和蒸气冷凝水中，其后面注入的蒸气就会推动co2和nh4oh（氢氧化氨）段塞运移，对地层进行蒸气驱，碱（nh4oh）驱和co2驱等综合驱油。与常规的碱和二氧化碳驱相比，该工艺具有如下优点：其一，添加的可生成nh3和co2的尿素价格较低；其二，在尿素的分解温度下，1吨尿素可放出7646.6m3nh3和373.3m3 co2，并且尿素的分解相当快。另外，因地层温度已超过200℃，可使气体放出，并可使尿素水溶液转化成蒸气，提高地层压力；其三，分解出来的nh3和co2可起到示踪剂的作用，据此可判定载热体和nh3及co2段塞的运移方向和速度。另外，也可用它对注蒸气井进行检查、预测油井的蒸气突进；其四，尿素是大批量生产的产品，对施工用料提供了方便。
综合处理工艺的室内实验和矿场试验：为了验证注蒸气开采稠油时，采用尿素的可能性，俄罗斯的石油科技人员在上世纪80年代投产的稠油油田进行了用该方法处理地层的室内和矿场试验。其目的是确定用尿素热分解产物，综合处理地层，提高原油采收率的可能性及在矿场证实该种地层综合处理的理论研究和室内实验的正确性。根据室内实验结果，得出以下结论：其一，尿素通过用蒸气加热的温度高于250℃的地层时，可分解出nh3和co2；其二，这些气态产品，在原油中的溶解和蒸气的冷凝，可推动co2和nh4oh段塞运移，其结果可比单独注蒸气提高驱油效率11%；其三，其驱油效率的提高，取决于饱和尿素溶液段塞的体积，其最佳值为0.1地层孔隙空间体积，此时的驱油效率最高。后来，根据室内实验结果，在俄罗斯的奥哈油气开采管理局所经营的奥哈油田，选择了7#层进行了矿场试验。因该油层原吸水能力不超过30-40m3/d，原油黏度为500mpa·s-700mpa·s，地层的黏土含量高达22%，因注蒸气造成的地层黏土膨胀，已制约了该油层的开发。
这时，采用的尿素溶液浓度为10%，其用量为0.1处理层孔隙体积，但这样可能会造成大量的材料消耗。后来，所有试验采用的段塞体积，均根据矿场试验结果确定，采用的尿素溶液体积为5-50m3。下面举例说明其矿场试验结果。
2008年7月15日，对位于该油田11断块7#层的注蒸气井1508井，进行了注尿素的综合处理矿场试验。试验前，该井已注入了39000m3蒸气，地层已被加热到250℃，用于注入尿素溶液是在50m3的容器内经过认真搅拌制备的。尿素的水溶性最高，注入的30吨尿素，可在标准状况下，分解出22400m3nh3和11200m3co2。
2008年8月，该断块的11口对应油井中，已有6口井见到明显效果，其总产量已由280t/d上升为680t/d，含水由80%下降为73%，措施有效期为5个月，累计增产原油2522吨。
后来，又对注气井1688井进行了注尿素矿场试验。该井于1983年3月完钻于奥8块的7#层，地层为含中粒砂的碎屑泥质砂岩，其黏土含量为5%-28%，地层的平均孔隙度为27.3%，渗透率为（0.5-0.7）×10-3μm2。其中原油为重油，密度为0.936g/cm3，黏度为450mpa·s。该井试验前，已注入16000m3蒸气。试验开始前，858、1645和1646井因组织和技术原因已关井，其中857井为观察井，连续3天量油、取水样和气样。7月18日开始向1686井注入温度为45℃的15m3尿素饱和溶液，因高温分解，这些尿素可在标准状况下，产生5600m3 co2和11200m3nh3。在措施后的第一个月，对受效油井连续取样和量油3天，在以后的几个月内，每周取样和量油一次。注入尿素后有4口油井立即见效，其产量由200t/d增至720t/d，有效期为6个月，累计增产原油19155吨。此外，当时863和857井的动液面已上升至井口，并恢复了自喷，证明了见效更加显著。
根据以上的矿场试验结果，俄罗斯已在几个稠油油田推广应用这一综合处理工艺。共向37口井注蒸气井中注入了1000吨尿素，在2年的试验时间里，共增产原油32397吨，平均每井次处理的增油量为875.6吨，每井次处理的尿素消耗量为5-50吨。
若借鉴该项工艺，必须首先针对自己所经营管理的稠油油藏的类型、地质特征、地下动态、稠油密度、地层孔隙度、渗透率、钙泥质含量等进行室内和矿场试验，因地制宜地优选出适合自己稠油油田开采的综合增产处理工艺，以提高稠油油田的开发效果和采收率。
稠油开采方式篇二
1）蒸汽吞吐采油方法又叫周期注气或循环蒸汽方法，即将一定数量的高温高压下的湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理为：
(1)油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理；(2)对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来，成为驱油能量；(3)厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，重力驱动也是一种增产机理；(4)带走大量热量，冷油补充入降压的加热带,当油井注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充入降压地加热带；(5)地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理；(6)蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用；(7)注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用；(8)高温下原油裂解，粘度降低；(9)油层加热后，油水相对渗透率变化，增加了流向井筒的可动油；(10)某些有边水的稠油油藏，在蒸汽吞吐过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进。
2）蒸汽驱
蒸汽驱采油的机理有：
原油粘度加热后降低；蒸汽的蒸馏作用（包括气体脱油作用）;蒸汽驱动作用；热膨胀作用；重力分离作用；相对渗透率及毛管内力的变化；溶解气驱作用；油相混相驱（油层中抽提轻馏分溶剂油）；乳状液驱替作用等。
(4)远距离的边、底水存在，提供了补充能量。
稠油开采方式篇三
;摘 要：稠油指的主要是一些粘性较强、比重较大的原油，在实际生产过程中这些稠油的流动阻力较大，流动速度缓慢，而且流动时有一定的阻力。在整体开发过程中难度较大，合理的进行开采技术的应用，具有非常重要的价值。在实际操作时需要注意加强开采工艺的优化，为提高稠油开采打下坚实的基础。伴随当前社会快速发展潮流的应用需求逐步扩大，稠油的开采体系也在进一步健全，因此需要重视加强稠油开采新工艺和新技术的应用。本文重点对石油开采新技术和新工艺进行分析研究，以供参考。
关键词：稠油开采;工艺技术;应用
1 热采工艺开采技术的发展和应用分析
在进行稠油热采技术工艺应用的过程中，最常用的是多井整体蒸汽吞吐法，也就是把射孔层相互对应，将汽窜频繁出现的部分作为一个井组，对注汽和生产过程进行统一化的安排，让油井动用效果提升的一种开采技术。这种技术在应用的过程中优点很多，首先是多井整体吞吐，可以避免汽窜等情况出现，让汽车热损失降低，还可以让蒸汽的热利用率提升，另外在整体周期操作的过程中，由于热量在注入过程中非常集中，这样可以保证油层的温升幅度较大，快速地帮助热量扩散到未动用区域，这样可以帮助热交换面积增大，通过注汽顺序的变更，可以进一步对气流方向进行控制，提升驱油的效果，，让采油的效率增加[1]。
通过热采工艺完成稠油开采过程中，可以让开采的效率提升，在蒸汽当中可以适当加入一些其他的物质，比如说依照稠油层的实际情况，合理的添加一些丙烷等，帮助原油提取率的提高。另外在蒸汽当中适当的加入丙烷可以让注入压力降低的同时提高蒸汽的注入能力。这种方式在应用的过程中可以让采油速率明显提升，通过统计分析发现速率提升约17%。这种方式可以让产出油的api重度提升，让油层内油的质量提高。另外，为了保证蒸汽吞吐应用技术的逐步发展，在实际应用过程中可以使用一定的氮气，通过氮气导热系数低的特点，让井筒热损失降低，另外还可以保证套管温度的降低，让套管使用寿命延长。对于一些较深层次的油层进行开采时，这种工艺可以使作业的次数减少，不必使用高温隔热管和伸缩管等井下工具，进一步控制采油的成本。另外，可以使用注入尿素辅助开采等方式，提高开采的效率，尿素溶液在超过150摄氏度的温度下会逐步分解成二氧化碳和氨气。二氧化碳在多孔介质当中能够更好的进行去油，原油可以向二氧化碳当中融入并且膨胀，让原油的粘度降低，提升原油的密度、界面张力等，合理的使用二氧化碳可以促进碳酸盐和重碳酸盐平衡的改变，进一步增加孔隙体积，让渗透率提升。
2 塔架式抽油机的应用
伴随当前常规原油资源的日益减少以及石油开采技术的逐步提高，油气开采过程中，越来越重视大量非常规油藏的开采，尤其是稠油的开采，而随着开采技术和处理工艺的优化，近年来，各种稠油开采技术和工艺得到了成功的应用。比如说，塔架式抽油机，这种设备的结构非常简单，在应用的过程中能够在油田当中进行全天候的运转，具有结构简单，安全可靠，操作容易，以及长冲程、低冲次、大载荷的机械性能、可实现远程控制数字化管理，同时塔架式抽油机配套高效永磁直驱电机，可达到30～60%左右的节能效果。[2]。
3 水平井开采工艺技术的发展和应用
水平井开采技术主要包含了火烧油层开采出油、蒸汽驱开采出油、电磁加热法开采出油等。在实际应用过程中这种水平井开采工艺技术在国内国外都取得了较好的效果，比如說美国就对水平井技术的应用进行了分析，相比于直井，其产率能够大幅度提高，预计能够提高400%～600%，在我国的辽河油田、胜利油田等水平井开采技术也达到了一定的应用水平，井蒸汽驱采油技术在应用的过程中主要通过重力泄油、流涕驱替等方式进一步对原油进行开采，相比于直接火烧油层的方式水平，井火烧油层具有较好的效果，在应用过程中可以大幅度提升原油的开采率。
水平井开采技术在应用的过程中涉及的技术较多，主要以火烧油层为例分析其应用，火烧油层技术在应用过程中以油层自身的裂化产物为原料，通过燃烧生热的方式进行热力驱油，让原油采收率提高。对火烧油层开采稠油技术进行应用的过程中需要综合化的对油层的特点进行分析，并且与各种资料相结合，对火烧油层的方式进行确认。在火烧油层方面主要包含了湿式正向燃烧、反向燃烧以及干式正向燃烧等多种技术。干式正向燃烧主要是在开采油层中注入气，并且在注气井当中进行点火，燃烧前缘逐步移动向生产井，在生产井当中完成采油工作。反向燃烧技术在应用的过程中，主要是将燃烧前缘移动向注气井，而湿式正向燃烧技术在应用的过程中有机的将水驱和正向燃烧相结合，在实际操作时，需要注意合理的进行配套工艺的建设，加强采油的效果。尤其需要注意对注气工艺、点火工艺和监测工艺进行细化，认真的对流程的情况进行了解，掌握基础的方式，合理的进行配套工艺的使用。火烧油层稠油开采技术在应用的过程中可以让具有的效率大幅度提升，由于蒸馏热结等效果使产物当中轻质成分大幅度增加，另外在应用时可以跟二氧化碳相结合，提升采油的效率，不需要对设备进行专门的改造，其实际应用方面效果较好，而且应用范围较广，不单单在低渗透油藏开采当中可以运用，也可以对深层次的稠油油藏开采进行应用。
4 微生物开采工艺技术的应用和分析
微生物开采技术在应用的过程中具有经济性和环保性等诸多特点，逐步受到了人们的广泛关注。微生物开采稠油的具体原理如下，通过微生物繁殖产生的代谢产物形成溶剂或者表面活性剂，让重油的粘度大幅度下降，稠油会进一步膨胀，这样会快速改变岩石表面的湿润度，降低界面的张力。在应用的过程中可以进一步改善油的流动特性和移动方向，帮助稠油的开采。这种工艺在应用的过程中，由于菌体都来自于天然环境，因此不会出现污染，而且其分泌物可以快速分解，形成无毒的物质。
微生物开采技术在稠油开采方面应用效果非常好，比如说在委内瑞拉一些油田当中，利用微生物来对抽油井进行处理，可以大幅度的提升油田的产量。我国相关科研人员在对百种石油微生物进行研究之后，进行了微生物的进一步优化和遗传育种处理，保证石油沥青质的降解培养基配方更为合理。这些菌种在对一些油田稠油区块进行应用过程中，可以大幅度降低沥青质的含量，提升稠油的油质，由此可以发现微生物开采技术在稠油开采应用过程中效果显著，但是值得关注的问题在于微生物开采技术具有一定的局限性，需要与实际情况相结合进行使用。如果是在盐度大，重金属离子含量高、温度高的环境当中，微生物的活性会大幅度下降，另外也会导致微生物出现的生物聚合物和表面活性剂沉淀，导致采油的效果下降。
结束语
总而言之，当前稠油开采工艺技术逐步得到优化，在实践当中，操作性越来越强，一定要重视加强油层理化性质的分析，采取对应的开采措施，让稠油开采的效率提升，保证稠油开采行业的快速、稳定、可持续发展。
参考文献：
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如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。
目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。
1、热采技术
注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油hdcs技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。特超稠油hdcs强化采油技术已在胜利油田成功应用。加强注采参数优化研究，针对不同原油性质、不同油层厚度和水平段长度，明晰技术经济政策界限，合理配置降粘剂、co2和蒸汽用量，可提高应用效果和效益。
2、出砂冷采
1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动，若水相能量充足，油滴就一直不能流动，表现到生产上就是长期高含水。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓 洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术，基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。
3、加降粘剂
2、ps、碱法造纸黑液、bm-
5、djh-
1、hg系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。
4、电加热
采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率80kw/h，日耗电费约1000元。
5、注空气开发
生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。
6、sagd sagd是国际上开发超稠油的一项前沿技术。它是向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。利用sagd技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。
在国外，sagd技术通常针对成对水平井开发，而辽河油田采用的是直井注汽、水平井生产。这种开发方式的优点有三：①将原有的直井替代水平井进行注汽，相当于少打一口注汽水平井，经济且实用；②辽河油田超稠油油藏夹层复杂，油层连续性差，纵向连通不好。国外水平井通常为1000米深，而辽河油田的水平井只有几百米。采用直井注汽，辽河油田原有的井多的特点就成了优势，这口不行就改用另一口。③监测系统是辽河油田应用sagd技术的又一创新，改变了国外用两口井进行监测的状况。sagd先导试验开始以来，辽河油田科技工作者经过不懈努力，解决了高干度注汽技术、大排量举升技术、地面集输系统等诸多难题，且均达国际先进水平，满足了sagd工艺需要。
掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。
8、微生物驱油
微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在2002-2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；2005年，微生物采油技术列入中国“973”科技项目。胜利油田已获得耐温80℃、耐盐150000mg/l的驱油菌种，对原油的降粘率最高达到95％。开展了4个区块的微生物驱油现场试验，累计增油6万余吨。f16菌组能降低原油粘度，对粘度3000mpa·的原油的降粘率在30％～85％，经f16菌组作用后，原油的非烃组分减少，同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。大港油田孔二北断块应用本源微生物采油，累计增油17866吨。
9、地热辅助采油技术
常成熟，开发实践经验也很丰富，这为利用地热资源进行热水采油提供了便利。另外，与地热辅助采油技术相类似，笔者还初步研究了利用太阳能、风能和重力能辅助采油技术。
10、水热裂解开采稠油新技术
刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在实验室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果。水热裂解技术通过向油层加入适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低了稠油的粘度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。
11、稠油热采地下复合催化降粘技术
中国石化报2007年10月9日报道了稠油热采地下复合催化降粘技术，该技术集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体，注入催化剂后原油就地裂解产生小分子的气体，增加了油层压力，延长了放喷时间，提高了产油量，为超稠油的开发提供了有力的技术支撑。
稠油开采方式篇五
引言
蒸汽吞吐工艺施工简单,收效快,不需要进行特别的试验研究,可以直接在生产井实施,边生产边试验,因而受到人们的普遍欢迎。尤其在某些油藏条件下,例如油层厚,油层埋藏浅,井距小,特别是重力排油能力达到经济产量时,蒸汽吞吐可以获得较高的采收率。蒸汽吞吐是单井作业,对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广,经济上的风险比蒸汽驱开采小得多,因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式,以减少生产的阻力和增加注入能力。
[1]1 蒸汽吞吐采油原理和开采特征
1.1 筛选标准
[2]。
1.2 蒸汽吞吐增油机理
(1)蒸汽吞吐是提高原油采收率的重要手段之一,在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位。(2)蒸汽吞吐是一个十分复杂的综合作用过程和一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程,蒸汽吞吐的采油原理复杂。(3)注蒸汽热力采油是一项复杂、技术难度大的系统工程,国内在这些方面均做了大量的研发工作以提高和完善热力模型。(4)蒸汽吞吐开采的油藏,特别是到了中后期,进一步改善吞吐效果,提高工程管理水平和工艺技术水平,与先进的钻井技术相结合,以及适时地转入合理的二次热采方式,显得尤为重要和迫切。
参考文献: [1] 孙川生,彭顺龙 克拉玛依九区热采稠油油藏[m] 北京:石油工业出版社,1998。[2] 刘文章 热采稠油油藏开发模式[m]北京:石油工业出版社,1998。
