稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把地面密度大于0.943、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。稠油含轻质馏分少，胶质与沥青含量高。稠油的黏度随温度变化，改变显著，如温度增加8～9℃，黏度可减少一半。因此，对稠油的开采、输送，多用热力降低其黏度，如蒸气驱动、热油循环、火烧油层等。也可采用掺入稀油、乳化、加入活性剂降低其黏度。

特点

在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，在开发和应用的各个方面都遇到一些技术难题。就开采技术而言，胶质、沥青质和长链石蜡造成原油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的三次采油工艺方法。高粘、高凝稠油的输送必须采用更大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送系统进行加热处理或者对原油进行稀释处理。

就炼化技术而言，重油中的重金属会迅速降低催化剂的效果，并且为了将稠油转化为燃料油，还需要加入氢，从而导致炼化成本大大增加，渣油量大，硫、氮、金属、酸等难处理组份含量高，也是炼油厂不愿多炼稠油的原因。可见，稠油的特殊性质决定了稠油的采、输、炼必然是围绕稠油的降粘降凝改性或改质处理进行的。

针对稠油粘度大等特征和各油藏的构造可采取不同的采油工艺。稠油油藏水驱开采技术主要包括机械降粘、井筒加热、稀释降粘、化学降粘、微生物单井吞吐、抽稠工艺配套等:稠油油藏热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、丛式定向井以及水平井、火烧油层以及与稠油热采配套的其它工艺技术等。

火烧油层的难点是实施工艺难度大，不易控制地下燃烧，同时高压注入大量空气的成本又十分昂贵。而化学降粘法加入的化学药剂在某种程度上造成地层严重污染。目前国内外对稠油和高凝油开采一般均采用热采方式，电加热技术是在空心抽油杆中穿一根电缆，电缆的一端与空心抽油杆的底端相连，在由电缆、空心抽油杆构成的回路上施加交流电，通过被加热的空心抽油杆对稠油或高凝油的热传导实现加热降粘。与其他技术相比，具有较高的效率，而且该工艺方法作业比较简单，费用较低，采油比较经济。因此具有明显的优越性，在我国的许多油田得到广泛应用。

性质

油井生产过程中所产生的沉淀物(结蜡块)常为固态或半固态，颜色呈黑褐色或深褐色，成份以石蜡为主，同时胶质与沥青质以及钻井液所携带的沙粒等掺杂其中。

这些沉淀物使得原油粘度很高，高含蜡原油的流变特性随温度变化较大，在不同温度下表现出不同的流变特性。当油温高于原油析蜡点时，蜡晶基本上全部溶解于原油中，溶解的石蜡可以认为是一种石蜡和石油溶剂分子间具有相互作用的均匀介质，其粘度是油温的单值函数，表现为牛顿流体的特性。在油温由析蜡点降至异常点的过程中，蜡晶不断析出，体系的分散颗粒浓度随之增加，并形成很细的细分散体系，粘度特性基本上仍表现为牛顿流体。

当油温低于异常点时，原油中析出的蜡使体系内部的物理结构(如颗粒取向、形状和排列)发生了质的变化。原油粘度不再是温度的单值函数，而与剪切速率也有关系，表现为假塑性流体特性，并且伴随有触变性。当油温降至失流点或凝固点以下时，蜡晶析出量大大增加，体系中分散颗粒的浓度也相应增大，颗粒开始相互连接成网，体系中的连续相和分散相彼此逐渐转相，此时的原油具有触变、屈服一一假塑性流体特性。

原料

在原油开采过程中，化学驱油是重要的提高原油采收率的方法，可达到80%～90%。其中表面活性剂驱油及微乳状液驱油又是效率最高的两种化学驱油方法。前者是将较低浓度的表面活性剂胶团溶液注入油井；后者则是用高浓度的表面活性剂，并且这种注入的浆液是由三种或更多种组分构成的微乳液。表面活性剂驱油是在注水驱的基础上发展起来的。注水驱替应用较早，通过向地层注水把石油驱替至采油井。早期使用普通河水或海水，后来出现了注入表面活性剂的活性水驱油，根据油藏不同的物理化学性质和地质条件，发展了相关的碱水驱、酸水驱以及其他的化学驱油工艺。今后提高注入效果的方向，主要是针对沥青质等重质组分在采油中带来的困难，提高注入水“品质”以及向油层注入其他更加有效的活性驱替剂。

微乳液是由油、水、表面活性剂、助表面活性剂组成的各向同性的透明和热力稳定的分散体系。粒径约为10～100nm，液滴被表面活性剂和助表面活性剂（一般为醇）的混合膜所稳定。驱油用微乳液配方中，油可用石油馏分或轻质原油等；表面活性剂一般用石油磺酸盐；助表面活性剂一般用C3～C5的醇；水相常是NaCl水溶液。岩心模型驱油实验表明，微乳液具有很高的驱油效率，而中相微乳液的驱油效率最好（最佳几乎可达100%）。微乳液驱油的机理很复杂，如改变岩石的润湿性，改变油水界面的粘度等，但能产生超低的油-水驱替液界面张力是其中的主要原因之一。二次采油后剩余的油粘附在地层的毛细管道中，油水界面张力约为30mN/m，微乳液可使它降到10-3mN/m，因而可大大提高采收率。在微乳液中添加聚合物可以增加水相粘度，但必须考虑费用的增加、机械消耗的增大、化学活性、微乳液流动性的影响等因素，因而限制了乳液/聚合物乳化体系在石油工业中的应用。

另外，有些条件如活性土的存在、渗透性的减弱、重力因素也都限制了它的应用。发泡微乳系统可以克服这些不利影响。

另外，有人用蒸汽发泡也取得很好的效果。深化采油的另一项技术是，在酸处理的油岩中用碱液驱油，可以提高油乳渗透能力，但也存在经济上的可行性问题。

据最新研究表明，细菌及生物表面活性剂的应用，可以大大降低微乳技术的成本。微乳液发展方向：通过改变微乳液配方，以减少表面活性剂损失，降低采油费用。该方法尽管可以通过增大表面活性剂浓度而达到很高的采收率，但缺点是需消耗较多的表面活性剂，但由于当前能源十分紧张，从充分利用资源的角度来看，仍然是值得的。

温度

高凝高含蜡稠油中蜡晶的形成和聚结直接受温度的影响。当稠油温度高于析蜡温度时，一方面，油中的蜡晶颗粒会部分或全部溶解;另一方面，沥青胶质将高度分散，减小了结蜡凝固的可能性。随着稠油体系的冷却，蜡晶将按分子量的高低依次不断析出、聚结、长大，使油凝固，同时沥青胶质也依次均匀的吸附在已析出的蜡晶上或共晶长大，加剧了稠油的凝固。稠油的温度越低，其粘度越高，越不利于开采。

油井生产时油流从井底向井口的流动过程中，温度是逐渐降低的。

温度降低的因素，主要有两个：一个与地温梯度有关，即油流上升过程中由于地层温度是逐渐降低的，因而油流通过油管和套管不断把热量传给地层，使油流体本身温度降低。另一个因素与稠油中气体析出有关。当气体从稠油中分离出来时，体积膨胀，流速增加，因而需要吸收一部分热量，使稠油本身温度降低。

开采方法

一是HDCS技术。通过优化注采参数，明晰技术经济政策界限，合理配置降黏剂、C02[z2]和蒸汽用量，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、原油轻质组分为连续相的分散体系。

二是冷采技术。采用螺杆泵将原油和砂一起采出，通过使油层大量出砂形成“蚯蚓洞”和稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中的“蚯蚓洞”可提高油层渗透率，而形成泡沫油则为油层提供了内部驱动能量。该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。

三是添加降黏剂。乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力，提高毛细管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质——降黏剂，它在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降黏开采的目的。

四是电加热。采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。但它的可行性是建立在电力成本低或者原油价格高的基础上。

五是地下燃烧。地下燃烧，就是我们通常所说的火烧油层。受热的通道为可流动的原油到达生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用，可在薄油藏以及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。

六是SAGD技术。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是开发超稠油的一项前沿技术，该方法的主要机理是热传导与流体热对流相结合。以蒸汽为热源，依靠注入蒸汽与加热的油和水之间的密度差来实现重力泄油作用而开采稠油。利用直井＋水平井组合技术，大幅度提高油井周期产量。这项技术为稠油、超稠油开采接替技术开辟了新的领域。

七是掺稀油开采。该项技术的优点是不伤害油层。它不像掺活性水降黏开采，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；有些区块附近无稀油源，掺稀油也比较麻烦。这项技术的可行性和合理性决定于原油的价格。

八是微生物驱油。通过细菌在油藏环境中繁殖，细菌生长代谢，对原油产生降解作用，生成的代谢产物使固一液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，从而提高了洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量及原油黏度。

九是地热辅助采油技术。统计C油田3400个井点地层温度资料。统计结果表明，地层温度与油层埋深成正比，埋藏越深、温度越高。利用广义丰富的地热资源，包括深层高温流体（油、气、水及其混合物），将大量的热量带入浅油层，降低原油黏度，提高原油流动能力。为减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注人目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非常成熟，开发实践经验也非常丰富，为利用地热资源进行热水采油提供了便利。胜利油田通过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政策研究，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、高效井筒降茹举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。另外，还有太阳能、风能和重力能辅助采油技术。

开采难度

稠油开发是世界性的大难题。在中国能源紧缺的今天，稠油资源无疑是我国不可忽视的能源之一。中国的大部分稠油油藏基本上都是小断块稠油油藏，这类油藏属于低品位石油资源，原­油物性差，开发、采油、地面集输与处理难度大。

克拉玛依，维吾尔语意为“黑油”。1955年，随着新中国第一个大油田在新疆准噶尔盆地诞生，戈壁油田“克拉玛依”的名字传遍大江南北，而这里，也是我国唯一一个用石油命名的地方。

为了破解稠油开发难关，从1996年起，1600余名不愿服输的克拉玛依石油人，依托国家、中国石油集团公司的相关科研项目，在戈壁滩上建立了14个先导试验区，踏上一条科研长征路。

流程比较

1.掺稀油流程

该流程降粘效果好。但设备较多，计量、管理难度大，目前国内已很少采用，加之稀油资源缺乏，因此不宜采用。

2.井口直接加热流程

该流程涉及三种加热方法与技术：井口加热炉加热法、电加（伴）热法、掺蒸汽或蒸汽伴热法。就第一种方法而言，井口加热炉又分燃油和燃气两种，由于燃油加热炉所需辅助设备较多，管理不方便。燃气加热只有在油田天然气充足的情况下才可以考虑这种流程。新庄油田原­油油气比只有0.5-1m3/t，各油井产气量也不均衡。这种流程炉子太多，出事故的几率高，生产管理不方便。因此，不宜采用；电加（伴）热降粘技术在新庄油田的冷采单井À­油区应用于部分油井。油气集输采用高架罐À­油，采用电加热或伴热降粘。由于电加热的运行成本相对较高，大规模生产油井不宜采用；掺蒸汽或蒸汽伴热是指在架空敷设的注采合一管线的同时，增设一条蒸汽伴热管，当气温较低或产量较低时进行伴热，油井粘度较高时可掺入蒸汽。这种集输方式在国内稠油油田已得到广泛应用。河南井楼、古城稠油油田已经­采用了该集油流程。

3.井口加药集油流程

井口加药集油流程是在油井井口加入降粘剂，降低原­油在输送过程中的粘度，便于稠油的输送。井口加药集油流程可以有效降低稠油黏度，整个集输过程都将受益，但是这种流程存在缺点：一是加药装置太分散，不易管理；二是加药浓度大，药剂价格较高，运行成本相对较高；其三，主要缺点是加入的降粘剂是将原­油与产出水进行乳化，从而达到降低输送粘度的目的，但加入的降粘剂对后续的原­油脱水不利，因原­油脱水加入的是破乳剂，两种药剂药性正好相逆，目前还没有找到既能降粘又不影响后续原­油脱水破乳的药剂。

4.掺水集油流程

稠油掺热水集油流程是近年来发展起来的新流程，这种流程的优点：一是降粘效果优于掺稀油和直接加热。若原­油含水达到65%以上，这时属于水中“漂油”，管中原­油的表观粘度很小；二是井口无运行设备；三是掺入的水为游离状态，稠油很难乳化，在转油站只脱掺水，实现掺水闭路Ñ­环使用。但这种集油流程计量站的设计较为复杂，需要建设掺水阀组和掺水管线。