稠油及高凝油开采技术
第四节稠油及高凝油开采技术
一、教学目的
了解稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。
二、教学重点、难点
1、稠油的基本特点
(1)粘度高、密度大、流动性差
(2)稠油的粘度对温度敏感
(3)稠油中轻质组分含量低，而胶质、沥青质含量高
2、高凝油的基本特点
高凝油是指蜡含量高、凝固点高的原油。
凝固点：在一定条件下原油失去流动性时的最高温度。
（二）热处理油层采油技术
热处理油层采油技术是通过向油层提供热能，提高油层岩石和流体的温度，从而增大油藏驱油动力，降低油层流体的粘度，防止油层中的结蜡现象，减小油层渗流阻力，达到更好地开采稠油及高凝油油藏的目的工艺方法。
注蒸汽处理油层采油方法(蒸汽吞吐和蒸汽驱)：
通过蒸汽将热能提供给油层岩石和流体，使油层原油粘度大大降低，增加原油的流度；原油受热后发生体积膨胀，可减少最终的残余油饱和度。
火烧油层采油方法：
通过适当的井网将空气或氧气自井中注入油层，并点燃油层中原油，使其燃烧产生热量。不断注入空气或氧气维持油层燃烧，燃烧前缘的高温不断加热油藏岩石和流体，且使原油蒸馏、裂解，并被驱向生产井的采油方式。
（三）井筒降粘技术
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。
目前常用的井筒降粘技术：
化学降粘
掺轻烃或水稀释
热力降粘技术
五、教学后记
通过这节课的学习，同学们基本上了解了稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。
六、教学参考书
1、王鸿勋，张琪. 采油工艺原理. 石油工业出版社
2、赵福麟. 采油化学. 石油大学出版社
3、万仁溥等. 采油技术手册(修订本)，第七、八、十分册.
石油工业出版社
4、胡博仲. 波场采油. 石油工业出版社
5、胡博仲. 磁技术在采油生产中的应用. 石油工业出版社
6、凌建军. 实用稠油热采工程. 石油工业出版社
7、陈德春等. 特种有杆抽油方式的设计与综合评价. 石油
大学学报
8、任瑛等. 井筒热流体循环采油方法研究. 石油大学稠油
研究论文集. 石油大学出版社
9、刘介人. 工频集肤电热开采高凝稠油的理论研究与实践.
石油钻采工艺
七、复习思考题
1、稠油、高凝油的特点分别是什么？
稠油开采技术的最新研究进展
《稠油开采技术的最新研究进展》 油工（2）2001 喻天龙 201013074 近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。 第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。 第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。 1、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，
稠油和高凝油开发技术
稠油和高凝油开发技术 发布:石油博客 | 发布时间: 2007年12月1日 《加入石油杂志》 1 常规地质评价技术 通过精细油藏描述研究,建立了稠油、高凝油油藏的地质模型。首先建立了地层模型、构造模型、沉积模型和储层模型,然后采用储层及其属性参数三维预测技术、油藏建模技术和数值模拟技术,以静态模型为基础,建立了预测模型。该模型不仅利用了资料控制点的实测数据,而且保障控制点间的内插外推值的精确度,在一定范围内对无资料点具有预测能力。针对高凝油主要在潜山储层富集的特点,对潜山储层油藏进行了精细描述,利用地层研究技术、构造及断裂系统研究技术、井点储层描述技术、储集岩空间分布预测技术、构造裂缝空间分布预测技术和裂缝性油藏储层建模技术等对潜山储层进行了研究,利用确定性建模或随机模拟的方法,根据实际的区域地质背景、构造发育特征、岩心资料、野外露头资料、测井及动态测试等资料建立了裂缝型储层三维属性模型。 2 蒸汽吞吐注汽参数优化技术 根据地质特点,应用产量特征趋势分析法及数值模拟研究方法,对影响吞吐效果的注汽强度、注汽压力、注汽速度及焖井时间等参数进行了优化。尤其是对高轮次吞吐注汽参数的优化,解决了吞吐进入高周
期后油汽比低的问题。对吞吐8 周期以上的近800 井次实施优化,平均单井周期可以节约注汽量200 m3 ,周期油汽比提高0105 。 3 蒸汽驱开发技术 经过多年的研究与试验,基本上形成了适合辽河油区中深层稠油油藏的蒸汽驱技术,并通过曙12725块和齐40 块的蒸汽驱试验的应用而得到进一步的发展和完善。 4 分层和选层注汽技术 针对多油组互层状油藏吸汽不均、油层纵向动用差的问题,广泛采用了分层注汽及调剖工艺技术,包括:(1) 封隔器分层、选层注汽技术用封隔器封堵高吸汽层,动用吸汽差层或不吸汽的油层。相继又开发出滑套式分层、选层注汽技术,一次可实现两层分注或多层选注,有效地提高了油层动用程度。(2) 机械投球选注技术堵塞高吸汽层射孔孔眼,实现选择性注汽。(3) 化学解堵技术采用油溶性化学物质,在注汽过程中堵塞注汽地层通道,并自行解堵,实现选层注汽。随着吞吐周期的延长,油层动用不均衡的现象越来越突出。为了解决井间汽窜、压力降低,低渗透层剩余油量高、储量动用差等问题。经过多年研究和现场试验验证,推广了3 项技术: ①同注同采技术:对于比较集中的且发生汽窜较为频繁的多口井,通过优化注汽参数和实施程序,在相同时间内同时注汽、同时生产,既避免了汽窜的发生及发挥热能的降粘作用,又充分补充了地层能量。在杜84 块实施该技术后,平均单井周期生产时间延长了
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展
油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展 摘要：油藏工程技术是实现油气田开发方案的重要手段,是决定油田产量高低、采油速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。分析了我国采油工程技术发展的5个阶段和各自的工艺技术状况,介绍了与我国油藏相适应的5套油藏工程技术方法,指出了采油工程技术今后发展的必然趋势。 关键词：油藏工程技术应用发展 油藏工程技术发展阶段 一、探索、试验阶段(50年代到60年代初) 1949年9月25日玉门油田获得解放,当时共有生产井48口,年产原油6. 9×104t,再加上延长15口井和独山子11口油井,全国年产原油总计7. 7×104t。1950年进入第一个五年计划时期,玉门油田被列为全国156项重点建设工程项目。一开始油井都靠天然能量开采,压力下降,油井停喷, 1953年在前苏联专家帮助下编制了老君庙第一个顶部注气、边部注水的开发方案。为砂岩油藏配套开采上述技术打下了一定的基础,成为全国采油工程技术发展的良好开端。 二、分层开采工艺配套技术发展阶段(60年代到70年代) 陆相砂岩油藏含油层系多、彼此差异大、互相干扰严重,针对这些特点,玉门局和克拉玛依油田对分层注水、分层多管开采进行了探索。60年代大庆油田根据砂岩油藏多层同时开采的特点,研究开发了一整套以分层注水为中心的采油工艺技术。 1、分层注水
大庆采用早期内部切割注水保持地层压力开采,采用笼统注水时因注入水沿高渗透层带突进,含水上升快,开采效果差,为此开展了同井分层注水技术。 2、分层采油 发挥低渗透层的潜力进行自喷井分采,可分单管封隔器、双管分采和油套管分采三种形式。 3、分层测试 研究发展了对自喷采油井产出剖面和注水井注入剖面进行分层测试、对有杆泵抽油井进行环空测试、油水界面测试及有杆泵井下诊断、无杆泵流压测试等技术。 4、分层改造 压裂酸化工艺是油田增产的重要措施。 二、发展多种油藏类型采油工艺技术(70年代到80年代) 1、复杂断块油藏采油工艺技术 根据复杂断块油藏大小不一、形态各异、断层上下盘互相分隔构成独立的开发单元等特点,采用滚动勘探开发方法,注水及油层改造因地制宜,达到少井多产,稀井高产,形成了复杂断块配套的工艺技术。 2、碳酸盐岩潜山油藏开采技术 潜山油藏以任丘油田为代表,与砂岩油藏完全不同,油气储存在孔隙、裂缝和溶洞中,下部由地层水衬托,成为底水块状油藏。以任丘奥陶系、震旦系油藏为主,初产高、递减快,油田开采中形成了碳酸盐
稠油开采新工艺
稠油开采新工艺 稠油是世界经济发展的重要来源，稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟，并形成相当大的开采规模。自今年初以来，胜利油田有限公司，在稠油产量占有较大比例的孤岛，孤东，滨难，河口等采油厂，针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”，采用多种新工艺，新技术配套使用，不断强化稠油开发和技术创新力度，有效地提高了稠油油藏的开发水平，取得了明显的经济效益和技术效果。 孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的 1/6，开发难度大等实际情况，对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整，在加密调整方案的编制过程中，地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料，进行了精细油藏描述，建立了底层，构造，储层，流体等模型，摸清了剩余油的分布规律；运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析，编制出了切实可行的热采调整方案，目前，这两个区块已完钻新井15口。其中，中二北NG5热采区的中25-532井，投产后喜获日产320吨的高产油流；中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。 同时，他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究，该单元由于底水的进入，导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加，油层水淹严重，造成平面上采出程度差异大，剩余由高度分散，挖潜措施针对性变差。该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静，动态评价，灵敏性分析及其躯替实验，认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。自2002年初开始，他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术，在130度下注入引发剂，产生二氧化氮和二氧化碳，达到调整吸气剖面，提高驱有效率的目的，迄今为止，用来试验的3口井，平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。 孤东采油厂稠油热采稳中有升。为了加快孤东油田的稠油开发，该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制，狠抓注汽质量，取得明显效益。质量监控是注汽的关键，他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作，注汽前，做好注汽井的经济评价，制定注入方案，加强作业管理监控；注
辽河油田稠油开发技术特色
辽河油田稠油开发特色技术 辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。 1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。 辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。 辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
SAGD技术开采稠油
SAGD技术开采稠油 石油与天然气工程2011级程金金 摘要：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源，依靠凝析液的重力作用开采稠油，采收率可达60-80%，在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。 辽河油田曙一区超稠油资源丰富，地层条件下原油粘度超过104 ?，基本没有流动能力，开采难度大。上世纪九十年代末，mpa. s 10 辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采，但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。 关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究 Abstract：Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1，by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas，especially in Canada. The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104 ?，which is basically immobile and hard to develop. Since the 10 mpa. s end of 1990s，steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However，how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic. Keywords: the super heavy reservoirs，steam assisted gravity drainage，
高凝油
高凝油油藏物性特征 例如, 某高凝油油藏埋藏深度较浅, 低孔、低渗, 孔隙度10. 99- 16. 19%, 渗透率5. 96- 9. 36? 10- 3?m2.原油密度0. 9736 g/cm3( 20 ? ), 胶质/沥青质含量37. 45%, 含蜡24. 27%, 凝固点52 ? , 原油粘度780mPa? S. 总而言之, 高凝油油藏的储层物性表现差, 且为低渗透; 同时原油的凝固点也高, 地层温度与原油析蜡温度相差很小(一般约为5- 10 ? ), 注冷水开发时极易造成冷伤害, 且会增加开采工作的复杂性和难度等。 高凝油是烷烃、蜡和渣油含量高, 硫和沥青含量低的原油。国外把凝固点高于40 ? 、含蜡量大于35%的原油称作高凝油。 高凝油即高含蜡、高凝固点原油，在我国辽河沈阳油田、河南魏岗油田、大港枣园油田等地都有分布。而沈阳油田具有丰富的高凝油储量，是我国目前最大的高凝油生产基地，在探明的含油面积103.7km2、地质储量2.9 ×108t 中，高凝油约占80%。高凝油主要分布在辽河断陷盆地大民屯凹陷油藏中，其凝固点最高为67℃，含蜡量40%以上，均为世界所罕见。攻关不畏难的石油科技工作者和生产一线的石油工人，经过不断地探索和实践，并借鉴国外类似油田的开采经验，于1986年底投入全面开发，三年就形成了300×104t产能。同时，与之配套的先进的集输工艺等地面工程、丛式井组采油等先进的开采工艺，使沈阳油田的整体开发达到世界先进水平。 温度对高凝油油藏开发效果的影响 高凝油对温度极为敏感。当原油温度高于析蜡温度时, 呈液态单相体系, 粘度随温度变化, 具有牛顿流体的性质。若温度降低, 处于析蜡温度和临界温度区间时, 仍具有牛顿流体特性, 但粘度已明显增加。当原油温度在临界温度以下时, 呈非牛顿流体的特性, 只有在外剪切力的作用下才能流动。 当油温高于析蜡点温度以上时, 高凝油中所含蜡处于溶解状态, 成单相体系, 原油的流动性与普通原油无甚差别, 只是因重烃含量高而粘度稍大, 具有牛顿流体的流变特征, 粘度随油温变化。随着温度降低, 蜡在原油中的溶解度下降, 当油温降到析蜡点温度时, 石蜡分子整齐排列, 在范德华力的作用下, 许多较小的分子聚集形成较大的分子群, 进一步更多的分子群形成并增大、聚集, 开始有蜡晶析出, 原油由单一液态逐渐变成悬浮液, 形成双相体系, 但原油仍为连续相, 蜡晶仍高度分散在原油中, 这时原油基本上还可以近似认为是牛顿流体。若油温继续下降, 下降至反常点后, 由于析出的蜡晶增多并缔结, 原油中开始出现海绵状凝胶体, 呈现出非牛顿流体的流变特征, 具有剪切稀释性, 可认为是假塑性流体。当油温进一步下降到凝固点以后, 发生转相, 蜡晶相互连接形成空间网络结构, 成为连续相, 液态烃则被隔开而成为分散相, 失去其流动性, 即发生所谓凝固。 高凝油油藏温度对渗流的影响 高凝油在不同温度条件下的渗流特征也明显的不同, 其注水开发的效果也随温度的不同 而有显著的差异。提高注水温度后, 由于原油粘度的降低和相渗透率的变化, 水驱油效率大幅度提高, 可以极大改善注水开发效果, 提高水驱采收率。 油层温度一旦下降, 渗流特征显著变差, 对于注水开发的油田来讲, 必然导致油井见水早, 含水上升速度快, 水驱油效率低, 注水开发效果差。特别是油层温度与析蜡温度差值小的油田, 当油层温度一旦低于析蜡温度, 由于析蜡造成油层孔隙堵塞, 流动阻力增大, 将影响注水开发工作的正常进行, 使油田生产陷于被动。 提高注水压力, 增大驱替压力梯度, 即提高驱动剪切力, 有利于改善高凝油油藏注水开发效果。另外, 注入的水进入地层并运移一段距离后, 水的温度接近地层原始温度, 即向地层注冷水或热水到一定时间后, 水的温度影响作用就很小了。若注入的是热水, 热水已把注水
SAGD稠油开采技术
SAGD技术开采稠油 一、国内外研究现状 在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。在国内，对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。在国外，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。 二、SAGD机理介绍 蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐
的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。 对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。形成热连通后，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。 目前SAGD有三种布井方式，即在靠近油藏的底部钻一对上下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井采油；第二种是直井与水平井组合方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注汽，水平井采油；第三种是单管水平井SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，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扩展。 SAGD机理示意图（左图为双水平井组合、右图为垂直井与水平井组合）
稠油及高凝油开采技术
第四节稠油及高凝油开采技术 一、教学目的 了解稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。 二、教学重点、难点 1、稠油的基本特点
(1)粘度高、密度大、流动性差 (2)稠油的粘度对温度敏感 (3)稠油中轻质组分含量低，而胶质、沥青质含量高 2、高凝油的基本特点 高凝油是指蜡含量高、凝固点高的原油。 凝固点：在一定条件下原油失去流动性时的最高温度。 （二）热处理油层采油技术 热处理油层采油技术是通过向油层提供热能，提高油层岩石和流体的温度，从而增大油藏驱油动力，降低油层流体的粘度，防止油层中的结蜡现象，减小油层渗流阻力，达到更好地开采稠油及高凝油油藏的目的工艺方法。 注蒸汽处理油层采油方法(蒸汽吞吐和蒸汽驱)： 通过蒸汽将热能提供给油层岩石和流体，使油层原油粘度大大降低，增加原油的流度；原油受热后发生体积膨胀，可减少最终的残余油饱和度。 火烧油层采油方法： 通过适当的井网将空气或氧气自井中注入油层，并点燃油层中原油，使其燃烧产生热量。不断注入空气或氧气维持油层燃烧，燃烧前缘的高温不断加热油藏岩石和流体，且使原油蒸馏、裂解，并被驱向生产井的采油方式。 （三）井筒降粘技术 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。 目前常用的井筒降粘技术： 化学降粘 掺轻烃或水稀释 热力降粘技术 五、教学后记 通过这节课的学习，同学们基本上了解了稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。 六、教学参考书 1、王鸿勋，张琪. 采油工艺原理. 石油工业出版社 2、赵福麟. 采油化学. 石油大学出版社 3、万仁溥等. 采油技术手册(修订本)，第七、八、十分册. 石油工业出版社 4、胡博仲. 波场采油. 石油工业出版社 5、胡博仲. 磁技术在采油生产中的应用. 石油工业出版社 6、凌建军. 实用稠油热采工程. 石油工业出版社 7、陈德春等. 特种有杆抽油方式的设计与综合评价. 石油 大学学报 8、任瑛等. 井筒热流体循环采油方法研究. 石油大学稠油 研究论文集. 石油大学出版社 9、刘介人. 工频集肤电热开采高凝稠油的理论研究与实践.
稠油开采中抽油杆柱的优化配比设计应用
第１１卷第２期２００４年４月 特种油气藏 ＳＤ∞越“ｌ８【ｌｄＣａｓ Ｒｅ８洲ｉｒｓＶ出．１ｌＮｏ２ ＡＤｒ２００４ 文章编号：ｌ。０６—６５３５（２００４）０２一∞４３一０４ 稠油开采中抽油杆柱的优化配比设计应用 茅惠忠，王加富，王丘，杨立龙 （中油ｊＩ河油田分公司，辽宁盘锦１２４０ｌＯ） 摘簧：牛心坨油田是一个高凝稠油油田。在开发初期，抽油杆柱均采用Ｄ毁杆，一２５、∥２２、∥１９ ｍｍ三级抽油杆配比为Ｏ．３：０．３：Ｏ４。从１９９８年开始，随着潜山油藏的开发，抽油泵下深速到２ ０００ｍ，将抽油杆进步更换为Ｈ镀高强度抽油杆．但抽油杆柱配比未作调整。造成抽油井负荷增 大．断脱增多，能耗增太。为此作业医组织技术人员进行抽油杆柱优化设计，降低抽油机悬．最 最大栽荷，减少抽油轩断脱问题．实现了节能降耗。 关键词：高凝油田；稠油油田；抽油杆柱优化；设计；应用；牛心坨油田 中图分类号：Ⅱ３５５，５文献标识码：Ａ １油田概况 牛心坨油田位子辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡北端，是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块，主要开发层系为新生界下第三系沙河街组四段牛心坨油层及太古界花岗岩古潜山油层。至２００２年１２月底动用含油面积５．８ｋｍ２，石油地质储量２３０ｌ×１０４ｔ，其中，牛心坨油层含油面积５．４ｋｏ，石油地质储量１３２８×１０４ｔ。 牛心坨油层埋深１５００—２２００ｍ，油层物性差，非均质严重。储层具有孔隙、裂缝双重介质特征，孔隙结构以低一特低渗、细一微细喉不均匀型为主。油层原油密度为Ｏ．８９—０．９２异，ｃｍ３，粘度（５０℃）为４７０．３６～４８２９８．２３ｌｎＰａ?ｓ，凝固点为３５—４１℃，含蜡量为１０＿８％一１５．５％，胶质和沥青质含量为３１．５％一４９．６％，平均渗透率２６．７×１矿“ｍ２，平均孔隙度¨．３％。裂缝的线密度８．２条，ｍ。 牛心坨古潜山油藏埋深为１８００—２６００ｍ，储层岩性为混合花岗岩。储集空间以裂缝，溶洞为主，是一具有双重介质特征的裂缝型块状底水油藏（油水界面在２４８０ｍ左右）。古潜山油层原油物性及储层物性较差，是一高凝、低渗裂缝型稠油油藏，古潜山油层原油密度为０．８７４５。０．９７２Ｉ异，ｃｍ３，粘度（５０℃）为４７０．３６—４８２９８．２３ｒＩ肌?８。凝固点为３２—５０℃，含蜡量为８．７２％～１８．４７％，胶质和沥青质含量为３３．５９％～７９．６１％，平均渗透率ｏ，００ｌ“ｍ２，平均孔隙度４．７％，裂缝的线密度为８７．８条，ｍ“１。 ２采油工艺方式及存在问题 ２．１采油工艺方式 牛心坨油田开发初期，采用的是电缆加热开采技术，后来又先后采用了电杆、变频和闭式热水循环加热技术，到２００１年时由于部分油井含水过高，地层流体粘度有所下降，采用新的开采方式——干抽冷采技术在几口油井上进行了试验。 ２．２存在问题 到２００２年底，作业区形成了以闭式热水循环加热为主的开采方式。目前作业区平均下泵深度达到１９５０ｍ，抽油杆进行了更新换代（由Ｄ级更新为Ｈ级），而抽油杆柱配比未作调整，因此出现耶０一１３６、耶７一更１３１等３８口油井的最大载荷在１００ｋＮ以上的现象，这些井占总开井数（１２８口）的２９．６％，最大载荷在９０—１００ｋＮ之间的油井有４２口，占总井数的３２．８％，小于９０ｋＮ的油井有４９口，占总井数的３７．６％，负荷超过１００ｋＮ的油井的基本参数见表ｌ。 收糟日期：２∞３一０２—０９；改回日期：２００３一ｌＩ一２８ 作者筒介：茅枣忠（１９６５－），男．高级工程师，１９８８年毕业于石油大学（华东）开发幕果油工程专业，现儿事汕口生产皆理工作。电话：１３３０４２∞１０６。 万方数据
稠油开采技术进展
2010年第1期 总第181期 26 王学忠 （中国石化股份有限公司胜利油田分公司新疆勘探开发中心，山东东营 257000） 稠油开采技术进展 摘 要：分析了制约稠油开采的主要问题，综述了稠油开采的主要技术，建议开展地下稠油 变稀油技术攻关， 将稠油开采难题转化为稀油开采问题，大幅提高稠油产能和最终采收率。 关键词：稠油开采 冷采 注水采油 热采 水热裂解 收稿日期：2009-09-22。 作者简介：王学忠，高级工程师，1993年毕业于石油大学（华东）油藏工程专业，2006年获中国石油大学（华东）油气田开发专业硕士学位，长期从事油田开发研究。 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[1]。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。1 制约稠油开发的主要问题 特稠油油藏温度下脱气油粘度为10 000～50 000 mPa·s， 超稠油(天然沥青) 油藏温度下脱气油粘度一般大于50 000 mPa·s。稠油的特点一是胶质和沥青质含量高，如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%，塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%；二是粘温关系敏感， 如陈375井脱水脱气油40℃对应粘度133 300 mPa·s，80℃对应粘度2 646 mPa·s，100℃对应粘度754 mPa·s。特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物，易形成空间网状结构，具有非牛顿流体的性质，其结构随剪切应力的增大而破坏，且破坏程度与流动速度有关[2] ，即当原油流速慢时结构破坏小，粘度相对较大；流速快时则破坏大，粘度相对较小。共用同一渠道的多相流体在流动时会相互干扰，流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使 油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。 特超稠油油藏开发难点在于：注汽压力高于18 MPa，常规锅炉不适应；吸汽能力差，小于1 t/（MPa·h）；加热动用半径小于50 m；转变为牛顿流体温度高（高于100℃）。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术，而是来自地面集输技术，如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺[3-4]。 胜利稠油的粘温关系曲线特点是，稠油的粘度对温度敏感性强，在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降，普通稠油在温度50～80℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半，特超稠油在温度70～100℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半。普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后，随温度增加，稠油粘度下降缓慢[5]。 2 稠油开采的主要技术 目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠
稠油开采技术与发展前景
稠油开采技术与发展前景 摘要： 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。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、蒸汽吞吐、蒸汽驱、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。 关键词： 稠油，热采，油储量，蒸汽吞吐，试验。 序言 目前，制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个，一个是大多数油田已进入开发后期，老油田平均综合含水达90%以上，自然递减率达到20%，综合递减率达11%，原油产量递减加快；另一个是后备储量接替严重不足，已探明储量的丰度和品位明显下降，且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块，按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。为稳定国内油田原油产量，除继续加大勘探力度外，借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验，探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施，提高超稠油开
发项目的经济效益，是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。 一目前世界及国内稠油的开采情况 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。提高采收率的方法，如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。 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，故以高压饱和蒸汽注入油层，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、蒸汽吞吐、蒸汽驱、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、注蒸汽、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，蒸汽干度为75%，蒸汽温
超稠油开采技术国内外研究进展
超稠油开采技术国内外研究进展 文章针对国内超稠油开采的实际情况，对国内外超稠油开采技术展开了研讨，分析了蒸汽-氮气辅助重力泄油技术、井筒隔热技术、重力辅助火烧油层技术的特点并对不同超稠油开采技术进行了比较，希望能够从技术的角度上提高超稠油开采的效率，降低超稠油开采的成本，并对石油事业和社会发展起到物质支持与技术保障的作用。 标签：超稠油；SAGD：SAGP；井筒隔热；COSH；蒸汽吞吐添加剂开采技术 1 超稠油开采技术 随着国内常规油气可动用储量日益减少，超稠油作为一种非常规油气资源，其地位日益重要。如何有效开采超稠油，使其成为可动用储量是石油工业一直面临的问题。超稠油粘度虽然很高，一般粘度大于50000mPa·s，但其对温度极为敏感，每增加10℃，粘度就会降低一半。因此对超稠油储层加热成为超稠油开采的一般手段，但是超稠油开采技术涉及内容广泛，文章将对目前超稠油开采技术的现状进行阐述，同时根据国内外的经验及最新研究成果提出今后超稠油开采技术的发展趋势[1]。 1.1 蒸汽-氮气辅助重力泄油技术（SAGP） 该技术就是在SAGD过程中将非凝析气体（如氮气）随蒸汽一起注入油藏，气体聚集在蒸汽腔室的上部，起到降低蒸汽分压的作用，这样，可以使同一油层压力下的蒸汽室得到进一步的扩展；同时由于氮气的导热系数小，所以减少了向上覆岩层的热损失。由于该技术使所需的蒸汽量减少，因而节约了费用，提高了蒸汽的热利用率。 Jiang Qi，Bulter等人[2]进行了二维比例模型实验研究，结果表明：与SAGD 技术相比，SAGP实验的采油速度略有下降，但油汽比（OSR）要高得多；同时发现，SAGP技术所需的非凝析气量很少，通常为注入蒸汽体积的1.0%～2.0%；并且在产出相同油量的情况下，SAGP的蒸汽注入量比SAGD减少约1/4。所以，应用该项技术可以更经济地开采重油和沥青，并扩大经济开采油藏的范围。 1.2 井筒隔热技术 新型真空高效隔热管柱千米蒸汽干度损失控制在10%以内，提高井底干度，同时为特超稠油动用提供了高效注汽技术保证。 某油田的超稠油生产井主要采用井筒隔热管柱、氮气隔热技术、注采一体保温管等技术[3]，有效地减少了井筒热损失，提高了井底注汽干度，从而进一步降低了原油生产成本。
解析稠油掺稀油开发技术
龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/7d15160437.html, 解析稠油掺稀油开发技术 作者：王世卿 来源：《科学与财富》2020年第02期 摘要：稠油掺稀油开发技术应用效果的高低，直接影响到整体油田开采项目的质量。基于此，本文结合是，在论述稠油油藏特点的同时，对稠油掺稀油开发技术实践要点进行探寻，希望通过分析后，可以给此类工程提供帮助。 关键词：稠油掺稀油;开发技术;分析 0前言 作为稠油开发的主要措施，掺稀油降黏需要做好技术上面的控制。由于稀油和稠油之间的配伍性较好，容易控制稀油的数量和相应的实际，控制好稠油的黏度，从地面开采过程中实现顺利的突破。在稠油的开发中，掺杂一定的稀油有助于开发，选择合适的空心抽杆技术，在泵上进行掺和，这样可以保证现实的泵效，提升最终的稠油开发效率。 1 稠油油藏的特点 由于稠油的黏度很高，所以在流动的过程中存在很大的阻力，导致稠油在流动的过程中速度随之减慢。在对抽油机进行应用的过程中，减少抽油泵的充满系数有助于提升产油的质量。由于稠油的胶质和沥青质的含量远远大于一般的稀油，所以在稠油油藏的开发中，需要借助热力采油的方式，借助提升温度的形式，降低石油的年度，从而提升采油的效率。 1.1掺油与吞吐周期的关系 随着吞吐的周期变化，在一个油层中间，出油的情况也随之不同，因此需要做好掺油方面的工作。在周期较低的井里，由于压力过高，出油的情况表现得不尽人意，出现液量较低，含水量较高的现象。从洼38块吞吐周期的类型，一般从低周期、中周期和高周期三个阶段開展。 （1）低周期油井，处于该阶段的油井，由于地层的吸气量较少，注气效果表现出非常不好的效果。特鄙视在1-2周期内，这个阶段的油井表现出不一样的内容，尤其是在油井排水的过程中周期较短，见油非常快，但是最终得到的油黏度非常大，而且文读很高。基于以上的问题，在开采之后需要掺进一些稀油，按照液量的变化内容做好掺油阶段的各个时间段的工作。
辽河油田领跑世界稠油开采技术
辽河油田领跑世界稠油开采技术 5月2日讯“五一”前夕，辽河油田钻采工艺研究院一些工程技术人员一点没有将要过节的意思，他们紧张地做着即将远赴加拿大的各种准备。辽河油田工程技术部主任曲同慈告诉记者，根据中石油辽河油田公司与加拿大一家石油公司签署的备忘录，辽河油田将派专家赴加拿大负责稠油技术的实施与跟踪服务。据介绍，辽河油田稠油开采技术居世界先进水平，现已为哈萨克斯坦、委内瑞拉、加拿大等7个国家提供了技术支持。 稠油油藏具有埋藏深、压力高、黏度大等特点，被称为“不能流动的石油”。辽河油田曾是我国第三大油田，该油田稠油占全部储量的2/3.因此，对稠油开采已经进行了多年的研究和实践，积累了非常丰富的经验。由于近年石油产量呈递减之势，为了油田的可持续发展，辽河油田在本世纪初瞄准稠油和超稠油开采这块难啃的硬骨头，坚持把科技进步与创新作为加快发展的重要支撑，全力展开自主创新、集成配套和成果转化，以抢占未来发展的制高点和主动权。 该油田引进国外技术，并根据自身油藏特点对稠油开采工艺进行消化、吸收和大胆再创新。经过10余年的技术攻关，目前辽河油田已经形成蒸汽辅助重力泄油（英文简称SAGD）和蒸汽驱两大核心技术工艺，仅SAGD技术就形成原创技术27项、授权发明专利7项、实用新型专利56项。这两项核心技术辅之以水平井等相关配套技术，可将中深层稠油采收率从25%提高到60%. “世界稠油开采看中国，中国稠油开采看辽河”，随着国际上易开采的稀油资源逐渐得到开发而减少，很多国家余下的石油储量多是稠油或超稠油。因为开采难度大，开采技术复杂，因此，很多国家将目光瞄向了中国。 凭借着世界领先的稠油开采技术，中石油已在南美、北美、北非、中亚等富含稠油资源的国家获得了相应的市场份额。辽河油田是中石油旗下油气田企业中第一个拥有境外承包工程经营资格的企业，并在境外注册了3家公司为跨国企业提供稠油开采技术服务。在已经建成的“海外大庆”中，辽河油田的稠油开发技术起到了不可替代的重要作用。
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)
稠油开采方法
世界上稠油资源极为丰富，据统计，世界上证实的常规原油地质储量大约为4200×108m3，而稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达15500×108m3；在我国，目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准葛尔盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏，预测我国稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达80×108m3以上。因此，稠油分布广，储量大,开采潜力大。但是，由于原油粘度高，油层渗流阻力过大，使得原油不能从地层流入井筒；即使原油能够流到井底，在从井底向井口流动过程中，由于降压脱气和散热降温而使原油粘度进一步增加，都严重地影响原油的正常进行，使得稠油流动性差，开采难度大。 我国稠油开采技术近二十年来发展迅速，已形成了胜利﹑辽河﹑新疆﹑河南﹑大港等稠油生产基地，其产油量逐年提高，我国已成为目前世界稠油生产的主要国家之一。 第一章稠油的性质 一、稠油的定义和标准 稠油是指粘度大的原油，重油是指密度大的原油，粘度越高的原油一般密度就越大。联合国训练署于1979年6月在加拿大召开了关于重油和沥青砂的标准： (1)重油是指在油藏原始温度下，脱气原油粘度为100～10000mPa·s或在15.6℃(60℉)及0.101MPa 条件下密度为934～1000kg/m3。 (2)沥青砂是指在原始油藏温度下，脱气油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃(60℉) 及0.101MPa条件下密度大于1000kg/m3。 根据国际稠油分类标准，我国石油工作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，即将粘度为1×102～1×104mPa·s，且相对密度大于0.92的原油称为普通稠油；将粘度为1×104～5×104mPa·s ，且相对密度大于0.95的原油称为特稠油；将粘度大于5×104 5000mPa·s，且相对密度大于0.98的原油称为超稠油（或天然沥青）。 这里必须弄清稠油与高凝油的区别，高凝油是指原油的凝固点比较高,在开发过程主要由于当原油处于凝固点以下温度状态时,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,造成油层渗流阻力过高,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，例如有的油田将凝固点大于40℃，含蜡量超过35%的原油定为高凝油。 二、稠油的一般性质 我国发现的稠油油藏分布很广，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间，主要储层为砂岩。中国稠油特性与世界各国的稠油特性大体相似，主要有以下特点。 (1)稠油中轻质馏分很少，而胶质沥青含量很多，而且随着胶质沥青含量增加，原油的相对密度及同温度下的粘度随之增高。 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%，个别特超稠油可达50％或更高。 (2)稠油随着密度增加其粘度增高，但线性关系较差。 众所周知，原油密度的大小与其含金属元素的多少有关，而原油粘度的高低主要取决于其含胶质量的多少。我国稠油油藏属于陆相沉积，原油中金属元素含量较少，而沥青、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，原油密度较小，但原油粘度较高。 (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含量的增加，其密度呈规律性大。 (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8％。河南油田稠油中含硫量仅为0.8%～0.38%，远低于国外含硫量（见表1）。