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）。

表1 典型稠油油田原油性质对比表参
油数
田相对密度
粘度
mPa·s
胶质沥青
质含量%
含蜡
量%
含硫
量%
凝固
点℃
金属含量,mg/L
Ni V Fe Cu
中国高升0.9500 2661 48.4 6 0.55 12.0 112.5 3.1
风城0.9656 500000 62.4 0.31 33.3 1.03 15.3 2.43 井楼0.9425 23546 32.2 9.6 0.32 10.8 19.0 0.94 15.4
单驾寺0.9850 9200 35.1 47.5 2.3 17.6
孤岛0.9650 2975 6 0.4 <15 16.5 2.5
羊三木0.9584 102.3 21.1 5.26 0.29 -7 25.8 0.9
加拿大冷湖0.9940 43.3 4.5 和平河 1.0260 50.0 5.9
委内瑞拉Jobo 1.0200 34.0 3.0 94 405 7 Melones 87 395 14
(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）原油中含蜡量在5%左右。

河南井楼稠油油田稠油中含蜡量虽然高与上述稠油油田，但远低于河南双
河等稀油油田的含蜡量（一般含蜡量在30%以上），见表1。

(6)稠油中的金属含量较低。

中国陆相稠油与国外海象稠油相比，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（见表1），这是中国稠油粘度较高，而密度较小的重要原因之一。

(7)稠油凝固点较低。

大多数稠油油藏属于次生油藏，由于石蜡的大量脱损，以及前部氧化作用强烈，因此，稠油性质表现为胶质沥青含量高、含蜡量及凝固点低的特点（见表1）。

三、稠油的热特性
1．粘度对温度的敏感性
原油粘度随温度变化而变化的曲线，称为粘温曲线。

对于常规原油而言，由于粘温曲线作用不大，往往被人忽视。

但对于稠油来说，稠油的粘度随温度变化十分敏感，温度升高，粘度急剧下降。

这是稠油热采的最主要的原理—加热降粘机理，也是决定是否进行热力开采的基础。

采用ASTM（American Society for Testing and Meterials standards）标准坐标纸，对几乎所有稠油都出现平行的斜直线（见图1），即粘度与温度呈线性关系；一般温度升高10℃，粘度下降近60％。

过去几十年，有文献记载的粘温关系式超过100个，但是大多数学者公认，而且适用于稠油热采的表达式有两个，其余表达式的适用范围较窄，或者误差较大。

图1 稠油粘温曲线
第一种表达式是Walther方程，其粘度与温度的关系式为：
)4928.1lg()lg(lg +-=+t B A o αμ （1）
式中 o μ——原油粘度，mPa ·s ；
t —— 温度， ℃；
A 、
B —— 常数，分别为曲线的截距和斜率；
α——经验系数，一般取1.05。

另一种相关式由Andrad 提出，即
*
bT o ae =μ (2)
式中 a 、b —— 常数； *T ——绝对温度，K 。

该式比较简单，但在作为外推预测时不太可靠。

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，原油的热膨胀系数最大（10-3℃-1），其次是水（3×10-4℃-1）岩石最小（10-4℃-1）。

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。

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碳和轻质组分（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
随着温度上升，原油中开始出现汽化时的温度叫做原油的初馏点（又称泡点）。

当温度大于或等于初馏点时原油中的轻质组分逐渐增多（见表2）。

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。

值得一提的是，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。

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。

第二章 稠油油层处理技术
稠油对温度敏感这一特征,国内外普遍认为热处理油层是较为理想的稠油开采方法。

目前，广泛采用的热处理油层的采油方法是注热流体（如蒸汽和热水）、火烧油层两类方法，注热流体根据其采油工艺特点主要包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方式。

同时，在本世纪80年代末，90年代初，世界上有关石油工程技术人员利用稠油油藏开采过程中容易出砂的原理发展起来一项稠油开采新技术，即稠油出沙冷采技术。

一、蒸汽吞吐
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。

我国多数新的稠油油藏，不论浅层（200m ～300m ）还是深层（1000m ～1600m ）。

均首先采用这种技术，这是稠油开发中最普遍的采用方法。

过去十年，依靠蒸汽吞吐技术打开了我国稠油开采的新局面。

在国外，从1959年第一口井蒸汽吞吐以来，到目前为止还在普遍应用。

对于稠油油藏如果采用常规采油速度很低或根本无法采油时，必需采用蒸汽吞吐方法开采。

而后在进行蒸汽驱开采。

该方法的主要优点是投资少、工艺技术简单，增产快，经济效益好，对于普遍稠油及特稠油油藏几乎没有技术及经济上的风险性。

但是由于它是单井作业，虽然每口油井（包括预定的蒸汽驱注气井）都要经过蒸汽吞吐采油，可是整个开发区的原油采收率不高，一般只为8%～20%，我国也有个别地区近30%的实例，还需要接着进行蒸汽驱开采以提高最终的采收率。

蒸汽吞吐可分为注气、焖井及回采三个阶段如图2所示。

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。

向油层注入高温高压蒸汽后，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。

虽然注入油层的蒸汽优先进入高渗透层，而且由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层顶部超覆，如图2所示，油层加热并不均匀，但由于热对流及热传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度Τs（250～350℃）。

蒸汽凝结带，即热水带的温度Тw虽有所下降，但仍然很高。

形成的加热带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几个毫帕秒。

这样，原油流向井底的阻力大大减小，
流动系数（ kh）成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。

(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。

受热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从原油中逸出，产生溶解气驱的作用。

这也是重要的增产机理。

在蒸汽吞吐数值模拟计算中即使考虑了岩石压缩系数、含气原油的降粘作用等，但生产中实际的产量往往比计算预测的产量高，尤其是第一周期，这说明加热油层后，放大压差生产时，弹性能量、溶气驱及流体的热膨胀等作用发挥相当重要的作用。

(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；美国加州稠油油田重力驱动便是主要的增产机理。

(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。

由于吸收油层顶盖层及夹层中的余热而将原油粘度下降，因而流向井底的原油数量可以延续很长时间。

尤其对普通稠油在油层条件下本来就具有一定的流动性，当原油加热温度高于原始油层温度时，在一定的压力梯度下，流向井底的速度加快。

但是，对于特稠油，非加热带的原油进入供油区的数量减少，超稠油更是困难。

图2 蒸汽吞吐示意图
1－冷原油；2－加热带；3－蒸汽凝结带；4－蒸汽带；5－流动原油及蒸汽凝结水；
6－套管；7－隔热油管；8－隔热封隔器
(5)地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理
委内瑞拉马拉开湖岸重油区，实际观测到在蒸汽吞吐开采过程30年以来，由于地层压实作用，产生严重的地面沉降。

产油区地面沉降达20m～30m。

据研究，地层压实作用产生的驱出油量高达15%左右。

(6)蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用
稠油油藏在钻井完井、井下作业及采油过程中，入井液及沥青胶质很容易阻塞油藏，造成严中重油层伤害。

一旦造成油层伤害后，常规采油方法，甚至采用酸化，热洗等方法都很难清除堵塞物。

这是由于固形堵塞物受到稠油中沥青胶质成分的粘结作用，加上流速很低时，很难排出。

例如辽河高升油田几十口常规采油井产量低于10m3/d。

进行蒸汽吞吐后，开井回采时能够自喷，放喷产量高达200～300m3/d 左右，正常自喷生产产量高达50～100m3/d，个别井超过100m3/d。

我国其它油田也有同样情况。

早在60年代美国加州许多重质油田蒸吞吐采油历史表明，蒸汽吞吐后的解堵增产油量高达倍20左右。

(7)注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用
分布在蒸汽加热带的蒸汽，在回采过程中，蒸汽将大大膨胀，部分高压凝结热水由于突然降压闪蒸为蒸汽。

这也具有一定程度的驱动作用。

(8)高温下原油裂解，粘度降低
油层中的原油在高温蒸汽下产生蒸馏作用某种程度的裂解，使原油轻馏分增多，粘度有所降低。

这种油层中的原油裂解作用，无疑对油井增产起到了积极作用。

(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。

在油层中，注入湿蒸汽加热油层后，在高温下，油层对油与水的相对渗透率起了变化，砂粒表面的沥青胶质极性油膜破坏，润湿性改变，由原来油层为亲油或强亲油，变为亲水或强亲水。

在同样水饱和度条件下，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。

而且热水吸入低渗透率油层，替换出的油进入渗透孔道，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。

如胜利油区单家寺油田及辽河油区欢喜锦45区。

在前几轮吞吐周期，边水推进在一定程度上补充了压力，即驱动能量之一，有增产作用。

但一旦边水推进到生产油井，含水率迅速增加，产油量受到影响。

而且随着油层条件下，油水粘度比的大小不同，其正、负效应也有不同，但总的看，弊大于利，尤其是极不利于以后的蒸汽驱开采，应控制边水推进。

从总体上讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只不过在人工注入一定数量蒸汽，加热油层后，产生了一系列强化采油机理，而主导的是原油加热降粘的作用。

蒸汽吞吐开采效果的好坏，已经建立了较为成熟的技术评价指标，主要内容包括：
1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量；
2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比；
原油蒸汽比定义为采出油量与注入蒸汽量（水当量）之比，即每注一吨蒸汽的采油量。

如果油井吞吐前有常规产油量，则按增产油量计算，称作增产油汽比。

通常每烧一吨原油作燃料，可生产15m3蒸汽；
3）采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数；
4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率。

回采水率定义为采出水量占注入蒸汽的水当量百分数；
5）原油生产成本；
6）吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数；
7）油井生产时率及油井利用率，按开发区计算；
8）阶段油层压力下降程度。

二、蒸汽驱
蒸汽驱开采是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后接着为进一步提高原油采收率的热采阶段。

因为进行蒸汽吞吐开采时，只能采出各个油井井点附近油层中的原油，井间留有大量的死油区，一般原油采收率为10%～20% 。

采用蒸汽驱开采时，由注入井连续注入高干度蒸汽，注入油层中的大量热能加热油层，从而大大降低了原油粘度，而且注入的热流体将原油驱动至周围的生产井中采出，将采出更多的原油，使原油采收率增加20%～30% 。

虽然蒸汽驱开采阶段的耗汽量远远大于蒸汽吞吐，原油蒸汽比低得多，但它是主要的热采阶段。

在蒸汽驱动开采过程中，由注气井注入的蒸汽，加热原油并将它驱向生产井中，见图3所示。

注入油藏的蒸汽，由注入井推向生产井过程中，形成几个不同的温度区及油饱和度区。

即蒸汽区、凝结热水区、油带、冷水带及原始油层带。

如图4及5所示。

热水凝结带又可分为溶剂带及热水带。

事实上这些区带之间没有明显的区别的界限。

这样划分便于描述蒸汽驱过程中油藏的各种变化。

由图3温度剖面图可以看出，当蒸汽注入油藏后，在注入的蒸汽使蒸汽带向前推进。

在蒸汽带前面，由于加热油层，蒸汽释放热量而凝结为热水凝结带（2），热水凝结带包括溶剂油及热水带，他的温度逐渐降低。

继续注入蒸汽，推进热水带并将蒸汽带前缘的热量加热距注入井更远的冷油区，凝结热水加热油层损失热量后，它的温度逐渐降到原始油层温度（3）。

未加热的油层保持原始温度（4）。

由于每个区带的驱替机理不同，因此注入井与生产井之间的油饱和度也不同（图4）。

原油饱和度因经受的温度最高而降至最低程度。

它不取决于原油饱和度，而取决于温度及原油的组分。

在蒸汽温度下，原油中部分轻质馏分受到蒸汽的蒸馏作用，在蒸汽带前缘（1与2之间）形成溶剂油带或轻馏分油带。

在热凝结带（2）中，这种轻馏分油带从油层中能抽提部分原油形成了油相混相驱替作用。

同时热凝结带的温度较高，使原油粘度大大降低，受热水驱扫后的油饱和度远低于冷水驱。

由于蒸汽带（1）及热水带（2）不断向前推进，将可动原油驱扫向前，热水带前面形成了原油饱和度高于原始值的油带及冷水带（3），此处的驱油形式和水驱相同。

在油层原始区（4），温度和油饱和度
仍是原原始状态。

许多的学者对蒸汽驱采油的机理进行了大量的室内模拟实验。

认为蒸汽驱采油的机理有：
1）原油粘度加热后降低；
2）蒸汽的蒸馏作用（包括气体脱油作用）：
3）蒸汽驱动作用
4）热膨胀作用；
5) 重力分离作用；
6)相对渗透率及毛管内力的变化；
7)溶解气驱作用；
8)油相混相驱（油层中抽提轻馏分溶剂油）；
9)乳状液驱替作用等；
图3 蒸汽驱采油过程示意图
图 4 蒸汽驱采油过程中注采井间温度剖面示意图
这些机理作用在油层中各个区带中的作用程度是不一样的，而且主要取决于原油及油层的性质。

在蒸汽带中，蒸汽驱的主要机理是蒸汽的蒸馏作用及蒸汽驱油作用。

在热凝结带中，主要是降粘、热膨胀、高渗透率变化、重力分离及溶解气驱等作用。

在原始带中，主要是常规水驱及重力分离作用。

图 5 蒸汽驱采油过程中注采井间油饱和度剖面示意图
三、火烧油层
火烧油层是较早使用的提高油田采收率方法之一。

1947年开始室内研究；50年代进行了现场小型实验；60年代现场应用发展较快；70年代由于受到注蒸汽开采冲击，曾一度进展缓慢；进入80年代后，由于注氧火烧等先进技术的应用，火烧油层技术的得到较快发展和广泛应用。

美国、前苏联、罗马尼亚、加拿大等国100多个油田开展了大规模工业性开采实验。

现场实验资料证实，火烧油层的采收率可以达到50%～80%。

火烧油层又称油层内燃烧驱油法，简称火驱。

它是利用油层本身的部分重质裂化产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力、汽驱等多种综合作用，实现提高原油采收率的目的。

通过适当井网，选择点火井，将空气或氧气注入油层，并用点火器将油层点燃，然后继续向油层注入氧化剂(空气或氧气)助燃形成移动的燃烧前缘(又称燃烧带)。

燃烧带前方的原油受热降粘、蒸馏，蒸馏的轻质油、气和燃烧烟气驱向前方，未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下产生裂解作用，最后留下裂解产物—焦炭作为维持油层燃烧的燃料，使油层燃烧不断蔓延扩大。

由于在高温下地层束缚水、注入水及裂解生成氢气与注入空气的氧化合成水蒸气，携带大量的热量传递给前方油层，从而形成一个多种驱动的复杂过程，把原油驱向生产井。

被烧掉的裂解残渣约占储量的10%～15%。

从火烧油层的驱油机理看，它具有以下特点。

1)具有注蒸汽、热水驱的作用，热利用率和驱油效率更高，同时由于蒸馏和裂解作用，提高了产物的轻质成分。

2)具有注汽、注水保持油层压力的特点，且波及系数及洗油效率均较高。

3)具有注二氧化碳和混相驱的性质，驱油效率更高，见效更快，且无须专门制造各种介质及配套设备。

火烧油层采油适应范围广，既可用于深层(3500m)、薄层(<6m)、较细密(0.035μm2)、高含水(>75%)的水驱稀油油藏，又可用于稠油油藏；既可用于一、二次采油，又可用于三次采油，还被认为是开采残余油的重要方法.
四、出砂冷采
稠油油藏一般埋藏较浅，压实成岩作用差，储层胶结疏松，开采过程中出砂现象十分普遍和严重，给生产带来危害，采用各种防砂工艺技术后，虽然能收到一定的防砂效果，但是，这既影响了油井的产油量，又增加了防砂工具的投资。

“出砂冷采”正是能克服上述危害和不利而产生的一项稠油开采新技术，它不需要向油层注入热量，属于一次采油的范畴，允许油藏出砂，并通过出砂采油大幅度提高稠油常规产量。

(1)大量出砂形成“蚯蚓洞”网络，极大地提高了稠油的流动能力。

稠油油藏一般埋藏较浅，压实成岩作用差，储层胶结疏松，沙砾间的结合能力弱，在较高的压力梯度作用下，砂粒容易发生脱落，而原油粘度较高，携沙能力强，致使砂粒随稠油一道采出，油层中形成“蚯蚓洞”网络（据有关文献介绍，“蚯蚓洞”的形成主要依赖于砂粒间结合力的强弱差异来实现），从
而使油层空隙度和渗透率大幅度提高。

一般情况下，空隙度可以从30%提高到50%以上；渗透率可从1～2μm2提高到上百平方微米，极大地提高了稠油的流动能力。

(2)稠油以泡沫油形式产出，减少了流动阻力。

与轻质油相比，尽管稠油中溶解气含量很低，但仍然含有5～20m3/ m3的溶解气。

在稠油从油层深处向井筒流动过程中，随着油层压力的降低，地层原油中产生的大量微气泡形成泡沫油流动，且气泡不断发生膨胀。

由于稠油粘度高，胶质含量高，形成的油膜强度大，因此，泡沫油不易破裂，即使在非常低的压力情况下，泡沫油仍能保持较长时间的稳定。

泡沫油的形成，减少了原油流动阻力。

(3)溶解气膨胀，提供了驱油能量。

稠油中的溶解气以微气泡的形式存在于地层中，当含气原油向井筒流动时，由于孔隙压力降低，不仅微气泡急剧发生膨胀，形成泡沫油，而且油层中的原油、水以及岩石骨架也会发生弹性膨胀。

这些因素的联合作用，为原油的流动提供了驱动能量。

(4)远距离的边、底水存在，提供了补充能量。

边底水对稠油出砂冷采的作用，国外存在不同的看法。

有人认为，边底水的存在可以为驱动补充能量，有利于稠油出砂冷采。

也有人认为，稠油出砂冷采过程中必然形成蚯蚓洞网络，一旦蚯蚓洞网络延伸到边底水区域，必然导致油井只产水不产油。

第三章井筒降粘技术
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，从而达到减少井筒流动阻力，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。

该技术主要与用于稠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良好的流动性，采用常规开采方式就能进行开采的油藏。

目前常采用的井筒降粘技术主要包括化学降粘技术和热力降粘技术。

一、井筒化学降粘技术
井筒化学降粘技术是指通过向井筒流体中掺入化学药剂，从而使流体粘度降低的开采稠油及高粘油的技术。

其作用机理是：在井筒流体中加入一定量的水溶性表面活性剂溶液，使原油以微小油珠分散在活性水中形成水包油乳状液或水包油型粗分散体系，同时活性剂溶液在油管壁和抽油杆柱表面形成一层活性水膜，起到乳化降粘和润湿降阻的作用。

1.乳化剂的选择
乳化剂在化学降粘中起着重要作用，如乳状液的形成类型及稳定性都与乳化剂本身的性质有直接关系，选用乳化剂一般按其亲油亲水平衡值（ＨＬＢ）来确定，通常形成水包油型乳状液的ＨＬＢ值为８～１８。

在实际应用中，为了满足开采要求，乳化剂选择标准有三条：
1)活性剂比较容易与原油形成水包油型乳状液,具有好的稳定性和流动性；
2)乳化剂用量少,室内试验浓度不高于0.05%；
3)原油采出后重力分离快,易于破乳脱水；
2.化学降粘工艺技术
乳化降粘开采工艺是在地面油气集输中建设降粘流程，根据加药地点不同，可分为单井乳化降粘、计量站多井乳化降粘及大面积集中管理乳化降粘三种地面流程。

根据化学剂与原油混合点的不同，又可分为地面乳化降粘和井筒中乳化降粘技术。

单井乳化降粘是在油井井口加药，然后把活性水掺入油套环形空间；计量站多井乳化降粘是为了便于集中管理，在计量站总管线完成加药、加压加热及水量计量，然后再分配到各井，达到降粘的目的；而大面积集中管理乳化降粘则在接转站进行加药，这种方式设备简单、易于集中管理。

地面乳化降粘是使用于油井能够正常生产，地面集输管线中流动困难的油井。

原油从油井产出后，经井口油水混合器与活性剂溶液混合成乳状液，由输油管线输送到集油站。

井筒中乳化降粘工艺是由管柱装有封隔器和单流阀，活性剂溶液通过油管柱上的单流阀进入油管与原油乳化，达到降粘的目的。

根据单流阀与抽油泵的相对位置又可分为泵上乳化降粘和泵下乳化降粘，其管柱如图6所示。