稠油热采开发技术政策研究
一、摘要
二、引言
三、研究方法
四、研究结果及其分析
五、讨论
六、结论
七、参考文献
八、附录
摘要
稠油注蒸汽热力采油具有投资高、技术难度大和经济风险大的特点。为此，对稠油油藏进行是否适合注蒸汽热采的评价筛选工作就显得十分重要。本文通过对影响热采效果的主要油藏地质参数进行热采适应性评价，并进行蒸汽参数优化且作出合理的预测从而确定注蒸汽热采工艺技术方案。
注蒸汽热采主要有两种开采方式：一是蒸汽吞吐方式（或称循环注蒸汽，二是蒸汽驱方式。
稠油热采技术是油田开发中多专业配套技术，它包括：油藏精细描述技术、油藏热采筛选和热采可行性评价技术、利用油藏物理模拟和数值模拟进行热采机理研究和油藏工程优化设计研究技术、热采井钻井完井技术、热采井防砂技术、稠油测井系列和解释技术、井筒注汽隔热技术、高温测试技术、热力开采条件下采油工艺和油层改造技术、高温条件下地面注、采、输技术，利用水平井热力开采稠油技术和稠油热采经济评价技术等。
一、研究内容及思路
稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能。这就涉及到需要考虑影响热采效果的各种因素，针对稠油特殊性油藏如何能达到理想的开发效果，选择并设计与该地质条件相匹配的开发方案是至关重要的一方面，另一方
面再通过数值模拟对具体的开发方案作出合理的生产动态预测。稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术已广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%)，蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。所以本文就蒸汽吞吐和蒸汽驱的可行性进行系统的研究。
1.影响热采效果的地质因素
1.1原油粘度和密度
原油粘度是最能反映稠油油藏特征的参数，对渗流状态的影响也很重要。由达西定律可知，流体通过多孔介质的流量大小与流体粘度成反比。根据稠油分类标准，稠油粘度是常规稀油粘度的几百倍到上千倍。一些超稠油（天然沥青）粘度粘温曲线p138)可以看出，原油粘度越高，加热使粘度降到同一可正常流动的粘度所需要的温度也越高。所以不论蒸汽吞吐还是蒸汽驱，原油粘度越高注蒸汽热采效果越差。
研究原油粘度对热采效果的影响时，还应对原油的流变特性进行分析。牛顿流体的粘度与剪切速率无关，而非牛顿塑性流体的粘度则随着剪切速率的变小而增大，且非牛顿流体在渗流过程中的粘度会大大高于地面测定条件下的粘度。当温度降到一定值后，原油可从牛顿流体变成非牛顿流体，这个流变特性转变对应的温度称“拐点温度”。“拐点温度”越低，反映出原油在较低温度下保持牛顿流体流动特征的性能越好，在蒸汽吞吐过程中，随着油层能量的消耗，日产能力逐步下降，油流在井筒内流速下降、井筒热损失率增加、井筒温度下降，“拐点温度”低的原油避免了比“拐点温度”高的原油更早的结束吞吐周期，使得吞吐效果更好。因此，在热采筛选过程中，除对原油粘度进行分类评价外，了解原油流变特征也是十分必要的。
1.2油层深度
油层深度增加对蒸汽热采不利。这是因为：一方面，油层越深，在注汽过程和采油过程中井筒热损失增加，热利用率减低、注入油层蒸汽干度降低乃至变成热水：另一方面，油层越深，对井下管具的质量和数量及井筒隔热技术的要求越高，这会大大增加生产费用而降低经济效益。一般原则是粘度越低、厚度越大的油藏，允许的油藏深度可大些，反之，油层埋深则浅些。
1.3油层厚度
油层厚度的概念可扩展为“单层有效厚度”“总有效厚度”和“油层的净总比”三个概念。净总比是指在油层井段内，净油层厚度与油层井段总厚度之比。在多油层注蒸汽热采过程中，由于热传导作用散失到隔、夹层的热量是白白的浪费掉了，所以，净总比越大的油藏，注入热量利用率越高热采效果越好。强调单层有效厚度的意义是热量要向上下围岩传导，而这部分热量也是无效的。这种热损失率与油层厚度成反比，因此存在一个最小油层厚度，当油层厚度小于这个值后，热损失将大到不能再有效地开采原油。这一最小油层厚度国内外目前取5～7m。油层有效厚度大、净总比大的油藏，注蒸汽热采效率高，开采动态上表现出周期油气比高、周期产油量高（不同厚度油层蒸汽吞吐效果对比表）。但数模和油田实际统计资料也表明，油层厚度与热采效果的敏感关系在厚度小于20m时较明显，当油层厚度大于20m以后，继续增加油层厚度，油汽比和产油能力增加的幅度变小，而每米采油量则下降。这表明，油层厚度太大时，油层纵向动用程度不均匀，部分厚度动用较差。因此，在蒸汽吞吐开采方式下，油层厚度在20m 左右最佳。在蒸汽驱方式下，由于横向驱动作用的加强，油层厚度在10m左右最佳。对于巨厚的油层，若一次射开厚度太大难以提高采收率，可在适当时机实施分层或分段热采工艺(油层厚度对原油蒸汽比的影响p141）。
1.4油层渗透率，横向渗透率与垂向渗透率之比Kh/Kv
热采稠油油藏的渗透率不能太低，这由热采需要注汽速度较高和稠油渗流阻力大所决定。为了减少地面和井筒热损失，要求注汽速度不能太低。热采过程中，稠油的粘度很高，为了保持足够的渗流阻力，也必须有足够的渗透率。厚油层蒸汽吞吐过程中，重力泄油作用较强，特别是利用水平井蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力泄油工艺，重力泄油起主要作用，对垂向渗透率要求较高。因此，引入横向渗透率(Kh)和垂向渗透率（Kv）的比值Kh/Kv指标。根据数模和物模研究结果，水平井蒸汽吞吐方式，Kh/Kv应小于100。蒸汽驱方式由于横向驱动作用加强，对垂向渗透率要求不高，Kh/Kv小于1000。实际上，稠油油藏油层一般胶结疏松，垂向渗透率较高，Kh/Kv值能满足要求，只要在厚层水平井蒸汽吞吐或蒸汽辅助重力泄油开采方式下，才把Kh/Kv的比值作为较重要的参数进行筛选。
1.5孔隙度、含油饱和度和储量系数?S O
这三项指标应综合考虑。它反映储层的含油丰度和可动油多少。孔隙度大、含油饱和度高，说明可动油饱和度（ΔS O）高。ΔS O越高，注蒸汽热采油汽比越高，开采效果越好。国内外文献报道通过物理模拟研究结果得出孔隙度的下限值不小于0.20，S O不小于0.50，?S O值大于0.10。
1.6油藏压力
油藏压力过高一是会影响注入能力，二是使蒸汽体积变小，会使热采（特别是蒸汽驱开采）效果变差。蒸汽吞吐方式，对油藏压力要求较为宽松，油藏压力水平以不影响正常注汽速度即可。蒸汽驱时要考虑水蒸汽在不同压力状态下的比容、热焓和温度。据水蒸汽热物性特征，高压状态下温度高但体积小；低压状态下体积大但温度低。所以压力过高过低各有利弊。为了满足兼顾高饱和温度和高比容的要求，蒸汽驱时油藏压力在3～6MPa范围内较合适。
1.7油层岩性
最适宜于注蒸汽热采的储层是砂岩。目前国内外注蒸汽热采获得成功的均为砂岩储层。油层中含有水敏性粘土矿物时，接触水蒸汽或水后会发生膨胀，这会大大降低油层渗透率。因此，不含这类水敏性粘土矿物的油藏是注蒸汽热采的理想候选油藏。当水敏性粘土含量大于5%时，在注蒸汽时可注入粘土稳定剂进行防膨处理。
1.8气顶和底水
气顶和底水存在的主要威胁是注汽过程中由于蒸汽突进形成气、水通道。一般来说，当底水厚度很薄时，可利用薄底水来完成初期的热传导和热对流，有效的加热上覆油砂层。但当底水层很厚时，底水层就如同一个大散热器，蒸汽注入底水层会使热有效利用率大大降低。对此，应通过油藏注蒸汽热采模拟研究来设计最佳的射孔方案和注采方案。
1.9油层的非均质性
油层非均质性严重时对注蒸汽热采不利，它可使注入蒸汽沿高渗透带突进，甚至形成蒸汽突破，降低采收率。由于高干度蒸汽的密度低，蒸汽易沿油层上部运移，形成“蒸汽超覆”现象。因此，均质性较好且略带正韵律的油层更适宜于注蒸汽热采。
2.注蒸汽热采油藏筛选标准
原中国石油天然气总公司勘探开发科学研究院（RIPED）推荐的蒸汽吞吐油藏筛选标准
表2.1我国稠油蒸汽吞吐开采油藏筛选标准
①指油层条件下原油粘度，其余为脱气原油粘度
表2.2我国蒸汽驱油藏筛选标准及稠油储量分等标准
表2.3水平井蒸汽吞吐与蒸汽驱油藏筛选标准
3.蒸汽吞吐的原理及其优缺点
3.1蒸汽吞吐的原理
蒸汽吞吐过程中的传热包含物理的：化学的、热动力学的各种现象，是一个十分复杂的综合作用过程，同时也是一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程。燕汽吞吐的采油原理可以归纳为：
(1)油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小。
(2)对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱动能量。
(3)解堵作用。高温燕汽对岩石的冲刷可以解除近井地带的污染，尤其是第1周期，解堵起到了非常重要的作用。
(4)降低界面张力，改善液阻和气阻效应(贾敏效应)，降低流动阻力。
(5)流体和岩石的热膨胀作用(例如回采过程中，蒸汽的膨胀，以及部分高压凝结水由于突然降压闪蒸为蒸汽)，使得孔隙体积减小，增加产出量。
(6)开井生产后，带走大量热量，但油层、盖顶层及夹层中蓄留一定的余热，对下一周期的吞吐起到预热作用;加热带附迸的冷油缓慢补充进入降压的加热带过程中，余热将降低冷油的粘度，使原油向井底的流动可以延续很长时间。
(7)吞吐降压后，地层的压实作用也是一种不可忽视的驱油能量。
(8)地层中的原油在高温蒸汽下产生某种程度的蒸馏裂解作用，使得原油轻馏分增加，起到一定的溶剂抽提作用。
(9)对于厚油层，热原油流向井底时，除了油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。
(10)高温蒸汽改变岩石的润湿性，油水相对渗透率变化，增加了流向井底的可动油。
(11)放大压差开采是蒸汽吞吐发挥效力的必要条件。
3.2蒸汽吞吐的优缺点
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；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；对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂，不适合蒸汽驱的油藏，仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式。因此受到人们的普遍欢迎，但是蒸汽吞吐也存在一定的问题：
(1)由于湿饱和蒸汽的特性和油藏非均质性，注入油层的蒸汽向顶部超覆推进及沿高渗透层指进，垂向扫油系数很难超过50。因而，如何保证井底蒸汽干度高水平，并有效调控吸汽剖面，是蒸汽吞吐开采的核心技术，尤其对于深层、层状多层稠油油藏。
(2)蒸汽吞吐存在重力超覆引起的蒸汽在高渗透层的窜流以及热损失大的问题；另一方面随着蒸气吞吐周期的增加，一般加热半径和加热面积都会逐渐增加，但当吞吐周期增加到一定程度后，向油层中注入新的蒸汽热量仅能弥补向顶、底盖层热损失时，加热半径、加热面积不再扩大，向井底渗流的流体仅仅来源于一有限的加热区，导致单井产量以及油汽比迅速递减，经济效益差。
(3)蒸汽吞吐是单井作业，在蒸汽吞吐中后期，经济效益低，为了提高蒸汽吞吐的经济效益应该进行多并整体蒸汽吞吐，即把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。
4. 蒸汽驱的原理及其优缺点
4.1 蒸汽驱的原理
蒸汽驱是通过适当的注采井网，从注入井连续注入蒸汽，加热并驱替原油的采油法。在理想的条件下，随着蒸汽从注入井向生产井的逐步推进，蒸汽驱形成三个带：蒸汽带、热水带和油水带。蒸汽带是在注入井周围形成的，它随着蒸汽的不断注入而膨胀，其温度接近蒸汽温度。在蒸汽带，轻烃的蒸发驱动原油，并冷凝成可溶油的液体，同时蒸汽还提供一定的气驱能量。当蒸汽向前推进到油层温度较低处时，蒸汽变成了热水，形成热水带。在热水带，通过原油的受热膨胀、降粘和热水驱来驱动原油于生产井采出。
蒸汽驱的作用机理：(1)热蒸汽降粘机理。(2)蒸汽带冷凝区溶解降粘机理，冷凝区的混合物的粘度比蒸汽粘性大，降低指进，提高驱替和清洗效率。(3)汽液联合驱动机理，注入的蒸汽不断向地层散热，干度下降，水分增加，形成汽液联合驱动。(4)蒸汽蒸馏轻烃产生混相驱替机理。
4.2 蒸汽驱的优缺点
蒸汽驱油最大的缺点就是成本高，适用范围有限制。如生产井与注入井的井距比常规井距小，一般为100-150米。尤其我国油藏地质条件复杂，多数稠油油藏深度超过1000米。由于深度大，引起了一系列工艺技术上的难点，例如由于井深，井筒隔热技术要求高。目前蒸汽驱油还没有形成规模。
二、研究结果及其分析
三、结论
稠油热采发展趋势
对于那些不宜转汽驱开采的蒸汽吞吐油藏,如何在蒸汽吞吐后期进一步提高采收率, 延长蒸汽吞吐的经济开采期,是高轮次吞吐阶段的重要研究内容。可采取的
方法主要有:打加密蒸汽吞吐井;采用分层注采技术;打水平井或侧钻水平井进行蒸汽吞吐;采用多井整体吞吐方式;采用蒸汽+ 助剂吞吐技术等。其中,针对特、超稠油开采试验推广的CO2辅助蒸汽吞吐技术在辽河油区已经见到了明显效果。SAGD、 VAPEX、热电联供等技术有望成为蒸汽吞吐后经济的接替技术。
蒸汽辅助重力泄油( SAGD) 技术可以将稠油采收率再提高25%以上,随着水平井技术的不断提高, 轨迹控制能力能够满足SAGD的要求, 应在完井方式、管柱强度上进一步深入研究, 使其成为开发稠油最有希望的方法之一。重力泄油理论和水平井技术发展了SAGD、SA GP、 VAPEX、 COSH 技术。今后, 这种发展的势头仍将保持下去。
现在的稠油开采越来越倾向于水平井和复合井技术的应用。与常规井相比,水平井具有提高生产能力、加快开采速度和降低底水锥进等优点。复合井通过复杂的井结构引入一种新思路, 通过较多的侧向井进入到以前未被捕集到是原油带,与直井甚至单个水平井相比,复合井具有更多的优势。目前,主要的水平井稠油
热采技术有:水平井蒸汽吞吐、水平井蒸汽驱、加热通道蒸汽驱、重力辅助蒸汽驱( SAGD)、改进的重力辅助蒸汽驱( ESAGD)、水平井电加热开采、坑道式水平井开采、多底水平井开采、重力辅助火烧油层技术( COSH) 、水平井火烧油层。如何合理应用水平井和复合井技术来提高原油采收率, 也是今后稠油热采中应该关注的问
稠油热采技术研究 姓名：张鑫 班级：油工084 学号：080201140424 2012年3月
摘要 石油资源存在于天然形成的油藏之中，其开采技术随油藏类型、原油特性不同而不同。稠油也称重油即高粘度重质原油，在油层中的粘度高，流动阻力大甚至不能流动，因而用常规的技术难以经济有效地开发稠油油田。最近10年我国采用注蒸汽热采技术有效地开发了一批稠油油田，打开了稠油开发的新局面。
稠油的基本定义 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa·s 或者在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s、原油相对密度大于0.934（我国＞0.9200）的原油。我国一般采用稠油的定义，西方国家一般采用重油的定义，以原油重度（°API ）作为第一指标。原油重度与相对密度的换算关系为： 我国稠油的特点及稠油资源的分布 一、我国稠油的特点 （1）粘度高，而相对密度低（我国稠油胶质成分多，一般为20～40%，沥青含量少，一般为0～5%。）； （2）含硫较低，一般仅为0.5%左右； （3）轻质馏分少，300℃时轻质馏分约为10%； （4）金属钒（V ）、镍（Ni ）含量低。 二、我国稠油资源的分布及特点 我国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田。我国陆上稠油油藏多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积，储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。重质油主要分布在盆地边缘斜坡带、凸起边缘或凹陷中断裂背斜带的浅层。陆相重质油由于受成熟度较低的影响，沥青含量低而胶质含量高。目前，稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的克拉玛依油区。 稠油的一般特性 1、胶质沥青质含量高、轻质馏分少。高粘度和高相对密度是稠油最主要的特性； 2、硫、氧、氮等杂原子含量较多。例如：美国、加拿大、委内瑞拉的重油中含硫量高达3%～5%； 3、稠油中含有较多的稀有金属，如：Ni 、V 、Fe 、Mo 等； 4、稠油中石蜡含量一般较低，但也有极少数“双高原油”； 5、同一稠油油藏中，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上各井之间常常很大的差别；在同一油田或油区，原油性质相差更大。 稠油的热特性 1、稠油的粘温特性（是稠油热采的理论基础）； 2、稠油的蒸馏特性（蒸汽驱、火驱采油机理之一）； 当温度升高到泡点（原油开始汽化时的最低温度）时，原油中的轻质组分将分离为气相，重组分仍保持为液相； 3、稠油的热裂解特性（在火烧油层过程中表现的比在蒸汽驱过程中更加突出）； ) (244025005.1315.141F T API ?+??+=ρ
题目：油田稠油热采技术 班级：石油工程08-3班 姓名：张福泉 指导老师：张鉴益 完成日期：2011年4月07日
目录 摘要 (3) 前言 (4) 第一章热力采油 (5) §1.1热力采油简介 (5) §1.2国内外稠油热采技术发展现状 (6) §1.3 有关蒸汽吞吐与蒸汽驱的特点 (7) 第二章稠油热采工艺方法研究 (9) §2.1 注蒸汽井抽稠油工艺 (9) §2.2改善注蒸汽效果工艺措施 (15) §2.3 结论 (21)
摘要 随着世界对石油需求量不断增加，石油作为有限非再生能源，再发现较大储油田的机遇减少，已开发油田正在老化，未开采的油田多为稠油油田，这就迫使人们把注意力投向提高老油田采收率和稠油开发的技术。 本课题对稠油油田热采技术进行研究，用新技术新工艺等对油田的开发进行了方案设计与开发时间，从热力采油的定义、机理、方法，国内外稠油热采的发展现状，提出了本课题的任务与目的。针对稠油油田进行了热菜方案设计，主要是从蒸汽吞吐、蒸汽驱两个方面进行了方案设计，并在实践过程中，不断地堆开采技术与方案进行了改善，达到提高稠油油田开发的科学性和合理性，开县稠油油田的开发效果，降低生产成本，提高采收率和油气比的目的。 关键词：稠油；热采；工艺
前言 在我国东部的辽河、胜利等油田相继发现了多个较大型的深层稠油油田，这些稠油油田用常规方法试油试采较难过的工业油流，若利用现有技术进行注蒸汽热采，预计热利用率低、产能低、储量不集中，难以形成有规模的产能建设阵地。因此应探索和利用新技术、新工艺、新开发方式，建立难动又丑又开发新概念，才能经济有效地开采未动用的地下稠油资源。采用新的工艺技术来开发动用我国的稠油资源已成为中国石油工业发展的重大课题。 本课题就是针对稠油油田用常规方法试油试采较难过的工业油流、也有可能造成油田的幽静的巨大损失的具体情况，对稠油油藏的注蒸汽开采方法进行研究与方案设计。达到提高稠油油田开发的科学性和合理性，改善稠油油田的开发效果，降低生产成本，提高采收率和油气比的目的。
稠油热采开发技术政策研究 一、摘要 二、引言 三、研究方法 四、研究结果及其分析 五、讨论 六、结论 七、参考文献 八、附录 摘要 稠油注蒸汽热力采油具有投资高、技术难度大和经济风险大的特点。为此，对稠油油藏进行是否适合注蒸汽热采的评价筛选工作就显得十分重要。本文通过对影响热采效果的主要油藏地质参数进行热采适应性评价，并进行蒸汽参数优化且作出合理的预测从而确定注蒸汽热采工艺技术方案。 注蒸汽热采主要有两种开采方式：一是蒸汽吞吐方式（或称循环注蒸汽，二是蒸汽驱方式。 稠油热采技术是油田开发中多专业配套技术，它包括：油藏精细描述技术、油藏热采筛选和热采可行性评价技术、利用油藏物理模拟和数值模拟进行热采机理研究和油藏工程优化设计研究技术、热采井钻井完井技术、热采井防砂技术、稠油测井系列和解释技术、井筒注汽隔热技术、高温测试技术、热力开采条件下采油工艺和油层改造技术、高温条件下地面注、采、输技术，利用水平井热力开采稠油技术和稠油热采经济评价技术等。 一、研究内容及思路 稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能。这就涉及到需要考虑影响热采效果的各种因素，针对稠油特殊性油藏如何能达到理想的开发效果，选择并设计与该地质条件相匹配的开发方案是至关重要的一方面，另一方
面再通过数值模拟对具体的开发方案作出合理的生产动态预测。稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术已广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%)，蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。所以本文就蒸汽吞吐和蒸汽驱的可行性进行系统的研究。 1.影响热采效果的地质因素 1.1原油粘度和密度 原油粘度是最能反映稠油油藏特征的参数，对渗流状态的影响也很重要。由达西定律可知，流体通过多孔介质的流量大小与流体粘度成反比。根据稠油分类标准，稠油粘度是常规稀油粘度的几百倍到上千倍。一些超稠油（天然沥青）粘度粘温曲线p138)可以看出，原油粘度越高，加热使粘度降到同一可正常流动的粘度所需要的温度也越高。所以不论蒸汽吞吐还是蒸汽驱，原油粘度越高注蒸汽热采效果越差。 研究原油粘度对热采效果的影响时，还应对原油的流变特性进行分析。牛顿流体的粘度与剪切速率无关，而非牛顿塑性流体的粘度则随着剪切速率的变小而增大，且非牛顿流体在渗流过程中的粘度会大大高于地面测定条件下的粘度。当温度降到一定值后，原油可从牛顿流体变成非牛顿流体，这个流变特性转变对应的温度称“拐点温度”。“拐点温度”越低，反映出原油在较低温度下保持牛顿流体流动特征的性能越好，在蒸汽吞吐过程中，随着油层能量的消耗，日产能力逐步下降，油流在井筒内流速下降、井筒热损失率增加、井筒温度下降，“拐点温度”低的原油避免了比“拐点温度”高的原油更早的结束吞吐周期，使得吞吐效果更好。因此，在热采筛选过程中，除对原油粘度进行分类评价外，了解原油流变特征也是十分必要的。 1.2油层深度 油层深度增加对蒸汽热采不利。这是因为：一方面，油层越深，在注汽过程和采油过程中井筒热损失增加，热利用率减低、注入油层蒸汽干度降低乃至变成热水：另一方面，油层越深，对井下管具的质量和数量及井筒隔热技术的要求越高，这会大大增加生产费用而降低经济效益。一般原则是粘度越低、厚度越大的油藏，允许的油藏深度可大些，反之，油层埋深则浅些。
稠油热采工艺技术及发展方向 稠油就是粘度高、相对密度大的原油，国内叫“稠油”，国外叫“重油”。由于其流动性能差、甚至在油层条件下不能流动，因而采用常规开采方法很难经济有效地开发。从20世纪初开始，热力采油已逐渐成为开采这类原油的有效方法。稠油分布范围广，由于蕴藏有巨大的稠油资源量而被世界各产油国所重视，随着热力开采技术的发展，开采规模在逐步扩大，产量在不断增长，稠油热采在石油工业中已占有较重要的位置。 稠油中有胶质与沥青含量较高，轻质馏分很少。因而，随着胶质与沥青含量增高，稠油的密度与粘度也增加。但稠油的粘度对温度极其敏感，随温度增加，粘度急剧下降。 稠油油藏一般采用热力开采方法，对油层加热的方式可分为两类。一是把热流体注入油层，如注热水、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一类是在油层内燃烧产生热量，称就地（层内）燃烧或火烧油层（火驱法）。 一、各项热采工艺简介 1. 热水驱 注热水是注热流体中最简便的方法，操作容易，与常现注水开采基本相同。注热水主要作用是增加油层驱动能量，降低原油粘度，减小流动阻力，改善流度比，提高波及系数，提高驱油效率。此外，原油热膨胀则有助于提高采收率，从而优于常规注水开发，与注蒸汽相比，其单位质量携载热焓低，井筒和油层的热损失大，开采效果较差。 2. 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是指向一口生产井短期内连续注入一定数量的蒸汽，然后关共（焖井）数天，使热量得以扩散，之后再开井生产。当油井日产油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽吞吐。一般情况下蒸汽吞吐后转为蒸汽驱开采。 3. 蒸汽驱 蒸汽驱是注热流体中广泛使用的一种方法。蒸汽驱是指按优选的开发系统——开发层系、井网（井口）、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。 4. 火烧油层 火烧油层是将空气或氧气由注入井注入油层，先将注入井油层点燃，使重烃不断燃烧产生热量，并驱替原油至采油井中被采出。按其开采机理有三种不同的