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, 热水已把注水井附近的油驱替到远离井筒的位置; 若注入的是冷水, 温度低于析蜡温度的范围也只是在近井地带, 而且要视原油析蜡温度的高低而定。
高凝油的随着注入水温度的升高, 相应的注入速度提高。
随着注水温度的升高, 注入速度相应地升高。
这与原油的流体性质及油藏状况有关。
例如某油藏的地层温度高达78. 4 ? , 而析蜡温度是52 ? 的高凝油来说, 在注入冷水之前, 原油仍是牛顿流体, 随着注入水的增加, 注入井近井地带的原油开始析晶, 一方面增加了流体的粘度, 另一方面堵塞了孔隙介质通道, 增大了渗流阻力, 使地层的吸水能力降低, 表现为注入速度降低。
在析蜡温度以上, 原油的蜡晶开始溶解, 流体的粘度下降, 水驱油阻力减小, 水驱动原油向前推进, 注入速度逐渐增大流变性。
高凝油与普通原油相比，其主要特点是含蜡量高，高含蜡量是导致高凝固点的主要因素，使高凝油具有与普通原油不同的流动性质，即流变性。
化学组成原油的基本部分是烃类，主要是烷烃，还有环烷烃和芳香烃，烷烃又称为石蜡族烃，其化学通式为CnH2n+2。
液态油是C5H12～C16H34烷烃，原油中的蜡组分是C16H34以上的烷烃，常温常压下呈固态。
一般来说，液态油与固态蜡在碳原子数上并没有严格的界限，C16H34应该理解为一个范围。
高凝油中蜡沉积物的主要成分除蜡外，还有各种有机和无机混和物，如胶质沥青、砂粒、金属氧化物和无机盐等。
工业石蜡大多数为C1 8H3 8～C38H78的正烷烃，相对密度介于0.88～0.905，熔点在49～60℃，随蜡分子尺寸增加而增高。
而在原油中的石油蜡是一种含有15个以上碳原子(可高达C70以上)的直链烷烃的混合物，还含有少量的支链蜡、单环蜡、聚环蜡和芳烃，可以通过溶剂的结晶作用把它们分离为粘性油品与软蜡物状。
当它们置于溶剂中时，观察不到排列很好的晶体，蜡晶体个体小、不规则，有助于它们散布在液体中，这表明凝结倾向小。
原油凝固点不仅与含蜡量多少有关，还与所含蜡的性质有关。
高凝油的高含蜡量，加之它们的结构复杂，是影响原油凝固点等流变参数的内在因素。
相对于原油中的液态组分来说，若蜡晶的体积大，说明液态组分对于蜡的溶解能力小。
当原油冷却时，蜡分子易与一批液态油的分子结合在一起，形成一个相互连接并滞留油的蜡晶网格，使原油稠化和胶凝。
蜡与胶质、沥青质的含量比，也直接影响原油的流变性。
因为含蜡原油在冷却过程中，蜡分子的析出也受到胶质和沥青质的制约。
根据性质相近而相溶的原理，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷对蜡的析出影响不大，而丁烷和更重的碳氢化合物可以明显地影响蜡的析出，其表现为：随着原油溶解气量增大，原油的析蜡点降低。
流变性机理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失流点或凝固点以后，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”。
由于空间网络结构具有一定的结构强度，所以若使原油流动，则务必施加一外力克服这一强度，这时原油具有屈服假塑性流体流变特征，并可能同时呈现触变性，为触变性假塑性流体。
触变性在稍低于原油反常点时开始出现，而在达到凝固点或固化温度时更为明显。
析蜡点或浊点，是指蜡颗粒首次由溶液中析出的温度。
反常点或反常温度，是指原油在降温过程中，随着蜡的析出，其流动性由牛顿流体转入非牛顿流体时的温度。
失流点或凝固点、倾点，是油温降低过程中原油失去其流动性的温度。
高凝油凝固属于结构凝固，即由于温度下降，大量蜡从原油中结晶析出，蜡晶之间形成空间网络结构，原油被包封在其中，从而失去流动性。
影响凝固点的因素很多，从流变学角度来讲，我们通常所说的凝固点只代表某种静态条件下的指标，即是完全脱气、脱水的油样在室内静态下测定的数据，称之为“静凝固点”。
随着温度降低，蜡析出存在两个过程，一是蜡晶核的生成过程，另一个是蜡晶生长变大过程。
外界条件的变化影响着这两个过程进行的快慢，进而也影响着油样凝固点的高低。
因此凝固点是一个条件性的指标。
在实际的油井生产中，含蜡原油具有一定的流速，并溶有一定量的气体和水，我们将这种情况下原油失去流动性的温度称之为“动凝固点”。
在这种情况下，流速是影响凝固点的主要因素，流速或剪速的剪切作用破坏蜡晶生长，甚至，高的剪切速度可打破蜡晶的空间网状结构，使结构粘度突降或消失。
流变性与采油目前，所有的高凝油田，一般的油层埋藏都比较深，油层温度较高，原油在油层状态下呈液态可自由流动，基本属于牛顿流体，只是在原油沿井筒向上流动的过程中沿程散热，温度下降，在井筒的某一深度下达到析蜡点，原油中的蜡开始析出，进而使原油失去流动性，发生所谓的“凝固”。
可见高凝油开采可以采用常规的开采工艺，但必须解决温度问题，即在开采过程中要保证井筒内的油流温度始终接近或高于凝固点。
目前，高凝油开采工艺大多是以一种动力热液做为循环介质，或靠电缆发热补偿油流在井筒中的热量损失，同时还采用了井筒隔热措施。
也有一些含水高、产液量大或凝固点相对较低的油井，依靠油流流速，破坏蜡晶网状，使原油不易凝固，并辅以一般的防蜡措施，如下刮蜡器、定期热洗、化学清蜡等手段而进行常规采油。
在油层条件下，蜡全部溶解于原油中，此时，高凝油的流动特性与普通原油无甚差别，只是因重烃含量高而粘度稍大。
当然，也有个别的高凝油藏埋藏较浅，油层温度低，甚至低到原油凝固点附近或以下，这导致大量的蜡在地层中析出，使原油具有了结构粘度，从而地下原油失去流动性，或流动性极差。
如沈阳油田的浅层高凝油，曹台潜山、35块等，油层深度在1000m 左右，油层温度低于凝固点，原油在地层中失去流动性，采用井筒热采工艺技术产能很低，即使采用了电磁加热技术、蒸汽吞吐技术，油层产能也不能很好地发挥。
因此，对浅层高凝油的开发技术，即对地层的加热技术，仍是一个较难开发的课题，还需要不断地探索、试验，不断地总结经验，以争取获得较好的开发效果。
近年来，通过大量的实验，地层热化学技术和地层深部注细菌技术取得了较好的效果，为浅层高凝油开采提供了技术方向。
高凝油开采工艺技术的开发与应用高凝油开采的工艺必须适合高凝油的流变性。
