稠油油藏开发技术探讨
稠油油藏开采技术ppt课件
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中途日落油田Potter试验区（27USL井区）
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根据辽河油田的资料，若采用φ177.8mm套 管、φ114.3mm隔热油管，则环空有水时，井筒 总传热2028W/m2℃,环空注入氮气、无水时， 井筒总传热系数为10W/m2℃,即井筒热损失将降 低12倍。
在新疆九6区J11油藏，注氮气后平均周期产 油580t，比上个周期提高218t，周期生产293d， 生产时间延长了51d。与纯蒸汽吞吐的井相比，在 相同条件下，注氮井平均周期产量达到1026t，周 期生产天数293d，油汽比0.45，回采水率104％， 而单纯注蒸汽井平均周期产油238t，周期生产天 数81d，油汽比0.11，回采水率474.％。这相当于 注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。
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2、电动潜油泵举升稠油
电动潜油泵(ESPs) 耐温达149℃,泵效4470%, 免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量 的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可达 4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适 用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。
通过改进, 对于开采稠油,应选用大型马达和 泵,并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理 高粘度的研究非常成功;现在在委内瑞拉Orinoco 稠油区用电潜泵每天产油400m3以上,并且设备工Hale Waihona Puke 作期平均在14个月以上。12
二、稠油开采新工艺新技术
（一）稠油热采工艺技术
水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术
水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术研究摘要：扶余东区原油性质属于普通稠油油藏，初期采用注水方式开发。
2007年开始转为注蒸汽方式开发。
蒸汽吞吐第一周期获得了非常好的效果，但第二周期产油量、油汽比明显变低。
分析认为，原油流动性较好、油层压力低及汽窜是影响第二周期的主要因素。
为此，开展了助排、封堵及整体注汽等技术对策研究，并通过现场试验，见到了良好的效果。
为改善多轮次蒸汽吞吐的效果、延长吞吐有效期，提供了技术支持。
关键词: 原油黏度水驱蒸汽吞吐矿场试验technology development and research for water driven common thick oil pool converting to steam driven wang shupingfuyu oil extraction of jilin oil field company, songyuan, jilin, 138000abstract: fuyu oil property belongs to heavy oil reservoirs, at the beginning we applied water injection development way. from 2007 we started to steam injection development way. the first cycle of steam stimulation won the very good effect, but at the second cycle oil, oil steam considerably lower. according to analysis, crude oil and with good fluidity reservoir pressure lower and steam channeling is the main factors of influence the second cycle. therefore,carried out the help row, sealing and whole steam injection technology research, and through the field countermeasures test, see a good effect. to improve the effect of many rounds of steam stimulation, extend the validity of stimulation, provide the technical support.key words: oil viscosity, water driven, steam stimulation, mine field test扶余油田东区和扩边区，油层温度下脱气原油黏度在100～500mpa.s，属于普通稠油［1］。
稠油热采技术探析或者浅谈稠油热采技术
稠油热采技术探析或者浅谈稠油热采技术摘要：依据稠油油田的特点，采取加热的方式，降低稠油的粘度，提高油流的温度，满足稠油油藏开发的条件。
热力采油技术措施是针对稠油油藏的最佳开采技术措施，经过油田生产的实践研究，采取注蒸汽开采，蒸汽吞吐采油等方式，提高稠油油藏的采收率。
关键词：稠油热采；工艺技术；探讨前言稠油热采工艺技术的应用，解决稠油油藏开发的技术难题，达到稠油开采的技术要求。
稠油热采可以将热的流体注入到地层中，提高稠油的温度，降低了稠油的粘度，达到开采的条件。
也可以在油层内燃烧，形成一个燃烧带，而提高油层的温度，实现对稠油的开发。
为了满足油田生产节能降耗的技术要求，因此，稠油开采过程中，优先采取注入热流体的方式，达到预期的开采效率。
1稠油热采概述稠油具有高粘度和高凝固点，给油田开发带来一定的难度。
采取化学降粘开采技术措施，应用化学药剂的作用，降低了油流的粘度，同时也会导致油流的化学变化，影响到原油的品质，因此，在优选稠油开采技术措施时，选择最佳热采技术措施，进行蒸汽驱、蒸汽吞吐等采油方式，并不断研究热力采油配套技术措施，节约稠油开发的成本，才能达到预期的开采效率。
2稠油的基本特点2.1稠油中胶质与沥青含量比较高，轻质馏分含量少稠油含有比例极高的胶质组分及沥青，轻质馏分比较少，稠油的黏度和密度在其中胶质组分及沥青质的成分增长的同时也会随之增加。
由此可见，黏度高并且密度高是稠油比较突出的特征，稠油的密度越大，其黏度越高。
2.2稠油对温度非常敏感稠油的黏度随着温度的增长反而降低。
在ASTM黏度-温度坐标图上做出的黏度-温度曲线，大部分稠油油田的降黏曲线均显现出斜直线状，这也验证了稠油对温度敏感性的一致性。
2.3稠油中含蜡量低。
2.4同一油藏原油性质差异较大。
3稠油热采技术的现状针对稠油对温度极其敏感这一特征，热力采油成为当前稠油开采的主要开采体系。
热力采油能够提升油层的温度，稠油的黏度和流动阻力得到了降低，增加稠油的流动性，实现降黏效果，从而使稠油的采收率变高。
稠油油藏开采技术研究
稠油油藏开采技术研究【摘要】稠油粘度高，流动阻力大，采用常规开采方式开采效率低，因此如何提高稠油油藏采收率成为一大难题。
本文通过调研国内外稠油开采技术，叙述了稠油开发的几种技术和方法及发展趋势，为稠油油藏的开采提供一定的借鉴作用。
【关键词】稠油油藏开采方式研究稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油，稠油油藏是一类比较特殊的油藏，目前稠油油藏开采方式主要有热力采油、化学采油、微生物采油及其它方式，特别是热力采油，在很多区域已经取得了较好的效果，但是在工艺技术方面任然存在一定的问题。
因此本文通过调研国内外稠油开采技术，重点介绍了蒸汽辅助重力泄油、稠油出砂冷采两项技术的原理、适应性及发展趋势及研究进展。
1 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）SAGD是开发稠油的一项前沿技术。
其是基于注水采盐的原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。
SAGD就是利用这个理论，它是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法。
1.1 SAGD影响因素分析SAGD就是蒸汽驱开采方式，即向注汽井连续注入高温、高干度蒸汽，首先发育蒸汽腔，在加热油层并保持一定的油层压力，将原油驱至周围生产井中，然后采出。
随着油层厚度、温度、压力的增加，井筒热损失大，蒸汽干度降低。
随深度的增加，蒸汽腔的发育受影响。
垂向渗透率主要影响蒸汽上升速度，水平渗透率主要影响蒸汽室的侧向扩展。
1.2 SAGD的布井方式目前常用的布井方式是双水平布井方式。
两口水平井均位于油层的底部，上下相距十米左右。
蒸汽注入方向与产油方向相反。
最近开发了一种新的布井方法，注入井蒸汽流动方向与生产井产油方向相同，蒸汽从水平段趾端注入，油则从另一趾端附近产出。
1.3 SAGD的应用现状及发展趋势辽河油田曾与加拿大的石油公司合作，在杜84 块采用SAGD 开发，最终采收率为50%左右。
《稠油油藏渗流机理研究及开发方式优选》
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着能源需求的日益增长，稠油油藏的开发逐渐成为全球石油工业的重要一环。
然而，稠油油藏的开发具有极高的难度，这主要源于其特殊的物理性质，如高粘度、高密度等。
为了更有效地开发稠油油藏，必须深入理解其滲流机理，并在此基础上进行开发方式的优选。
本文旨在探讨稠油油藏的滲流机理，以及如何通过科学合理的开发方式来提高其采收率。
二、稠油油藏的滲流机理研究1. 稠油的基本性质稠油具有高粘度、高密度、高凝固点等特性，这使得其在地下储层的流动性极差。
因此，了解稠油的这些基本性质对于研究其滲流机理至关重要。
2. 滲流机理的探讨稠油油藏的滲流机理主要涉及物理化学过程和地质过程。
物理化学过程包括稠油的粘性流动和毛细管作用等；地质过程则涉及地层的孔隙结构、压力系统等。
在稠油滲流过程中，这些因素相互作用，使得稠油的流动变得复杂。
三、开发方式的优选1. 传统开发方式的挑战传统的稠油开发方式如蒸汽吞吐、蒸汽驱等，虽然在一定程度上可以开采出稠油，但采收率较低，且对环境有一定影响。
因此，需要寻找更高效、环保的开发方式。
2. 新型开发方式的探索（1）热力采油技术：利用各种热源提高稠油的流动性，如蒸汽辅助重力泄油、热水驱等。
这些技术可以有效地降低稠油的粘度，提高采收率。
（2）物理采油技术：如电热采油、微波采油等。
这些技术通过物理方式改变稠油的物理性质，使其更容易流动和开采。
（3）水平井技术：通过使用水平井来提高对稠油的开采效率。
水平井可以增加与储层的接触面积，提高采收率。
四、优选开发方式的实施与效果评估1. 实施步骤在优选开发方式时，需要综合考虑地质条件、技术可行性、经济效益等因素。
首先，对稠油油藏进行详细的地质评价，了解其储层特征和滲流机理；然后，根据评价结果，结合各种开发技术的特点，选择合适的开发方式；最后，制定详细的开发计划并实施。
2. 效果评估在实施优选的开发方式后，需要对开采效果进行评估。
常规稠油油藏开发调整技术研究与应用——以高浅北区为例
础上 ， 归 纳总 结常 规 稠 油 油藏 特征 和 成 熟 的 开 发 技
气 渗透 率一 般大 于 １ ｍ ， 胶 结物 以泥质 为 主 ， 泥质 含 量较 高 ， 多数大 于 １ Ｏ ， 出砂严 重 。
增， 稠 油 油藏 储量 的开 发 动用 已逐 渐 成 为 油 气 产 量
的增 长点 。
常 规 稠油 油 藏 是 稠油 油 藏 的 最具 典 型 类 型 ， 本
文 在 对 国 内外 典 型 常 规 油 藏 开 发 特 征 深 入 调 研 的基
ｉ ｎ 。油 层物性 好 ， 胶结疏松， 非均质严重， 非 均 质 系
２ 常规 稠油 油藏 开发 方式 与对 策
目前 国内外 常规 稠油 油藏 的主 要开发 方式浅 北 区 稠 油 油 藏 原 油 性质
具有 “ 三 高一低 ” 的特点， 即 原 油 密度 高 ， 黏度 高 ， 胶
质沥 青质 高 ， 凝 固点低 。地 面 原 油 黏度 为 ３ ０ ０ ～５ ０ ０
摘要： 常规 稠 油 油 藏 地 层 胶 结 疏 松 ， 原 油黏 度 大 ， 流 动性 差 ， 生 产 过 程 中 易造 成 油 井 出砂 和 边 、 底水 突进 等问题 ， 严 重 制 约 了常 规 稠 油 油藏 的 开采 速 度 和 开 发 水 平 。 针 对 高浅 北 区 常规 稠 油 油藏 开发 中存 在 的 问 题 ， 在 精 细 油藏 描 述
地层 压 力下原 油 密度 为 ０ ． ９ １ ０ ６ ｇ ／ ｃ ｍ。 ， 黏度 ９ ０ ． ３ ４
ｍＰ ａ・ Ｓ ， 属 于未饱 和 的常规 稠油 油藏 。
１ ． ２ 地 质 特 征
稠油油藏开发难题及技术优化对策
万吨 ， 累计产油 ６ ９ ． ２万吨 。措施老井产量 １ ５ ２ ８ ５吨，没有新 下部地层边底水活跃， 能量充足， 供液能力好 ， 但随着开采 ， 边 井， 措施增油 ２ ３ ８吨 ， 产 量主 要 以老 井 产 量 为主 ， 没有新井， 综 底 水 推进 速 度 加 快 ， 含水上升快 。
二砂 组 缺 乏 边 底 水 能量 补 充 ， 总 体 处 于 中低 含 水 ， 但 由于 热采 两种模式 开发 ， 含 水上升 较快 的 ７口井均 处于构造 中部或 局 隔层 在 南 块 南 部 发 育较 薄 ， 某井 区含 水 很 快 突破 ， 其 中某 井 吞 部构造 高点 ， 且所 生产层位 缺乏边水能 量补充 ， 在注汽 井次不 断减 吐效果一般 ， 厚度 ５ ． ３ ｍ， 初期峰值仅 ７ ｔ ／ ｄ ， 周期油气 比 Ｏ ． ７ １ ， 目 少 的情况下 ， 地层 亏空加剧 ， 造 成油层压 力下 降， 边 水指进 、 底水锥 前 含 水 ８ ５ ． ７ ％。 因此 ， 要 开 展 氮 气泡 沫 调 剖 试 验 ， 对 底 水 锥 进
征 。该 区块 ２ ３ ． ３ ２层 的井 共 有 ２ ５口，占据 总 井 数 的 ６ １ ％， 成 注汽 能量 ， 调大参数 ， 趁热快抽 ， 延长产量高峰期生产 时间。
降粘剂优化 、 化 学降粘方式优化、 注入参数优化 。
２ ． ３实施 高含 水 井堵 水试 验 、 补充 能量
（ ２ ）油 稠，油层 压 力下 降：该块 地面 原 油粘 度范 围 为
２ ０ ０ ０ － ５ ０ ０ （ ｋ ｎ Ｐ ￣ ｓ ， 平均地 面原油粘 度为 ３ ５ ９ ２ ｒ ｎ ｌ ￣ｓ ， 该 区主要采用 冷
合含水 ８ ７ ． ７ ％， 稠油开发难题较多。 １ ． １ 含水上升快 ， 产 量 递 减 大 该 区块 目前 综 合 含 水 ８ ７ ． ７ ％， 与去年 １ ２月 对 比， 综 合含 ２稠 油 油 藏 开 发 技术 优 化 对 策
当前稠油开采技术的研究与展望
当前稠油开采技术的研究与展望当前，随着全球对能源资源的需求不断增长，石油等化石能源仍然是世界主要能源之一。
传统的轻质原油资源日益枯竭，而稠油等非常规油气资源具有储量丰富、分布广泛的特点，逐渐受到人们的重视。
稠油是指黏度较高、密度较大的原油，由于其黏度大、流动性差，开采难度大，成本高，环境风险大等特点，长期以来一直受到油田工作者的困扰。
稠油开采技术的研究和发展至关重要，这不仅能够有效开发和利用稠油资源，还能够提高能源资源的利用效率，保障国家能源安全。
本文将从稠油开采技术的现状、存在的问题以及展望未来进行探讨。
一、稠油开采技术的现状1. 传统热采技术传统的稠油开采主要采用的是热采技术，即通过注汽、蒸汽驱等方式提高油藏温度，降低原油粘度，从而改善流动性，便于开采。
热采技术具有操作简单、效果明显等优点，但是存在能源消耗大、环境影响大等问题。
2. 化学驱技术化学驱技术是指通过在稠油中添加化学剂，改变原油的性质，从而提高原油的流动性，便于开采。
常用的化学驱剂有碱性剂、表面活性剂等。
化学驱技术对环境的影响较小，但是成本较高，且对注入水质量要求较高。
3. 物理采技术物理采技术是指通过物理手段对稠油进行开采，如高压气体驱、超声波驱动等。
物理采技术操作简单，对环境影响小，但是需要设备投资大。
以上就是目前稠油开采技术的主要方法，这些方法各有优缺点，没有一种方法能够完全解决稠油开采中的问题，需要进一步研究和改进。
1. 能源消耗大传统的热采技术需要大量的燃料，对能源资源的消耗较大，严重影响了环境可持续发展。
2. 成本高目前稠油开采技术成本较高，导致稠油开采的经济效益不尽如人意。
3. 环境影响目前的稠油开采技术对环境的影响较大，如地表水污染、土壤污染等，给环境带来了较大的压力。
4. 技术不成熟虽然目前已经有了多种稠油开采技术，但是这些技术仍然存在许多不成熟的地方，如可靠性、安全性等问题亟待解决。
稠油开采技术存在上述问题的原因在于不同的稠油开采技术各自的局限性，传统技术在应对新的稠油开采难题时显得有些力不从心。
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稠油油藏开发技术探讨【摘要】近年来，石油行业的发展十分迅速，世界对石油的需求量也越来越大。
稠油油藏是石油资源的重要组成部分，占有很大一部分比例，其开发已经成为石油开采提高油气储量的重要手段。
稠油开采技术、如何提高采收率已经成为国际上重大的石油科学攻关课题之一。
本文首先介绍了稠油的定义与分类，概括总结稠油油藏的特征及分布概况，对稠油油藏开发现状进行分析，并主要探讨了稠油油藏开发技术，对稠油油藏的开发有一定的指导意义。
【关键词】稠油；稠油油藏；开发技术前言我国的稠油资源比较丰富，特别是重油沥青资源分布广泛，已探明的重质油田已达70多个，油藏储量相当丰富。
因此，我国的稠油开采具有很大潜力，但是由于稠油具有流动性差，有机成分复杂，其开采和利用方面存在很多技术难题。
常规的开采技术无法适用于稠油的开采，必须采用一些特殊的工艺处理才能对稠油加以利用，如砂冷采法、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等技术。
稠油的开采可以缓解原油产量逐渐减小、石油能源危机的现状，石油开采将进入重质原油时代。
1、稠油的定义与主要特征1.1稠油的定义与基本分类稠油，是高粘度重质原油的简称，指在油层温度下脱气原油粘度大于100相对密度大于0.92的原油。
根据1982年联合国训练研究署（UNITAR）在委内瑞拉召开的第二届国际重油及沥青学术会议，天然存在于孔隙介质中的原油或类似原油的物质可分为两大类：重质原油和沥青砂油。
原油的第一指标是粘度，第二指标是原油的相对密度。
一般重油的粘度在100和10000之间，超过这个上限一般就是沥青。
1.2稠油的特点和地质特征一般而言，稠油油藏大都埋藏不深、且因属于重质油其密度较大因而粘度较大、胶结疏松并且样品易散。
稠油中的轻质油成分很少，沥青胶质成分偏多，正是由于它的这种组成成分导致其粘度较大的，而且粘度随着沥青胶质含量的增多而增加。
特别的，温度变化对稠油粘度的变化影响较大，并且稠油粘度随温度的升高呈抛物线降低的变化趋势。
我国稠油油藏具有胶质含量较高而沥青含量较少的特点，这就意味着我国稠油油藏的粘度高而相对密度较低。
除此之外，我国稠油的含硫量、含蜡量、金属含量以及烃类的组成成分都相对较低。
而且，由于我国大多数稠油油藏属于次生油藏，一般会造成石蜡大量脱落，凝固点也相对较低。
下表为我国石油行业稠油分类的试行标准。
一般的稠油油田均属于河流相沉积，包括天然堤微相、主水道微相、分支水道微相、砂坝微相和河漫滩微相。
因此油藏较浅，一般都在2600m以上，其中绝大部分处于1000～1500m。
油层的气油比低造成地饱压差低，一般压力和气温都较低，有些地区甚至仅有0.58mPa。
我国的稠油油藏主要储层为砂岩，除了具有以上一般稠油油田的特征以外，还具有分布地区广、类型多、埋藏深度变化大的特点。
2、稠油油藏的分布概况目前世界上的稠油、特稠油的可采量约为1510×108m3，探明量已经超过了常规原油。
随着这两种原油储量的变化，我们逐渐走入了一个重质原油的时代。
世界重油资源主要分布在加拿大、俄罗斯、委内瑞拉、科威特、伊拉克、中国等国家，典型的稠油油田主要有亨达顿油田、Beta油田、美国的威明顿油田、英国的Captain油田、英格伍德油田、小伯法罗油田、乌津油田、Maracaibo，Venezuela 湖油田、Hamaca油田等。
中国的常规原油和重油主要分布在山东的孤东、孤岛油田，河北大港油田，克拉玛依油田和渤海油田，目前中国的重油可采储量大约为80亿bbl。
数据表明，对稠油的开采潜力巨大，我国也有相当的储量，应该掌握稠油的开采技术，把握重油市场。
3、稠油油藏开发的发展历程与现状稠油油藏的开采方式一般有冷采法、热采法、常规水驱法、化学方法和露天开采沥青砂这五种，其中冷采法主要包括多分支水平井和出砂冷采法，而热采法主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱和火烧油层等方法。
目前，包括我国的胜利油田、辽河油田和渤海油田以及威明顿油田、Beta油田等的国内外油田，主要运用的开发方式为冷采，即注水开发。
前苏联的少数油田也采用热采法。
由于稠油的热特性，热力开采稠油可提高其开发效果。
在稠油油藏开采之前，一般要制定一定的开采策略，在井网布置方面，为了利用后期的调整，在开发初期直井开采的油田一般采用反九点正方形井网。
但是，随着稠油油藏开采技术的提高，许多油田将井网布置为不规则井网，例如英国的Captain油田。
另外，现在国内外的稠油油藏开采技术方面的研究专家，将重心放在超稠油的开采方法上，而对特超稠油的机理和开采方式研究较少。
尤其是国内，基于实验对特超稠油进行研究，得到一些经验公式，并未从理论上其渗透机理，对它的开发更是严重缺乏理论依据。
4、稠油油藏的主要开发方式与开采规律4.1稠油油藏的主要开发方式稠油油藏开采工艺在国外已经有了长足的进展，运用一些新技术，如：水平井环道加热蒸汽驱法，蒸汽辅助重力泄油法等，有效改善了开发的效果。
一般包括三种方式：单水平井蒸汽吞吐方式、水平井与侧上方直井组合驱泄混合开采方式、水平井与上方直井组合蒸汽辅助重力泄油方式。
（1）单水平井蒸汽吞吐方式。
这种方法利用水平井与油层的接触面积大，热量更集中的特点来改善稠油油藏的开发效果。
这种方式的原理简单，便于实施利用，其工艺风险小，收益显著。
（2）水平井与侧上方直井组合驱泄混合开采方式。
这种方式将前一方式进行改进，将两口直井设计在水平井的侧上方来注汽，利用水平井来采油。
该方式弥补了前一种方式的不足，使直井和水平井之间的油层形成200oC的蒸汽层，可以同时利用蒸汽驱和重力泄油的方式进行开采，对储量的控制程度有了明显提高，同时可以有效的提高效率。
（3）水平井与上方直井组合蒸汽辅助重力泄油方式。
在方式二的基础上，在水平井的侧上方再加入1～2口的注汽直井，使直井的周围形成密度较低的蒸汽层，油由于被蒸汽加入和分层，其中上部油层的油受到重力的作用向下流动，位于下部的水平井便可将油采出。
4.2稠油油藏的开采规律（1）由于稠油的热敏效应，再加上井底周围含油量有饱和度的限制，它的产量呈现周期性的变化规律。
每个周期大概划分为上升阶段、高峰阶段和缓慢递减阶段三个阶段。
在第一个阶段里，周期产量逐渐上升，随后进入稳定阶段，然后周期产量经过7轮的缓慢递减以后便进入高轮次的吞吐阶段，周期产量逐渐降低直到平均周期递减率为1%。
（2）采油量和注汽量在注汽量较低时存在着线性关系。
累积注汽量超过一定界限后后，累积采油量呈现骤减的趋势，斜率逐渐变缓，采油效果变差。
（3）采注比即采油量和注汽量的比值，这个数值和周期吞吐效果密切相关。
由于蒸汽吞吐必须要降压开采，必须保证采出量大于注入量，才能使得下一轮的注汽量充足，在周期过半以后，地层能量降低过快周期递减过大，采注比则呈现剧烈下降的趋势。
采注比上升，则采油量便增大，因此对采注比的合理控制对保证和稳定一个地区的产量有着至关重要的作用。
实际上，稠油采注比的变化规律，除了和外部因素有关外，还和原油性质和储层条件、举升工艺等有关。
5、稠油油藏的开发技术稠油的开发日渐见其重要性，而稠油油藏的开发技术是稠油开发的重要一环，能够在经济有效的基础上进行开发，选择合适的技术手段，对稠油进行合理规范的开发，提高稠油的开采率是及其重要的一方面。
本节通过查阅资料，总结了一些常见的技术手段和开采稠油新技术。
（1）注蒸汽热采技术注蒸汽热采技术是稠油开采技术中使用最广泛的技术。
其原理是利用原油受热后粘度降低、流动性加强的特性，并且原油受热后体积膨胀会使得残余油的饱和度降低，更加有利于稠油油藏的开采。
最常见的注蒸汽热采技术是蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方式，蒸汽吞吐是先向油井注入高温蒸汽，然后将井盖密封，让蒸汽与原油长时间接触进行充分的热量交换，然后再开井生产，当采油困难、稠油量增多时再次重复上述过程。
蒸汽驱方式是将蒸汽注入到专门的注汽井中，注汽井中的蒸汽在地层中变成热的流体，将原油驱赶到生产井的四周，然后被开采出来。
蒸汽吞吐方式十分方便，短时间内便可降低稠油度，达到开采指标，控制也比较容易，但是成本较高，反复注高温蒸汽也有一定危险性；蒸汽驱方式操作方便，重复次数少，但效果显现慢，费用回收周期长。
（2）火烧油层开发技术火烧油层又称作火驱采油方式，与注蒸汽热采技术中蒸汽驱方式类似，需要注入井和生产井，按照一定的排列规律组成网状结构。
火烧油层开采技术是利用原油受热一方面物理性质会改变，另一方面可能发生热解等化学反应产生轻质油，其方法是先将空气或者氧气等助燃气体注入注入井，然后在井下引燃，并采用适当技术将燃烧带向生产井推进，高温的作用下会改变稠油的性质，使得其便于开采。
（3）微生物开发技术微生物开发技术是利用微生物的代谢产物或者自身特性来改善采油环境。
微生物在一定的培养条件下，可以产生能降低油水界面张力、减弱毛细管效应的活性剂，还可以产生能溶解岩石的酸性物质，有利于原油的渗透；部分微生物可以将原油进行分解，可以将重质油分解成轻质油甚至是天然气，这将大大提高原油的流动性；某些细菌代谢出的生物聚合物具有对油水具有高分辨率的高渗透通道，有利于水分的分离。
（4）注CO2开发技术这是一种向稠油油层中注CO2气体的方式进行稠油开采的技术措施。
由于CO2有能够降低原油粘度、降低底层压力，造成溶解气驱、降低水和油之间的界面张力，减少流动阻力、酸化解堵，提高注入能力等优点，能够使油水分离，更容易采油。
（5）超稠油HDCS技术对于超稠油，即粘度超过10万毫帕·秒，采用上述的注蒸汽热采技术已经不能取得很好的效果，新型HDCS四要素组合开发技术可以有效的解决超稠油的开采问题。
HDCS分别代表水平井（Horizontal Well）、油溶性复合降黏剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbon Dioxide）和蒸汽（Steam），该技术使用高效油溶性复合降黏剂并利用二氧化碳辅助水平井注蒸汽吞吐，可以有效的降低油层热量损失、大幅降低油层近井地带粘度、适当降低原油粘度，这有利于提高油藏利用效率、降低注气启动压力、提高稠油开采量的同时降低了能耗。
（6）浅层稠油HDNS技术浅层稠油HDNS技术是属于HDCS技术中的一类，更适合于较浅油藏的稠油开采。
HDNS分别代表水平井、油溶性复合降黏剂、氮气（Nitrogen）和蒸汽四种要素，氮气的主要作用是降低井筒热损失，提高井底地热层热量利用率以及增加地层能量。
（7）蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术蒸汽辅助重力泄油（Stream Assisted Gravity Drainage）是目前开采超稠油的一项新兴技术，其工作原理是首先将油层下部挤压出一条水平裂缝，然后注入高温蒸汽，油层内会形成一条热通道，热通道中的热蒸汽会向四周扩展与油层中的原油进行充分的热交换，原油受热后流动性增强，在重力的作用下向下流动，可流动的原油进入采油井后便可以比较容易的采出。