特點
在油田的石油開采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固點特性，在開發和應用的各個方面都遇到一些技術難題。就開采技術而言，膠質、瀝青質和長鍊石蠟造成原油在儲層和井筒中的流動性變差，要求實施高投入的三次采油工藝方法。高粘、高凝稠油的輸送必須采用更大功率的泵送設備，并且為了達到合理的泵送排量，要求對輸送系統進行加熱處理或者對原油進行稀釋處理。
就煉化技術而言，重油中的重金屬會迅速降低催化劑的效果，并且為了将稠油轉化為燃料油，還需要加入氫，從而導緻煉化成本大大增加，渣油量大，硫、氮、金屬、酸等難處理組份含量高，也是煉油廠不願多煉稠油的原因。可見，稠油的特殊性質決定了稠油的采、輸、煉必然是圍繞稠油的降粘降凝改性或改質處理進行的。
針對稠油粘度大等特征和各油藏的構造可采取不同的采油工藝。稠油油藏水驅開采技術主要包括機械降粘、井筒加熱、稀釋降粘、化學降粘、微生物單井吞吐、抽稠工藝配套等:稠油油藏熱采技術主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅、叢式定向井以及水平井、火燒油層以及與稠油熱采配套的其它工藝技術等。
火燒油層的難點是實施工藝難度大，不易控制地下燃燒，同時高壓注入大量空氣的成本又十分昂貴。而化學降粘法加入的化學藥劑在某種程度上造成地層嚴重污染。目前國内外對稠油和高凝油開采一般均采用熱采方式，電加熱技術是在空心抽油杆中穿一根電纜，電纜的一端與空心抽油杆的底端相連，在由電纜、空心抽油杆構成的回路上施加交流電，通過被加熱的空心抽油杆對稠油或高凝油的熱傳導實現加熱降粘。與其他技術相比，具有較高的效率，而且該工藝方法作業比較簡單，費用較低，采油比較經濟。因此具有明顯的優越性，在我國的許多油田得到廣泛應用。
性質
油井生産過程中所産生的沉澱物(結蠟塊)常為固态或半固态，顔色呈黑褐色或深褐色，成份以石蠟為主，同時膠質與瀝青質以及鑽井液所攜帶的沙粒等摻雜其中。
這些沉澱物使得原油粘度很高，高含蠟原油的流變特性随溫度變化較大，在不同溫度下表現出不同的流變特性。當油溫高于原油析蠟點時，蠟晶基本上全部溶解于原油中，溶解的石蠟可以認為是一種石蠟和石油溶劑分子間具有相互作用的均勻介質，其粘度是油溫的單值函數，表現為牛頓流體的特性。在油溫由析蠟點降至異常點的過程中，蠟晶不斷析出，體系的分散顆粒濃度随之增加，并形成很細的細分散體系，粘度特性基本上仍表現為牛頓流體。
當油溫低于異常點時，原油中析出的蠟使體系内部的物理結構(如顆粒取向、形狀和排列)發生了質的變化。原油粘度不再是溫度的單值函數，而與剪切速率也有關系，表現為假塑性流體特性，并且伴随有觸變性。當油溫降至失流點或凝固點以下時，蠟晶析出量大大增加，體系中分散顆粒的濃度也相應增大，顆粒開始相互連接成網，體系中的連續相和分散相彼此逐漸轉相，此時的原油具有觸變、屈服一一假塑性流體特性。
原料
在原油開采過程中，化學驅油是重要的提高原油采收率的方法，可達到80%～90%。其中表面活性劑驅油及微乳狀液驅油又是效率最高的兩種化學驅油方法。前者是将較低濃度的表面活性劑膠團溶液注入油井；後者則是用高濃度的表面活性劑，并且這種注入的漿液是由三種或更多種組分構成的微乳液。表面活性劑驅油是在注水驅的基礎上發展起來的。注水驅替應用較早，通過向地層注水把石油驅替至采油井。早期使用普通河水或海水，後來出現了注入表面活性劑的活性水驅油，根據油藏不同的物理化學性質和地質條件，發展了相關的堿水驅、酸水驅以及其他的化學驅油工藝。今後提高注入效果的方向，主要是針對瀝青質等重質組分在采油中帶來的困難，提高注入水“品質”以及向油層注入其他更加有效的活性驅替劑。
微乳液是由油、水、表面活性劑、助表面活性劑組成的各向同性的透明和熱力穩定的分散體系。粒徑約為10～100nm，液滴被表面活性劑和助表面活性劑（一般為醇）的混合膜所穩定。驅油用微乳液配方中，油可用石油餾分或輕質原油等；表面活性劑一般用石油磺酸鹽；助表面活性劑一般用C3～C5的醇；水相常是NaCl水溶液。岩心模型驅油實驗表明，微乳液具有很高的驅油效率，而中相微乳液的驅油效率最好（最佳幾乎可達100%）。微乳液驅油的機理很複雜，如改變岩石的潤濕性，改變油水界面的粘度等，但能産生超低的油-水驅替液界面張力是其中的主要原因之一。二次采油後剩餘的油粘附在地層的毛細管道中，油水界面張力約為30mN/m，微乳液可使它降到10-3mN/m，因而可大大提高采收率。在微乳液中添加聚合物可以增加水相粘度，但必須考慮費用的增加、機械消耗的增大、化學活性、微乳液流動性的影響等因素，因而限制了乳液/聚合物乳化體系在石油工業中的應用。
另外，有些條件如活性土的存在、滲透性的減弱、重力因素也都限制了它的應用。發泡微乳系統可以克服這些不利影響。
另外，有人用蒸汽發泡也取得很好的效果。深化采油的另一項技術是，在酸處理的油岩中用堿液驅油，可以提高油乳滲透能力，但也存在經濟上的可行性問題。
據最新研究表明，細菌及生物表面活性劑的應用，可以大大降低微乳技術的成本。微乳液發展方向：通過改變微乳液配方，以減少表面活性劑損失，降低采油費用。該方法盡管可以通過增大表面活性劑濃度而達到很高的采收率，但缺點是需消耗較多的表面活性劑，但由于當前能源十分緊張，從充分利用資源的角度來看，仍然是值得的。
溫度
高凝高含蠟稠油中蠟晶的形成和聚結直接受溫度的影響。當稠油溫度高于析蠟溫度時，一方面，油中的蠟晶顆粒會部分或全部溶解;另一方面，瀝青膠質将高度分散，減小了結蠟凝固的可能性。随着稠油體系的冷卻，蠟晶将按分子量的高低依次不斷析出、聚結、長大，使油凝固，同時瀝青膠質也依次均勻的吸附在已析出的蠟晶上或共晶長大，加劇了稠油的凝固。稠油的溫度越低，其粘度越高，越不利于開采。
油井生産時油流從井底向井口的流動過程中，溫度是逐漸降低的。
溫度降低的因素，主要有兩個：一個與地溫梯度有關，即油流上升過程中由于地層溫度是逐漸降低的，因而油流通過油管和套管不斷把熱量傳給地層，使油流體本身溫度降低。另一個因素與稠油中氣體析出有關。當氣體從稠油中分離出來時，體積膨脹，流速增加，因而需要吸收一部分熱量，使稠油本身溫度降低。
開采方法
一是HDCS技術。通過優化注采參數，明晰技術經濟政策界限，合理配置降黏劑、C02[z2]和蒸汽用量，将膠質、瀝青質團狀結構分解分散，形成以膠質、瀝青質為分散、原油輕質組分為連續相的分散體系。
二是冷采技術。采用螺杆泵将原油和砂一起采出，通過使油層大量出砂形成“蚯蚓洞”和穩定泡沫油而獲得較高的原油産量。形成地層中的“蚯蚓洞”可提高油層滲透率，而形成泡沫油則為油層提供了内部驅動能量。該技術對地層原油含有溶解氣的各類疏松砂岩稠油油藏具有較廣泛的适用性。
三是添加降黏劑。乳化液在孔隙介質中的流動過程是一個複雜的随機遊走過程，降低界面張力，提高毛細管數可改善稠油油藏開發效果。向生産井井底注入表面活性物質——降黏劑，它在井下與原油相混合後産生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比較穩定的水包油型乳狀液體系。在流動過程中變原油之間内摩擦力為水之間的内摩擦力，因而流動阻力大大降低，達到了降黏開采的目的。
四是電加熱。采用電熱采油工藝開采稠油、超稠油，在技術上是成熟的。但它的可行性是建立在電力成本低或者原油價格高的基礎上。
五是地下燃燒。地下燃燒，就是我們通常所說的火燒油層。受熱的通道為可流動的原油到達生産井提供流路後，随即實施油藏點火和注空氣，蒸汽／燃燒法的綜合應用，可在薄油藏以及持續注蒸汽無經濟效益的油藏得到較高的經濟效益。
六是SAGD技術。蒸汽輔助重力洩油（SAGD）技術是開發超稠油的一項前沿技術，該方法的主要機理是熱傳導與流體熱對流相結合。以蒸汽為熱源，依靠注入蒸汽與加熱的油和水之間的密度差來實現重力洩油作用而開采稠油。利用直井＋水平井組合技術，大幅度提高油井周期産量。這項技術為稠油、超稠油開采接替技術開辟了新的領域。
七是摻稀油開采。該項技術的優點是不傷害油層。它不像摻活性水降黏開采，摻水後的油水混合液要到聯合站去脫水，脫下的水還要解決出路問題，增加了原油生産成本；有些區塊附近無稀油源，摻稀油也比較麻煩。這項技術的可行性和合理性決定于原油的價格。
八是微生物驅油。通過細菌在油藏環境中繁殖，細菌生長代謝，對原油産生降解作用，生成的代謝産物使固一液界面性質、滲流特性、原油物化性質發生變化，從而提高了洗油效率。微生物作用可降低原油高碳鍊烴含量及原油黏度。
九是地熱輔助采油技術。統計C油田3400個井點地層溫度資料。統計結果表明，地層溫度與油層埋深成正比，埋藏越深、溫度越高。利用廣義豐富的地熱資源，包括深層高溫流體（油、氣、水及其混合物），将大量的熱量帶入淺油層，降低原油黏度，提高原油流動能力。為減少熱損失，最好不進行油、氣、水分離，而且不經過地面，直接注人目的油層。勝利油田稠油熱采和注水開發工藝技術非常成熟，開發實踐經驗也非常豐富，為利用地熱資源進行熱水采油提供了便利。勝利油田通過深化熱采稠油油藏井網優化調整和水平井整體開發的技術經濟政策研究，配套全過程油層保護技術、水平井均勻注汽、熱化學輔助吞吐、高效井筒降茹舉升等工藝技術驅動，保障了熱采稠油産量的持續增長。另外，還有太陽能、風能和重力能輔助采油技術。
開采難度
稠油開發是世界性的大難題。在中國能源緊缺的今天，稠油資源無疑是我國不可忽視的能源之一。中國的大部分稠油油藏基本上都是小斷塊稠油油藏，這類油藏屬于低品位石油資源，原油物性差，開發、采油、地面集輸與處理難度大。
克拉瑪依，維吾爾語意為“黑油”。1955年，随着新中國第一個大油田在新疆準噶爾盆地誕生，戈壁油田“克拉瑪依”的名字傳遍大江南北，而這裡，也是我國唯一一個用石油命名的地方。
為了破解稠油開發難關，從1996年起，1600餘名不願服輸的克拉瑪依石油人，依托國家、中國石油集團公司的相關科研項目，在戈壁灘上建立了14個先導試驗區，踏上一條科研長征路。
流程比較
1.摻稀油流程
該流程降粘效果好。但設備較多，計量、管理難度大，目前國内已很少采用，加之稀油資源缺乏，因此不宜采用。
2.井口直接加熱流程
該流程涉及三種加熱方法與技術：井口加熱爐加熱法、電加（伴）熱法、摻蒸汽或蒸汽伴熱法。就第一種方法而言，井口加熱爐又分燃油和燃氣兩種，由于燃油加熱爐所需輔助設備較多，管理不方便。燃氣加熱隻有在油田天然氣充足的情況下才可以考慮這種流程。新莊油田原油油氣比隻有0.5-1m3/t，各油井産氣量也不均衡。這種流程爐子太多，出事故的幾率高，生産管理不方便。因此，不宜采用；電加（伴）熱降粘技術在新莊油田的冷采單井À油區應用于部分油井。油氣集輸采用高架罐À油，采用電加熱或伴熱降粘。由于電加熱的運行成本相對較高，大規模生産油井不宜采用；摻蒸汽或蒸汽伴熱是指在架空敷設的注采合一管線的同時，增設一條蒸汽伴熱管，當氣溫較低或産量較低時進行伴熱，油井粘度較高時可摻入蒸汽。這種集輸方式在國内稠油油田已得到廣泛應用。河南井樓、古城稠油油田已經采用了該集油流程。
3.井口加藥集油流程
井口加藥集油流程是在油井井口加入降粘劑，降低原油在輸送過程中的粘度，便于稠油的輸送。井口加藥集油流程可以有效降低稠油黏度，整個集輸過程都将受益，但是這種流程存在缺點：一是加藥裝置太分散，不易管理；二是加藥濃度大，藥劑價格較高，運行成本相對較高；其三，主要缺點是加入的降粘劑是将原油與産出水進行乳化，從而達到降低輸送粘度的目的，但加入的降粘劑對後續的原油脫水不利，因原油脫水加入的是破乳劑，兩種藥劑藥性正好相逆，目前還沒有找到既能降粘又不影響後續原油脫水破乳的藥劑。
4.摻水集油流程
稠油摻熱水集油流程是近年來發展起來的新流程，這種流程的優點：一是降粘效果優于摻稀油和直接加熱。若原油含水達到65%以上，這時屬于水中“漂油”，管中原油的表觀粘度很小；二是井口無運行設備；三是摻入的水為遊離狀态，稠油很難乳化，在轉油站隻脫摻水，實現摻水閉路Ñ環使用。但這種集油流程計量站的設計較為複雜，需要建設摻水閥組和摻水管線。
