本申請是申請日為2010年04月12日，申請?zhí)枮椋?01010144443.x，發(fā)明名稱為：“一種稠油型油藏開采方法”的分案申請。

本發(fā)明涉及一種原油的開采方法，尤其是一種稠油型油藏開采方法。

背景技術(shù)：

目前，在原油生產(chǎn)開采中，不可避免地開采稠油型油藏。如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第175頁第13-14行所述“稠油之所以稠，主要是由于油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高。原油的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量越高，油的粘度就越高”；而且因為稠油中的瀝青質(zhì)能夠形成不溶于油、也不溶于水的瀝青質(zhì)相；如果稠油型油藏原始溫度或其開采滲流時的溫度小于等于該油藏蘊(yùn)藏稠油的瀝青質(zhì)相析出溫度，所蘊(yùn)藏的稠油在油藏(或油層)中就會析出瀝青質(zhì)相；由于瀝青質(zhì)相有一定的幾何尺寸和幾何體積，當(dāng)該幾何尺寸和幾何體積達(dá)到一定值時就會堵塞油層孔隙孔喉，影響稠油在油層中滲流；換言之，稠油型油藏可能因為自身原始溫度低于其所蘊(yùn)藏原油的瀝青質(zhì)相析出溫度而導(dǎo)致原油在油層中析出瀝青質(zhì)相，也可能因為開采該類稠油型油藏過程本身而不可避免的導(dǎo)致原油在油層中析出瀝青質(zhì)相，因此該類稠油型油藏中的原油極易在油層中產(chǎn)生或析出瀝青質(zhì)相，所產(chǎn)生或析出的瀝青質(zhì)相極易造成油藏或油井附近油層的堵塞，并導(dǎo)致原油在油層中的粘度增加，從而影響原油在油層中的流動(滲流)，進(jìn)而影響油井正常生產(chǎn)和稠油型油藏開采；如果不采取有效的方法，該類稠油型油藏開采難度極大，開采成本高昂，嚴(yán)重時會導(dǎo)致整個油藏?zé)o法正常開采，造成大量能源浪費(fèi)與經(jīng)濟(jì)損失。

現(xiàn)有稠油型油藏的方法有蒸汽法、井底電磁法、油層電熱法、波法、人工地震法、壓裂法、乳化法、注水法等方法，均有不同的缺陷。

蒸汽法是將高溫高壓蒸汽注入油層，利用蒸汽自身的熱量加熱稠油型油藏，利用熱力將油層中析出的瀝青質(zhì)相熔化，降低原油粘度。該方法直接用于稠油型油藏存在以下缺陷：一是受油層地質(zhì)條件復(fù)雜性嚴(yán)重制約，注入蒸汽困難大；二是對于那些高溫會對油層產(chǎn)生不良影響的稠油型油藏即熱敏性嚴(yán)重的稠油型油藏難以大量使用高溫高壓蒸汽；三是在整個采油過程中必須保持整個稠油型油藏溫度和原油溫度一直遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，為此不僅要消耗大量蒸汽，而且因為油藏?zé)崛輼O大，散熱損失嚴(yán)重且不可避免，油藏溫度很難得到保證；四是蒸汽法工藝復(fù)雜，蒸汽溫度、干度與油藏溫度場控制困難；五是該方法要求蒸汽的溫度越高越好，蒸汽溫度越高，相應(yīng)費(fèi)用越低，低于200℃的蒸汽不僅成本高而且效果較差，而蒸汽溫度高則會導(dǎo)致普通油井井筒熱脹冷縮現(xiàn)象嚴(yán)重，會對普通油井井身結(jié)構(gòu)造成極大破壞，生產(chǎn)試驗證明很難將200℃以上的高溫蒸汽直接用于普通油井；六是為了解決生產(chǎn)蒸汽時水的結(jié)垢問題，必須對產(chǎn)生蒸汽的水進(jìn)行專門軟化，導(dǎo)致蒸汽生產(chǎn)費(fèi)用大幅增加；七是蒸汽的產(chǎn)生需要消耗大量能源，而且必須采用專門的熱采油井結(jié)構(gòu)設(shè)計，會導(dǎo)致油井鉆井、固井、完井等油井建設(shè)費(fèi)用成倍增加，從而導(dǎo)致采油成本大幅上升，能耗大幅增加。因此，該方法雖然在國內(nèi)稠油型油藏開采中得到了大規(guī)模應(yīng)用，但一直在積極尋求替代方法。

公開資料表明：遼河油田靜35塊東部屬于稠油型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明：該區(qū)塊的普通油井應(yīng)用蒸汽法向油井中注入200℃以上的高溫蒸汽，會導(dǎo)致油井井口膨脹升高1-2米，會對油井套管、固井段造成不可逆的極大破壞，嚴(yán)重的會導(dǎo)致套管嚴(yán)重變形、油井報廢，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。

井底電磁法、油層電熱法是將電能轉(zhuǎn)化為熱能，利用熱能加熱油藏，利用熱力將油層中析出的瀝青質(zhì)相熔化，降低原油粘度。由于該方法需要消耗大量電能，很難保證油藏溫度高于瀝青質(zhì)相熔化溫度，需要復(fù)雜的配套技術(shù)，實施、管理難度大，成本高昂，投入產(chǎn)出比低，因此國內(nèi)一般將該方法作為井底解堵措施使用，很難直接將其大規(guī)模用于稠油型油藏開采，國內(nèi)目前還沒有成功的應(yīng)用實例。

公開資料表明：遼河油田靜35塊東部屬于稠油型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明：井底電磁法、油層電熱法不能有效保證該區(qū)塊油藏溫度高于瀝青質(zhì)相熔化溫度，不能有效熔化其油層中的瀝青質(zhì)相，不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。

波法是將電能轉(zhuǎn)化為聲能或微波，利用其特性處理油層，解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題。由于該方法需要消耗大量電能，需要復(fù)雜的配套技術(shù)，實施、管理難度大，國內(nèi)目前還沒有在稠油型油藏成功進(jìn)行現(xiàn)場試驗，且因其成本高昂，投入產(chǎn)出比低，國內(nèi)目前很難直接將其用于稠油型油藏開采。

公開資料表明：遼河油田靜35塊東部屬于稠油型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明：波法不能不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。

人工地震法是將其他能量轉(zhuǎn)化為地震波輸入油層，利用其特性處理油層，解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題。由于該方法不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，國內(nèi)目前還沒有在稠油型油藏成功進(jìn)行現(xiàn)場試驗，且因其成本高昂，投入產(chǎn)出比低，國內(nèi)目前很難直接將其用于稠油型油藏開采。

公開資料表明：遼河油田靜35塊東部屬于稠油型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明：人工地震法不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。

壓裂法是一種常規(guī)采油技術(shù)，是通過改造油層將原油開采出來。由于該法不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，只能作為配套技術(shù)使用，國內(nèi)目前還沒有用其單獨(dú)進(jìn)行稠油型油藏開采的成功先例。

乳化法是如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第175頁倒數(shù)第3-4行所述：“這一方法是將表面活性劑水溶液注到井下，使高粘度的稠油變?yōu)榈驼扯鹊乃腿闋钜翰沙觥?；該方法直接用于稠油型油藏存在以下缺陷?/p>

1)如果用該方法只將表面活性劑水溶液加入井筒中而不加入油層中，該方法只能解決油井井筒問題，不能解決稠油型油藏油層中原油的瀝青質(zhì)相析出問題，因此不能有效解決瀝青質(zhì)相析出所引起的油層滲流問題；

2)如果用該方法將表面活性劑水溶液加入油層中，由于表面活性劑水溶液不能有效熔化油層中的瀝青質(zhì)相，該方法不能有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，因此不能有效解決瀝青質(zhì)相析出所引起的油層滲流問題。

因此，該方法不能單獨(dú)解決稠油油藏開采問題，國內(nèi)目前還沒有成功用其單獨(dú)進(jìn)行稠油型油藏開采的先例。

注水法是一種常規(guī)采油技術(shù)，是利用常溫水或100℃以下的熱水提高油層壓力能量，將油層中的原油驅(qū)替出來。該方法直接用于稠油型油藏存在以下缺陷：

1)該方法所用的水在地面的最高溫度不超過100℃，在進(jìn)入油層時因地面、井筒散熱損失最高水溫已經(jīng)低于100℃；由于油層中的孔隙度很難超過30％，且瀝青質(zhì)相熔化是一個吸熱過程，會進(jìn)一步降低水溫；有關(guān)計算表明：該熱水進(jìn)入油層后很難保證油層溫度高于瀝青質(zhì)相熔化溫度，不能有效熔化油層中的瀝青質(zhì)相。

2)該方法所用的水沒有降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度的功能，當(dāng)其在油層中的溫度低于原油瀝青質(zhì)相析出溫度時，不能抑制瀝青質(zhì)相長大、堵塞油層孔隙孔喉；相反，如果進(jìn)入油藏的水溫低于油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，會進(jìn)一步加劇原油瀝青質(zhì)相析出問題。

因此，盡管該方法已經(jīng)在普通油藏中大規(guī)模應(yīng)用，但該方法不能有效解決稠油型油藏油層中原油的瀝青質(zhì)相析出問題，因此國內(nèi)目前一直在積極尋求替代方法。

以遼河油田靜35塊東部油藏為例。

公開資料表明：遼河油田靜35塊東部原油50℃粘度為300～360mpa.s，含蠟量24％，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)38～41％，熔蠟溫度55℃，凝固點(diǎn)37℃，屬于高凝稠油油藏；室內(nèi)試驗表明：其瀝青質(zhì)相析出溫度為58℃，高于其熔蠟溫度4℃；其實測開井溫度39.87℃，關(guān)井34天油層溫度43.27℃。

理論計算表明：按照流量5噸/小時，用普通注水方式注水，地面100℃的熱水到達(dá)井口的溫度約97℃，到達(dá)井底的溫度約80℃；

如果80℃熱水進(jìn)入東部油層，最高可提高油層溫度4℃，將油層溫度由39.87℃提高至44.87℃，比其瀝青質(zhì)相析出溫度低13.13℃，因此該熱水不可能將油層溫度提高至瀝青質(zhì)相熔化溫度，即使不考慮瀝青質(zhì)相熔化吸熱問題，該80℃熱水也不能有效熔化油層中的瀝青質(zhì)相，更不能有效抑制瀝青質(zhì)相繼續(xù)長大、堵塞油層孔隙孔喉；

該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明：采用地面井口水溫90℃的注水法不能有效解決該區(qū)塊東部油藏原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，不能在該區(qū)塊東部油藏推廣應(yīng)用該方法。

總之，上述方法在開采稠油型油藏時的綜合效果都不太理想。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明要解決的技術(shù)問題是提供一種稠油型油藏開采方法，該開采方法能夠有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，能夠有效開采稠油型油藏，大幅降低稠油型油藏開采成本，延長油井生產(chǎn)周期，增加油井產(chǎn)量，提高油藏最終采收率，且實施容易，安全可靠，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

本發(fā)明中的“稠油”是指：如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第175頁第12行所述“稠油是指在油層溫度下脫氣原油的粘度超過100mpa.s的原油”。

本發(fā)明中的“稠油型油藏”是指：所蘊(yùn)藏的原油是稠油的油藏。

本發(fā)明中的“瀝青質(zhì)相”是指：如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第171頁第3-5行所述“瀝青質(zhì)的相對分子量較高(1.5×10³～5×10³)，是膠質(zhì)的進(jìn)一步縮合物，不溶于油，分子中的主要部分呈片狀，可堆疊在一起，自成一相(瀝青質(zhì)相)”；室內(nèi)實驗表明：瀝青質(zhì)相不溶于水。

本發(fā)明中的“滲流”是指：流體(如原油、油水混合物、氣體等)在油藏(油層)中的流動過程，可以是指流體在油藏砂粒間隙(孔隙)中的流動，也可以是指流體在油藏巖縫(縫隙)中的流動。

本發(fā)明中的“凝固點(diǎn)”是指：在規(guī)定條件下，原油失去流動性的溫度，屬于原油的物性參數(shù)之一，又稱凝固溫度，簡稱凝點(diǎn)。

本發(fā)明中的“瀝青質(zhì)相熔化溫度”是指：在規(guī)定條件下，稠油中的瀝青質(zhì)相完全熔化、消失的溫度。

本發(fā)明中的“瀝青質(zhì)相析出溫度”是指：在規(guī)定條件下，稠油中形成或產(chǎn)生瀝青質(zhì)相的溫度；或者是指：若稠油溫度出現(xiàn)再降低2℃、稠油粘度即增加10％以上的現(xiàn)象，則將該稠油溫度定為“瀝青質(zhì)相析出溫度”；由流體力學(xué)知識可知：瀝青質(zhì)相幾何尺寸(和/或幾何體積)的增加能夠顯著增加稠油的粘度，瀝青質(zhì)相幾何尺寸(和/或幾何體積)增加幅度越大，由其引起的稠油粘度增幅也越大。

本發(fā)明中的“原始溫度”是指：油藏內(nèi)部(又稱油層)開發(fā)、采油前的原始地層溫度，屬于油藏的物性數(shù)據(jù)之一。

本發(fā)明中的“實測溫度”是指：用現(xiàn)有方法測量獲得的油井井底或/和井底附近油層的溫度。

本發(fā)明中的“熱流體”是指：溫度為30～200℃的熱水、水蒸汽或熱水和水蒸汽混合物；所述的熱水可以是清水，也可以是油田污水，也可以是清水、油田污水任意混合的混合物。

本發(fā)明中的“油田污水”是指：來源于油藏、油層、油井的含油污水，可以是經(jīng)過污水處理措施處理過的含油污水，也可以是直接從油井產(chǎn)物中分離出的含油污水；可以是同一油藏的含油污水，也可以是不同油藏的混合含油污水。

本發(fā)明中的“不良化學(xué)反應(yīng)”：是指能夠在溶液中發(fā)生陰、陽離子結(jié)合的化學(xué)反應(yīng)(如陽離子表面活性劑與陰離子表面活性劑之間的結(jié)合反應(yīng)、陽離子聚丙烯酰胺與陰離子聚丙烯酰胺之間的結(jié)合反應(yīng)、陰離子聚丙烯酰胺與鐵鋁等金屬離子之間的結(jié)合或交聯(lián)反應(yīng)等等)；也指會產(chǎn)生沉淀、氣體的化學(xué)反應(yīng)；也指反應(yīng)劇烈且反應(yīng)速度、溫升難以控制的化學(xué)反應(yīng)；也指能夠分解有機(jī)合成高分子的化學(xué)反應(yīng)(如過氧化物與高分子表面活性劑之間的斷鏈分解反應(yīng)、過氧化氫與聚丙烯酰胺之間的斷鏈分解反應(yīng)等)。

本發(fā)明中“液體”的是指：呈液態(tài)的流體，可以是指呈液態(tài)的水溶液、有機(jī)溶液、乳化液、懸濁液，也可以是指熔融狀態(tài)的流體或熔融液體。

本發(fā)明中的“發(fā)泡劑”是指：水溶性陰離子表面活性劑、水溶性陽離子表面活性劑、非離子表面活性劑、生物表面活性劑的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物或混合液體。

本發(fā)明中的“油井”：又稱生產(chǎn)油井或采油井，是指用來生產(chǎn)原油或原油、天然氣的井；可以是指現(xiàn)有油井，也可以是指新建油井，也可以是指能夠用來生產(chǎn)原油或原油、天然氣的“注水井”，不包括只能生產(chǎn)天然氣、水、少量液態(tài)輕烴的氣井；可以是指利用現(xiàn)有普通完井方式完井的油井，也可以是指利用現(xiàn)有熱采完井方式完井的油井；一般是指套管和油管齊全的油井，有時也指僅有套管的油井；公開資料和國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明：本發(fā)明中的“油井”可以根據(jù)具體采油生產(chǎn)需要轉(zhuǎn)換為本發(fā)明中的“注水井”(油田企業(yè)俗稱轉(zhuǎn)注)，也可以由本發(fā)明中的“注水井”轉(zhuǎn)換而來，且該類“油井”、“注水井”之間的相互轉(zhuǎn)換是采油生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情。

本發(fā)明中的“注水井”：又簡稱水井，是指用來向油藏(油層)中注水和/或注其他流體的井；可以與本發(fā)明中的“油井”結(jié)構(gòu)相同，也可以不同，可以有完整的油管和套管，也可以只有套管，有時也指用來向油藏(油層)中注水和/或注其他流體的油井；公開資料和國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明：“注水井”可以是直接建成的，也可以根據(jù)采油生產(chǎn)需要由本發(fā)明中的“油井”轉(zhuǎn)換而成(油田企業(yè)俗稱轉(zhuǎn)注)，且該類轉(zhuǎn)注是采油生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情；國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明：本發(fā)明中的“注水井”也可以根據(jù)采油生產(chǎn)需要轉(zhuǎn)換為本發(fā)明中的“油井”，而且該類轉(zhuǎn)換也是采油生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情。

本發(fā)明中的“管柱”是指：油井井下除套管外的油管、抽油桿、泵、井下工具等。

本發(fā)明中的“化學(xué)劑”是指：甲基萘、降粘劑、降凝劑、驅(qū)油劑、甲基萘液體、特種有機(jī)液體、特種液體、特種熔融液體的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物。

本發(fā)明中“化學(xué)劑”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或200℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

公開資料表明：汽油、苯、四氯化碳、二硫化碳能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，但用于本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“化學(xué)劑”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“化學(xué)劑”。

試驗表明：能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青的單質(zhì)或混合物，均能夠有效降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

試驗表明：20％的甲基萘與降粘劑、降凝劑、驅(qū)油劑、甲基萘液體、特種有機(jī)液體、特種液體、特種熔融液體的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物混合后，能夠有效降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中“甲基萘”是1-甲基萘、2-甲基萘、混合甲基萘中的任意一種或任何兩種或兩種以上任意比例的混合物。

本發(fā)明中“1-甲基萘”的基本特征是：公開資料表明，本發(fā)明中“1-甲基萘”又稱為α-甲基萘，分子式c11h10，常溫常壓下呈液態(tài)，熔點(diǎn)-22℃，不溶于水，溶于乙醇、乙醚等多數(shù)有機(jī)溶劑；室內(nèi)試驗表明，其常溫常壓下與“混合甲基萘”互溶，能溶解2-甲基萘，與2-甲基萘、“混合甲基萘”、原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；室內(nèi)試驗表明，其能夠溶于原油中，常溫常壓下能夠溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；屬于商品，能夠從市場上采購；

本發(fā)明中“混合甲基萘”的基本特征是：本發(fā)明中“混合甲基萘”通常簡稱(俗稱)甲基萘，是以2-甲基萘、1-甲基萘為主的有機(jī)混合物，其2-甲基萘、1-甲基萘含量與具體商品型號有關(guān)；常溫常壓下為油狀液體，不溶于水，溶于乙醇、乙醚；國內(nèi)目前沒有制定統(tǒng)一產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)，其產(chǎn)品型號、質(zhì)量指標(biāo)等隨各生產(chǎn)企業(yè)的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)不同而有所不同，一般商品的2-甲基萘、1-甲基萘總含量≧50％，熔點(diǎn)低于-5℃；室內(nèi)試驗表明，“混合甲基萘”常溫常壓下與1-甲基萘互溶，能溶解2-甲基萘，與2-甲基萘、1-甲基萘、原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；室內(nèi)試驗表明，“混合甲基萘”能夠溶于原油中，常溫常壓下能夠溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；屬于商品，且商品型號眾多，能夠從市場上采購；

本發(fā)明中“2-甲基萘”的基本特征是：公開資料表明，本發(fā)明中“2-甲基萘”又稱為β-甲基萘，分子式c11h10；常溫常壓下為白色至淺黃色單斜晶體或熔融狀固體，熔點(diǎn)34.6℃；不溶于水，溶于乙醇、乙醚等多數(shù)有機(jī)溶劑；室內(nèi)試驗表明，其常溫常壓下能溶于1-甲基萘、“混合甲基萘”，能溶于溫度超過其熔點(diǎn)的熱原油，與1-甲基萘、“混合甲基萘”、原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；屬于商品，能夠從市場上采購。

本發(fā)明中的“降粘劑”：是指能夠降低原油粘度的化學(xué)藥劑，它是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)以甲基萘液體為主要有效成分的油溶性降粘劑，如以甲基萘、雜醇油混合液體為主要有效成分的油溶性降粘劑，能夠利用溶解稀釋原理降低原油粘度；

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第173頁第11-12行所述可知：醇、醇醚能夠溶解瀝青質(zhì)；而由該《油田化學(xué)》第175頁第13-14行所述可知：瀝青質(zhì)含量越高，油的粘度就越高；由公開資料可知：雜醇油主要成分為異戊醇、丁醇、丙醇和庚醇；因此，雜醇油能夠溶解瀝青質(zhì)，能夠降低原油粘度；由于瀝青質(zhì)相析出溫度與粘度有因果關(guān)系，因此雜醇油能夠降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

試驗表明：甲基萘能夠溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，能夠有效降低國內(nèi)各大油田原油粘度。

2)以表面活性劑為主要有效成分的降粘劑，如以水溶性陰離子表面活性劑為主要有效成分的水溶性降粘劑液體，能夠利用乳化降粘原理降低原油粘度；

如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第175頁倒數(shù)第3-4行所述：“可用乳化降粘法開采稠油。這一方法是將表面活性劑水溶液注到井下，使高粘度的稠油變?yōu)榈驼扯鹊乃腿闋钜翰沙觥保?/p>

3)以特種有機(jī)液體為主要有效成分的油溶性降粘劑；如正丁醚、二甲苯、乙二醇丁醚，能夠利用溶解稀釋原理降低原油粘度。

由于乙二醇丁醚屬于醇醚的一種，因此能夠溶解瀝青質(zhì)，能夠降低原油粘度。

試驗表明：正丁醚、二甲苯能夠溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，能夠有效降低國內(nèi)各大油田原油粘度。

本發(fā)明中“降粘劑”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或200℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

試驗表明：將現(xiàn)有降粘劑加入遼河油田靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“降凝劑”：是指能夠降低原油凝固點(diǎn)的化學(xué)藥劑。

本發(fā)明中的“降凝劑”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或200℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

試驗表明：將現(xiàn)有降凝劑加入遼河油田靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

進(jìn)一步地，本發(fā)明的降凝劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)以甲基萘液體為主要有效成分的油溶性降凝劑，如以甲基萘、雜醇油混合液體為主要有效成分的油溶性降凝劑，能夠通過共晶、扭曲晶核、溶解機(jī)理降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第167頁第6-7行所述可知：稠環(huán)芳香烴能通過參加組成晶核即共晶，從而使晶核扭曲，不利于蠟晶的繼續(xù)長大；由該《油田化學(xué)》第166頁倒數(shù)第1行可知：甲基萘屬于稠環(huán)芳香烴；而由該《油田化學(xué)》第171頁第3-5行所述“瀝青質(zhì)的相對分子量較高(1.5×10³～5×10³)，是膠質(zhì)的進(jìn)一步縮合物，不溶于油，分子中的主要部分呈片狀，可堆疊在一起，自成一相(瀝青質(zhì)相)”可知，瀝青質(zhì)相雖然不屬于蠟晶范疇，但卻具有典型的層狀結(jié)構(gòu)，因此能夠預(yù)期通過扭曲變形該層狀結(jié)構(gòu)抑制其繼續(xù)長大、聚集；因此，比較甲基萘對蠟晶和對瀝青質(zhì)相層狀結(jié)構(gòu)的作用可知二者的作用機(jī)理是相似的；因此，可以預(yù)期甲基萘能夠降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第173頁第11-12行所述可知：醇、醇醚能夠溶解瀝青質(zhì)；而由該《油田化學(xué)》第175頁第13-14行所述可知：瀝青質(zhì)含量越高，油的粘度就越高；由公開資料可知：雜醇油主要成分為異戊醇、丁醇、丙醇和庚醇；因此，雜醇油能夠溶解瀝青質(zhì)，能夠降低原油粘度；由于瀝青質(zhì)相析出溫度與年度有因果關(guān)系，因此雜醇油能夠降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

室內(nèi)試驗表明：98％甲基萘、5％雜醇油混合液體能夠溶解商品石蠟和蠟燭，在靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

2)以表面活性劑為主要有效成分的降凝劑或其液體，如以烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉為主要有效成分的水溶性降凝劑液體，能夠利用在瀝青質(zhì)相表面吸附、使瀝青質(zhì)相不宜長大、聚集的機(jī)理理降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第255頁倒數(shù)第6-8行所述可知：“表面活性劑型原油降凝劑如石油磺酸鹽和聚氧乙烯烷基銨，它們是通過在蠟晶表面吸附的機(jī)理，使蠟形成不宜遍及整個體系的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)而起降凝作用”；由中國石油大學(xué)出版社1989年5月第1版、2006年8月第4次印刷的《采油化學(xué)》第31-33頁所述可知：烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉都屬于石油磺酸鈉范疇，因此，烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉屬于降凝劑范疇；由該《油田化學(xué)》第171頁第3-5行所述“瀝青質(zhì)的相對分子量較高(1.5×10³～5×10³)，是膠質(zhì)的進(jìn)一步縮合物，不溶于油，分子中的主要部分呈片狀，可堆疊在一起，自成一相(瀝青質(zhì)相)”可知，瀝青質(zhì)相雖然不屬于蠟晶范疇，但卻具有典型的層狀結(jié)構(gòu)，因此能夠預(yù)期通過扭曲變形該層狀結(jié)構(gòu)抑制其繼續(xù)長大、聚集；因此，比較表面活性劑型原油降凝劑對蠟晶和對瀝青質(zhì)相層狀結(jié)構(gòu)的作用可知二者的作用機(jī)理是相似的；因此，可以預(yù)期表面活性劑型原油降凝劑能夠降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

3)以特種有機(jī)液體為主要有效成分的油溶性降凝劑或其液體；如正丁醚、二甲苯、乙二醇丁醚或其混合液體，能夠利用溶解原理降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第173頁第11-12行所述可知：醇、醇醚能夠溶解瀝青質(zhì)；因此，醇、醇醚能夠利用溶解原理降低原油瀝青質(zhì)相析出溫度。

試驗表明：正丁醚、二甲苯、乙二醇丁醚任意一種或其混合液體均能夠溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，在靜35塊東部油井原油中加入10％均能夠有效降低其瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“驅(qū)油劑”：是指能夠提高原油采收率、將油層中的原油驅(qū)至油井的化學(xué)藥劑。

本發(fā)明中的“驅(qū)油劑”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或200℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

進(jìn)一步地，所述驅(qū)油劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)以磺酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、石油磺酸鈉、烷基甲苯磺酸鈉為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。

2)以羧酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以脂肪酸鹽、石油羧酸鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。

3)以聚醚型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以平平加型表面活性劑、op型表面活性劑、吐溫(tween)型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑。

4)以非離子-陰離子型兩性表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚磺酸鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚羧酸鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚硫酸酯鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚磷酸酯鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。

5)以陽離子型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以氯化十二烷基芐基二甲基銨、氯化十二烷基三甲基銨、氯化十二烷基銨為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。

6)以非離子-陽離子型兩性表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以烷基二甲銨基乙酸內(nèi)鹽、烷基銨基丙酸內(nèi)鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。

由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第109-110頁所述可知：磺酸鹽型表面活性劑、羧酸鹽型表面活性劑、聚醚型表面活性劑、非離子-陰離子型兩性表面活性劑屬于驅(qū)油劑范疇；陽離子型表面活性劑、非離子-陽離子型兩性表面活性劑雖然存在在地層吸附損耗的缺陷，但仍然屬于驅(qū)油劑范疇。

試驗表明：將現(xiàn)有驅(qū)油劑加入靜35塊東部油井原油中能夠有效降低其瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“甲基萘液體”：是指含有甲基萘的液體。

本發(fā)明中“甲基萘液體”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或100℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

進(jìn)一步地，所述甲基萘液體是下述液體中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)甲基萘、雜醇油混合液體；

2)甲基萘、有機(jī)溶劑混合液體；

3)甲基萘乳化液、懸濁液；

4)50℃以下呈液態(tài)的甲基萘液體；

5)100℃以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴混合液體；

6)100℃以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴衍生物混合液體；

7)100℃以下呈液態(tài)的甲基萘和聯(lián)苯混合液體；

8)50℃以下呈液態(tài)的甲基萘和原油混合液體；

9)甲基萘和液體石油樹脂混合液體；

10)100℃以下呈液態(tài)的甲基萘和石油樹脂混合液體；

11)甲基萘和有機(jī)液體混合液體；

公開資料表明：國內(nèi)市場上的商品煤焦油含有甲基萘、有機(jī)溶劑，屬于含有甲基萘的液體，能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，具有甲基萘液體的功能；但如果將煤焦油用于本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“甲基萘液體”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“甲基萘液體”。

試驗表明：95％甲基萘與5％雜醇油的混合液體能夠有效降低遼河油田靜35塊東部油井原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

試驗表明：常溫下，混合甲基萘能夠與雜醇油或有機(jī)溶劑或液體石油樹脂或原油以任意比例混溶；90％混合甲基萘能夠溶解10％萘或二甲基萘或聯(lián)苯或石油樹脂；混和甲基萘能與吡啶、、喹啉、呋喃等雜環(huán)有機(jī)液體任意比例混溶。

本發(fā)明中的“雜醇油”基本特征是：來自發(fā)酵法制酒精的副產(chǎn)品雜醇油、酒精法生產(chǎn)丁二烯的副產(chǎn)物雜醇油中的任意一種或者是它們之間任意比例混配的混合物，常溫常壓下呈液態(tài)；試驗表明其與1-甲基萘、混合甲基萘互溶，溶于原油，能夠溶解2-甲基萘；常溫常壓下不與1-甲基萘、2-甲基萘、混合甲基萘、原油產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；屬于商品，能夠從市場上采購。

本發(fā)明中的“特種有機(jī)液體”：是指常溫下呈液態(tài)的有機(jī)物。

本發(fā)明中“特種有機(jī)液體”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或100℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

公開資料表明：汽油、苯、四氯化碳、二硫化碳均屬于常溫下呈液態(tài)的有機(jī)物，能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，具有特種有機(jī)液體的功能；但如果將其用于本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“特種有機(jī)液體”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“特種有機(jī)液體”。

進(jìn)一步地，特種有機(jī)液體是下述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)醇類液體,如甲醇、異丁醇、辛醇等液體；

2)二醇衍生物液體，如乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚等液體；

3)醚類液體，如正丁醚、異丁醚、正辛醚等液體；

4)酯類液體，如乙酸己酯、乙酸苯酯、苯甲酸甲酯等液體；

5)酮類液體，如3-庚酮、2-辛酮、環(huán)戊酮等液體；

6)芳烴類液體，如二甲苯、三甲苯、乙苯等液體；

7)重芳烴液體，如混合重質(zhì)苯、碳九、碳十等液體；

8)芳烴或芳烴衍生物含量大于5％的液體石油產(chǎn)品液體，如柴油、塑料裂解油、橡膠裂解油等液體；

9)烯烴液體，如14—烯、12—烯、環(huán)戊二烯、雙環(huán)戊二烯、芳香烯烴、苯乙烯、甲基苯乙烯、對甲基苯乙烯等液體；

10)溶劑油液體，如烷烴溶劑油、芳烴溶劑油、烯烴溶劑油等液體；

11)石油樹脂副產(chǎn)品液體，如石油樹脂生產(chǎn)工藝形成的釜底殘留物；

12)常溫下為液態(tài)的石油樹脂液體；

13)雜醇油類液體；

14)100℃以下呈液態(tài)的烴類自聚物液體；

15)50℃以下呈液態(tài)的甲基萘熔融液體；

16)50℃粘度低于60mpa.s的原油；

17)分子式中不含氯元素、硫元素的有機(jī)液體，如吡啶、喹啉、呋喃等雜環(huán)有機(jī)液體；

18)100℃以下呈液態(tài)的石油樹脂液體；

19)100℃以下呈液態(tài)的生物油脂、裂解生物油脂液體，如豆油、裂解動物油、生物柴油等；

公開資料表明：醇、二醇衍生物能夠溶解瀝青質(zhì)。

試驗表明：將二乙二醇丁醚加入遼河油田靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

試驗表明：將50℃粘度低于60mpa.s的原油加入遼河油田靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“特種液體”：是指下述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)100℃以下呈液態(tài)的表面活性劑液體；

2)100℃以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物液體；

3)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體；

4)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；

5)常溫下呈液態(tài)的商品防蠟劑；

6)常溫下呈液態(tài)的商品油基清蠟劑；

7)常溫下呈液態(tài)的商品水基清蠟劑；

8)100℃以下呈液態(tài)的石油樹脂液體；

本發(fā)明中“特種液體”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或100℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

公開資料表明：十六烷基磺酸鈉外觀為漿狀物，常溫下能夠溶于水中，屬于表面活性劑型原油降凝劑范疇；聚丙烯酸酯是油溶性聚合物的一種，常溫下溶于溶劑，屬于聚合物型原油降凝劑范疇；稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于溶劑，屬于防蠟劑范疇。

試驗表明：將十六烷基磺酸鈉液體加入靜35塊東部油井原油中，能降低該原油析蠟點(diǎn)1℃以上。

試驗表明：將聚丙烯酸酯液體加入靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

試驗表明：將商品防蠟劑或水基清蠟劑或油基清蠟劑加入靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

室內(nèi)試驗表明：將5％萘溶于95％雜醇油的混合液體或?qū)?％二甲基萘溶于95％雜醇油的混合液體加入遼河油田靜35塊東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“特種熔融液體”：是指在200℃以下含有稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物、油溶或水溶性聚合物、石油樹脂、表面活性劑任意一種或以上的熔融液體。

本發(fā)明中“特種熔融液體”的基本特征是：熔點(diǎn)低于200℃。

進(jìn)一步地，所述的特種熔融液體包括下述任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)200℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴熔融液體；

2)200℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物熔融液體；

3)200℃以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物熔融液體；

4)200℃以下呈液態(tài)的表面活性劑熔融液體；

5)200℃以下呈液態(tài)的石油樹脂熔融液體；

6)200℃以下呈液態(tài)的烴類自聚物熔融液體。

本發(fā)明中的“表面活性劑”：是指那些少量存在就能大大降低表面張力的物質(zhì)。

本發(fā)明中“表面活性劑”的基本特征是：具有表面活性，能夠降低表面張力(或界面張力)。

進(jìn)一步地，所述表面活性劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)水溶性陰離子表面活性劑，如：烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、烷基三甲基氯化胺、聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫酸酯鈉鹽、結(jié)構(gòu)式為cnf2n+1coona的羧酸鈉型氟表面活性劑，其中n表示4～10的整數(shù)、結(jié)構(gòu)式為c8f17conh(ch2)5coona的羧酸鈉型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為rfoc6h4coona的羧酸鈉型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為cnf2n+1so3na磺酸鈉型氟表面活性劑，其中n表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為c3f7(ch2)nso3na的磺酸鈉型氟表面活性劑，其中n表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為cnf2n+1c6h4so3h的磺酸鈉型氟表面活性劑，其中n表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為c7f15ch2oso3na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為(cf3)2cf2(ch2)6oso3na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑或結(jié)構(gòu)式為c8f17so2nh(ch2)3nh(ch2)3nhch2ch2oso3na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑；

2)水溶性陽離子表面活性劑，如：氯化十二烷基芐基二甲基銨、氯化十二烷基三甲基銨、氯化十二烷基銨；

3)水溶性非離子表面活性劑，如：聚氧乙烯烷基醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯辛基苯酚醚-7、聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚、山梨糖醇酐單羧酸酯聚氧乙烯醚、山梨糖醇酐單月桂酸酯；

4)油溶性陰離子表面活性劑，如：油溶性石油磺酸鈉、油溶性石油羧酸鈉、油溶性石油磺酸鉀或石油磺酸銨；

5)油溶性非離子表面活性劑,如：f(cf2)m(ch2)nh，其中m＝10或12，n＝8或12或14或18或24、聚氧乙烯十八胺—7、月桂酰乙二醇胺、魚油酰乙二醇胺、聚氧乙烯烷基酰胺、c10f19o(ch2ch2o)23c100f19或c3fo(cf—cfo)nar，其中n表示1或2，ar表示芳烴基；

6)生物表面活性劑及其溶液，如：用生物工程或生物方法生產(chǎn)的具有表面活性作用的生物制劑、培養(yǎng)液、水溶液、乳化液、懸濁液、干燥制成品等；

7)兩性表面活性劑，如：聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯銨鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磷酸酯二鈉鹽、二(聚氧乙烯烷基醇醚)磷酸酯鉀鹽、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磷酸酯二鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸鈉鹽、氨基二硫代甲酸鹽、烷基二甲胺基乙酸內(nèi)鹽、烷基胺基丙酸內(nèi)鹽、雷米幫a；

8)高分子表面活性劑，如代號或代名的：2020、2040、2060、2070、ae、aes、aep、aec、aeso、apes、apep、apec、apeso、sp、bp、gp。

本發(fā)明中的“油溶或水溶性聚合物”：是指在主鏈和/或支鏈上有可與蠟分子共同結(jié)晶(共晶)的非極性部分，也有使蠟晶晶型扭曲的極性部分的聚合物。

本發(fā)明中的“油溶或水溶性聚合物”基本特征是：能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上；

進(jìn)一步地，所述油溶或水溶性聚合物是烷基苯酚甲醛樹脂，聚丙烯酸酯，聚羧酸乙烯酯，乙烯與羧酸乙烯酯共聚物，乙烯與羧酸丙烯酯共聚物，乙烯與丙烯酸酯共聚物，乙烯與甲基丙烯酸酯共聚物，乙烯與順丁烯二酸酯共聚物，苯乙烯與順丁烯二酸酯共聚物，α—烯烴與順丁烯二酸酯共聚物，乙酸乙烯酯與丙烯酸酯共聚物，乙酸乙烯酯與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、乙烯醇與羧酸乙烯酯共聚物，乙烯、丙烯酸與丙烯酸酯共聚物，乙烯、乙烯基甲基醚與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、乙酸乙烯酯與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、羧酸乙烯酯與丙烯磺酸鹽共聚物，乙烯、丙烯酸酯與丙烯磺酸鹽共聚物或丙烯酸酯、乙烯吡啶與丁二醇雙丙烯酸酯共聚物中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物；

本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體”：是指含有稠環(huán)芳香烴的液體。

進(jìn)一步地，所述稠環(huán)芳香烴液體是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)稠環(huán)芳香烴、雜醇油混合液體及其乳化液、懸濁液；

2)稠環(huán)芳香烴、有機(jī)溶劑混合液體及其乳化液、懸濁液；

3)稠環(huán)芳香烴乳化液、懸濁液；

4)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體及其乳化液、懸濁液；

5)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、聯(lián)苯混合液體及其乳化液、懸濁液；

6)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、原油混合液體及其乳化液、懸濁液；

7)稠環(huán)芳香烴、液體石油樹脂混合液體及其乳化液、懸濁液；

10)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、石油樹脂混合液體及其乳化液、懸濁液；

11)稠環(huán)芳香烴、有機(jī)液體混合液體極其乳化液、懸濁液。

本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴衍生物液體”：是指含有稠環(huán)芳香烴衍生物的液體。

進(jìn)一步地，所述稠環(huán)芳香烴衍生物液體是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物：

1)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于雜醇油的混合液體；

2)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機(jī)溶劑的混合液體；

3)稠環(huán)芳香烴衍生物乳化液、懸濁液；

4)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；

5)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、聯(lián)苯混合液體；

6)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、原油混合液體；

7)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于液體石油樹脂的混合液體；

10)100℃以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、石油樹脂混合液體；

11)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機(jī)液體的混合液體。

本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”應(yīng)具備以下全部基本特征：

1)能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青；

2)常溫常壓下為液體或100℃以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100℃以下制成液體；

3)在本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。

公開資料表明：國內(nèi)市場上的商品煤焦油含有甲基萘、稠環(huán)芳香烴衍生物、有機(jī)溶劑，屬于含有稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物的液體，能夠降低稠油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上，能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)商品瀝青或商品道路瀝青，具有稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體的功能；但如果將煤焦油用于本發(fā)明所述的“稠油型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”。

室內(nèi)試驗表明：稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于雜醇油、有機(jī)溶劑、有機(jī)液體、液體石油樹脂、原油中；將10％稠環(huán)芳香烴溶于90％液體石油樹脂形成的稠環(huán)芳香烴液體加入遼河油田靜35塊原油中，能夠有效降低該原油析蠟點(diǎn)1℃以上；將10％稠環(huán)芳香烴衍生物溶于90％液體石油樹脂形成的稠環(huán)芳香烴衍生物液體加入遼河油田靜35東部油井原油中，能夠有效降低該原油瀝青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴”是指：萘、蒽、菲、苊、并四苯、芘、苯并苊中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。

本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴衍生物”是指：二甲基萘、萘酚、萘二酚、甲基菲、菲酚中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例的的混合物。

公開資料表明：稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于原油、溶劑，能夠參加組成蠟晶晶核，抑制蠟晶長大過程，具有防蠟作用，屬于防蠟劑范疇。

本發(fā)明中的“烴類自聚物”是指：不飽和烴在自然狀態(tài)下通過自然自聚合而形成的聚合物，屬于石油化工行業(yè)的副產(chǎn)物或廢棄物，如來自環(huán)戊二烯原料罐罐底的自聚環(huán)戊二烯固形物。

本發(fā)明中的“液體石油樹脂”是指：常溫下呈液態(tài)的石油樹脂。

本發(fā)明中的“防膨劑”是指：胺鹽型陽離子表面活性劑、季銨鹽型陽離子表面活性劑、吡啶鹽型陽離子表面活性劑、鉀鹽、銨鹽、水溶性鋁鹽、水溶性鋯鹽、氨水、聚合氯化鋁清水溶液、商品防膨劑的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物；所述陽離子型表面活性劑的基本特征是：在水中能夠解離，解離后起活性作用的部分是陽離子。

本發(fā)明中的“特種氣體”是指：天然氣、二氧化碳、氮?dú)?、煉廠氣、煙道氣的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物；

為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：

向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述的化學(xué)劑和熱流體能聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相、降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度或者在有效熔化(或溶化)油層中瀝青質(zhì)相、降低油層中原油瀝青質(zhì)相析出溫度的同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體各自的最小加入量、最大加入量；

所述的化學(xué)劑應(yīng)能保證其向油層中加入的應(yīng)用符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠優(yōu)選、確定所述化學(xué)劑的具體組分或具體商品；

所述化學(xué)劑和熱流體能在油層中接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的具體方法、加入次序等具體技術(shù)方案，能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在加入油層前是否需要混合以及是否需要在地面或/和油井中混合，并能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體混合時所采用的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。

公開資料表明：目前國內(nèi)有很多成熟方法、設(shè)備能夠讓原油從油井中升至地面，如可以用抽油機(jī)將原油從油井中提升至地面，也可以用電潛泵或螺桿泵將原油從油井中泵送至地面。

由流體力學(xué)可知：由于油層中存在很高的壓力，將流體加入油層后，會增加油層的壓力；如果油層中的原油能夠流動(滲流)，且油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原油就能夠滲流進(jìn)油井中。

進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采稠油型油藏，可以周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和井下混合后加入油層中，也可以分別加入油層中；

所述井下是指：油井地面以下部分，也可指注水井地面以下部分。

進(jìn)一步的，為了將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，通過油井用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井中升至地面；

為了不動管柱而將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中；

為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中；

所述混合可以是指化學(xué)劑和熱流體在地面的混合，也可以是指化學(xué)劑和熱流體在油井中的混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、油井后的自然混合)；

所述混合能保證化學(xué)劑和熱流體在油層中有效接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在加入油層前是否需要混合以及是否需要在地面或/和油井中混合，并能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體混合時所采用的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。

進(jìn)一步的，為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述特種氣體應(yīng)能保證有效降低熱流體、化學(xué)劑在油井中的熱損失。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述特種氣體的最小加入量、最大加入量。

進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采稠油型油藏，也可以通過油井，周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井中升至地面；

所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和油井中混合后加入油層中，也可以分別加入油層中；

所述的周期性可以是指固定周期的方式，也可以是指周期不定的方式。

公開資料表明：雖然油井控制的油層體積巨大，但因為油層中的壓力很高，如埋深1000米的油層原始壓力一般在10mpa左右，因此一次向油層中注入巨量的化學(xué)劑和熱流體會使油層壓力很高，會大幅增加施工成本或?qū)е鹿に囋O(shè)備復(fù)雜化，如一次向壓力10mpa油層中注入10000噸化學(xué)劑和熱流體有可能使油層壓力超過50mpa，從而超過油井井口所能承載的工作壓力或油層的破裂壓力；因此，應(yīng)分批次的或周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，在向油層中加入一定量的化學(xué)劑和熱流體后，再讓加入油層中的化學(xué)劑、熱流體與原油“滲流返回”進(jìn)油井中并從油井中升到地面，在將原油開采出來的同時使油層的壓力得以降低，然后再次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，形成油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”，才能有效開采稠油型油藏。

進(jìn)一步的，為了防止一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體總量太大的弊端，將化學(xué)劑和熱流體加入油井周圍油層中，再讓化學(xué)劑和熱流體伴隨油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面，實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面，以實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)；

所述化學(xué)劑和熱流體可以在地面混合后加入油井周圍的油層中，也可以在油井中混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、油井后的自然混合)后加入油井周圍的油層中，也可以分別加入油井周圍的油層中；

所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué)劑、熱流體可以在油層中共同滲流至油井，也可以不同時滲流或各自滲流至油井；

所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而在油層中殘留一部分；

所述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指：通過油井將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；

所述的化學(xué)劑和熱流體應(yīng)保證在加入油井周圍油層的應(yīng)用中不會壓穿油層，應(yīng)保證不會將油層中的原油大量頂推進(jìn)非油層中。為了達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定將所述化學(xué)劑和熱流體加入油層中的最大加入總量、最大加入壓力。

公開資料表明：油層中的壓力很高，如埋深1000米的油層原始壓力一般在10mpa左右，而向油層中加入化學(xué)劑和熱流體則會增加油層壓力；因此，當(dāng)向油層中加入的化學(xué)劑和熱流體總量達(dá)到一定范圍時，就很難再向油層中繼續(xù)加入化學(xué)劑和熱流體，或者再繼續(xù)加入化學(xué)劑和熱流體會增加成本或?qū)е鹿に囋O(shè)備復(fù)雜化；而且，如果一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的總量太大，會將油層中的原油頂推至距離油井更遠(yuǎn)的油層甚至超出油井滲流所能控制的范圍而難以再隨化學(xué)劑和熱流體返回油井，使油層中的原油無法開采出來；嚴(yán)重的，如果一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的總量太大，可使油層中的壓力超過油層巖石的破裂壓力，導(dǎo)致油層被壓穿，將原油從油層中頂推至非油層而損失掉，并給油層帶來巨大的破壞，使原油開采無法再正常進(jìn)行；因此，向油層中加入一定量的化學(xué)劑和熱流體后，需要讓油層中的化學(xué)劑、熱流體與原油“滲流返回”進(jìn)油井中并從油井中升到地面，在將原油開采出來的同時使油層的壓力得以降低，然后才能再次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，即油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”；因此，為了有效開采稠油型油藏，應(yīng)首先將油井周圍油層中的原油開采出來。

由流體力學(xué)可知：由于油層中存在很高的壓力，從油井將化學(xué)劑和熱流體加入油井周圍油層后，會增加油井周圍油層的壓力；如果油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原油就能夠向油井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回油井；且原油和化學(xué)劑、熱流體在向油井滲流的過程中會自然混合。

進(jìn)一步的，為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將油井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采稠油型油藏的目的，先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

也可以先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

也可以先將化學(xué)劑和熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，再通過油井進(jìn)入到該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

也可以先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

也可以先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑、熱流體混合物頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

為了不動管柱而將化學(xué)劑、熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置；

為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置；

為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置；

所述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指：將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至油井并通過油井升至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至油井并通過油井升至地面即為俗稱的“吐”；

所述的油井控制油層：是指以油井為中心、以油井間距一半為半徑范圍內(nèi)的油層，也指油井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方法；

所述的預(yù)定位置是指：預(yù)先設(shè)定的化學(xué)劑、熱流體應(yīng)該到達(dá)的油層位置，可以用油層處理半徑作為表示指標(biāo)，也可以用油層處理體積作為表示指標(biāo)；所述的油層處理半徑是指以油井底部中心為圓點(diǎn)、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的半徑范圍；所述的油層處理體積是指以油井中心為中心線、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的油層總體積。作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法和油水井、油藏資料能夠確定所述預(yù)定位置、油層處理半徑、油層處理體積的具體指標(biāo)、技術(shù)方案等；

所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué)劑、熱流體可以在油層中共同滲流，也可以不同時滲流或各自滲流；

所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而在油層中殘留一部分；

所述油井間距是指：兩口井之間的設(shè)計距離，屬于油田油井設(shè)計術(shù)語，其設(shè)定方法、技術(shù)方案是油田常用的成熟方法；公開資料表明：國內(nèi)油田的油井間距一般為100-500米，也有少量油井的油井間距在該范圍之外。

公開資料表明：油藏基本的開采方法是在油藏建造油井，用油井控制相應(yīng)的油層范圍，然后通過油井將其控制油層中的原油開采出來，在國內(nèi)屬于成熟的方法；油井的建造也屬于成熟的方法。

公開資料表明：油井與油層是連通的，油層中的原油能夠進(jìn)入油井；反之，將流體加入油井中，也能通過油井進(jìn)入油層中。

公開資料表明：油井一般有油管和套管，油管在套管中，油管與套管間有環(huán)形空間，油管與套管可以連通為連通管，也可以用封隔器封閉為不連通。

公開資料表明：動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費(fèi)用較高，因此不動管柱能夠降低施工費(fèi)用，節(jié)省采油成本。

進(jìn)一步的，為了將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，也可以通過注水井用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井中升至地面；

為了不動管柱而將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，也可以通過注水井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；

為了降低熱流體能耗，或為了在注水井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在注水井中的熱損失和溫降，也可以通過注水井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；

所述混合可以是指化學(xué)劑和熱流體在地面的混合，也可以是指化學(xué)劑和熱流體在注水井中的混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、注水井后的自然混合)；

所述混合應(yīng)能保證化學(xué)劑和熱流體在油層中有效接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在加入油層前是否需要混合以及是否需要在地面或/和注水井中混合，并能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體混合時所采用的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。

進(jìn)一步的，為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在注水井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向注水井套管中加入特種氣體，然后通過注水井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述特種氣體應(yīng)能保證有效降低熱流體、化學(xué)劑在注水井中的熱損失。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述特種氣體的最小加入量、最大加入量。

進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采稠油型油藏，也可以通過注水井，周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。；

所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和注水井中混合后加入油層中，也可以分別加入油層中；

所述的周期性可以是指固定周期的方式，也可以是指周期不定的方式。

公開資料表明：雖然注水井控制的油層體積巨大，但因為油層中的壓力很高，一次向油層中注入巨量的化學(xué)劑和熱流體會使油層壓力很高，會大幅增加施工成本或?qū)е鹿に囋O(shè)備復(fù)雜化；因此，應(yīng)分批次的或周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，在向油層中加入一定量的化學(xué)劑和熱流體后，再讓加入油層中的化學(xué)劑、熱流體與原油“滲流返回”進(jìn)油井中并從油井中升到地面，在將原油開采出來的同時使油層的壓力得以降低，然后再次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，形成油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”，才能有效開采稠油型油藏。

進(jìn)一步的，為了將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采稠油型油藏的目的，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中的前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來；

所述的注水井應(yīng)具備讓原油升至地面(即采油)的條件，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定將所述注水井轉(zhuǎn)化為油井的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案。

公開資料表明：由油井轉(zhuǎn)換為注水井的周圍油層中存在大量剩余原油，用普通注水的方法很難將其開采出來；以靜35塊東部油藏為例，該區(qū)塊的注水井雖然曾經(jīng)進(jìn)行過井口水溫90℃的熱注試驗，但在熱注試驗結(jié)束前后的正常注水生產(chǎn)中所用的是正常的油田污水，其井口水溫一般為40-50，已經(jīng)低于該區(qū)塊的原油瀝青質(zhì)相析出溫度，因此進(jìn)入油層后會加劇瀝青質(zhì)相(和蠟晶)的形成，必然會導(dǎo)致更多的原油剩余在油層中而無法采出，造成資源浪費(fèi)；因此，將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來是必要的；由于注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方法，因此注水井用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)的效果是可以預(yù)期的。

由流體力學(xué)可知：由于油層中存在很高的壓力，將化學(xué)劑和熱流體加入注水井周圍油層后，會增加注水井周圍油層的壓力；如果注水井中的壓力低于油層壓力，油層中的原油就能夠向注水井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回注水井；且原油和化學(xué)劑、熱流體在向注水井滲流的過程中會自然混合。

進(jìn)一步的，為了將注水井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采稠油型油藏的目的，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水井控制油層中的原油開采出來；

所述的注水井控制油層：是指以注水井為中心、以注水井與油井間的油井間距一半為半徑范圍內(nèi)的油層，也指注水井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，也可以指轉(zhuǎn)化為注水井的油井原來的油井控制油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方法；

所述的注水井應(yīng)具備讓原油升至地面(即采油)的條件，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定將所述注水井轉(zhuǎn)化為油井的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案。

公開資料表明：稠油型油藏的采收率很低，以靜35塊東部油藏為例，其15年多的采收率只有3％，其設(shè)計最終采收率只有10％，其理論標(biāo)定最終采收率是20％；因此，注水井無論是由油井轉(zhuǎn)換而來還是新建的，所控制的油層中仍然還有80％-97％的原油，如果不開采出來會造成資源浪費(fèi)；由于注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方法，因此注水井用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)的效果是可以預(yù)期的。

進(jìn)一步的，為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)更經(jīng)濟(jì)有效地開采稠油型油藏，提高油藏最終采收率，本發(fā)明一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：通過中心井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至中心井周圍的采油井中，再讓原油從采油井中升至地面，以將油層中的原油開采出來；

為了不動管柱而將化學(xué)劑、熱流體加入油層中，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；

為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；

為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；所述的特種氣體也可以周期性地加入油井套管中，以補(bǔ)充所述的特種氣體進(jìn)入油層中的損耗；

所述的中心井是指：用來將化學(xué)劑和熱流體加入油層中的油井，可以是油井，也可以是注水井，也可以是專門建造的化學(xué)劑和/或熱流體注入井，一般不用來生產(chǎn)原油；

所述的采油井：可以是指油井，也可以是指具備采油條件、能夠轉(zhuǎn)換為油井的注水井，可以是指1口井，也可以是指2口和2口以上的井；可以是按照現(xiàn)有油田開發(fā)技術(shù)方案建成的井，也可以是反5點(diǎn)或反9點(diǎn)布置的油井；可以是生產(chǎn)油井，也可以是具備采油條件的探井；

所述中心井與采油井應(yīng)能夠通過油層連通；

所述的化學(xué)劑—熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝：是指從中心井加入化學(xué)劑和熱流體，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采油井并通過采油井升至地面的采油方式或工藝，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采油井即為油田俗稱的“驅(qū)”；

所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和中心井中混合后加入油層中，也可以分別或交替加入油層中；可以一直連續(xù)不斷的加入油層中，也可以根據(jù)生產(chǎn)需要隨時暫停加入油層中或調(diào)整加入油層的具體時間；作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述的化學(xué)劑和熱流體加入油層中的具體技術(shù)方案；

所述的中心井應(yīng)能滿足中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝的需要，滿足稠油型油藏開采的需要，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述中心井在稠油型油藏的具體地理位置及所需數(shù)量，能夠確定將化學(xué)劑和熱流體從中心井加入油層中的具體方法、技術(shù)方案，并能夠確定其與所述采油井的具體數(shù)量比例、相對位置等技術(shù)方案；

所述的采油井應(yīng)能滿足中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝的需要，滿足稠油型油藏開采的需要，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述采油井在稠油型油藏的具體地理位置及所需數(shù)量，能夠確定其讓原油升至地面的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案，并能夠確定其與所述中心井的具體數(shù)量比例、相對位置等技術(shù)方案。

公開資料表明：水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、氣體驅(qū)等各種“驅(qū)”的采油方法的采收率、最終采收率高于相應(yīng)“吞吐”的采油方法，因此化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式的效果好于化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式是可以預(yù)期的。

公開資料表明：油層生產(chǎn)一段時間后，油層中的壓力比原始壓力低很多；注水生產(chǎn)實踐表明：油田污水能夠通過注水井滲流到其周圍的油井中；因此，中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式能夠在實際生產(chǎn)中實施進(jìn)行是可以預(yù)期的。

公開資料表明：目前油田注水方式一般采用反5點(diǎn)或反9點(diǎn)布置方式，即：注水井在中心，注水井周圍有5口油井或9口油井生產(chǎn)原油，注水井周圍有5口油井的俗稱反5點(diǎn)注水法，注水井周圍有9口油井的俗稱反9點(diǎn)注水法；因此，利用中心井將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，利用中心井周圍的5口或9口采油井生產(chǎn)原油，與相應(yīng)的反5點(diǎn)注水法、反9點(diǎn)注水法原理相似，因此其效果是可以預(yù)期的；也因此，1口中心井對應(yīng)1口或2口或2口以上采油井的中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式效果也是可以預(yù)期的。

公開資料表明：探井也可以轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)油井，是油田生產(chǎn)中成熟的方法和正常發(fā)生的事情。

進(jìn)一步的，為了提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力，更經(jīng)濟(jì)有效地開采稠油型油藏，先用現(xiàn)有方法對油層進(jìn)行酸化或/和壓裂，以提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力；再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述的酸化是指：油水井的酸處理，是采油生產(chǎn)中常用的一種成熟工藝方法，可以應(yīng)用于油井，也可以應(yīng)用于注水井；所述的酸化可以周期性進(jìn)行，但公開資料表明所述的壓裂在同一口油井或水井一般只進(jìn)行一次；

所述的壓裂是指：用壓力、壓裂液等將油層壓開并形成裂縫，是采油生產(chǎn)中常用的一種成熟工藝方法，可以應(yīng)用于油井，也可以應(yīng)用于注水井；

所述酸化、壓裂應(yīng)能保證其所用的物質(zhì)不與所述化學(xué)劑發(fā)生不良化學(xué)反應(yīng)。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述酸化、壓裂的技術(shù)方案，并能夠確定其所用物質(zhì)的具體種類。

公開資料表明：所述酸化、壓裂均為成熟工藝方法，能夠各自獨(dú)立進(jìn)行或聯(lián)合進(jìn)行，不會改變油層中的原油物性和油層溫度，不能熔化(或溶化)油層中析出的瀝青質(zhì)相，但能夠提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力；因此，先對油層進(jìn)行酸化或/和壓裂，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，將更有利于原油滲流和稠油型油藏的開采是可以預(yù)期的。

進(jìn)一步的，為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層造成化學(xué)劑浪費(fèi)，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并保證化學(xué)劑和熱流體能夠順利加入油層中，先向油井或/和注水井或/和油層中試擠熱流體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述的試擠是指：對油井或/和注水井或/和油層進(jìn)行的實驗性或探索性或偵察性的注水方法或過程，因此可以在每次向油井或/和注水井或/和油層中加入化學(xué)劑和熱流體前進(jìn)行，公開資料表明：所述的試擠是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法，可以在每次向油井或/和注水井或/和油層中加入化學(xué)劑和熱流體

所述試擠應(yīng)能保證化學(xué)劑和熱流體順利加入油層中，減少化學(xué)劑浪費(fèi)，讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定具體的試擠技術(shù)方案，并能夠確定試擠所用熱流體的溫度范圍及熱流體的最小試擠量、最大試擠量。

所述試擠用的熱流體也可以含有防膨劑或/和表面活性劑，所含有的防膨劑應(yīng)能夠有效降低熱流體進(jìn)入油層引起的粘土膨脹，并能夠保證不與所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)；所含有的表面活性劑應(yīng)能夠有效降低熱流體與油層中的沙粒(或巖石)、原油的界面張力，并能夠保證不與所述防膨劑、化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述防膨劑或/和表面活性劑的具體組成以及其在熱流體中的最小濃度、最大濃度。

公開資料表明：油藏油層具有復(fù)雜的地質(zhì)特性和非均質(zhì)性；以靜35塊東部油藏為例，遼河油田公開資料表明：靜35塊東部油藏儲層孔隙空間主要為粒間孔，孔喉半徑為2.83微米，有少量溶蝕孔和裂縫；孔隙類型為高滲大孔細(xì)喉不均勻型和中滲大孔細(xì)喉不均勻型，孔隙半徑一般為5～50微米，平均為13微米；儲層孔喉均質(zhì)系數(shù)為0.342，非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲層孔隙度一般17-24％，滲透率一般為200～2000×10^-3um²，滲透率變化范圍可達(dá)10余倍；生產(chǎn)井段長度為50～150米，油層平均厚度24米，單層油層厚度0.1～8米，單井油層層數(shù)3～25層，平均泥巖夾層厚度3.1米，有少量夾氣層和夾水層，大部分井有1層以上油水同層；因此，為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層造成化學(xué)劑浪費(fèi)，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并保證化學(xué)劑和熱流體能夠順利加入油層中，需要在向油層中加入化學(xué)劑和熱流體前先向油層中試擠熱流體。

進(jìn)一步的，為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透率水層而浪費(fèi)化學(xué)劑，讓化學(xué)劑更多的進(jìn)入油層中，先向油層中加入有機(jī)溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述有機(jī)溶劑應(yīng)不溶于水，應(yīng)能夠在與水層或/和油層中的水接觸時形成有效的液-液界面，應(yīng)能夠利用該液-液界面所形成的界面張力有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層中，并在向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述有機(jī)溶劑的具體組成或物質(zhì)種類、最小加入量、最大加入量。

公開資料表明：水與不溶于水的有機(jī)溶劑如油，能夠形成油-水界面，產(chǎn)生界面張力；由于油層中的空隙孔喉屬毛細(xì)管范疇，有關(guān)計算可以表明；處于其中的油-水界面所產(chǎn)生的界面張力或毛細(xì)管力很大，能夠有效阻礙有油-水界面在毛細(xì)管中位移；因此，所述有機(jī)溶劑與水層或/和油層中的水接觸時能夠形成有效的液-液界面，并利用該液-液界面所形成的界面張力有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層中。

進(jìn)一步的，為了防止熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨脹而增加原油滲流阻力，向油層中加入化學(xué)劑、防膨劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

也可以先向油層中加入防膨劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。

所述防膨劑能有效降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，并保證其在加入油層的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述防膨劑的具體組成、具體商品種類，能夠確定所述防膨劑加入油層的具體加入方法及與化學(xué)劑、熱流體加入次序等技術(shù)方案，并能夠確定其最小加入量、最大加入量。

公開資料表明：鉀鹽中的氯化鉀屬于防膨劑范疇，不與表面活性劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)。

進(jìn)一步的，為了提高油層壓力和熱流體的波及系數(shù)，先向油層中加入特種氣體或泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

也可以先向油層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入特種氣體或泡沫液和熱流體；

也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體的同時，向油層中加入特種氣體或泡沫液；

也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體完畢后，向油層中加入特種氣體或泡沫液。

所述的泡沫液是指：由特種氣體與發(fā)泡劑、水組成的泡沫液，所述的發(fā)泡劑優(yōu)選非離子表面活性劑；

所述的向油層中加入特種氣體或泡沫液是指：向油層中加入特種氣體或泡沫液的過程與方法，是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法。

所述特種氣體或泡沫液應(yīng)能有效提高油層壓力和熱流體的波及系數(shù)，應(yīng)保證不與所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)，并在向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述特種氣體或泡沫液的具體組分、具體種類、加入溫度、最小加入壓力、最大加入壓力、最小加入量、最大加入量，能夠確定所述泡沫液形成的具體方法、具體技術(shù)方案。

公開資料表明：向油層中加入特種氣體或泡沫液是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法，能夠各自獨(dú)立進(jìn)行或聯(lián)合進(jìn)行，所述泡沫液能夠有效提高熱流體的波及系數(shù)(參見石油大學(xué)出版社2007年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第118頁倒數(shù)第10行所述“由于泡沫的粘度大于水，所以它有大于水的波及系數(shù)”)，所述特種氣體能夠有效提高油層壓力；因此，先向油層中加入特種氣體或泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，將更有利于原油滲流和稠油型油藏的開采。

公開資料表明：陰離子表面活性劑與陽離子表面活性劑相遇能夠產(chǎn)生沉淀等不良化學(xué)反應(yīng)，如果所述化學(xué)劑含有陰離子表面活性劑，所述泡沫液就不能含有陽離子表面活性劑，反之亦然。

進(jìn)一步的，為了提高油層壓力，先向油層中加入惰性氣體釋放劑水溶液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，提高油層壓力，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

也可以先向油層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入惰性氣體釋放劑和熱流體；

所述惰性氣體釋放劑是指：尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配的混合物；

所述的惰性氣體釋放劑水溶液應(yīng)能在200℃下的高溫環(huán)境或油層中發(fā)生溫和的熱分解反應(yīng)，釋放出惰性氣體，并在加入油層的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰性氣體釋放劑的具體組成，能夠確定所述惰性氣體釋放劑水溶液的最小濃度、最大濃度，能夠確定所述惰性氣體釋放劑水溶液加入油層中的最小加入量、最大加入量；

所述惰性氣體釋放劑水溶液所含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的最大含量不能超過5％，所加入油層中的亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰性氣體釋放劑含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的最大含量、最小含量，并能夠確定含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的所述惰性氣體釋放劑的最大加入量、最小加入量；

所述的熱流體也可以含有惰性氣體釋放劑和/或防膨劑；

所述的化學(xué)劑也可以含有惰性氣體釋放劑，也可以不含惰性氣體釋放劑；

公開資料表明：亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60℃以上時能夠爆炸；硝酸銨能夠在110℃以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10％以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性氣體釋放劑范疇。

進(jìn)一步的，為了利用液態(tài)二氧化碳提高油層壓力，降低油層中的原油粘度，先向油層中加入特種化學(xué)劑，再向油層中加入液態(tài)二氧化碳，再向油層中加入熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體的同時，向油層中加入液態(tài)二氧化碳；

也可以在向油層中加入化學(xué)劑(或特種化學(xué)劑)或/和熱流體的同時，向油層中或/和熱流體中加入特種氣體；

為了降低液態(tài)二氧化碳在油井、油層中汽化降溫產(chǎn)生的危害，也可以先向油層中加入熱流體，提高油井和油層溫度，再向油井中加入液態(tài)二氧化碳和化學(xué)劑，再向油井中加入熱流體；

為了防止熱流體與液態(tài)二氧化碳接觸在油井中結(jié)冰，也可以先用特種氣體將液態(tài)二氧化碳推入油層中，再向油井中加入特種化學(xué)劑和熱流體；

也可以在向油層中加入熱流體的同時，向油層中或/和熱流體中加入泡沫液；

所述特種化學(xué)劑是指：凝固點(diǎn)低于-18℃、含水量小于0.5％的化學(xué)劑；

所述液態(tài)二氧化碳、特種化學(xué)劑也可以以任意比例同時加入油井或注水井中；

所述液態(tài)二氧化碳為商品；

所述液態(tài)二氧化碳應(yīng)能有效提高油層壓力，有效降低油層中的原油粘度，并在向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述液態(tài)二氧化碳的最小加入壓力、最大加入壓力、最小加入量、最大加入量。

石油大學(xué)出版社2007年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第134頁第13行表明：“二氧化碳可溶于油，使油降粘”；因此，向油層中加入液態(tài)二氧化碳、化學(xué)劑和熱流體，將更有利于原油滲流和稠油型油藏的開采。

進(jìn)一步的，為了更有效的降低原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出溫度，先向油層中加入過氧化物水溶液，再向油層油層中加入化學(xué)劑和熱流體；

也可以先向油層加入化學(xué)劑，再向油層中加入過氧化物水溶液和熱流體；

所述的過氧化物是指：過甲酸、過氧化二異丙苯、過氧化二苯甲酰、過氧化甲乙酮、過氧化苯甲酸叔丁酯、過氧化環(huán)己酮、過氧化叔丁醇、過氧化羥基異丙苯、過氧化氫、過氧化鈉、過氧化尿素、過硫酸鈉或過碳酸鈉的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。

所述過氧化物水溶液最高濃度不超過3％；

所述的過氧化物能保證其能在油層中分解出自由氧或能夠破壞瀝青質(zhì)分子、蠟分子碳鏈或能夠破碎瀝青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，其在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體應(yīng)用中應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述過氧化物的具體組成、最小加入量、最大加入量。

公開資料表明：所述過氧化物具有強(qiáng)烈的氧化性，能夠有效破碎瀝青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，能夠被油層中的微量重金屬離子催化反應(yīng)；因此，濃度5％以上的過氧化物水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。

室內(nèi)試驗表明：將含量2％的過氧化物水溶液加入靜35塊東部油井原油中，能夠?qū)⒌驮撛蜑r青質(zhì)相析出溫度1℃以上。

進(jìn)一步的，為了將非流體狀的化學(xué)劑加入油層中，先用現(xiàn)有方法將所述非流體狀的化學(xué)劑制成溫度低于或等于熱流體溫度的液體(或乳化液、懸濁液)，然后再向油層中加入該液體(或乳化液、懸濁液)和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，后讓原油從油井中升至地面；

所述的非流體狀的化學(xué)劑是指在現(xiàn)場施工溫度下呈固形物的化學(xué)劑；

所述的液體溫度應(yīng)低于或等于熱流體溫度并在該溫度下具有良好的流動性，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述液體(或乳化液、懸濁液)的制成溫度，并能夠確定其是否需要保溫以及相應(yīng)的保溫或伴熱保溫技術(shù)方案。

為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：

通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1—10噸化學(xué)劑和10—100噸熱流體，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；

進(jìn)一步的，也可以通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1—10噸常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機(jī)液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物和50—10000標(biāo)準(zhǔn)立方米特種氣體，用特種氣體將該混合物推入油層中，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；

進(jìn)一步的，化學(xué)劑和熱流體也可以在地面或油井套管或/和油管混合后加入油層中；

所述化學(xué)劑的地面溫度應(yīng)高于25℃，可以在熱流體前加入油層中；

所述的熱流體地面溫度應(yīng)高于80℃，加入油井套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸/小時；

所述的化學(xué)劑或/和熱流體也可以含有1—10噸有效濃度不超過50％的防膨劑。

所述化學(xué)劑和熱流體應(yīng)能聯(lián)合作用，有效熔化或溶化近井地帶的瀝青質(zhì)相等有機(jī)物，并在向近井地帶油層加入的應(yīng)用中應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述化學(xué)劑的具體組成、種類，能夠確定所述化學(xué)劑、熱流體在地面的優(yōu)選溫度、最高溫度。

由于本發(fā)明所述化學(xué)劑和熱流體能夠有效降低油層中的瀝青質(zhì)相熔化溫度，二者聯(lián)合作用能夠有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相；由于本發(fā)明所述常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機(jī)液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物能夠有效溶化瀝青質(zhì)相，且進(jìn)入油層后不會形成凝固；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技術(shù)方案和實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶瀝青質(zhì)相等有機(jī)物堵塞油層的效果。

進(jìn)一步的，為了防止所述的熱流體與油層中的水化學(xué)不相容而產(chǎn)生沉淀物堵塞油層孔隙，或者為了防止所述的熱流體在油井或/注水井或/和油層中嚴(yán)重結(jié)垢，或者為了防止所述的熱流體在加熱升溫設(shè)備管線中嚴(yán)重結(jié)垢，先將熱流體在加熱前或/和加熱后進(jìn)行防垢處理，然后再加入油井或/注水井或/油層中；

所述熱流體進(jìn)行處理后應(yīng)能保證其與油層中的水混合不會產(chǎn)生沉淀物堵塞油層孔隙，不會在油井或/注水井、設(shè)備、管線、油層中嚴(yán)重結(jié)垢。為達(dá)到前述目的，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠確定對熱流體進(jìn)行防垢處理的具體技術(shù)方案。

進(jìn)一步的，所述熱流體可以在加入油井和/或注水井和/或/油層前用現(xiàn)有加熱方法加熱至110～200℃，以提高或保持熱流體溫度，如用加熱爐加熱、電加熱方法、電磁加熱方法、微波(或超聲波)加熱方法；加熱爐加熱所用的燃料優(yōu)選生物質(zhì)能、天然氣、壓縮天然氣、煤。

進(jìn)一步的，所述熱流體可以在加入油井和/或注水井和/或/油層后用現(xiàn)有加熱方法加熱至110～200℃，以提高或保持熱流體溫度，如用井筒電加熱方法、集膚效應(yīng)電加熱方法、井底電加熱方法、井筒或井底電磁加熱方法、井筒或井底微波(或超聲波)加熱方法。

進(jìn)一步的，為了保持所述化學(xué)劑在加入油井和/或注水井或/和油層時呈液態(tài)，所述化學(xué)劑可以在加入油井和/或注水井前和/或后用現(xiàn)有加熱方法加熱，以提高或保持化學(xué)劑溫度及其流動性；所述化學(xué)劑用現(xiàn)有加熱方法加熱時應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定具體的加熱方法。

進(jìn)一步的，為了保證向油層中順利加入化學(xué)劑和熱流體，先進(jìn)行洗井、通井、更換管柱、維修等作業(yè)前期準(zhǔn)備工作，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體；

所述的洗井是指：用水或熱流體清洗、替換油井或/和注水井油管、套管中原油的綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；

所述的通井是指：用通井規(guī)疏通油井或/和注水井套管、油管等任一或綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；

所述的更換管柱是指：更換油井或/和注水井的油管、抽油桿、抽油泵、井下工具等任一或綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；

所述的維修是指：對油井或/和注水井、抽油機(jī)及其井場設(shè)備、流程、設(shè)施進(jìn)行的任一或綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；

所述的作業(yè)前期準(zhǔn)備工作應(yīng)能保證向油層中順利加入化學(xué)劑和熱流體，并符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述作業(yè)前期準(zhǔn)備工作的具體內(nèi)容、具體技術(shù)方案。

進(jìn)一步的，為了防止所述熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨脹而增加原油滲流阻力，所述的熱流體也可以含有防膨劑；

所述防膨劑應(yīng)能有效防止熱流體在油層中引起的粘土膨脹。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述防膨劑的具體組成、具體商品種類，并能夠確定所述防膨劑在熱流體中的最小含量、最大含量。

進(jìn)一步的，為了提高所述熱流體所含有的熱能及其在油層中的溫度，降低熱流體進(jìn)入油層前的熱損失，更有效的熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相，所述的熱流體也可以含有能夠發(fā)生熱化學(xué)反應(yīng)的熱能釋放劑；

所述的熱能釋放劑是指：亞硝酸鹽或/和硝酸鹽與氯化銨、尿素、碳酸銨、碳酸氫銨中任意一種或兩種或兩種以上混合的混合物。

所述的熱能釋放劑能在所述熱流體中發(fā)生溫和而有效的放熱反應(yīng)，釋放熱量，能有效提高所述熱流體所含有的熱能及其進(jìn)入油層的溫度，并保證其與熱流體在加入油層應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員利用現(xiàn)有方法能夠確定所述熱能釋放劑的具體組分及組分間的相互配比組成，能夠確定熱能釋放劑在熱流體中的最小含量、最大含量，并能夠確定所述熱能釋放劑加入油層中的最小加入量、最大加入量。

所述亞硝酸鹽和/或硝酸鹽在熱流體中的最大含量不能超過5％，所加入油層中的亞硝酸鹽和/或硝酸鹽純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定含有亞硝酸鹽和/或硝酸鹽在熱流體的最大含量、最小含量，并能夠確定亞硝酸鹽和/或硝酸鹽加入油層中的最大加入量、最小加入量；

公開資料表明：亞硝酸鹽中的亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60℃以上時能夠爆炸；硝酸銨能夠在110℃以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10％以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性氣體釋放劑范疇。

進(jìn)一步的，為了更有效的提高油層壓力，所述熱流體也可以含有惰性氣體釋放劑；

所述惰性氣體釋放劑是指：尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配的混合物；

所述的惰性氣體釋放劑應(yīng)能在200℃下的高溫環(huán)境或油層中發(fā)生溫和的熱分解反應(yīng)，釋放出惰性氣體，并在加入油層的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰性氣體釋放劑的具體組成，能夠確定所述惰性氣體釋放劑在熱流體中的最小濃度、最大濃度，并能夠確定所述惰性氣體釋放劑加入油層中的最小加入量、最大加入量；

所述亞硝酸銨和/或硝酸銨在熱流體中的最大含量不能超過5％，所加入油層中的亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定含有亞硝酸銨和/或硝酸銨在熱流體的最大含量、最小含量，并能夠確定亞硝酸銨和/或硝酸銨加入油層中的最大加入量、最小加入量；

公開資料表明：亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60℃以上時能夠爆炸；硝酸銨能夠在110℃以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10％以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性氣體釋放劑范疇。

進(jìn)一步的，為了降低所述熱流體在油層中與原油、巖石、砂粒間的界面張力，所述的熱流體也可以含有表面活性劑(或表面活性劑液體)；

所述的表面活性劑應(yīng)能有效降低熱流體與原油、巖石、砂粒間的界面張力，應(yīng)保證其不與所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)，并保證所述含有表面活性劑的熱流體向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述表面活性劑的具體組成、具體類型，并能夠確定所述表面活性劑在熱流體中的最小含量、最大含量；

公開資料表明：陰離子表面活性劑與陽離子表面活性劑相遇能夠產(chǎn)生沉淀等不良化學(xué)反應(yīng)，如果所述化學(xué)劑含有陰離子表面活性劑，所述表面活性劑及含該表面活性劑的熱流體就不能含有陽離子表面活性劑，反之亦然。

進(jìn)一步的，為了更有效的降低原油的瀝青質(zhì)相析出溫度、粘度，所述化學(xué)劑和/或熱流體也可以含有濃度不超過5％的過氧化物。

所述的過氧化物是指：過甲酸、過氧化二異丙苯、過氧化二苯甲酰、過氧化甲乙酮、過氧化苯甲酸叔丁酯、過氧化環(huán)己酮、過氧化叔丁醇、過氧化羥基異丙苯、過氧化氫、過氧化鈉、過氧化尿素、過硫酸鈉或過碳酸鈉的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。

所述的化學(xué)劑含有過氧化物時，不能含有高分子表面活性劑和聚合物。

所述的過氧化物應(yīng)能在油層中分解出自由氧或能夠破壞瀝青質(zhì)分子、蠟分子碳鏈或能夠破碎瀝青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，應(yīng)在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體并加入油層的應(yīng)用中應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述過氧化物是否能夠或允許加入所述化學(xué)劑和/或熱流體中，能夠確定所述過氧化物的具體組成及其在所述化學(xué)劑和/或熱流體最小含量、最大含量，并能夠確定所述過氧化物加入油層中的最小量、最大量。

公開資料表明：所述過氧化物具有強(qiáng)烈的氧化性，能夠有效破碎瀝青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，能夠被油層中的微量重金屬離子催化反應(yīng)；因此，濃度5％以上的過氧化物水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。

室內(nèi)試驗表明：將含量2％的過氧化物水溶液加入靜35塊東部油藏原油中，能夠?qū)⒌驮撛臀鱿灉囟?℃，并能夠降低其粘度10％以上。

本發(fā)明具有如下有益效果：本發(fā)明能夠有效解決原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出問題，能夠有效開采稠油型油藏，大幅降低稠油型油藏開采成本，延長油井生產(chǎn)周期，增加油井產(chǎn)量，提高油藏最終采收率，且實施容易，安全可靠，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

具體實施方式

實施例1

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，它們?nèi)刍擞蛯又械臑r青質(zhì)相和蠟晶，同時降低了油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后將原油從油井中提升至地面。

所述化學(xué)劑是混合甲基萘；所述熱流體是95～100℃油田污水。

以靜35-31-41井應(yīng)用本發(fā)明為例：

遼河油田的公開資料表明：靜35-31-41井屬于靜35塊東部油井，于1994年5月16日建成投產(chǎn)，因產(chǎn)液量低、含水高關(guān)井，2006年10月重新開井，日產(chǎn)液1—2噸/日，含水100％，累計產(chǎn)水190噸，2007年6月前因油層供液不足一直無法正常生產(chǎn)，采用隔2天開井采油12小時的間歇生產(chǎn)方法，平均日產(chǎn)液0.7噸/日，平均日產(chǎn)油0.4噸/日，至2007年6月底累計采油100噸左右，產(chǎn)液400噸左右；

生產(chǎn)分析和有關(guān)計算表明：該井開井生產(chǎn)時，其周圍油層的溫度已經(jīng)低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，已經(jīng)在油層中析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙孔喉，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液不足，油井無法正常生產(chǎn)，只能采用間歇生產(chǎn)方式；

為了提高油層的供液能力，使油層中的原油順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該井于2007年6月27日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先用高壓泵先向該井套管中擠注(俗稱反擠)20噸混合甲基萘，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95～100℃油田污水600噸，利用該污水將套管中的混合甲基萘推入油層中并與其在油層中混合，利用混合甲基萘與95～100℃油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井。再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；

公開資料表明：混合甲基萘20℃密度大于水，因此將其加入油井套管中后，能夠用污水將其推入油層中；

室內(nèi)試驗和公開資料表明：該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度為58℃，熔蠟溫度為55℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為45℃；混合甲基萘在40℃能夠熔化商品石蠟或蠟燭，在常溫常壓下能夠溶化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井40℃原油樣品中加入10％混合甲基萘，能夠降低該井原油凝固點(diǎn)22℃，降低其析蠟溫度11℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度9℃，說明40℃下混合甲基萘已經(jīng)將瀝青質(zhì)相和蠟晶有效熔化或溶化；由此可知：混合甲基萘能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?5℃降至40℃，降低熔蠟溫度15℃，并能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由58℃降至40℃，降低瀝青質(zhì)相熔化溫度18℃；

有關(guān)計算表明：將95～100℃油田污水600噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油層溫度提高4℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在45℃以上，高于混合甲基萘熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度5℃以上；由此可知：95～100℃油田污水能夠為混合甲基萘熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶創(chuàng)造熱力條件；

因此，混合甲基萘與95～100℃油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案7天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)初期實際油樣40℃粘度為160mpa.s，不到遼河油田公開資料所述50℃原始粘度的50％，50℃粘度為30mpa.s，不到遼河油田公開資料所述50℃原始粘度的9％，析蠟溫度為32℃，比遼河油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42℃低10℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為34℃，比試驗前的瀝青質(zhì)相析出溫度低11℃；該井生產(chǎn)6個月時的實際油樣40℃粘度為280mpa.s，不到遼河油田公開資料所述50℃原始粘度的78％，50℃粘度為150mpa.s，不到遼河油田公開資料所述50℃原始粘度的42％，析蠟溫度為35℃，比遼河油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42℃低7℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為36℃，比試驗前的瀝青質(zhì)相析出溫度低9℃；該井生產(chǎn)12個月時的實際油樣40℃原油粘度為490mpa，50℃的原油粘度為260mpa.s，仍不到遼河油田公開資料所述50℃原始粘度的78％，析蠟溫度為40℃，比遼河油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42℃低2℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為40℃，比試驗前的瀝青質(zhì)相析出溫度低5℃；

該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明：該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力得到大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間超過了12個月；平均產(chǎn)液量由試驗前的0.7噸/天增加至6.2噸/日，產(chǎn)油量由試驗前的0.4噸/日增加至1.9噸/日；試驗期間累計生產(chǎn)原油750噸，累計凈增產(chǎn)原油590噸；扣除試驗加入的600噸水量后，平均凈增液量5.5噸/日，凈增產(chǎn)油量1.5噸/日；有效解決了該井自建成以來一直無法連續(xù)正常生產(chǎn)的難題。

公開資料表明：酸化、壓裂均為成熟工藝方法，無論是各自獨(dú)立進(jìn)行還是聯(lián)合進(jìn)行，都能夠有效提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力；而該生產(chǎn)實驗已經(jīng)表明化學(xué)劑與熱流體能夠有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中的原油瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度、粘度；因此，先對油層進(jìn)行酸化或/和壓裂，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，將使油層中的原油滲流更容易；因此，將酸化或/和壓裂與化學(xué)劑和熱流體聯(lián)合用于稠油型油藏的開采效果是可以預(yù)期的。

實施例2

重復(fù)實施例1，其不同之處在于，在向油層中加入化學(xué)劑和熱流體之前，先采取了洗井、通井、更換管柱、維修等作業(yè)前期準(zhǔn)備工作步驟：

以靜35-32-41井應(yīng)用本發(fā)明為例。

由該井資料可知，該井屬于靜35塊東部油井，其原油凝固點(diǎn)為37℃，油井停產(chǎn)后其油管、套管中的原油可能會凝固或者原油粘度大幅增加而流動性極差，從而導(dǎo)致通過油井套管或油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案無法實施；據(jù)此，可以在油井停產(chǎn)后，用80℃以上的油田污水洗井，將80℃油田污水加入該井套管中，然后讓其從油管中出來進(jìn)入地面工藝流程中，從而用油田污水將油井油管、套管中的原油替換出來，即可讓通過油井套管或油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案順利實施；

由于該井油管中有空心抽油桿和抽油泵，空心桿內(nèi)還有電熱線，油管與套管之間環(huán)形空間可能有封隔器，因此如果通過該井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體會因為抽油泵固定凡爾的阻擋而無法實施，還會因為抽油桿與井口之間無法高壓密封而無法實施；而如果通過該井套管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，可能會因為油管與套管之間環(huán)形空間有封隔器阻擋而無法實施；據(jù)此，必須通過所述更換管柱這一作業(yè)前期準(zhǔn)備工作解決相應(yīng)問題，才能使向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案得以順利實施；因作業(yè)前期準(zhǔn)備工作屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員完全能夠預(yù)期并按照現(xiàn)有方法完成該作業(yè)前期準(zhǔn)備工作。

實施例3

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了防止一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體總量太大的弊端，將化學(xué)劑和熱流體加入油井周圍油層中，再讓化學(xué)劑和熱流體伴隨油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面，實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面，以實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)；

所述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指：通過油井將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；

由流體力學(xué)可知：由于油層中存在很高的壓力，從油井將化學(xué)劑和熱流體加入油井周圍油層后，會增加油井周圍油層的壓力；如果油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原油就能夠向油井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回油井；且原油和化學(xué)劑、熱流體在向油井滲流的過程中會自然混合；因此，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，能夠?qū)崿F(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)；

以d3—x7井應(yīng)用本發(fā)明為例：

所述的化學(xué)劑是：由50％聚丙烯酸酯溶解于50％混合二甲苯中制成的化學(xué)劑混合物；

所述熱流體是：60～70℃清水；

公開資料表明：d3—x7井屬于富拉爾基油田，富拉爾基油田位于齊齊哈爾市，平均埋藏深度450米，六十年代就已經(jīng)探明近2000萬噸的地質(zhì)儲量，但探明幾十年來一直采用蒸汽吞吐采油工藝進(jìn)行試驗開發(fā)，由于該采油工藝的采油成本超過了所產(chǎn)原油的經(jīng)濟(jì)價值，導(dǎo)致該油田一直沒有工業(yè)開發(fā)價值，自探明幾十年來數(shù)次上馬又下馬，一直無法得到有效開發(fā)；

d3—x7井屬于富拉爾基油田生產(chǎn)油井，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1100噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油66噸，實際用燃料油70噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量200噸，累計開采原油60噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井周圍油層的供液困難問題，使該井周圍油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年1月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先將50％聚丙烯酸酯溶解于50％混合二甲苯中制成化學(xué)劑混合物，再通過該油井套管，用高壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和60～70℃清水500噸加入該井周圍的油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流返回至該油井，再通過該生產(chǎn)油井提升至地面；

室內(nèi)試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；所述化學(xué)劑混合物在22℃能夠溶化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井22℃原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井原油凝固點(diǎn)10℃，降低其析蠟溫度8℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度10℃，說明22℃下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將瀝青質(zhì)相和蠟晶有效熔化(或溶化)；由此可知：所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由30℃降至22℃，降低其瀝青質(zhì)相熔化溫度8℃，能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?8℃降至22℃，降低其熔蠟溫度6℃；

有關(guān)計算表明：將60～70℃清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在25℃以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度3℃以上；由此可知：60～70℃清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶創(chuàng)造熱力條件；

因此，所述化學(xué)劑混合物與60～70℃清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度150mp.s，是該井原油原始粘度的1.4％，析蠟溫度為15℃，比其原始析蠟溫度降低8℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為16℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低11℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層溫度不會再析出瀝青質(zhì)相和蠟晶。

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年7月底累計產(chǎn)液量500噸，累計開采原油300噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

該井的實際施工數(shù)據(jù)表明：用高壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和60～70℃清水500噸加入該井周圍的油層中時，其井口最高壓力為5-7mpa，即使計算上油井中的液柱壓力，該井油層中的最高壓力也不會達(dá)到13mpa；而富拉爾基油田的公開資料表明：該井下油層的破裂壓力為20mpa以上；因此，用高壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和60～70℃清水500噸加入該井周圍的油層中時，不會壓穿該井油層，不會將油層中的原油頂推進(jìn)非油層中。

富拉爾基油田公開資料和該井的資料表明：d3—x7井油管—套管環(huán)形空間沒有封隔器，油層埋深不到1000米；計算表明，熱流體以10-15噸/小時的流量加入油層中時在該井環(huán)形空間中的溫降不會超過10℃，因此該井能夠直接利用套管(實際是套管和油管之間的環(huán)形空間)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；由于動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費(fèi)用較高；因此，該井采用不動管柱的施工方法，能夠降低施工費(fèi)用，節(jié)省采油成本，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

實施例4

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了將非流體狀的化學(xué)劑加入油層中，先將所述非流體狀的化學(xué)劑制成溫度低于或等于熱流體溫度的液體，然后再向油層中加入該液體和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。

所述化學(xué)劑是2-甲基萘；所述熱流體是95～100℃油田污水。

所述的化學(xué)劑液體溫度應(yīng)低于或等于熱流體溫度并在該溫度下具有良好的流動性，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述液體的制成溫度，并能夠確定其是否需要保溫以及相應(yīng)的保溫或伴熱保溫技術(shù)方案。

以鄭413井應(yīng)用本發(fā)明為例。

勝利油田的公開資料表明：鄭413井屬于勝利油田鄭411塊油井，室內(nèi)實測50℃脫氣粘度60000mpa.s，屬于超稠油藏，于2005年4月建成投產(chǎn)，采用熱氣吞吐熱力采油工藝采油，首次注蒸汽1500噸，累計產(chǎn)水176噸，累計產(chǎn)油30噸，理論計算表明所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油，因此該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置。

實際檢測表明：該井周圍油層溫度49℃，所產(chǎn)原油樣品50℃脫氣粘度60000mpa.s，瀝青質(zhì)相析出溫度70℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度21℃，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相，所析出的瀝青質(zhì)相嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井周圍油層的供液困難問題，使該井周圍油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2006年2月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先用加熱的方法將2-甲基萘加熱至40℃熔化為液態(tài)2-甲基萘備用；然后用高壓泵和95～100℃油田污水50噸清洗該井油、套管并預(yù)熱其套管附近地層，對地層建立不低于38℃的溫度場；然后用高壓泵同時向該井套管中擠注(俗稱反擠)20噸2-甲基萘和95～100℃油田污水100噸，利用該污水保持2-甲基萘的溫度在油井套管中的溫度高于其凝固點(diǎn)，以防止2-甲基萘在該井套管中凝固；然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95～100℃油田污水650噸，利用該污水將套管中的2-甲基萘推入油層中并與其在油層中混合，利用2-甲基萘與95～100℃油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面。

由公開資料可知：2-甲基萘密度比水大，計算表明其100℃的密度與100℃油田污水差別很?。挥捎谟吞镂鬯M(jìn)入油井套管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與液態(tài)2-甲基萘在套管中不斷混合，因此用油田污水能夠?qū)⒁簯B(tài)2-甲基萘推入油層中。

室內(nèi)試驗和公開資料表明：該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度為80℃；2-甲基萘在50℃能夠熔化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井50℃原油樣品中加入10％的2-甲基萘，能夠降低該井原油瀝青質(zhì)相析出溫度24℃，說明50℃下2-甲基萘已經(jīng)將瀝青質(zhì)相有效熔化(或溶化)；由此可知：2-甲基萘能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由80℃降至50℃，降低瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃。

計算表明：將95～100℃油田污水650噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在54℃以上，高于2-甲基萘熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相的溫度4℃以上；由此可知：95～100℃油田污水能夠為2-甲基萘熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相創(chuàng)造熱力條件。

因此，2-甲基萘與95～100℃油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度。

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)2個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為4500mpa.s，是其原始50℃脫氣粘度的7.5％，瀝青質(zhì)相析出溫度為43℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低27℃，比該井周圍油層溫度低6℃，因此在該井周圍油層溫度不會析出瀝青質(zhì)相；該井生產(chǎn)4個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為4900mpa.s，不到其原始50℃脫氣粘度的8.2％，瀝青質(zhì)相析出溫度為45℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低25℃，比該井周圍油層溫度低4℃，因此在該井周圍油層溫度不會析出瀝青質(zhì)相。

該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明：該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間達(dá)到了6個月，累計產(chǎn)液量1650噸，累計開采原油620噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；有效解決了該井自建成以來一直無法正常生產(chǎn)的難題，有效解決了勝利油田鄭411區(qū)塊超稠油開采困難問題。

該井的實際施工數(shù)據(jù)表明：用高壓泵以10-15噸/小時的流量向油層中加入95～100℃油田污水，該油井井口沒有出現(xiàn)明顯抬升；由于該井井身結(jié)構(gòu)屬于熱采結(jié)構(gòu)設(shè)計，因此實施本發(fā)明技術(shù)方案不會產(chǎn)生損壞熱采油井井筒和井身結(jié)構(gòu)的缺陷。

實施例5

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將油井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采稠油型油藏的目的，先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；

所述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指：通過油井將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；

所述的油井控制油層：是指以油井為中心、以油井間距一半為半徑范圍內(nèi)的油層，也指油井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方法；所述的dx—7井油井控制油層是指距離油井中心50米范圍內(nèi)的油層；

所述的預(yù)定位置是指：預(yù)先設(shè)定的化學(xué)劑、熱流體應(yīng)該到達(dá)的油層位置，可以用油層處理半徑作為表示指標(biāo)，也可以用油層處理體積作為表示指標(biāo)；所述的油層處理半徑是指以油井底部中心為圓點(diǎn)、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的半徑范圍；所述的油層處理體積是指以油井中心為中心線、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的油層總體積；

所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué)劑、熱流體可以在油層中共同滲流；

所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而在油層中殘留一部分；

所述油井間距是指：兩口井之間的設(shè)計距離，屬于油田油井設(shè)計術(shù)語，其設(shè)定方法、技術(shù)方案是油田常用的成熟方法；公開資料表明：國內(nèi)油田的油井間距一般為100-500米；所述富拉爾基油井間距為100米；

公開資料表明：油藏基本的開采方法是在油藏建造油井，用油井控制相應(yīng)的油層范圍，然后通過油井將其控制油層中的原油開采出來，在國內(nèi)屬于成熟的方法；油井的建造也屬于成熟的方法；

公開資料表明：油井與油層是連通的，油層中的原油能夠進(jìn)入油井；反之，將流體加入油井中，也能通過油井進(jìn)入油層中；

公開資料表明：油井一般有油管和套管，油管在套管中，油管與套管間有環(huán)形空間，油管與套管可以連通為連通管，也可以用封隔器封閉為不連通；

公開資料表明：動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費(fèi)用較高，因此不動管柱能夠降低施工費(fèi)用，節(jié)省采油成本；

所述化學(xué)劑是重量比80％混合二甲苯、10％甲醇、10％油溶性石油磺酸鈉的混合物；所述熱流體是95～100℃清水；

所述的dx—7井預(yù)定位置為：第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為12米，油層處理體積為900立方米；第二次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為17米，油層處理體積為1800立方米；第三次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為21米，，油層處理體積為2800立方米；

以dx—7井應(yīng)用本發(fā)明為例：

公開資料表明：dx—7井屬于富拉爾基油田，富拉爾基油田位于齊齊哈爾市，平均埋藏深度450米，六十年代就已經(jīng)探明近2000萬噸的地質(zhì)儲量，但探明幾十年來一直采用蒸汽吞吐采油工藝進(jìn)行試驗開發(fā)，由于該采油工藝的采油成本超過了所產(chǎn)原油的經(jīng)濟(jì)價值，導(dǎo)致該油田一直沒有工業(yè)開發(fā)價值，自探明幾十年來數(shù)次上馬又下馬，一直無法得到有效開發(fā)；

該井2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1100噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油66噸，實際用燃料油70噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量300噸，累計開采原油47噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井所控制油層的供液困難問題，使該井控制油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年1月第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先將80％混合二甲苯、10％甲醇、10％油溶性石油磺酸鈉混合成化學(xué)劑混合物，再用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑混合物，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95～100℃清水500噸，利用該清水將套管中的和已經(jīng)進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合物頂推至距離該井中心12米的預(yù)定位置(即以油井為中心、油層處理半徑12米范圍內(nèi)的油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95～100℃清水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層處理半徑12米范圍內(nèi)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化900立方米油層體積中的瀝青質(zhì)相和蠟晶)，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流返回至該油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；

室內(nèi)試驗表明：由80％混合二甲苯、10％甲醇、10％油溶性石油磺酸鈉混合成的化學(xué)劑混合物雖然密度比水小很多，但與水混合時能夠形成較穩(wěn)定的乳化液；由于清水進(jìn)入油井套管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與該化學(xué)劑混合物在套管中不斷混合乳化，因此盡管清水溫度較高，不利于乳化液穩(wěn)定，但用清水仍然能夠?qū)⒃摶瘜W(xué)劑混合物推入油層中；

室內(nèi)試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；所述化學(xué)劑混合物在25℃能夠溶化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井25℃原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井原油凝固點(diǎn)10℃，降低其析蠟溫度8℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度10℃，說明25℃下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將瀝青質(zhì)相和蠟晶有效熔化(或溶化)；由此可知：所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由30℃降至25℃，降低其瀝青質(zhì)相熔化溫度5℃，能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?8℃降至25℃，降低熔蠟溫度3℃；

計算表明：將95～100℃清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高8℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在28℃以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度3℃以上；由此可知：95～100℃清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶創(chuàng)造熱力條件；

因此，所述化學(xué)劑混合物與95～100℃清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井第一次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度180mp.s，是該井原油原始粘度的1.6％，析蠟溫度為16℃，比其原始析蠟溫度降低7℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為16℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低11℃，均低于該井所控制油層溫度，因此在該井所控制油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井第一次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年6月底累計產(chǎn)液量600噸，累計開采原油360噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；

由于2008年6月始該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量降至0.5噸/日，產(chǎn)油量降至0.3噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2008年6月10日第二次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的技術(shù)方案步驟基本一樣，所不同的是第二次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的具體技術(shù)方案數(shù)據(jù)有所不同，其技術(shù)方案為：先將80％混合二甲苯、10％甲醇、10％油溶性石油磺酸鈉混合成化學(xué)劑混合物，再用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑混合物，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95～100℃清水1000噸，利用該清水將套管中的和已經(jīng)進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合物頂推至距離該井中心17米的預(yù)定位置(即以油井為中心、油層處理半徑17米范圍內(nèi)的油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95～100℃清水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層處理半徑17米范圍內(nèi)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化1800立方米油層體積中的瀝青質(zhì)相和蠟晶)，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流返回至該油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；

該井第二次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度150mp.s，是該井原油原始粘度的1.4％，析蠟溫度為15℃，比其原始析蠟溫度降低8℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為16℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低11℃，均低于該井所控制油層溫度，因此在該井所控制油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井第二次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)7個月，至2009年1月底累計產(chǎn)液量1300噸，累計開采原油500噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；

由于2009年1月底該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量降至0.5噸/日，產(chǎn)油量降至0.35噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2009年1月25日第三次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與第一次、第二次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的技術(shù)方案步驟基本一樣，所不同的是第三次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的具體技術(shù)方案數(shù)據(jù)有所不同，其技術(shù)方案為：先將80％混合二甲苯、10％甲醇、10％油溶性石油磺酸鈉混合成化學(xué)劑混合物，再用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑混合物，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95～100℃清水1500噸，利用該清水將套管中的和已經(jīng)進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合物頂推至距離該井中心21米的預(yù)定位置(即以油井為中心、油層處理半徑21米范圍內(nèi)的油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95～100℃清水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層處理半徑21米范圍內(nèi)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化2800立方米油層體積中的瀝青質(zhì)相和蠟晶)，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流返回至該油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；

該井第三次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度120mp.s，是該井原油原始粘度的1.1％，析蠟溫度為14℃，比其原始析蠟溫度降低9℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為15℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低12℃，均低于該井所控制油層溫度，因此在該井所控制油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井第三次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)9個月，至2009年9月底累計產(chǎn)液量1600噸，累計開采原油550噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；

由于2009年9月底該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量降至0.5噸/日，產(chǎn)油量降至0.2噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2009年8月第四次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與前三次應(yīng)用類似，即：每次應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案時，向該井油層中加入的化學(xué)劑混合物均為10噸，而所加入的95～100℃清水量則是在前次應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案向油層中加入水量的基礎(chǔ)上再增加500噸以上，以防止該井油層能量虧空。

如此周期性反復(fù)應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案，即可將化學(xué)劑混合物和95～100℃清水周期性加入dx—7井控制油層中，將該井控制油層中的原油開采出來，直至該井所屬或所控制油層(即距離dx—7井中心50米范圍內(nèi)的油層)中的原油開采完畢為止。

該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明：dx—7井周期性反復(fù)應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，有效的解決了該井控制油層自然滲流供液困難、油井無法正常生產(chǎn)的難題，增產(chǎn)增效效果極其顯著，能使該井所處的富拉爾基油田實現(xiàn)所采原油經(jīng)濟(jì)價值大于采油成本的工業(yè)開采目標(biāo)，首次使該油田具備了工業(yè)開發(fā)價值和經(jīng)濟(jì)價值。

dx—7井的生產(chǎn)試驗和室內(nèi)試驗表明：化學(xué)劑和熱流體的聯(lián)合協(xié)同作用能夠有效熔化(或溶化)該井油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；由于化學(xué)劑和熱流體無論在地面、油井中是否混合、加入順序如何，其進(jìn)入油層后都會自然混合；由于從油管中向油層中加入熱流體能使其進(jìn)入油層的溫度更高；因此，化學(xué)劑和熱流體無論在地面、油井中是否混合、加入順序如何、如何加入均不會從本質(zhì)上不影響其聯(lián)合協(xié)同作用的效果；因此，本發(fā)明中的其它如“先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置”、“先將化學(xué)劑和熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，再通過油井進(jìn)入到該油井控制油層的預(yù)定位置”、“先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置”、“先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑、熱流體混合物頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置”、“通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置”、“先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置”等方法的效果均能預(yù)期。

該井的實際施工數(shù)據(jù)表明：用高壓泵以10-15噸/小時的流量向油層中加入95～100℃油田污水，該油井井口沒有出現(xiàn)明顯抬升；由于該井井身結(jié)構(gòu)屬于常規(guī)冷采結(jié)構(gòu)設(shè)計，因此實施本發(fā)明技術(shù)方案不會產(chǎn)生損壞普通油井井筒和井身結(jié)構(gòu)的缺陷。

實施例6

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)更經(jīng)濟(jì)有效地開采稠油型油藏，提高油藏最終采收率，通過中心井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至中心井周圍的采油井中，再讓原油從采油井中升至地面，以將油層中的原油開采出來；

為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體進(jìn)入油層的溫度更高，先向中心井套管中加入氮?dú)庵撂坠軌毫?.5～4mpa止，然后通過中心井油管將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；所述中心井套管中的的氮?dú)鈮毫抵?mpa時即將向其中補(bǔ)充氮?dú)庵撂坠軌毫χ匦逻_(dá)到壓力3.5～4mpa止，以補(bǔ)充氮?dú)膺M(jìn)入油層中的損耗；

所述的中心井是指：d5-2注水井，用來將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，不用來生產(chǎn)原油；

所述的采油井：是指d5-x3、d5-x5油井，用來生產(chǎn)原油；

所述d5-2注水井與d5-x3、d5-x5油井夠通過油層連通；

所述的化學(xué)劑—熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝：是指從d5-2注水井加入化學(xué)劑和熱流體，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至d5-x3、d5-x52口油井并通過d5-x3、d5-x52口油井升至地面的采油方式或工藝，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采油井即為油田俗稱的“驅(qū)”；

所述的化學(xué)劑和熱流體一直連續(xù)不斷的交替加入d5-2注水井中，然后在該井中混合后進(jìn)入油層；

所述的d5-2注水井滿足中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝的需要，滿足稠油型油藏開采的需要；

所述的d5-x3、d5-x5油井滿足中心井加入—采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝的需要，滿足稠油型油藏開采的需要；

所述化學(xué)劑是由20％商品水溶性降凝劑、20％混合甲基萘、20％商品油溶性驅(qū)油劑、20％商品油基清蠟劑、20％液體石油樹脂混合而成的化學(xué)劑混合物；

所述熱流體是70～80℃油田污水；

所述的70～80℃油田污水含0.5％商品生物表面活性劑，能夠有效降低該油田污水在油層中與原油、巖石、砂粒間的界面張力；

所述的d5-x3井、d5-x5井在d5-2兩邊對稱的位置，與d5-2井的設(shè)計油井間距均為100；

公開資料表明：水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、氣體驅(qū)等各種“驅(qū)”的采油方法的采收率、最終采收率高于相應(yīng)“吞吐”的采油方法，因此化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式的效果好于化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式是可以預(yù)期的；

富拉爾基油田的生產(chǎn)實踐表明：d5-2注水井加入—d5-x3、d5-x5油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式能夠在實際生產(chǎn)中實施進(jìn)行是可以預(yù)期的；

以d5-2作為注水井、d5-x3、d5-x5作為生產(chǎn)油井的井組應(yīng)用本發(fā)明為例：

d5-2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成。由于富拉爾基油油層埋深平均450米，沒有伴生氣，天然能量低，原始油層壓力不到5mpa，因此可以用注水方法補(bǔ)充地層能量。該井原設(shè)計為油井，因用普通采油方法不能生產(chǎn)原油，于建成后的2007年10月轉(zhuǎn)注(即轉(zhuǎn)成注水井)，日注常溫地表清水量為50方/日，注水壓力8～10mpa，注水溫度9～10℃，有效設(shè)計注水范圍為d5-2井、d5-x5井、d5-x3井所控制的油層范圍，累計有效注水60天合計3000方，受益采油井d5-x5井、d5-x3井均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明該注水措施沒有實際有益效果，為此該井于2008年1月停止注水，關(guān)井閑置；

d5-x3井、d5-x5井均屬于富拉爾基油田，均于2007年10月建成，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油，采用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，與d5-2井組成1對2的注水-采油開發(fā)井組后沒有獲得任何注采效果，該井遂停止；

分析表明：d5-2井因為已經(jīng)進(jìn)行了60天合計3000方的注水，油井近井地帶的原油飽和度已經(jīng)比d5-x3井、d5-x5井，因此作為中心井是合理的；而d5-x3井、d5-x5井雖然均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明d5-x3井、d5-x5井與d5-2井間的油層原油已經(jīng)嚴(yán)重析出瀝青質(zhì)相和蠟晶或已經(jīng)在油層中凝固，因此從d5-2井所注入的常溫地表水無法驅(qū)動油層中的原油進(jìn)入d5-x3井、d5-x5井而只能讓該2口井出水；

為了化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)將該井組所控制的油層中的原油開采出來，該井組于2008年2月～7月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗。其技術(shù)方案為：首先，關(guān)閉d5-x3井、d5-x5井井口工藝；然后，先用現(xiàn)有方法將商品熱敏封隔器下入d5-2注水井下400米處的油管—套管環(huán)形空間中，以阻止油井下部的熱流體上升至套管上部造成熱流體熱損失，再用油田專用氮?dú)廛囅蛟摼h(huán)形空間中注入3000～5000標(biāo)準(zhǔn)立方米氮?dú)猓屍涮讐哼_(dá)到3.5～4mpa，以有效降低熱流體在油井中的熱損失；然后，先用高壓泵向該井油管中注入由20％商品水溶性降凝劑、20％混合甲基萘、20％商品油溶性驅(qū)油劑、20％商品油基清蠟劑、20％液體石油樹脂混合而成的化學(xué)劑混合物20噸，再用高壓泵向該井油管中以30噸/日的流量注入含0.5％商品生物表面活性劑的70～75℃油田污水500噸；然后，不斷重復(fù)向該井油管中注入20噸化學(xué)劑混合物和500噸含0.5％商品生物表面活性劑的70～75℃油田污水的步驟，并在期間用油田專用氮?dú)廛囋谠摼坠軌毫抵?mpa時向套管中補(bǔ)充氮?dú)?，以保證該井套管中的氮?dú)鈮毫Ρ３衷?～4mpa之間；讓該化學(xué)劑混合物和該油田污水在d5-2井至d5-x3井、d5-x5井之間的油層中自然混合，熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至d5-x3井、d5-x5井；當(dāng)d5-x3井、d5-x5井的油管或套管壓力由0mpa升至0.5mpa時，啟動d5-x3井、d5-x5井的抽油機(jī)，將原油提升至地面。

試驗表明：所述化學(xué)劑混合物與所述油田污水能夠混合成乳化液，因此盡管所述油田污水溫度70-75℃會影響乳化液的穩(wěn)定性，但因為二者在油管中的流動為紊流狀態(tài)，因此其能夠在d5-2井油管中不斷混合乳化并進(jìn)入油層中；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；在23℃該井原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點(diǎn)5℃，降低其熔蠟溫度至23℃，，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度9℃，降低其瀝青質(zhì)相熔化溫度7℃；

計算表明：將70～75℃油田污水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在25℃以上，高于該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度溫度2℃，高于該井原油樣品的熔蠟溫度2℃；由此可知：70～75℃的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因為所述化學(xué)劑混合物、70～75℃油田污水不斷通過d5-2井油管進(jìn)入d5-2井至d5-x3井、d5-x5井之間油層中，因此化學(xué)劑和與70～80℃的油田污水所到之處均能通過聯(lián)合協(xié)同作用，熔化(或溶化)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶，有效降低其原油的析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；當(dāng)化學(xué)劑和70～75℃油田污水與油層中的原油從d5-2井滲流到達(dá)d5-x3井、d5-x5井后，d5-2井、d5-x3井、d5-x5井所控制油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，即被全部融化了；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案11天后，d5-x3井、d5-x5井油壓由零增至0.5mpa，為此啟動d5-x3井、d5-x5井抽油機(jī)生產(chǎn)，初期生產(chǎn)10天內(nèi)，該2口井合計日產(chǎn)水量40噸/日，生產(chǎn)15天后開始見油；生產(chǎn)20天后2口井合計日產(chǎn)油1噸/日，合計日產(chǎn)液25噸/日；生產(chǎn)26天后2口井合計日產(chǎn)油4噸/日，合計產(chǎn)液27噸/日；實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)30天時的實際油樣20℃原油粘度210mp.s，是該井原油原始粘度的2％，析蠟溫度為19℃，比其原始析蠟溫度降低4℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為18℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低9℃，均低于油層溫度，因此在油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該3口井組應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后連續(xù)正常生產(chǎn)了12個月后仍然能夠正常生產(chǎn)，至2008年11月底累計向d5-2井加入化學(xué)劑混合物400噸，加入熱流體11000噸；d5-x3井、d5-x5井2口井累計合計產(chǎn)液量13000噸，累計開采原油6000噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

本實施例中的實驗已經(jīng)表明：通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中是可行的；由于探井轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)油井是油田生產(chǎn)中成熟的方法，因此在探井上應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案的效果是可以預(yù)期的。

本實施例中的實驗已經(jīng)表明：采用1口中心井、2口采油井的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)能夠有效地開采稠油型油藏，因此采用國內(nèi)油田通行的注水井在中心，注水井周圍有5口油井或9口油井即反5點(diǎn)或反9點(diǎn)布置方式應(yīng)用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)開采稠油型油藏效果是可以預(yù)期的。

本實施例中的實驗已經(jīng)表明：70～75℃熱流體已經(jīng)能夠與所述化學(xué)劑發(fā)揮出良好的協(xié)同作用；由于熱流體在進(jìn)入油井和/或注水井和/或/油層前所用的加熱爐加熱、電加熱方法、電磁加熱方法、微波(或超聲波)加熱方法自身是成熟的，在加入油井和/或注水井和/或/油層后所用的井筒電加熱方法、集膚效應(yīng)電加熱方法、井底電加熱方法、井筒或井底電磁加熱方法、井筒或井底微波(或超聲波)加熱方法自身也是成熟的；因此，將所述熱流體在加入油井和/或注水井和/或/油層前用現(xiàn)有加熱方法加熱至110～200℃及在加入油井和/或注水井和/或/油層后用現(xiàn)有加熱方法加熱至110～200℃的效果都是可以預(yù)期的。

實施例7

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：先將熱流體在加熱前或/和加熱后用現(xiàn)有方法進(jìn)行防垢處理，然后再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。先處理熱流體目的是為了防止所述的熱流體與油層中的水化學(xué)不相容而產(chǎn)生沉淀物堵塞油層孔隙，或者為了防止所述的熱流體在油井或/和油層中嚴(yán)重結(jié)垢，或者為了防止所述的熱流體在加熱升溫設(shè)備管線中嚴(yán)重結(jié)垢；

所述熱流體進(jìn)行防垢處理后能保證其與油層中的水混合不會產(chǎn)生沉淀物堵塞油層空隙，不會在油井、設(shè)備、管線、中油層中嚴(yán)重結(jié)垢，為達(dá)到前述目的，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠確定對熱流體進(jìn)行處理的具體技術(shù)方案。

公開資料表明：受復(fù)雜地質(zhì)條件影響，油藏中的水有的屬于碳酸氫鈉水型，有的屬于氯化鈣水型，有的屬于硫酸鈉水型，有的屬于碳酸氫鈉-碳酸鈉水型，其礦化度一般都在2000mg/l以上，有的甚至高達(dá)100000mg/l以上；由化學(xué)知識可知：如果將氯化鈣水型油田污水加入硫酸鈉水型或碳酸氫鈉-碳酸鈉水型油層中，就可能產(chǎn)生硫酸鈣、碳酸鈣沉淀；如果將氯化鈣水型油田污水加入碳酸氫鈉水型油層中，雖然不會產(chǎn)生沉淀物，但由于碳酸氫根在壓力降低、溫度升高時會轉(zhuǎn)化為碳酸根離子，會與鈣離子在管線、油井、設(shè)備中形成水垢；

以將100℃氯化鈣水型或鈣離子含量很高的油田污水作為熱流體加入硫酸鈉水型油層中為例；

為了防止鈣離子與硫酸根離子在油層中接觸混合產(chǎn)生沉淀或結(jié)垢，可以先用以下技術(shù)方案處理氯化鈣水型或鈣離子含量很高的油田污水：先向氯化鈣水型或鈣離子含量很高的油田污水中投加由氫氧化鈉、碳酸鈉各50％制成的復(fù)合堿或堿水，除去該污水中的鈣離子，然后再用鹽酸將該污水的ph值調(diào)整至原始值，然后加熱至100℃；然后再將該100℃污水作為熱流體加入硫酸鈉水型油層中；

以將100℃鎂離子、鐵離子含量很高的清水作為熱流體加入油層中為例。

為了防止鎂離子、二價鐵離子在加熱設(shè)備、管線、油井、油層中沉淀或結(jié)垢，可以先用以下技術(shù)方案處理鎂離子、二價鐵離子含量很高的清水：先用現(xiàn)有曝氣、錳砂除鐵方法除去水中的鐵離子，再向水中投加由氫氧化鈉、碳酸鈉各50％制成的復(fù)合堿或堿水，除去該污水中的鎂離子，然后再用鹽酸將水的ph值調(diào)整至原始值，然后加熱至100℃；然后再將該100℃污水作為熱流體加入油層中。

實施例8

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了保持所述化學(xué)劑在加入油井時呈液態(tài)，所述化學(xué)劑可以在加入油井前和/或后用現(xiàn)有加熱方法加熱，以提高或保持化學(xué)劑溫度及其流動性；所述化學(xué)劑用現(xiàn)有加熱方法加熱時應(yīng)有關(guān)符合國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定具體的加熱方法。

以所述化學(xué)劑是熔融萘液為例。

公開資料表明：萘的熔點(diǎn)為80.5℃，為了保證熔融萘液加入油井時不凝固，具有良好的流動性，可以采用以下技術(shù)方案：先將熔融萘液用防爆電加器熱加熱至100℃，然后和1倍以上的100℃水一起加入油井中。

實施例9

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入氮?dú)?、天然氣、氣態(tài)二氧化碳、煉廠氣、煙道氣的任意一種或任意兩種或兩種以上以任意比例混合的混合物，然后通過油井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。

以鄭412井應(yīng)用本發(fā)明為例：

勝利油田公開資料表明：鄭412井屬于勝利油田鄭411塊，室內(nèi)實測其50℃脫氣原油粘度為150000mp.s，屬于超稠油藏，于2005年4月建成投產(chǎn)，采用熱氣吞吐熱力采油工藝采油，首次注蒸汽1500噸，累計產(chǎn)液500噸，累計產(chǎn)油76噸，理論計算表明所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油，因此該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置。

實際檢測表明：鄭411塊油層溫度49℃，鄭412井所產(chǎn)原油樣品50℃脫氣粘度為150000mp.s，瀝青質(zhì)相析出溫度70℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度21℃，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相，所析出的瀝青質(zhì)相嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井周圍油層的供液困難問題，使該井周圍油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2006年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先用現(xiàn)有方法將該井中的抽油泵、抽油桿取出，用現(xiàn)有氮?dú)廛囅蛟摼坠苤袛D注(俗稱反擠)氮?dú)?000～5000標(biāo)準(zhǔn)立方米，至套管中的氣壓超過3mpa為止；然后用高壓泵向該井油管中擠注(俗稱正擠)20噸由40％山梨糖醇酐單月桂酸酯、20％雜醇油、20％甲醇、20％生物表面活性劑透明水溶液體混合而成的化學(xué)劑混合物，再向該井油管中擠注120～130℃油田污水600噸，利用該污水將油管中的化學(xué)劑混合物推入油層中并與其在油層中混合，利用化學(xué)劑混合物與120～130℃油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面。

由公開資料可知：山梨糖醇酐單月桂酸酯是乳化劑，生物表面活性劑透明水溶液也有乳化作用，因此所述化學(xué)劑混合物有良好的乳化能力；由于油田污水進(jìn)入油井油管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與化學(xué)劑混合物在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該油田污水溫度高達(dá)120～130℃，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該油田污水將所述化學(xué)劑混合物推入油層中。

室內(nèi)試驗和公開資料表明：該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度為80℃；雜醇油在50℃能夠熔化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井50℃原油樣品中加入10％的所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井原油瀝青質(zhì)相析出溫度23℃，說明50℃下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將瀝青質(zhì)相有效熔化(或溶化)；由此可知：所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由80℃降至50℃，降低瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃。

計算表明：將120～130℃油田污水600噸通過該井油管加入油層中，能夠使該井周圍半徑7米內(nèi)的油層溫度提高10℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在59℃以上，高于該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度9℃以上；由此可知：120～130℃油田污水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相創(chuàng)造熱力條件。

因此，所述化學(xué)劑混合物與120～130℃油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度。

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)2個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為6000mpa.s，是其原始50℃脫氣粘度的4％，瀝青質(zhì)相析出溫度為42℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低28℃，比該井周圍油層溫度低7℃，因此在該井周圍油層溫度不會析出瀝青質(zhì)相；該井生產(chǎn)4個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為7200mpa.s，不到其原始50℃脫氣粘度的5％，瀝青質(zhì)相析出溫度為44℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低26℃，比該井周圍油層溫度低5℃，因此在該井周圍油層溫度不會析出瀝青質(zhì)相。

該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明：該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間達(dá)到了5個月，累計產(chǎn)液量1950噸，累計開采原油800噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；有效解決了該井自建成以來一直無法正常生產(chǎn)的難題，有效解決了勝利油田鄭411區(qū)塊超稠油開采困難問題。

該井的實際施工數(shù)據(jù)表明：用高壓泵以8-12噸/小時的流量向油層中加入120～130℃油田污水，施工壓力為15-20mpa，不會壓穿該井油層；該油井井口在施工中沒有出現(xiàn)明顯抬升；因此實施本發(fā)明技術(shù)方案不會產(chǎn)生損壞油井井筒和井身結(jié)構(gòu)的缺陷。

該井的實際施工數(shù)據(jù)和公開資料表明：在15-20mpa壓力下，120～130℃的熱流體在管線、油井中仍屬于液態(tài)，能夠用高壓泵泵送。

實施例10

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了能夠?qū)⒆⑺車蛯又械氖Ｓ嘣烷_采出來，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述實施例3中所述的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來。

公開資料表明：稠油型油藏的采收率很低，以靜35塊東部油藏為例，其15年多的采收率只有3％，其設(shè)計最終采收率只有10％，其理論標(biāo)定最終采收率是20％；因此，注水井無論是由油井轉(zhuǎn)換而來還是新建的，所周圍油層中仍然還有80％-97％的剩余原油，如果不開采出來會造成資源浪費(fèi)；由于注水井與油井沒有本質(zhì)的區(qū)別，注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方法，因此注水井應(yīng)用本發(fā)明中前述的實施例3、實施例5中所述的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)開采注水井周圍油層中的剩余原油的效果是可以預(yù)期的。

以d5-2井應(yīng)用本發(fā)明為例。

所述化學(xué)劑是重量比10％混合甲基萘、10％商品水溶性降粘劑、10％商品油溶性降凝劑、10％含表面活性劑的水溶性商品驅(qū)油劑、10％甲基萘雜醇油液體、10％生物柴油、10％油溶性石油磺酸鈉和二乙二醇丁醚混合液體、5％蒽和芳烴溶劑油混合液體、5％萘酚和液體石油樹脂混合液體、5％商品防蠟劑、5％吡啶混合為混合液體，再將5％石油樹脂、5％乙烯與丙烯酸酯共聚物溶解于該混合液體制成化學(xué)劑混合物；所述熱流體是45～55℃清水；

d5-2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成。由于富拉爾基油油層埋深平均450米，沒有伴生氣，天然能量低，可以用注水方法補(bǔ)充地層能量。該井原設(shè)計為生產(chǎn)油井，因用普通采油方法不能生產(chǎn)原油，于建成后的2007年10月轉(zhuǎn)注(即轉(zhuǎn)成注水井)，日注地表清水量為50方/日，注水壓力8～10mpa，注水溫度9～10℃，有效設(shè)計注水范圍為d5-2井、d5-x5井、d5-x3井所控制的油層范圍，累計有效注水60天合計3000方，受益井d5-x5井、d5-x3井均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明該注水措施沒有實際有益效果，為此該井于2008年1月停止注水，關(guān)井閑置；

實際檢測與分析表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度、瀝青質(zhì)相析出溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；由于所注入的水為地表水，水溫9～10℃，比原油析蠟溫度低13℃，比瀝青質(zhì)相析出溫度低17～18℃，必然進(jìn)一步加重油層原油析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低、油層中的原油粘度大幅增加，因此所注水難以有效驅(qū)動油層中的原油順利滲流至油井而采出；因此，盡管該井累計注水3000方，但該井周圍油層中的原油并沒有被水有效驅(qū)走；

為了將該井周圍油層中的剩余原油開采出來，該井于2008年2月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先按照抽油機(jī)生產(chǎn)原油的要求將d5-2注水井改造成油井，然后將10％混合甲基萘、10％商品水溶性降粘劑、10％商品油溶性降凝劑、10％含表面活性劑的水溶性商品驅(qū)油劑、10％甲基萘雜醇油液體、10％生物柴油、10％油溶性石油磺酸鈉和二乙二醇丁醚混合液體、5％蒽和芳烴溶劑油混合液體、5％萘酚和液體石油樹脂混合液體、5％商品防蠟劑、5％吡啶混合為混合液體，再將5％石油樹脂、5％乙烯與丙烯酸酯共聚物溶解于該混合液體制成化學(xué)劑混合物，然后再通過該注水井套管，用高壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和45～55℃清水500噸加入該注水井周圍的油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流返回至該注水井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；

試驗表明：該井所屬油藏原油樣品的熔蠟溫度為28℃，，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；所述化學(xué)劑混合物在22℃能夠溶化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在22℃的該井所屬油藏原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井原油凝固點(diǎn)10℃，降低其析蠟點(diǎn)8℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度10℃，說明22℃下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將瀝青質(zhì)相和蠟晶有效熔化(或溶化)；由此可知：所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼鶎儆筒卦陀蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由30℃降至22℃，降低其瀝青質(zhì)相熔化溫度8℃，能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?8℃降至22℃，降低其熔蠟溫度6℃；

計算表明：將45～55℃清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油層溫度提高3℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在23℃以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度1℃以上；由此可知：45～55℃清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶創(chuàng)造熱力條件；

因此，所述化學(xué)劑混合物與45～55℃清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)出了原油，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度150mp.s，是該井原油原始粘度的1.4％，析蠟溫度為18℃，比其所屬油藏原油原始析蠟溫度降低5℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為16℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低11℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年7月底累計產(chǎn)液量470噸，累計開采原油230噸，使注水井周圍油層中的剩余原油得到了有效開采，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

公開資料和油田的生產(chǎn)實踐表明：注水井與油井之間能夠相互轉(zhuǎn)換；因此油井能夠應(yīng)用的方法注水井同樣能夠應(yīng)用；因此，本發(fā)明中所述的其它如“通過注水井用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中”、“通過注水井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中”、“通過注水井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中”、“先向注水井套管中加入特種氣體，然后通過注水井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體”、“通過注水井，周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體”、“為了將注水井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采稠油型油藏的目的，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水井控制油層中的原油開采出來”等方法的效果均能夠預(yù)期。

實施例11

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了防止熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨脹而增加原油滲流阻力，向油層中加入化學(xué)劑、防膨劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。

所述化學(xué)劑是重量比25％的1-甲基萘、20％的0#柴油、2％氯化十二烷基芐基二甲基銨、3％聚氧乙烯烷基醇醚、50％清水混合乳化而成的乳化液；所述熱流體是75～80℃油田污水；所述防膨劑是重量比30％氯化鉀溶于70％水中制成的水溶液；

所述防膨劑是含有20％氯化鉀、5％氯化銨、1％聚合氯化鋁、1％氯化十二烷基銨的水溶液。

以草109-平1井應(yīng)用本發(fā)明為例：

勝利油田的公開資料表明：草109-平1井屬于勝利油田草橋區(qū)塊新建水平井；草橋區(qū)塊油層原始溫度50℃，室內(nèi)實測其50℃脫氣原油粘度為40000mp.s，瀝青質(zhì)相析出溫度70℃，屬于超稠油藏；因此，該井周圍油層溫度低于其瀝青質(zhì)相析出溫度20℃，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相，所析出的瀝青質(zhì)相會嚴(yán)重堵塞油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井；因此，該井如果不采取有效措施消除或熔化化油層中已經(jīng)析出的瀝青質(zhì)相，并防止瀝青質(zhì)相在此析出，將造成油層供液困難，導(dǎo)致油井無法正常生產(chǎn)；該區(qū)塊的生產(chǎn)資料表明：該區(qū)塊無論是普通直井還是水平井，均用蒸汽吞吐熱采工藝采油，而且耗能大，采油成本高昂，產(chǎn)油量低。

該區(qū)塊的地質(zhì)資料：該井初所處的草橋區(qū)塊油層為泥質(zhì)膠結(jié)，粘土礦物含量7.5％，水敏、鹽敏性中等偏強(qiáng)，因此如果向該油層中大量注入外來水，會引起油層中的粘土礦物膨脹(即所謂水敏)，大幅降低油層滲透率，增加原油滲流至油井的阻力。

為了解決草橋區(qū)塊用蒸汽吞吐熱采工藝采油成本高昂，產(chǎn)油量低的生產(chǎn)難題，防止熱流體引起油層中的粘土膨脹，提高油層的供液能力，使油層中的原油順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該井于2006年1月20日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先將20％氯化鉀、8％氯化銨、1％聚合氯化鋁、1％氯化十二烷基銨溶于70％水中制成防膨劑備用，再將25％的1-甲基萘、20％的0#柴油、2％氯化十二烷基芐基二甲基銨、3％聚氧乙烯烷基醇醚、50％清水混合乳化成化學(xué)劑備用；然后用高壓泵先向該井套管中擠注(俗稱反擠)20噸防膨劑，再向該井套管中擠注40噸化學(xué)劑，利用該化學(xué)劑將防膨劑推入油層中；然后，再用高壓泵向該井套管中擠注75～80℃油田污水1000噸，利用該污水將套管中的化學(xué)劑推入油層中并與化學(xué)劑、防膨劑在油層中混合；利用防膨劑降低油田污水在油層中引起的粘土膨脹，利用化學(xué)劑與該油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，降低油田污水加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面；

室內(nèi)試驗表明：含有20％氯化鉀、5％氯化銨、1％聚合氯化鋁、1％氯化十二烷基銨水溶液的密度大于所述于化學(xué)劑，因此能夠用所述化學(xué)劑將防膨劑推入油層中；

試驗表明：所述化學(xué)劑20℃密度與油田污水相差不大；由于油田污水進(jìn)入油井油管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與所述化學(xué)劑在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該油田污水溫度高達(dá)75～80℃，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該油田污水將所述化學(xué)劑推入油層中；

室內(nèi)試驗和公開資料表明：該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度為78℃；在該井50℃原油樣品中加入10％的所述化學(xué)劑，能夠降低該井原油瀝青質(zhì)相析出溫度24℃，說明50℃下所述化學(xué)劑已經(jīng)將瀝青質(zhì)相有效熔化(或溶化)；由此可知：所述化學(xué)劑能夠?qū)⒃摼蜆拥臑r青質(zhì)相熔化溫度由78℃降至50℃，降低瀝青質(zhì)相熔化溫度28℃；

計算表明：將75～80℃油田污水1000噸通過該井套管加入油層中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在55℃以上，高于該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度5℃以上；由此可知：75～80℃油田污水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相創(chuàng)造熱力條件；

因此，所述化學(xué)劑與75～80℃油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案7天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為3500mpa.s，是其原始50℃脫氣粘度的8.75％，瀝青質(zhì)相析出溫度為46℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低24℃，比該井周圍油層溫度低4℃，因此在該井周圍油層溫度不會析出瀝青質(zhì)相；該井生產(chǎn)6個月時的實際油樣50℃脫氣粘度為5000mpa.s，不到其原始50℃脫氣粘度的13％，瀝青質(zhì)相析出溫度為48℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度低22℃，比該井周圍油層溫度低2℃，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相；

該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明：該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間達(dá)到了6個月，累計產(chǎn)液量2150噸，累計開采原油1050噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著；有效解決了草橋區(qū)塊用蒸汽吞吐熱采工藝采油成本高昂，產(chǎn)油量低的生產(chǎn)難題。

該井的實際施工數(shù)據(jù)表明：用高壓泵以8-12噸/小時的流量向油層中一次性加入75～80℃油田污水1000噸，施工壓力為17-20mpa，不會壓穿該井油層；該油井屬于水平油井，井口在施工中沒有出現(xiàn)明顯抬升；因此實施本發(fā)明技術(shù)方案不會產(chǎn)生損壞水平油井井筒和井身結(jié)構(gòu)的缺陷。

實施例12

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，同時，為了提高熱流體在油層中的溫度，降低熱流體進(jìn)入油層前的熱損失，所述熱流體中含有能夠發(fā)生熱化學(xué)反應(yīng)的熱能釋放劑；

所述化學(xué)劑是主要有效成分為氯化十二烷基三甲基銨的商品水溶性降粘劑；所述熱流體是60～65℃的清水；

所述的熱能釋放劑是亞硝酸鈉和氯化銨1：1的混合物。

以d4—x2應(yīng)用本發(fā)明為例：

d4—x2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量500噸，累計開采原油72噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年3月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：用高壓泵先向該井套管中擠注商品水溶性降粘劑(主要有效成分為氯化十二烷基三甲基銨)20噸，然后再向該井套管擠注60～65℃含5％重量濃度的亞硝酸鈉—氯化銨混合物的清水500噸，用該清水將套管中的化學(xué)劑混合物推入油層中；然后再向該井套管擠注40～70℃清水50噸，將含有亞硝酸鈉-氯化銨的清水推入油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；

試驗表明：所述化學(xué)劑混合物密度與含亞硝酸鈉、氯化銨的清水差別較大，所述化學(xué)劑能夠在數(shù)分鐘內(nèi)時間與70℃熱水形成穩(wěn)定的乳化液；由于該清水進(jìn)入油井油管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與所述化學(xué)劑混合物在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該清水溫度60～65℃，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該清水將所述化學(xué)劑推入油層中；由于不含亞硝酸鈉、氯化銨的清水比含亞硝酸鈉、氯化銨的清水密度小，因此能用不含亞硝酸鈉、氯化銨的清水將套管中含亞硝酸鈉、氯化銨的清水自上而下推入油層中；

試驗表明：含5％亞硝酸鈉、5％氯化銨的水溶液在溫度60～65℃時能夠自發(fā)產(chǎn)生放熱反應(yīng)，放出熱量和氮?dú)?；在酸性環(huán)境中，該反應(yīng)的反應(yīng)速度會加快；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；在該井28℃原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點(diǎn)5℃,降低其瀝青質(zhì)相析出溫度9℃；

計算表明：將60～65℃含5％亞硝酸鈉、5％氯化銨的清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高11℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在31℃以上，高于所述化學(xué)劑熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度1℃以上；由此可知：60～65℃含5％亞硝酸鈉、5％氯化銨的清水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因此，所述化學(xué)劑與60～65℃含5％亞硝酸鈉、5％氯化銨的清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度170mp.s，是該井原油原始粘度的1.5％，析蠟溫度為17℃，比其原始析蠟溫度降低6℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為18℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低9℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶。

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年10月底累計產(chǎn)液量500噸，累計開采原油320噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

實施例13

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層造成化學(xué)劑浪費(fèi)，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并保證化學(xué)劑和熱流體能夠順利加入油層中，先向油井或/和注水井或/和油層中試擠熱流體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。

所述的試擠是指：對油井或/和注水井或/和油層進(jìn)行實驗性或探索性或偵察性的注水方法，是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法。所述試擠能保證向油層中順利加入化學(xué)劑和熱流體，并符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。

以遼河油田靜35塊東部油藏為例。

遼河油田公開資料表明：靜35塊東部油藏儲層孔隙空間主要為粒間孔，孔喉半徑為2.83微米，有少量溶蝕孔和裂縫；孔隙類型為高滲大孔細(xì)喉不均勻型和中滲大孔細(xì)喉不均勻型，孔隙半徑一般為5～50微米，平均為13微米；儲層孔喉均質(zhì)系數(shù)為0.342，非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，儲層孔隙度一般17-24％，滲透率一般為200～2000×10^-3um²；生產(chǎn)井段長度為50～150米，油層平均厚度24米，單層油層厚度0.1～8米，單井油層層數(shù)3～25層，平均泥巖夾層厚度3.1米，有少量夾氣層和夾水層，大部分井有1層以上油水同層；

由于靜35塊東部油藏原油析蠟點(diǎn)為42℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為45℃，低于該析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度的油田污水或清水進(jìn)入該區(qū)塊油層中會加劇油層析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，因此所述油田污水或清水進(jìn)入該區(qū)塊油層的溫度不能低于45℃；據(jù)此，根據(jù)試擠是利用油管還是套管進(jìn)行，通過有關(guān)計算即可得出所述油田污水或清水的地面溫度范圍；例如采用套管試擠，計算表明所述油田污水或清水地面溫度不低于65℃、試擠流量不低于10噸/小時，其進(jìn)入油層的溫度將大于45℃，滿足試擠溫度要求；

由于水從油井中進(jìn)入高滲透率油層的阻力小于低滲透率油層，因此所試擠的水會優(yōu)先進(jìn)入高滲透率油層中，從而提高化學(xué)劑進(jìn)入高滲透率油層的阻力，使化學(xué)劑進(jìn)入低滲透油層的量相對得到提高；據(jù)此，根據(jù)每口井各個油層的不同情況，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員利用現(xiàn)有方法和資料進(jìn)行計算即可得出所述油田污水或清水的試擠水量范圍；以靜35-31-41井為例，利用該井測井資料和靜35塊地質(zhì)資料，經(jīng)過計算表明：該井試擠10～20噸油田污水即可大幅提高化學(xué)劑進(jìn)入高滲透率油層的阻力，有效平衡該井高滲透率油層和低滲透率油層的非均質(zhì)性，使化學(xué)劑能夠以相對均衡的速度進(jìn)入各個油層中；據(jù)此，確定靜35-31-31井試擠油田污水或清水量為10～20噸；通過試擠油田污水或清水，解決了讓化學(xué)劑、熱流體更均勻地進(jìn)入同一油井中的不同油層或/和讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油層的不同部位的問題。

公開資料表明：水與不溶于水的有機(jī)溶劑如油，能夠形成油-水界面，產(chǎn)生界面張力；遼河油田靜35塊油層(儲層)粒間孔的孔喉半徑為2.83微米，溶蝕孔和裂縫孔隙半徑一般為5～50微米，平均為13微米，均屬毛細(xì)管范疇，油層中的原油就儲存在其中；有關(guān)計算可以表明；處于該半徑毛細(xì)管的油-水界面所產(chǎn)生的界面張力或毛細(xì)管力很大；先向油層中加入有機(jī)溶劑如油，如果毛細(xì)管中存在水，該有機(jī)溶劑就會與水形成油-水界面，產(chǎn)生油-水界面張力，阻礙有機(jī)溶劑如油向毛細(xì)管中位移；而由于有機(jī)溶劑如油能夠與原油互溶，如果毛細(xì)管中存在的是油而非水，有機(jī)溶劑就不能與原油產(chǎn)生界面張力，不會阻止有機(jī)溶劑如油向毛細(xì)管中位移；因此，無論加入有機(jī)溶劑后再向油層中加入化學(xué)劑是否能夠與有機(jī)溶劑產(chǎn)生新的液—液界面，都會因為該油-水界面張力的存在而阻礙化學(xué)劑優(yōu)先進(jìn)入含水多或全部是水的毛細(xì)管，而會優(yōu)先選擇進(jìn)入沒有該油-水界面張力的含原油的毛細(xì)管中或含水低的細(xì)管中；因此，先向油層中加入有機(jī)溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，能夠有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層；由于化學(xué)劑進(jìn)入水層不能發(fā)揮作用，進(jìn)入水層的量越少就意味著更多的化學(xué)劑進(jìn)入了油層而發(fā)揮作用，因此用先向油層中加入有機(jī)溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的方法來防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透率水層而浪費(fèi)化學(xué)劑的有益其效果是能夠預(yù)期的。

實施例14

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了提高油層壓力和熱流體的波及系數(shù)，先向油層中加入特種氣體或泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；

所述泡沫液是由壓力小于5mpa的氮?dú)馀c由5％十二烷基硫酸鈉和95％清水組成的發(fā)泡液在地面高壓管線中制成；所述化學(xué)劑是主要成分為菲的有機(jī)溶液的油溶性驅(qū)油劑；所述熱流體是50～60℃清水。

以d5-x5應(yīng)用本發(fā)明為例：

d5-x5井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計開采原油60噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：將10000標(biāo)準(zhǔn)立方米壓力小于5mpa的氮?dú)馀c由5％十二烷基硫酸鈉、95％清水組成的發(fā)泡液20噸在地面高壓管線中制成泡沫液，然后用現(xiàn)有方法將該泡沫液從該井套管中注入油層中；然后再向該井套管擠注主要成分為菲的有機(jī)溶液的商品油溶性驅(qū)油劑10噸；然后再向該井套管擠注50～60℃清水400噸和壓力不超過12mpa的氮?dú)?0000標(biāo)準(zhǔn)立方米，用該清水和氮?dú)鈱⑻坠苤械呐菽骸Ⅱ?qū)油劑推入油層中；讓泡沫液、驅(qū)油劑、50～60℃清水在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，提高油層壓力和水的波及系數(shù)，使油層中的原油和驅(qū)油劑、泡沫液、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面。

試驗表明：雖然所述驅(qū)油劑能夠?qū)⑺雠菽喝芙夥蛛x成液體和氣體，但由于所述清水進(jìn)入油井油管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與泡沫液、驅(qū)油劑、氮?dú)庠谟凸苤胁粩嗷旌?、乳化，因此能夠用該清水將所述泡沫液、?qū)油劑、氮?dú)馔迫胗蛯又校?/p>

公開資料表明：高壓氮?dú)馀c由5％十二烷基硫酸鈉、95％清水組成的發(fā)泡液能夠通過專門射流器、泡沫發(fā)生器在地面高壓管線中形成高壓泡沫液；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；在該井22℃原油樣品中加入10％所述驅(qū)油劑，能夠降低其析蠟點(diǎn)5℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度10℃；

計算表明：將50～60℃清水400噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在25℃以上，所述驅(qū)油劑熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度3℃以上；由此可知：50～60℃的清水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因此，所述驅(qū)油劑與50～60℃清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度130mp.s，是該井原油原始粘度的1％，析蠟溫度為17℃，比其原始析蠟溫度降低6℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為17℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低10℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年10月底累計產(chǎn)液量700噸，累計開采原油500噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

實施例15

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：用液態(tài)二氧化碳提高油層壓力，降低油層中的原油粘度，先向油層中加入特種化學(xué)劑，再向油層中加入液態(tài)二氧化碳，然后向油層中加入熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，提高油層壓力能量，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面；

所述特種化學(xué)劑是10％正丁醚、50％混合重質(zhì)苯、10％的2-辛酮、10％雜醇油、10％二甲基萘、10％1-甲基萘混合而成的化學(xué)劑；所述熱流體是80～90℃油田污水；

以d5-x3應(yīng)用本發(fā)明為例：

d5-x3井屬于富拉爾基油田，于2007年10月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計開采原油30噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：用高壓泵向該井套管中注入由10％正丁醚、50％混合重質(zhì)苯、10％的2-辛酮、10％雜醇油、10％二甲基萘、10％1-甲基萘混合而成的化學(xué)劑混合物20噸，用該化學(xué)劑混合物將油井中的水推回油層中；然后再用二氧化碳專用高壓泵向該井套管擠注液態(tài)二氧化碳50噸，用液態(tài)二氧化碳將化學(xué)劑混合物推進(jìn)油層中；然后再用高壓泵向該井套管中注入80～90℃油田污水600噸，用該清水將套管中的液態(tài)二氧化碳推入油層中；讓液態(tài)二氧化碳、化學(xué)劑、80～90℃清水在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度和粘度，提高油層壓力能量，使油層中的原油和二氧化碳、化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；

公開資料表明：商品液態(tài)二氧化碳能夠在-10℃以上儲運(yùn)，二氧化碳降低原油粘度；

試驗表明：液態(tài)二氧化碳與所述化學(xué)劑混合物密度相當(dāng)，因此能夠用液態(tài)二氧化碳將套管中的所述化學(xué)劑混合物自上而下推進(jìn)油層中；由于液態(tài)二氧化碳遇到80～90℃清水會汽化、溶解，因此能夠用該清水將液態(tài)二氧化碳推入油層中；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；所述化學(xué)劑混合物在22℃能夠溶化(或溶解)商品瀝青和商品道路瀝青；在該井22℃原油樣品中加入10％所述化學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點(diǎn)6℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度12℃；說明22℃下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將瀝青質(zhì)相和蠟晶有效熔化(或溶化)；

計算表明：將液態(tài)二氧化碳50噸加入油層中，最高能使該井周圍半徑12米內(nèi)油層溫度下降1℃，其在油層的極限最低溫度不會低于-15℃；

計算表明：將80～90℃油田污水600噸加入該井中，能夠補(bǔ)充50噸液態(tài)二氧化碳汽化所從油層吸收的熱量，并能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在25℃以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度3℃以上；由此可知：80～90℃的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因此，所述化學(xué)劑混合物與80～90℃的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度110mp.s，是該井原油原始粘度的1％，析蠟溫度為16℃，比其原始析蠟溫度降低7℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為14℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低13℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)7個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量800噸，累計開采原油630噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

實施例16

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了更有效的降低原油在油層中的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，先向油層中加入過氧化物水溶液，再向油層油層中加入化學(xué)劑和熱流體；

所述過氧化物水溶液是含過氧化尿素1wt％的70～80℃清水；所述化學(xué)劑分別是含1wt％過氧化二苯甲酰—99wt％的1-甲基萘混合液和聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液體；所述熱流體分別是70～80℃油田污水和含0.2％過氧化氫的70～80℃油田污水；

以705-1井應(yīng)用本發(fā)明為例：

705-1井屬于富拉爾基油田，于2006年6月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計開采原油80噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先用高壓泵向該井套管中注入含過氧化尿素1wt％的70～80℃清水50噸；再用高壓泵向該井套管中注入含1wt％過氧化二苯甲酰和99wt％的1-甲基萘混合液10噸；再用高壓泵向該井套管中注入70～80℃油田污水100噸，將過氧化尿素、過氧化二苯甲酰、1-甲基萘推入油層中；再用高壓泵向該井套管中注入溫度為40℃的聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液體10噸；再用高壓泵向該井套管中注入70～80℃油田污水100噸將聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液體推入油層中；再用高壓泵向該井套管中注入含0.2％過氧化氫的70～80℃油田污水100噸；再用高壓泵向該井套管注入70～80℃油田污水150噸；以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；

公開資料表明：該井的孔隙度33％，滲透率為1200～2000×10^-3um²，油層天然能量不足，油層下的原油粘度為11000mpa.s，原油在油層中有一定流動性；

公開資料表明：雖然過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰均能釋放自由氧原子，溫度能夠加速該反應(yīng)速度，油層中的微量重金屬離子也能加速該反應(yīng)速度，但由于其在污水中的濃度很低，所產(chǎn)生的反應(yīng)壓力能夠被油層即可吸收，不會對油井、油層造成危害，因此能夠應(yīng)用于該井油層中；

雖然過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰均能分解聚氧乙烯辛基苯酚醚-10，但因為該技術(shù)方案已經(jīng)用100噸污水將其隔離，因此過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰在遇到聚氧乙烯辛基苯酚醚-10前已經(jīng)在油層中反應(yīng)完畢，不會嚴(yán)重分解聚氧乙烯辛基苯酚醚-10；

實驗表明：聚氧乙烯辛基苯酚醚-10不溶于水，但能與水、油形成乳化液，因此能夠有效降低過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰的分解，也能夠被污水推進(jìn)油層中；

室內(nèi)試驗表明：1-甲基萘密度與污水相當(dāng)，能夠被污水推進(jìn)油層中；

有關(guān)資料和試驗表明：100℃以下，過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰會優(yōu)先分解大分子物質(zhì)如瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、蠟分子，因此不能大量分解1-甲基萘而抵消其功效；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；在該井22℃原油樣品中加入10％所述1-甲基萘混合液，能夠降低其析蠟點(diǎn)7℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度12℃；

計算表明：將70～80℃油田污水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在25℃以上，高于所述1-甲基萘混合液熔化(或溶化)瀝青質(zhì)相和蠟晶的溫度3℃以上；由此可知：70～80℃的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因此，所述1-甲基萘混合液與70～80℃的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度160mp.s，是該井原油原始粘度的1.5％，析蠟溫度為18℃，比其原始析蠟溫度降低5℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為16℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低11℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量480噸，累計開采原油310噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

需要注意的是，所述的化學(xué)劑添加過氧化物時，不能含有高分子表面活性劑和聚合物。

所述的過氧化物應(yīng)能保證其能在油層中分解出自由氧或能夠破壞瀝青質(zhì)分子、蠟分子碳鏈或能夠破壞瀝青質(zhì)相的結(jié)構(gòu)，并保證其在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。

實施例17

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了提高油層壓力，先向油層中加入惰性氣體釋放劑水溶液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，提高油層壓力，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面；

所述化學(xué)劑是商品水溶性降凝劑；所述熱流體是70～80℃油田污水；所述惰性氣體釋放劑分別是含3wt％亞硝酸銨的常溫油田污水溶液和含5wt％碳酸銨的30～40℃油田污水溶液兩種；

公開資料表明：亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60℃以上時能夠爆炸；硝酸銨能夠在110℃以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10％以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性氣體釋放劑范疇，且其折合100％純品的最大加入量不能超過10噸。

以d6-x3井應(yīng)用本發(fā)明為例：

d6-x3井屬于富拉爾基油田，于2007年11月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350℃高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計開采原油40噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟(jì)價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；

實際檢測表明：該井周圍油層溫度20℃，所產(chǎn)原油樣品20℃粘度11000mp.s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)32％，含蠟量21％，析蠟溫度23℃，瀝青質(zhì)相析出溫度27℃；因此，該井周圍油層溫度低于瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析出瀝青質(zhì)相和蠟晶，所析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；

為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年5月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為：先用高壓泵向該井套管中注入商品水溶性降凝劑20噸；再用高壓泵向該井套管中注入含5wt％碳酸銨的30～40℃油田污水溶液100噸；再用高壓泵向該井套管中注入含3wt％亞硝酸銨的常溫油田污水溶液50噸；再用高壓泵向該井套管中注入80～90℃油田污水550噸；以熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶，降低油層中原油的瀝青質(zhì)相析出溫度和析蠟溫度，使油層中的原油和惰性氣體、化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；

公開資料表明：該井的孔隙度33％，滲透率為1200～2000×10^-3um²，油層天然能量不足，油層下的原油粘度為11000mpa.s，原油在油層中有一定流動性；

公開資料表明：雖然亞硝酸銨在80～90℃環(huán)境下能夠與碳酸銨快速反應(yīng)，但由于其在污水中的濃度很低，所產(chǎn)生的反應(yīng)壓力能夠被油層即可吸收，不會對油井、油層造成危害，因此能夠應(yīng)用于該井油層中；

雖然亞硝酸銨的分解反應(yīng)能夠破會商品水溶性降粘劑中的高分子物質(zhì)，但因為該技術(shù)方案已經(jīng)用100噸碳酸銨水溶液將亞硝酸銨與商品水溶性降粘劑隔離，在進(jìn)入油層后亞硝酸銨又會優(yōu)選碳酸銨反應(yīng)而非商品水溶性降粘劑，且因原油的阻礙難以全面接觸商品水溶性降粘劑，因此亞硝酸銨的分解反應(yīng)盡管對商品水溶性降粘劑可能有一定影響，但不足以導(dǎo)致其失效；

公開資料表明：碳酸銨不會產(chǎn)生自由氧基，不會分解商品水溶性降粘劑；

試驗表明：商品水溶性降凝劑與水的密度相當(dāng)，雖然小于碳酸銨水溶液，但能夠與其在套管中不斷混合，因此能夠用碳酸銨水溶液將商品水溶性降凝劑推進(jìn)油層中；

試驗表明：該井原油樣品的熔蠟溫度為28℃，瀝青質(zhì)相熔化溫度30℃；在28℃該井原油樣品中加入10％商品水溶性降凝劑，能夠降低其析蠟點(diǎn)5℃，降低其瀝青質(zhì)相析出溫度8℃；

計算表明：將80～90℃油田污水600噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油層溫度提高11℃以上，使其在48小時內(nèi)保持在31℃以上，高于該井原油樣品的瀝青質(zhì)相熔化溫度1℃以上；由此可知：80～90℃的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；

因此，所述商品水溶性降粘劑與70～80℃的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0米內(nèi)油層中析出的瀝青質(zhì)相和蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點(diǎn)、析蠟點(diǎn)、瀝青質(zhì)相析出溫度；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明：該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20℃原油粘度190mp.s，是該井原油原始粘度的1.7％，析蠟溫度為18℃，比其原始析蠟溫度降低5℃，瀝青質(zhì)相析出溫度為18℃，比其原始瀝青質(zhì)相析出溫度降低9℃，均低于該井周圍油層溫度，因此在該井周圍油層中不會析出瀝青質(zhì)相和蠟晶；

該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)5個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量580噸，累計開采原油270噸，經(jīng)濟(jì)效益極其顯著。

實施例18

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：為了解除油井近井地帶由瀝青質(zhì)相和蠟晶等有機(jī)物引起的油層堵塞，通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1—10噸化學(xué)劑和10—100噸熱流體，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；

所述化學(xué)劑的地面溫度應(yīng)高于25℃，可以在熱流體前加入油層中；

所述的熱流體地面溫度應(yīng)高于80℃，加入油井套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸/小時；

所述的化學(xué)劑或/和熱流體含有1—10噸有效濃度不超過50％的防膨劑；

所述化學(xué)劑和熱流體在地面或油井套管或/和油管混合后加入油層中。

由于本發(fā)明所述化學(xué)劑和熱流體能夠有效降低油層中的瀝青質(zhì)相熔化溫度和熔蠟溫度，二者聯(lián)合作用能夠有效熔化(或溶化)油層中的瀝青質(zhì)相和蠟晶；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技術(shù)方案和實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶由瀝青質(zhì)相和蠟晶等有機(jī)物堵塞油層的效果。

實施例19

一種稠油型油藏開采方法，包括以下步驟：通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1—10噸常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機(jī)液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物和50—10000標(biāo)準(zhǔn)立方米特種氣體，用特種氣體將該混合物推入油層中，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；

由于本發(fā)明所述常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機(jī)液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物能夠有效溶化瀝青質(zhì)相和蠟晶，且進(jìn)入油層后不會形成凝固；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技術(shù)方案和實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶由瀝青質(zhì)相和蠟晶等有機(jī)物堵塞油層的效果。

顯然，本發(fā)明的上述實施例僅僅是為清楚地說明本發(fā)明所作的舉例，而并非是對本發(fā)明的實施方式的限定。對于所屬領(lǐng)域的普通技術(shù)人員來說，在上述說明的基礎(chǔ)上還可以做出其它不同形式的變化或變動。這里無法對所有的實施方式予以窮舉。凡是屬于本發(fā)明的技術(shù)方案所引伸出的顯而易見的變化或變動仍處于本發(fā)明的保護(hù)范圍之列。