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注蒸汽是提高稠油油藏采收率的有效方法。但在注蒸汽开采中,蒸汽“超覆”和“汽窜”导致注入的蒸汽大量损失和波及系数的降低,影响开采效果。不利的流度比是造成蒸汽超覆与汽窜的重要原因之一,改善流度比是提高蒸汽波及效率的有效途径。本文围绕改善注蒸汽热采流度比开展了以下研究：其一,开展了耐高温发泡剂研制与室内评价。首先,研制了阴离子型表面活性剂AGS-8和PMP-1。其次,开展了发泡剂室内静态和动态实验评价,将AGS-8和PMP-1与五种商业发泡剂F240B.SuntechⅣ、ATS、AOS2024和LD-Foam进行性能对比。结果表明：F240B、AGS-8、PMP-1在耐高温、发泡体积、半衰期、抗盐以及抗油等方面,综合性能最好；F240B、AGS-8及PMP-1发泡剂产生的阻力因子较大,且随温度的升高阻力因子下降幅度较小,表明这三种发泡剂具有良好的蒸汽流度控制能力；驱替0.5pv时,F240B、AGS-8和PMP-1的驱油效率分别达到65.3%、58.9%和51.6%。最后,开展了泡沫控制蒸汽流度的敏感因素研究。结果表明：当发泡剂溶液浓度较低时,阻力因子随发泡剂浓度增大迅速增大,当发泡剂溶液浓度超过0.5%以后,随发泡剂浓度的增加,阻力因子增大的趋势减缓；当含油饱和度超过15%时,随含油饱和度的继续增加,泡沫控制蒸汽流度的能力急剧降低；渗透率增大时阻力因子增大,渗透率高于8μm2后阻力因子基本不变；气液比在0.5～1.5的范围内泡沫具有较高的阻力因子,在现场施工中应尽量将气液比控制在0.5～1.5之间。其二,开展了蒸汽冷凝水流度控制化学剂筛选与评价。首先,根据蒸汽驱过程中在温度前缘前后温度发生大幅度变化的特性,提出采用具有特殊性质的化学剂来控制冷凝水相的流度。其原理是化学剂通过在地层中暂时和选择性地在水流通道中结晶,部分堵塞冷凝水流动通道降低冷凝水相的渗透率,从而控制其流度。其次,对化学剂控制水相流度进行了理论分析,论证了化学剂可以到达蒸汽前缘,分析了加入化学剂对蒸汽驱流度比、驱替效率的影响。再次,根据流度控制剂的性能要求,通过筛选,确定MCA可用于蒸汽驱中控制水相流度的化学剂。最后,开展了冷凝水流度控制室内模拟实验。结果表明,当MCA饱和度为1%pv时,岩心渗透率可减小到初值的20%左右；随着岩心中的MCA逐渐被溶解驱出,饱和度逐渐减小,岩心渗透率可恢复到初始渗透率的93%以上,表明由MCA结晶导致的岩心渗透率减小具有暂时性和可逆性。驱替2pv左右时,未添加MCA的驱油实验的平均驱油效率为53.24%,添加MCA的驱油实验的平均驱油效率为61.25%,使用MCA可使线性驱替实验的驱替效率平均增加原始地质储量的8%左右。其三,开展了稠油就地裂解催化体系研制与评价。首先,考察了辽河稠油水热裂解降粘与强化的可行性。结果表明：辽河稠油在240℃条件下经过24小时的水热裂解反应,粘度降低7.26%,其饱和烃、芳香烃含量增加,胶质和沥青质含量有所降低；反应体系中油砂的加入可使反应后的稠油降粘率增加了1倍左右；0.3%的硫酸亚铁与油砂共同作用可使稠油粘度降低55.02%,四氢化萘与矿物共同作用下,稠油降粘率可提高到40%左右,表明辽河稠油具有水热裂解反应性,催化剂与供氢剂能够强化辽河稠油水热裂解降粘。其次,以含镍和钴的矿物为原料制备了稠油就地裂解反应催化剂主剂,性能评价表明所研制的催化剂热稳定性良好、与地层水配伍、与油藏矿物具有协同性；筛选甲苯或混苯作为稠油催化裂解反应的供氢剂；选择石油磺酸盐作为助剂进一步提高稠油就地降粘效果。本文研制的稠油裂解降粘催化体系为：油酸钴/油酸镍催化剂加量0.2%、供氢剂甲苯加量1.0%、助剂石油磺酸盐加量0.3%。最后,稠油就地裂解催化体系室内评价结果表明,稠油在催化体系作用下进行水热裂解反应后,稠油品质得到提高,其饱和烃、芳香烃含量明显增大,胶质、沥青质含量明显降低,反应后稠油中C原子含量降低,H原子含量增加,硫元素含量明显下降,粘度不可逆地降低,降粘率可达90%左右,提高了稠油的流度。最后,进行了流度控制剂现场实施方案初步设计。关于流度控制剂的具体注入量、注入时机以及注入方式等需要根据油田实际情况进行后续计算、设计与完善。