DOI: 10.11817/j.issn.1672-7207.2015.01.044

SAGD过程中注入烟道气和溶剂对降低稠油的表面张力作用

孙晓娜^{1, 2}，李兆敏¹，李松岩¹，杨阳^{1, 3}

(1. 中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛，266580；

2. 中海油深圳分公司研究院，广东 广州，510240；

3. 中海油研究总院，北京，100027)

摘 要：

形状分析(ADSA)方法，测定烟道气-稠油、正己烷-稠油、烟道气+正己烷-稠油系统表面张力的变化规律，分析蒸汽辅助重力泄油(SAGD)过程中注入非凝析气体和溶剂后对降低稠油表面张力的能力。研究结果表明：在一定温度下，稠油的表面张力随着气体压力的增加而减小，在一定压力下，烟道气-稠油和正己烷-稠油表面张力的变化规律则相反。在相同的温度和压力下，与烟道气相比，正己烷降低稠油表面张力的作用更显著。同时，实验测得的烟道气-稠油表面张力与N₂-稠油表面张力和CO₂-稠油表面张力的线性插值拟合性较好。

关键词：

稠油；烟道气；正己烷；表面张力；

中图分类号：TE345             文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2015)01-0324-08

Performance of reducing surface tension by adding flue gas and solvent in SAGD process

SUN Xiaona^{1, 2}, LI Zhaomin¹, LI Songyan¹, YANG Yang^{1, 3}

(1. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;

2. Research Institute of Shenzhen Branch Company of CNOOC, Guangzhou 510240, China;

3. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China)

Abstract: Based on axisymmetric drop shape analysis (ADSA) technique, the surface tension of flue gas-heavy oil system, n-hexane-heavy oil system and flue gas+n-hexane-heavy oil system were investigated to analyze the performance of reducing surface tension by adding non-condensate gas and solvent in SAGD process. The results show that at the same temperature, the surface tension of heavy oil increases as the pressure increases, but at the same pressure, the variation of flue gas–heavy oil system surface tension is contrary to the n-hexane-heavy oil system. Compared with flue gas, n-hexane reduces surface tension significantly under the same condition. Besides, the experimental data of flue gas–heavy oil surface tension agree well with the linear interpolation value which is calculated by the N₂-heavy oil surface tension and CO₂-heavy oil surface tension.

Key words: heavy oil; flue gas; n-hexane; surface tension

蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)可以有效开采埋藏浅、厚度大的超稠油油藏，自2005年在辽河油田取得先导试验成功以后，目前已进入工业化推广阶段。然而，常规SAGD过程中存在着诸多问题：蒸汽注入量大、向地层的热损失大、采出水处理费用高、温室气体排放量大等。目前，室内模拟和矿场试验表明在SAGD过程中注入适量的非凝析气体^[1-5](例如氮气、二氧化碳、烟道气等)和气化溶剂^[6-9](例如丙烷、丁烷、戊烷、己烷、庚烷等)可以减少对注入能量的需要，即气体辅助SAGD技术(SAGP)和溶剂辅助SAGD技术(ES-SAGD)。研究表明，降低稠油的表面张力是SAGP技术中注入的非凝析气体和ES-SAGD技术中注入的少量气化溶剂改善SAGD开发效果的作用机理之一。研究SAGP和ES-SAGD过程中的界面现象具有重要意义。气体注入后，稠油的表面张力降低，在多孔介质中流动的毛管力和黏附力减小，油藏流体在重力作用下流入生产井被采出^[10]。因此，本文作者研究不同温度、不同压力下烟道气-稠油、溶剂-稠油表面张力的变化规律，分析SAGP和ES-SAGD过程中气体注入对重力泄油的影响。

1  实验

1.1  实验样品

实验所用原油为新疆克拉玛依油田提供的脱气原油，60 ℃条件下密度为0.945 6 g/cm³，黏度为5 340 mPa·s。实验所用非凝析气体为烟道气，由N₂和CO₂按照一定的摩尔分数比例混合得到，CO₂和N₂均由青岛天源气体制造公司生产，纯度均为99.9%。实验所用溶剂为正己烷(n-C₆H₁₄)，由西陇化工有限公司生产，纯度＞95%。

实验过程中需要输入不同温度和压力条件下原油和气体的密度。由于原油的密度随压力变化不大，假设在同一温度下，原油密度不变。根据已知60 ℃时脱气原油密度为0.945 6 g/cm³，查阅石油计量表中的原油部分(GB/T 1885—1998)得到测试温度条件下的脱气原油密度，见表1。气体的密度采用数模软件CMG的Winprop模块通过P-R状态方程计算得到，见表2~4。

表1  不同温度时原油密度

Table 1  Density of heavy oil at different temperatures

表2  不同温度时非凝析气体密度

Table 2  Density of non-condensate gases at different temperatures    kg/m³

表3  不同温度时正己烷密度

Table 3  Density of n-hexane at different temperatures

表4  120 ℃时正己烷与烟气混合气体密度

Table 4  Density of n-hexane and flue gas mixture at 120 ℃       kg/m³

1.2  实验装置

测定高温高压下烟道气-稠油和正己烷-稠油系统的表面张力，采用具有较高精度的轴对称液滴形状分析技术(ADSA)^[11-16]，得到液滴表面平均张力。测量装置为由法国Teclis界面技术有限公司生产的TRACKER界面张力/流变仪(如图1所示)，主要包括：带视窗的高温高压容器(体积为400 mL，压力范围为0~20 MPa，温度范围为0~200 ℃)；马达驱动系统；1 000 μL微型注射器；不锈钢注射针头；样品池；温度控制面板；压力控制面板；气体注入系统；光源；图片采集分析系统等。

ADSA技术测量界面张力全部由计算机完成，可以避免由于人的主观因素造成的误差。在实验过程中，首先输入气相和油相的密度，然后通过马达驱动系统在微型注射器针头形成1个油滴，使用摄像机自动采集油滴形状图片，传送至计算机数据采集分析系统，通过拉普拉斯方程进行求解，直接输出测量的界面张力、油滴体积、油滴面积、曲率半径和邦德数等结果。

1.3  实验步骤

测定烟道气-稠油表面张力的实验步骤如下。

1) 每次测试前，用丙酮和酒精清洗高温高压容器、注射器、针头和样品池。

2) 将微型注射器装满测试稠油，放置于高温高压容器中。

3) 连接高温高压容器与马达驱动系统，调节可视窗至恰当的位置，并用0.3 MPa的烟道气冲刷高温高压容器5次，以排空内部的空气。

4) 将烟道气注入到高温高压容器中并通过电加热方式进行加热，30~60 min后待容器内的压力和温度达到稳定值后，记录下来。

5) 在测试窗口输入油滴和气体密度，点击测试按钮，通过马达驱动，在注射器针尖上形成1个悬垂的油滴；同时，通过摄像机实时采集油滴形状图片，传送至计算机数据采集分析系统，计算得到烟道气-稠油的表面张力。

6) 在一定的压力和温度条件下，每个烟道气-稠油系统的表面张力测定重复3次，以保证较好的重  复性。

7) 调节压力和温度，重复步骤4)~6)，完成实验。

在进行正己烷-稠油表面张力测试过程中，由于正己烷在室温条件下呈液态，高温高压容器中正己烷气体达到测试温度和压力的方法为：首先向高温高压容器中加入适量的液态正己烷，进行加热，升高至一定温度时，正己烷开始气化，用0.15 MPa的正己烷气体冲刷高温高压容器5次，以排空内部的空气。然后继续升温至测试温度，容器内压力上升至饱和蒸气压，稳定30 min后进行测试。其他步骤与烟道气-稠油表面张力的测试方法的相同。

2  实验结果及讨论

2.1  烟道气-稠油系统表面张力变化规律

2.1.1  动态表面张力分析

由于烟道气在原油中具有一定的溶解度，油滴形成后，烟道气会向原油中扩散、溶解，一直持续到油滴被烟道气饱和。为了检测气体向原油中溶解、扩散对表面张力的影响，对烟道气-稠油系统的动态表面张力进行测定。图2所示为120 ℃和4 MPa下测量的烟道气-稠油动态表面张力，其中烟道气组成为80%N₂+20% CO₂(摩尔分数)，并与CO₂-稠油和N₂-稠油的表面张力进行对比。由图2可以看出动态表面张力的变化可以分为2个阶段：第1个阶段为波动阶段，在气体扩散的初始阶段，动态表面张力存在一定的波动，约100 s，说明气体向稠油中扩散会持续一段时间；第2个阶段为平衡阶段，气体-稠油的表面张力波动很小，几乎是一个常数，在相同的温度和压力下，CO₂-稠油的表面张力最小，N₂-稠油的表面张力最大，烟道气-稠油的表面张力介于二者之间，表5所示为前300 s稠油与不同气体作用表面张力的实验值。

图1  稠油表面张力测定实验装置图

Fig. 1  Schematic diagram of experimental setup for measuring heavy oil surface tension

图2  120 ℃和4 MPa下稠油动态表面张力变化图

Fig. 2  Variation of heavy oil dynamic surface tension at 120 ℃ and 4 MPa

表5  前300 s稠油动态表面张力实验值表

Table 5  Experimental value of heavy oil dynamic surface tension in initial 300 s time

2.1.2  静态表面张力分析

为了研究温度和压力对烟道气-稠油平衡表面张力的影响，分别在80，100和120 ℃下进行实验，图3所示为不同温度下烟道气-稠油平衡表面张力随压力变化曲线。由图3可见：当气体压力从0.2 MPa升高到6 MPa，在80 ℃时，烟道气-稠油表面张力由27.31 mN/m减小到23.53 mN/m，降低了13.84%；在100 ℃时，烟道气-稠油表面张力由26.10 mN/m减小到22.26 mN/m，降低了14.71%；在120 ℃时，烟道气-稠油表面张力由24.75 mN/m减小到21.75 mN/m，降低了12.12%。当温度一定时，烟道气-稠油系统的平衡表面张力随着压力的增大而减小，并呈较好的线性关系。这是因为温度一定时，压力增大，烟道气在稠油中的溶解度增大，使得平衡表面张力减小。当压力一定时，烟道气-稠油系统的平衡表面张力随温度的升高而减小。这是因为烟道气的主要成分是N₂，N₂在稠油中的溶解度随着温度升高而增大^[17-18]。

图3  不同温度下烟道气-稠油平衡表面张力变化曲线

Fig. 3  Variation of equilibrium surface tension for flue gas-heavy oil system at different temperatures

2.1.3  气体组成对烟道气-稠油表面张力的影响

在矿场情况下，烟道气的组成很复杂，但其中N₂和CO₂的摩尔分数之和超过90%。在实验过程中，对烟道气的组成进行简化，使用的烟道气由N₂和CO₂按照一定的比例混合得到。在前面的研究中，烟道气的组成均为80% N₂+20% CO₂(摩尔分数)，因此，烟道气-稠油表面张力是CO₂和N₂对稠油表面张力的综合体现。

图4所示为100 ℃时CO₂，N₂和烟道气与稠油表面张力随压力变化曲线。由图4可以看出：100 ℃时，3种气体与稠油的表面张力均随压力的增大而减小，呈现很好的线性关系。低压时，三者的表面张力相近，压力越高，三者的表面张力差值越大。当压力由0.2 MPa增加到6 MPa过程中，CO₂-稠油表面张力降低幅度最明显，由26.07 mN/m减小到17.47 mN/m，降低了32.99%；N₂-稠油表面张力的变化最小，由26.18 mN/m减小到23.52 mN/m，降低了10.16%；烟道气-稠油表面张力的变化介于二者之间，由26.10 mN/m 减小到22.26 mN/m，降低了14.71%。这是因为在同一温度和压力下，CO₂在稠油中的溶解度远远大于N₂的溶解度。

为了探究烟道气-稠油表面张力与CO₂-稠油表面张力和N₂-稠油表面张力之间的关系，表6给出了100 ℃时2种不同组成烟道气实验值与线性插值结果。由表6可见：实验值与线性插值相对误差＜3%，说明在实验条件下不同组成的烟道气-稠油表面张力可以由N₂-稠油表面张力和CO₂-稠油表面张力线性插值得到，并且误差在实验误差允许范围之内。

图4  100 ℃时不同气体与稠油表面张力变化曲线

Fig. 4  Variation of surface tension for different gases at 100 ℃

2.2  正己烷-稠油系统表面张力变化规律

研究表明，正己烷(n-C₆H₁₄)可以有效地改善SAGD的开发效果^{[7, 19]}。本文实验中选用的溶剂为正己烷，研究正己烷降低稠油表面张力的能力。

2.2.1  正己烷降低表面张力能力分析

与CO₂、N₂和烟道气相比，正己烷在稠油中的溶解、萃取作用很强。图5对比了120 ℃时正己烷、CO₂、N₂和烟道气与稠油的表面张力。用其他气体-稠油表面张力与正己烷-稠油表面张力的比值得到的无因次倍数表征正己烷降低表面张力的能力，无因次倍数越大，表明在相同温度和压力条件下正己烷降低稠油表面张力能力越强，如表7所示。当压力接近正己烷的饱和蒸气压时，烟道气-稠油表面张力是正己烷-稠油表面张力的2倍，因为与烟道气相比，正己烷在稠油中的溶解、萃取作用更强，对降低稠油表面张力作用更显著。

2.2.2  温度和压力对正己烷-稠油表面张力的影响

为了研究温度和压力对正己烷-稠油表面张力的影响，分别测定了100，120和140 ℃ 3种温度下的表面张力，如图6所示。当温度一定时，由于正己烷在稠油中的溶解度随着压力的增加迅速增大，使得正己烷-稠油表面张力随压力增大呈线性关系迅速降低。正己烷在100，120和140 ℃接近饱和蒸气压时的表面张力分别为14.57，12.49和9.42 mN/m，表明温度越高，在接近饱和蒸气压时，正己烷-稠油表面张力越小。与烟道气-稠油表明张力不同的是：当压力一定时，温度升高，正己烷-稠油表面张力有所升高，主要是因为温度升高，正己烷在稠油中溶解度减小，从而使得降低表面张力的能力降低。

表6  烟道气-稠油表面张力实验值与线性插值误差

Table 6  Error between surface tension experimental value and linear interpolation value for flue gas-heavy oil system

图5  120 ℃不同气体与稠油表面张力变化曲线

Fig. 5  Variation of surface tension for different gases at 120 ℃

表7  正己烷降低稠油的表面张力

Table 7  Ability of reducing heavy oil surface tension by n-hexane                mN/m

图6  不同温度下正己烷-稠油表面张力变化曲线

Fig. 6  Variation of equilibrium surface tension for n-hexane-heavy oil system at different temperatures

2.3  烟道气+正己烷-稠油系统表面张力变化规律

在进行烟道气+正己烷-稠油表面张力测定实验时，首先向高温高压容器内加入一定量的液态正己烷，然后升温至实验温度，待容器内压力和温度都稳定10 min后，然后向高温高压容器内注入一定量的烟道气，从而得到烟道气与正己烷的混合气体。

图7对比了120 ℃时烟道气、正己烷和烟道气+正己烷3种气体与稠油的表面张力变化规律。由图7可见：当温度一定时，3种气体-稠油表面张力均随压力的增大而减小，但是变化的幅度不同；在低压下，烟道气对降低稠油表面张力作用有限，当气体中含有正己烷时，稠油的表面张力明显降低；在120 ℃和0.3 MPa时，烟道气-稠油表面张力为24.70 mN/m，向烟道气中加入50%(摩尔分数)的正己烷后表面张力为15.89 mN/m，与纯正己烷气体表面张力相差不大，后者为15.19 mN/m。前面的研究表明，烟道气-稠油表面张力可以由CO₂-稠油表面张力和N₂-稠油表面张力线性叠加得到，但是对于烟道气+正己烷混合气体，正己烷对降低表面张力起主要作用，不能简单的由烟道气-稠油表面张力和正己烷-稠油表面张力进行简单的线性插值进行计算。

图7  120 ℃时不同气体-稠油表面张力随压力变化曲线

Fig. 7  Variation of surface tension with pressure for different gases at 120 ℃

前面在进行烟道气+正己烷-稠油表面张力研究时固定2种气体的摩尔分数比为1:1。图8对比了混合气体中烟道气与正己烷的摩尔分数比分别为1:3，1:1和3:1时与稠油表面张力的变化规律。由图8可知：当压力一定时，混合气体中正己烷含量越高，表面张力越低；当压力由0.1 MPa增大到0.39 MPa，烟道气与正己烷摩尔分数比为1:3时，表面张力由21.61 mN/m降低到12.24 mN/m，降低了43.36%；当烟道气与正己烷摩尔分数比为1:1时，表面张力由21.83 mN/m降低到13.48 mN/m，降低了38.25%；当烟道气与正己烷摩尔分数比为3:1时，表面张力由22.28 mN/m降低到15.58 mN/m，降低了30.07%。由图8可见：烟道气与正己烷混合气体中溶剂对降低表面张力起到主导作用。

图8  120 ℃时不同比例烟道气+正己烷混合气体与稠油表面张力变化曲线

Fig. 8  Variation of surface tension between heavy oil and different proportion mixture gas of flue gas and n-hexane at 120 ℃

3  结论

1) 气体与稠油动态表面张力测定分为2个阶段：第1个阶段为气体向稠油中溶解、扩散的波动阶段，第2个阶段为平衡阶段。

2) 当压力一定时，温度升高，烟道气-稠油表面张力降低，正己烷-稠油表面张力则升高。在接近饱和蒸气压时，正己烷-稠油表面张力随温度的升高而越小。

3) 在实验压力范围(＜6 MPa)内，不同组成的烟道气-稠油表面张力可以由N₂-稠油表面张力和CO₂-稠油表面张力线性插值得到，相对误差＜3%。

4) 与烟道气相比，正己烷降低稠油表面张力能力明显。向烟道气中加入适量的正己烷，即可大幅度地降低表面张力。

参考文献：

[1] 刘志波, 程林松, 纪佑军, 等. 蒸汽与天然气驱(SAGP)开采特征: 与蒸汽辅助重力泄油(SAGD)对比分析[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(1): 79-83.

LIU Zhibo, CHENG Linsong, JI Youjun, et al. Production features of steam and gas push: Comparative analysis with steam assisted gravity drainage[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(1): 79-83.

[2] 张小波, 郑学男, 邰德军, 等. SAGD添加非凝析气技术研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2010, 32(2): 113-117.

ZHANG Xiaobo, ZHENG Xuenan, TAI Dejun, et al. The technical research on adding none condensate gas in SAGD[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2010, 32(2): 113-117.

[3] Caroline H, Harald T, Laura S, et al. NCG behavior in SAGD: A numerical simulation analysis[C]// SPE/PS/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. Calgary, Alberta, Canada, 2008: 1-9.

[4] 李兆敏, 王勇, 高永荣, 等. 烟道气辅助SAGD数值模拟研究[J]. 特种油气藏, 2011, 18(1): 58-60.

LI Zhaomin, WANG Yong, GAO Yongrong, et al. Numerical simulation study of flue gas assisted SAGD[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2011, 18(1): 58-60.

[5] Sharma J, Moore R G, Mehta R. Effect of methane co-injection in SAGD-Analytical and simulation study[C]// CSUG/SPE Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary, Alberta, Canada, 2011: 1-37.

[6] 杨滨, 方洋, 王国政, 等. 溶剂辅助重力泄油技术开采稠油室内试验[J]. 石油钻探技术, 2012, 40(3): 102-106.

YANG Bin, FANG Yang, WANG Guozheng, et al. Indoor test of heavy oil recovery by gravity drainage with solvent[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2012, 40(3): 102-106.

[7] Ardali M, Mamora D D, Barrufet M. A comparative simulation study of addition of solvents to steam in SAGD process[C]// Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conference. Calgary, Alberta, Canada, 2010: 1-16.

[8] Jiang H, Deng X, Huang H, et al. Study of solvent injection strategy in ES-SAGD process[C]// SPE Heavy Oil Conference Canada. Calgary, Alberta, Canada, 2012: 1-11.

[9] Mohebati M, Maini B B, Harding T G. Experimental investigation of the effect of hexane on SAGD performance at different operating pressures[C]// SPE Heavy Oil Conference Canada. Calgary, Alberta, Canada, 2012: 1-16.

[10] Yang C, Gu Y. Effects of heavy-oil/ solvent interfacial tension on gravity drainage in the vapor extraction (vapex) process[C]// SPE/PS-CIM/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. Calgary, Alberta, Canada, 2005: 1-8.

[11] 王海涛, 伦增珉, 骆铭, 等．高温高压条件下CO₂/原油和N₂/原油的界面张力[J]. 石油学报, 2011, 32(1): 177-180.

WANG Haitao, LUN Zengmin, LUO Ming, et al. Interfacial tension of CO₂/crude oil and N₂/crude oil at high pressure and high temperature[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(1): 177-180.

[12] LI Huazhou, YANG Daoyong, Tontiwachwuthiku P. Experimental and theoretical determination of equilibrium interfacial tension for the solvent(s)-CO₂-heavy oil systems[J]. Energy & Fuels, 2012, 26: 1776-1786.

[13] YANG Daoyong, GU Yongan. Visualization of interfacial interactions of crude oil-CO₂ systems under reservoir[C]// SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, Oklahoma, USA, 2004: 1-9.

[14] YANG Daoyong, Tontiwachwuthikul P, GU Yongan. Interfacial tensions of the crude oil+reservoir brine+CO₂ systems at pressures up to 31 MPa and Temperatures of 27 °C and 58 °C[J]. Journal of Chemical Engineering Data, 2005, 50(4): 1242-1249.

[15] Zolghadr A, Escrochi M, Ayatollahi S. Temperature and composition effect on CO₂ miscibility by interfacial tension measurement[J]. Journal of Chemical & Engineering Data, 2013: 1-8.

[16] LI Huazhou, YANG Daoyong. Phase behaviour of C₃H₈-n-C₄H₁₀-heavy oil systems at high pressures and elevated temperatures[C]// SPE Heavy Oil Conference Canada. Calgary. Alberta, Canada, 2012: 1-11.

[17] 韩布兴, 闰海科, 胡日恒. CO₂、N₂在克拉玛依九区稠油中的溶解度及气体饱和稠油的粘度、密度[J]. 油田化学, 1993, 10(3): 264-267.

HAN Buxing, RUN Haike, HU Riheng. Gas solubility, viscosity and density measurements for Karamai heavy crude saturated with carbon dioxide and nitrogen[J]. Oilfield Chemistry, 1993, 10(3): 264-267.

[18] 薛海涛, 卢双舫, 付晓泰. 甲烷、二氧化碳和氮气在油相中溶解度的预测模型[J]. 石油与天然气地质, 2005, 26(4): 444-449.

XUE Haitao, LU Shuangfang, FU Xiaotai. Forecasting model of solubility of CH₄, CO₂ and N₂ in crude oil[J]. Oil & Gas Geology, 2005, 26(4): 444-449.

[19] XIA Bao, ZHANG Xinchen, HUI Deng, et al. Numerical simulation of ES-SAGD process in Athabasca oil sands with top water and gas thief zones[C]// International Petroleum Technology Conference. Bangkok, Thailand, 2012: 1-16.

(编辑  杨幼平)

收稿日期：2014-02-13；修回日期：2014-04-20

基金项目(Foundation item)：国家高科技研究发展计划(863计划)项目(2009AA06Z205)；中石油科技重大专项(2011E2403)；国家科技重大专项(2011ZX05032-001) (Project(2009AA06Z205) supported by the National High-Tech Research and Development Program (863 Program); Project(2011E2403) supported by Science and Technology Major Project of PetroChina; Project(2011ZX05032-001) supported by the National Science and Technology Major Project)

通信作者：李兆敏，博士，教授，博士生导师，从事泡沫流体及稠油开采研究；E-mail: lizhm6561@163.com

摘要：采用轴对称液滴形状分析(ADSA)方法，测定烟道气-稠油、正己烷-稠油、烟道气+正己烷-稠油系统表面张力的变化规律，分析蒸汽辅助重力泄油(SAGD)过程中注入非凝析气体和溶剂后对降低稠油表面张力的能力。研究结果表明：在一定温度下，稠油的表面张力随着气体压力的增加而减小，在一定压力下，烟道气-稠油和正己烷-稠油表面张力的变化规律则相反。在相同的温度和压力下，与烟道气相比，正己烷降低稠油表面张力的作用更显著。同时，实验测得的烟道气-稠油表面张力与N₂-稠油表面张力和CO₂-稠油表面张力的线性插值拟合性较好。