H2S的产生对海上油田现场作业人员和设备的安全均会带来巨大的隐患，为了确定海上稠油热采井H2S的来源，开 展了热采开发中H2S的生成机制探究实验。分别对稠油、稠油+蒸馏水、稠油+水+岩心+甲烷三种反应体系开展了不同温度 下生成H2S的模拟实验研究，并对磺酸盐类表面活性剂进行了高温条件下生成H2S实验。结果表明，对于渤海S油田稠油，稠 油热裂解和水热裂解产生H2S随着反应温度的升高，生成的H2S浓度逐渐增加，有机气体产量均以C5以下的轻烃气体为主， 含有少量C6+气体。稠油水热裂解反应引起了稠油组分变化，稠油的胶质和沥青质含量降低，饱和组分和芳香组分的含量 升高，且随着反应温度升高愈加明显。对所研究的混合体系，在200~300 ℃下，水热裂解、硫酸盐热化学还原（TSR）占据主 导地位，是主要的H2S来源；温度达到350 ℃，稠油裂解和TSR反应占据主导地位。同时研究发现磺酸盐表活剂因其高温不 稳定性等原因在高温条件下易产生H2S，建议在热采中减少磺酸盐表面活性剂的伴蒸汽使用。

针对渤海稠油黏度大、流动性差、开采难度大等问题,从稠油物性特征分析着手,研究了渤海油田5种稠油族组分含量与黏度的关系、研究了温度对稠油黏度和屈服应力值的影响,并研究了稠油黏度对开发措施效果的影响.结果表明:渤海稠油黏度随着饱和分和芳香分含量的增加而呈指数函数关系降低随着胶质沥青质含量的增加呈指数函数关系升高;随着温度的升高,稠油的黏度和屈服值逐渐降低,普通稠油的屈服应力曲线拐点温度为50～60℃,特稠油拐点温度为70～80℃;对于黏度低于500 mPa·s的稠油,适宜进行中低温水驱来提高采收效果;黏度范围在1000 mPa·s以上的原油可进行注热开采,对B-2原油,建议注热温度应不低于200℃;黏度在5000 mPa·s以上的原油,300℃热采相比60℃水驱驱油效率提升的幅度可达到20％以上,建议采用300℃高温热采方式进行开发.