由于蒸汽吞吐方法是單井作業，即每口井既是注汽井又是生產井，將一定量蒸汽注入油層后，關井數天后即開井回采，靠加熱油層降低原油粘度來提高產量。這種方法的經濟風險性較小，而且，雖然可以每口井進行5~8周期的吞吐作業，采油速度高達3％~8％，一般經濟效益比蒸汽驅高數倍，但是原油采收率僅10％~20％，損失大量可采儲量。因此，并不推薦稠油油藏只進行蒸汽吞吐開采，可以將蒸汽吞吐篩選標準作為評價稠油油藏的一種方法和依據，對某些很難進行蒸汽驅開采和稠油油藏，*行蒸汽吞吐開采也是可行的，但不是*選擇。

    稠油注蒸汽開采，按驅動方式分為蒸汽吞吐及蒸汽驅兩個階段，這是國外通常的作法。但是從生產作業程序上可分為三個階段，即：

    蒸汽吞吐階段；注汽井連續注汽進行蒸汽驅，采油井繼續進行蒸汽吞吐階段；采油井結束吞吐連續采油，進行蒸汽驅開采階段。這樣的劃分，給出一個由*靠蒸汽吞吐開采到*靠汽驅開采的過渡階段，在此過渡階段，根據油藏熱采動態，如各井點、井組的采出程度以及溫度場、壓力場，含油飽和度場的分布情況進行較靈活的注汽及采油的調控，以zui大限度地提高開發效果及經濟效益。稠油蒸汽驅開采篩選標準是按先蒸汽吞吐接著進行蒸汽驅開采考慮的。由于稠油油藏進行蒸汽驅開采是高技術、高投入、高速度、高耗能，能否取得益、高水平不僅主要取決于油藏地質條件，也取決于工藝技術的*住。有些油藏條件，雖然在技術上能夠成功，但經濟上可能無利可圖而失敗，因而稠油油藏進行蒸汽驅開采，還具有某些技術上、經濟上的風險性。

    油藏熱采篩選條件很多，影響蒸汽驅開發效果zui大的主要油藏地質條件，可分為上文所介紹的五個參數組。即：

    1）油藏條件（或油層溫度）下的原油粘度及地面條件下的原油相對密度；

    2）油層深度（中部）；

    3）油層純厚度及純厚/總厚比；

    4）孔隙度φ；初始油飽和度oiS，兩者的乘積×φoiS及儲量系數；

    5）滲透率。熱采篩選標準，還應考慮工藝技術的成熟程度及技術發展前景。隨著技術的發展，篩選標準應有變化。而且，經濟指標主要按油汽比（OSR）考慮。

    （1）原油粘度及相對密度蒸汽驅存在兩個篩選極限值，即zui低粘度及zui大粘度，而密度是次要的。不同原油粘度采用注水驅的殘余油飽和度結果表明，當油水粘度比大于100時，殘余油飽和度在30％以上，水驅效果差。推薦原油粘度大于150~200mPa·s時，采用注蒸汽開發或注熱水驅開發。至于適宜于蒸汽驅的原油粘度上限值，隨著技術進步，有所提高。70年代，許多專家提出＜100mPa·s。80年代以來，Taber及Manin提出＜5000mPa·s。1984年美國NPC專家提出＜15000mPa·s。原油粘度越高，注蒸汽開發效果越差。尤其明顯的是，蒸汽驅的開發指標（如驅油效率、體積掃油系數及油汽比等）隨粘度增大顯著降低，而且隨油層厚度變薄，開發效果更是變差。10m厚度油層，油汽比大于0.15的原油粘度極限是10000mPa·s，如果粘度達到50000mPa·s，油層厚度必須大于20m，油汽比才能在0.15以上。

    （2）油層深度對于蒸汽驅采油，存在油層深度的zui小極限及zui大極限值。油層埋藏太淺，注蒸汽的壓力不能超過油層破裂壓力，因而注入壓力低，蒸汽的溫度也太低，在蒸汽溫度下的原油粘度高，而且注入速度太低。這樣將導致蒸汽驅的采收率很低。推薦按注蒸汽溫度不小于200℃（注汽壓力1.5MPa）考慮，取zui小的油層深度為150m。油層深度增加，井筒熱損失率增大，井底蒸汽干度降低，而且套管溫度高，超過安全權限而受到損壞。目前油藏深度達1600m的高升油田，已采用隔熱油管及耐高溫封隔器等井筒隔熱技術，獲得蒸汽吞吐開采成功。但是，井底蒸汽干度很難達到50％以上，因而，還不能進行蒸汽驅開采。按現有工藝技術條件，推薦蒸汽驅油層深度是150m~1400m。

    （3）油層純厚度，純厚度與總厚度比值蒸汽驅油藏zui重要的油層條件之一是足夠的油層厚度，且油層中非含油致密夾層（頁巖、泥質粉砂巖、粘土層等）要盡量少。油層厚度越厚越好。在連續注蒸汽過程中（一般長達5~7a），進入油層的熱能不斷向油層頂蓋層及底板層散失。油層越薄熱損失率越大，而且隨著注入時間延長，累積熱損失率增加。如果油層間有泥巖夾層，這種不含油夾層也吸收大量熱能。在注蒸汽某個時刻，保留在含油層中的熱量占有總的累積注入熱量的百分比，稱作油層的加熱效率。油層中為蒸汽及熱水所驅動并采出的油量，取決于注入熱量與加熱效率的乘積，即，油層中保存的有效熱量，或者說取決于油層中蒸汽帶的體積，如果油層中熱損失率太大，蒸汽帶的體積就要相對減小，耗汽量增大，而采出油量少，采收率及經濟效益（OSR）受到影響。不同厚度油層隨注入時間變化的累積熱損失率熱采數值模擬結果（如注汽300d，20m、10m及5m厚度油層的累積熱損失率分別為30％、48％及67％；如注汽1500d，則分別為50％、70％及84％。顯然，厚度小于10m以下，油層中熱損失率太大，也即油層的加熱效率太低。

    （4）孔隙度、含油飽和度及儲量系數

    （5）滲透率及Kh/μ值

    （6）其他因素的考慮??儲層巖性：zui適宜于熱采的儲層是砂巖，但裂縫性砂巖易引起蒸汽串流。且油層加熱效益太低，不利于蒸汽驅。??油層壓力：油層壓力太高，蒸汽驅蒸汽帶體積較小，這是濕飽和蒸汽的特性所致。但是，我國多數稠油油藏較深，又未經過長期常規采油，油層壓力較高。先經過蒸汽吞吐降壓后再進行蒸汽驅仍是可行的。地層傾角要小：據RIPED室內試驗證實，傾角超過10度以上，蒸汽帶重力超覆作用加劇，降低了蒸汽驅的采收率。??注采井之間的連通性要好：對于任何采油方式，油層的非均質性嚴重，注采井之間油層因尖滅、缺失或斷層相隔引起注采井之間不連通都是極不利的。??邊底水的干擾：對于邊底水活躍的稠油油藏，在蒸汽吞吐開采壓力降低后，將加劇邊底水的入浸，不僅會降低蒸汽吞吐階段的開發效果，而且會干擾蒸汽驅開采正常進行。遼河錦45塊及勝利單家寺稠油油田，由于蒸汽吞吐開采階段，邊水浸入嚴重，失去了轉汽驅開采的條件；而曙光油田曙175塊，有邊水浸入但提早轉汽驅并采取了其他措施，轉汽驅開采成功。因此，對邊底水的干擾應早有對策，不可忽視。

    （7）熱采篩選標準中的經濟極限OSR

    稠油油藏熱采開發方式的篩選按稠油性質分類，一般采用的開采方式：

    1）對于普通稠油油藏，油層原油粘度小于150mPa·s時200mPa·s，大干200mPa·s時采用熱水驅或注蒸汽開采。

    2）對于普通稠油油藏，油層原油粘度僅幾百至2000mPa·s（含氣油）以下，油層厚度較大，油層較深時，地質參數符合蒸汽吞吐篩選標準一等儲量時，先采用常規機械采油方式開發。在產量達到來油速度為1％以上的條件下開采，然后轉入蒸汽吞吐；如地質參數也符合蒸汽驅篩選標準一等儲量。接著再進行蒸汽驅開采，即三個階段的開采方式。

    3）對于粘度較高的普通稠油油藏，油層天然能量不足以獲得常規開采理想采油速度的油藏，如粘度在2000~10000mPa·s，盡早采用先蒸汽吞吐，后進行蒸汽驅開采，即兩個階段的開采方式。但是地質參數要符合蒸汽驅篩選標準一等儲量，如只符合蒸汽吞吐篩選標準，則不能進行常規蒸汽驅開采。

    4）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技術經濟條件下，如地質參數符合蒸汽吞吐篩選標準的一等儲量，則采用蒸汽吞吐開采；如原油粘度小于20000mPa·s，并且其他地質參數符合蒸汽驅篩選標準，可以采用吞吐加汽驅的開發方式，有一定的經濟風險，先開辟注蒸汽熱采先導試驗區，井試驗水平井熱采方法。

    5）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，有很大可能采用常規蒸汽吞吐開發方式，如果地質參數符合篩選標準的話。但是目前按90年代后期水平井熱采技術的發展趨勢，這類油藏更適合于采用水平井熱采開發方式。

    6）對于原油粘度超過50000mPa·s的超稠油油藏，采用常規注蒸汽開發（打直井）難獲得經濟效益，因而只能采用水平井熱采方式。 由于蒸汽吞吐方法是單井作業，即每口井既是注汽井又是生產井，將一定量蒸汽注入油層后，關井數天后即開井回采，靠加熱油層降低原油粘度來提高產量。這種方法的經濟風險性較小，而且，雖然可以每口井進行5~8周期的吞吐作業，采油速度高達3％~8％，一般經濟效益比蒸汽驅高數倍，但是原油采收率僅10％~20％，損失大量可采儲量。因此，并不推薦稠油油藏只進行蒸汽吞吐開采，可以將蒸汽吞吐篩選標準作為評價稠油油藏的一種方法和依據，對某些很難進行蒸汽驅開采和稠油油藏，*行蒸汽吞吐開采也是可行的，但不是*選擇。

    稠油注蒸汽開采，按驅動方式分為蒸汽吞吐及蒸汽驅兩個階段，這是國外通常的作法。但是從生產作業程序上可分為三個階段，即：

    蒸汽吞吐階段；注汽井連續注汽進行蒸汽驅，采油井繼續進行蒸汽吞吐階段；采油井結束吞吐連續采油，進行蒸汽驅開采階段。這樣的劃分，給出一個由*靠蒸汽吞吐開采到*靠汽驅開采的過渡階段，在此過渡階段，根據油藏熱采動態，如各井點、井組的采出程度以及溫度場、壓力場，含油飽和度場的分布情況進行較靈活的注汽及采油的調控，以zui大限度地提高開發效果及經濟效益。稠油蒸汽驅開采篩選標準是按先蒸汽吞吐接著進行蒸汽驅開采考慮的。由于稠油油藏進行蒸汽驅開采是高技術、高投入、高速度、高耗能，能否取得益、高水平不僅主要取決于油藏地質條件，也取決于工藝技術的*住。有些油藏條件，雖然在技術上能夠成功，但經濟上可能無利可圖而失敗，因而稠油油藏進行蒸汽驅開采，還具有某些技術上、經濟上的風險性。

    油藏熱采篩選條件很多，影響蒸汽驅開發效果zui大的主要油藏地質條件，可分為上文所介紹的五個參數組。即：

    1）油藏條件（或油層溫度）下的原油粘度及地面條件下的原油相對密度；

    2）油層深度（中部）；

    3）油層純厚度及純厚/總厚比；

    4）孔隙度φ；初始油飽和度oiS，兩者的乘積×φoiS及儲量系數；

    5）滲透率。熱采篩選標準，還應考慮工藝技術的成熟程度及技術發展前景。隨著技術的發展，篩選標準應有變化。而且，經濟指標主要按油汽比（OSR）考慮。

    （1）原油粘度及相對密度蒸汽驅存在兩個篩選極限值，即zui低粘度及zui大粘度，而密度是次要的。不同原油粘度采用注水驅的殘余油飽和度結果表明，當油水粘度比大于100時，殘余油飽和度在30％以上，水驅效果差。推薦原油粘度大于150~200mPa·s時，采用注蒸汽開發或注熱水驅開發。至于適宜于蒸汽驅的原油粘度上限值，隨著技術進步，有所提高。70年代，許多專家提出＜100mPa·s。80年代以來，Taber及Manin提出＜5000mPa·s。1984年美國NPC專家提出＜15000mPa·s。原油粘度越高，注蒸汽開發效果越差。尤其明顯的是，蒸汽驅的開發指標（如驅油效率、體積掃油系數及油汽比等）隨粘度增大顯著降低，而且隨油層厚度變薄，開發效果更是變差。10m厚度油層，油汽比大于0.15的原油粘度極限是10000mPa·s，如果粘度達到50000mPa·s，油層厚度必須大于20m，油汽比才能在0.15以上。

    （2）油層深度對于蒸汽驅采油，存在油層深度的zui小極限及zui大極限值。油層埋藏太淺，注蒸汽的壓力不能超過油層破裂壓力，因而注入壓力低，蒸汽的溫度也太低，在蒸汽溫度下的原油粘度高，而且注入速度太低。這樣將導致蒸汽驅的采收率很低。推薦按注蒸汽溫度不小于200℃（注汽壓力1.5MPa）考慮，取zui小的油層深度為150m。油層深度增加，井筒熱損失率增大，井底蒸汽干度降低，而且套管溫度高，超過安全權限而受到損壞。目前油藏深度達1600m的高升油田，已采用隔熱油管及耐高溫封隔器等井筒隔熱技術，獲得蒸汽吞吐開采成功。但是，井底蒸汽干度很難達到50％以上，因而，還不能進行蒸汽驅開采。按現有工藝技術條件，推薦蒸汽驅油層深度是150m~1400m。

    （3）油層純厚度，純厚度與總厚度比值蒸汽驅油藏zui重要的油層條件之一是足夠的油層厚度，且油層中非含油致密夾層（頁巖、泥質粉砂巖、粘土層等）要盡量少。油層厚度越厚越好。在連續注蒸汽過程中（一般長達5~7a），進入油層的熱能不斷向油層頂蓋層及底板層散失。油層越薄熱損失率越大，而且隨著注入時間延長，累積熱損失率增加。如果油層間有泥巖夾層，這種不含油夾層也吸收大量熱能。在注蒸汽某個時刻，保留在含油層中的熱量占有總的累積注入熱量的百分比，稱作油層的加熱效率。油層中為蒸汽及熱水所驅動并采出的油量，取決于注入熱量與加熱效率的乘積，即，油層中保存的有效熱量，或者說取決于油層中蒸汽帶的體積，如果油層中熱損失率太大，蒸汽帶的體積就要相對減小，耗汽量增大，而采出油量少，采收率及經濟效益（OSR）受到影響。不同厚度油層隨注入時間變化的累積熱損失率熱采數值模擬結果（如注汽300d，20m、10m及5m厚度油層的累積熱損失率分別為30％、48％及67％；如注汽1500d，則分別為50％、70％及84％。顯然，厚度小于10m以下，油層中熱損失率太大，也即油層的加熱效率太低。

    （4）孔隙度、含油飽和度及儲量系數

    （5）滲透率及Kh/μ值

    （6）其他因素的考慮??儲層巖性：zui適宜于熱采的儲層是砂巖，但裂縫性砂巖易引起蒸汽串流。且油層加熱效益太低，不利于蒸汽驅。??油層壓力：油層壓力太高，蒸汽驅蒸汽帶體積較小，這是濕飽和蒸汽的特性所致。但是，我國多數稠油油藏較深，又未經過長期常規采油，油層壓力較高。先經過蒸汽吞吐降壓后再進行蒸汽驅仍是可行的。地層傾角要小：據RIPED室內試驗證實，傾角超過10度以上，蒸汽帶重力超覆作用加劇，降低了蒸汽驅的采收率。??注采井之間的連通性要好：對于任何采油方式，油層的非均質性嚴重，注采井之間油層因尖滅、缺失或斷層相隔引起注采井之間不連通都是極不利的。??邊底水的干擾：對于邊底水活躍的稠油油藏，在蒸汽吞吐開采壓力降低后，將加劇邊底水的入浸，不僅會降低蒸汽吞吐階段的開發效果，而且會干擾蒸汽驅開采正常進行。遼河錦45塊及勝利單家寺稠油油田，由于蒸汽吞吐開采階段，邊水浸入嚴重，失去了轉汽驅開采的條件；而曙光油田曙175塊，有邊水浸入但提早轉汽驅并采取了其他措施，轉汽驅開采成功。因此，對邊底水的干擾應早有對策，不可忽視。

    （7）熱采篩選標準中的經濟極限OSR

    稠油油藏熱采開發方式的篩選按稠油性質分類，一般采用的開采方式：

    1）對于普通稠油油藏，油層原油粘度小于150mPa·s時200mPa·s，大干200mPa·s時采用熱水驅或注蒸汽開采。

    2）對于普通稠油油藏，油層原油粘度僅幾百至2000mPa·s（含氣油）以下，油層厚度較大，油層較深時，地質參數符合蒸汽吞吐篩選標準一等儲量時，先采用常規機械采油方式開發。在產量達到來油速度為1％以上的條件下開采，然后轉入蒸汽吞吐；如地質參數也符合蒸汽驅篩選標準一等儲量。接著再進行蒸汽驅開采，即三個階段的開采方式。

    3）對于粘度較高的普通稠油油藏，油層天然能量不足以獲得常規開采理想采油速度的油藏，如粘度在2000~10000mPa·s，盡早采用先蒸汽吞吐，后進行蒸汽驅開采，即兩個階段的開采方式。但是地質參數要符合蒸汽驅篩選標準一等儲量，如只符合蒸汽吞吐篩選標準，則不能進行常規蒸汽驅開采。

    4）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技術經濟條件下，如地質參數符合蒸汽吞吐篩選標準的一等儲量，則采用蒸汽吞吐開采；如原油粘度小于20000mPa·s，并且其他地質參數符合蒸汽驅篩選標準，可以采用吞吐加汽驅的開發方式，有一定的經濟風險，先開辟注蒸汽熱采先導試驗區，井試驗水平井熱采方法。

    5）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，有很大可能采用常規蒸汽吞吐開發方式，如果地質參數符合篩選標準的話。但是目前按90年代后期水平井熱采技術的發展趨勢，這類油藏更適合于采用水平井熱采開發方式。

    6）對于原油粘度超過50000mPa·s的超稠油油藏，采用常規注蒸汽開發（打直井）難獲得經濟效益，因而只能采用水平井熱采方式。