由于蒸汽吞吐方法是單井作業(yè)，即每口井既是注汽井又是生產(chǎn)井，將一定量蒸汽注入油層后，關(guān)井數(shù)天后即開井回采，靠加熱油層降低原油粘度來提高產(chǎn)量。這種方法的經(jīng)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(yè)，采油速度高達3％~8％，一般經(jīng)濟效益比蒸汽驅(qū)高數(shù)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(jù)，對某些很難進行蒸汽驅(qū)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(qū)動方式分為蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)兩個階段，這是國外通常的作法。但是從生產(chǎn)作業(yè)程序上可分為三個階段，即：

    蒸汽吞吐階段；注汽井連續(xù)注汽進行蒸汽驅(qū)，采油井繼續(xù)進行蒸汽吞吐階段；采油井結(jié)束吞吐連續(xù)采油，進行蒸汽驅(qū)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(qū)開采的過渡階段，在此過渡階段，根據(jù)油藏熱采動態(tài)，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(diào)控，以zui大限度地提高開發(fā)效果及經(jīng)濟效益。稠油蒸汽驅(qū)開采篩選標準是按先蒸汽吞吐接著進行蒸汽驅(qū)開采考慮的。由于稠油油藏進行蒸汽驅(qū)開采是高技術(shù)、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(zhì)條件，也取決于工藝技術(shù)的*住。有些油藏條件，雖然在技術(shù)上能夠成功，但經(jīng)濟上可能無利可圖而失敗，因而稠油油藏進行蒸汽驅(qū)開采，還具有某些技術(shù)上、經(jīng)濟上的風險性。

    油藏熱采篩選條件很多，影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果zui大的主要油藏地質(zhì)條件，可分為上文所介紹的五個參數(shù)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(shù)；

    5）滲透率。熱采篩選標準，還應(yīng)考慮工藝技術(shù)的成熟程度及技術(shù)發(fā)展前景。隨著技術(shù)的發(fā)展，篩選標準應(yīng)有變化。而且，經(jīng)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(qū)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(qū)的殘余油飽和度結(jié)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(qū)效果差。推薦原油粘度大于150~200mPa·s時，采用注蒸汽開發(fā)或注熱水驅(qū)開發(fā)。至于適宜于蒸汽驅(qū)的原油粘度上限值，隨著技術(shù)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(fā)效果越差。尤其明顯的是，蒸汽驅(qū)的開發(fā)指標（如驅(qū)油效率、體積掃油系數(shù)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(fā)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(qū)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(qū)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(quán)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(shù)，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(qū)開采。按現(xiàn)有工藝技術(shù)條件，推薦蒸汽驅(qū)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(qū)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(zhì)粉砂巖、粘土層等）要盡量少。油層厚度越厚越好。在連續(xù)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(qū)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(jīng)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(shù)值模擬結(jié)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(shù)

    （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(qū)。??油層壓力：油層壓力太高，蒸汽驅(qū)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(shù)稠油油藏較深，又未經(jīng)過長期常規(guī)采油，油層壓力較高。先經(jīng)過蒸汽吞吐降壓后再進行蒸汽驅(qū)仍是可行的。地層傾角要小：據(jù)RIPED室內(nèi)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(qū)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(zhì)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(fā)效果，而且會干擾蒸汽驅(qū)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(zhuǎn)汽驅(qū)開采的條件；而曙光油田曙175塊，有邊水浸入但提早轉(zhuǎn)汽驅(qū)并采取了其他措施，轉(zhuǎn)汽驅(qū)開采成功。因此，對邊底水的干擾應(yīng)早有對策，不可忽視。

    （7）熱采篩選標準中的經(jīng)濟極限OSR

    稠油油藏熱采開發(fā)方式的篩選按稠油性質(zhì)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(qū)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(zhì)參數(shù)符合蒸汽吞吐篩選標準一等儲量時，先采用常規(guī)機械采油方式開發(fā)。在產(chǎn)量達到來油速度為1％以上的條件下開采，然后轉(zhuǎn)入蒸汽吞吐；如地質(zhì)參數(shù)也符合蒸汽驅(qū)篩選標準一等儲量。接著再進行蒸汽驅(qū)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(guī)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(qū)開采，即兩個階段的開采方式。但是地質(zhì)參數(shù)要符合蒸汽驅(qū)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(guī)蒸汽驅(qū)開采。

    4）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技術(shù)經(jīng)濟條件下，如地質(zhì)參數(shù)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(zhì)參數(shù)符合蒸汽驅(qū)篩選標準，可以采用吞吐加汽驅(qū)的開發(fā)方式，有一定的經(jīng)濟風險，先開辟注蒸汽熱采先導試驗區(qū)，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(guī)蒸汽吞吐開發(fā)方式，如果地質(zhì)參數(shù)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(shù)的發(fā)展趨勢，這類油藏更適合于采用水平井熱采開發(fā)方式。

    6）對于原油粘度超過50000mPa·s的超稠油油藏，采用常規(guī)注蒸汽開發(fā)（打直井）難獲得經(jīng)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(yè)，即每口井既是注汽井又是生產(chǎn)井，將一定量蒸汽注入油層后，關(guān)井數(shù)天后即開井回采，靠加熱油層降低原油粘度來提高產(chǎn)量。這種方法的經(jīng)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(yè)，采油速度高達3％~8％，一般經(jīng)濟效益比蒸汽驅(qū)高數(shù)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(jù)，對某些很難進行蒸汽驅(qū)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(qū)動方式分為蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)兩個階段，這是國外通常的作法。但是從生產(chǎn)作業(yè)程序上可分為三個階段，即：

    蒸汽吞吐階段；注汽井連續(xù)注汽進行蒸汽驅(qū)，采油井繼續(xù)進行蒸汽吞吐階段；采油井結(jié)束吞吐連續(xù)采油，進行蒸汽驅(qū)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(qū)開采的過渡階段，在此過渡階段，根據(jù)油藏熱采動態(tài)，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(diào)控，以zui大限度地提高開發(fā)效果及經(jīng)濟效益。稠油蒸汽驅(qū)開采篩選標準是按先蒸汽吞吐接著進行蒸汽驅(qū)開采考慮的。由于稠油油藏進行蒸汽驅(qū)開采是高技術(shù)、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(zhì)條件，也取決于工藝技術(shù)的*住。有些油藏條件，雖然在技術(shù)上能夠成功，但經(jīng)濟上可能無利可圖而失敗，因而稠油油藏進行蒸汽驅(qū)開采，還具有某些技術(shù)上、經(jīng)濟上的風險性。

    油藏熱采篩選條件很多，影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果zui大的主要油藏地質(zhì)條件，可分為上文所介紹的五個參數(shù)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(shù)；

    5）滲透率。熱采篩選標準，還應(yīng)考慮工藝技術(shù)的成熟程度及技術(shù)發(fā)展前景。隨著技術(shù)的發(fā)展，篩選標準應(yīng)有變化。而且，經(jīng)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(qū)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(qū)的殘余油飽和度結(jié)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(qū)效果差。推薦原油粘度大于150~200mPa·s時，采用注蒸汽開發(fā)或注熱水驅(qū)開發(fā)。至于適宜于蒸汽驅(qū)的原油粘度上限值，隨著技術(shù)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(fā)效果越差。尤其明顯的是，蒸汽驅(qū)的開發(fā)指標（如驅(qū)油效率、體積掃油系數(shù)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(fā)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(qū)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(qū)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(quán)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(shù)，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(qū)開采。按現(xiàn)有工藝技術(shù)條件，推薦蒸汽驅(qū)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(qū)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(zhì)粉砂巖、粘土層等）要盡量少。油層厚度越厚越好。在連續(xù)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(qū)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(jīng)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(shù)值模擬結(jié)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(shù)

    （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(qū)。??油層壓力：油層壓力太高，蒸汽驅(qū)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(shù)稠油油藏較深，又未經(jīng)過長期常規(guī)采油，油層壓力較高。先經(jīng)過蒸汽吞吐降壓后再進行蒸汽驅(qū)仍是可行的。地層傾角要小：據(jù)RIPED室內(nèi)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(qū)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(zhì)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(fā)效果，而且會干擾蒸汽驅(qū)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(zhuǎn)汽驅(qū)開采的條件；而曙光油田曙175塊，有邊水浸入但提早轉(zhuǎn)汽驅(qū)并采取了其他措施，轉(zhuǎn)汽驅(qū)開采成功。因此，對邊底水的干擾應(yīng)早有對策，不可忽視。

    （7）熱采篩選標準中的經(jīng)濟極限OSR

    稠油油藏熱采開發(fā)方式的篩選按稠油性質(zhì)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(qū)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(zhì)參數(shù)符合蒸汽吞吐篩選標準一等儲量時，先采用常規(guī)機械采油方式開發(fā)。在產(chǎn)量達到來油速度為1％以上的條件下開采，然后轉(zhuǎn)入蒸汽吞吐；如地質(zhì)參數(shù)也符合蒸汽驅(qū)篩選標準一等儲量。接著再進行蒸汽驅(qū)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(guī)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(qū)開采，即兩個階段的開采方式。但是地質(zhì)參數(shù)要符合蒸汽驅(qū)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(guī)蒸汽驅(qū)開采。

    4）對于原油粘度為10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技術(shù)經(jīng)濟條件下，如地質(zhì)參數(shù)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(zhì)參數(shù)符合蒸汽驅(qū)篩選標準，可以采用吞吐加汽驅(qū)的開發(fā)方式，有一定的經(jīng)濟風險，先開辟注蒸汽熱采先導試驗區(qū)，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(guī)蒸汽吞吐開發(fā)方式，如果地質(zhì)參數(shù)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(shù)的發(fā)展趨勢，這類油藏更適合于采用水平井熱采開發(fā)方式。

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