蒸汽驱是目前普遍使用的提高稠油采收率技术,但其本身还存在一些不足。首先,蒸汽重力超覆现象随油层厚度的增加而加剧,从而造成蒸汽驱的体积波及系数低；其次,蒸汽驱时指进现象严重,尤其在非均质油藏中常常发生注入蒸汽沿高渗层窜流,导致注入蒸汽大量损失和体积波及系数降低；第三,随着蒸汽驱采油进入中后期阶段,原油产量下降,汽油比明显升高,经济效益变差,大量的热能被滞留在储层岩石和流体中,如果蒸汽驱一直进行下去直到开采过程结束,那么这些留在岩石和流体中的热量将被浪费。因此,开展稠油油藏改善蒸汽驱开发效果技术及其机理研究具有重要意义。本文立足于辽河油田齐40块中深层稠油油藏蒸汽驱开发实际,分别对先导试验区、扩大试验区和规模汽驱井组的蒸汽驱开发效果进行评价,提出了目前各个试验区井组面临的主要问题及矛盾。生产数据显示,蒸汽驱在齐40块的应用已取得了成功,但也暴露出许多急需解决的矛盾,主要包括：先导试验区4井组目前已经处于汽驱阶段后期,高投入和低产出的矛盾日益突出,继续维持现状已经无法满足经济效益要求,需要开展蒸汽驱后期提高采收率技术研究；扩大试验区7井组在蒸汽驱过程中45%的井发生不同程度的汽窜现象,严重影响正常生产,需要开展控制汽窜技术研究；齐40块规模汽驱井组汽驱过程中由于油藏动用不均、分注效果差及蒸汽突破不断加剧等原因,造成产量出现下降趋势,需要研究新技术以扩大蒸汽波及系数、抑制蒸汽突破、改善蒸汽驱开发效果。针对齐40块各试验区汽驱井组所出现的主要问题及矛盾,开展了改善蒸汽驱开发效果技术及其机理研究。首先,着眼于缓解蒸汽驱开发中汽窜现象,对蒸汽驱汽窜开展了渗流理论分析,确定了倾斜地层驱替界面稳定的条件,分析了流度比、不同界面位置,以及不同注采井距对驱替界面稳定性的影响,从理论层面认识了启动压力梯度变化对界面稳定性的控制作用。实验研究方面,开展了蒸汽驱汽窜一维及二维物理模拟研究,并研制出适合控制汽窜的腐殖酸钠高温调堵剂,具有泵入性能良好,耐盐性良好(最高可耐NaCl浓度40000mg/L, CaCl2浓度8000mg/L),耐温性能良好(可耐290℃的高温),完全满足蒸汽驱控制汽窜的温度要求。实验结果表明,腐殖酸钠凝胶调堵体系对不同渗透率的岩心都有良好的封堵效果,封堵率在95%左右,并具有堵大不堵小的特性,最优配方为：腐殖酸钠(质量分数9%)、甲醛(质量分数1.5%)、间苯二酚(质量分数2.0%),最佳适用pH值为7-9。其次,研究了化学剂结晶控制蒸汽冷凝水流度提高稠油采收率技术,利用分相流动方程与Buckley-Leverett驱替理论研究了化学剂结晶法对稠油热采采收率的影响,提出了“化学剂结晶前后水油流度比可以用水相残余阻力系数的变化来表示”这一创造性思路,大大简化了室内实验测量与计算的工作量。实验研究方面,开展了MA降低水相渗透率实验和室内模拟驱油实验,实验结果表明,水相残余阻力系数随温度和注入量的增加而增加,为保证MA降低渗透率的效果,注入量应该大于1PV,注入温度应高于220℃。MA对水相渗透率的降低具有可逆性,随着注入温度的升高,可逐渐解除MA对水相渗透率的影响。油相残余阻力系数测定实验结果表明,注入MA前后不同温度的油相残余阻力系数都接近1,说明MA具有堵水不堵油的特性。驱油实验结果表明,当温度由200℃降低至160℃时,注MA饱和溶液的岩心的驱油效率为49.9%,比单纯200℃热水驱高10.1%,比160℃热水驱的驱油效率高11.7%。当温度由200℃降低至60℃时,注MA饱和溶液的岩心的驱油效率为37.1%,其效果介于200℃热水驱和60℃热水驱之间。最后,开展了蒸汽驱后转换开发方式研究,探讨了蒸汽驱后热水驱提高采收率机理,开展了蒸汽驱后热水驱物理模拟实验研究,设计了汽驱后继续注蒸汽、转热水驱、水汽交注三种方案,实验结果表明,转驱阶段驱油效率分别为4.42%、2.99%、3.76%,转热水驱的驱油效率略低,但其低廉的成本仍然是蒸汽驱后开采方式的首选。针对齐40块先导试验区4井组,利用多项动、静态监测资料进行了对比分析,在数模结果与微地震测试、新井测井、动态监测资料吻合较好的前提下,按照监测资料一致性的原则,利用相关公式推算出没有吸汽剖面注汽井的小层吸汽比例,确定各小层的动用程度,对非均质油藏蒸汽驱后平面、层内、层间的剩余油分布规律进行了分析,描述出汽驱后各小层剩余油分布。目前先导试验区剩余地质储量为38.3×104t,含油饱和度为33%。进行了先导试验区蒸汽驱后转热水驱油藏工程优化设计研究,对注水温度、注水量、注采比、注水层段、注水时机等参数进行了优选,数值模拟结果表明：齐40块先导试验区转热水驱合理井底注水温度为150℃,折算到地面,井口注水温度应达到180℃；合理注采比为1.2：1,合理注水量为100t/d左右；应采取笼统方式注水,且尽早转热水驱开发。