特稠油采用蒸汽吞吐技术开发进入中后期阶段,周期含水率高,开发效果差,仅靠蒸汽吞吐单一的开发方式已不能满足矿场生产需求。鉴于CO₂在地层中具有降低原油黏度、改善油水流度比等作用。因此开展特稠油CO₂辅助蒸汽吞吐技术的适应性研究,为M油田提高采收率提供新方向,并为同类油藏蒸汽吞吐中后期寻找接替技术提供借鉴意义。为了明确CO₂辅助蒸汽吞吐技术在M油田开发的适应性,利用油藏数值模拟方法,建立热采典型模型,研究油藏、注采工艺等因素对吞吐的影响规律,给出选井标准;建立代表区块典型生产特征的单井模型,开展剩余油分布及关键参数优化研究;针对试验区块优选井开发效果进行追踪评价。取得的主要认识如下:（1）对于相对封闭单井,CO₂辅助蒸汽吞吐敏感因素较少,在此类井中开展先导试验风险小,易见效。对于边底水水侵井,CO₂辅助蒸汽吞吐敏感因素较多,在此类井中开展先导试验风险较大,一旦边底水突破至井底,吞吐效果将大打折扣,此类井建议油层厚度不得小于3m,同时适当降低蒸汽干度与采液速度。（2）加入CO₂后蒸汽吞吐动用范围扩大,剩余油分布更加均匀;优化的CO₂辅助蒸汽吞吐关键参数为:无能量补充C28井CO₂注入量200t,闷井时间10d,开井后采液速度60t/d;有能量补充C139井CO₂注入量150t,闷井时间3d,开井后采液速度20t/d。（3）CO₂辅助蒸汽吞吐技术能够应用于进行高轮次蒸汽吞吐的特稠油油藏。在相对封闭单井和距离边底水较远的水侵井中能起到较好的控水增油效果。但在距离边水最近的一线水平井,作用效果有限。