在世界经济的迅速发展下,随着石油需求量的日益增大,稠油油藏的开发越来越受到国内外石油界专家学者的关注。国外稠油主要集中分布在美国、加拿大、委内瑞拉和前苏联等国家地区。我国稠油资源主要分布在在松辽盆地(辽河)、渤海湾(胜利)、准噶尔(新疆)、南襄(河南)、二连(内蒙)等15个大中型含油盆地和区块,稠油开采具有很大潜力。我国稠油油层非均质性严重、地质构造的断层多,油水系统复杂,开采难度较大。自20世纪60年代开采稠油以来,稠油油藏的开采技术正在飞速向前发展,目前的稠油热采技术主要集中在蒸汽吞吐、蒸汽驱等方面,碱驱、聚合物驱、混相驱等为主的冷采技术在稠油油藏开发中也起着日益重要的作用。大部分技术已被广泛应用于稠油开发,并取得了较好的效果。红浅1井区红一6区位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田东段,距离克拉玛依市西南约20km处。该区域北临扎依尔山,东接克拉玛依油田,南临80区块,目的层克下组底面构造形态为断裂切割向东南倾的单斜,属山麓洪积相沉积,表现为砂、泥岩互层沉积,储层横向变化快,连续性差,但全区局部集中发育,总厚度大,平均11.75m。油藏区块由三条大断裂控制,其形态为三面高、中间低,北东界为克乌断裂,北西界为克拉玛依西侧断裂,南西界为车前断裂,其总体构造格局为西北向东南缓倾的单斜,地层倾角4-18。,平均值8。。油藏埋深460-740m,平均623m；油层压力5.88-8.47MPa,油层温度23.48-29.92℃。地面原油密度在0.9170～0.9512g/cm3之间,平均0.9316g/cm3,50℃地面脱气原油粘度在186.56-5822.87mPa.s之间,平均941.10mPa.s。储层平均孔隙度19.153%,平均渗透率90.320×10-3um2,属中孔、中渗、较低排驱压力、孔隙连通较好的中等偏好储层。目标区块含油面积1.42km2,含油饱和度0.698,原油地质储量110.34×104t,油藏基本没有开发,具有较大开发潜力。油藏数值模拟研究中,主要借助CMG油藏数值模拟软件的STAR模块完成。在充分历史拟合基础上,根据数值模拟研究得到试采井生产数年后的油水分布情况,结合地质特征,制定出如下几种油藏开发方案进行研究对比：1、直井井网油藏工程方法确定出蒸汽吞吐生产的合理井距在110m-130m左右,在此基础上取125m井距正方形反九点井网,对周期注汽强度、注汽速度、焖井时间等影响蒸汽吞吐开发效果的因素进行优选,得出最优吞吐参数。然后在上述最优参数下,对模拟区块进行了100m、125m、150m、200m四种井距的优选。克下组如单独部署井网应选择125m井距,如果部署一套井网同时开发克下组与邻区八道湾组或克上组,应选择100m井距。吞吐后期不适合转蒸汽驱。在最优注采参数及井距下预测出吞吐生产8个周期后的开发指标。2、直井+水平井混合井网油藏工程方法确定水平井吞吐加热半径为66m左右,在此分析基础上结合油田实际地质情况,模拟了100m井距纯水平井井网、150m井距纯水平井井网以及75m井距水平井与直井联合布井的混合井网的生产情况,优选出75m井距汽驱阶段直井注水平井采的混合井网为后续开发方案设计的合理井网与井距。油藏工程方法计算得出合理水平段长度276m左右,对100米、150米、200米、300米、400米五种水平段长度进行数值模拟研究,优选出合理水平段长度为300m。上述基础上优选出克下组水平井最优吞吐参数。最优方案中直井吞吐参数采用直井井网方案优选结果。吞吐后期不适合转蒸汽驱。在最优井网井距、水平段长度及注采参数下预测出吞吐生产8个周期后的开发指标。3、利用八道湾组老井克下组油层利用八道湾组35口老井进行开发,对周期注汽强度、注汽速度、焖井时间等影响蒸汽吞吐效果的因素进行研究,得出最优吞吐参数,预测出吞吐生产8个周期后的开发指标。吞吐后期不适合转蒸汽驱。此方案采出程度最高,产出投入比和净现值也最高,是开发克下组油层最为经济有效的方案。通过对红一6区克下组油藏开发方案的研究,发现克下组不适合蒸汽驱,主要原因是砂体连续性差、转驱时注采对应关系不理想,应采用蒸汽吞吐进行开发。若单独开发应利用八道湾现有老井进行吞吐生产,优化注采参数为：焖井5天,周期注汽强度200m3/m,注汽速度100m3/d,预测红一6区克下组到2020年10月采出程度可达25%、油汽比0.25左右。若考虑克下组和八道湾组一起开发,则推荐八道湾组整体加密形成一套小井距井网,加密井先期吞吐开发克下组,后期上返开发八道湾组(同时可兼顾克上组),吞吐1周期后转驱。八道湾组可建产13万吨,克下组可新建产能7.4万吨。