随着全球经济的日益发展,世界对石油的需求量迅猛增长,经过上个世纪对常规油资源的大规模的开发后,稠油资源以其丰富的储量吸引了世人的注意,因而稠油油藏的开发技术也备受关注。世界上稠油资源蕴藏最丰富的国家是加拿大,其次为委内瑞拉,前苏联,中东地区,美国,中国等。目前我国已经在12个盆地发现了70多个稠油油田,稠油储量最多的是东北的辽河油区,其次是东部的胜利油区和西北的克拉玛依油区。稠油由于粘度高和流动性差,用常规方法很难开采。国内外自50年代投入开发以来,历经60年的开发,已经形成了以热动力为主的各种开发方式,其中蒸汽吞吐是使用范围最广泛的开发手段。蒸汽吞吐开采稠油是一项行之有效的方法。早在几十年前,世界上就开始应用蒸汽吞吐方法开采稠油油藏,并且取得了很好的效果。我国自20世纪80年代以来,先后在辽河、新疆和河南等稠油油田推广应用了蒸汽吞吐开采技术,取得了显著的经济效益和社会效益。但是稠油油藏经过长期蒸汽吞吐开发后,区块产量下降迅速,经济效益明显变差,使得改善开发效果技术研究成为目前急待解决的攻关课题。特超稠油是一种重要的稠油资源,截至目前国内特超稠油探明储量约为5亿吨。与国外同类油藏(平均埋深200m)相比,国内此类油藏埋藏深(平均700m)、开采难度大.目前该类油藏开发初期多以蒸汽吞吐为主。随着钻井技术的不断提高,水平井蒸汽吞吐技术在开发中逐渐获得广泛的应用。与直井相比,水平井在开发超稠油油藏中具有较大的优势,增加了与油层的接触面积,提高了油层的吸汽和供液能力,周期产油量高、油汽比高,具有较好的经济效益。准噶尔盆地西北缘的风城油田蕴藏极其丰富的浅层超稠油资源,该油藏具有储量丰度高(519.6×104t/km2)、埋藏浅、地层温度低、地层能量低、周期生产时间短、油汽比低、经济效益差、蒸汽吞吐初期日产量高但递减快的特征,原油性质具有黏度高(50℃时13768mPa.S)、凝固点高的特点。风城油田重32井区侏罗系齐古组超稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘风城油田西部,油藏水平井的规模实施,为风城油田作业区稠油开发业务的增产做出了贡献。但同时也暴露出了一些问题：原油粘度高,水平经开采周期短；注采参数不尽合理,经济指标偏低；水平段吸汽不均,动用程度差异较大；增产措施不明确。为了提高超稠油水平井的开发效果,并为后续的水平井优化部署和注采方式提供依据,本文在蒸汽吞吐采油机理研究的基础上,通过对风城油田重32井区齐古组的开发现状、特点和规律的再认识,找出水平井生产中存在的主要矛盾,对水平井开发效果影响因素进行了分析：包括地质条件、设计参数、注采参数等。运用生产动态分析、油藏数值模拟理论等技术对包括井底干度、注汽速度、注汽强度、焖井时间、采液速度、采注比、转驱周期等几个影响吞吐效果的因素的敏感性进行分析,并运用多指标优化方法对其注采参数进行了优化设计,指导今后生产过程中的注采参数调整：注汽强度是水平井注采参数中影响生产效果最敏感的参数,直接关系到周期注汽量的多少,与经济效益关系密切。在相同的注入量下,井底干度越大,热焓值越大,加热半径越大,采油量越多,油汽比也越高。注汽速度是影响热损失的关键参数。采用直井和水平井组合在适当的时机转蒸汽驱可取得较好的开发效果,但水平井网直接转蒸汽驱却生产效果很差；利用已有的储层建模的成果和水平井温度剖面测试资料开展剖面动用程度评价,通过储层非均质性(储层的渗透率变异系数、突进系数及渗透率级差)和水平井剖面动用程度的研究,提出了改善剖面动用程度的可行措施：水平井多点注汽技术、三元复合吞吐技术、三元复合吞吐结合双管注汽技术、直井与水平井整体蒸汽吞吐技术、HDCS高效开采技术；在此基础之上并充分调研超稠油水平井增产措施方法,提出建议性调整方案,进一步提高油田开发效果,达到提高最终采收率的目的。该技术研究为我国各类稠油油藏的蒸汽吞吐开发提供了较好的技术支持和借鉴,可指导蒸汽吞吐油藏的实际开发。