渤海海域稠油资源丰富,目前地层原油粘度大于350mPa·s的稠油地质储量为7.39亿吨,占渤海稠油储量的32%,对于这部分高粘度稠油采用常规水驱和化学驱开发效果较差,而作为稠油油藏有效开发方式之一的蒸汽吞吐开采技术在国内外陆上稠油油田开发中得到广泛应用,其热采配套技术已比较成熟,但在海上油田开发的应用处于刚刚起步阶段;同时,受海上平台、成本、钻完井、井型及锅炉用水等因素的影响,海上稠油油田蒸汽吞吐开发面临诸多困难与挑战,因此,有必要开展海上稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发技术研究,以期达到较好的开发效果。本文首先在海上稠油油藏典型区块蒸汽吞吐数值模拟模型基础上,利用数值模拟方法分析影响蒸汽吞吐开发效果的油藏地质参数和注采工艺参数,并以周期产油量为依据,运用正交设计方法确定注汽强度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间、产液速度六因素单周期最优方案;并以此为依据,对蒸汽吞吐多周期注汽量变化方式和递增方式进行优化研究,研究表明该区块蒸汽吞吐最优多周期注汽量方案为各周期注汽量依次递增20%。并利用数值模拟方法分别研究水平井参数及井网井距对海上蒸汽吞吐井网部署的影响,并对实际区块井网进行优化研究。研究表明,该区块蒸汽吞吐最优井网形式为直线正对井网,水平井长度为300m,排距为300m。对影响海上油田蒸汽吞吐产能递减规律的油藏地质参数和注采工艺参数进行研究,在此基础上,通过引入无因次参数组合建立了海上油田蒸汽吞吐水平井无因次产能曲线,并对影响该曲线的储层渗透率、原油粘度、产液速度等12个参数进行敏感性分析,研究结果表明:孔隙度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间、油层厚度、净总厚度比、注汽强度对无因次产能曲线影响较小,产液速度、储层渗透率、原油粘度对无因次产能曲线影响较大;无因次产能图版预测蒸汽吞吐水平井产油量与CMG软件模拟预测日产油量误差小于10%,具有较高的预测精度,可供现场应用。