CN107664031A - 通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，该通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法包括：步骤1，选择水平井蒸汽驱油层物性参数；步骤2，优化部署水平井；步骤3，转驱前采用HDCS或HDNS方式蒸汽吞吐；步骤4，确定水平井蒸汽驱井网形式；步骤5，确定蒸汽驱转驱时机；步骤6，确定蒸汽驱其他参数，进行蒸汽驱开发。该通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法针对浅薄层超稠油油藏和中深层超稠油油藏，分别提供一种水平井蒸汽吞吐转蒸汽驱的井网形式，能改善驱油效果，大幅度提高采收率。

Description

通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法
技术领域
本发明涉及油田开采技术领域，特别是涉及到一种通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法。
背景技术
“十一五”以来，通过水平井热采配套技术攻关以及开发理念的转变，胜利油田水平井应用领域和规模不断扩大，稠油油藏水平井应用也由零散转变为整体为主，目前整体水平井已广泛应用于不同埋深、不同粘度、不同厚度等各类稠油油藏中，共涉及18个单元，覆盖地质储量上亿吨。近年来，水平井占稠油热采新钻井的50％以上，其中整体水平井占比越来越高，达到了60％～80％，年产油量超过百万吨，水平井在胜利油田稠油热采中发挥了重要作用。
从开发方式上来看，现有稠油油藏水平井均以蒸汽吞吐、HDCS、HDNS等方式开发，预测主要整体水平井开发稠油区块平均吞吐采收率仅为18.5％，采收率低，井间剩余油富集。并且随着吞吐周期的增加，采油速度、单井产能、周期产量和油汽比均逐渐降低，而含水逐渐升高，经济效益变差。为大幅度提高整体水平井动用区块采收率，需要适时转蒸汽驱。
从理论上来说，稠油油藏水平井蒸汽驱比直井蒸汽驱具有一定优势。直井是径向驱替，水平井为线性驱替，水平井比直井驱替的更加均衡。直井与水平井汽驱末期饱和度场显示，水平井蒸汽驱汽驱末饱和度场发育状况良好，蒸汽波及范围大，而直井蒸汽驱蒸汽波及范围相对较小，角井附近还存在大量剩余油。
稠油油藏水平井蒸汽驱目前国内外尚无成功先例，缺乏理论与实践的指导。在现场实践中，水平井蒸汽驱也面临着一系列的技术挑战，如稠油油藏水平井蒸汽驱渗流规律认识不清，水平井汽驱井网形式有待研究，影响水平井蒸汽驱效果因素需要深入研究，不同油藏类型水平井蒸汽驱界限的差异到底在哪里等。水平井蒸汽驱井网形式与直井截然不同，水平井蒸汽驱是线性驱，其蒸汽驱井网部署与直井具有较大差异，国外威明顿油田TARV水平井蒸汽驱试验区由于井数限制，其为二注三采的正对式井网，而对整体水平井区块，其注采井网形式如何配置，国内外还未有先例，需研究不同井网形式对不同类型油藏的适应性。为此我们发明了一种新的超稠油油藏水平井蒸汽驱提高采收率的方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种针对浅薄层超稠油油藏和中深层超稠油油藏，分别提供一种通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，能改善驱油效果，同时还能够为合理进行井网和井位部署、减少无效或低效勘探开发投入提供技术支持，为油藏提高采收率技术对策和领导决策提供方向指导。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，该通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法包括：步骤1，选择水平井蒸汽驱油层物性参数；步骤2，优化部署水平井；步骤3，转驱前采用HDCS或HDNS方式蒸汽吞吐；步骤4，确定水平井蒸汽驱井网形式；步骤5，确定蒸汽驱转驱时机；步骤6，确定蒸汽驱其他参数，进行蒸汽驱开发。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，对于浅薄层超稠油油藏，油层厚度不小于4m，油藏中深515m，地层压力4.95MPa，地层温度28℃，平均孔隙度为35.2％，平均渗透率9306mD，为高孔高渗储层，油层温度在28℃时脱气原油粘度为50000～90000mPa·s，平均地面脱气原油密度0.953g/cm3，含油饱和度65％，油藏类型为浅薄层地层超稠油油藏；对于中深层超稠油油藏，油层厚度不小于7m，油藏中深1365m，地层压力13.7MPa，地层温度68℃，平均孔隙度为32.8％，平均渗透率4913mD，为高孔高渗储层，油藏温度在68℃下地面脱气原油粘度大于12×104mPa·s，平均地面脱气原油密度1.0433g/cm3，含油饱和度68％，油藏类型为具边、底水的构造-岩性超稠油油藏。
在步骤2中，对于浅薄层超稠油油藏，水平井间井距100m、排距100m，生产井水平段长度200m，注汽井水平段长度在150～200m，生产井位于油层中部，注汽井位于油层中部偏上；对于中深层超稠油油藏，水平井间井距100m、排距4100m，生产井水平段长度200m，注汽井水平段长度在160m，生产井位于油层中下部，注汽井位于油层中上部。
在步骤3中，对于浅薄层超稠油油藏，转驱前HDNS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度为10t/m，降粘剂周期注入量为20～25t，氮气周期注入量为30000～40000Sm3，最大排液量50m3/d；对于中深层超稠油油藏，转驱前HDCS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度为12.5t/m，降粘剂周期注入量为0.2～0.3t/m，CO2周期注入量为0.75t/m，最大排液量60m3/d。
在步骤4中，对于浅薄层超稠油油藏，利用数值模拟方法对比计算了排状、反五点、排状交错、反九点、反九点转反五点、反九点转排状水平井组合的六种井网形式，以及两种直-水平井组合交错井网和正对井网两种井网形式的开发效果，计算结果显示，水平井组合的反五点井网的采收率和单储净产油最高，考虑到油藏埋藏浅，地层压力低，转驱之后生产井排液量受到限制，因此在既保证井底干度又要实现合理的排液量的条件下，注采井数比应尽可能的小，对于浅薄层超稠油油藏，确定采用先反九点井网后转反五点的井网形式；对于中深层超稠油油藏，利用数值模拟方法对比计算了排状汽驱井网、反五点汽驱井网、反九点汽驱井网、先反九点后转反五点和先反九点后转排状的采收率，结果表明，先反九点后转排状采收率高，确定采用反九点转排状井网。
在步骤5中，对于浅薄层超稠油油藏，转反九点蒸汽驱时机在HDNS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的40％左右，即HDNS蒸汽吞吐5～6周期后，转反五点蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产4年之后；对于中深层超稠油油藏，转反九点蒸汽驱时机在HD CS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的45％左右，即HDCS蒸汽吞吐6周期后，转排状蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产2年之后；无论是对于浅薄层超稠油油藏，还是对于中深层超稠油油藏，整个转驱过程遵循先发生汽窜的井排先转的原则。
在步骤6中，对于浅薄层超稠油油藏，转蒸汽驱后，蒸汽注汽速度大于2.3t/h，100m井距水平井组合方式注汽速度为2.5t/h，蒸汽驱采注比为1.2；对于中深层超稠油油藏，转蒸汽驱后，反九点井网井组注汽速度为8.1～9t/h，平均注汽速度为8.6t/h，排状井网注汽井速度为3.8～5.4t/h，平均注汽速度4.3～4.6t/h，蒸汽驱采注比不低于1.2。
本发明中的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，不仅能有效开采浅薄层和中深层超稠油油藏，同样也适用于油层温度下原油粘度大于10×104mPa·s的特超稠油油藏。同时，对于采用常规蒸汽吞吐以及特殊方式蒸汽吞吐的稠油油藏，采用本发明所述的井网形式也可以大幅度提高油藏采收率。
附图说明
图1为本发明的一具体实施例中直井-水平井组合交错井网示意图；
图2为本发明的一具体实施例中直井-水平井组合正对井网示意图；
图3为本发明的一具体实施例中水平井组合排状井网示意图；
图4为本发明的一具体实施例中水平井组合反五点井网示意图；
图5为本发明的一具体实施例中水平井组合反九点转排状井网示意图；
图6为本发明的一具体实施例中水平井组合反九点井网示意图；
图7为本发明的一具体实施例中水平井组合反九点转反五点井网示意图；
图8为本发明的一具体实施例中水平井组合排状交错井网示意图；
图9为本发明的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图9所示，图9为本发明的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法的流程图。
在步骤101，选择水平井蒸汽驱油层物性参数。
本发明所指物性参数：
对于浅薄层超稠油油藏，油层厚度不小于4m，油藏中深515m，地层压力4.95MPa，地层温度28℃，平均孔隙度为35.2％，平均渗透率9306mD，为高孔高渗储层，油层温度(28℃)时脱气原油粘度为50000～90000mPa·s，平均地面脱气原油密度0.953g/cm3，含油饱和度65％，油藏类型为浅薄层地层超稠油油藏。对于中深层超稠油油藏，油层厚度不小于7m，油藏中深1365m，地层压力13.7MPa，地层温度68℃，平均孔隙度为32.8％，平均渗透率4913mD，为高孔高渗储层，油藏温度(68℃)下地面脱气原油粘度大于12×104mPa·s。平均地面脱气原油密度1.0433g/cm3，含油饱和度68％，油藏类型为具边、底水的构造-岩性超稠油油藏。
在步骤102，优化部署水平井。对于浅薄层超稠油油藏，水平井间井距100m左右、排距100m左右，生产井水平段长度200m左右，注汽井水平段长度在150～200m。生产井位于油层中部，注汽井位于油层中部偏上。对于中深层超稠油油藏，水平井间井距100m左右、排距100m左右，生产井水平段长度200m左右，注汽井水平段长度在160m左右。生产井位于油层中下部，注汽井位于油层中上部。
在步骤103，转驱前采用HDNS方式蒸汽吞吐。对于浅薄层超稠油油藏，转驱前HDNS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度大约10t/m，降粘剂周期注入量为20～25t，氮气周期注入量为30000～40000Sm3，最大排液量50m3/d左右。对于中深层超稠油油藏，转驱前HDCS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度大约12.5t/m左右，降粘剂周期注入量为0.2～0.3t/m，CO2周期注入量为0.75t/m，最大排液量60m3/d。
在步骤104，确定水平井蒸汽驱井网形式。对于浅薄层超稠油油藏，汽驱井网主要考虑了水平井组合的六种井网形式：排状井网、反五点井网、排状交错井网，反九点井网，反九点转反五点井网和反九点转排状井网，考虑到直井注汽比较灵活，调整比较方便，将水平井注汽改成直井注汽，设计了交错井网和正对井网两种直-水平井组合的井网形式。
利用数值模拟方法对比计算了八种井网形式的开发效果，从计算的结果看，水平井组合的反五点井网采收率和单储净产油最高，其次为水平井组合的反九点转反五点井网，排状井网次之；直-水平井组合井网的采收率和单储净产油均较水平井组合的低。考虑到油藏埋藏浅，地层压力低，转驱之后生产井排液量受到限制，因此在既保证井底干度又要实现合理的排液量的条件下，注采井数比应尽可能的小，推荐采用先反九点后转反五点的井网形式。对于中深层超稠油油藏，汽驱井网主要考虑了五种方式，排状汽驱井网、反五点汽驱井网、反九点汽驱井网、先反九点后转反五点井网、先反九点后转排状井网，五种井网采收率结果表明，先反九点后转排状井网采收率高，确定采用反九点转排状井网。
在步骤105，确定蒸汽驱转驱时机。对于浅薄层超稠油油藏，转反九点井网蒸汽驱的最佳时机在HDNS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的40％左右(5～6周期后)，转反五点井网蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产4年之后。对于中深层超稠油油藏，转反九点井网蒸汽驱的最佳时机在HDCS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的45％左右(6周期后)，转排状井网蒸汽驱时机在反九点井网生产2年之后。无论是对于浅薄层超稠油油藏，还是对于中深层超稠油油藏，整个转驱过程遵循先发生汽窜的井排先转的原则。
在步骤106，确定蒸汽驱其他参数，进行蒸汽驱开发。对于浅薄层超稠油油藏，转蒸汽驱后，要保证井底干度达到40％以上，使油藏取得较好的开发效果，蒸汽注汽速度必须大于2.3t/h。考虑高采收率和高经济效益，100m井距水平井组合方式推荐注汽速度为2.5t/h。为保证较高的采出程度和净产油量，推荐蒸汽驱采注比为1.2。对于中深层超稠油油藏，转蒸汽驱后，要保证井底干度达到40％以上，使油藏取得较好的开发效果，反九点井网井组注汽速度为8.1～9t/h，平均注汽速度为8.6t/h左右，排状井网注汽井速度为3.8～5.4t/h，平均注汽速度4.3～4.6t/h。为保证较高的采出程度和净产油量，推荐蒸汽驱采注比不低于1.2。
以下为应用本发明的两个具体实施例。
实施例1：某区块油层埋深-530～-700m，油层厚度6.2～17.8m，孔隙度23.9～39.3％，渗透率1975～7782mD，属高孔、高渗储层。50℃时地面脱气原油粘度9860mPa·s，油藏温度(34℃)下地面脱气原油粘度57211mPa·s，为浅薄层地层层状超稠油油藏。该块自2007年发现、2009年采用水平井HDNS蒸汽吞吐开发至今，总投产井数112口，单井日产油能力8.7t/d，综合含水66％，累积产油18.1×104t，累积注汽39.78×104t，采出程度1.7％，单井吞吐周期平均为2～3个，最大为4周期，地层压力2.8MPa左右，预测采收率22.1％。
按照蒸汽驱筛选标准，该块符合筛选条件，可以采用蒸汽驱方式开发。由于该块油藏埋藏浅，地层压力低，油层厚度薄，不论是常规蒸汽吞吐还是HDNS，最终的采收率和净产油都比较低，因此该块可以应立足于蒸汽驱开发方式。而且，该块油藏埋藏浅，地层压力低，易于实现蒸汽驱，同时埋藏浅，井筒热损失小，可保证汽驱的蒸汽干度。
A、试验区筛选
在此原则的基础上，科研人员在该块主体部位筛选出试验区，包括56口水平井，试验区面积1.76km2，地质储量214×104t。
B、优化部署水平井
水平井井距100m，排距100m，生产井水平段长度200m左右，注汽井水平段长度200m左右，生产井位于油层中部，注汽井位于油层中部偏上。
C、HDNS蒸汽吞吐阶段
转驱前HDNS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度大约10t/m，降粘剂周期注入量为20～25t，氮气周期注入量为30000～40000Sm3，最大排液量50m3/d左右。
D、蒸汽驱井网
汽驱井网主要考虑了水平井组合的六种井网形式：排状井网、反五点井网、排状交错井网，反九点井网，反九点转反五点井网、反九点转排状井网，考虑到直井注汽比较灵活，调整比较方便，将水平井注汽改成直井注汽，设计了交错井网和正对井网两种直-水平井组合的井网形式。图1～图8为本发明的一具体实施例中水平井蒸汽驱不同井网形式示意图,其中，各图中圆圈代表直井，直线代表水平井，无箭头的直线代表生产井，带有箭头标识的直线代表注汽井。
利用数值模拟方法对比计算了八种井网形式的开发效果，从计算的结果看，水平井组合的反五点井网采收率和单储净产油最高，其次为水平井组合的反九点转反五点井网，排状井网次之；直-水平井组合井网的采收率和单储净产油均较水平井组合的低。考虑到该块油藏埋藏浅，地层压力低，转驱之后生产井排液量受到限制，因此在既保证井底干度又要实现合理的排液量的条件下，注采井数比应尽可能的小，推荐采用先反九点后转反五点的井网形式。
E、蒸汽驱井网部署
结合地质条件、生产动态、井况以及推荐的井网形式，在试验区部署汽驱反九点井网井组53个，后转反五点井网井组80个。
F、蒸汽驱转驱时机
通过数值模拟优化研究，该块反九点井网的转驱最佳时机在HDNS吞吐到油藏压力降至原始地层压力的40％左右，能及时地补充地层能量，保证油藏较好的开发效果。反五点井网的转驱最佳时机在反九点井网生产4年之后。
G、蒸汽驱其他参数
转蒸汽驱后，要保证井底干度达到40％以上，使油藏取得较好的开发效果，反九点井网汽驱时注汽速度为7t/h。考虑高采收率和高经济效益，反九点转五点井网后的注汽速度为4.0t/h。为保证较高的采出程度和净产油量，推荐反九点井网蒸汽驱阶段采注比不低于1.2，反五点井网蒸汽驱阶段采注比为1.2。
从数值模拟优化最终结果看，该块水平井采用反九点转反五点井网蒸汽驱后，开发效果较好，与吞吐相比，能使最终采收率提高36.2％。
实施例2：某区块油层埋深-1300～-1430m，油层厚度2～12m，平均孔隙度32.8％，平均渗透率4913mD，属高孔、高渗储层。50℃时地面脱气原油粘度22×104～38×104mPa·s，油藏温度(68℃)下地面脱气原油粘度大于12×104mPa·s，为具边、底水的构造-岩性超稠油油藏。该块自2007年采用水平井HDCS蒸汽吞吐开发至今，总投产井数34口，单井日产油能力9.8t/d，综合含水69％，累积产油27.73×104t，累积注汽33.68×104t，采出程度13.0％，单井吞吐周期平均为6～7个，最大为11周期，地层压力6MPa左右，预测采收率27.67％。
虽然该块目前开发效果还不错，但现有稠油水平井HDCS方式开发，井间剩余油富集，预测采收率低。并且随着吞吐周期的增加，采油速度、单井产能、周期产量和油汽比均逐渐降低，而含水逐渐升高，经济效益变差。为大幅度提高整体水平井动用区块采收率，需要适时转蒸汽驱。
按照蒸汽驱筛选标准，遵循科研人员制定的先导试验目标区的3个选区原则：①边底水不活跃；②有一定的储量规模，井网完善程度高；③已接近或达到转驱时机，代表性强；在井网比较完善的9个区块中筛选出该块最接近转驱时机，因此将其作为先导试验目标区块。
针对先导试验目标区的油藏地质特点、原油性质和开发矛盾，科研人员确定了试验区的选择原则：①受边水侵入影响小，含水低；②井网完善，井轨迹好；③油层压力较低；④剩余油饱和度在40％以上，有一定的物质基础；⑤资料相对齐全。
A、试验区筛选
在此原则的基础上，科研人员在该块主体部位筛选出试验区，包括17口水平井，试验区面积0.54km2，地质储量87×104t。
B、优化部署水平井
水平井井距100m，排距100m，生产井水平段长度200m左右，注汽井水平段长度在160m左右，生产井位于油层中下部，注汽井位于油层中上部。
C、HDCS蒸汽吞吐阶段
转驱前HDCS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度大约12.5t/m左右，降粘剂周期注入量为0.2～0.3t/m，CO2周期注入量为0.75t/m，最大排液量60m3/d。
D、蒸汽驱井网
汽驱井网主要考虑了五种方式，排状汽驱井网、反五点汽驱井网、反九点汽驱井网、先反九点后转反五点井网、先反九点后转排状井网。图3～图7为本发明的一具体实施例中水平井蒸汽驱不同井网形式示意图,其中，各图中直线代表水平井，无箭头的直线代表生产井，带有箭头标识的直线代表注汽井。
五种井网采收率结果表明，先反九点后转排状井网采收率高。从五种方案含油饱和度场来看，排状井网井间动用好，列间动用差；反五点井网注汽速度低，未加热区域动用差；反九点井网注汽速度高，中心区域驱替较好，因东部一排井吞吐阶段热干扰严重，东部驱替较差；先反九点再转反五点井网，局部仍然动用不均衡；先反九点再转排状井网，东部一排井动用有所改善，考虑到转排状现场易于操作管理，推荐该块汽驱井网形式为先反九点后转排状井网，推荐方案与吞吐相比，可提高采收率20.8％。
E、蒸汽驱井网部署
结合地质条件、生产动态、井况以及推荐的井网形式，在试验区部署汽驱反九点井网井组2个，后转排状井网井组7个。
F、蒸汽驱转驱时机
该块目前地层压力6MPa左右，已接近转驱时机。通过数值模拟优化研究，该块转反九点井网蒸汽驱的最佳时机在HD CS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的45％左右，转排状井网蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产2年之后，遵循先发生汽窜的井排先转的原则。
G、蒸汽驱其他参数
转蒸汽驱后，要保证井底干度达到40％以上，使油藏取得较好的开发效果，反九点井网井组注汽速度为8.1～9t/h，平均注汽速度为8.6t/h左右，排状井网注汽井速度为3.8～5.4t/h，平均注汽速度4.3～4.6t/h。为保证较高的采出程度和净产油量，推荐蒸汽驱采注比不低于1.2。
从数值模拟优化最终结果看，该块水平井采用反九点转排状井网蒸汽驱后，开发效果较好，与吞吐相比，能使最终采收率提高20.8％。

Claims (7)

1.通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，该通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法包括：
步骤1，选择水平井蒸汽驱油层物性参数；
步骤2，优化部署水平井；
步骤3，转驱前采用HDCS或HDNS方式蒸汽吞吐；
步骤4，确定水平井蒸汽驱井网形式；
步骤5，确定蒸汽驱转驱时机；
步骤6，确定蒸汽驱其他参数，进行蒸汽驱开发。
2.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤1中，对于浅薄层超稠油油藏，油层厚度不小于4m，油藏中深515m，地层压力4.95MPa，地层温度28℃，平均孔隙度为35.2％，平均渗透率9306mD，为高孔高渗储层，油层温度在28℃时脱气原油粘度为50000～90000mPa·s，平均地面脱气原油密度0.953g/cm3，含油饱和度65％，油藏类型为浅薄层地层超稠油油藏；对于中深层超稠油油藏，油层厚度不小于7m，油藏中深1365m，地层压力13.7MPa，地层温度68℃，平均孔隙度为32.8％，平均渗透率4913mD，为高孔高渗储层，油藏温度在68℃下地面脱气原油粘度大于12×104mPa·s，平均地面脱气原油密度1.0433g/cm3，含油饱和度68％，油藏类型为具边、底水的构造-岩性超稠油油藏。
3.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤2中，对于浅薄层超稠油油藏，水平井间井距100m、排距100m，生产井水平段长度200m，注汽井水平段长度在150～200m，生产井位于油层中部，注汽井位于油层中部偏上；对于中深层超稠油油藏，水平井间井距100m、排距4100m，生产井水平段长度200m，注汽井水平段长度在160m，生产井位于油层中下部，注汽井位于油层中上部。
4.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤3中，对于浅薄层超稠油油藏，转驱前HDNS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度为10t/m，降粘剂周期注入量为20～25t，氮气周期注入量为30000～40000Sm3，最大排液量50m3/d；对于中深层超稠油油藏，转驱前HDCS方式蒸汽吞吐时，水平井蒸汽注入强度为12.5t/m，降粘剂周期注入量为0.2～0.3t/m，CO2周期注入量为0.75t/m，最大排液量60m3/d。
5.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤4中，对于浅薄层超稠油油藏，利用数值模拟方法对比计算了排状、反五点、排状交错、反九点、反九点转反五点、反九点转排状水平井组合的六种井网形式，以及两种直-水平井组合交错井网和正对井网两种井网形式的开发效果，计算结果显示，水平井组合的反五点井网的采收率和单储净产油最高，考虑到油藏埋藏浅，地层压力低，转驱之后生产井排液量受到限制，因此在既保证井底干度又要实现合理的排液量的条件下，注采井数比应尽可能的小，对于浅薄层超稠油油藏，确定采用先反九点井网后转反五点的井网形式；对于中深层超稠油油藏，利用数值模拟方法对比计算了排状汽驱井网、反五点汽驱井网、反九点汽驱井网、先反九点后转反五点和先反九点后转排状的采收率，结果表明，先反九点后转排状采收率高，确定采用反九点转排状井网。
6.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤5中，对于浅薄层超稠油油藏，转反九点蒸汽驱时机在HDNS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的40％左右，即HDNS蒸汽吞吐5～6周期后，转反五点蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产4年之后；对于中深层超稠油油藏，转反九点蒸汽驱时机在HDCS蒸汽吞吐到油藏压力降至原始地层压力的45％左右，即HDCS蒸汽吞吐6周期后，转排状蒸汽驱的最佳时机在反九点井网生产2年之后；无论是对于浅薄层超稠油油藏，还是对于中深层超稠油油藏，整个转驱过程遵循先发生汽窜的井排先转的原则。
7.根据权利要求1所述的通过确定水平井蒸汽驱井网形式提高采收率的方法，其特征在于，在步骤6中，对于浅薄层超稠油油藏，转蒸汽驱后，蒸汽注汽速度大于2.3t/h，100m井距水平井组合方式注汽速度为2.5t/h，蒸汽驱采注比为1.2；对于中深层超稠油油藏，转蒸汽驱后，反九点井网井组注汽速度为8.1～9t/h，平均注汽速度为8.6t/h，排状井网注汽井速度为3.8～5.4t/h，平均注汽速度4.3～4.6t/h，蒸汽驱采注比不低于1.2。
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