目前全球石油剩余地质储量中,稠油(含沥青和油砂)储量占70%以上。蒸汽驱是最为有效,也是国内外应用最为广泛且成功的稠油热采技术,主要应用于地下原油粘度在1000 mPa×s以上的稠油或特稠油油藏。油藏数值模拟是利用计算机模型模拟油气田开发过程,拟合动态开发历史,进行剩余油分布规律研究、开发指标预测及参数优选等有效的工具。对于在地下原油粘度低于500 mPa×s的普通稠油油藏进行蒸汽驱,由于其剩余油分布规律、合理井网井距和最优注采参数均不同于地下原油粘度大于1000mPa×s的稠油油藏,目前尚无成熟的经验可供参考。本文以中亚M油田M-Ⅲ油藏为例,对浅层普通稠油油藏的地质特征和开发效果进行深入分析,利用动态监测资料和实际生产数据结合数值模拟方法对蒸汽驱剩余油分布规律、蒸汽驱开发效果及其影响因素、油藏工程优化设计进行了研究,提出了改善蒸汽驱开发效果以及蒸汽驱中后期转换开发方式的时机与可行性的策略。取得以下认识:(1)蒸汽驱在浅层普通稠油油藏(M-Ⅲ油藏)的应用已取得成功,但也暴露出注汽速率低、层间矛盾突出、蒸汽前缘突进不均匀、井网井距不合理、油层厚度大导致开发效率低、稳产难度大等一些问题和矛盾;(2)普通稠油流变性实验结果反映出,当油藏温度在60 ~oC以上时,研究区原油为牛顿流体,油气渗流符合达西定律。不同温度下热水与蒸汽的驱油效率实验证明,蒸汽驱驱油效率明显高于热水驱,温度越高驱油效率越高;(3)蒸汽驱开发的影响因素主要包括沉积微相、油层有效厚度等,以及注汽量、注汽干度和完井方式等方面;(4)经过论证,合理井网密度在0.3-0.5ha/井之间,合理井距在73-114m之间;(5)对于地下原油粘度小于500mPa×s的普通稠油油藏,注汽速率应不低于1.0t/(d×ha×m),井底蒸汽干度大于30%,采注比大于1.1;(6)井网二次加密试验区生产实际反映出,油藏开发平面矛盾得到了改善,采油速度提高了0.5%,最终采收率达43%以上,与现井网相比提高11个百分点;(7)对油层厚度超过10m的区域应实施避射顶部油层,充分提高蒸汽热利用率,对油层厚度大于24m的区域应实施分层蒸汽驱开发,以提高纵向蒸汽驱波及系数;(8)通过论证对比蒸汽驱接替技术方案,水-汽交替段塞驱的开发效果优于热水驱、间歇蒸汽驱、连续蒸汽驱,综合考虑推荐水-汽交替段塞驱为蒸汽驱后期开发方式转换的接替技术。通过以上研究和取得的认识,明确了下步M-Ⅲ油藏蒸汽驱开发调整优化思路,即现阶段在平面上全面推进井网二次加密,纵向上在D2层和J1层之间实施分层注汽,同时优化注采参数,蒸汽驱后期适时转换开发方式为水-蒸汽交替段塞驱。本文的研究成果对浅层普通稠油油藏蒸汽驱开发具有指导和借鉴意义。