稠油开采通常采用热采的方式,其中包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层、蒸汽辅助重力驱油(SAGD)等。相比较于蒸汽吞吐,SAGD开发有着最终采收率高的特点,但对于油藏埋深浅、水平井开发难度大的区块,SAGD技术的应用受到限制。加之普通吞吐井随着吞吐轮次的增加,井下技术状况变差,使高轮次油井吞吐效果变差,从而加大了改善老井吞吐效果的技术难度。针对这些问题,提出顶注底采双管吞吐技术,即使用双封隔器和注采双管,顶部注蒸汽后关闭注汽管柱,无需焖井直接打开底部生产管柱生产。因此,研究顶注底采双管吞吐工艺技术可提高稠油油藏开采效果,有十分重要的现实意义和经济意义。本论文在稠油热采机理基础上通过研究稠油原油、地层水、脱出水以及混合液的密度和粘度随温度的变化规律,以确定其对稠油热采开发效果的影响。建立稠油油藏单井数值模拟模型,结合生产动态数据进行历史拟合,对模型加以修改和调整,使之产生的动态与实际动态一致。在历史拟合验证的模型上进行顶注底采双管吞吐工艺技术与传统吞吐工艺技术的开采效果对比。由于稠油粘度、储层厚度、纵横渗透率比等对顶注底采双管吞吐工艺的开采效果有影响,针对不同油藏或者单井在实施前有必要进行注采参数优化设计,以得到最优参数组合。开展工艺适应性评价研究,确定顶注底采双管吞吐工艺技术的适应性。通过实验和数值模拟研究预测研究、分析,得出了以下一些有意义的结论：1通过对顶注底采双管吞吐技术的增产机理分析,可以得出顶注底采双管吞吐技术主要机理为：热力作用下稠油粘度大幅度降低,增加了稠油的流动性；利用蒸汽、冷凝水和原油的密度差异,使重力成为生产的主要驱动力；注入的热蒸汽更长时间的留在储层中,提高了系统热效率。2通过研究温度稠油密度和粘度的影响,杜229无水油样的密度随温度的升高而降低、粘度在不同剪切速率下随温度的升高而降低；杜229脱出水的密度和纯水的密度随温度的升高而降低、粘度随温度的升高而降低；现场31%含水杜229原油密度与脱出水的密度差随温度的升高略有增加；现场无水杜229原油密度与脱出水的密度差随温度的升高(30-95℃)略有增加；当温度大于95℃后,密度差随温度的升高快速下降,在(135-180℃)密度差接近于零。3建立了单井数值模拟模型,结合已有的实际动态数据,对模型加以修改和调整,使之产生的动态与实际动态一致,通过历史拟合验证,累积产油量拟合的绝对误差为37.18m3与0.79%,相对误差分别为-0.78%与0.79%,符合率较高模型是可信的,这为下步的预测、分析与研究提供了可靠的基础。4在历史拟合的基础对比研究了顶注底采双管吞吐工艺技术和传统吞吐技术的开采效果,顶注底采双管吞吐工艺累积产油量较传统吞吐工艺同比增加7535m3采出程度增加11.06%,综合含水率低2.5%,增产效果明显。5利用正交设计方法设计优化模拟方案,方差分析表明采液强度对采出程度的影响最为显著,注汽强度、注汽干度、注汽温度对采出程度的影响较为显著,得出该井的最优注采参数为：注汽强度400m3/d、注汽干度70%、注汽温度200℃、采液速度50m3／d。6通过研究不同原油粘度、不同储层厚度以及不同纵横渗透率比时顶注底采双管吞吐工艺技术的适应性,结果表明相同注采参数下,顶注底采双管吞吐能有效提高稠油油藏开发效果。同时地层原油粘度、储层厚度以及纵横渗透率比对稠油油藏顶注底采双管吞吐技术的开发效果有较为明显的影响,对于不同储层,存在一个极限地层原油粘度、储层厚度以及纵横渗透率比。因此,具体实施时需要有针对性的进行评价研究和注采参数优化。7通过数值模拟预测研究表明,顶注底采双管吞吐工艺技术与传统吞吐方式相比有明显的优势,可有效提高稠油油藏吞吐开发效果,并且该技术具有良好的工艺适应性。