Les ressources en pétrole lourd en mer sont abondantes, la demande de développement par exploitation thermique est élevée. Après des années de pratique, le développement par injection de vapeur pour le pétrole lourd en couches minces, le pétrole lourd en zone de contact eau-pétrole et le pétrole très lourd a été réalisé. Une compréhension précise des caractéristiques d'écoulement et des règles de développement de l'injection de vapeur à grande distance entre puits dans les réservoirs de pétrole lourd offshore, ainsi qu'une évaluation précise de l'effet du développement thermique et de l'état du développement, sont devenues clés dans la conception, l'ajustement, l'optimisation et l'amélioration de la production du schéma de développement thermique offshore. Grâce à l'étude de la distribution réelle du champ de température dans la zone hydrothermale et la quantification du phénomène de recouvrement de vapeur, la variation du rayon de chauffage a été caractérisée, des règles et expériences ont été résumées concernant la décroissance de la production, la durée effective, la différence de pression de production et le gaz associé à l'injection de vapeur à grande distance entre puits offshore, déterminant trois phases de décroissance et un taux moyen de décroissance pour l'injection de vapeur en mer. Sur cette base, en utilisant la modélisation numérique des réservoirs pour la prévision, une stratégie de développement a été proposée pour l'injection de vapeur à grande distance entre puits dans les réservoirs de pétrole lourd offshore. Pour le développement offshore à grande distance entre puits, il est recommandé d'utiliser des puits horizontaux, de disposer les puits à plus de 150~200 m de la frontière d'huile en contact avec l'eau, d'employer un taux sec élevé et de grandes quantités d'injection sur de longues périodes pour améliorer l'utilisation thermique de la formation. La durée moyenne effective de l'exploitation thermique offshore à grande distance entre puits est de 329 jours, le taux moyen mensuel de décroissance du premier cycle est de 13,5 %, et la différence de pression raisonnable dans les puits de production est comprise entre 3,5 et 5,0 MPa. Les résultats de l'étude ont une certaine signification pour le développement à grande échelle de l'extraction thermique du pétrole lourd offshore.

réservoirs de pétrole lourd offshore; injection de vapeur; règles de décroissance; règles de développement; stratégies de développement