68注热水开发已被证明能有效降低原油黏度，提高稠油采收率，同蒸汽相比，热水密度和流度与稠油更接近，能够减缓超覆现象，同时工艺简单、成本低。
由于热水携带热低，加热范围小于蒸汽，因此限制了其规模应用。
目前海上在N油田开展的多元热流体吞吐试验，是在注入热水的基础上，增加燃烧生成的烟道气，能够在热水降粘的同时，扩大了热波及范围，N油田多元热流体吞吐增油效果明显。
目前由于试验中注入烟道气气量较大，目前已发生多井气窜，影响多轮次吞吐效果。
热水驱在陆上的辽河、河南等油田开展试验，取得较好开发效果，但也暴露出见水快等的问题。
为了提高波及体积、减缓见水时间和进一步降低原油黏度，在热水降粘的基础上，通过添加降粘剂、泡沫和气体（CO 2、N 2）等助剂，发挥多介质间协同作用，改善热水驱开发效果。
为对比不同热水驱不同注入温度和不同注入速度条件下开发效果，本文通过实验研究不同温度热水驱和不同注入速度热水驱驱油效率。
1 不同注入温度热水驱模拟实验开展不同注水温度对驱油效率影响的模拟实验，目的在于优选出较为适合于该油藏热水驱的注水温度。
为此，共开展了49℃、100℃、150℃、200℃、250℃共5个温度的驱油效率模拟实验。
通过对产出液进行油、水分离和数据处理，得到了5个注水温度下的最终驱油效率分别为。
从不同注水温度条件下的注入倍数-驱油效率关系曲线对比中可以看出：（1）随着注水温度的提高，驱油效率都有不同程度的提高。
当注水温度从地层温度（49℃）提高到250℃时，驱油效率也从34.8%增加到60.3%。
（2）随着注入倍数的增加，驱油效率也在逐渐增加，但增加幅度不同。
驱替实验的初期，随着注水量的增加，驱油效率迅速提高；当驱替到1.0PV左右后，注入倍数继续增加时，驱油效率增加幅度缓慢。
（3）不同的注水温度区间，该油藏驱油效率的变化幅度不同。
注水温度在49～150℃时，驱油效率由34.8%迅速提高到51.7%，驱油效率幅度增加了16.7％；温度在150～250℃时，驱油效率由51.7%增加到60.4%，提高幅度为8.7%。
