蒸汽驱技术的第一项重要进展，是井网形式的改变，即从传统的直井反九点面积井网蒸汽驱转变成水平井蒸汽驱。针对传统的直井蒸汽驱在驱替过程中由于蒸汽超覆易汽窜、且油层下部动用较差的问题，借鉴蒸汽辅助重力泄油的理念，发展出以驱泄复合作用为主的水平井蒸汽驱技术。主要包括直井一水平井蒸汽驱、水平井一水平井蒸汽驱。水平井蒸汽驱一般采用立体井网设计，选定位于油层底部水平井作为生产井，选做注汽的直井或水平井的位置一般位于油层的中上部，该技术具有防汽窜、驱油效率高和采收率高的特点。一般采收率能达到35％－45％以上，油汽比达到0．13以上，比蒸汽吞吐方式提高采收率20％以上。
下面从水平井蒸汽驱的理论基础、开发机理、油藏工程优化与调控技术三个方面，进行简要的阐述。
1．水平井蒸汽驱井网组合及开发机理
1）直井水平井组合重力辅助蒸汽驱
采用水平井两边的直井注蒸汽和水平井开采的方式开采。对于在地层原始条件下没有流动能力的高勃度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。形成热连通后，注人的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。
直井与水平井组合的优点有4个方面：
（1）克服钻平行水平井的技术难度；
（2）对于已开发的油田，可以利用现有的直井作为注汽井，节约钻井费用；
（3）初期可以利用调节各井的注汽量来调节蒸汽沿水平段的分布；
（4）靠优化射孔井段的手段来达到减少油层非均质性（如夹层）影响的目的。
2）立体双水平井蒸汽驱（HHSD）
立体双水平井蒸汽驱（HHSD）是通过前期预热建立水平井间连通关系，把蒸汽从注人井连续不断地注人油层中，使稠油得到加热、降私，并被驱向水平生产井。立体井网中，HHSD生产井位于油层的底部，原油在驱动力和重力共同作用下从水平生产井中采出。在多轮次吞吐后，水平井段的上部油层已经得到有效动用；转为HHSD方式后，蒸汽腔沿横向扩展，驱动油层上部的原油向生产井运动，进人生产井蒸汽腔后，在重力和驱动力的双重作用下进人井筒，从而将原油采出。
2．水平井蒸汽驱油藏工程优化设计
水平井蒸汽驱技术发展较晚，一般应用在已经进行直井吞吐开发的老油田，作为一种蒸汽吞吐后的接替开发方式应用。油藏工程优化设计内容包含了井型井网优化、预热参数优化、正常生产阶段注采设计三部分内容。
1）井型井网优化
井型井网优化重点关注水平段方向、长度、水平段在井网中的平面位置、纵向位置，以及作为注汽井的直井的射孔段底界与水平井垂向上的高差、射孔段位置。以新疆油田九8区齐古组综合调整的直井水平井组合蒸汽驱井网井型优化设计为例：设计水平段方向与构造线平行，水平段长度为280m，水平段位于距油层底部2m位置，直井射孔底部距水平段5m。
2）预热阶段注采参数优化
VHSD加密水平井吞吐预热油层阶段，与周边直井建立井间热连通及泄油通道是取得生产效果的前提条件。根据历史拟合结果，油层上部已形成热连通，油层下部尚未建立热连通，因此，VHSD预热重点在油层下部水平段位置。预热注汽方式以水平井吞吐为主，需要直井关井、水平井吞吐一轮次，注汽量在5000t左右，炯井时间为8－10d时，温度场、压力场扩展相对均衡，可取得较好的预热连通效果。
3）生产阶段注采参数优化
生产阶段的注采参数重点优化了注汽方式、井组操作压力、注汽速度、采注比、注汽交替轮换的时间频率、井底注汽干度等。
通过数值模拟研究，优化了水平井加密至35m井距条件下转VHSD方式，确定实施直井交替注人的方式，即将直井斜向分2组，一组注汽，另一组关井，间隔一段时间后转下一组，4口井同时向井组注汽。这种交替注汽方式，造成的油藏压力波动小，蒸汽腔波及体积大，后期优化空间大。
VHSD生产中，当地层压力波动时，容易引起闪蒸和汽窜，合理的地层压力非常重要，有利于生产管理和生产调控。从数模结果看，VHSD的生产操作压力越高，上产越快，但相应的油汽比低。考虑本区实际情况，对比分析生产效果，推荐操作压力为1．2－1．5MPa
VHSD生产过程中采用定压生产，通过动态调整井组注汽速度和采注比，实现对压力的调控。当注汽速度为60－70t/d，油汽比高。推荐井组注汽速度为60－70t/d。采注比维持在1．2左右时，地层压力稳定在1．6MPa左右；推荐井组采注比控制在1．2左右。
交替注汽的周期长度，即一组井注汽转下一组井注汽的时间间隔。注汽周期时间长，管理难度降低，但局部压力提高，容易引发汽窜风险。合理注汽周期长度是在尽可能长的时间内，发生汽窜风险前转下一组注汽，推荐交替注汽周期90d。不同交替周期的蒸汽腔剖面如。
随着井底蒸汽干度的提高，阶段采出程度、油汽比上升；采用CMG井筒模型计算不同注汽速度下的井底蒸汽干度变化情况，结果显示：蒸汽干度随着注汽速度的降低而降低；普通管柱注汽速度大于50t/d后，蒸汽干度上升趋势变缓；隔热管柱注汽速度达到30t/d后，蒸汽干度上升趋势变缓。因此，井底蒸汽干度应大于60％或采用隔热油管降低蒸汽干度损失。因为一般稠油区的豁度高，为了保证生产效果，要求采用过热蒸汽。
3．水平井蒸汽驱提高波及体积技术
l）水平井注蒸汽均匀程度评价方法
建立了水平井注汽管柱评价方法，优化注汽管柱设计，形成“注汽管柱一井筒一油藏”间的流动祸合评价方法，评价不同管柱串流系数、压力、流量分布。运用数值模拟，选取风城重32区块为典型地面管线相关参数，为了实现常规稠油热采过程中地面管线一井口一垂直井筒一地层的一体化设计，采取了节点分析方法计算蒸汽沿程变化规律．
水平段的吸汽均匀程度，主要受两方面因素的影响：
（l）受水平段钻遇的不同的沉积微相造成的储层非均质性影响。高渗透段一般能够得到优先动用，低渗透段的动用程度较差；
（2）针对这种储层非均质性的注汽工艺的配套措施影响。通过对水平井段注汽均匀程度的评价，可以为管柱的调控设计提供参考依据。
2）水平井注汽管柱的优化
经过多年的发展，热采水平井的完井、注汽管柱设计已经取得了长足的进步。初期，热采水平井的完井方式主要以割缝筛管、绕丝筛管等多种完井方式，逐渐过渡到割缝筛管占绝大部分。水平井注汽管柱的设计，也从单管注汽，逐渐发展为双管、多点及分段注汽工艺。
通过研究水平井井筒内的多相流动状态，确定不同管柱结构的油藏动用规律，可以优化注汽、生产的管柱结构设计。针对双管注汽，因为注汽的主管、副管的长度不同、且粗细有别，因此在水平段内形成不同的压力分布曲线及蒸汽干度分布特征。
目前现场一般推荐双管注汽体系，将注汽的短管深入到水平段loom左右的位置，可以提高水平段内的吸汽均匀程度，一定程度地提高水平段的动用率。对于非均质情况较为严重的水平段，需要采用多点分段配注汽技术，有针对性地对低渗透段强化注汽，适当降低高渗透段的注汽量，平均分配各个分段点的注汽量，能够显著改善水平段的动用程度，提高单井日产油能力，取得较好的开发效果。
3）均衡蒸汽腔发育整体调控技术措施
三维精细建模构建试验区地质模型，精细描述试验区孔隙度、渗透率、饱和度等地质参数，利用数值模拟手段刻画试验区地下蒸汽腔分布，结合井温测试资料调整注汽井位置与注汽量，预测蒸汽腔发育情况。通过轮换注汽及控制单井注汽量与调整试验区注汽井数可以合理匹配试验区采注比等调控手段，利用数模研究结果，在优化注汽量的同时，改变注汽井的位置，有利于蒸汽腔的均衡扩展。新疆油田重32井区VHSD试验区注汽井调整。
采油井见汽后，往往是蒸汽从某一直井单一方向的突进，不利于蒸汽在平面上扩展延伸，因此根据现场注汽井、生产井井口温度及压力情况可以有效反映出汽窜程度。可对已经确定汽窜的直井注汽井进行控关，调整其他方向的注汽量，实现蒸汽腔均衡推进。同时，也可对吸汽能力差的直井进行吞吐造腔后，再继续注汽驱替。
另外一个水平井蒸汽驱的控制因素是Sub－cool温度，即生产井井底流压对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值，是汽窜程度的有效反映。理想的Sub－cool温度控制范围在10－20℃。