蒸汽輔助重力驅(qū)油

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蒸汽輔助重力驅(qū)SAGD技術(shù)王健

1主要內(nèi)容SAGD簡(jiǎn)介SAGD布井方式SAGD注采工藝分析SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響因素SAGD的泄油率與采收率SAGD應(yīng)用實(shí)例

2SAGD簡(jiǎn)介SAGD概念及機(jī)理SAGD的基本特點(diǎn)

3SAGD概念及機(jī)理從水平井上方一口或幾口垂直井中注蒸汽。加熱后,可流動(dòng)的瀝青在重力作用下流向位于其下方的水平井中,這稱為蒸汽輔助重力驅(qū)油(SAGD)。其機(jī)理是在注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面蒸汽腔向上及側(cè)面擴(kuò)展與油層中的原油發(fā)生熱交換。被加熱的原油降低粘度和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流動(dòng)從水平生產(chǎn)井中來(lái)出。蒸汽腔持續(xù)擴(kuò)展，占據(jù)原油的體積。

4SAGD的基本特點(diǎn)由于重力不足以將受熱瀝青以經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量驅(qū)入常規(guī)井，SAGD有利于水平井作為生產(chǎn)井來(lái)進(jìn)行生產(chǎn)。帝國(guó)石油公司于1978年在冷湖的先導(dǎo)試驗(yàn)中所應(yīng)用的水平生產(chǎn)井(HWPI)是第一口現(xiàn)代意義上的水平井。自那以后，水平井在非熱力領(lǐng)域中已得到了廣泛的應(yīng)用。在SAGD應(yīng)用中，盡管也可以使用多口垂直注人井，但更常見(jiàn)的還是選擇水平井做為注入井和生產(chǎn)井。要成功地實(shí)施SAGD技術(shù)，能否滿足充足的舉升能力是很關(guān)鍵的。如果舉升系統(tǒng)難以滿足需要，蒸汽室變不會(huì)向下擴(kuò)展至生產(chǎn)井附近，重力驅(qū)動(dòng)力（取決于

5SAGD的基本特點(diǎn)下落液體與蒸汽兩者間的密度差)就會(huì)減小。圖2顯示，在安裝泵之后，HWPI的運(yùn)行動(dòng)態(tài)得到了明顯的改善。因舉升能力不足而在數(shù)個(gè)SAGD項(xiàng)目中都引起了初期運(yùn)行差的問(wèn)題。近期的SAGD技術(shù)大多數(shù)是推薦利用圖2帝國(guó)石油公司的SAGD試驗(yàn)情況氣舉輔助自然流動(dòng)進(jìn)行舉升，對(duì)于這類系統(tǒng)要對(duì)舉升機(jī)理仔細(xì)斟酌，并需在操作過(guò)程中確保充足的舉升能力，同時(shí)避免汽竄和出砂引起地層破壞。

6SAGD的基本特點(diǎn)大多數(shù)重油油藏下方都是含水層，在SAGD方法中含水層常造成能量散失。如果蒸汽腔與含水層連通的話，那其中一部分注入蒸汽將因?qū)λ邢鄬?duì)較高的滲透率而散失掉。比例化模型試驗(yàn)也顯示，如果蒸汽室壓力足以阻止水侵，即使帶有底水的油藏也可以達(dá)到良好的運(yùn)行狀態(tài).水侵造成的影響非常嚴(yán)重—1m3水流入蒸汽室內(nèi)會(huì)冷凝0.5m3蒸汽。

7SAGD布井方式雙水平井SAGD技術(shù)直井與水平井組合技術(shù)單水平井SAGD技術(shù)

8SAGD布井方式雙水平井SAGD技術(shù)雙水平井SAGD技術(shù)在加拿大等國(guó)重油開(kāi)采中已經(jīng)得到廣泛應(yīng)用,在我國(guó)尚處于研究階段,其原理就是在靠近油藏底部位置鉆一對(duì)上下平行的水平井,經(jīng)油層預(yù)熱形成熱連通后,上部水平井注汽,注入的蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔并不斷向上及側(cè)面擴(kuò)展,與原油發(fā)生熱交換,加熱的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下部的生產(chǎn)井中產(chǎn)出(圖2、圖3)，其生產(chǎn)特點(diǎn)是利用蒸汽的汽化潛熱加熱油藏,以重力作為驅(qū)動(dòng)原油的主要?jiǎng)恿?可以使水平井生產(chǎn)獲得相當(dāng)高的采油速度,階段采收率高,油汽比高,除了大面積的頁(yè)巖夾層,對(duì)油藏非均質(zhì)性不敏感。

9SAGD布井方式圖3雙水平井SAGD工藝

10SAGD布井方式直井與水平井組合技術(shù)直井與水平井組合方式是水平井作為生產(chǎn)井（見(jiàn)圖4）在其正上方或側(cè)上方鉆幾口垂直注汽井,國(guó)外廣泛使用雙水平井方式針對(duì)原始的超稠油油藏進(jìn)行開(kāi)發(fā),油藏埋深普遍較淺,多小于500m,國(guó)內(nèi)已開(kāi)發(fā)的超稠油油藏一般埋藏較深,多大于600,采用直井蒸汽吞吐開(kāi)發(fā),但采收率僅為為20%～25%。實(shí)施這種方式的蒸汽驅(qū)之前,各口直井應(yīng)有若干周期的蒸汽吞吐,以減小與水平井之間的阻力,預(yù)熱周圍油層。然后直井注汽,被加熱后的瀝青和熱水,在重力作用下流入下方不加熱的水平井。水平井可以鉆在有底水的油水界面上方,通過(guò)控制

11SAGD布井方式圖4直井注汽水平井采油示意圖井底溫度低于水的飽和溫度來(lái)防止大量底水的產(chǎn)出。若利用原先鉆成的直井,只在直井下方加鉆水平井,將使這一方案投資降低,使直井和水平井各自特點(diǎn)都得到發(fā)揮。

12SAGD布井方式單水平井SAGD技術(shù)單水平井蒸汽輔助重力泄油，該工藝采用單水平井布井方式,水平井位于油層的底部，即用一口水平井，把注入的蒸汽釋放在絕緣管道的下端，蒸汽升起來(lái)凝結(jié)在石油界面；于是低粘度熱石油就流進(jìn)油井的環(huán)狀空間里。這些流動(dòng)的石油和冷凝水通過(guò)另一條油管柱被泵送到地面。而單井蒸汽輔助重力泄油雖然在成本上有所降低,但其產(chǎn)量也較低,且在現(xiàn)場(chǎng)操作中很難控制,所以這種開(kāi)發(fā)方式也很難推廣。

13SAGD注采工藝分析SAGD的工藝過(guò)程SAGD操作工藝參數(shù)的影響注采井參數(shù)影響

14SAGD的工藝過(guò)程預(yù)熱階段和降壓生產(chǎn)階段首先是上部直井或水平井與下部水平井同時(shí)吞吐生產(chǎn)，各自形成獨(dú)立的蒸汽腔(循環(huán)預(yù)熱階段)；隨著被加熱原油和冷凝水的不斷采出以及吞吐輪次的增加,蒸汽腔不斷擴(kuò)大,直至相互連通(降壓生產(chǎn)階段)；之后進(jìn)入SAGD生產(chǎn)階段。通過(guò)預(yù)熱方式使注采井間形成熱連通，一般有三種預(yù)熱方式:蒸汽吞吐、壓裂形成裂縫、蒸汽熱循環(huán)。

15SAGD的工藝過(guò)程SAGD生產(chǎn)階段上方的直井或水平井轉(zhuǎn)為注汽井,持續(xù)向油藏內(nèi)注入蒸汽,蒸汽向上，向下及四周流動(dòng),最終形成一個(gè)連通的、完整的蒸汽腔,蒸汽在蒸汽腔內(nèi)表面冷凝，通過(guò)傳導(dǎo)，對(duì)流及潛熱形式向周圍油藏釋放熱量,加熱油藏中的原油,原油和冷凝水在重力作用下被驅(qū)向水平生產(chǎn)井.隨著受熱原油的流走加熱前緣向油藏內(nèi)部推進(jìn),這樣,既可保持油藏的壓力及驅(qū)動(dòng)力,又可提高蒸汽波及范圍,因此,SAGD比蒸汽吞吐的采收率要高.生產(chǎn)過(guò)程的后期,蒸汽腔會(huì)逐漸到達(dá)油層的頂部,此時(shí)熱擴(kuò)散則在上覆巖層下面的四周進(jìn)行。

16SAGD的工藝過(guò)程SAGD的操作:注汽井連續(xù)注汽，生產(chǎn)井連續(xù)采油，生產(chǎn)井井底溫度低于水的沸點(diǎn)溫度5℃-10℃。一般注采壓差0.2一0.5MPa。用示蹤劑監(jiān)測(cè)吸汽剖面和產(chǎn)液剖面。對(duì)注采井進(jìn)行壓力溫度監(jiān)測(cè)，以了解蒸汽腔室的形成與擴(kuò)展。對(duì)產(chǎn)出流體進(jìn)行礦化度監(jiān)測(cè)，以封斷邊底水。

17SAGD工藝操作參數(shù)的影響水平井SAGD成功的關(guān)鍵取決于蒸汽腔的形成與良好擴(kuò)展,并保證液體最大程度地泄流到生產(chǎn)井筒,該階段注汽干度、注汽速度、排液速度等參數(shù)的選取是SAGD操作成功與否的關(guān)鍵因素。蒸汽干度影響（圖5）：蒸汽的干度是指單位體積飽和蒸汽中干蒸汽所占的百分?jǐn)?shù)，以“x”表示。對(duì)于超稠油油藏，高溫，高干度是關(guān)鍵蒸汽干度控制蒸汽腔的形成與擴(kuò)展，通過(guò)水平井或垂直井向油藏注入蒸汽，在油藏中形成蒸汽腔室。

18SAGD工藝操作參數(shù)的影響隨著蒸汽的不斷注入，蒸汽腔室逐漸擴(kuò)大，采出的原油體積與蒸汽腔室的體積密切相關(guān)。SAGD階段，注入蒸汽中只有潛熱部分用于原油加熱，而凝積水則以幾乎相同的溫度從生產(chǎn)井中采出，對(duì)原油的加熱不起任何作用,反而增加飽和水占據(jù)地層孔隙體積分量，致使油井含水上升，原油產(chǎn)量降低，因此,SAGD操作階段必須保證注入較高干度的蒸汽。

19SAGD工藝操作參數(shù)的影響圖5蒸汽干度對(duì)產(chǎn)油量及油汽比的影響（杜84塊超稠油油藏）

20SAGD工藝操作參數(shù)的影響采注比的影響（圖6）采注比指采出物（油、氣、水）的地下體積與注入劑（水或氣）與的地下體積之比。它是反映衡量階段注采狀況的一個(gè)指標(biāo)。注汽速度取決于注入井的注入壓力、吸汽能力、生產(chǎn)井排液能力和油層中蒸汽腔的大小,在SAGD階段,注入蒸汽中除一小部分用于填充地層,大部分將以凝積水的形式被采出,為保證蒸汽腔擴(kuò)展和汽液界面平穩(wěn)，要有一個(gè)適當(dāng)?shù)牟勺⒈?。?dāng)產(chǎn)量太高時(shí),熱液體面向下靠近生產(chǎn)井,因?yàn)橹亓︱?qū)的油不能補(bǔ)償產(chǎn)量,如果這種情況得不到控制，就會(huì)發(fā)生蒸汽

21SAGD工藝操作參數(shù)的影響蒸汽穿透,導(dǎo)致成對(duì)井停產(chǎn),并可能造成完井傷害；當(dāng)產(chǎn)量太低時(shí),液面上升，來(lái)自腔室壁的重力驅(qū)油不能停留在腔室的低部,腔室的形狀受到影響總的驅(qū)油能力降低，產(chǎn)量控制至關(guān)重要,它不僅影響即時(shí)產(chǎn)量還影響到成對(duì)井的長(zhǎng)期驅(qū)油潛力。

22SAGD工藝操作參數(shù)的影響圖6采注比對(duì)產(chǎn)油量及油汽比的影響（杜84塊超稠油油藏）

23SAGD工藝操作參數(shù)的影響排液速度的影響生產(chǎn)井排液能力對(duì)SAGD影響很大，排液能力太小,就會(huì)導(dǎo)致冷凝液體在生產(chǎn)井上方聚集,汽液界面逐漸上升,蒸汽腔壓力也隨之上升;排液能力太大(大于重力泄油速度),汽液界面隨之下降,蒸汽被直接采出,一方面蒸汽進(jìn)入抽油泵閃蒸后會(huì)嚴(yán)重降低泵效,另一方面大量蒸汽的產(chǎn)出會(huì)降低熱利用率。合理的排液速度應(yīng)該與蒸汽腔的泄油速度相匹配,使汽液界面恰好在生產(chǎn)井上方,這時(shí)洗油效率和熱效率可以達(dá)到最高。

24SAGD工藝操作參數(shù)的影響汽液界面的控制可以通過(guò)調(diào)節(jié)排液量及注汽速度控制水平生產(chǎn)井內(nèi)流體溫度和壓力來(lái)實(shí)現(xiàn)，為防止蒸汽突破到水平生產(chǎn)井，需要保持生產(chǎn)井井底的流體溫度低于該壓力下的飽和蒸汽溫度20～40℃。注入壓力注汽壓力維持較高的操作壓力可提高注氣溫度，使瀝青粘度降低；但太高壓力,會(huì)使注入的蒸汽突破到生產(chǎn)井,影響產(chǎn)油量。此外，還有周期注汽量，燜井時(shí)間等操作參數(shù)的影響。

25注采井參數(shù)影響注采井距注采井間的垂向距離太小，汽液界面很難控制蒸汽容易直接產(chǎn)出；但若井距太大，注采井間很難形成熱連通，重力泄油速度慢,生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，油汽質(zhì)量比低，采油速度低。水平段長(zhǎng)度優(yōu)選水平井段長(zhǎng)度除受制于油井的排液能力外，還由于水平井筒內(nèi)沿井長(zhǎng)方向存在壓力降，且原油粘度越大，壓力降越大，因此，水平段長(zhǎng)度存在一臨界值。

26注采井參數(shù)影響水平井縱向位置優(yōu)選隨水平井段距油水界面距離增加，重力泄油階段生產(chǎn)時(shí)間逐漸增長(zhǎng)，階段采出程度逐漸增加；當(dāng)水平井段距油水界面距離再增加時(shí)，水平段下部損失儲(chǔ)量較大，采收率降低。

27SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響因素蒸汽輔助重力泄油開(kāi)發(fā)效果的影響因素主要有:油層厚度、原油粘度、油藏深度、油層水平滲透率及垂向與水平滲透率比值、孔隙度、初始含油飽和度、油層壓力與溫度、原始熱特性等。但最主要的因素是前4個(gè)。國(guó)內(nèi)外對(duì)SAGD對(duì)油藏及流體的適應(yīng)性研究也很多，但是多為針對(duì)某一油藏的定性描述。

28SAGD的泄油率與采收率SAGD方法的采收率取決于蒸汽腔體積大小。另一方面，石油產(chǎn)量取決于流動(dòng)油是否能夠流暢地排泄出來(lái)。這兩個(gè)方面反過(guò)來(lái)又取決于開(kāi)采項(xiàng)目的油藏描述和設(shè)計(jì)特點(diǎn)。重力影響越大，產(chǎn)量就越高。因此，連續(xù)性厚油藏項(xiàng)目就具有更大的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。一個(gè)具有33ft以上厚度的連續(xù)產(chǎn)層最適合獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。重油油藏的滲透率在幾達(dá)因范圍內(nèi)。這就會(huì)提高產(chǎn)量和采收率。在碳酸鹽低滲油藏里，除非存在豎直短裂縫，否則采收率會(huì)很低。

29SAGD的泄油率與采收率SAGD的泄油率石油排泄速率取決于蒸汽腔內(nèi)及周圍地下石油粘度。然而，產(chǎn)量的降低量遠(yuǎn)小于粘度的增加量。在SAGD里流動(dòng)油憑借重力泄漏。靜壓頭取決于蒸汽腔的高度，即取決于厚度和油藏內(nèi)的非均質(zhì)性(包括滲透阻擋層)。產(chǎn)量與蒸汽腔高度的立方根成正比。在熱擴(kuò)散率或分子擴(kuò)散率與石油提取率之間也存在著復(fù)雜的關(guān)系。然而，產(chǎn)量卻隨著相關(guān)擴(kuò)散率的增加而增長(zhǎng)。從微觀上講，對(duì)流和渦流可進(jìn)行熱傳送和質(zhì)量傳遞，促成較高的提取率。在添加了溶劑的蒸汽里，稀釋后的

30SAGD的泄油率與采收率油/蒸汽表面張力就大大降低了。油藏非均質(zhì)性控制著蒸汽腔的形狀，大大改變了這些方法的性能。影響這些方法的一些因素還有油砂厚度、相變化、頁(yè)巖阻擋層、斷層、裂縫和漏失層。因?yàn)槿軇┱羝荒軡B過(guò)難滲透的阻擋層，所以這些方法將受到頁(yè)巖阻擋層的影響，這主要取決于阻擋層的特征和長(zhǎng)度。蒸汽在把蒸汽腔完全封閉在內(nèi)的小阻擋層的周圍向上運(yùn)移，但這將會(huì)受到橫跨整個(gè)蒸汽腔的難滲透阻擋層的嚴(yán)重阻礙。

31SAGD應(yīng)用實(shí)例水平井開(kāi)發(fā)杜84塊館陶超稠油藏方案優(yōu)化及應(yīng)用油藏地質(zhì)基礎(chǔ)蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)

32油藏地質(zhì)基礎(chǔ)曙一區(qū)杜84塊構(gòu)造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段(如圖7),館陶油藏位于該塊南部,共投產(chǎn)各類井503口,觀察井20口,單井平均吞吐7.9輪次,累積產(chǎn)油280×104t，杜84塊油層厚度大,平面分布穩(wěn)定,整體連通度85%以上,具有近物源，快速沉積的特點(diǎn),其儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng),物性好屬中深層超稠油油藏,埋藏較淺,具有四高一低的特點(diǎn):高粘度，高凝固點(diǎn)、高膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量!高初餾點(diǎn)、低餾量;原始地溫低,邊、底、頂水活躍,油水關(guān)系復(fù)雜,適合于鉆水平井和直井。館陶油層粒度中值平均為0.42mm，平均單層解釋厚度為107m，

33油藏地質(zhì)基礎(chǔ)油層有效厚度為60～90m,為巨厚塊狀油藏。平均孔隙度為36.3%,平均滲透率為5.54um2。地面原油密度平均1.001g/cm3,50℃地面脫氣原油粘度231910mPa.S膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量為52.9%，館陶油藏是一個(gè)水包圍的邊頂?shù)姿筒?試驗(yàn)區(qū)內(nèi)無(wú)底水,單井效厚度在88～94m之間,平均為91.7m。原始層溫度為28～32℃,原始油層壓力為6.0～6.5MPa。

34油藏地質(zhì)基礎(chǔ)圖7曙一區(qū)杜84塊構(gòu)造位置圖

35蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)(1)井組4個(gè)。(2)井距:直井與水平井的側(cè)向水平距離為30～40m,直井射孔底界距水平井段的垂直距離為3～7m。(3)水平段長(zhǎng)度為368～418m。(4)水平段垂深為64810～66113m。(5)轉(zhuǎn)SAGD時(shí)機(jī):直井平均吞吐716個(gè)周期,水平井平均吞吐2個(gè)周期,直井與水平井之間已形成熱連通,地層壓力降至3～4MPa。（6）蒸汽干度:井口大于97%,井底大于80%

36蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)(7)注汽壓力為4～6MPa(8)注汽速度:單直井為120～200t/d(9)產(chǎn)出液溫度為115～140e(10)生產(chǎn)井排液速度為注汽速度的0.8～1.0倍

37SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)實(shí)施情況根據(jù)生產(chǎn)特征及監(jiān)測(cè)資料分析,試驗(yàn)區(qū)經(jīng)歷了3個(gè)開(kāi)發(fā)階段:第1階段為注采井間溫度、壓力連通階段,第2階段為彌補(bǔ)地下虧空和蒸汽驅(qū)階段,第3階段為蒸汽腔形成及向上擴(kuò)展階段。2005年2月24日～2005年5月中旬為熱連通階段。水平生產(chǎn)井井底壓力較低,只有110MPa;注汽井井底壓力相對(duì)較高,為4～5MPa;注采井間溫度為100℃左右。該階段以蒸汽吞吐生產(chǎn)為主,生產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量下降，含水及動(dòng)液面下降，水平井井底溫度下降。

38SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)2005年5月下旬～2006年3月初為彌補(bǔ)地下虧空和蒸汽驅(qū)階段，蒸汽吞吐造成單井平均地下虧空0.95×104m3,注入的蒸汽及冷凝水用于彌補(bǔ)地下虧空,水平井產(chǎn)油主要以蒸汽驅(qū)方式為主,生產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量、動(dòng)液面、水平段溫度及壓力穩(wěn)定。2006年3月至今為蒸汽腔形成及向上擴(kuò)展階段；館平11、館平12兩個(gè)井組形成了蒸汽腔,由蒸汽驅(qū)替為主開(kāi)發(fā)逐漸轉(zhuǎn)向重力泄油為主開(kāi)發(fā)。生產(chǎn)井井底

39SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)壓力回升至3.0MPa,注汽井的井底壓力為3.5～4.0MPa。該階段生產(chǎn)特征表現(xiàn)為產(chǎn)液量，產(chǎn)油量明顯提高,相對(duì)穩(wěn)定,含水率下降較為突出,由80%左右下降到70%左右,與蒸汽驅(qū)明顯不同。實(shí)施情況油井產(chǎn)量明顯提高轉(zhuǎn)入SAGD初期,注入蒸汽用于禰補(bǔ)地下虧空,連續(xù)注汽0.5a后,注采井間的壓力趨于平衡基本穩(wěn)定在3.5MPa,生產(chǎn)井日產(chǎn)液量由140t/d上升為300～400t/d日產(chǎn)油量30t/d上升為70t/d左右（圖9）。

40SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)蒸汽腔向上擴(kuò)展階段油井含水率穩(wěn)定轉(zhuǎn)入SAGD初期,油井含水率較高,達(dá)到了95%以上，當(dāng)蒸汽腔開(kāi)始形成還不發(fā)育時(shí),以蒸汽驅(qū)替為主,含水率逐漸上升至80%左右。隨著蒸汽腔的不斷擴(kuò)大,逐漸轉(zhuǎn)為以重力泄油為主,蒸汽驅(qū)替作用逐漸減弱,含水逐漸下降,并趨于穩(wěn)定,隨著蒸汽腔的向上擴(kuò)展,含水率將進(jìn)一步下降并穩(wěn)定在65%～70%。

41SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)圖9館平12井SAGD階段產(chǎn)量變化曲線

42SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)SAGD開(kāi)發(fā)初期蒸汽腔以單井點(diǎn)形式存在數(shù)值模擬跟蹤表明,垂直水平井段方向蒸汽腔發(fā)育較好,而沿水平段方向,蒸汽腔只是在注汽井與水平段最近處形成,形成多個(gè)獨(dú)立的蒸汽腔,相互之間沒(méi)有連通。目前,館平12井發(fā)育4個(gè)蒸汽腔,位于水平井中段的3個(gè)蒸汽腔的上部出現(xiàn)逐漸聯(lián)通的趨勢(shì);館平11井主要發(fā)育3個(gè)蒸汽腔,3個(gè)腔相距較遠(yuǎn),短期內(nèi)很難連通“根據(jù)數(shù)值模擬研究并結(jié)合動(dòng)態(tài)資料可知,蒸汽腔數(shù)量的多少?zèng)Q定產(chǎn)量的高低。初步計(jì)算館陶油層每個(gè)蒸汽腔日產(chǎn)油量30t左右。館平12井目前日產(chǎn)油為128t/d。館平11

43SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)11井日產(chǎn)油為84.5t/d。試驗(yàn)方案達(dá)到設(shè)計(jì)要求目前,館平11，館平12井單井日產(chǎn)液水平達(dá)到300t以上,日產(chǎn)油為70～100t左右,含水率穩(wěn)定在65%～70%,井底壓力上升至310MPa,溫度上升至180~220℃,采注比達(dá)到110,各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)均達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求，從泄油狀況看,館平11井有3個(gè)泄油點(diǎn),館平12井有4個(gè)泄油點(diǎn),且均進(jìn)入穩(wěn)定泄油階段,隨著蒸汽腔的擴(kuò)展和泄油通道的擴(kuò)大,各項(xiàng)指標(biāo)會(huì)繼續(xù)朝著更好的方向發(fā)展。

44SAGD現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)最終采收率得到有效提高物理模擬SAGD階段采收率接近60%,最終采收率達(dá)到75%以上;數(shù)值模擬研究表明,館陶油層蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)SAGD階段采出程度為36.1%,最終采收率為56.1%;館觀4井取心資料證實(shí),SAGD開(kāi)發(fā)蒸汽驅(qū)掃帶內(nèi)驅(qū)油效率達(dá)到83%,計(jì)算最終采收率可達(dá)58%。截至2007年4月,試驗(yàn)區(qū)有9口注汽井,4口水平井和4口直井采油，日注汽量為1255t/d,日產(chǎn)液為1013t/d,日產(chǎn)油為2489t/d,含水率為75.4%。SAGD階段累計(jì)注汽45.11×104t，累計(jì)產(chǎn)量9.16×104t，累計(jì)產(chǎn)水29.92×

45應(yīng)用實(shí)例SAGD10t,累計(jì)產(chǎn)水29.92×10t,累計(jì)油汽比為0.20,累計(jì)采注比為0.87,采出程度為3.7%。