1、SAGD开发基本概况

1.1 SAGD技术简介

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）由Butler 在20世纪70年代根据注水采盐原理首先提出，SAGD实际上是一种特殊情况下的蒸汽驱，它的本质是重力泄油，其采油机理如下：注入的高温蒸汽将油层上部的原油粘度降到易于流动的程度，靠重力使原油和热水排泄到下面的生产井，并通过生产井的举升系统将油和水举升到地面。它可以通过三种方式实现，第一种是在靠近油层底部钻一对水平井，上部水平井注汽，下部水平井采油；第二种是在底部钻一口水平井，在其正上方打一口或多口垂直井，上部直井注汽，下部水平井采油，蒸汽从上面的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动。以上两种方式都形成一个饱和蒸汽带，蒸汽在蒸汽室周围冷凝，并通过热传导将周围油藏加热，被加热降粘的原油及冷凝水在重力驱动下流到生产井。

图1-1 直平组合SAGD机理示意图

图1-2 双水平井组合SAGD机理示意图

目前，SAGD技术已成为超稠油油藏蒸汽吞吐后期提高采收率的主要技术之一，已在世界范围内广泛应用，我们辽河油田主要应用在曙一区杜84块。

杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡的中段。整体上呈一长条状单斜构造。沉积基底为中上元古界（Pt）变余石英岩夹薄层深灰色板岩，其上为新生界断陷湖盆形成后沉积的一套以陆源碎屑为主的半深湖至滨浅湖相砂泥岩互层沉积体和陆上冲积扇沉积。

目前杜84块超稠油累计探明含油面积6.2km2，探明石油地质储量8273×104t。油藏埋深550～890m，目的层包括沙三上段、沙一+二段和馆陶组三套地层，这三套地层属于不同沉积类型，且均以角度不整合接触。沙一+二段和沙三上段两套地层合称为兴隆台油层，沙一+二段进一步划分为五个油层组，即兴Ⅰ～Ⅴ组，沙三上段为兴Ⅵ组；馆陶组地层称馆陶油层。其中适合SAGD开发的油层为馆陶、兴I和兴VI组三套层系，主要具有如下地质特征：

一是油藏埋藏深，厚度大

油藏最深为810m，最大有效厚度为78m；

图1-3 曙一区构造位置图

图1 4 辽河油田曙一区杜84块地层综合柱状图

表1-1 SAGD开发层位埋深和厚度统计表

二是储层物性好，原油粘度大

三套储层均为高孔-高渗型储层 ，受压实和成岩作用的影响，储层物性自下而上逐渐变好；原油自下而上越来越稠。

表1-2 SAGD开发层位物性统计表

表1-3 SAGD开发层位物性统计表

三是馆陶、兴Ⅰ组隔夹层不发育，兴Ⅵ组发育不连续隔夹层

馆陶油层内部没有纯的泥岩隔夹层，只存在物性夹层，岩性一般是泥质较高的砾岩（样品松散，无法分析）。并且夹层不发育，夹层频率即平均100m厚度地层内的夹层层数为1.05。这种夹层厚薄不均，一般在0.2～2 m之间，薄的夹层在电测曲线上反映不明显，无法识别；较厚的夹层表现为低电阻率、低时差的特点，一般电阻率小于20Ω·m，声波时差小于350μs/m。物性夹层一般为油斑级，对油气运移有一定的抑制作用，但不起遮挡作用。

兴Ⅰ组内部夹层为泥岩、粉砂质岩和泥质砂砾岩，一般电阻率小于10Ω·m。兴Ⅰ组层段内平均夹层层数为2.4层，夹层频率为7.61。夹层较薄，一般在0.5～2 m之间，并且夹层平面分布连续性较差。

兴Ⅵ组为湖底扇重力流沉积，夹层相对不发育，夹层频率平均为5.5，内部个别区域隔夹层较发育。

1.2 杜84块SAGD总体部署

根据油藏工程研究成果及SAGD开发筛选标准，在杜84块馆陶组、兴I组、兴VI组三套层系共部署119个井组，计划分两期实施，一期实施48个井组、二期实施71个井组。

表1-4 杜84块SAGD总体部署统计表

1.3 杜84块SAGD开发现状及存在问题

目前，SAGD区域生产井开井111口（水平井开井45口，直井开井66口），日产液11875.0吨，日产油2029.6吨，含水82.91%；注汽井开井69口，日注汽8113.2吨，油汽比0.25，采注比1.46。

一期48个井组自1997年投入开发以来，随投产井数的增加，日产油不断上升，2002年之后日产油趋于平稳，说明新投产井抑制了老井的递减，2007-2009年，基本无新井投产，日产油呈现下降趋势，2009年规模转入SAGD后，日产油不仅稳中有升，而且还抑制了吞吐的递减，取得了较好的开发效果。但在SAGD开发过程中，也存在一定的问题，下面重点谈一下杜84块兴VI组存在的问题。

主要表现为兴VISAGD井组日产油差异比较大，依据每百米日产油把一期19个井组分为三类。一类井：每百米日产油在10-20t，共有6个井组；二类井：每百米日产油7-10t，共有5个井组；三类井每百米日产油小于7t，共有8个井组。

从各类井平面分布图上可以看出，一类井组主要分布在兴VI组的西侧，二类井组主要分布在东侧，这种分布格局的原因主要有：

一是隔夹层较发育，连续油层厚度差异大，导致日产油差异大。

二是隔夹层较发育，影响蒸汽腔扩展。

受连续夹层的影响，蒸汽腔难以超覆至夹层上部，仅在夹层下部横向扩展，实际动用厚度小，阶段产量较低，油汽比低，降低了油藏最终采收率。

三是注汽井点少，泄油通道少。

兴VI组各井组平均注汽井点数较低，19个井组每百米注汽井点数只有1.02口，从注汽井点数与百米日产油散点图上可以看出，随注汽井点数的增加，日产油也随之增加。一类井平均注汽井点有1.2口，百米日产油可达4.6吨，三类井平均注汽井点只有0.8口，百米日产油仅有1.1吨。

图1-5 杜84块一期工程48个井组SAGD生产曲线

图1-6 杜84块兴VI组SAGD日产油与时间关系曲线

图1-7 杜84块兴VI组SAGD井组分类图

四是转SAGD时机不同，转前含油饱和度就不同，日产油差异就较大。

随转入SAGD时机的延长，含油饱和度降低，SAGD阶段日产油逐渐降低，含水逐渐升高。

实际生产数据分析表明：当含油饱和度由0.61降至0.52时，含油饱和度每降低0.01，日产油下降4.8 t/d，含水上升1.3%，油汽比下降0.016。

可见，隔夹层是关键问题。为了解决隔夹层影响，提高隔夹层上部动用程度，我们提出了蒸汽驱与SAGD联合开发即驱泄复合，它是指在同一区域、同一层位，采用直井注汽，水平井与剩余直井共同采油，在直井与水平井之间形成重力泄油、直井与直井之间形成蒸汽驱的复合驱动。

图1-8 SAGD井组每百米日产油与注汽井点数关系图

图1-9 各类井每百米日产油与注汽井点数柱状图

图1-10 转SAGD不同时机SAGD阶段生产对比曲线

图1-11 含油饱和度与日产油柱状图

图1-12 含油饱和度与油汽比柱状图

2、驱泄复合开采技术研究

2.1 驱泄复合开发机理研究

2.1.1物理模拟机理研究

初步认识了驱泄复合开采驱油机理，在直井与水平井之间以重力泄油为主，蒸汽驱为辅；直井与直井之间以蒸汽驱为主、重力泄油为辅。驱泄复合有效扩大蒸汽波及体积，提高SAGD开发效果。

图1-13 驱泄复合机理示意图

图2-1 物理模拟结果图

2.1.2数值模拟机理研究

在研究驱替泄油复合开采机理开采机理时，主要考虑隔夹层的延伸长度一定时，分别处于注采井间不同位置对其的影响，根据所建模型的大小模拟了当隔夹层延伸长度为1个井距时，分别处于注采井距之半、注采井距四分之三及一个注采井距的研究。

图2-2 隔夹层位置示意图

从模拟结果看出，隔夹层所处的位置不同其开采机理截然不同。无论隔层遮挡注采井距二分之一或四分之三时，在隔层不完全起遮挡作用，由于隔层上部、下部分别进行蒸汽驱和重力泄油开采，在隔层上部、和下部各形成一个独立的蒸汽腔，隔层上部蒸汽驱开采原油被加热后，由于注采井间存在着压差，被加热的原油被驱到了垂直生产井，隔层下部被加热的原油依靠重力泄到了水平生产井中。

随着驱泄开采的进程两个蒸汽腔不断扩大，当上、下两个蒸汽腔连通后，油层上部被加热的原油沿着斜面和下部的原油一起依靠重力作用流到下部的生产井。

当隔层完全起遮挡作用时（隔层遮挡了整个注采井距），隔层完全起到的遮挡作用，隔层上部注入的蒸汽在将原油加热后，在压差的作用下全部被驱到了垂直生产井，隔层下部被加热的原油仍然依靠重力泄到了水平生产井中，即隔层上部为完整的蒸汽驱驱油机理，隔层下部为重力泄油开采机理。

2.2 隔夹层描述

查阅国内外文献资料，目前国内外在隔夹层研究中，主要是对有效隔夹层厚度进行研究。前苏联学者认为，在正常蒸汽驱条件下，连续分布的1m厚的泥岩就足以阻止蒸汽的垂向运动，起到良好的封隔作用。加拿大等国的学者认为，连续分布的2m厚的泥岩才能阻止蒸汽的垂向运动，零星分布的薄泥岩隔夹层不影响蒸汽腔的扩展，小于2m厚的泥岩隔层蒸汽能够穿透。因此，本次绘制的隔层厚度等值图的厚度级差是0～1m，1～2m，2～5m和>5m。

试验区兴Ⅵ组（Es3上）与沙一+二段（Es1+2）之间有较稳定的隔层。隔层的岩性以浅灰色泥岩和砂质泥岩为主，由于剥蚀、沉积等影响，隔层厚度变化较大，中南部较厚，北部和东西两侧较薄，最厚的达81.4m（杜84-43-91井），一般在1.5～39.9m之间，隔层平均厚度为11.0m。

图2-3 不同隔夹层分布蒸汽冷凝液流向图

图2-4 杜84块SAGD驱泄复合试验区兴Ⅵ组与沙一+二之间隔层厚度等值图

图2-5 杜84块SAGD驱泄复合试验区兴Ⅵ组1与2小层间隔层厚度等值图

试验区兴Ⅵ组内部小层间隔层不发育，1小层与2小层间隔层零星分布，主要分布在中北部，厚度平均为1.0m；2小层与3小层间隔层主要分布在西北部，厚度平均为1.4m； 3小层与4小层间隔层主要分布在中北部的杜84-兴平42井附近，厚度平均为3.9m；4小层与5小层间隔层零星分布在中北部的杜84-兴平41井附近，厚度平均为8.7m。 由于4、5小层的油层不发育，钻穿4、5小层的井较少，分别为66口井和37口井，因此，3小层与4小层间和4小层与5小层间的隔层平均值和分布图有一定局限性。

图2-6 杜84块SAGD驱泄复合试验区兴Ⅵ组2与3小层间隔层厚度等值图

图2-7 杜84块SAGD驱泄复合试验区兴Ⅵ组3与4小层间隔层厚度等值图

图2-8 杜84块SAGD驱泄复合试验区兴Ⅵ组4与5小层间隔层厚度等值图

小层内夹层以零星分布为主。1小层内夹层密度为7.6%，夹层频率7.2层/100m。2小层内夹层密度为14.4%，夹层频率7.0层/100m。3小层内夹层密度为21.3%，

夹层频率7.1层/100m。4小层内夹层密度为19.8%，夹层频率10.7层/100m。5小层内夹层密度为22.6%，夹层频率7.3层/100m。

2.3 夹层条件下SAGD技术界限研究

2.3.1隔夹层对SAGD开发效果影响

考虑兴VI实际地层的隔夹层情况，需要从以下2个方面考虑隔夹层影响：①夹层长度，沿J方向扩展，按直井井距的倍数设置，分1、3、6三个等级。②夹层宽度，沿I方向扩展，分别设置为15、25、35、45、55、65m等六个大小。

图2-9 三维示意图 图2-10 各剖面示意图

2.3.2 夹层长度-J方向扩展

按直井井距的倍数设置，分0、1、3、6等四个等级。夹层长度变化保持一定原则：定宽度65m，定夹层位置在射孔上方。夹层长度沿水平井长度方向变化，以直井井距为单位，1倍井距=70m。

图2-11 夹层长度示意图 图2-12采出程度对比曲线 图2-13累积油汽比曲线

从各生产指标对比曲线来看，随着隔夹层长度逐步增长，日产油越低，到后期差别会减小；采出程度和累积油汽比曲线都是随之降低，且降低幅度越来越大。可见隔夹层长度上的扩展对SAGD采出程度、累积油汽比、日产油影响较明显。

2.3.3 夹层宽度

夹层宽度，沿I方向扩展，分15m、25m、35m、55m等四个等级。夹层宽度变化保持一定原则：定夹层长度为3倍井距，即210m；定夹层位置在射孔上方。夹层宽度直井排间距方向变化。

图2-14 夹层宽度变化示意图

从各生产指标对比曲线来看，随着隔夹层宽度逐步增长，日产油越低，到后期差别才会略大；采出程度和累积油汽比曲线都是随之降低，且降低幅度越来越大。可见隔夹层越宽，对SAGD采出程度、累积油汽比、影响越明显。

图2-15 采出程度曲线对比 图2-16 累积油汽比曲线对比

2.4 驱泄复合关键参数设计

2.4.1 注汽井射孔方式及射孔位置优选

由于水平井的水平段与垂直注汽井的水平距离为35m，因此直井射孔底界距水平井水平段的垂直距离对重力泄油的影响不像成对水平井SAGD那么大。为了防止在蒸汽注入井周围的凝积水聚集，最好还是将直井射孔底界设计在高于水平生产井水平段以上3-5m的位置上。但注采井间的垂向距离太小，则汽液界面很难控制，蒸汽容易直接产出，增大注采井距一方面可以降低注采过程中对汽液界面控制的要求，另一方面使蒸汽有较长的时间进行换热，且改善了蒸汽室中非凝析气的驱替作用。但若井距太大，注采井间很难形成热连通，重力泄油速度慢，虽然采收率较高，但生产时间很长，油汽比低，采油速度低。根据兴Ⅵ组的油层情况，确定直井射孔底界与水平段的垂直距离为5m，这样的垂向井距已在加拿大Tangleflags油田得到成功应用。

图2-17 不同射孔位置累积产油量对比曲线

对于隔夹层以上进行蒸汽驱开发的油层，均采用注汽井、生产井对应射孔，模拟了三种射孔方式，第一种是射开油层下部三分之一，第二种是射开油层下部的二分之一，第三种是全部射开。从模拟结果可以看出，射开油层下部三分之一的累积产油量最高，射开下部二分之一次之，油层全部射开累积产油量最低。

2.4.2 注采参数优选

SAGD过程成功的关键主要取决于蒸汽腔的形成与良好发展，并保证液体最大程度地流到生产井井筒。注采参数将直接影响到SAGD的成败，必须进行优化研究并在实施过程中加以保证，以下提到的注汽直井注汽量均为干度大于95%的高干度蒸汽。

（1）井口注汽压力

井口注汽压力的大小取决于井底操作压力的高低，数模结果表明，相同注汽速率下，井口注汽压力越大，井筒热损失越大，井底干度越低。因此要适当降低SAGD阶段油藏操作压力，确保井底注汽干度。

图2-18 兴隆台油层注汽速率与井底蒸汽干度（左）、井底压力（右）关系图

（2）注汽速率

重力泄油的注入速度：注汽速率取决于注入井的注入压力、吸汽能力、生产井的排液能力和油层中蒸汽腔的大小，为了保证稳定的蒸汽腔和汽液界面，SAGD、蒸汽驱开发阶段一般注汽速度为采液速度的0.67～0.83倍（采注比1.2～1.5）。根据水平段长度预计单水平井平均所需注汽量，兴Ⅵ组油层为200～250t/d。

理论上讲，如果水平生产井上部形成了一个整体的蒸汽腔，注汽直井的数量对蒸汽腔发育的影响较小，但在转SAGD初期，为了使蒸汽腔快速发育并连通，需多口注汽井参与注汽，同时也可通过优化注汽参数来调整水平段的动用程度。从图3.18中可以看出，为了保证井底的高干度，单井的注汽速率必须大于120 t/d。

上部蒸汽驱单位体积注汽速率：单位体积注汽速率是指井组范围内单位油藏体积下每天的注汽量，表征向油藏提供热量的速度。从曲线中可以看出，当注汽速率较低时，采收率较低，随着注汽速率的增加汽驱采收率直线增加，当注汽速率达到了1.6t/d.ha.m后汽驱采收率幅度便缓。

（3）蒸汽干度

井底干度是衡量蒸汽潜热的主要参数。潜热越大，油层中蒸汽的利用率越高。从图2-20中看出，随着井底蒸汽干度增加汽驱采收率增加，井底干度小于0.2时，采收率虽随着蒸汽干度增加而增加，但总的开发效果很差，基本为水驱效果；当干度在0.2～0.4之间时，采收率对蒸汽干度非常敏感，随着干度增加直线上升，这实际上是由水驱向蒸汽驱过渡阶段；当蒸汽干度大于0.4之后，采收率对蒸汽干度基本上影响不大，都能取得较好效果。分析认为对油藏来说干度值必须大于0.4，蒸汽驱才能取得较好的开发效果。

图2-19 注汽速率与汽驱采收率关系

图2-20 蒸汽干度与汽驱采收率关系曲线

综上所述，驱泄复合开发的井底干度要达到70%以上，方可获得较好的开发效果。

（4）生产井排液能力

生产井排液能力对SAGD影响也很大，生产井必须具备足够的排液能力，才能实现真正的重力泄油生产。因此合理的排液速度应该与蒸汽腔的泄油速度相匹配，使汽液界面恰好在生产井上方，使洗油效率和热效率达到最高。数值模拟研究表明，随着生产井排液速度的增加，SAGD阶段的油汽比、采油量随之增加，但并不是排液速度越高越好，当排液速度达到注汽速度的1.2倍时，产油量及油汽比增加的幅度最高，当排液速度继续增加时，采油量、油汽比增加幅度减少。因此生产井的最佳排液速度为注汽速度的1.2～1.5倍。根据水平段长度预计兴VI组单井采液量为250-350t/d。

3、实施效果及推广前景

3.1 驱泄复合大幅度提高了日产油量、油汽比

虽然驱泄复合生产时间较短，但生产效果比较好，日产油、油汽比大幅度上升，平均日产油由SAGD阶段的150 t/d上升到了200t/d，油汽比由0.15上升到了0.19，含水也下降到了80.2%，说明蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合驱动获得成功，为SAGD大面积开发调整提供了宝贵的经验。

3.2 驱泄复合提高了纵向上油层动用厚度

兴VI组局部小层间存在着隔夹层，影响了蒸汽腔的扩展，蒸汽不能超覆到隔夹层上部，在隔层下部横向扩展，造成纵向上油层动用程度低。从观察井测得的温度曲线可以看出，在SAGD生产中没有隔夹层的区域蒸汽腔发育的好，泄油高度大，而在隔夹层发育区域蒸汽腔发育的不好，当隔夹层延伸长度小于半个井距时，蒸汽可以绕到夹层上方，当隔夹层延伸长度超过1个井距时，蒸汽无法绕到隔夹层上方，造成泄油高度小。

2009年7月在试验区的北部开展了驱泄复合试验，实施驱泄复合后，注采井间蒸汽腔变化不大，蒸汽腔向注汽井间发育，隔层上部油层温度大幅度上升，说明纵向上油层厚度增加了，即增加了泄油高度，因此试验区的产量大幅度上升。

图3-1 杜84块兴VI组先导试验区蒸汽吞吐——SAGD开采曲线

图3-2 观察井SAGD阶段测温曲线

图3-3 观察井测温曲线对比图

3.3 推广前景

驱泄复合是解决辽河油田深层油藏吞吐后提高采收率的有效接替技术，经初步筛选，适合驱泄复合开发的稠油油藏有5个，覆盖石油地质储量8319万吨，可实施储量4186万吨，预计提高采收率15%，增加可采储量628万吨。