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SAGDSAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。
其理论最初是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。
将这一原理应用于注蒸汽热采过程中，就产生了重力泄油的概念。
SAGD就是蒸汽驱开采方式，即向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。
目前，利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。
依靠这种开采方式，2004年加拿大年开采原油700万吨以上，最终采收率超过50%，最高达70%以上。
而实际上，中国石油对SAGD技术并不陌生。
早在1996年，辽河油田就应用此项技术打出我国第一对水平井———曙一区杜84-平1-1井、平1-2井。
在集团公司诸多先导技术项目中，辽河油田超稠油开采的蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）成为集团高管层最关注的项目。
陈耕总经理曾多次听取SAGD 现场试验汇报。
辽河油田超稠油油藏埋深大、原油粘度高、油藏压力高，在50摄氏度下，超稠油粘度高达20万毫帕秒，远远高于国外1万至2万的数值。
在当今世界现有稠油开采技术中，作为中国石油股份公司10个重大开发试验项目之一；作为转换稠油开发方式的接替技术，SAGD能否承担起辽河油田超稠油开发重任？我国最大的稠油生产基地———辽河油田应给中国石油人一个惊喜。
从2005年2月到今年3月，辽河油田曙一区杜84块馆陶试验区正式转入SAGD生产，累计生产375天，产油5.1253万吨，井组日产220吨，生产参数指标达到方案设计标准，试验取得初步效果。
有关专家称，如果辽河超稠油转换开发方式得以实现，可使辽河油田增加可采储量1亿吨，延长油田开发期8年以上。
SAGD有效开采中国稠油中国是继美国、委内瑞拉、加拿大之后的世界又一稠油生产大国。
而辽河油田则是我国最大的稠油、超油生产基地。
自1997年开始，辽河超稠油采用蒸汽吞吐方式投入工业化开采，到2000年，规模已突破100万吨，2005年产量达到267万吨。
SAGD技术开采稠油一、国内外研究现状在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。
在国内，对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。
1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。
在国外，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。
重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。
重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。
二、SAGD机理介绍蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。
辽河油田厚层油藏SAGD效果分析厚层油藏是指储层厚度较大的油藏，其储集空间复杂，油气分布不均匀。
传统的采油方式难以充分开采这些厚层油藏，因此需要引入更加高效的采油技术。
SAGD技术是一种通过注入蒸汽来减低油粘度，提高溶贞食油采出率的技术。
通过在油藏上方注入高温高压的蒸汽，使得油粘度减小，从而提高油的流动性。
然后利用重力作用，使得稀释后的油向下流动，最终通过底部的生产井来采出。
辽河油田厚层油藏SAGD技术的应用效果良好。
一方面，SAGD技术可以有效地提高油田的采收率。
由于注入的蒸汽可以减低油粘度，使得原本难以采出的重质油能够被开发出来。
SAGD技术还可以减少渗透压对油藏的压抑作用，有助于油气向生产井流动，提高产量。
还有就是SAGD技术对应的采油方法也是一种非常环保的采油方法，这无疑是对于油气资源的有效保护。
辽河油田厚层油藏SAGD技术仍然存在一些问题。
由于蒸汽注入和油的流动是靠重力作用的，因此需要具备一定的地质条件，如厚度适中的油层、较大的储集空间等。
厚层油藏中存在一定的水分，当蒸汽注入后，油和水之间的界面会发生位移，导致油分布的不均。
SAGD技术需要较高的能源消耗，特别是对于大规模的厚层油藏开采来说，蒸汽的注入量较大，会导致能源的浪费。
辽河油田厚层油藏SAGD技术是一种有效的采油方法，可以提高油田的采收率，并且对于辽河油田中的厚层油藏也取得了良好的应用效果。
但是在实际应用中还需要克服一些问题，如地质条件限制、油水界面位移和能源消耗等。
在今后的研究和应用中，需要进一步完善SAGD技术，提高其在辽河油田厚层油藏开发中的效果。
科技成果——浅层超稠油藏双水平井SAGD开发技术技术开发单位
中石油新疆油田分公司
适用范围
适用于浅层超稠油藏开发、油砂矿开发
成果简介
在靠近油藏底部钻一对（2口）上下平行的水平井，上水平井注汽，下水平井采油。
注入的蒸汽向上及侧面扩展，在地层中形成蒸汽腔，被蒸汽加热的原油和蒸汽冷凝水在重力作用泄至下部的生产井中产出。
工艺技术及装备
1、SAGD开发储层描述及隔、夹层精细刻画技术；
2、双水平井SAGD油藏工程关键参数设计技术；
3、双水平井SAGD水平段地质设计技术；
4、浅层双水平井SAGD磁定位钻井轨迹控制技术；
5、浅层双水平井SAGD高温大排量有杆泵举升技术；
6、浅层双水平井SAGD高温采出液处理技术；
7、双水平井SAGD开发动态监测技术；
8、双水平井SAGD预热启动技术；
9、双水平井SAGD生产阶段跟踪优化及调控技术；
10、过热注汽锅炉技术。
市场前景
该技术已在新疆油田风城油田得到应用，实现了常规注蒸汽难采储量的有效动用，为风城油田全生命周期开发的稳步推进提供支撑，为油田稳产上产提供了技术保障。
盘活超稠油地质储量1.21亿吨，在国内外超稠油资源的开发应用有重要的推广价值。
中深层稠油油藏SAGD开采技术摘要：针对辽河油田曙一区中深层稠油油藏开发现状及存在问题，通过多年的室内研究与实验、联合攻关和不断创新，形成了较为完善的SAGD注汽、举升和动态监测等一系列工艺技术，为保证辽河油田持续稳产提供了强大的技术支持。
关键词：SAGD；注汽；举升；监测1 曙一区杜84块基本情况1.1 油藏概况曙一区构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，为倾向南东的单斜构造，油藏埋深530m-1100m。
主要有杜84块和杜229块两个SAGD开发区块，总探明含油面积8.7km2，已动用3.5 km2；总探明地质储量7708×104t，已动用3561×104t。
该块主要具有以下地质特征：1) 断块整装，构造形态简单；2) 受沉积环境影响，各层组油层发育差异大；3) 储层胶结松散、物性好，为中-高孔、高渗-特高渗储层。
；4) 边、底、顶水活跃，油水关系复杂；5) 油层埋深浅，原始地温低；6) 原油性质差，属超稠油。
地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0g/cm3，50℃时粘度一般在16～23×104mPa•s，地层温度为38～45℃，原始地层条件下不能流动。
表1-1 曙一区超稠油油藏基本参数1.2 开发现状目前，辽河油田杜84块超稠油SAGD已开发26个井组，其中先导试验区8个井组，扩大18个井组。
其中，直井与水平井组合22个井组，双水平井组合4个井组。
26个井组SAGD阶段累积注汽505.42万吨，累积产液478.91万吨，累积产油100.76万吨，累计油汽比0.199，累计采注比0.948。
截止到2010年6月17日，SAGD开发日注汽5850吨，日产液8242吨，日产油1510吨，含水81.7%，瞬时油汽比0.26，瞬时采注比1.41。
年注汽119.7万吨，年产液141.8万吨，年产油26.5万吨，年油汽比0.22，年采注比1.18（见图1-1）。
辽河油田厚层油藏SAGD效果分析SAGD技术是通过注入蒸汽来降低油藏中原油的粘度，提高原油流动性，从而使原油能够被重力驱动流向井口。
在SAGD井组中，通常有两口井，一口注入高温高压蒸汽，另一口则用于采集流动的原油。
蒸汽通过注入井底部的水平横向区域，从而形成了一个热蒸汽体，蒸汽与原油接触后，使原油的粘度降低，流动性增加，然后被重力驱动流向采油井。
SAGD技术相较于传统的热采方法具有以下优势：1. 高采收率：SAGD技术能够提高采油效率，最高可达到70%以上，远高于传统的热采方法。
这是因为SAGD技术通过注入蒸汽来降低油藏中原油的粘度，提高流动性，使得油井能够更好地流出原油。
2. 环境友好：相较于传统的热采方法，SAGD技术注入的蒸汽量相对较小，因此对环境的影响也较小。
SAGD技术还能够降低温室气体的排放，减少对气候变化的负面影响。
3. 能源效益高：SAGD技术中所用的蒸汽主要是通过原油的一部分余热产生，无需额外的能源消耗，因此具有较高的能源效益。
SAGD技术也存在一些挑战和限制：1. 技术复杂性：SAGD技术在操作上比较复杂，需要水平钻井等高技术要求，且对油层的渗透性要求较高。
2. 投资成本高：SAGD技术的实施需要花费较高的资金，包括水平钻井设备、蒸汽注入设备等。
3. 对水资源需求大：SAGD技术中需要大量的水来产生蒸汽，因此对水资源的需求较大。
SAGD技术在辽河油田厚层油藏的开采中具有较好的效果。
通过降低油藏中原油的粘度，提高流动性，能够提高采油效率，提高采收率，并且相对环境友好，具有较高的能源效益。
SAGD技术也面临一些挑战，需要解决技术复杂性、投资成本高和水资源需求等问题。
在实施SAGD技术时需要综合考虑各种因素，并采取相应的措施来克服挑战，以最大限度地发挥该技术在辽河油田厚层油藏开采中的效果。
SAGD技术开采稠油一、国内外研究现状在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。
在国内，对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。
1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。
在国外，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。
重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。
重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。
二、SAGD机理介绍蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，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，注入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。
目前SAGD有三种布井方式，即在靠近油藏的底部钻一对上下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井采油；第二种是直井与水平井组合方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注汽，水平井采油；第三种是单管水平井SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，通过注汽管柱向水平井最顶端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。
SAGD机理示意图（左图为双水平井组合、右图为垂直井与水平井组合）SAGD过程有如下特征：①利用重力作为驱动原油的主要动力，加热原油不必驱动而直接流入生产井;②主要利用蒸汽的汽化潜热加热油藏；③通过重力作用利用水平井生产获得相当高的采油速度；④采收率高，油汽比高；⑤除了大面积的页岩夹层，对油藏非均质性不敏感。
三、影响SAGD的地质参数(l)油层厚度由于SAGD过程是以流体的重力作用作为动力，因此，油层厚度越大，重力作用越明显，反之，若油层厚度太小，不但重力作用小，而且上下围岩的热损失增大，还会降低油比。
另外，在井距一定的情况下，沥青产量与油层厚度的平方根近似成比例。
(2)油层渗透率垂向渗透率K主要影响蒸汽上升速度，因此在厚度大、V渗透率低的油藏中更加重要;水平渗透率K主要影响蒸汽室的侧向扩h展，因此在厚度较小的油藏中，且井对间距离又较大的情况下更加重要。
(3)原油粘温关系由于SAGD生产机理的特殊性，原油粘度不是一个主要因素，根据加拿大UTF项目的经验，在初期预热的情况下，原油粘度高达4500 mPa·S的沥青砂仍可得到经济有效的开发。
但原油粘10度随温度的变化关系将影响SAGD蒸汽前缘沥青的泄流速度，因此也影响蒸汽前缘推进速度与产油速度。
(4)油藏深度随着油层深度增加，井筒热损失增大，井底蒸汽干度降低，而且套管温度升高超过安全极限也会受到破坏。
因此，对于SAGD开采，油藏深度一般小于1000m。
(5)薄夹层的影响在厚层块状砂体中常有零星分布的低渗透或非渗透薄夹层，这些薄夹层对蒸汽室的扩展必将产生影响。
然而如果夹层很小且在空间上广泛分布，也不会严重地阻止质量转换，实际上还会增加斜面数量有利于热传导。
(6)底水的影响一般油藏都存在有底水。
底水的存在会降低SAGD过程的原油采收率，但总的来说，影响并不大。
这是因为SAGD生产过程中，蒸汽压力是稳定的，且水平井采油的生产压差小，不会引起大的水锥，油水界面可基本保持稳定。
四、SAGD注采工艺参数的影响1蒸汽干度蒸汽干度是SAGD开发的重要指标,在SAGD阶段,注入蒸汽中只有潜热部分用于汽腔的扩展和冷油区的加热,而注入蒸汽的凝积水部分则以几乎相同的温度从生产井中采出,对冷油区的加热作用很小。
注汽干度过低,导致油井含水高、产油量低。
因此, SAGD阶段要求的井口蒸汽干度很高,有利于蒸汽腔的扩展和提高洗油效率。
数值模拟研究表明,随着蒸汽干度的提高, SAGD生产效果明显提高。
当井底干度大于70%时,采出程度维持较高水平,现场操作时应当尽可能提高井底干度,要求的井口蒸汽干度达到95%以上,井底干度大于70%。
采用汽水分离器及高效真空隔热管+封隔器的组合管柱,增加注汽干度,降低井筒热损失,井口注汽干度达到95%,保证井下干度大于70%。
2蒸汽速率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,注汽速率过低,热损失加大,井底干度低,井组含水高、产油量低。
为了保证稳定的蒸汽腔和汽液界面, SAGD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)。
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。
为了保证井底的高干度,单直井的注汽速率必须大于100t/d,单水平井的注汽速率必须大于200t/d。
3生产井排液能力生产井排液能力对SAGD影响很大,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。
排液能力过低,导致凝析液聚集在生产井上方,注采井间的蒸汽带变成液相带,降低洗油效率。
排液能力太大,汽液界面就会下降,蒸汽被直接采出,降低泵效及热能利用率。
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,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,根据水平段长度计算单井采液量为250~400t/d。
因此,需要采用耐高温大排量举升系统及配套的工艺设备,满足举升要求。
五、SAGD阶段产量预测1 成对水平井重力泄油产量预测经典的SAGD生产过程是采用一对水平井，上面的水平井注汽，下面的水平井采油。
从蒸汽腔的形成、沿顶部向外扩展到下降，可以将生产过程划分为三个阶段:(i)蒸汽腔上升阶段，油产量随时间而增加，当蒸汽腔上升到油层的顶部时，油产量达到高峰值;(ii)蒸汽腔沿油层的顶部向外扩展，油产量保持稳定;(iii)当蒸汽腔扩展到油藏边界或井组的控制边界时，蒸汽腔沿边界下降，油井产量也随之降低。
当原油产量达到经济极限时，开采过程结束。
从1978年该技术的提出时开始，巴特勒博士及其研究小组对SAGD 技术的机理和预测理论进行了大量的相似物理模拟实验和理论研究，得出了重力泄油各个不同阶段的油产量预测公式:蒸汽腔上升阶段:()31310323t S mv kga L q s ∆⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛=φ （1）蒸汽腔上升至油层顶部并达到高峰稳定产量所需的时间：kga h m v S h t s 044.0∆=φ （2）式中： ()⎰+-=S R S T T R s T T v dT m v 1 （3）蒸汽腔向外扩展时的油产量可以用下式预测：s m v h S kga L q 03.12∆=φ （4）当蒸汽腔到达井组边界或者油藏边界时，其产量为：⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛-∆=t h mv kga w h L mv h S kga L q s s 6.23.128.20φ （5）式中：g ——重力加速度，2/s mh ——生产井以上部分的纯油层厚度，mk ——油层中油相的有效渗透率，2mL —一水平井水平段的有效长度，mm ——原油粘度系数q ——油产量，d m/3t ——时间，天Tr ——油层初始温度，℃Ts ——蒸汽腔温度，℃W ——水平生产井离泄油边界的距离，m α——油层热扩散系数，d m /2V ——原油运动粘度，d m /2φ——油层孔隙度，小数0S ∆——蒸汽温度下的可动油饱和度（or oi S S -）2 直井注汽，水平井采油方式的油产量预测公式采用直井注汽时，由于蒸汽很快就充满了整个油层高度，汽腔的发展主要是蒸汽的向外扩展。
其油产量可以用下面的公式预测:⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+∆=t h m v kga m v h S kga L N q s s i 61.13.10φπ （6） 其中N 为垂直注入井的井数，i L 为垂直注汽井之间的距离。
采用直井注汽，水平生产井达到高峰油产量所需要的时间可以预测如下kga h mv S L N L h t s i 057.145.0∆⎪⎭⎫ ⎝⎛-=φ （7）当蒸汽腔到达井组边界或者油藏边界时，其产量可以用公式（5）预测。
可以看出采用直井注汽时，油井达到高峰产量的时间与注入井的井数和垂直井之间的距离有关。
现阶段开展直井与水平井组合SGAD 试验具备很多有利条件 采取直井与水平井组合方式具有以下有利条件:(l)利用现有的直井作为注汽井，可大大节约钻井费用;(2)吞吐阶段降低了地层压力，吞吐井之间的汽窜有助于加快水平生产井和注汽直井之间的热连通;(3)采取直井与水平井组合方式能够克服平行水平井钻井技术难题;(4)在直井与水平井组合方式下，通过调节各直井的注汽量能够保持蒸汽沿水平段均匀分布;(5)在直井与水平井组合方式下，通过优选注汽井及优化直井射孔井段可以达到减少油层非均质性(如夹层)影响的目的。
六 、SAGD 稠油开采余热综合方案及其实施SAGD 技术开采稠油的采出液温度在170—180℃之间，属于中低温余热源。
中低温余热的利用共有三种途径:余热的直接利用、余热的动力回收利以及余热的综合利用。
6.1 余热直接利用方案的分析研究SAGD 技术采油区的产出液中，多余热量最佳的利用途径是用于油田的自身用热，这种方式大大节省了油田利用其它方式来产生热量的投资。
余热用于油田自身主要有以下几个方面。
一、原油伴热在原油的集输和储运过程中，由于原油粘度较大，需进行加温来维持一定的流动性，以便输送、储存或拉运。
