蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是适用于特稠油和超稠油油藏的高效开采技术，在国内外的稠油油田中得到大规模的应用，实施效果较好^[1-3]。SAGD原理是注入的蒸汽由于密度差向上超覆形成蒸汽腔，蒸汽释放潜热加热稠油，使之具有流动性后在重力作用下由生产井产出^[4-6]。SAGD最常用的布井方式是双水平井SAGD井型，即在油藏中下部布置2口水平井，位于上方的井用于注入蒸汽，位于下方的井采出稠油，注采井间距离一般为5~7 m。秦文冲^[7]认为双水平井SAGD汽窜原因有储层非均质性强和预热阶段压差控制不合理等，并针对不同原因提出了对策。刘昊等^[8]认为注采压差影响双水平井SAGD生产效果，控制注采压差能够降低生产井汽窜的风险。直平组合的SAGD井型是由直井和水平井构成，多口直井均匀地布置在水平生产井上方两侧，孙启冀^[9]利用物理模拟实验揭示了直平组合SAGD的理论采出程度和生产阶段划分，并结合油藏工程方法分析了重力对油层内质点运动方向的影响。单井SAGD井型是用一口水平井实现注入蒸汽和采出稠油，蒸汽从水平井趾端注入，蒸汽腔从趾端向跟端发育，被加热的稠油流入井底被采出。陈广卫等^[10]利用数值模拟方法研究了单水平井SAGD开发技术的适应性，并对注采参数进行了优化。

渤海油田A区块为厚层底水稠油油藏，储层非均质性强^[11-13]，初期采用水平井蒸汽吞吐开发效果差，底水稠油油藏蒸汽吞吐加热扩展面积小、周期产能递减快，实际开采过程中还易出现底水窜流的问题，降低注入蒸汽的热效率，导致剩余油饱和度和含水率较高^[14-15]。该区块水平井位纵向和横向上同时存在距离差异，形成斜对的一上一下水平井，基于目前油田实际井位位置关系，考虑海上新钻井的难度和成本，进行斜对双水平井SAGD开发^[16-17]。对于不同注采井模式SAGD技术，许多学者通过物理模拟实验和数值模拟方法，研究了错位井和加密井SAGD开采机理和蒸汽腔的发育^[18-19]，理清了多分支井SAGD开发过程中的泄油机理并刻画蒸汽腔动态^[20-21]，对鱼骨型分支井SAGD分支形态进行了优化^[22-23]。然而，对于底水油藏斜对双水平井SAGD生产特征和调控参数的研究较少，以往经验无法借鉴。

基于渤海油田A区块斜对双水平井实际参数，通过室内建立三维物理模型^[24-26]，开展正对、斜对双水平井SAGD物理模拟实验，表征不同注采井模式SAGD温度场发育特征和生产动态规律，并结合数值模拟方法，明确不同注采井模式SAGD合理注采压差范围，以期为稠油油藏双水平井SAGD开发参数调控提供指导。

底水油藏不同注采井模式SAGD物理模拟实验的主要设备包括蒸汽注入系统、水体模拟系统、填砂模型系统、数据采集系统、产出液体采集系统5个部分。蒸汽注入系统包含1桶蒸馏水、1个恒速恒压泵、1个蒸汽发生器、4条管线和4个阀门，蒸汽注入系统产生的水蒸汽通过管线注入填砂模拟。水体模拟系统包含1桶蒸馏水、1个恒速恒压泵、1个中间容器、3条管线和3个阀门，蒸馏水通过恒速恒压泵经过中间容器进入填砂模拟中的预置水腔。填砂模拟系统包括密封箱、翻转支架、对开式恒温箱、可视窗、29个温度探针和1个压力探针，用于模拟实际储层。数据采集系统包括29个温度传输线、1个压力传输线和1台计算机，用于记录填砂模拟中温度和压力变化。产出液采集系统包括1个生产管线、1个阀门和1个量筒，用于计量产出液体积（图 1）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 底水油藏不同注采井模式SAGD物理模拟实验设备示意图 Fig. 1 Schematic diagram of SAGD physical simulation experiment equipment for different injection-productionwell modes in bottom water reservoir

双水平井SAGD物理模型是填砂模型系统的主要部分，主要包括注汽井和生产井各1口，均为水平井，含油地层，隔层和底水层，这些设备都置于密封箱，密封箱宽度为30 cm，高度为25 cm，厚度为8 cm，最高压力3 MPa，最高温度200 ℃。底水层是利用石英砂隔板在模型底部形成底水层空间，厚度为3 cm，其中注入的模拟水按照地层离子组合配制，水型为CaCl₂，总矿化度为10 249.1 mg/L，总水量1 000 mL，另充填体积为3 750 mL、粒径为0.425~0.850 mm的石英砂。隔板是从天然露头中切出的石英砂，大小为30 cm×8 cm×2 cm，渗透率为100 mD，耐压高于3 MPa（图 2）。含油地层为A区块底水稠油油藏是由实际油样1 000 mL、煤油100 mL以及粒径为0.250 mm的石英砂2 000 mL混合而成的油砂。利用铁丝将水平井（注汽井和生产井）与温度探针固定，模拟注采井组。此外，实验还需要1口注水井、蒸馏水、加热套、纱网和纱布材料辅助。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 实验所用石英砂隔层实物 Fig. 2 Real object of quartz sand interlayers usedin the experiment

为了研究底水油藏正对、斜对双水平井SAGD生产过程中温度场和生产特征，通过调整注汽井的位置，设置了2组实验，分别模拟正对双水平井，斜对双水平井SAGD实验，根据相似准测^[25-26]设计实验过程中各参数（表 1）。具体流程为

表 1(Table 1)

表 1 底水油藏不同注采井模式SAGD实验参数 Table 1 SAGD experimental parameters of differentinjection-production well modes in bottom water reservoir 物理参数 实际油藏 模型 厚度/m 60 0.2 孔隙度×可动油饱和度 0.285 0.321 渗透率/mD 2 700 4 500 重力加速度/（m·s-2） 9.8 9.8 热扩散系数/（m2·d-1） 0.081 0.020 运动黏度/（m2·s-1） 1.20×10-5 2.4×10-5 原油密度/（kg·m-3） 930 930 原始地层温度/℃ 47 47 蒸汽温度/℃ 200 200 蒸汽干度 0.7 0.7 蒸汽注入速度/（m3·d-1） 300 0.028 8 sub-cool值/℃ 0~30 0~30 注采井间距/m 6 0.06 斜对双水平井水平距离/m 6 0.06

下载CSV 表 1 底水油藏不同注采井模式SAGD实验参数 Table 1 SAGD experimental parameters of differentinjection-production well modes in bottom water reservoir

（1）制作油砂

将1 000 mL油样进行脱水处理后放入大恒温箱加热至100 ℃，降低稠油的黏度，增加油样的流动性；根据实验模型的孔隙度为32% 和渗透率为2 700 mD，选择粒径为0.25 mm的石英砂2 000 mL进行混合搅拌，搅拌过程加入100 mL煤油，使得油样和石英砂充分混合均匀。

（2）安装填砂模型

① 模拟底水层。在密封箱底填充粒径为0.425~0.850 mm的石英砂3 750 mL，注水井通过密封箱中的预留孔安装在底水层，将注水井管线连接模型外部中间容器，中间容器再与恒速恒压泵连接，而恒速恒压泵与蒸馏水进行连接，注入总水量1 000 mL。

② 安装隔板。利用固体凝胶将隔板固定至填砂模型中。

③ 模拟含油地层。将油砂填入隔板上方，宽度为30 cm，高度为25 cm，厚度为20 cm。

④ 安装模拟注采井。注汽井和生产井均固定在填砂模型内部中间偏下位置，其中生产井距离隔板5 cm，注汽井位于生产井正上方，注采井间距离为6 cm，进行底水油藏正对双水平井SAGD实验（图 3a）。注汽井、生产井和注水井进行裹纱网处理，注蒸汽疏通以防管线发生堵塞。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 底水油藏不同注采井模式SAGD物理模拟实验示意图 Fig. 3 Diagram of SAGD physical simulation experimentfor different injection-production well modes in bottomwater reservoir

⑤ 模型密封及连接设备。密封箱封盖，装上加热套。模型中的注汽井通过管线和阀门连接蒸汽发生器、恒速恒压泵和蒸馏水，生产井通过管线和阀门连接产出液体采集系统，模型中的温度压力传感器连接数据采集系统。

（3）模型预热

打开加热套开关，设定加热套加热温度为原始地层温度47 ℃，对模型进行预热，通过数据采集系统观察模型中温度探针来判断是否达到设定温度，达到设定温度后模型预热结束。

（4）蒸汽准备

设置蒸汽发生器的温度为100 ℃，达到设定温度后打开恒速恒压泵开关，向蒸汽发生器中注入蒸馏水，打开蒸汽发生器泄压出口，持续产生蒸汽后，关闭蒸汽发生器泄压出口，打开SAGD注汽井和生产井阀门开关，再次检查注汽井和生产井是否存在堵塞情况。

（5）底水油藏正对双水平井SAGD实验

分为预热阶段和生产阶段。预热阶段是通过控制注汽口阀门保证注汽井和生产井同时进行注汽，防止注汽速度过大造成蒸汽汽窜至模型远端，影响后续蒸汽腔的发育；预热阶段注汽速度为10 mL/min，预热时间为20 min，以注采井间温度超过90 ℃为预热结束标志。关闭生产井注汽口阀门，打开生产井产液出口阀门，注汽井持续注汽，注汽速度为20 mL/min，SAGD进入生产阶段。通过计算机每隔60 s记录填砂模型中温度探针的数据，并根据这些数据利用软件进行绘图。

（6）底水油藏斜对双水平井SAGD实验

调整注汽井位置，使注汽井与生产井横向距离为6 cm，纵向距离为6 cm。重复步骤（1）—（5）。

底水油藏正对双水平井SAGD模拟实验中，SAGD生产阶段的温度场变化（图 4）显示：当注采井间温度超过90 ℃时，注采井间形成热连通，原油黏度降低、流动性变强，在蒸汽加热降黏和驱替作用下，注采井间的原油被迅速产出，该空间被注入的蒸汽所占据，蒸汽腔初步形成并开始发育。随着蒸汽的持续注入，高温蒸汽由于超覆作用加热注汽井上方的稠油，蒸汽腔在纵向上开始发育，同时向两侧横向扩展，纵向扩展面积明显大于横向扩展面积，蒸汽腔上升过程中蒸汽不断与稠油进行热量交换，热损失增大，直到蒸汽腔向上扩展到模型顶部后，上升阶段结束。随着蒸汽的不断注入和产油量逐渐增加，稠油被产出造成模型内部存在相对较大的孔道，后续注入的蒸汽在纵向上运移过程中会先抵达大孔道，沿着大孔道抵达到模型的顶部后向两侧扩展，此时已经损失了部分热量，后续蒸汽的波及效率下降，蒸汽腔发育缓慢。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 底水油藏正对双水平井SAGD物理模拟实验中温度场变化特征 Fig. 4 Characteristics of temperature field change of SAGD physical simulation experiment for forward dualhorizontal wells in bottom water reservoir

底水油藏斜对双水平井SAGD温度场变化（图 5）显示：预热过程中蒸汽的波及区域为注采井间附近，呈现出倾斜的椭圆状。随着蒸汽的不断注入，且因超覆作用加热注汽井上方的稠油，注汽井在生产井的左侧，注入的蒸汽向模型左侧运移并加热稠油，大部分热量也传递过来，蒸汽腔向左侧倾斜，重力泄油作用有所减弱。蒸汽腔发育到模型顶部之后，继续向模型左侧发育，模型左侧蒸汽腔的面积大于右侧，也先接触模型边界，进入下降阶段，而右侧的蒸汽腔不断横向扩展，斜对双水平井SAGD蒸汽腔发育不对称。后续注入的蒸汽会先沿高渗区域扩展，加热稠油前已经损失了部分热量，蒸汽波及效率下降，蒸汽腔发育缓慢。最终蒸汽腔偏向模型左侧，其面积小于正对双水平井SAGD蒸汽腔面积。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 底水油藏斜对双水平井SAGD物理模拟实验中温度场变化特征 Fig. 5 Characteristics of temperature field change of SAGD physical simulation experiment for inclined dualhorizontal wells in bottom water reservoir

底水油藏正对双水平井SAGD生产曲线（图 6）显示：根据产油速度可将整个生产过程分为产油速度上升阶段、稳定阶段和下降阶段。生产初期，产油速度迅速升高，在60 min时达到峰值7.0 mL/min，结合温度场变化可知，产油速度达到峰值的阶段对应蒸汽腔上升阶段。随着实验的进行，产油速度先稳定波动后逐渐下降，累积油汽比降低，含水率逐渐升高，采出程度逐渐变大，在60~180 min时，产油速度基本稳定为6.0 mL/min，此时蒸汽腔处于横向扩展阶段，以重力泄油为主。当时间大于180 min时，产油速度逐渐下降，含水率上升，注入的蒸汽一部分在扩展的过程中与稠油发生热交换损失热量，另一部分由于生产井压力过低发生汽窜被直接采出，蒸汽腔发育缓慢。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 底水油藏正对双水平井SAGD物理模拟实验中生产特征曲线 Fig. 6 Production characteristics of SAGD physical simulation experiment for forward dual horizontalwells in bottom water reservoir

底水油藏斜对双水平井SAGD生产曲线（图 7）显示：其生产过程也可分为产油速度上升阶段、稳定阶段和下降阶段，生产初期，产油速度迅速升高，在45 min时达到峰值6.3 mL/min，该过程蒸汽腔处于上升阶段。在60~140 min时，产油速度基本稳定为4.5 mL/min，相较于正对双水平井SAGD，其稳定产油速度更小，稳定生产时间更短，分析认为，这是因为斜对双水平井SAGD蒸汽腔两侧的斜面泄油能力不均衡，且注采井间的横向错位加大了井间渗流阻力。当时间大于140 min时，产油速度下降，累积油汽比逐渐下降，含水率逐渐上升。斜对双水平井SAGD最终采出程度比正对双水平井SAGD低8.44%。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 底水油藏斜对双水平井SAGD物理模拟实验中生产特征曲线 Fig. 7 Production characteristics of SAGD physical simulation experiment for inclined dual horizontalwells in bottom water reservoir

以渤海油田A区块的SAGD先导试验区不同注采井模式SAGD井组的地质参数为基础，利用稠油热采数值模拟软件CMG建立网格数为5×55×111的单位水平井长度的双水平井SAGD剖面模型，其中I方向单网格为1 m，J方向单网格为2 m，K方向的网格大小为1 m。为了研究注采井间的温差和汽液界面的变化，将注采井间网格细化为0.1 m，注采井间垂向距离为6 m，斜对双水平井横向距离为6 m，此外，因实际油层底部存在渗透率为15~100 mD的隔层，数值模拟时也在油层底部添加一个渗透率为100 mD的隔层（图 8，图 9）。数值模型中油藏的岩石物性、流体物性以及注采参数如表 2所列，相关的油水相渗曲线和黏温曲线如图 10所示。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 底水油藏不同注采井模式SAGD数值模型剖面示意图 Fig. 8 SAGD numerical model profile of different injection-production well modes in bottom water reservoir

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 正对双水平井SAGD数值模型两井间网格加密示意图 Fig. 9 Schematic diagram of grid refinement betweentwo wells in SAGD numerical model of forwarddual horizontal wells

表 2(Table 2)

表 2 底水油藏不同注采模式SAGD数值模型参数统计 Table 2 Parameters of SAGD numerical model fordifferent injection-production modes in bottomwater reservoir 油藏模型参数 数值 原始油藏温度/℃ 47 含油饱和度 0.69 含水饱和度 0.30 原始地层压力/MPa 3.5 油藏厚度/m 60 水平渗透率/mD 2 700 垂直渗透率/mD 1 080 孔隙度/% 32 岩石热导率/（kJ·m-1·d-1·℃-1） 163.4 水热导率/（kJ·m-1·d-1·℃-1） 59.9 油热导率/（kJ·m-1·d-1·℃-1） 9.77 蒸汽干度 0.7 注汽井压力/MPa 4.00 生产井压力/MPa 3.94~4.01

下载CSV 表 2 底水油藏不同注采模式SAGD数值模型参数统计 Table 2 Parameters of SAGD numerical model fordifferent injection-production modes in bottomwater reservoir

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 底水油藏不同注采模式SAGD数值模型模拟油水相对渗透率-含水饱和度曲线（a）和黏-温曲线（b） Fig. 10 Oil-water relative permeability-water saturation (a)and viscosity-temperature(b)simulated in SAGDnumerical model of different injection-productionmodes in bottom water reservoir

底水油藏双水平井SAGD主要产油阶段是蒸汽腔横向扩展阶段，这一阶段对应稳定产油期。分析正对、斜对双水平井SAGD蒸汽腔横向扩展阶段的开发特征，温度场变化特征（图 11）显示，正对双水平井SAGD蒸汽腔均衡地向两侧发育，两侧蒸汽波及面积相等，而斜对双水平井SAGD左侧蒸汽腔扩展速度及蒸汽波及面积均大于右侧，该特征与物理实验模拟结果一致。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 底水油藏不同注采井模式SAGD数值模型模拟蒸汽腔横向扩展阶段温度场变化 Fig. 11 Temperature field change in the lateral expansionstage of steam chamber simulated in SAGD numericalmodel of different injection-production well modesin bottom water reservoir

数值模型模拟的底水油藏正对、斜对双水平井SAGD生产曲线（图 12）显示：日产油量随时间的变化可分为产油上升期、稳定产油期和产油下降期，这与物理模拟实验过程中产油速度的变化趋势相似，正对双水平井SAGD稳定产油阶段的日产油量大于斜对双水平井SAGD，稳定产油期更长。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 底水油藏不同注采井模式SAGD数值模型模拟日产油量随时间的变化曲线 Fig. 12 Simulation of the variation of daily oil productionwith time of SAGD numerical model for different injection-production well modes in bottom water reservoir

蒸汽降黏和重力泄油作用是SAGD生产中主要产油机理，此外，合理的注采井间压差对SAGD生产过程中汽窜与否也起到重要作用^[27-28]。由于室内物理模拟实验周期较长，注采井间汽液界面难以监测，难以实施多组物理模拟实验以定量描述不同注采井间压差对SAGD稳定产油阶段效果的影响。因此，基于实际油藏地质参数，建立单位水平长度的剖面数值模型，通过改变SAGD稳定生产阶段的生产井压力，开展不同注采压差下SAGD开发的数值实验，在保证SAGD生产井不发生汽窜的前提下，明确正对、斜对双水平井SAGD合理注采压差范围。

根据渤海油田A区块的井位位置关系和地质特征可知，SAGD生产井存在10 m避水距离。为了研究底水能量对双水平井SAGD生产效果的影响，分别设置底水能量为0，5倍和10倍，以蒸汽腔扩展到油藏边界为结束条件。模拟结果（图 13）显示：SAGD的生产效果受底水能量的影响弱；在不同底水能量下，正对双水平井生产效果好于斜对双水平井。因此，可以认为在底水能量小于10倍，且SAGD生产井具有10 m避水距离时，底水对SAGD的生产效果基本无影响。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 不同底水能量正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟生产效果 Fig. 13 Simulation of the production efficiency of SAGDnumerical model for forward and inclined dual horizontalwells with different bottom water energy

注采压差的稳定是通过保持注汽压力不变，仅改变生产井的井底压力来实现稳定的注采压差水平^[8]。为了研究注采压差对双水平井SAGD稳定生产阶段产液量的影响，维持SAGD模型基本参数一致，仅改变生产井压力，使得注采压差分别为-10 kPa，0，10 kPa，20 kPa，30 kPa，40 kPa，50 kPa和60 kPa。分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段产液量随注采压差的变化曲线。结果（图 14）显示：产液量随着注采压差的增大而增大，当注采压差相同时，正对双水平井SAGD的产液量更高。分析认为注采压差越大，压差驱替作用更加显著，注采压差对产液量起到促进作用，而斜对双水平井存在位置错位，注汽井和生产井之间的重力泄油和压差驱替作用减弱，因此产液量更低。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段产液量随注采压差的变化曲线 Fig. 14 Simulation of the variation of liquid productionwith injection-production pressure difference in stableproduction stage of SAGD numerical model forforward and inclined dual horizontal wells

由双水平井SAGD稳定生产阶段，蒸汽腔的形状变化（图 15）可知：当蒸汽腔接触到油层边界时，正对双水平井SAGD蒸汽腔面积大于斜对双水平井，形似“倒等腰三角形”，蒸汽腔两侧斜面倾角相等，蒸汽腔的扩展角沿水平井所在位置中轴线对称。斜对双水平井蒸汽腔形状为“倒三角形”，注汽井一侧蒸汽腔斜面倾角小于生产井一侧斜面倾角，相较于正对双水平井SAGD，其斜面倾角之和更小，蒸汽腔偏向注汽井位置发育。稠油黏度降低后形成冷凝液沿着蒸汽腔两侧倾斜面到达生产井附近被产出，蒸汽腔斜面倾角越大，产液能力越高，正对双水平井SAGD产液能力高于斜对双水平井。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段蒸汽腔形状 Fig. 15 Simulation of the shape of steam chamber instable production stage of SAGD numerical modelfor forward and inclined dual horizontal wells

分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段注汽量随注采压差的变化曲线。结果（图 16）显示：注汽量随着注采压差的增大而增大，注采压差越大，地层吸汽能力越强，注汽量随之增大；相同的注采压差条件下，正对双水平井SAGD注汽量更高，分析认为斜对双水平井水平方向存在井位差异，相同注采压差下，注采井间渗流阻力变大。

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段注汽量随注采压差的变化曲线 Fig. 16 Simulation of the variation of steam injectionvolume with injection-production pressure differencein stable production stage of SAGD numerical modelfor forward and inclined dual horizontal wells

分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段产油量随注采压差的变化曲线。结果（图 17）显示：产油量随着注采压差的增大，先升高后逐渐平缓，正对、斜对双水平井SAGD产油量分别在注采压差为30 kPa和40 kPa时趋于稳定；当注采压差小于30 kPa时，正对双水平井SAGD产油量更高。综合分析认为，注采压差过大，生产井会发生汽窜，导致生产效果变差；斜对双水平井SAGD受注采井间横向错位影响，重力泄油能力和压差驱替作用减弱影响，产油量更低。

图 17

Fig. 17

下载原图 图 17 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段产油量随注采压差的变化曲线 Fig. 17 Simulation of the variation of oil production withinjection-production pressure difference in stableproduction stage of SAGD numerical model forforward and inclined dual horizontal wells

分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段压差驱替产油量占总产油量的比例（压差驱替产油量/总产油量）随注采压差的变化曲线。结果（图 18）显示：压差驱替产油量/总产油量随注采压差增大先升高后逐渐平缓，正对、斜对双水平井SAGD中该比值分别在注采压差为30 kPa和40 kPa时趋于平缓；当注采压差大于20 kPa时，斜对双水平井SAGD中该比值更大，表明该注采压差条件下，注采压差驱替作用在斜对双水平井SAGD生产过程中更加显著。综合分析认为，注采压差过大时，易造成生产井发生汽窜，压差驱替对于产油量起负面作用。

图 18

Fig. 18

下载原图 图 18 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段压差驱替产油量占总产油量比例随注采压差的变化曲线 Fig. 18 Simulation of the variation of the ratio of differential pressure displacement oil production to total oil productionwith injection-production pressure difference in stableproduction stage of SAGD numerical model forforward and inclined dual horizontal wells

分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段累积油汽比随注采压差的变化曲线。结果（图 19）显示：随着注采压差的增大，正对、斜对双水平井SAGD累积油汽比均呈先增大后降低的趋势，分别在注采压差为30 kPa和40 kPa时达到最大值；当注采压差小于30 kPa时，正对双水平井SAGD累积油汽比更高，当注采压差大于30 kPa时，斜对双水平井SAGD累积油汽比更高。分析认为，注采压差较低时，斜对双水平井注采井横向上存在错位，重力泄油的作用有所损失，累积油汽比更低，而当注采压差过高时，产液量和注汽量增加，正对双水平井生产井发生汽窜，注入的蒸汽直接被生产井产出，生产井产油量不再增加，累积油汽比下降。综上分析，在生产井未发生汽窜的情况下，压差驱替对SAGD的生产起到正面作用，一旦发生汽窜，压差驱替作用对SAGD的生产起负面作用。

图 19

Fig. 19

下载原图 图 19 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段累积油汽比随注采压差变化曲线 Fig. 19 Simulation of the variation of cumulative oil-steamratio with injection-production pressure difference instable production stage of SAGD numerical modelfor forward and inclined dual horizontal wells

sub-cool值是指注汽井在当前压力下的蒸汽饱和温度与生产井最高点温度的差值，可以间接描述注采井间汽液界面高度的变化^[27-28]。分别模拟正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段sub-cool值、汽液界面高度随注采压差的变化曲线。结果（图 20）显示：随着注采压差的增大，汽液界面高度和sub-cool值均逐渐降低趋势，其中正对、斜对双水平井SAGD分别在注采压差大于20 kPa和大于30 kPa时，sub-cool值下降幅度变大，在注采压差大于30 kPa和大于40 kPa时，汽液界面高度小于1 m，生产井存在汽窜的风险；相同注采压差条件下，斜对双水平井SAGD的sub-cool值和汽液界面高度均更高。因此，为了确保双水平井SAGD稳定生产阶段不发生汽窜，且同时保持一定的产油能力，正对双水平井的注采井间压差应为20~30 kPa，斜对双水平井注采井间压差则为30~40 kPa。

图 20

Fig. 20

下载原图 图 20 正对和斜对双水平井SAGD数值模型模拟稳定生产阶段sub-cool值（a）和汽液界面高度（b）随注采压差变化曲线 Fig. 20 Simulation of the variation of sub-cool value(a)and steam-liquid interface height(b)with injection-production pressure difference in stable production stage of SAGD numerical modelfor forward and inclined dual horizontal wells

（1）底水油藏正对双水平井SAGD物理模拟实验及数值模拟蒸汽腔横向扩展过程中，蒸汽沿生产井所在位置向两侧加热油砂，两侧蒸汽腔扩展速度相差不大，蒸汽腔两侧的斜面泄油能力均衡；斜对双水平井SAGD蒸汽腔横向扩展时向两侧的速度、蒸汽腔斜面的泄油能力都不均衡；相较于正对双水平井SAGD蒸汽腔波及面积更小，采出程度降低了8.44%。

（2）正对、斜对双水平井SAGD稳定生产阶段，随着注采压差的增大，产液量和注汽量升高，产油量先升高后逐渐平缓，累积油汽比先升高后降低，汽液界面高度和sub-cool值降低；正对、斜对双水平井SAGD分别在注采压差大于30 kPa和大于40 kPa时发生汽窜；注采压差的驱替作用在斜对双水平井SAGD生产过程中更加显著。

（3）SAGD生产井在维持最大的产油能力且避免汽窜的条件下，正对、斜对双水平井SAGD注采压差分别为20~30 kPa和30~40 kPa。