对注气开发稠油的几点看法.docx

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1、注汽开发稠油的几点思考霍广荣二。一一年八月组织研讨班的领导让我在会上发个言，盛情难却。我是一个已退休的、但搞了较长时间稠油的老稠油人了，让我参加这个会，一是可会会老朋友，同时结识一下新朋友，是人生很爽快的事，所以我答应了。但要讲点什么呢？确实十分为难。要谈新工艺新技术的发展情况，各种技术会议、国内外技术期刊都介绍过了，同志们了解的比我多，要讲有探索引领作用的开发先导实验，我已多年陌生了，更没跟踪了解，所以我想还是讲点自己熟悉的，目前仍大量应用的工艺技术为好。就是这些技术也在不断发展中，而我讲的视角，也不准备讲发展了什么、完善了什么，而是准备从存在的问题、易忽视的方面，讲点看法。在此要说明一下，

2、我这样讲，绝没有责备谁的意思，我没这个资格。稠油发展到这种规模，没有相当的技术发展和管理水平是不可能的，我赞扬还来不及呢! 我只是怀着对稠油事业的热爱，期盼稠油有更好的发展而尽言的。毛主席曾说： “文学艺术要百花齐放， 科学技术要百家争鸣。我就算一家之言吧！因为离开工作很多年了，尤其对开发现状、现场情况都生疏了，所以我今天讲的现场问题很可能以偏概全，不符合实际，我的观点也会有偏激不妥之处，在此恳请大家谅解，并给予纠正。一、蒸汽吞吐蒸汽吞吐工艺在目前胜利油田稠油热采中仍占有主要地位，90%以上的稠油产量仍来自蒸汽吞吐，蒸汽吞吐工艺热波及体积有限，这是工艺本身的局限性，尽管蒸汽驱可以弥补其不足，但

3、由于其操作条件苛刻，加上胜利油田已吞吐的大多数油田边、底水活跃，非均质造成汽窜严重，超稠油、特超稠油占比较大，要大规模、大面积转变成汽驱开发，不是近几年能够完成的，另外从开发指标油汽比来看，一旦转驱，油汽比在0.3 以上就是不错的了。而目前多数吞吐轮次已达6 次以上的吞吐 区块，具油气比仍在0.4以上，难倒我们会为了转驱而牺牲 0.4的油汽比，而去要 0.3的油气比吗？况且目前井网、 井距下是否已达热连通，还有待验证。所以吞吐工 艺还会有一个相当的时期。如何使吞吐工艺做的更好？如何针对吞吐工艺当前存在 的问题改进、完善、发展现有的吞吐工艺技术？如何有针对性地抓好技术管理工作？ 我想就吞吐工艺中

4、量大面宽，普遍存在的几个问题谈点看法。1、注汽压力随着深层稠油，特超稠油和边际稠油的开发，会出现吸汽能力差，注汽压力高 的问题，由此带来注汽干度低，注汽质量差、开发效果差的结果。面对这一问题， 有两种解决思路：一是研制亚临界锅炉、超临界锅炉，提高井口注汽压力到 20MPa 25MPa从而提高注入压差，实现设计的注入速度和干度；二是设法从储层入手，提 高该井的吸汽能力，在井口注入压力不增加下，实现设计的注入速度和干度。在“八 五”期间，我们研制的亚临界锅炉对开发超稠油起到过重要任用，（我也曾是当时研制的积极倡造者）但我的观点是更倾向于从储层入手，提高井的吸汽能力的后一种解 决问题的思路。为什么呢

5、？这里设计了一个例题，想用其计算结果来说明道理。储层埋深1000米，注入速度10吨/小时，井口干度70%在井筒隔热状况相同 下（模拟现场情况），用加拿大 WELLFLOC件计算井口注入压力分别为15MPaffi 19MPa 下的井底参数，井口 压力MPa井口 温度 C井口湿烝 汽比焙千焦/kg井底 压力MPa井底 温度 C井底 干度%井底饱和 汽比容 m3/kg井底湿蒸 汽比比 丁焦/kg热损失 %15341230616.635043.80.0089205411.319360226021.4371.617.70.0044186416.4上述计算结果显示： 两个不同的注汽压力下，千米热损失不一样

6、，15MPaF要低5% 两个不同的注汽压力下，15MPa下井底湿蒸汽比始比19MPa下多190千焦/kg ,高 9%15MPa下井底注汽干度达43.8%,是19MPa寸的2.5倍，且高出26个百分点；15MPa时井底饱和汽比容是19MPa寸的两倍。所以就是在干度高、比容大、比始高，这三个优势条件下，15MPaS汽其热波及 体积大的优势会大大显露出来，其吞吐效果自然会好很多。原因就是比容和潜热这两个重要参数都随着压力的降低而增大所至，这也就是我倾向于后一种解决方式，千方百计降低井口注汽压力的原因。上述计算结果给我们的启示是：谈到注汽质量，从注汽参数上一般先想到蒸汽干度，看来是不完全的。从上述计算

7、可以看出，在相同注入速度、相同干度下，降低注汽压力，也是可以大大提高注汽质量的。也就是说，在可能条件下，降低注汽压力也是提高注汽质量的重要措施。我讲注汽压力这个题目，是从因有深层稠油、特超稠油、边际稠油的开发需要引伸来讲的。但是，上面的计算结果也自然使我们想到，对于一般注汽压力不太高的稠油、特稠油的吞吐，对于蒸汽驱的开发，如果能够降低注汽压力，同理是可以提高注汽质量的。所以，关心注汽压力，设法降低注汽压力，应全面的、全过程的贯穿到注汽采油中。那么如何降低井口注汽压力呢？这要根据油藏储层特性，每口井的具体情况分析原因，针对性地采取措施，设想有如下几种情况和处理方式：一是因钻井、作业、生产过程中使

8、射孔孔眼、筛管缝隙、近井附近造成固相堵塞，冷伤害，水锁等。我们现场中为什么同一储层物性、原油性质相近的井，其井口注汽压力有较大差别呢？为什么同一口井随吞吐轮次增加，储层压力下降，而注汽压力不下降呢？这应该是后期操作不当所致的证明。如何处理？在此我优先推荐两种：泡沫分流酸化工艺：该工艺利用泡沫对高渗层、水层的封堵作用，使酸液优先进入堵塞的低渗油层和缝、孔，使酸化效率提高，防止常规酸化使酸液进入高渗层和水层的弊端。负压泡沫混排解堵：该工艺将一定量的泡沫注入油层，造成近井地带压力大幅上升，然后放喷引起井底压力突然下降，在巨大的压差下，有极大携带能力的泡沫，和压力下降引起氮气剧烈膨胀的综合作用下，其机

9、械解除近井地带和孔眼，筛管缝隙堵塞的能力是相当强的，这是一般气体、流体难以比拟的。有人可能提出，担心泡沫混排强度大，引起储层出砂，破坏骨架砂。我的看法是，不怕出砂，近井地带出点砂，我们可以再填砂、防砂。石油开发中心用该工艺排出的砾石直径达20毫米，负压泡沫混排已成为他们降低注汽压力的常规措施。二是水平井、分支井注汽。用水平井、分支井降低注汽压力的思路是：对特定的储层，其单位面积吸汽指数是一定的，当直井改成水平井注汽时，储层在水平井中的裸露面积比直井大很多倍，自然水平井吸汽能力会提高，从而可实现保持设计注汽速度和干度下的降低注汽压力。 这一认识也是历经一个时间过程的。上世纪 90 年代中期为开发

10、草南超稠油，在此思路下打了一口水平井草南一平1 井，17MPa、 8-10T/h 、 70%干度，实现了顺利注汽 2000 吨，因为注汽质量较高，该井生产效果十分喜人，日产曾达20 吨以上，后突然见水。而后再用水平井规模开采超稠油已是几年后的事了。这件事使我认识到，一项好的工艺技术，要想在本单位、本油田规模化应用，往往要历经时间和各种质疑的。三是压裂防砂。稠油储层，一般需防砂。而对超稠油井，用常规的筛管充填防砂是不会提高吸汽能力的，这是显而易见的。为什么超稠油、特超稠油难注汽、注汽压力高呢？我认为这种在地层温度条件下，具粘度高达十几万，几十万MPa S的稠油充满在孔隙中，它是不能流动的，与砂子

11、混在一起形成了塑形的、一定排量的蒸汽难以通过的一堵“稠油墙”，从而大大降低了原有储层结构的渗透率，使蒸汽难以顺利注入，造成注汽压力升高。用压裂防砂的思路是：在高压大排量压裂液下，压开几十米裂缝，尽管稠油镶嵌支撑剂严重，由于填充的是高砂比，大粒径支撑剂，还是可以形成一条没有稠油充填的、具有一定导流能力的短宽缝。沿着此缝注汽，注汽的渗流阻力和产油渗流阻力均会降低，该井的注汽压力也应该会降低。估计近几年胜利油田压裂防砂有上百井次了，实践也证明了对降低注汽压力的作用。这一技术的关键点一是高砂比，最好形成端部脱砂，BJ 公司施工的一批井砂比达100%以上。二是大粒径支撑剂。千篇一律用40 目 /20 目

12、支撑剂不合适，这是因为支撑剂会镶嵌在稠油中，大颗粒支撑剂会使镶嵌影响变小，导流能力剩余较高的缘故。2、注汽井筒热损失在日益重视节能的今天，我们看到了很多油田、很多技术管理部门有关注水系统、机械采油系统、输油系统的系统效率和系统各节点的能耗分析的报告，唯独难 以见到各稠油油田注汽系统的热效率和热能节点分析的数据（可能是我孤陋寡闻），这是不应该的。因为热采稠油开发是能耗大户，例如我们胜利油田每年注汽采稠油400万吨，油汽比按0.4算，就是注汽1000万吨水当量，按烧一吨油产生15吨水当 量的汽来算，就需烧油67万吨，这是何等能耗大户啊！今天，我不分析地面注汽管 网这块的热损和其它的跑、冒、刺、漏的

13、损耗，单就注汽井筒的热损失做个分析。按照我们目前研制和应用的井筒隔热工艺水平， 控制千米热损失在10蛆内是可以达 到的，但实际情况如何呢？前年我曾到过一个油田，问起有关人员，他讲：“在已测试井中有一半以上的井，在井下700米处干度就变零了。这是不是我们胜利的普通 水平，我决不能冒然判断，因为我了解情况很有限，且不全面。但这个信息确实是可怕的。我粗略分析，现场的千米热损失可能在15犯上，甚至超过20灿不在少数。 我希望我估计高了，但希望用现场井下测试数据证明，而不是软件计算所得。上面主要从直接经济效益来讲的，即胜利每年烧油67万吨，若千米井筒热损失降低 5%即可节省3.4万吨油，这当然是一块不小

14、的效益。但从对开发的影响来看，如果能 降低目前现场实际的井筒热损失，更大的效益、更大作用是会使吞吐开发效果更好，所增的油可能大大超过 3.4万吨油。何以为证？我举了一个计算结果：一口井埋深1000米，井口注汽压力15MPa注汽速度10T/h ,干度70%假设在11%口 16.3%两 种不同的井筒热损失下，计算其井底参数：井筒热损失 %井底压力MPa井底干度 %井底湿蒸汽比燃千焦/kg1116.644205616.316.7311939由上述计算可以看到当井筒热损相差5.3%,其干度相差13%当井筒热损相差5.3%,其井底湿蒸汽比始相差117千焦/kg,占到井筒热损16.3%寸井底比始的6%在这

15、样的注汽参数下，仅井筒热损相差5.3%,其井底的注汽质量相比不仅从比始上，更重要的从干度上，热损小的其热波及体积应大于热损大的，其油汽比的差 别也就是可观的，吞吐效果的改善也就是自然的了。就这口井的直接经济效益是：假使注汽2000吨，降低热损5.3%，就是106 吨汽，则省油7吨。而在上述两种热损条件下，在如此大的注汽质量差别下，增油量恐怕远不止7 吨吧 ! 所以改善开发效果的作用是很大的。这应该引起我们深思：看到这中间所蕴藏的潜力有多大! 在我们目前技术管理的现状下，集中一部分精力加强技术管理，在常规的吞吐工艺上，降低井筒热损失，在改善提高吞吐效果上，也是可以大有作为的!基于以上认识，我觉得

16、应加强以下几项工作。开展注汽开采稠油油田热效率调查选择有代表性的多个井点，用节点分析的方法，测试锅炉出口、注汽井口及注汽尾管处的压力、温度、干度和流量。从而算出井点的地面注汽管线和井筒注汽隔热管柱的热损和井的系统效率。制定测试规范、标准和要求，设置专职人员加强技术培训，确保测试质量。这样我们会搞清目前现状，问题在哪里？这是下步工作的基础。工作方法上，应先抓关键的少数。解剖分析少数井筒热损失大的井，找出存在的问题，制定整改措施。由此再针对本油田的特点，规范、完善本油田的井筒隔热管柱的设计，管理的标准和要达到的目标要求。何谓热损失大的井？各油田因管理水平、油藏条件、埋藏深度、注汽参数、技术状况不一

17、，可据情确定。千米热损失可做为一个衡量指标，管理较差的可将20%做一界限，管理好的可以15%做界限。热损失大的原因可能有以下几个方面：一是隔热管刺漏、隔热性能变差，有的隔热管不分轮次的混用，旧管不检修就重复使用等；二是封隔器的失效、漏失；三是环空介质不合格。降低井筒热损的技术措施一是合理设计注汽参数：因井筒热损失率就是沿井筒损失的热量与注入总热量的比值。作为分子的热损失基本可以看做定值，在吸汽能力较强时，注入压力增加不大的情况下，适当增加注汽速度，就意味着该比值的分母值增大，故井筒热损失率就可以降低。反过来井筒热损降低，就会导致井底蒸汽干度提高，这对改善吞吐效果十分有利。毕竟我们已有相当一批多

18、轮次后地层压力下降较大的井，毕竟我们已有相当多的水平井，具吸汽能力有较大的提高，是可以提高注汽速度的。在此我想起我们石油系统一句老话叫“地面服从地下”，这是很有深意和哲理的。我们不能因为活动锅炉就局限地设计8T/h ，为什么不利用两台活动锅炉设计15T/h 呢？同理对注汽站也可适当增加配汽计量阀组和流程，来满足较高的注汽速度。关键是看井的需要和可能，地面锅炉和注汽管网的配置要满足地下油藏的需要，这是需要坚持的一条原则，也是采油工程方案中需要注意和加强的。当然提高注汽速度也有适应性的问题,原则上在原井口注汽压力14MPa以下是可以考虑的。二是环空充氮技术因为这些年采油厂多配置了制氮车，这就有了设

19、备基础，一种是定时环空补氮，二种是在注汽压力不高情况下，环空一定排量注氮。因氮气导热性差，所以既可降低注汽井筒热损，又可增大注汽波及体积，（ 这是非凝结气氮气本身带来，而非井筒热损降低，井底干度升高带来的那块，） 还可因氮气比重小，在储层内上浮会聚集储层上部，减少对顶盖层的热扩散，一举三得，值得推广。3、井口注汽参数设计在做一个区域的蒸汽吞吐工程设计时，将注汽压力、注汽干度、注汽速度、注汽量划定一定范围或设计一个数值是需要的，也是应该的。但是具体到每口井再千篇一律，就欠妥。因为各井情况的千差万别，追求进入储层时的湿蒸汽有较高的干度和较大的热量，是设计井口注汽参数的原则。比如当注汽压力较低时，就

20、应适当提高注汽速度或干度；当注汽压力较高，注汽速度较小时，就应适当降低干度，增加井筒液柱重量，达到较高的注汽速度，但适当可缩小周期注汽量，使本周期注汽担负更多的热解堵作用，为下周提高注汽干度和注汽量做准备。又比如要逐周适当提高周期注汽量。因为吞吐目的有二：一是拿油，尽量有较多的油汽比；二是建立井间热连通，为汽驱做准备。只有逐周不断地加大注汽量，才能不断扩大热波及体积，促成热连通，也才能有较好的油汽比。再比如注汽强度，关于注汽强度大家好像有个大致的约定俗成：直井100-150 吨 / 米，水平井10-15 吨 /米。当然这个标准的来源也是有根据的，但我了解加拿大冷湖油田，地下油层条件下粘度20万

21、MPa-S, 其吞吐周期达一年，其注汽强度就远大于这个标准，这应给我们一点启示，可以试一下，区别对待，在此不再详细例举。毕竟现场情况十分复杂，影响因素又不单一。我要强调的是：一是每口井的设计不要千篇一律，一定据情况有针对性的设计，且注汽过程中设计人员要跟踪，根据变化的情况做相应调整。二是搞注汽参数设计人员要加深对蒸汽性质的学习，我们注的湿蒸汽，是汽液混相的，其比容、比焓、潜热、密度、水比熵等是随饱和压力在变化的，其变化又对注汽质量有直接影响。这比注水在井筒和地层中形态和运动更为复杂，所以了解水蒸汽的性质，掌握一定的热力计算知识，是设计人员做出符合实际的、有针对性的设计，并能现场灵活进行参数调整

22、所必须的。在技术上还有两点建议：注汽时伴注氮气等非凝结气体因油稠、埋深的原因，我们初期注汽压力较高，要伴注氮气较困难，但随着吞吐轮次的增加，地层压力会下降（ 有强大边底水除外） ，这样在保持一定注汽速度下井口注汽压力也下降（ 尤其一般稠油和特稠油） ，这就为我们伴注氮气提供了可能。美国克恩河油田上世纪80 年代就将伴注氮气这一工艺作为提高吞吐效果的常规措施了，现在我们已普及制氮设备了，我们也有这方面的现场实践效果，所以应加大实施力度。再提高井口注汽干度如果在可能的吞吐井上，把井口干度由70%提高到90%（当然是目前注汽压力不高的井 ） ，对改善吞吐效果是很大的。技术上没有问题，关键是注汽站和活

23、动锅炉系统上要增加汽水分离器及相应流程，我觉得经济上划算，投入产出比应可观。应做技术、经济论证，一部分井的注汽井口干度再提高20%，这也是一块不小的潜力。4、高含水水平井：近年来随着水平井在稠油开发上规模化应用，由于稠油油藏多伴有活跃的边、底水，随着吞吐轮次增加，边水推进，底水的锥进造成一大批水平井和直井含水上升，在低效和停产井中，因高含水原因而造成的占相当的比例。面对如此现状，目前水平井找水工艺倘不完善，难以准确判定出水点、出水段，再加上水平井完井工艺的特点和不足，要用机械卡、堵工艺，难以实施。而氮气泡沫调剖技术展示了较好的控水稳油的效果。胜利油田石油开发中心几年来进行100 多井次的氮气泡

24、沫调剖现场实验，有效率达70%，单井增油量、含水降低、有效期，都是相当可观的。对改善石油开发中心边、底水活跃的超稠油、特超稠油的开发效果，起到重要作用。为何会有如此好的效果呢？这是水平井和多层直井的储层完井特点以及氮气泡沫的特性所决定的。因为边水和底水在较大的生产压差下，沿着高渗带侵入生产井，在水平段上开始侵入的是点，逐渐水侵变成一段，但不可能把水平段全部水淹。而大部分是未被水淹的井段。当氮气泡沫注入到水平井段时，因其“堵大不堵小”、 “堵水不堵油”的特性，大量的多数的氮气泡沫优先进入高渗带的出水段，少量的进入未出水段油层，且遇油消泡的原因，寿命很短。这样当蒸汽进入到水平井段时，因先进入出水段

25、的氮气泡沫有较大的阻力因子，使蒸汽的进入大大减少，而未水浸段因泡沫少，蒸汽进入量大大增加，从而达到了改善调整吸汽剖面，自然也就改善了产液剖面，从而起到降水增油的作用。从室内研究到现场统计资料的分析对比看，该项技术的关键点有四：一是地面起泡优于地下起泡；二是氮气泡沫与蒸汽伴注比前置注入好；三是确保井底气液比大于 1， 是确保泡沫质量和效果的关键，根据注汽速度优化地面现场操作气液比；四是前置烤胶泡沫可提高泡沫的阻力因子，提高堵水的封堵性能。总之，在目前水平井完井工艺没有大的改善，卡、堵水工艺没有新的突破前，氮气泡沫调剖工艺不失为可用的治理高含水水平井的一项措施。以上所谈在注汽吞吐工艺中的几点，是针

26、对某一单因素而谈的，具体到每一口井上，问题可能复杂很多，甚至几个因素交织影响，这就需要我们本着以上的原则，灵活掌握和运用。二、蒸汽驱我有一个不一定恰当的比喻，稠油注蒸汽吞吐和蒸汽驱就如同于稀油一次采油和注水二次采油的关系。其不同点是注水过程是增加或保持地层能量，而汽驱过程是降压开采。其相同点都是用注入介质驱动井间剩余油从采油井采出。所以汽驱阶段也是相当长的，且是重要的采油阶段。总体上看，由于油层埋深、原油粘度高、非均质严重、边、底水活跃等原因，我们目前的蒸汽驱有三少：现场实验成功的少；蒸汽驱的产量在总的注汽采油中占比少；影响汽驱效果的关键技术突破的少。所以，学习和借鉴已有的经验和知识，认真分析

27、研究我们汽驱存在的问题，有针对性地提出和解决几项关键技术，才有可能使我们汽驱技术有较大的发展。1、适合汽驱的稠油油藏筛选条件和汽驱成功的四项操作原则油藏筛选条件是提出条件的人在当时的技术状况下，分析大量成功、失败的案例，总结出来的。如果有些新的技术突破，筛选条件也是可以改的，但是如果没有新技术的支撑，擅自扩大筛选条件，就只能会犯别人已犯过的错误，带来汽驱效果差。这不是应取的态度。关于四项操作原则，或叫四项操作条件，是中石油研究院热采所一帮技术人员，在 90 年代中期，在我国从八十年代后期陆续开展的十大汽驱先导试验均告失败，在没有汽驱课题的情况下，自觉地对失败的十个汽驱实验进行了认真分析和研究，

28、参照国外成功的实例，通过数模方法，提出了成功汽驱必须同时满足的四个操作条件。这就是：注汽速率1.6m 3/d ha - m（总油层）采 注比1.2井底蒸汽干度 40%油藏压力 5MPa,最好低于3MPa今天想来，他们的工作使我们提高了汽驱采油的理论水平，他们的态度才是面对失败最正确的，他们在当时条件不是很好的情况下，默默地、自觉地、成功地做出这一成果，是令人起敬的。我这种人讲这个话，可能有些不自量力，但确是由衷的。关于筛选条件和四项操作原则，我觉得应把握两个环节：一是编制方案。重点论证油藏参数对筛选条件的适应性，如有筛选条件放宽，应说明其理由。油藏压力、井网井距、注采井数比、配产配注、隔热技术

29、、举升能力，是否能同时满足四项操作条件，这是工程方案应突出论证的内容。二是汽驱全过程不间断地定期进行动态跟踪分析和调整。因为满足四项操作条件是我们汽驱顺利推进和成功的关键，所以定期的动态分析不仅需要分析三场（ 压力场、温度场、饱和度场） 、两剖面（ 吸汽剖面、产液剖面） ，还要跟踪分析四个操作条件的实施状况，这样注采井的维护和油田的调整才有根据和基础。2、治理汽窜和活跃边、底水的侵入应有突破性的技术措施。无论理论分析，还是现场实践都证明，如果不能大幅度地减缓汽窜，大幅度减弱边、底水的侵入，要满足四项操作条件是不可能的。这些年技术人员做了大量工作，材料的筛选、配方的优化、注入方式的选择、现场的实

30、验，做了很多很多，但还不能说已解决。就是注水井深部封窜调剖还在不断探索和发展中，何况汽油粘度比比水油粘度比更大的封汽窜呢？所以这两项技术是这类油藏转驱的关键技术，在没有大的进展下，我斗胆说一句，与其匆忙转驱，不如暂缓转驱。哪种代价小，哪种效益好，是应该做些技术经济论证才好。石油开发中心的领导和技术干部，认真分析郑 411 块 1 砂体特超稠油藏的构造特点，利用特有的构造形态而形成的，油水交界处相对较窄的特点，设想在此交界处建一个阻水 “墙”， 减缓边水侵入量。地质、工艺方案正在制定讨论中，倘没实施，但起码思路上还是新颖的。3、SAG跋术给我们的启示。加拿大SAGDfc术，历经几十年的深入研究和

31、实践，探索出用SAGDfc术开发几十万MPaS的特超稠油，而对有底水的油藏，利用上部注汽井保持有一定压力的蒸 汽腔，使下部生产井的压差很小，从而避免了底水的锥进。该技术在加拿大得到大规模应用。据 2005年时的一个材料介绍，当时其产油达到5000T/d， 预测2010年可达10万T/d,采收率大于50%单井日产油达100400T/d。在如此难度的油藏上，用注蒸汽开采，取得这样好的开发效果，给我们最大的启示就是创新才是技术突破和发展的前提。常规汽驱用5点法、7点法井网，75ml 100m 200m井距，而SAG内的是垂向 上平行，注采井距仅5米的双水平井SAGD还有直井注、水平井采的SAGD以及

32、既 有注汽管又有采油管的单井 SAGD从驱油机理上来看，常规的汽驱是水平方向汽驱 油到生产井，而SAG电上面注汽井注入的蒸汽仅起辅助的加温降粘作用，而垂向上 把油驱到下面生产井，是靠十米左右变成稀油的油柱的重力。 分析SAGDJ术的并网、 井距、井型配置及驱油机理，减缓底水锥进思路，使我们感到：这才是真正的创新 思维，这才是真正的技术突破。启示之二是：当技术不完备时，不要贸然开发难度大的油田。加拿大的这些用SAGDJ术开发的油田，我不知什么时候发现并探明的，但肯定 在SAG敢术研发前，少说放在那里等待开发也有几十年吧，当然人家有这个条件， 咱们国家的国情和国策可能不允许，但有一点是肯定的，当技术条件不太具备时就 开发，效益肯定较差，就是今后有了合适的技术，原来的井网是否可用？油、水、 气的分布要再认识，这投入太大了。谢谢大家 !