丁 超，王 攀，秦亞東，梁向進(jìn)，鄭愛萍，李 寧，邢向榮

（1.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000；2.阿爾伯塔大學(xué)石油工程學(xué)院，埃德蒙頓T6 G1 H9）

0 引言

以往研究與礦場實(shí)踐表明，SAGD（蒸汽輔助重力泄油）開發(fā)過程中，蒸汽腔覆蓋層和底界的大量熱損失會導(dǎo)致井組油汽比快速下降、效益變差［1-3］，因此SAGD 不適應(yīng)于開發(fā)連續(xù)厚度小于15 m 的超稠油?；诖?，在SAGD 產(chǎn)量預(yù)測方面考慮頂?shù)咨w層熱損失和邊界效應(yīng)變得尤為重要。針對SAGD產(chǎn)油量預(yù)測解析理論模型，學(xué)者們已做了大量研究，Butler［1］提出了雙水平井SAGD 的經(jīng)典泄油理論模型；王大為等［4］、孫新革［5］、秦明［6］等在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了進(jìn)一步研究，使得SAGD 產(chǎn)油量預(yù)測準(zhǔn)確度得到了提高。但由于未考慮在蒸汽腔向頂部、邊部和底部推進(jìn)過程中熱擴(kuò)散速度的非穩(wěn)態(tài)傳熱特征，現(xiàn)有理論對SAGD 頂?shù)咨w層熱損失、油汽比、熱利用率等關(guān)鍵參數(shù)的預(yù)測精度不夠。

在稠油注蒸汽SAGD 傳熱理論計(jì)算方面，國內(nèi)開展的相關(guān)研究較少。吳永彬等［7-8］針對SAGD 注汽井筒內(nèi)的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行了解析求解和預(yù)測，并針對SAGD 循環(huán)預(yù)熱過程中的井間儲層傳熱與升溫解析算法進(jìn)行了研究。在國外，Butler［9］推導(dǎo)了蒸汽驅(qū)的熱損失計(jì)算理論模型，通過將恒速蒸汽驅(qū)蒸汽推進(jìn)過程簡化為全油層柱塞式推進(jìn)模式，實(shí)現(xiàn)了恒速蒸汽驅(qū)上覆地層、下伏地層熱損失和熱效率的計(jì)算。但簡化的蒸汽推進(jìn)模式忽略了蒸汽超覆所產(chǎn)生的影響，且對于SAGD 來說，蒸汽腔首先上升到油層頂部，然后橫向擴(kuò)展，最后下降，與蒸汽驅(qū)存在不同的蒸汽腔運(yùn)移模式和開發(fā)階段，因此蒸汽驅(qū)的熱損失計(jì)算模型并不能直接用于SAGD 開發(fā)過程的計(jì)算。

目前，針對SAGD 頂?shù)咨w層熱損失影響的計(jì)算主要依賴數(shù)值模擬軟件。如Siavashi 等［10］、Sivaramkrishnan 等［11］、于天忠等［12］利用CMG-STARS 數(shù)值模擬軟件對SAGD 的溫度場分布、蒸汽腔擴(kuò)展、油汽比、蒸汽熱利用率等進(jìn)行了研究。但數(shù)值模擬軟件計(jì)算時(shí)涉及的因素復(fù)雜，運(yùn)算時(shí)間長，無法滿足油田礦場生產(chǎn)的快捷計(jì)算及應(yīng)用的要求。

基于非穩(wěn)態(tài)傳熱的SAGD 開發(fā)關(guān)鍵指標(biāo)的解析方法，需要首先明確頂?shù)咨w層與邊界效應(yīng)綜合影響下的非穩(wěn)態(tài)傳熱問題［13-14］。為此，從傳熱學(xué)角度出發(fā)，綜合油藏工程、工程熱物理等多學(xué)科理論，推導(dǎo)包含地質(zhì)參數(shù)、熱力學(xué)參數(shù)、流體參數(shù)及開發(fā)參數(shù)中的油汽比、蒸汽熱利用率等指標(biāo)的解析解，并以新疆風(fēng)城油田重32 井區(qū)齊古組油藏SAGD 井組為例，開展模型的驗(yàn)證與應(yīng)用。

1 地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)SAGD 開發(fā)區(qū)油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶烏爾禾斷鼻構(gòu)造帶［15］，北以哈拉阿拉特山為界，南鄰瑪湖凹陷北部斜坡帶（圖1a）。重32 井區(qū)地層發(fā)育齊全，自下而上發(fā)育石炭系（C）、二疊系（P）、三疊系（T）、侏羅系三工河組（J1s）、齊古組（J3q）、白堊系吐谷魯組（K1tg）等［16-17］。齊古組為SAGD 開發(fā)的目的層，不整合覆蓋于三工河組之上，整體為南傾的單斜構(gòu)造，發(fā)育泥巖、細(xì)砂巖、中—細(xì)砂巖、砂礫巖，屬辮狀河沉積，發(fā)育河道、心灘、泛濫平原等沉積微相，儲層巖性以中—細(xì)砂巖為主（圖1b）。SAGD 井組位于齊二段（J3q2）、齊三段（J3q3），油層有效厚度為11～25 m，平均孔隙度為31.2%，平均滲透率為1 870 mD，原始含油飽和度為70.3%。油藏原始地層溫度為19.6 ℃，原始地層壓力系數(shù)為0.987，50 ℃原油黏度為8 000～28 000 mPa·s，黏溫反應(yīng)敏感，溫度每升高10 ℃原油黏度降低50%～70%。研究區(qū)目前有31 對SAGD 井組，均處于蒸汽腔擴(kuò)展或下壓生產(chǎn)階段。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)油藏位置（a）及巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Reservoir location（a）and stratigraphic column（b）of Zhong 32 well area in Fengcheng oilfield，Junggar Basin

2 SAGD 儲層非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)解析解

2.1 假設(shè)條件及模型建立

基于SAGD 開發(fā)模式及蒸汽腔在地層中的傳熱特征，設(shè)定假設(shè)條件：①油層等厚且均質(zhì)；②蒸汽腔擴(kuò)展穩(wěn)定；③地層熱擴(kuò)散以熱傳導(dǎo)為主；④SAGD井組規(guī)則分布；⑤忽略沿水平段兩端的熱傳導(dǎo)。建立坐標(biāo)體系：以蒸汽腔前緣界面建立坐標(biāo)系，蒸汽腔界面指向巖石內(nèi)部的法線方向?yàn)閤，蒸汽腔界面走向線方向?yàn)閥，沿蒸汽腔界面傾斜線方向?yàn)閦（圖2）。

圖2 蒸汽腔前緣界面坐標(biāo)系示意Fig.2 Coordinate system diagram of steam chamber front interface

2.2 蒸汽腔外圍地層熱場推導(dǎo)

以往學(xué)者們已推導(dǎo)了畢渥數(shù)（Bi）大于1 的無限大地層的一維非穩(wěn)態(tài)傳熱解析解，如Carslaw 等［18］、楊世銘等［19］求得解析解為

式中：t為溫度，℃；x為傳熱距離，m；τ為時(shí)間，s；ts為蒸汽腔溫度，℃；tR為原始地層溫度，℃；α為熱擴(kuò)散率，m2/s。式（1）的局限性主要在于模型外邊界不一致，Carslaw 等［18］認(rèn)為升溫幅度小于1%即近似等于原始溫度時(shí)，熱量傳播深度為；而楊世銘等［19］認(rèn)為升溫幅度小于0.5%即近似等于原始溫度時(shí)，熱量傳播深度為。上述假設(shè)導(dǎo)致計(jì)算的傳熱范圍比實(shí)際小，模型的熱損失也小于實(shí)際熱損失。對于薄層油藏而言，在注蒸汽開發(fā)過程中，油藏頂?shù)咨w層的熱損失較大，傳熱和熱損失等的計(jì)算誤差也較大。理想的熱量傳播深度應(yīng)為升溫幅度等于0 時(shí)的深度，因此實(shí)際范圍均大于該假設(shè)?；谏鲜稣J(rèn)識，開展了基于非穩(wěn)態(tài)傳熱的蒸汽腔外圍地層熱量傳播深度的推導(dǎo)。首先，根據(jù)熱力學(xué)原理，蒸汽腔外圍地層任一微元體溫度變化均滿足傅立葉熱傳導(dǎo)微分方程

式中：x，y，z為3 個方向的傳熱距離，m；當(dāng)時(shí)，為非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)過程。式中y，z方向平行蒸汽腔界面，可以省略。再引入新變量消元并求解，得到上式通解為

式中：C0，C1均為一元二階微分方程積分產(chǎn)生的系數(shù)。因蒸汽接觸地層巖石后，發(fā)生相變，釋放大量相變熱焓，所以在蒸汽腔界面的蒸汽一側(cè)可認(rèn)為熱阻為0，而蒸汽腔界面地層一側(cè)以熱傳導(dǎo)為主并輔以少量熱對流，且存在一定熱阻，滿足Bi＞1，則內(nèi)邊界條件為x=0 時(shí)，t=ts，相當(dāng)于時(shí)，t=ts，代入式（3）可得

因積分部分為單調(diào)函數(shù)，引入變量C2，且滿足

即溫度場傳播深度可表示為

設(shè)原始地層溫度為tR，則外邊界條件可表示為

將式（7）的外邊界條件，代入式（4），解得C1

將式（8）代入式（4），得到一維非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)溫度場

式中：C2為計(jì)算過程中產(chǎn)生的系數(shù)。

與以往的非穩(wěn)態(tài)傳熱溫度場解析解進(jìn)行對比表明，本次研究設(shè)定的溫度傳播深度為，而確定溫度傳播深度的關(guān)鍵在于確定C2的取值。首先對式（9）中自變量x求偏導(dǎo)，得到溫度梯度表達(dá)式

在傳熱界面處（即x=0），根據(jù)傅里葉定律，對時(shí)間域［0，τ］區(qū)間積分，得到單位面積蒸汽腔界面累積吸熱與時(shí)間的關(guān)系為

式中：ψ為單位面積累積吸熱量，J/m2；λ為導(dǎo)熱系數(shù)，J/（m·d·℃）。根據(jù)式（9），在空間域區(qū)間積分，得到單位面積上覆地層接觸蒸汽腔后溫度場中累積存儲的熱量

式中：ψ'為單位面積累積存儲熱量，J/m2；C為地層比熱容，J/（kg·℃）；ρ為地層密度，kg/m3；根據(jù)能量守恒原理，式（11）與式（12）相等，化簡得到

根據(jù)地層不同的熱擴(kuò)散率α，通過求解式（13），即可得到C2的值。以風(fēng)城超稠油儲層及下伏地層熱擴(kuò)散率均等于7.287×10-7m2/s，上覆地層熱擴(kuò)散率等于4.828×10-7m2/s 為例，在不同加熱時(shí)間，C2取值如表1 所列。與以往的傳熱解析公式不同，本次研究中的取值不是一個定值。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)SAGD 上覆地層傳熱時(shí)間與系數(shù)C2取值關(guān)系Table 1 Relationship of heat transfer time and calculated C2 value for SAGD overlying layers of Zhong 32 well area in Fengcheng oilfield，Junggar Basin

不同油層厚度和泄油范圍的SAGD 開發(fā)時(shí)間不同，平均需要7～15 a，取值為5.4～5.6。將的值代入式（9），得到適用于SAGD 開發(fā)的非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)儲層溫度場解析公式

結(jié)合式（11），可建立傳熱深度與單位面積累積傳熱量的關(guān)系式

3 蒸汽腔上升及橫向擴(kuò)展階段生產(chǎn)指標(biāo)解析模型

3.1 產(chǎn)油量計(jì)算模型

因Butler 考慮邊界產(chǎn)量模型計(jì)算準(zhǔn)確度較高［6］，所以采用Butler 考慮邊界產(chǎn)量模型［20］，蒸汽腔上升階段產(chǎn)量計(jì)算公式為

蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段產(chǎn)量計(jì)算公式為

式中：qo為每秒產(chǎn)油量，m3；L為水平段長度，m；k為油層垂向滲透率，mD；αo為油層熱擴(kuò)散率，m2/s；φ為油層孔隙度，%；ρo為原油密度，kg/m3；Δso為汽腔內(nèi)部含油飽和度下降量，%；h為油層厚度，m；μso蒸汽腔溫度條件下的原油黏度，mPa·s；A為水平井到井組邊界距離，m；g為重力加速度，m/s2；m為經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，一般為3～5。

3.2 產(chǎn)水量計(jì)算模型

SAGD 產(chǎn)水量主要源于加熱油層冷凝水、上覆地層冷凝水、下伏地層冷凝水、一定干度蒸汽的自帶液相等的量之和。

（1）加熱油層蒸汽冷凝水量qw1

產(chǎn)出的原油體積由蒸汽腔占據(jù)，可得出加熱油層蒸汽冷凝水量與產(chǎn)量的關(guān)系

式中：qw1為加熱油層蒸汽每秒冷凝水量，m3；H`為水蒸汽相變熱焓，J/t；ρ為油層含流體巖石密度，kg/m3；Co為油層含流體巖石比熱容，J/（kg·℃）。

（2）上覆地層散熱形成蒸汽冷凝水量qw2

式中：qw2為上覆地層散熱每秒形成蒸汽冷凝水量，m3；τ2為蒸汽腔擴(kuò)展到邊的時(shí)間，s。

（3）下伏地層散熱形成的蒸汽冷凝水量qw3

在蒸汽腔下伏地層，熱量同樣以非穩(wěn)態(tài)形式向下傳導(dǎo)。與上覆地層不同的是，下伏地層溫度場不斷向下傳播的同時(shí)，蒸汽腔界面也在向下移動，且滿足蒸汽腔界面溫度始終為ts，溫度場外邊界溫度始終為tR，即通過刻畫下伏地層剖面溫度場傳播深度，可計(jì)算出下伏地層每個微元面下方存儲的熱量。在τi時(shí)刻，橫向距離為，傳熱深度可表示為溫度場傳熱距離與τi時(shí)刻蒸汽腔界面深度的差

式中：N(τ)為時(shí)刻的累積產(chǎn)油量，m3；N(τi)為時(shí)刻的累積產(chǎn)油量，m3；max[x(τi)]為τi時(shí)刻蒸汽腔橫向擴(kuò)展的位置在τ時(shí)刻的最大傳熱深度，m。

根據(jù)式（15）得到的任意τ時(shí)刻下伏地層的累積存熱量，再除以蒸汽相變熱焓，得到任意τ時(shí)刻下伏地層的累積產(chǎn)水量

式中：qw3為下伏地層散熱每秒形成的蒸汽冷凝水量，m3。對式（21）的時(shí)間求導(dǎo)，得到下伏地層產(chǎn)水量qw3，因該部分計(jì)算較為復(fù)雜，可以借助計(jì)算機(jī)編程實(shí)現(xiàn)。

（4）總產(chǎn)水量qw

蒸汽自帶液相組分qw4只與蒸汽干度X相關(guān)，通過換算，得到總產(chǎn)水量

式中：qw4為每秒蒸汽自帶液相組分，m3；qw為每秒總產(chǎn)水量，m3；X為蒸汽干度，是氣相質(zhì)量與濕蒸汽總質(zhì)量的比值。

3.3 蒸汽熱利用率與油汽比計(jì)算模型

根據(jù)式（16）、式（17），可以求出蒸汽腔擴(kuò)展至邊界的時(shí)間為τ2，對產(chǎn)水量在時(shí)間［0，τ2］區(qū)間積分，得到蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段累積產(chǎn)水量

式中：qw橫向?yàn)檎羝粰M向擴(kuò)展階段累積產(chǎn)水量，m3。則蒸汽腔上升及橫向擴(kuò)展階段的蒸汽熱利用率（加熱油層熱量與消耗蒸汽總熱量的比值）為

式中：η橫向?yàn)檎羝粰M向擴(kuò)展階段蒸汽熱利用率。SAGD 蒸汽腔上升及橫向擴(kuò)展階段，累積體積油汽比為

式中：Ros橫向?yàn)檎羝粰M向擴(kuò)展階段的累積體積油汽比。

4 蒸汽腔下壓階段生產(chǎn)指標(biāo)解析模型

4.1 產(chǎn)油量計(jì)算模型

當(dāng)生產(chǎn)時(shí)間大于τ2時(shí)，蒸汽腔下壓，產(chǎn)量下降，產(chǎn)量計(jì)算仍然采用Butler（考慮邊界）模型。

4.2 產(chǎn)水量計(jì)算模型

（1）上覆地層熱損失產(chǎn)生的蒸汽冷凝水量qw2

（2）下伏地層熱損失產(chǎn)生的蒸汽冷凝水量qw3

對式（27）的時(shí)間求導(dǎo)，可以得到下伏地層產(chǎn)水量變化qw3，同樣這部分也需要借助計(jì)算機(jī)編程實(shí)現(xiàn)，總產(chǎn)水量計(jì)算方法同式（22）。

4.3 蒸汽熱利用率與油汽比計(jì)算模型

根據(jù)上文公式可得下壓階段的蒸汽熱利用率為

式中：η下壓為蒸汽腔下壓階段蒸汽熱利用率；τc為達(dá)到廢棄產(chǎn)量的時(shí)間，s。換算得到下壓階段的油汽比為

式中：Ros下壓為蒸汽腔下壓階段累積體積油汽比。

5 編程與實(shí)例應(yīng)用

5.1 程序設(shè)計(jì)

使用Visual Studio 程序編程，實(shí)現(xiàn)了23 種可變參數(shù)的輸入，以及產(chǎn)油量、累積產(chǎn)油量、油層產(chǎn)水量、上覆地層產(chǎn)水量、下伏地層產(chǎn)水量、蒸汽自帶液相水量、總產(chǎn)水量、含水率、體積油汽比、累積體積油汽比、累積采出程度以及下伏地層傳熱深度剖面共12 項(xiàng)結(jié)果的輸出。

5.2 模型驗(yàn)證

利用準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)典型SAGD 井組A 進(jìn)行驗(yàn)證，該井組注汽井上方油層有效厚度為11 m，于2015 年10 月進(jìn)入SAGD 生產(chǎn)階段。將井組儲層參數(shù)計(jì)算的瞬時(shí)油汽比、含水率曲線（圖3）與現(xiàn)場實(shí)際的瞬時(shí)油汽比、含水率數(shù)據(jù)對比可見，本模型的計(jì)算結(jié)果整體符合率大于95%；產(chǎn)油與產(chǎn)水的現(xiàn)場符合率均大于90%，表明模型計(jì)算精度可靠，可用于現(xiàn)場快速計(jì)算。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)SAGD 井組A 實(shí)測油汽比、含水率與解析計(jì)算結(jié)果對比Fig.3 Comparison betwen measured and analytical oil-steam ratio and water cut values of SAGD well group A of Zhong 32 well area in Fengcheng oilfield，Junggar Basin

5.3 模型應(yīng)用

利用本文解析軟件，對準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)油藏SAGD 開發(fā)區(qū)進(jìn)行快速計(jì)算，油藏相關(guān)參數(shù)如表2 所列。

表2 準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)SAGD 開發(fā)區(qū)油藏相關(guān)參數(shù)Table 2 Reservoir parameters of SAGD deployment area of Zhong 32 well area in Fengcheng oilfield，Junggar Basin

將以上參數(shù)輸入該程序，設(shè)置廢棄產(chǎn)量為5 m3/d，得到不同厚度油層下井組全生命周期上覆地層、下伏地層、油層熱損失和累積蒸汽熱利用率等關(guān)系曲線。

（1）不同厚度油層蓋層熱損失

油層厚度越大，蓋層熱損失越小，熱損失速率的上升時(shí)間越晚，表明厚度越大，蒸汽腔抬升并達(dá)到油層頂部的時(shí)間越長；同時(shí)，油層厚度越大，油層內(nèi)的蓄熱效應(yīng)越明顯，蓋層的熱損失相對量越?。▓D4）。

圖4 不同油層厚度的SAGD 井組單位水平段長度的蓋層熱損失曲線Fig.4 Overburden heat loss curves per unit SAGDhorizontal length under different net pay thickness

（2）不同厚度油層的下伏地層熱損失

隨著SAGD 蒸汽腔熱場的建立和不斷拓展，下伏地層熱損失也逐漸增大，當(dāng)蒸汽腔橫向擴(kuò)展并逐漸下降時(shí)，油層厚度越大，下伏地層的熱損失量越小，表明更多的蒸汽用于加熱油層（圖5）。同時(shí)，與蓋層熱損失曲線相比，存在明顯的區(qū)別，即下伏地層初期熱損失上升較快，而蓋層的熱損失則經(jīng)歷了一段低值期，原因在于生產(chǎn)井位于油層底部，注汽井距離生產(chǎn)井僅5 m，因此初期的蒸汽腔熱場對基底及下伏地層的熱影響程度更大，隨著蒸汽腔向上抬升，蓋層的熱損失逐漸大于底部。

圖5 不同油層厚度的SAGD 井組下伏地層熱損失曲線Fig.5 Underburden heat loss curves per unit SAGD horizontal length under different net pay thickness

（3）不同厚度油層的蒸汽熱利用率（瞬時(shí)）

隨著蒸汽前緣不斷向頂?shù)咨w層推進(jìn)，蒸汽向頂?shù)咨w層的熱損失逐漸變大，注蒸汽SAGD 越往后，蒸汽的熱利用率越低。從瞬時(shí)熱利用率曲線可見（圖6），在注蒸汽開發(fā)末期，熱利用率下降到10%以下，即注入蒸汽的熱焓速率僅略大于向頂?shù)咨w層的熱損失速率。且油層越薄，相同時(shí)刻蒸汽的熱利用率越低，表明薄層注蒸汽向頂?shù)咨w層的熱損失相對比例越大。

圖6 不同油層厚度的SAGD 井組蒸汽瞬時(shí)熱利用率曲線Fig.6 Steam heat utilization ratio curves of SAGD well group under different net pay thickness

（4）不同厚度油層的累積油汽比

在SAGD 注蒸汽早期，蒸汽腔主要處于上升階段，頂?shù)咨w層的熱損失并不明顯，不同油層厚度的注蒸汽油汽比均超過0.4，即50 m3蒸汽能夠采出20 m3以上原油，隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，薄層油汽比迅速下降，油層厚度11 m 時(shí)對應(yīng)最終油汽比僅為0.145，而厚度為19 m 的油層油汽比能達(dá)到0.185，差異明顯（圖7）。油汽比的差異主要原因在于蒸汽熱利用率的差異，厚層蒸汽的熱利用率高，更多的蒸汽用于加熱和驅(qū)動原油，因此產(chǎn)量和油汽比也更高。

圖7 不同油層厚度的SAGD 井組累積油汽比曲線Fig.7 Cumulative oil-steam ratio curves of SAGD well group under different net pay thickness

（5）不同厚度油層SAGD 綜合開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

根據(jù)本文推導(dǎo)的SAGD 關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)參數(shù)計(jì)算模型，設(shè)定有效厚度為10～26 m，廢棄產(chǎn)量為5 m3/d 時(shí)，計(jì)算得到油層在不同有效厚度條件下的SAGD 綜合開發(fā)指標(biāo)數(shù)據(jù)（圖8）?？梢钥闯觯诰|(zhì)油藏條件下，盡管油層厚度對到達(dá)廢棄產(chǎn)量時(shí)的最終采收率影響較小，但對平均產(chǎn)量、蒸汽熱利用率、累積油汽比的影響較大。厚度從10 m 提高到26 m，平均日產(chǎn)油從11.1 t 提高到16.9 t，油汽比從0.14 提高到0.22，蒸汽熱利用率從31.6% 提高到50.0%。根據(jù)加拿大SAGD 開發(fā)實(shí)踐［21］，SAGD 開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益對于蒸汽熱利用率的下限為35%，對應(yīng)到風(fēng)城油藏條件下的有效厚度應(yīng)大于12 m。

圖8 不同厚度的SAGD 井組綜合開發(fā)指標(biāo)預(yù)測Fig.8 Systematic SAGD production performance parameters prediction under different net pay thickness

6 結(jié)論

（1）在上覆與下伏地層非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)解析解基礎(chǔ)上建立SAGD 蒸汽腔上升及橫向擴(kuò)展階段以及蒸汽腔下壓階段的油層蒸汽冷凝水量、上覆地層散熱形成蒸汽冷凝水量、下伏地層散熱形成的蒸汽冷凝水量解析解，并結(jié)合Butler產(chǎn)油量解析公式，推導(dǎo)建立了基于非穩(wěn)態(tài)傳熱的產(chǎn)水量、蒸汽熱利用率、油汽比等關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)計(jì)算模型。

（2）克服了以往的非穩(wěn)態(tài)傳熱解析求解難題，將共計(jì)23 種地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)、熱力學(xué)參數(shù)、開發(fā)參數(shù)集成輸入，實(shí)現(xiàn)了對蒸汽熱利用率、上覆地層熱損失、下伏地層熱損失、油汽比、采收率、日產(chǎn)油等關(guān)鍵指標(biāo)參數(shù)的快速解析求解。此外，還實(shí)現(xiàn)了對飽和度、地層溫度、油層導(dǎo)熱系數(shù)、地層導(dǎo)熱系數(shù)、水平段長度、水平井排距、蒸汽干度等19 種參數(shù)的聯(lián)合分析。

（3）利用準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)典型SAGD 井組A，進(jìn)行了生產(chǎn)油汽比的實(shí)測與解析計(jì)算結(jié)果對比，生產(chǎn)6.4 a 符合率達(dá)到95%以上，表明本文解析算法精度較高，可用于生產(chǎn)預(yù)測。

（4）準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城油田重32 井區(qū)SAGD 開發(fā)區(qū)不同油層厚度的計(jì)算結(jié)果表明，SAGD 開發(fā)過程中，蒸汽腔接觸上覆地層后形成非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)，在蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段上覆地層熱損失逐漸增加，在汽腔下壓階段熱損失逐漸減少；下伏地層具有隨汽腔形態(tài)和位置變化而變化的非穩(wěn)態(tài)熱傳導(dǎo)特征，下伏地層熱損失在蒸汽腔擴(kuò)展階段隨下伏地層與蒸汽腔的接觸面積增加而持續(xù)增加。薄層油藏頂?shù)咨w層的熱損失大，熱利用率大于35%的油層有效厚度應(yīng)大于12 m。