斯 伦 贝 谢

油田新技术

油田新

技术

斯伦贝谢

2014年夏季刊

内部资料　仅供赠阅

蒸汽辅助重力泄油

科学钻探

陆上地震勘探

改进PDC钻头

2014 年夏季刊　（内部资料　仅供赠阅）

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的专家以及来自石油院校，研究机构以及其他相关企业的资深从业人员。任何转载或者刊登事宜，请联系斯

伦贝谢中国公司市场部 (marketingcha@slb.com)。

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测量套管腐蚀以延长使用寿命

天然裂缝性碳酸盐储层的增产技术

构造导向一通向高产能之路

全方位海上地震成像技术进展

电缆地层测试技术新进展

非常规油气储层的多级压裂增产技术

1

近年来，由于非常规资源开发的技术创新，油气行业的经济学家大幅上调

了全世界的剩余油可采储量。目前，作业者正在利用新技术等开发稠油油砂并

进一步推迟石油产量峰值到来的时间。

世界上的稠油油藏分布在全球 30 多

个国家，其储量与中东地区最大的常规油

田的储量相当。稠油油藏的钻探成本高昂

且难以开采，需要特殊的开采方法。浅层

未固结油砂的开发面临着井壁稳定性和定

向钻井方面的挑战。许多稠油的生产策略

要求使用热采方法，因而其油气井完井设

计必须能够承受高温环境。稠油和沥青在

环境温度条件下粘度较高，难以在油藏岩

石中流动。因此，在 SAGD 开采中，用于

开采和处理原油所耗费的能量可高达可采

稠油总能量的 40%[1]。

为应对这些挑战，工程师已经开发

了多种技术和开采方法，包括水平井结合

化学驱或水驱法以及人工举升和原地加热

法。利用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）工

艺，加拿大西部地区油砂矿的作业者正在

对超稠油和沥青成功地进行商业开采。在

SAGD 方法中，同一垂直平面上布置有两

口平行的水平井。在 SAGD 作业期间，上

稠油热采新技术

Farrukh Akram Terry Stone英格兰 Abingdon

William J. Bailey美国马萨诸塞州坎布里奇

Euan Forbes加拿大阿尔伯塔省卡尔加里

Michael A. Freeman 美国得克萨斯州休斯敦

David H.-S. Law 阿尔伯塔省埃德蒙顿

Glenn Woiceshyn Absolute 完井技术公司

阿尔伯塔省卡尔加里

K.C. YeungBrion 能源公司

阿尔伯塔省卡尔加里

《油田新技术》，2014 年夏季刊：26 卷，第 2 期。

© 2014 斯伦贝谢版权所有。

在编写本文过程中得到了以下人员的帮助，谨表谢意：卡

尔 加 里 的 Marty Chisholm；休 斯 敦 的 Adrian Francis和 Basim Abd Hameed Moustafa；美 国 得 克 萨 斯 州

Rosharon 的 Joseph Hayes，以 及 得 克 萨 斯 州 Katy 的

Herb Illfelder。

ECLIPSE，Hotl ineSA3，Merak，Petre l，RADAR，

ThermaSTONE，VISAGE 和 Vx 等是斯伦贝谢公司的商标。

FluxRite，MeshFlux 和 MeshRite 等 是 Absolute 完 井 技

术公司的商标。

SAGDRIL 是 M-I 有限公司的商标。

1. 稠油是指等于或小于22.3度API的原油。超稠油是指

密度大于水、API度小于等于10、在油藏条件下粘度

小于10000 cP（10000 mPa.s）的原油，当粘度大于

10000 cP时则称为沥青。 更多有关稠油的信息，参见Alboudwarej H，Felix

J，Taylor S，Badry R，Bremner C，Brough B，

Skeates C，Baker A，Palmer D，Pattison K，

Beshry M，Krawchuk P，Brown G，Calvo R，

CańasTriana JA，Hathcock R，Koerner K，

Hughes T，Kundu D，López de Cárdenas J和West C：“Highlighting Heavy Oil”，《油田新技术》，18卷，第2期（2006年夏季刊）：34–53。

粘度是流体流动阻力的一个量度，大小为剪切应力与

剪切速率的比值。密度为单位体积的质量。尽管密度

可能随温度稍有变化，但粘度随着温度的增加会大幅

减低。

^ 蒸汽腔。为在 SAGD 作业过程中形成一个蒸汽腔，作业者通过水平井向

地层注入蒸汽，蒸汽腔在注蒸汽井周围和上部扩展开来。在蒸汽腔的边缘，

加热的沥青和蒸汽冷凝水在重力的作用下流向生产井井筒。理想情况下，生

产井平行位于注蒸汽井下方，并在地层底部上方数米。（根据 Gates 等人的

资料修改，参考文献 17）。

4 油田新技术

部的水平井内注入蒸汽，蒸汽被压入地层

形成一个受蒸汽影响的区域，称为蒸汽腔。

随着蒸汽腔向上和横向扩展，位于蒸汽 /

油前缘的原油粘度降低，原油的流动性变

得更好。受重力影响，原油和冷凝蒸汽混

合物沿着蒸汽 / 油边界流向下方的水平井

井筒，然后可将其泵采至地面（前一页图）。

高温会降低流体粘度（右图）。然而，

向地层中均匀地注蒸汽非常困难。低粘度

原油比高粘度原油在地层中流动的快，所

以注蒸汽不均匀会造成粘性指进效应。蒸

汽腔沿 SAGD 双水平井方向的不均匀扩展

会使得大量原油残留在油藏中 [2]。因此， ^ 稠油粘度与温度的关系。对于两种从世界不同地区油田中获取的稠油样

品（蓝色和红色），其粘度都随温度的增加而降低。

cP

°C

10,000,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

1,000,000

100,000

10,000

1,000

100

10

0.1

1

52014 年夏季刊

采油工程师必须控制地层流体向生产井中

的流动—主要通过控制蒸汽注入来实现。

为达到上述目的，采油工程师必须了解地

层地质和渗透率非均质特性。

本文介绍了 SAGD 作业者在优化稠油

生产时采用的一些工具和方法。通过对加

拿大（当今在 SAGD 项目上取得商业成功

的国家之一）的案例分析，介绍了这些创

新应用及其对沥青和超稠油生产的影响。

在什么位置钻井

大多数提高采收率（EOR）项目的商

业化成功与否都取决于注入流体对地层中

原油的驱替效率。对于 SAGD 来说，驱替

作用发生在不断膨胀的蒸汽腔前缘区域。

在该区域，蒸汽加热沥青增加其流动性。

可流动的原油和冷凝蒸汽在重力作用下流

向生产井 [3]。只有当最初油藏中原油相对

不流动而在垂向上形成蒸汽指进阻力时，

才会形成均匀的蒸汽腔。

适合 SAGD 方法开采的油藏必须满

足某些最低要求（左图）。理想情况下，

SAGD 开采的候选油藏最好没有横向延伸

分布的页岩隔层，这些隔层可能会妨碍蒸

汽腔的扩展或均匀性。SAGD 油藏的高渗

层应尽可能的少。同时，产层厚度应大于

15 m（50 ft），从而满足蒸汽腔扩展的空

间要求。此外，地层上部应有非渗透层或

盖层来封闭地层。这些条件可通过垂直先

导井、测井、地层测试、地震数据和岩心

等典型的油气勘探方法得以确定。

高渗透层，如油层下部的含水层或上

部的气层，都会影响蒸汽腔的驱替效果。

高渗透气层会降低蒸汽腔的热效率。同时，

加热后的可流动原油可能更易绕开生产井

而流向底部的含水高渗层。

大多数油气层有一个不可或缺的要

素，即油气层上部必须有非渗透层将含油

气层与周围地层隔离开来。这些隔离层将

油气圈闭，从而形成油气藏。在油气生产

过程中，这些隔离层可确保油气流向生产

井而避免流入附近地层 [4]。

然而，在 SAGD 井中，盖层持续受注

入蒸汽的影响，可能会引起复杂的热力和

水力效应。因此，工程师在设计 SAGD 井

时必须对盖层进行分析，以确定热力和水

力效应是否或如何改变原地应力、岩石强

度或裂缝系统等关键岩石参数，进而确定

最大安全作业压力，确保任何影响都不会

破坏盖层的密封性 [5]。

如何钻井

作业者确定利用 SAGD 方法进行开

采的候选油砂地层后，工程师一般会在一

个井场上打多对水平井（一口生产井和一

口注蒸汽井）。每口井的测深为 1400—

1600 米（4600—5200 英 尺）， 产 层 内

的水平段长度为 800—1200 米（2600—

3900 英尺）。根据作业者的规范和要求，

生产井应尽可能靠近产层底部上方，注蒸

汽井平行置于生产井上方 5—6 米（16—

20 英尺）处，且注蒸汽井偏离生产井垂直

面的距离不得超过 2 米（6 英尺）。两口

井水平段的间距对确保最大采收率和效率

至关重要。如果两口井的水平段间距过小，

蒸汽则常常只波及到生产井的跟部，导致

采收率、产量以及资产经济效益的降低。

而若间距过大，则生产井投产时间会延迟

数月，并会形成一个巨大的蒸汽腔。

首先，利用常规定向钻井和随钻测量

工具钻一口生产井。然后，利用常规定向

钻井工具钻进注蒸汽井，直至两口井井眼

轨迹接近相交。此时，注蒸汽井和生产井

相距一般为 10 米（33 英尺），而注蒸汽

井距产层着陆位置一般为 120 至 150 米

（390 至 490 英尺）。注蒸汽井接近生产

井的套管时会造成磁场干扰，进而会导致

常规随钻磁测量仪器的测量结果不准确。

利用磁测量确定一口井相对另一口井

的距离被称为磁测距，该方法常用来钻进

相交井，如用来钻救援井（下一页，右上图）[6]。在磁干扰位置，司钻可能会利用主动

测距方法。主动测距需要利用连续油管或

电缆爬行器来传送磁源。当随钻测量工具

传感器组件与磁源接近垂直时，磁源被激

活，随钻测量传感器开始测量。技术人员

根据测量结果可计算出两个井筒之间的空

间关系。确定了注蒸汽井的位置后，将磁

源传送到生产井中下一个预先设定的深度，

然后继续钻进注蒸汽井，重复此步骤直至

完成钻井。

^ 条件较差的 SAGD 候选油藏。为确保利用

SAGD 方法开采油砂取得成功，油砂层中不得

有页岩隔层或透镜体（上），否则可能会阻碍

蒸汽腔的扩展或影响蒸汽腔的均匀性。油砂层

中也不得有高渗层（中）。高渗层可能会影响

热效率或使得蒸汽腔远离生产井。同时，油砂

必须满足产层的最小厚度要求（下），为有效

蒸汽腔的扩展提供空间。

6 油田新技术

除主动磁源方法外，工程师还可在

第一口井内使用预磁化套管作为被动磁源

（右下图）。如此以来，司钻不必再同时

施工两口井，也不必再使用爬行器或连续

油管来传送磁源。同时，工程师还可在钻

井过程中使用标准定向钻井方法来获得准

确的实时测量 [7]。

斯伦贝谢公司已开发出 RADAR 钻井

实时分析和先进测距工具，能够帮助作业

者准确地测定两口井的相对位置。RADAR

服务是一套软件程序，能够帮助在已有水

平井上 5 至 6 米处平行钻进第二口水平井，

其精度达到每千米（0.6 英里）1 米（3 英

尺）误差的水平。与其他服务不同的是，

RADAR 服务可利用重力随钻测量工具在

磁场环境复杂的区域测定方位变化。当

磁场干扰导致常规随钻测量工具不可使用

时，该服务可用来替代常规随钻测量工具。

^ 井筒相对位置测量。注蒸汽井和生产井的间距为两口井水平段之间的相对距离，两者间距对

SAGD 开采方法的成功与否至关重要。两口井之间的相对位置关系通常表示为带有目标框（红色）

的靶心，而钻进的注蒸汽井的相对位置被表示为方框内一系列的点—代表测量点。在这种表达方式

中，大多数最新测量的点为绿色点。测量内容包括以下参数：工具面相对目标的夹角—沿顺时针方

向测得的注蒸汽井与生产井之间的夹角；距离—两口井之间的径向间距；右边—注蒸汽井相对生产

井垂面的水平位移；高边—注蒸汽井相对生产井水平面的垂直位移。传感器的测量深度为井的测深。

垂深为注蒸汽井在测点处的真垂直深度。此外，在测点处还会测量倾角和方位角。

168.85°

5.11 m

–0.99 m

5.01 m

1,221.22 m

477.04 m

90.00°

211.45°

10

10

0

0°

180°

270° 90°

^ 预磁化套管模式。制造商会以一种特定的模式预磁化生产井套管，使其磁场强度最大化。一系列

相对的磁极组合使得磁场远离套管，从而增大了磁场作用距离，进而可准确进行测距。去磁效应或

去磁模式表示出磁通方向（黑色线），磁通量密度由颜色表示，品红色为最大密度而浅绿色表示最

小密度。可赋予套管的磁通量与套管中的金属量呈函数关系。套管的磁通量和所设计的磁性模式控

制着能够可靠进行测距的距离。（根据 Rennie 等人的资料改编，参考文献 7）。

2. 更多有关粘性指进的信息，参考：Homsy GM：

“Viscous Fingering in Porous Media”，Annual Review of FluidMechanics，19 卷（1987年1月）：

271–311。

3. 流度是渗透率与动态粘度的比值，是流体在地层中流

动难易程度的量度。由于流度与粘度成反比，增加温

度使得粘度降低，进而增加流度。

4. 更多有关断层和封闭构造的信息，参见：Cerveny K，

Davies R，Dudley G，Fox R，Kaufman P，Knipe R和Krantz B：“Reducing Uncertainty with Fault-Seal Analysis”，《油田新技术》，16卷，第4期，

（2004/2005冬季刊）：38–51。

5. Khan S，Han H，Ansari S和Khosravi N：

“Geomechanical Modeling to Assess Caprock Integrity in Oil Sands”，发表在加拿大石油地质学家

协会、加拿大勘探地质学家协会和加拿大测井协会联

合年会上，卡尔加里，2011年5月9—12日。

6. Grills TL：“Magnetic Ranging Technologies for Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well Geometries—A Comparison of Technologies”，SPE/Petroleum Society of CIM/CHOA 79005，发表在 SPE国际热采作业和稠油研讨

会及国际水平井技术大会上，卡尔加里，2002年11月

4-7日。

Illfelder H，Forbes E，McElhinney G，Rennie A，

Schaepsmeyer H 和Krawchuk A：“A Systematic Approach for Wellbore Drilling and Placement of SAGD Well Pairs and Infill Wells”，WHOC论文11-503，发表在世界稠油大会上，加拿大阿尔伯塔省埃德

蒙顿，2011年3月14-17日。

7. Rennie A，McElhinney G，Illfelder H，Ceh L，

Schaepsmeyer H和Krawchuk A：“A Case Study of a New Technique for Drilling SAGD Twin Wells in Heavy Oil Reservoirs”，WHOC论文2008-395，发

表在世界稠油大会上，阿尔伯塔省埃德蒙顿，2008年

3月10–12日。

72014 年夏季刊

稠油油砂还会造成其他钻井问题。沥

青和地层砂粘在底部钻具组合上会增加钻

柱扭矩。此外，被携带到地面的沥青常常

会堵塞泥浆处理系统中的振动筛。而如果

地层砂和沥青分离，则砂粒可能会形成砂

床而堵塞返出管线。在泥浆体系中添加溶

剂可溶解沥青，但溶剂可能会造成严重的

井眼冲蚀 [8]。

为解决上述问题，斯伦贝谢旗下 M-I

SWACO 公司的研究人员研发出 SAGDRIL

水基钻井液。该钻井液体系含有的强亲水

剂可最大限度的减少钻头和钻柱上粘结的

砂粒并包裹在岩屑上，进而使得振动筛和

固控设备除砂和除岩屑过程更加容易。

热采方法还会面临层间隔离的挑战。

在 SAGD 作业过程中，井下温度通常高

达 275°C（530°F）。高温会造成套管膨

胀，从而增加作用在水泥环上的应力。为

减小水泥环受力并保持井筒完整性，用于

隔离地层的水泥的热膨胀系数必须与套管

由于蒸汽腔两侧受限，大部分膨胀作

用表现为上覆岩层的抬升。而上覆岩层的

抬升会导致盖层在水平方向上的扩张或延

伸。在注蒸汽井上方，水平方向上的扩张

会降低水平主压应力。若最小水平主应力

变为张力，则盖层会在张力作用下破裂。

水平张力沿蒸汽腔两侧向外作用会形成剪

切应力，若剪切应力超过地层剪切强度，

则会形成剪切裂缝。这些裂缝会成为增加

地层渗透率的通道，进而造成蒸汽腔内压

力和流体外泄 [10]。

盖层在整个项目周期内会多次受周

期性注蒸汽的影响，这是 SAGD 作业中

最令人担忧的问题。针对加拿大阿尔伯塔

Athabasca 油砂区的此类问题，为建立

盖层完整性并评估盖层对周期性热采的响

应，工程师利用声波测井数据、成像测井、

小型压裂测试、地层压力测量和岩心分析

数据建立了地质力学模型。所建立的模型

可供分析师评估注蒸汽产生的诱导应力和

岩石强度变化，并预测岩石的剪切和拉伸

破裂（左图）。

研究员分析了多种注蒸汽情形，并利

用 ECLIPSE 油藏模拟软件对温度（∆T）

和压力（∆P）的变化进行了模拟。相应的

应力、应变、孔隙度（∆Ф）和渗透率（∆k）

变化则利用 VISAGE 3D 有限元地质力学

模拟软件计算得出。之后，将计算出的孔

隙度（∆Ф）和渗透率（∆k）值代入油藏模

拟模型，计算出新的温度（∆T）和压力（∆P）

值。利用这些模型得出的新的原地应力和

应力路径（水平应力变化与孔隙压力变化

的比值）后，可根据各种破裂条件来预测

力学破裂的可能性和发生的位置 [11]。

热采油藏模拟

虽然 SAGD 方法在商业上取得成功已

有十余年，但在该方法应用的早期，作业

者有时会得到较低的采收率。造成这一现

象的一部分原因是业界规划人员在依据模

拟研究计算油藏对蒸汽的响应时假设油砂

地层为均质地层。虽然该假设在常规的提

高采收率（EOR）项目中已合理应用多年，

但会使得工程师错误地估计所需的蒸汽和

压力并过高地估计沥青油藏的可采储量。

相近。此外，水泥长时间处于高温环境下

时不能发生老化 [9]。

ThermaSTONE 热响应水泥是专门为

稠油和地热开采而设计的水泥。该水泥可

在较低温度下固化，能够承受高温，具有

适应性好、热稳定性高和热膨胀效率高的

特征。该水泥在蒸汽条件下可膨胀 2%，

且杨氏模量较低。在 344°C（651°F）条

件下的实验室测试中，有效性可保持六个

月。

地质力学和注蒸汽

向油砂地层中注入高压蒸汽不仅仅是

对套管和水泥极限的一种测试，还对油藏

模拟技术带来了挑战。高压蒸汽注入蒸汽

腔后造成孔隙压力和温度升高。孔隙压力

的升高会降低作用在岩石基质上的有效应

力—总应力减去孔隙压力。由于蒸汽孔隙

体积的增大和蒸汽腔的热膨胀作用，蒸汽

腔体积会膨胀或增大。

^ 模拟盖层破裂的可能性。在以 200 立方米 / 天（7000 立方英尺 / 天）的注蒸汽速率和 3 MPa（435

psi）的注入压力连续注蒸汽三年后，研究员通过耦合油藏模拟软件和地质力学模型来预测蒸汽压

力对盖层完整性的影响。蒸汽腔因受限制而主要向上膨胀，进而增加了蒸汽腔上部地层的热诱导水

平张力（蓝色）（左上），同时也增加了蒸汽腔两侧附近的垂向张力（蓝色）（左下）。在蒸汽腔

内部，蒸汽腔边缘的压力增加（黄色至红色）。虽然这种应力差异会产生剪切应力，但在以上两种

情况下盖层均保持了较好的完整性。为确定最大安全作业压力，研究员增大注入压力至 6 MPa （870

psi）—小于破裂压力 7.35 MPa（1070 psi）。三年后，最小有效水平压应力（右上）没有达到零

值（红色）；红色表示盖层出现拉伸破裂。然而，剪切破裂指数（右下）表明盖层已接近剪切破裂

（红色）。

3 MPa 6 MPa

3 MPa 6 MPa

– 0 + – 0 +

0– 0 +

8 油田新技术

当 SAGD 专家意识到油砂层在地质和

油藏性质上的巨大变化后，改变了上述作

业方法。利用最近在模拟方法和计算技术

上的改进，分析人员使用小尺寸的网格来

细化油藏的非均质性并可对整个油藏进行

模拟。此外，计算能力的提高使得工程师

可对多口井组成的 SAGD 井场进行模拟并

考虑邻井对对蒸汽腔的影响 [12]。

油藏模拟模型可用来确定各 SAGD 完

井方案对采油、蒸汽 / 油比（SOR）和项

目经济效益的影响 [13]。一项研究以位于加

拿大阿尔伯塔省的 Athabasca 油砂作为研

究对象，利用斯伦贝谢公司的 Petrel E&P

软件平台进行了静态模拟，并用 ECLIPSE

热采油藏模拟程序测试了这项被称为智能

或绿色完井策略产生的影响（上图）。

^ 三种 SAGD 完井方案的水平井段。对于常规 SAGD 完井方法（左），生产井和注蒸汽井均为下套管固井完井，生产井内油管下入到趾端，注蒸汽

井内油管下入到水平井段的中部。两口井的最后 610 米（1970 英尺）段，垂深约 1500 米（5100 英尺）以下井段均为射孔完井。对于智能 SAGD 完

井方法（中），两口井都进行下套管固井完井，且油管均下至两口井的趾端。控水防砂完井装置（ICD）和封隔器用来对注蒸汽井环空进行层段隔离。

两口井的水平井段只在厚度大于 5 米（16 英尺）的连续砂岩层段（蓝色和绿色）进行射孔完井。而厚度小于 5 米的连续砂岩层段（紫色）不进行射

孔。简单完井方法（右）对两口井的整个水平井段进行下套管固井和射孔完井，而油管只下入到两口井的跟部。（根据 Akram 的资料改编，参考文献

14）。

1,600

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MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m MD, m

SAGD SAGD SAGD

ICD

8. Freeman MA，Stoian A，Potapinski JW，Elias LC和Tetreault R：“Novel Drilling Fluid Eliminates Tar Problems Associated with Drilling SAGD Wells”，

SPE¬ 90986，发表在SPE年度技术大会暨展览会上，

休斯敦，2004年9月26–29日。

9. Tomilina EM，Chougnet-Sirapian A 和Aboutourkia W：“New Thermally Responsive Cement for Heavy Oil Wells”，SPE 157892，发表在SPE加拿大稠油会

议上，卡尔加里，2012年6月12–14日。

10. Collins PM，Carlson MR，Walters DA和Settari A：

“Geomechanical and Thermal Reservoir Simulation Demonstrates SAGD Enhancement Due to Shear Dilation”， SPE/ISRM 78237，发表在SPE与国际岩

石力学协会会议上，美国得克萨斯州Irving，2002年

10月20–23日。

11. Khan等，参考文献5。

更多有关盖层完整性的信息，参见：Khan S，Han H，Ansari S，Vishteh M和Khosravi N：“Caprock

Integrity Analysis in Thermal Operations：An Integrated Geomechanics Approach”，WHOC 11-609，发表在世界稠油大会上，阿尔伯塔省埃德蒙顿，

2011年3月14–17日。

12. Akram F：“Multimillion-Cell SAGD Models—

Opportunity for Detailed Field Analysis”，WHOC 11-534，发表在世界稠油大会上，阿尔伯塔省埃德蒙

顿，2011年3月14–17日。

更多有关通过全油田和热采模拟优化SAGD井对的

信息，参见：Akram F：“Multi-Million Cell SAGD Models—Opportunity for Detailed Field Analysis”，

SPE 11RCSC–SPE 145679，发表在SPE油藏表征与

模拟会议暨展览会上，阿联酋阿布扎比，2011年10月

9–11日。

13. SOR或蒸汽/油比是指开采单位体积的原油所需的蒸

汽体积。该比值通常用来衡量SAGD作业的效率，其

假定条件是SOR值越低，蒸汽效率越高，燃料成本越

低。

92014 年夏季刊

工程师利用耦合模型来确定油层中

的阻挡层位置对理想蒸汽流动的干扰，然

后对完井进行设计以使蒸汽向油层上方

流动并避开阻挡层。此外，工程师还利用

Merak Peep 计划、风险和储量软件对各

个技术方法的经济性进行了对比。

该研究对常规、智能和简易 SAGD

完井方法五年期内的结果进行了模拟和对

比，得到以下结论：

• 常规完井设计的蒸汽 / 油比最好，但高

资本投入和高作业费用导致其投资回报

率最低。

• 简单完井设计的采收率最大，但所用的

蒸汽和产出的水更多，产量的增加不能

抵消资本和作业费用的增加。

• 智能完井设计在稍微增加资本和降低作

业费用的条件下优化了蒸汽注入，进而

在三种完井方法中其净现值（NPV）最高。

该研究结果证明了对热采作业进行模

拟的价值以及利用蒸汽 / 油比（SOR）等

单一参数对 SAGD 项目进行评级的潜在缺

陷。模拟结果显示，常规完井的蒸汽 / 油

比（SOR）最低，简单完井的累计采油量

最高。然而，当将经济模型考虑进去时，

智能完井的总成本较低，作业者获得的投

资回报最高（左表）[14]。

生产优化

利用 SAGD 方法获得最优经济效益要

求蒸汽腔均衡扩展，即均衡的波及效果。

然而，沥青和蒸汽在双 SAGD 井之间的地

层中流动通常是不均匀的（下一页，右上

图）。油藏的非均质性造成蒸汽在油砂中

流动的不均匀并使得原油的流动性各不相

同，从而造成原油流动的不均匀。此外，

蒸汽还受页岩和泥岩岩层的阻挡而被分

流。以上影响造成 80% 的注入蒸汽沿着

阻力最小的通道从生产井的跟部流出，而

剩下全部蒸汽都几乎从生产井的趾部流出[15]。为利用控制蒸汽注入来提高注入蒸汽

推进的均匀性，作业者已实施了多种策略，

包括在生产井和注蒸汽井中下割缝衬管或

在其他防砂筛管内下双油管柱等（左图）。

对于安装双油管的注蒸汽井，一个

油管柱用来在水平段的跟部注蒸汽而另一

个油管柱用来在趾部注蒸汽。由于蒸汽沿

着整个注蒸汽井水平段通过割缝衬管进入

地层，原油则会从生产井的趾部和跟部两

部分进入生产油管。将注蒸汽点和采油点

分别设置在注蒸汽井和生产井水平段的两

端，两井之间的流动分布会更加均匀。

在加拿大西部实施的双油管 SAGD

完井通常还安装了气举工具以代替电潜泵

（ESP）来举升原油，但未安装井下控制

阀。双油管完井还可安装带有分布式温度

测量工具串或热电偶阵列的仪表化连续油

管。一项研究建议在每个注蒸汽油管柱上

安装比例 - 积分 - 微分（PID）反馈控制

装置来控制注蒸汽速率。PID 控制器对注

^ 三种完井策略的增产效果。三种完井设计五年的预测包括了套管、油管、射孔、ICD、封隔器、

水处理和循环利用的成本。对智能完井的财务分析表明，虽然简单完井方法获取的产量更高，但在

相同时期内智能完井比常规完井和简单完井方法获得的净现值（NPV）更高。

6.46

7.47

7.89

8.753

7.778

7.385

265

304

333

63.3

76.2

74.4

^ 控制水平井段的蒸汽注入和沥青开采。当作业者用多个油管柱和割缝衬管对 SAGD 注入井（右）

进行完井时，可将蒸汽（红色箭头）从注蒸汽井的趾部和跟部两处注入套管 - 油管环空中，从而使

得整个水平井段的注入剖面更均衡。双油管柱和割缝衬管完井的生产井（左）使得重力驱动的沥青

和蒸汽冷凝液（绿色箭头）更均匀地沿整个水平段进入油管 - 套管环空。比例 - 积分 - 微分反馈控

制器（未显示）通过生产井内仪表化的连续油管对注入蒸汽和产出液温差进行监测，并根据目标温

差调节注蒸汽速率。

10 油田新技术

入蒸汽和产出液温差进行监测，并通过调

节注蒸汽速率使得两者温差保持为一个特

定值 [16]。注入蒸汽和产出液之间的温差

是 SAGD 作业的一个关键控制参数。该

温差通常保持在 15°C 至 30°C（27°F 至

54°F）之间 [17]。随着油藏条件的变化，配

置 PID 控制器的双油管完井方式通过控制

注蒸汽速率保持温差为一个特定值，进而

提高蒸汽腔的均匀性。

旨在优化产量和净现值的后续研究检

验了 PID 控制器在双 SAGD 井中的应用。

研究者断定，控制器可快速调节注蒸汽速

率，从而获得并保持一个目标温差值，并

同时取得较好的蒸汽 - 油比。此外，由于

双 SAGD 井的跟部和趾部的目标过冷温差

值相同，PID 可能会提高整个双 SAGD 井

蒸汽腔波及的均匀性 [18]。

工程师还可将向井流动装置（ICD）

作为防砂筛管组合的一部分安装在注蒸汽

井或生产井或两口井中，从而使得蒸汽腔

扩展更加均匀。ICD 可改变沿井筒方向的

压力分布或流动。当作为注蒸汽井完井组

成部分时，ICD 可使得趾部至跟部的蒸汽

流动更加均匀。当作为生产井完井组成部

分时，ICD 可使得趾部至跟部的蒸汽 - 油

乳化液流动更加均匀，从而使得趾部至跟

部的温差值更加均衡（右图）。

^ 理想与实际的蒸汽腔。理想蒸汽腔（左）内的蒸汽沿注蒸汽井的水平段均匀分布，且均匀渗透到

地层并高效地驱替沥青至下部的生产井。而在实践中，若不进行干预，蒸汽腔极其不规则且驱替效

率极低（右）。

^ 跟趾效应。SAGD 作业注蒸汽后产生的蒸汽 - 油乳化液（蓝色）更易流向渗透率高的地层（通常

位于井的跟部（上），而非均衡地流入生产井的割缝衬管。防砂筛管组合内的控水防砂完井装置（ICD）

可均衡整个井筒中的压降，从而使得地层中乳化液的流动分布和整个水平生产管柱中的流动更加均

衡（下）。

14. Akram F：“Effects of Well Placement and Intelligent Completions on SAGD in a Full-Field Thermal-NumericalModel for Athabasca Oil Sands”，SPE/PS/CHOA 117704，发表在SPE国际热采作业与稠油

讨论会上，卡尔加里，2008年10月20–23日。

15. Banerjee S，Abdelfattah T和Nguyen H：“Benefits of Passive Inflow Control Devices in a SAGD Completion”，SPE 165478，发表在SPE加拿大稠

油会议上，卡尔加里，2013年6月11-13日。

16. Stone TW，Brown G，Guyaguler B，Bailey WJ和Law DH-S：“Practical Control of SAGD Wells with Dual Tubing Strings”，Journal of Canadian Petroleum Technology，53卷，第1期，（2014年1月）：32–47。

17. Gates ID，Kenny J，Hernandez-Hdez IL和Bunio GL：“Steam-Injection Strategy and Energetics of Steam-Assisted Gravity Drainage”，SPE/PS-CIM/CHOA 97742，发表在SPE国际热采作业与稠油讨论

会上，卡尔加里，2005年11月1-3日。

18. Stone TW和Bailey WJ：“Optimization of Subcool in SAGD Bitumen Processes”，WHOC 14-271，发表

在世界稠油大会上，新奥尔良，2014年3月5-7日。

112014 年夏季刊

基于喷嘴节流的控水防砂完井装置不

受流体粘度影响，其压降与喷嘴流速的平

方成正比，因而具有较强的蒸汽节流能力。

当液体接近 ICD 防砂筛管时会在阀门处发

生闪蒸或蒸发，从而在相同的压差下造成

流动阻力增加。因此，喷嘴在 SAGD 生产

井中起到自动调节阀的作用。这一过程阻

碍了蒸汽向生产井井筒的流动；若蒸汽进

入井筒，则流入速度会大大降低，从而避

免了对局部防砂筛管的损害—即“热点”。

因此，利用控水防砂系统对 SAGD 井进行

完井可提高蒸汽腔扩展的均匀性，且无需

另下入延伸到生产井趾部的油管柱 [19]。

斯伦贝谢公司的专家进行了双 SAGD

井井筒模拟，其中包括一口 ICD 完井的生

产井和一口双油管 PID 控制的注蒸汽井的

基础案例。最大蒸汽注入速率为 250 立方

米 / 天（8800 立方英尺 / 天）；目标温差

为 3°C（5.4°F）。在此项研究中，研究人

员使用了 FluxRite ICD—现称为 MeshFlux

ICD，该工具结合了 MeshRite 防砂技术和

喷嘴类 ICD。

生 产 井 内 ICD 的 14 米（46 英 尺）

长、7 英寸直径的基管上安装了防砂筛网，

ICD 喷嘴则装有一个 4.22 毫米（0.17 英寸）

的节流阀。两口双 SAGD 井的水平段长度

为 700 米（2290 英尺），垂向间距为 5

米（16 英尺）。模拟油藏的数据取自加拿

大阿尔伯塔省东北部的 McMurray 地层，

该地层含有高粘度的沥青且非均质性极高[20]。

该研究进行了四项模拟：

• 案例 1（基础案例），生产井跟部和趾

部中间的温度平均值利用一个温度分类

算法计算得出。

• 案例 2，生产井跟部和趾部中间的温度

平均值取所有流入温度的平均值。

• 案例 3，目标温差为 3°C 至 15°C。

• 案例 4，生产井为双油管完井。

该研究得出以下结论：带有 PID 控制

装置的双油管完井提高了蒸汽 / 油比和累

积产量。利用温度分类算法过滤掉低温可

改善温差计算结果；较低的温差使产量和

经济性都得到改善 [21]。利用 ICD 完井的生

产井比利用双油管完井的生产井的压力更

加稳定、生产更易控制且沿整个水平段的

生产分布更加均匀。

受 ICD 提升 SAGD 作业产量和效率

的鼓舞，Brion 能源公司的工程师实施了

一项初步研究，以定量确定以尾管形式安

装的 ICD 的潜在效益。工程师使用的油藏

模型以他们在 Mackay River 的商业项目

（MRCP）为基础，该项目实施地点位于

阿尔伯塔省 Fort McMurray 西北部 30 公

里（18.7 英里）处。最初的模型以理想条

件和一个完全均质的油藏为基础，因而未

能展示出 ICD 的优势。随后，初始模型被

新的模型替代。新的模型以相同油藏区域

内的最大预测值为依据，垂直于井眼轨迹

面上的油藏单元的绝对渗透率相应增大或

降低。

考虑到 ICD 中的防砂筛网的影响，尾

管直径由 85/8 英寸减小至 7 英寸。模拟

表明，尾管尺寸的变化对双 SAGD 井的蒸

汽 - 油比值和累计产量无影响。出于经济

和技术层面的考虑，团队选择在 95/8 英

寸套管内下入喷嘴型 ICD 并配套低剖面过

滤介质进行完井。

在该完井条件下，模拟表明，在生产

井中用 ICD 完井时累积产量增加，蒸汽 -

油比值降低。生产井所增加的效益大多集

中在最初两年。在最初两年的末期，尾管

内用 ICD 完井的生产井比对应的常规井累

积产量增加 12.2%；六年后，两者之间差

距降低至只有 2.5%。然而，蒸汽 - 油比

值在第二年末期相对降低 9.84%，而在第

六年末期相对降低 10.3%。公司认为，这

些效益满足进行下一步现场测试的要求。

在现场试验之前，公司进行了一个

更详细的动态模拟。模拟中使用了真实的

双 SAGD 井井眼轨迹并更新了油藏地质

模型。作业者首次计划在该油藏地质模型

中应用 ICD 完井方法。油藏模拟运行使用

Petrel 工作流，该工作流结合了 ECLIPSE

油藏模拟器和完全耦合的多段井模型。基

于多种喷嘴尺寸和井下压降条件下的模拟

结果，为确保井筒温差保持在 1°C（2°F），

作业者决定在生产井中的每个尾管短节中

安装两个 2.5 毫米的喷嘴。模拟结果显示，

当保持井内压降小于标准完井井筒压降的

70 kPa（10 psi）时，累积产量在第四年

可增加 34%，而在第十二年可增加 23%

（左上图）。

^ 控水防砂装置（ICD）完井的标准 SAGD 井的沥青产量。Brion 能源公司的模拟结果表明，配有

两个 ICD 装置（每个 ICD 装置中的每个油管短节都安装有 2.5 毫米的喷嘴）的 SAGD 生产井比基

础案例（标准割缝衬管完井的生产井）的累积产量（每条流量曲线下部的面积）高。对安装带有 2.5毫米喷嘴的 ICD 的生产井进行模拟时，模拟的压降（0，25，50，75 和 100 kPa）都小于标准双

SAGD 井的压降。（根据 Becerra 等人的资料改编，参考文献 22）。

120

100

80

60

40

20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 130

140

2.5 mm, 0 kPa

2.5 mm, 25 kPa [4 psi]

2.5 mm, 50 kPa [7 psi]

2.5 mm, 75 kPa [11 psi]

2.5 mm, 100 kPa [15 psi]

12 油田新技术

基于这些模拟结果以及 ICD 具有提高

SAGD 开发效果潜力的结论，Brion 能源

公司于 2013 年 10 月对第一对双 SAGD

井进行了 ICD 完井。第二对双 SAGD 井

计划于 2014 年用同样的方法进行完井。

蒸汽循环作业计划于 2015 年下半年实施

并于 2016 年上半年投产 [22]。

减轻负载

与所有油气生产作业一样，SAGD 作

业者一直在努力提高产量、降低成本并最

大限度地减低对环境的影响。对于 SAGD

井，注蒸汽在增加产量的同时也增加了成

本。在不进行机械干预的情况下，保持

SAGD 井的沥青产量需要持续增加注蒸汽

速率和压力，以补偿蒸汽腔的渗漏并辅助

油水乳化液举升到地面。SAGD 作业者了

解到上述注蒸汽速率和压力持续的增加不

具有可持续性，从而采用了人工举升方法。

作业者在加拿大西部油砂地区调研了

多种人工举升方法和工具，包括多相泵、

基本气举方法和电潜泵（ESP）。由于多

相泵和气举方法的成功率较小，作业者进

而决定应用电潜泵。工程师了解到，为保

持电潜泵的效率，必须控制电潜泵入口处

的温差。温差过低时，蒸汽会直接流入油

管柱，从而降低能量利用效率。若流入压

力低于规定的净吸入扬程，流入割缝衬管

内的蒸汽会造成尾管毁坏、出砂和电潜泵

的气蚀 [23]。

电潜泵在较浅的井中的性能一直都很

可靠，但当其处于井底高温环境或泵入口

含有水蒸气或蒸汽时，其寿命会大幅降低。

为避免此类问题的发生，制造电潜泵的材

料要比标准材料的耐热膨胀能力更强。马

达用油必须在高温条件下保持其绝缘能力

和润滑性能；马达电缆则必须能够承受高

温流体的持续浸泡。

为满足上述要求，斯伦贝谢和康菲

公司的工程师设计出了高温电潜泵，并在

阿尔伯塔省埃德蒙顿的 C-FER 技术实验

室的流动环路中进行了测试。利用该实验

室的设施，研究团队使用各种井下仪器来

监测新型电潜泵在高温环境下的性能（下

图）。REDA HotlineSA3 高 温 电 潜 泵 在

150°C 至 260°C（300°F 至 500°F）（该

温度为测试环路设计的最高温度限值）的

流体温度下无故障运行时间接近42天 [24]。

实时测量生产参数

随 着 经 验 的 不 断 积 累，SAGD 专 家

已大幅提高了稠油开采的产量并降低了成

本。为优化人工举升效率、调节注蒸汽速

率和压力以及测试和改良用于产量预测的

油藏模型，需要及时和精确的流量数据对

作业做进一步的精细调整。

由于产出液密度与水和油的密度差异

很小，因而难以利用基于重力的常规分离

系统来获取 SAGD 井的流量数据。另外，

SAGD 井具有流型不稳定、高温且含有乳

化泡沫油、硫化氢（H2S）和研磨性砂粒

的生产特点。

考虑到上述和其他可能导致失败因

素， 卡 尔 加 里 的 Suncor 能 源 公 司 和 斯

伦贝谢公司的工程师们认为，利用常规

生产监测方法监测流量满足不了 SAGD

井 优 化 的 要 求。2007 年， 通 过 在 一 个

SAGD 井中测试和验证一种多相流测量仪

（MPFM），工程师找到了能克服这些限

制的解决方案 [25]。

MPFM 基于 Vx 多相流试井技术研发

而来，后者最初由斯伦贝谢工程师针对深

水环境而研发的技术。Vx 系统包含一个仪

表化的文氏管和一个多能量组分测量仪，

可测量总流量和多相蒸汽流中的气、油和

水组分的流量（下一页，上图）[26]。

^ 为电潜泵（ESP）的高温测试安装测量仪。实验室测试时，通过在电潜泵上安装多种传感器，工

程师可检测电潜泵在高温环境下经常失效部位的表面和内部的温度及变化。（改编自 Noonan 等人

的资料，参考文献 24）

19. Stone TW，Law DH-S和Bailey WJ：“Control of Reservoir Heterogeneity in SAGD Bitumen Processes”，SPE 165388，发表在SPE加拿大稠油

会议上，卡尔加里，2013年6月11–13日。

更多有关控水防砂完井装置的信息，参见：Ellis T，Erkal A，Goh G，Jokela T，Kvernstuen S，

Leung E，Moen T，Porturas F，Skillingstad T，

Vorkinn PB和Raffn AG：“Inflow Control Devices—

Raising Profiles”，《油田新技术》，21卷，第4期，

（2009/2010年冬季刊）：30–37。

20. Stone 等人，参考文献19。

21. 温度分类算法取生产井中所有温度的平均值。若两个

半个井筒内的最低温度与最高温度差距很大且影响渗

透率的计算，则在取平均值时不计最低温度。

22. Becerra O，Kearl B和Sanwoolu A：“A Systematic Approach for Inflow Control Devices Testing in Mackay River SAGD Wells”，SPE 170055，发表在

SPE加拿大稠油会议上，卡尔加里，2014年6月10–12日。

23. Gaviria F，Santos R，Rivas O和Luy Y：“Pushing the Boundaries of Artificial Lift Applications：SAGD ESP Installations in Canada”，SPE 110103，发表

在SPE年度技术会议暨展览会上，美国加利福尼亚州

Anaheim，2007年11月11-14日。

液体流入泵叶轮时会产生压力降。净吸入扬程为泵在

吸入口处避免气蚀现象所需的最低压力。

24. Noonan SG，Dowling M，D’Ambrosio L和Klaczek W：“Getting Smarter and Hotter with ESPs for SAGD”，SPE 134528，发表在SPE年度技术会议暨

展览会上，意大利佛罗伦萨，2010年9月19-22日。

25. Pinguet B，Gaviria F，Kemp L，Graham J，

Coulter C和Perez-Damas C：“SAGD Real-Time Well Production Measurements Using a Nucleonic Multiphase Flowmeter：Successful Field Trial at Suncor Firebag”，WHOC论文 11-514，发表在世界

稠油大会上，阿尔伯塔省埃德蒙顿，2011年3月14-17日。

132014 年夏季刊

2009 年，在 2007 年测试结果的基础

上实施多项设计改进后，研究小组建议将

阿尔伯塔省东北部 Suncor Firebag 项目中

一个井场上的九口井内的居中测试分离器

更换为 Vx MPFM（下图）。除了能够利

用 MPFM 获取精确度更高的测量外，以上

措施还可在每口井 中进行连续流量测量。

而在原来的设计中，每个井场只有一个分

离器，工程师只能在短时间内进行间歇性

试井。

通过测量同一稳定流动期内的流量表

明，MPFM 和测试分离器的测试结果一致。

但研究人员发现，Vx 测量仪测得的水 / 流

体比（WLR）始终比测试分离器的测量结

果低。调查研究发现，测试分离器测量的

含水量较实际水平高而产油量较实际水平

低。更值得注意的是，Suncor 和斯伦贝谢

公司的研究团队通过一个三年期项目的实

施结果得出，Vx 技术具有较好的动态反应、

可重复性和更高的 SAGD 井流量测量精确

度，因而是一个很好的优化工具 [27]。

优化

SAGD 方法的应用需要密集的资本投

入，其中，蒸汽生产费用为作业成本中的

一大块。SAGD 工程师一直在努力通过实

时优化（RTO）来提高蒸汽沿双 SAGD 井

分布的均匀性。

然而，SAGD 作业非常复杂，需要监

测和控制多种参数。其中，最重要的参数

包括注蒸汽速率、温差和井下温度与压力[28]。此外，工程师通过结合多种信息源来

推导各个参数，从而进一步增加了 SAGD

作业实施实时优化措施的复杂性（下一页

表）[29]。虽然这些参数使得 SAGD 作业优

化变得困难，但参数的复杂性同时表示这

些作业是很好的实时优化方案的候选目标。

^ Vx 多相流试井技术。Vx 测量仪的测量无需流体分离或流量标定，也不

受泡沫或乳化液的影响。该测量仪无活动部件，且传感器不与流体直接接

触。绝对压力和压差的测量在文氏管喉道的同一位置进行。伽马射线从射

线源发射到探测器时，文氏管的核透明窗口使得硬件对射线的衰减几乎为

零。传感器处理和流量数据显示由流量计算机执行和提供。

^ Firebag 项目。位于阿尔伯塔省东北部的 Suncor Firebag 项目是进行 Vx 多相流测量仪测试的现

场。

Suncor FirebagSAGD

2000

0 200

26. 更多有关Vx技术的信息，参见：Atkinson I，

Theuveny B，Berard M，Conort G，Groves J，

Lowe T，McDiarmid A，Mehdizadeh P，Perciot P，Pinguet B，Smith G和Williamson KJ：“A New Horizon in Multiphase Flow Measurement”，《油

田新技术》，16卷，第4期，（2004/2005年冬季

刊）：52–63。

27. Pinguet B，Gaviria F，Kemp L，Graham J，

Coulder C，Damas C和Ben Relem K：“First Ever Complete Evaluation of a Multiphase Flow Meter in SAGD and Demonstration of the Performance Against Conventional Equipment”，发表在第28届

国际北海流动测量研讨会上，苏格兰St. Andrews，

2010年10月26-29日。

28. Gonzalez LE，Ficocelli P和Bostick T：“Real Time Optimization of SAGD Wells”， SPE 157923，发

表在SPE加拿大稠油会议上，卡尔加里，2012年6月

12-14日。

29. Mohajer M，Perez-Damas C，Berbin A和Al-kinani A：“An Integrated Framework for SAGD Real-Time Monitoring“，WHOC论文2009-390，发表在世界稠

油大会上，委内瑞拉Margarita Island，2009年11月

3-5日。

30. 更多有关DTS的信息，参见：Brown G：“Downhole Temperatures from Optical Fiber”，《油田新技

术》，20卷，第4期，（2008/2009年冬季刊）：

34–39。

31. Mohajer等人，参考文献29。

32. 加拿大石油生产者协会（CAPP）：“Crude Oil Forecast，Markets and Transportation”，卡尔加

里：CAPP，2013年6月。

14 油田新技术

利用光纤分布式温度传感器（DTS）

可获取实时优化（RTO）用到的最重要的

两个测量参数—沿水平井段的温度和压力

剖面 [30]。MPFM 则可获取另一项重要信

息—各个流相的实时地面流量。

对于实时优化（RTO），基本质量检

查通过软件去除负压力值以及极高和极低

温度值等明显错误的数据，从而得到上述

关键参数。然后，利用更严格的程序对参

数进行细化，确保所有参数遵循热动力定

律、具有实际物理意义且与系统之前的信

息保持一致。缺失或之前被剔除的数据则

由基于相关测量的估算值所代替。经快速

分析测量数据，在无明显关系的多维数据

集中确定出隐藏的相互关系或趋势。通常，

得出的关系足以描述几项参数得出的观测

数据的特征 [31]。

之后，通过对比油藏模型中实施的实

时 DTS 温度测量计算出的温差和目标温差

范围，进而实施优化。当系统提示作业者

温差值超出目标范围时，工程师便调整注

蒸汽速率和多相流泵流量。理想情况下，

所做的调整会在一个闭环系统内自动进行

微调控制。

稠油的未来

据加拿大石油生产者协会（CAPP）

的数据，加拿大在 2012 年从油砂中开采

的原油量为 29 万立方米 / 天（180 万桶 /

天）。其中，13 万立方米 / 天（80 万桶 / 天）

的原油通过矿采方法采出，剩下的原油则

利用原地开采方法（主要为 SAGD）采出。

CAPP 在同一报告中预计，到 2030 年，

矿采法采出的原油量为 27 万立方米 / 天

（170 万桶 / 天），而原地开采方法采出

的原油量将增加到 56 万立方米 / 天（350

万桶 / 天）[32]。

由于加拿大西部地区的沥青埋藏过

深，且 SAGD 项目的资本投入和作业费用

远小于矿采作业，因而，对 SAGD 作业

的倾斜使得 SAGD 方法的采油量与矿采

方法的采油量的比值变得越来越大。小的

SAGD 项目也会有收益，且收益会随着时

间逐渐增大。与此同时，油气井比采矿的

作业周期短，公司可根据市场变化而做出

及时调整。此外，沥青矿采作业需要将上

部土壤和上覆层全部清除，而 SAGD 井对

环境的影响相对较小，因而后者在环境保

护方面更具吸引力。

加拿大的油砂为勘探与生产公司提

供了另外一个有利条件，即储量是明确

的，因此基本上没有勘探成本和风险。受

经济和环境问题的驱动，以及数十年的上

游技术发展应用的影响，基本可以确定的

是，在未来许多年内，加拿大的油砂将是

全球油气市场上的一个重要组成部分。

—RvF

^ 地面和井下测量。为监控、监测、诊断和优化 SAGD 井作业，工程师必须利用各种技术测量所

需的变量。（改编自 Mohajer 等人的资料，参考文献 29）。

ESP

152014 年夏季刊