超稠油蒸汽輔助重力泄油間歇式注汽節能減排模式

關鍵詞/主題詞：超稠油；水平井；節能減排；超稠油蒸汽輔助重力泄油；間歇注汽；蒸汽腔

0引言

稠油作為一種重要的石油資源，在全球有著廣泛的分布，主要分布在南美、中東、北美、俄羅斯和中國，大約占全球石油總資源量的70%。中國擁有豐富的稠油資源，陸上主要分布在遼河、新疆、勝利等油區，海上主要分布在渤海地區，總探明儲量達到82×108t；此外，還擁有約130×108t的海外權益儲量［1］。由于稠油黏度高、流動性差甚至在原始地層條件下呈固態，常規方式難以開采［2］，一般采用蒸汽吞吐、蒸汽驅、蒸汽輔助重力泄油（SteamAssistedGravityDrainage，簡稱SAGD）等熱采方式開發［3］，利用蒸汽介質將熱能攜至地下，通過高溫降黏使原油具有流動性并采出，但注入的熱能并非全部用于加熱原油，相當一部分用于加熱巖石和地層水，熱能有效利用率較低。目前蒸汽發生一般采用燃氣或燃煤鍋爐，因此稠油開發具有高能耗、高碳排的特點，在低碳時代這一矛盾尤為突出，亟需綠色低碳技術轉型［4］，支撐稠油高質量可持續發展。

近年來，太陽能、風能、地熱能等新能源電力增長較快，尤其是風電和光伏，產業發展勢頭強勁［5］。相較于傳統化石燃料（煤、石油和天然氣）發電，新能源的二氧化碳排放量較低甚至凈零排放，其產品為綠電，具有環境友好、可持續、易普及的特點，是當下稠油生產普遍代替燃煤、燃氣鍋爐制蒸汽的理想路徑。但由于綠電往往受外界天氣影響較大，具有間歇式輸出和變流量特點［6］，加之配套儲熱系統的技術性能不完善和成本較高等問題［7］，使得綠電難以大量接入電力系統，最終因無法妥善利用而浪費寶貴資源。如果將這部分電能用于稠油注蒸汽熱采開發，則可能產生巨大收益，降低稠油開發在低碳時代面臨的高能耗和碳排放壓力。阿曼石油開發公司（PetroleumDevelopmentOman）與美國太陽能公司（GlassPointSolar）開展合作，率先在稠油熱采清潔蒸汽替代方面做了一次成功嘗試，在阿曼南部的Amal油田實施了Miraah項目，該項目是全球最大規模的太陽能提高采收率項目之一［8］。通過替代天然氣產蒸汽，在滿足生產需要的同時，每年可減少超過30×104t的二氧化碳排放［9］。該類技術雖取得試驗成功，但要實現成本和技術需求的平衡并規模推廣，仍需持續探索。

SAGD是一種典型的能量集約型技術，也是唯一的超稠油商業化開采技術，已在國內外廣泛應用，并在開發方案設計［10］、SAGD快速啟動［11］和生產操作［12］等方面持續創新，國外主要以加拿大油砂開采為主，目前共有22個商業運行項目，超過300個平臺，2700對井［13］。國內主要在新疆油田和遼河油田應用，年產量已達240×104t，但其開發過程需要消耗大量蒸汽和產生大量二氧化碳，因此節能減排潛力較大。以加拿大阿薩巴斯卡油砂SAGD開采為例，根據IanD.Gates等學者的測算，從地層溫度10℃加熱到操作條件下200℃（相當于操作壓力1.55MPa）就需要消耗熱能1.75GJ/m3；在操作壓力2.1MPa條件下，汽腔邊緣蒸汽干度為0.6時，每產出1t原油，通過理論計算最低排放二氧化碳量達到0.19t［14］。相較于蒸汽吞吐、蒸汽驅熱采方式，SAGD需要長期連續高溫高壓蒸汽注入，隨著原油采出，地下會形成蒸汽腔，其中儲存有巨大的熱能。根據Wang等學者的評估，SAGD井生產10a后，仍有35%的蒸汽注入能量儲存在儲層巖石的原油采出空間內，即使設法采出這些熱量用于發電或供熱，這部分貯存熱能的最終回采率也只有34%［15］?？梢姡瑥臒崮芾玫慕嵌葋碇v，SAGD這種常規的連續注入方式有待革新，而傳統節能減排的方式往往重于排放后的處理和二次應用，新的循環又會產生巨大成本和技術挑戰。因此，只有通過建立新的模式從源頭降低蒸汽注入，或采用清潔蒸汽替代，才能從根本上大幅降低能耗和二氧化碳排放。

據觀察，新疆風城油田SAGD生產年限較長的老井停注泄壓時，生產井仍然能維持正常生產，這一現象為如何在通過間歇式注汽實現不影響產量的條件下實現大幅降低蒸汽量帶來啟示。Birrell等學者針對加拿大多佛SAGD項目B期開展了間歇式停注研究，以探索通過迎合天然氣價格變化而提升項目經濟性的可能［16］。研究結果表明蒸汽腔足夠大的情況下，間歇式停注并不影響生產效果，研究還給出了停汽壓降過程并利用解析模型開展了存液分析。但作者并未從蒸汽腔溫度變化和相態變化角度進行闡述，缺乏對蒸汽腔變化規律的認識。Van等學者通過數值模擬對比了恒流量注汽和日波動、季節波動注汽2種模式，研究結果表明在相同時間跨度內向地層累積注入相同的蒸汽量，變流量注汽與恒定注汽采油量基本相同，累積采收率相同［17］。但該研究并未開展現場試驗進行驗證，也未提供井的適應界限和具體操作策略。

以上研究均初步驗證了間歇式注汽在SAGD開發中的可行性。但目前對于SAGD間歇式注汽過程中蒸汽腔的變化及生產響應仍缺乏認識，對于SAGD間歇式注汽時機和操作策略亦不明確。本文以新疆油田超稠油SAGD開發為例，通過數值模擬研究，結合現場試驗，對間歇式注汽過程中的蒸汽腔變化規律和生產響應特征進行分析，明確間歇式注汽時機和操作策略，以期建立SAGD大幅降低蒸汽用量的新模式，同時為清潔蒸汽代替的地面-地下一體化方案優化提供理論和經驗支撐。

1方法過程

建立反映試驗區實際地質特征的數值模型，通過開展不同情景下的數值模擬敏感性分析，從蒸汽腔變化和生產動態響應2個方面研究間歇式注汽對SAGD開發的影響；在敏感性分析結果的基礎上，開展間歇式注汽現場試驗，進一步驗證間歇式注汽效果和井組適用條件，并優化制定操作策略。

1.1室內研究

使用商業儲層模擬器（CMG的STARS）進行數值模擬，以多管柱靈活井井筒模型（Flex-wellbore）表征實際井筒內下入的水平段篩管、長油管、短油管。數值模型采用均質模型，模型儲層及流體參數來源于新疆風城油田A井區SAGD開發油藏屬性平均值，初始油藏溫度為19.0℃，初始油藏壓力為2.5MPa，含油飽和度為70%，孔隙度為29%，滲透率為2200mD，50℃脫氣原油黏度為2.9×104mPa·s。模型尺寸在x、y和z方向為100m×560m×20m，網格在x、y和z方向大小分別為2m×10m×0.5m。SAGD井水平段長500m，注采井間垂向距離5m，相鄰井組之間距離50m。

考慮SAGD井組對間歇式注汽的敏感性主要取決于汽腔大小，因此分別模擬不同采出程度的井組及停注汽時間對蒸汽腔變化和生產的影響。采出程度變化設定為10%、20%、30%、40%、50%，停注汽時間設定為0、10、20、30、40、50、60d。根據生產實際，當注汽井停注汽時，生產井正常生產。

1.2現場試驗

試驗區篩選考慮因素：（1）選擇SAGD開發時間較長的區塊，開發時間長，則蒸汽腔發育相對成熟，滿足較大蒸汽腔儲存能量大、對停汽反應敏感性低的基本假設；（2）開發井組多，采出程度差異大，便于對比不同條件下的間歇注汽效果，得出更具有代表性的結論，便于推廣。最終試驗井組選擇新疆風城A油田2012年投產的30個井組，是SAGD工業化應用以來投產最早的井組。目標油藏埋深190～265m，油層有效厚度15～40m，孔隙度30.3%～31.7%，滲透率2028～2552mD，含油飽和度71.0%～73.5%，50℃脫氣原油黏度平均值為2.9×104mPa·s，整體儲層條件較好。井組平均采出程度為30.0%，SAGD生產階段日產油平均18.0t，油汽比0.22，區塊整體處于SAGD生產中后期，蒸汽腔發育規模大，泄油角度變緩、泄油高度下降，熱損失逐年加大。典型井組含水由初期77.4%上升到82.5%。單井組生產效果差異大，效果較差井組采出程度僅10%，效果好的井組采出程度超過50%。

通過試驗觀察停汽后的井組反應，SAGD注汽井停注期間，控制生產井正常生產。間歇注汽以確保產油量不變為基本原則，為便于現場操作和降低對生產運行系統的影響，要求產液水平降低10%時及時恢復注汽。

試驗期間記錄生產井產液、產油、含水、井下溫度及注汽井套壓變化。井下溫度測點位于生產井水平段，均采用熱電偶測溫工藝實時獲取，用于判斷防閃蒸溫差（Sub-cool）［18］變化和指導生產控制；由于試驗井組未下入井下測壓裝置，采用注汽井套壓近似代替蒸汽腔壓力，輔助分析蒸汽腔大小和能量變化，注汽井套壓井口壓力表自動讀值并遠傳至中控室。

為便于現場操作，將間歇注汽周期分為“間歇停汽、低壓恢復、正常注汽”3個階段，實現各階段平穩過渡，產油不變、節約蒸汽、提高油汽比。

（1）間歇停汽階段。間歇停汽階段一般持續20～30d，注汽井停止注汽，蒸汽腔壓力降低，蒸汽膨脹釋放汽化潛熱。生產井正常生產調參，保持Sub-cool在15～30℃生產，根據Sub-cool值大小與生產井水平段以上液面高低對應關系，液面高度大約為1.2～2.5m（注汽井和生產井之間垂向間距為5m），控制生產井在此狀態下持續生產直至產油水平開始降低時恢復注汽。

（2）低壓恢復階段。低壓恢復階段一般持續3～5d，注汽井下調正常注汽壓力、注汽速度恢復注汽，下調幅度為停注前正常壓力的20%，試驗區正常情況下操作壓力為2.5～3.5MPa，因此恢復期間可保持操作壓力在2.0～2.8MPa之間，防止生產井汽竄，同時快速恢復蒸汽腔。該階段生產井正常生產調參，跟蹤井下溫度變化，保持Sub-cool在20～35℃生產，適當提高液面控制界限，液面控制高度為1.7～3.0m，控制生產井在此狀態下持續生產直至蒸汽腔壓力恢復正常。

（3）正常注汽階段。正常注汽階段一般持續60～70d，注汽井恢復正常注汽參數，操作壓力恢復至間歇注汽前水平，一個間歇注汽周期結束。

2結果分析與討論

2.1間歇注汽減少蒸汽用量以降低二氧化碳排量

開展間歇注汽的30個井組試驗結果顯示，停汽時間4～45d，試驗期間平均產油水平增加0.18t/d，單井組節約蒸汽量288～6975t，平均單井組節約蒸汽量2145.7t，累計節約蒸汽量6.44×104t。其中50%的井組產油水平降低0.2～6.9t/d，平均降低2.8t/d；50%的井組產油水平增加0.1～9.5t/d，平均增加3.2t/d。試驗結果表明，在階段性大幅降低蒸汽注入量的情況下，井組基本保持了間歇式停汽試驗前的正常產油水平。此外，間歇注汽模式使水平段動用均勻程度得到改善。典型井水平段溫度監測結果，如圖1所示。

從圖1中可以看出，井下溫度相比間歇注汽操作前更加趨于均勻，高溫段得到有效調節。水平段原高溫段（測點3～測點6）溫度顯著下降，表明水平段動用更加均勻，進一步驗證了SAGD間歇式注汽模式的可行性。SAGD間歇注汽典型井組2022年生產曲線，如圖2所示。

從圖2中可以看出，間歇停汽后產液量下降，但產油量穩定，顯示出間歇式注汽模式下“降液不降油”的特點。低壓恢復階段壓力平穩上升，注汽量大約在5d內恢復正常，壓力恢復時間約為30d，要長于停注汽時間。分析認為，間歇停汽期間蒸汽腔釋放大量潛熱，部分冷凝為熱水，恢復注汽后，熱量和能量需要時間再次平衡，蒸汽腔得以重建。

按照間歇注汽操作模式，假設SAGD井最終采收率50%，采出程度30%時開始實施間歇式注汽，生產8年，階段油汽比0.15，正常操作需注入蒸汽23.7×104t，而間歇式操作需注入蒸汽13.1×104t，可節約蒸汽10.56×104t，降幅達44.6%。目前采用燃料類型為天然氣或煤，煤的二氧化碳排放系數依據油田實際取值為1.75，天然氣的二氧化碳排放系數依據國家發展和改革委員會氣候辦《省級溫室氣體清單編制指南》（發改辦氣候[2011]1041號）［19］取值為2.162。根據二氧化碳排放系數計算不同燃料生產1t蒸汽的二氧化碳排放量，見表1。

從表1中可以看出，單位蒸汽總碳排放為0.160～0.258t的二氧化碳，根據SAGD單井組在全生命周期中累計停注汽節省的總蒸汽量，測算間歇式注汽單井組二氧化碳排放量可降低（1.69～2.72）×104t，節能減排的效果十分顯著。現場試驗的30個井組間歇停汽前含水率與間歇停汽階段產油水平變化的關系，如圖3所示。

從圖3中可以看出，當含水率80%以上時，間歇注汽試驗井產油水平均呈上下微小浮動或增加趨勢；而當含水率低于80%時，SAGD井組間歇停汽將導致產油水平降低，且呈現出含水率越低、產油水平降幅越大的趨勢。圖3左下角黃色區域含水率低于80%的井組中有12口井試驗期間產油水平不同程度降低，僅4口井產油水平增加，間歇注汽效果與停汽前含水率密切相關。盡管間歇注汽對于節約蒸汽量非常顯著，但要保持產油水平不變或增加，建議選取含水率大于80%的井開展間歇注汽更為適合。停汽后水平段動用狀況改善、局部汽竄消除、垂向壓差消除并且側向熱累積效應使滯留的高含油飽和度區域原油泄流是保持產油水平穩定甚至增加的關鍵因素，這些因素均會導致井的含水率下降。

2.2間歇注汽產油量保持穩定討論

當采出程度大于30%時，間歇注汽能夠實現產量不變的前提下大幅降低用汽量和二氧化碳排放，其主要原因在于間歇停汽期間蒸汽腔體積變化小、高含油飽和度帶發育且蒸汽腔壓降相對緩慢。不同采出程度下不同停汽時間的間歇式注汽生產60d的數值模擬結果，如圖4所示。

從圖4中可以看出，隨著停汽時間的延長，平均日產油變化不大。當采出程度為10%、20%條件下日產油隨停汽時間增加而略有降低；當采出程度為30%時，隨著停注汽時間增加，日產油逐漸穩定，停汽40d出現小幅下降趨勢；當采出程度為40%時，日產油不隨停注時間增加而降低，反而有略微的增加趨勢，表現出一定增產效應；當采出程度50%時，日產油穩定。從實際現場清潔蒸汽利用角度來講，30d可停汽時間已經給間歇式注汽耦合綠電制蒸汽提供了足夠的空間。綜合考慮蒸汽腔變化分析結果，建議停汽時間不超過30d。

不同采出程度下不同停汽時間的SAGD蒸汽腔溫度場如圖5所示。從圖中可以看出，不同采出程度條件下蒸汽腔變化響應明顯不同。

從圖5中可以看出，當采出程度為10%時，蒸汽腔已經到達頂部并開始橫向擴展（圖5a）。當SAGD井組停注10d后，蒸汽腔大小不變，為初始情況下蒸汽腔體積的97.4%，但蒸汽腔體內平均溫度有所降低，從正常情況下的229℃降至222℃（圖5b）；停注30d時，蒸汽腔邊界開始收縮，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的77.6%，蒸汽腔體內平均溫度進一步降低至218℃，蒸汽腔下部邊界開始越過注汽井向上收縮（圖5c）；停注60d時，蒸汽腔體積明顯萎縮，蒸汽腔僅為初始情況下蒸汽腔體積的57.7%，腔體內平均溫度降低至214℃，注汽井完全被油水混合液淹沒（圖5d）。根據Birrell等學者的蒸汽腔存液模型研究結果，此時有效泄油高度大幅降低［16］。

當采出程度為20%時，蒸汽腔頂部已經橫向擴展至井組邊界（圖5e）。當SAGD井組停注10d后，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的89.7%，蒸汽腔體內平均溫度有所降低，大約從正常情況下的227℃降至222℃（圖5f）；停注30d時，蒸汽腔邊界開始收縮，蒸汽腔大小為初始情況下蒸汽腔體積的77.4%，蒸汽腔體內平均溫度進一步降低至219℃，注汽井仍然在蒸汽腔內（圖5g）；停注60d時，蒸汽腔體積明顯萎縮，大小僅為初始情況下蒸汽腔體積的57.7%，蒸汽腔體內平均溫度降低至216℃，注汽井已接近液面底部（圖5h）。

當采出程度為30%時，蒸汽腔已經進入下降階段，此時蒸汽腔發育規模大，泄油角度變緩、泄油高度下降，熱損失進一步加大，該階段現場典型井組含水率平均達到82.5%（圖5i）。SAGD井組停注10、30、60d后，統計蒸汽腔大小分別為初始大小的99.9%、98.4%、87.6%，即使關井60d，溫度也仍然在221℃，表明蒸汽腔未受到停注汽影響，巨大的汽腔可以維持長時間的熱交換，隨壓力降低，蒸汽不斷膨脹并釋放潛熱加熱邊界油層，泄油過程能夠正常進行（圖5j～5l）。根據Birrell等學者的研究結果，生產3.5年以上的SAGD井組，即使關井60d產量也不會發生變化［16］，進一步驗證了研究結果的可靠性。

進一步分析不同采出程度下不同停汽時間的SAGD含油飽和度場，數值模擬結果如圖6所示。不同采出程度下含油飽和度場差異顯著，分布呈現出明顯的分帶特征。自蒸汽腔中心向兩邊及側下方逐漸升高，分為明顯的純水蒸汽帶（圖中藍色區域，含油飽和度一般小于12%）、油水混合帶（圖中藍色與紅色之間的區域，含油飽和度一般在12%～75%之間）和高含油飽和度帶（圖中紅色區域，含油飽和度一般大于75%），并且隨采出程度增加，高含油飽和度帶厚度隨之增加，熱累積效應明顯。在熱累積效應影響區域，蒸汽腔雖未波及原始油藏，但這部分原油溫度在長期高溫熱傳導和局部熱對流影響下已有明顯上升，在適當的壓差驅動條件下，具有泄流至生產井的能力。這一點在SAGD生產現場的觀察井測溫中得到了證實。以新疆油田SAGD先導試驗區A12井組為例，平面上距離生產水平井25m的一口直井觀察井，在SAGD生產4年后，對應深度的溫度測點就已經達到100℃，遠遠超過了該區原油流動的拐點溫度80℃。如圖6所示。

從圖6中可以看出，SAGD正常生產時純蒸汽區域呈“酒杯”狀，注汽井處于蒸汽腔內，且在附近存在一個厚度較大的油水混合帶，存在油水混合物堆積現象（圖6a）。當采出程度為10%，停注10d時，油水混合物堆積現象進一步加劇，邊界由弧形變為斜直線，注汽井周圍由純水相變為油水混合相，且含油飽和度有所增加（圖6b）。停注30d時，油水混合帶持續堆積，蒸汽腔內部呈現“三角形”形態，注汽井周圍油水混合液含油飽和度較高，接近57%，表明停汽后換熱持續進行，且周圍原油在蒸汽腔長期的熱累積效應下具有可流動性，原油在垂向壓差［20］消失后更容易泄流至生產井（圖6c）；繼續停注至60d時，油水混合液中含油飽和度明顯降低，僅為34%，此時以泄流冷凝水為主（圖6d）。

當采出程度為20%時，蒸汽腔處于橫向擴展且具有較大規模，可以看出正常生產情況下含油飽和度分帶特征更為明顯，蒸汽腔邊界兩邊具有較大的熱累積效應帶，但此部分原油由于垂向壓差作用而無法泄流至生產井（圖6e）。此時停注10d時，同樣出現油水混合物堆積現象，但生產井兩側的高含油飽和度帶飽和度明顯降低，由初始的75%變為67%，表明停注后垂向壓差消失，積累在生產井兩側的原油開始泄流至生產井（圖6f）；停注30d時，油水混合物堆積現象明顯，蒸汽腔邊界形態也由“酒杯”狀變為“喇叭”狀，油水分界線變得交錯模糊，相態分布變得復雜（圖6g）；停注60d時，注采井間泄流帶變寬，低飽和度帶面積增加，含油飽和度約40%，泄油能力減弱（圖6h）。

當采出程度為30%時，蒸汽腔處于下降階段，已進入SAGD開發中后期?？梢钥闯龃藭r蒸汽腔下部存在非常厚的高含油飽和度帶，熱累積效應達到最大（圖6i）。此時停注10d時，含油飽和度場沒有太大變化（圖6j）；停注30d時，油水混合帶開始出現堆積現象，且油水相變復雜，總體存在含油飽和度降低趨勢（圖6k）；停注60d時，油水混合帶堆積明顯較高，注采井間低飽和度泄流帶變窄，表明側向泄油能力較弱（圖6l）。

總之，SAGD井組采出程度越大，其蒸汽腔越大，停注汽后蒸汽腔可以“支撐”較長時間而使生產不受影響。一方面，停汽后垂向壓差消失，側向可動油泄流動力增加，這在一定程度上彌補了垂向泄流高度降低對產量帶來的影響。

為證實以上判斷，對比了SAGD試驗井組間歇停汽前后含水率變化，結果見表2。

從表2中可以看出，產油水平增加的15口井，含水率大多呈不同程度的下降，表明油相增加，證實了“停汽后垂向壓差消失，側向可動油泄流動力增加”這一推斷。另一方面，壓力緩慢降低過程中，在儲層巖石孔隙中油氣水多相存在的前提下，發生了復雜的能量傳遞過程。蒸汽腔邊緣蒸汽將潛熱傳遞給外圍邊界油層后，冷凝成瞬時壓力下的熱水，并與可動油一起沿汽腔邊緣泄流至生產井，壓力的降低同時又使得遠離邊界的蒸汽分子獲得動能和勢能，體積進一步膨脹而向外擴展。如果一直不補充蒸汽，這一過程將層層向內傳遞直至整個蒸汽腔蘊含的潛熱被消耗殆盡，這也是蒸汽腔較短時間的間歇式停汽后產量并不會立刻下降，但一段時間后蒸汽腔會快速萎縮的原因。理論上講，除蒸汽潛熱的釋放，巖石熱量的傳導在這一過程中也發揮了一定作用，但在短時間內相對于蒸汽的潛熱并不是關鍵因素。通過不同采出程度典型井在間歇式停汽22d期間操作壓力變化對比，進一步分析蒸汽腔壓力變化，如圖7所示。

從圖7中可以看出，采出程度大于30%的井停汽期間操作壓力呈穩定下降趨勢，壓力從3.07MPa下降至2.52MPa，總壓降0.55MPa，壓力平均下降速度為25.0KPa/d；而采出程度小于30%的井停汽階段初期操作壓力呈快速下降趨勢，之后下降速度減緩，且有一定波動特征，壓力從2.66MPa下降至1.70MPa，總壓降0.96MPa，壓力平均下降速度為44.0KPa/d，壓降速度和壓降大小接近采出程度大于30%井的2倍。Birrell等學者對加拿大的多佛油藏SAGD井進行數值模擬，研究結果顯示，生產6年的成熟井組，停汽30d生產井正常生產的情況下壓降速度大約為8.5KPa/d［16］。

圖7所示的典型井組生產時間已有10年，但壓降速度要明顯大于加拿大的油藏。從儲層條件對比看，加拿大SAGD開發的油砂儲層通常為海相沉積，油砂層厚度大，均質性好，多為高孔、高滲、高含油飽和度儲層，往往具有較高的泄油效率和發育更均勻的蒸汽腔。而新疆風城超稠油儲層為陸相沉積，非均質性強，夾層廣泛發育，這些因素極易導致SAGD井組水平段動用程度低［21］、蒸汽腔擴展不均等問題［22］。由此可知，間歇式停汽SAGD井組壓降還與油藏條件密切相關，強非均質性儲層的蒸汽腔對于間歇式停汽操作更為敏感。

3結論

（1）間歇式注汽解決了SAGD生產高碳排、高能耗的問題，為節能減排提供了新方法。SAGD間歇式注汽可在產油量不降的前提下大幅節約蒸汽量，進而降低二氧化碳排放量，間歇停汽后，水平段動用改善、局部汽竄消除、垂向壓差消除和側向熱累積效應滯留的高含油飽和度區域泄流是保持產油水平穩定甚至增加的關鍵因素。

（2）明確了SAGD間歇式注汽操作井組的適用界限。采出程度大于30%、停汽時間不超過30d時蒸汽腔對間歇停汽不敏感，主要表現為蒸汽腔體積變化小、高含油飽和度帶發育、蒸汽腔壓降相對緩慢、日產油相對穩定；選取含水率大于80%的井開展間歇注汽可保障最好效果。

（3）盡管通過數值模擬和現場試驗證實了SAGD間歇式注汽模式的可行性，但對于間歇注汽更細致的流量變化如日內流量變化和日間流量變化及生產響應機制仍缺乏認識，同時也未考慮儲層非均質性影響，建議下步開展此類研究。