多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率.pdf

第45卷 第1期 新 疆 石 油 地 质Vol.45，No.1 2024年2月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGYFeb.2024 文章编号：1001-3873（2024）01-065-07 DOI：10.7657/XJPG20240109引用：吕晓光，李伟.多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率 J.新疆石油地质，2024，45（1）：65-71.LYU Xiaoguang，LI Wei.Thermally Recovered Reservoir Management and EOR for a MultiLayered Sandstone Oilfield J.Xinjiang Petroleum Geology，2024，45（1）：65-71.多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率吕晓光1，李伟2（1.C&C Reservoirs，北京 100102；2.中国石油 大庆油田分公司 开发事业部，黑龙江 大庆 163712）摘 要：概述了美国科恩河油田多层砂岩稠油油藏的特征和开发历史，重点讨论了强化热采油藏管理提高采收率的实践。科恩河油田为水动力圈闭的单斜油藏，蒸汽驱开采后期，碳氧比能谱测井、四维时移热采动态及注采井动态监测结果，孤立单河道砂体识别、追踪，全油田三维地质建模及数值模拟研究为识别剩余油和提高采收率提供了依据。人工智能、蒸汽泡沫驱、双油管完井分层注蒸汽等措施扩大了蒸汽驱波及体积。加密井、水平井钻井及浅部油藏侧钻水平井可大幅度增加可采储量，水平井产量达到相邻直井的3倍以上。为开采油藏下倾部位油水界面附近未动用的“冷油藏”，在下倾部位水层钻产水井泄压，使蒸汽驱得以有效波及到该部位剩余油。关键词：科恩河油田；稠油；多层砂岩油藏；蒸汽驱；提高采收率；热采油藏管理；水平井；人工智能中图分类号：TE345 文献标识码：AThermally Recovered Reservoir Management and EOR for a MultiLayered Sandstone OilfieldLYU Xiaoguang1，LI Wei2（1.C&C Reservoirs，Beijing 100102，China；2.Oilfield Development Division，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing，Heilongjiang 163712，China）Abstract：This paper presents the characteristics and development history of the multilayered sandstone heavy oil reservoirs in the Kern River field，USA，and specifically discusses the practices of thermally recovered reservoir management and enhanced oil recovery(EOR).The Kern River field is a monocline reservoir of hydrodynamic trap.In the late stage of steam flooding，the practices such as C/O spectral logging，4D timelapse dynamic surveillance during thermal recovery，injectorproducer performance monitoring，isolated singlechannel sandbody identification and tracking，and fullfield 3D geological modeling and numerical simulation lay a basis for identifying remaining oil and enhancing oil recovery.Artificial intelligence，steamfoam flooding，and layered steam injection through dualtubing completion are proved technologies for expanding the swept volume of steam flooding.Infill drilling，horizontal well drilling，and horizontal sidetracking in shallow oil reservoirs provide additional opportunities for significantly increasing the recoverable reserves.These technologies enable the production of horizontal well to be more than three times that of adjacent vertical wells.To exploit“cold reservoirs”near the oilwater contact in the downdip zone of the reservoir，water producers are drilled in the downdip aquifer zone to release reservoir pressure，allowing the remaining oil in this zone to be effectively swept by steam.Keywords：Kern River field；heavy oil；multilayered sandstone reservoir；steam flooding；EOR；thermally recovered reservoir management；horizontal well；artificial intelligence始于20世纪50年代的蒸汽驱技术经历了20世纪60年代和70年代的发展，20世纪80年代和90年代的大规模应用，现已成为稠油油藏蒸汽吞吐后最主要的热采强化采油接替技术。中国新疆克拉玛依油田九区浅层稠油、风城超稠油，辽河中深层稠油蒸汽驱或蒸汽辅助重力驱都取得了较好的开发效果1-8。辽河欢喜岭油田齐40区块应用蒸汽驱预计将采收率由蒸汽吞吐时的32%提高至60%9-10。印度尼西亚杜里油田自1985年实施了蒸汽驱强化采油，提高采收率50%以上，预计最终采收率为60%11。美国科恩河油田稠油油藏热采开发是最为成功的蒸汽驱项目之一，该油田自 1900 年投入开采，开发历史已有120多年，其天然能量采收率只有10%。近 67 年的热采历史使该油田成为热采开发实践和油藏管理的实验室。前人先后研究了井底部加热、热水驱、热蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采技术，最终在该油田应用蒸汽驱强化采油，大幅度提高采收率12-13。本文重点讨论20世纪80年代后期以来，该油田富有成效的油藏表征、热采油藏管理及提高采收率技术。这些技术的应用缓解了热采强化采油的产量递减，2018 Xinjiang Petroleum Geology.Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License收稿日期：2023-04-06 修订日期：2023-05-22第一作者：吕晓光（1966-），男，黑龙江嫩江人，高级工程师，博士，石油地质，（Tel）010-84782928（Email）2024年新 疆 石 油 地 质并实现二次上产，使油田保持了近 16年的高产、稳产，并进一步提高了蒸汽驱的最终采收率，预计全油田最终采收率可达66%，部分油层最终采收率可超过75%14-15。1 油藏特征及开发历史1.1 油藏特征科恩河油田为水动力圈闭、西南倾向的单斜油藏，地层倾角为34，含油面积为43.5 km2。油藏埋藏深度为 30305 m，产油层段地层厚度为 244 m，平均净毛比为0.76。不同流动单元油水界面海拔为31152 m。含油层位为中新统上新统的科恩河组，储集层形成于辫状河三角洲平原沉积环境，由众多未固结的叠置辫状河道砂岩沉积物组成。单一河道砂体厚度为1.510.0 m，叠置的河道砂体厚度达15.030.0 m16。垂向上细分为9个流动单元，其中，下部的6个流动单元为主要产油层，流动单元之间被泛滥盆地或溢岸沉积的粉砂岩或泥岩分隔。科恩河组砂岩储集层孔隙度为29%33%，平均为31%。渗透率为1 000 8 000 mD，流动单元间渗透率级差达到8，层间非均质性中等。油田地质储量为6.4108 m3。原油密度为0.971.00 g/cm3，平均为0.98 g/cm3。平均地下原油黏度为4 000 mPas，最大达到 10 000 mPas。原始含油饱和度为 60%，原油地层体积系数为1.01，气油比为1.0 m3/m3。原始地层压力为0.345 MPa，油藏温度为29。主要原始驱动机制为重力驱和边水驱，采用天然能量开采的一次采收率只有10%左右。蒸汽驱主要具有3个方面的挑战：一是流动单元间的渗透率差异易于产生注入蒸汽超覆，注入剖面不均衡；二是局部非连续的隔层导致不同流动单元流体和注入蒸汽的相互串通；三是西南下倾靠近水层部位的油层由于压力偏高，蒸汽难以注入，形成蒸汽难以波及到的“冷油藏”剩余油。1.2 开发历史科恩河油田于1900年投入开发，至1904年已钻井600多口，日产油量达到7 588 m3的一次采油高峰，地质储量和可采储量的年采油速度分别为0.44%和0.66%。自此油田产量开始递减，1955年日产油量为1 419 m3（图1）。1900年1955年，利用天然能量开采，采出程度为9.5%，通过热采预期全油田采收率可DocuDocmDoceDoDDDoDnDoDtDoucDouPDourDouoDoPuDoPmDoPeDonDDonnDontDomcDomPDomrDomoDoruDormDoreDotDDotnDottDoecDoePDoerDoeoDoouDoomDooeuccDuccnucctucDcucDPucDrucDor ccco cccDu cccDm cccDe cccuD cccun cccut cccP cccocessCPlrcDeooucuuDoeull:Doem CyamtnDooclnYwBek?Dotcl:lDotD?a?mDnucctl?a?aDornll:Doroo?Dorul?DorDlw?ucmc?l?a?Cw?wBnYBe?Be达到66%（图2）。20世纪50年代中期到60年代初，科恩河油田引入热采技术。初期采用井底加热器，1961年1964年开展了热水驱现场试验，5点法中心井的日产油量由小于1.6 m3增加到16.0 m3。该试验因注入热水窜流而终止，但大幅度增加了产量，因此又开展了蒸汽吞吐试验。蒸汽驱的应用始于1964年，1964年1969年在全油田共实施了9个蒸汽驱现场试验项目。蒸汽驱的广泛应用使产量大幅上升，到1971年已应用于514个井组，日产油量增至11 117 m3，汽油比由初期的 0.53 降低至 0.30，全油田已有生产井 5 400 多口。1985 年，日产油量达到热采强化产油的峰值，为图1 科恩河油田开发历史Fig.1.Production history of the Kern River field66第45卷 第1期吕晓光，等：多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率22 509 m3，汽油比为0.18。1983年1998年，热采持续高产、稳产，稳产期地质储量和可采储量平均采油速度分别为1.18%和1.78%，稳产期末地质储量和可采储量的采出程度分别为42.9%和65.1%。该时期，产量出现了递减，日产油量由1985年的22 509 m3减少到1990年的19 200 m3。热采油藏管理和进一步提高采收率技术的创新应用逆转了递减趋势，并实现了蒸汽驱热采强化采油的再次上产，1996年日产油量达到开发历史上第二高的21 566 m3。1999年，油田进入二次递减阶段，到2019年底，地质储量和可采储量采出程度已分别达到 58.7%和 89.2%，2020 年日产油量为5 342 m3，综合含水率为93.6%。2 改善蒸汽驱热采油藏管理及提高采收率技术科恩河油田蒸汽驱是稠油热采提高采收率较为成功的案例。20世纪90年代以来，油藏监测、表征、数值模拟研究及人工智能技术的成功应用是强化热采油藏管理、进一步提高采收率的关键（图3）。以扩大蒸汽波及体积为目标改善注入产出剖面，提高热效率的各类措施，加密钻井、水平井钻井及边部“冷油藏”泄压开采技术的应用，使热采强化采油提高采收图2 科恩河油田含水率与采出程度的关系Fig.2.Water cut vs.recovery efficiency in the Kern River field图3 科恩河油田改善热采开发效果关键技术及应用流程Fig.3.Key technologies for improving thermal recovery performance and application processes in the Kern River field率达56%。2.1 关键技术应用（1）单砂体识别及三维建模 蒸汽驱应用早期和中期的主要对象是厚度为1530 m的厚层复合河道砂体。河流相发育大量孤立的单一河道细粒砂体，这类砂体在同一流动单元和不同流动单元均有分布。在开发早期和蒸汽驱应用初期，物性相对较差的薄层、窄河道砂体通常被忽略，或认为射开这类砂体效果较差而未射孔。利用已开发井的小井距测井信息揭示了这类孤立河道砂体的地下分布，典型单砂体宽度为230 m，厚度为29 m，在油田范围延伸展布，最大可跨越17个蒸汽驱井组。对孤立河道砂体的识别和平面追踪不仅为挖潜高含油饱和度剩余油提供了依据，同时为优化射孔提供了基础。研究结果表明，射开薄层孤立河道砂体的最佳时机是利用邻近层位蒸汽驱的热能量得到充分?/%?/%1002040608001002030405060708090010?109080706050403020100?/%DocumentPrseCul:BaDock?eneC?eC?rsul?B?DotPeC?:?:?Do?e?、?,59?en?n?、?、?、?、?n?:n?,?e?、e?e?、?e?、?k?eC?s?ul672024年新 疆 石 油 地 质的预热以后，原油黏度降低而增加了流动性。位于比蒸汽注入井更深位置的生产井，因重力的影响，更有利于增加产量。29口单独射开孤立河道砂体的生产井，单井平均射孔厚度为 7.6 m，单井平均日增油量为 2.3 m3。29 口井补孔增加可采储量 40 000 m3，单井增加可采储量1 380 m317-18。应用12 000多口井的测井资料并结合碳氧比能谱测井的饱和度信息建立了全油田三维油藏模型。油藏模型由1.55108个网格单元组成，单个网格单元为15.0 m 15.0 m 0.6 m。该油藏模型已应用于新开发项目和油藏管理措施的评价，定量表征蒸汽未波及到或未完全波及到部位的剩余油，为加密井和水平井井位设计提供依据。若判别出某区域具有提高蒸汽驱采收率的潜力，将基于三维油藏模型对更细网格描述的目标进一步开展研究，提出相应的提高采收率措施建议。（2）油藏数值模拟 基于三维油藏模型的数值模拟应用包括3个方面：一是广泛应用于加密井、水平井和产水井的开发效果预测，优化井网类型；二是评价油藏管理措施效果；三是探讨新的改善热采开发效果思路，为决策提供依据。应用改进的数值模拟技术研究了油田抑制地层水突进策略，并预测了油藏边部泄压产水效果。结果表明，通过优化地层水产水井的位置和产量，可以进一步缓解地层水的影响，减少边水和底水造成的注入蒸汽热量损失，提高热采效率，提高采油速度和最终采收率19。据此研究结果，边部油藏降低压力开采成为科恩河油田的一项主要措施。应用数值模拟研究了蒸汽驱后进一步热水驱的可行性，结论为热水驱只能在小范围传导热量，对蒸汽驱后稠油油藏进一步提高采收率无效；相反，采用注入井关井而保持生产井持续开采的方式要优于热水驱。随流体采出和压力下降，后者有助于蒸汽腔进一步扩展到油藏20。为了有效开采科恩河油田极浅层（埋藏深度大约为30 m）稠油，提出了“毯式”加热的概念，即在砂体底部设置直径为58 cm的水平钢制导流管道，热蒸汽由上述管道注入，通过其导热作用加热周围砂岩中的稠油并在油井采出。利用数值模拟研究了该设想的效果和主要参数的敏感性，认为“毯式”加热是开采极浅层稠油的可行方式，5年期采出程度达到40%以上21。（3）热采动态监测 热采动态监测包括部署大量观察井开展油藏时移温度监测、新井取心饱和度分析、套后碳氧比能谱剩余油饱和度测井、油藏压力监测和注采井动态监测共5个方面。油田部署了650多口网格化观察井，观察井温度监测每月1次，中子测井每3个月1次。上述动态监测结果为剩余油识别以及改善开发效果措施应用提供了可靠依据。（4）人工智能技术应用 人工智能方法在科恩河油田的应用一是确定关停或低产井再上产的措施，二是优化水平井和侧钻水平井轨迹。为实现上述应用，首先通过数据质量控制、系统分类及标准化处理建立了应用数据库。实施措施井识别的输入数据包括流动单元、完井和产量3方面共22项参数。具体应用包含3个步骤：一是聚类分析数据挖掘识别潜在增加产量的机遇，二是利用神经网络模型预测措施井可能增加的产量，三是模糊逻辑分析对措施对象井排序，确定具体措施的优先顺序22-24。在优化水平井和侧钻水平井轨迹的过程中利用了模糊逻辑分析综合多变量信息及专家知识的能力，应用于 9个流动单元的各流动单元。其输出结果为信心指数图，单一流动单元高信心指数的位置代表潜在的水平井或侧钻水平井的目标区14-15。2.2 蒸汽驱热采油藏管理及提高采收率（1）油藏管理目标和途径 蒸汽驱油藏管理即对蒸汽驱整个周期的动态预测、监测、调整，或蒸汽需求量及方向的优化。科恩河油田热采管理基于精细的油藏表征、三维建模和丰富的动态监测资料。三维油藏网格化模型具有表征和可视化蒸汽驱过程时移温度、剩余油饱和度和蒸汽饱和度的优势。科恩河油田热采油藏管理进一步将三维油藏模型转化为油藏工程计算成果（三维工程工具），后者用于定量估算所需的最小蒸汽用量。油藏模型转化为三维工程工具的过程综合了观察井温度剖面、饱和度剖面、油管产量、产出流体温度、注入量等。工程计算的直接结果为三维模型不同区位的蒸汽需求量，提供油田具体区域和流动单元的蒸汽注入策略，同时预测未来最优的蒸汽注入量22。（2）改善蒸汽驱效果的主要措施 科恩河油田单井可钻遇R流动单元、K流动单元、C流动单元等7个流动单元，流动单元间渗透率存在差异，注入蒸汽优先进入高渗透率流动单元，低渗透率流动单元油层整体波及效率偏低。优化蒸汽注入和扩大热采油藏波及体积的常规措施包括对生产井的选择性射孔和补孔，根据流动单元特征采用相匹配的蒸汽质量，优化注入速度，改变蒸汽注入方向及注采方式，逐层上返蒸汽驱，同井分层注入蒸汽，应用数据挖掘和人工智能选择措施对象再完井增产等22-25。为确保蒸汽均匀注入不同流动单元，对某些注采井组采用逐层蒸汽驱。单一注采井组由下向上一次68第45卷 第1期吕晓光，等：多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率只注入产出一个流动单元油层，即先开采深部的R流动单元油层，再开采 K 流动单元油层。蒸汽连续注入，油藏温度升高到100，形成汽饱和层或蒸汽腔。随着蒸汽腔的扩展，地下原油黏度降低并流向油井。单一流动单元逐层上返蒸汽驱是保证蒸汽驱波及体积最大化的有效方法，但需要频繁地再完井作业，增加了操作费用且延长了开采时间，对于多数热采井组并不是经济有效的方法。此外，单层流动单元蒸汽驱也不利于不同流动单元热能量的相互利用。因此，采用双层段同时注入的策略，既可控制每一单层段蒸汽的注入速度和质量，又可避免层间非均质性干扰，同时也提高了采油速度。为实现上述过程，尝试了3种不同的完井方式，即油管和套管之间环空注蒸汽、同心油管完井分层注蒸汽和双油管完井分层注蒸汽。科恩河油田应用结果表明，双油管分层注蒸汽是最可行和有效的方式。由于在油管和套管之间存在空气隔绝空间，注入油藏的蒸汽质量接近于井口，在井下深度为274 m处保持了98%的原始蒸汽质量，而油管和套管之间环空注蒸汽在相同油藏深度的原始蒸汽质量为90%，同心油管完井蒸汽质量则随深度不同而急剧变化25。此外，尝试了注蒸汽井的套管限流法射孔技术，即根据设计的不同流动单元蒸汽注入量需求，按比例射开不同砂岩厚度。应用结果表明，套管限流法射孔技术未达到预期分层注入的目标，实施该技术注蒸汽的部分油层，几年以后，油藏温度未见升高，对应油井未见反应26。原因是套管限流法射孔笼统注入的蒸汽未能按比例进入不同流动单元。由于流动单元非均质性的影响，注入蒸汽还是优先进入高渗透率流动单元。后期研究认为，采用油管限流法射孔，并对不同流动单元之间应用封隔器分隔的完井方式，对多流动单元蒸汽驱更为有效。这种完井方式使注入的热蒸汽按设计比例进入油管和套管之间的环空，但不会在井筒间上下流动，从而更易于控制不同流动单元的蒸汽注入量。依据人工智能措施井识别和排序结果，2004年2005年对118口井实施再完井、重新射孔、降低泵深度等措施。措施前产油量递减率为14%，措施后逆转了产量递减的趋势，日增油量达113.0 m3（图4）。（3）蒸汽泡沫驱调剖 蒸汽超覆是影响蒸汽驱开发效果的主要原因。由于不同流动单元垂向局部连通，并且蒸汽与地层流体的密度差异导致重力分异，注入蒸汽上升到油藏的上部并最终在油藏上部形成汽饱和层。大量蒸汽在汽饱和层反复循环，注蒸汽10年只有上部层段被波及到，而油藏下部形成蒸汽未波及的剩余油。为减缓蒸汽超覆对驱替效果的影响，科恩河油田开展了泡沫-蒸汽驱的应用。连续几年注入泡沫调剖，泡沫的注入使注入压力增大，注入蒸汽转向低渗透流动单元，从而改善了注入剖面，降低了蒸汽与原油的流度比，明显延长了蒸汽气窜的起始时间27。通过注入泡沫调剖，蒸汽驱垂向波及系数由50%提高至75%，最终达到100%。对应油井在注入泡沫1.5年后开始有明显反应，累计油汽比明显增大，产量递减得到缓解，说明泡沫使蒸汽转向波及到了先前未驱替到的油层部位。采用泡沫蒸汽驱的试验区最终采收率为71%84%，预测注入泡沫提高采收率6%16%。但在科恩河油田应用过程中，单位增油量的表活剂泡沫剂的用量达到20 kg/m3，在低油价条件下不具有经济可行性。2.3 加密井及水平井优化钻井蒸汽驱采油初期采用 5 点法井网，油井井距为100 m。1982年，全油田有3 640口生产井和1 875口蒸汽注入井，1 500多个井组实施蒸汽驱。油藏数值模拟研究表明，以5点法井网为基础，在生产井井间加密，形成油井井距约50 m的反9点法井网，可以提高采收率约10%，正在实施的1 500个井组和已经停止注蒸汽的流动单元可提高采收率幅度相近。同时加密井可以提高采油速度、减少蒸汽用量28（图 5）。1982年1985年，全油田共钻加密井547口，日增油量为1 600.0 m3。在正在实施蒸汽注入的井层，加密井提高采收率5%；而在停注蒸汽的井层加密井，提高采收率8%，这部分油层无需额外的蒸汽注入，为重力驱动产油，效益更为明显。加密实践结果表明，储集层非均质性及层间泥质夹层对正在注蒸汽井层和停注井层加密井提高采收率的影响不同，对于非均质性更强且泥质夹层发育的储集层，加密井对正在注蒸汽井油层提高采收率的程度更高。油田进入递减阶段，依据监测资料及全油田三维油藏模型开展了剩余油富集区研究，自2007年起实10020-00 1220-01 0620-01 1220-02 0620-02 1220-03 0620-03 1220-04 0620-04 1220-05 06?/m3?/?-?150200175125图4 人工智能识别118口措施井2001年2005年生产曲线Fig.4.Production history of 118 stimulation wells identified by AI techniques from 2001 to 2005692024年新 疆 石 油 地 质施水平井钻井。早期水平井的主要挖潜对象为相对较深的未完全动用的油层。筛选条件包括2个方面：一是被蒸汽驱波及到的油层部位；二是根据递减曲线分析，直井产油井可采储量远低于体积法计算的地质储量。水平井水平段长度多约为300 m，相对于典型直井的日产油量多小于0.5 m3，同层位新钻水平井的日产油量达到 16.0 m3。水平井钻井增加日产油量1 900.0 m3，缓解了油田产量的快速递减。自2012年起，开启了低产或关停直井的侧钻水平井挖潜，主要对象为井间高含油饱和度剩余油富集区。侧钻水平井的水平段长度一般为120150 m，单井日产油量由直井的0.2 m3增加到1.5 m3。随水平井和侧钻水平井数的逐年增加，采用常规的地质和油藏工程综合分析方法已无法满足提供更多井位的要求。人工智能模糊识别技术的有效应用不但设计了大量新的井位，而且新钻井的单井产量也得到大幅度提升。以侧钻水平井为例，单井日产油量由0.2 m3增加到2.9 m3（图6）。水平井和侧钻水平井的成功应用使全油田递减率由6%降低到2%15。2.4 “冷油藏”的泄压开采在油藏下倾部位油水界面附近的油层，由于接近天然水层而保持了较高的油藏压力，蒸汽无法有效注入，形成未能开采的“冷油藏”剩余油。在油层下倾方向的水层中钻产水井，通过开采地层水降低油藏压力。降压后的“冷油藏”得以实施蒸汽驱而有效开发，油田日产油量增加640.0 m3，此方法已成为科恩河油田改善蒸汽驱开发效果的主要措施19。3 结论（1）动态监测技术、三维油藏建模表征、数值模拟技术及人工智能方法为改善热采油藏管理和提高采收率技术创新应用提供了可靠依据。（2）应用蒸汽驱注入优化、分层注汽、基于人工智能研究的老井再上产、油藏下倾部位产水泄压蒸汽驱等措施，以及加密井、水平井、侧钻水平井优化钻井，改善了蒸汽驱开发效果，减缓了产量快速递减，延长了科恩河油田的经济有效开发期，使高产、稳产阶段持续16年，油田最终采收率达到66%。（3）泡沫蒸汽驱调剖扩大了垂向波及体积，提高采收率6%16%，但经济效益不佳。参考文献：1 赵洪岩，葛明曦，张鸿.辽河油田超稠油蒸汽驱技术界限研究与应用 J.特种油气藏，2022，29（2）：98-103.ZHAO Hongyan，GE Mingxi，ZHANG Hong.Research and application of steam flooding technical limit for super heavy oil in Liaohe oilfield J.Special Oil&Gas Reservoirs，2022，29（2）：98-103.2 郭云飞，刘慧卿，刘人杰，等.稠油油藏SAGD蒸汽腔位置综合评估及产量预测 J.新疆石油地质，2022，43（4）：484-490.GUO Yunfei，LIU Huiqing，LIU Renjie，et al.Comprehensive evaluation on steam chamber location and production prediction of 图5 蒸汽驱生产井加密示意图Fig.5.Schematic infilling of producers for steam flooding图6 科恩河油田水平井、侧钻水平井及全油田生产曲线Fig.6.Production curves of horizontal wells，sidetrack horizontal wells and entire oilfield in the Kern River fieldDoocumeDonoumeDootumeDonnumeDooPumeDonDumeDoorumeDoneumesCoelr:yaoelrDon umeDonnumeDonDumeDoneumeMegaY leoDwoDoonwonoowoDonDBowDon BowDon Boe Don Bon DoneBnnDoneBorDoneBotDoneBowDoneBoeDoneBonDonDBnnDonDBorDonDBotk?oelrD wooe oooDoocDootDooPDoorDonoDonnDonDDoneDon u?n woon ooowoooD oooMegaY le oooc oooP ooono ooonD ooon ooonc ooonP oooMeglYaeDoonDooDDooeDoo DoowDoocDootDooPDoorDonoDonnDonDDoneDon DonwDoncDontDonPDonrDoDoc?g?oelra?oelrDooooeM?aBu?u?DocumentPr umenocsCel:e yl:e70第45卷 第1期吕晓光，等：多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率SAGD in heavy oil reservoirs J.Xinjiang Petroleum Geology，2022，43（4）：484-490.3 孟祥兵，孙新革，罗池辉，等.强非均质超稠油SAGD储集层升级扩容数值模拟 J.新疆石油地质，2023，44（2）：210-216.MENG Xiangbing，SUN Xinge，LUO Chihui，et al.Numerical simulation on upgrading and dilation of SAGD ultraheavy oil reservoirsJ.Xinjiang Petroleum Geology，2023，44（2）：210-216.4 孙振彪.蒸汽驱井下温度压力连续监测采油技术研究与试验：以曙光油田杜229块为例 J.石油地质与工程，2020，34（1）：103-106.SUN Zhenbiao.Continuous monitoring oil production technology of downhole temperature and pressure by steam flooding：By taking Du229 block in Shuguang oilfield as an exampleJ.Petroleum Geology and 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