超稠油水平井热采技术
海上油田稠油热采技术探索及应用
海上油田稠油热采技术探索及应用
目前我国海上油田主要开采方式为水平井控制压裂，其中稠油油层热采技术是提高开采难度的主要因素之一。
稠油油层存在热采渗流效率低、水平井生产长度短、注汽井成本高等问题，为了克服这些困难，需要不断探索和应用新的技术手段。
一、水平井技术
水平井技术是开发海上稠油的重要手段之一，采用水平井可以增加有效生产长度，提高油气采收率，减少开发深度。
在稠油热采过程中，水平井还可以减少井筒壁面积，降低油层对地面和注汽井的渗流压力，提高注汽井有效注汽压力。
水驱技术是提高稠油油田采收率的重要手段之一。
水驱技术的主要作用是使稠油油层内的油和水混合起来，形成流体，增加稳定生产的面积，减少油层残余油。
在水驱技术的应用过程中，需要根据油层的特征来确定注水井位置和注水量。
三、蒸汽注入技术
对于稠油油层的热采过程，蒸汽注入技术是应用最广泛的一种。
蒸汽注入技术主要是通过注入蒸汽来加热油层，使稠油发生热胀冷缩作用，提高原油流动性，提高采收率。
在蒸汽注入过程中，需要根据油层渗流特点、岩石渗透条件等因素来确定注汽井的位置和注汽量。
四、其他技术
除了以上三种技术外，还有一些其他技术也适用于稠油油田的热采过程，如CO2注入技术、自然气注入技术和油层微生物改造技术等。
这些技术的主要作用是通过调整注入物质的物化性质和结构，改变原油的物化性质和结构，提高采收率。
总之，稠油油田的热采过程是一个复杂的过程，需要综合考虑油层特征、生产条件、经济效益等因素来确定合适的技术手段。
在这个过程中，需要不断探索和应用新技术，提高采收率，减少对环境的影响。
SAGD
SAGDSAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。
其理论最初是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。
将这一原理应用于注蒸汽热采过程中，就产生了重力泄油的概念。
SAGD就是蒸汽驱开采方式，即向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。
目前，利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。
依靠这种开采方式，2004年加拿大年开采原油700万吨以上，最终采收率超过50%，最高达70%以上。
而实际上，中国石油对SAGD技术并不陌生。
早在1996年，辽河油田就应用此项技术打出我国第一对水平井———曙一区杜84-平1-1井、平1-2井。
在集团公司诸多先导技术项目中，辽河油田超稠油开采的蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）成为集团高管层最关注的项目。
陈耕总经理曾多次听取SAGD 现场试验汇报。
辽河油田超稠油油藏埋深大、原油粘度高、油藏压力高，在50摄氏度下，超稠油粘度高达20万毫帕秒，远远高于国外1万至2万的数值。
在当今世界现有稠油开采技术中，作为中国石油股份公司10个重大开发试验项目之一；作为转换稠油开发方式的接替技术，SAGD能否承担起辽河油田超稠油开发重任？我国最大的稠油生产基地———辽河油田应给中国石油人一个惊喜。
从2005年2月到今年3月，辽河油田曙一区杜84块馆陶试验区正式转入SAGD生产，累计生产375天，产油5.1253万吨，井组日产220吨，生产参数指标达到方案设计标准，试验取得初步效果。
有关专家称，如果辽河超稠油转换开发方式得以实现，可使辽河油田增加可采储量1亿吨，延长油田开发期8年以上。
SAGD有效开采中国稠油中国是继美国、委内瑞拉、加拿大之后的世界又一稠油生产大国。
而辽河油田则是我国最大的稠油、超油生产基地。
自1997年开始，辽河超稠油采用蒸汽吞吐方式投入工业化开采，到2000年，规模已突破100万吨，2005年产量达到267万吨。
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。
通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。
水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。
水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。
%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。
稠油热采及水平井注汽
中国石油
3.稠油开采技术状况
（8）化学吞吐
向稠油油藏中注入化学药剂即吞吐液，通过吞吐液在油层中分
散，将稠油乳化成为水包油乳状液，改变稠油的流动性，提高地层
渗透率，增加原油的流动能力。
（9）磁降凝降粘技术
当原油通过磁场时，诱导磁距的产生破坏了石蜡分子结晶时的定
向排列，破坏和延长蜡晶的生成，起到防蜡降凝的作用。同时，磁化 作用破坏了原油各烃类分子间的作用力，使分子间的聚合力减弱，从
而使原油的粘度降低，流动性增强。
中国石油
3.稠油开采技术状况
（10）超声油采油技术
通过声波处理生产油井、注水井的近井地带。使地层中流体 的物性及流态发生变化,改善井底近井地带的流通条件及渗透性。
（11）地震采油技术
①震动可以降低原油粘度机械波使孔隙里的原油连续不断地受
到拉伸和压缩，破坏了原油的流变结构，使原油粘度降低。
降凝机理
加入适量表面活性剂，当油井出油温度降低到某值，蜡晶刚形
成时，可阻止蜡晶分子集合体间相互粘接，防止生成连续的结晶网， 降低高凝稠油的凝点，有利于油蜡水分子集合体通过岩石孔隙。
中国石油
3.稠油开采技术状况
（5）冷采技术
①大量出砂形成“蚯蚓洞网络”, 储层孔隙度从30% 提高到 50% 以上, 渗透率提高几十倍, 极大地提高了稠油在油层中的渗流 能力。 ②出砂冷采井中的稠油通常都溶解一定量的天然气。当压力不 断下降时, 气泡不断变大。这时, 这些气泡形成一个“内部驱动 力”, 驱动砂浆由地层向井筒流动。使原油密度变得很低，从而使 粘度很大的稠油得以流动。 ③由于油层中产出大量砂粒, 使油层本身的强度降低，在上履 地层的作用下，油层将发生一定程度的压实作用，使孔隙压力升高，
稠油热采水平井堵水技术研究应用
稠油热采水平井堵水技术研究应用摘要：水平井技术已成为稠油油藏开发的主要技术之一，受边底水内侵、汽窜等因素影响，水平井高含水问题突出。
在室内实验和数值模拟研究基础上，针对不同的出水规律，形成了适用于弱边水及汽窜井的氮气泡沫调剖控水技术，适用于B点为主出水的插管桥塞卡封配合水泥堵水技术，适用于单点、多点出水或不明确出水点的强边水水平井的温敏可逆凝胶堵水和凝胶复合颗粒堵水技术等稠油热采水平井堵水系列技术。
关键词：稠油油藏水平井堵水技术随着主力稠油油藏进入高轮次吞吐阶段，受边底水内侵、井间汽窜和油井井况变差等因素影响，乐安稠油进入产能迅速递减阶段，为实现产能平稳接替，2007年以来乐安油田针对薄层、出砂、超稠等低品味油藏，应用了裸眼精密滤砂管为主的热采水平井配套开发新技术，实现了草20、广9、王140等稠油新区的规模开发。
目前乐安油田稠油水平井产量占稠油产量的70.6%。
因此稠油水平井产量稳定对稠油产量稳定至关重要。
但是由于边水内侵、汽窜等因素影响造成水平井高含水问题突出，含水大于95%水平井73口，占开井数的38%，高含水问题突出，已成为制约乐安油田稳产的关键因素。
一、稠油水平井堵水技术难点由于稠油油藏的开发方式及水平井复杂的井身结构，决定了机械堵水或者机械卡封的难度较大，也导致常规堵剂及封堵方式不能满足稠油水平井堵水的要求。
目前稠油热采水平井主要采用裸眼精密滤砂管完井方式，这种精密滤砂管挡砂精度高（100～200μm），在挡砂的同时，也阻挡了堵剂的进入，堵剂容易在滤砂管处架桥形成堵塞。
因此，堵水过程中不仅对堵剂粒径要求高，而且施工难度大，风险高。
另外由于水平段筛管的连通性，出水位置难以精确判断，多数情况下只能进行笼统堵水。
同时由于稠油油藏采用热采开发方式，要求堵剂耐高温。
二、稠油水平井堵水技术特点针对稠油水平井堵水难点，通过不断研发，初步形成了氮气泡沫调剖、插管桥塞配合水泥封堵、温敏可逆凝胶和凝胶复合颗粒堵剂四类适应于不同出水类型、不同封堵半径、相对定点堵水的封堵方式。
浅析超稠油油藏开采方式
浅析超稠油油藏开采方式经济的发展离不开各种自然能源的供应，尤其是天然气、石油等化石能源，更是社会运转的关键动力。
据统计2020年我国石油需求量相较于2017年需求量可能将会出现翻倍的情况。
可是根据资料显示，当前我国原油产量并不能满足现阶段供应需求，这就意味着如果我国无法提高石油采集量，那么在2020年时我国原油能源将会出现巨大缺口。
所以我国石油采集必须予以非常规的有资源例如沥青砂、超稠油、稠油等资源足够的重视。
目前国内常用的超稠油采集法中蒸汽吞吐、降粘剂等都是比较常用的技术。
标签：超稠油；油藏开采；降粘剂0 前言国内超稠油最常见开采方式就是蒸汽吞吐。
不过这种技术方式会受到超稠油粘度影响，造成采油含水率过高，这必然会减少石油产量，使得石油开采率降低。
所以在实际作业时，必须结合超稠油的特征，改良开采方法，热三元复合吞吐正是结合了超稠油特征所创新而出的新型开采技术。
1 国内超稠油技术现状超稠油具有非均质严重、原油粘度大的特征[1]。
所以在开采超稠油的过程中，如果使用蒸汽吞吐必然会导致采集周期不稳定、油层动用不均匀的问题。
现如今，国内超稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等方式。
（1）蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是最常用的超稠油开采方式，凭借着成熟、简单的操作方法，得到了业界内的一致认同。
蒸汽吞吐即在开采油藏时，定期向油井注入一定量的蒸气，当井内稠油出现融化，粘性降低以后开采。
蒸汽吞吐不仅作业成本低，同时因使用时间久远所以成为了国内发展与应用最成熟的超稠油开采集输。
国内一般将这种技术作为超、特稠油开发方式。
通过这种技术开采超稠油，既能够实现新水平油井挖潜，又能够有效利用老井挖潜。
（2）蒸汽驱。
蒸汽驱这项技术在全球范围内都有广泛的引用，是大规模、工业化常用的超稠油热开采技术，在开采超稠油中获得了良好的实践效果。
蒸汽驱机理为，减少超稠油粘度，进而提高原有的流动性。
目前来看国外对蒸汽驱的应用要远比国内成熟，国外已经实现了蒸汽驱的超稠油开采普及。
探究超稠油井开采作业中的实际应用
探究超稠油井开采作业中的实际应用
超稠油井是指油粘度特别高的油井，通常粘度可达到上百万厘泊（mPa·s），甚至更高。
这种油井的开采难度极大，常规方法难以高效开采，需要采用一系列特殊的开采技术
和装备来进行开采作业。
在超稠油井的开采作业中，最常见的技术是采用热采法，通过注入高温高压的热水或
蒸汽来减少油的粘性，促进油的流动，从而提高采收率。
这种热采法还需要加入一定的化
学助剂，以增强热溶解和乳化能力，进一步降低油的粘度，促进流动。
此外，在热采法中，还需要设计复杂的注采井网和热循环系统，以高效地冷却和加热注入和采出的液体，保证
连续稳定的生产过程。
除了热采法之外，超稠油井还可以采用干采法。
这种方法是通过机械力量将油压出井口，主要适用于粘度较低的超稠油或含水率较高的超稠油。
常用的干采法有人工摇抽法和
蠕动泵法等，其中蠕动泵法是一种受到广泛应用的干采技术，特别适用于用于开采高含水
率的超稠油井。
此外，在超稠油井开采作业中，还需要注意处理废水问题。
由于热采法和干采法都会
产生大量污水，如果不能有效地处理这些废水，将会对环境造成极大的威胁。
因此，在超
稠油井开采过程中，需要设计高效的污水处理系统，将废水通过多级净化、膜分离和化学
处理等方法进行处理，使得废水达到环保标准后再进行排放。
总之，超稠油井的开采作业是一个高度复杂的过程，需要采用许多专业技术和装备，
才能有效地提高采收率和保护环境。
在未来，随着技术的不断发展和完善，相信超稠油井
的开采作业将会更加高效和环保。
稠油SAGD技术及其应用
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
SAGD的产油速度预测
➢ 兴Ⅵ组为块状超稠油油藏 ➢ 油层顶部埋深770－800 m ➢ 油层发育，最大油层厚度103.5 m，平均46.8 m
平面上大于40 m的厚油层连片稳定分布 ➢ 平均孔隙度26.6% ➢ 平均渗透率为1062×103 μm2 ➢ 初始地层压力7.8 Mpa ➢ 初始油层温度38℃ ➢ 初始含油饱和度65~70% ➢ 20℃下的原油密度为0.9974－1.003 g/cm2 ➢ 50℃时脱气原油粘度为80000－160000 mPa·s
一般油藏都存在有底水。底水的存在会降低SAGD过程 的原油采收率，但总的来说，影响并不大。这是因为在 SAGD生产过程中，蒸汽压力是稳定的，且水平井采油的生 产压差很小，不会引起大的水锥，油水界面基本保持稳定。
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)影响因素
累积采油(104t)
稠油SAGD技术及其应用
一、超稠油蒸汽辅助重力泄油技术 二、水平井及复合井技术 三、改进的火烧油层技术
国外稠油开采新技术技术术 三、改进的火烧油层技术
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
蒸汽辅助重力泄油（SAGD) 是以蒸汽作为热源，依靠沥青 及凝析液的重力作用开采稠油。它可以通过两种方式来实现， 一种方式是在靠近油层底部钻一对上下平行的水平井，另一 种方式是在油层底部钻一口水平井，在其上方钻多口垂直井。 蒸汽由上部的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动， 加热降粘的原油在重力作用下流到生产井。随着原油的采出， 蒸汽室逐渐扩大。
生产井排液速度与注汽速度 之比(采注比)必须大于1.2， 最好达到1.5
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
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超稠油水平井热采技术目录1 概况 (1)1.1 地质概况 (1)1.2 水平井发展历程 (2)1.2.1 开发试验阶段（ 1997~2002） (2)1.2.2 整体部署规模实施阶段（ 2002~目前） (3)2 水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识 (3)2.1 精细油藏研究，优化水平井设计 (3)2.2 优化注采参数，改善水平井开发效果 (4)2.2.1 新区水平井注采参数优化 (4)2.2.2 直井井间加密水平井注采参数优化 (5)2.2.3 高轮水平井注采参数优化及增产措施 (6)2.3 完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果 (7)2.3.1 完善钻完井技术设计，适合超稠油开发 (7)2.3.2 完善配套工艺技术，提高水平井开发效果 (8)2.4 建立监测、跟踪分析系统，及时进行动态调整 (9)2.4.1 利用不同井温测试方法，监测水平段动用程度 (9)2.4.2 利用示踪剂技术，了解水平井与周围直井连通情况 (9)2.4.3 采取有效手段调整水平段动用程度，提高周期生产效果 (10)2.5 应用水平井侧钻技术，实现层间接替 (11)2.6 对水平井生产所取得的认识 (12)2.6.1 水平井在超稠油蒸汽吞吐中优势明显 (12)2.6.2 井间加密部署水平井，挖掘井间剩余油潜力 (13)2.6.3 利用水平井侧钻技术实现层间接替，提高油层动用程度 (14)3 开展蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验，取得初步效果 (14)4 水平井目前存在的问题及下步工作方向 (15)4.1 目前水平井开发存在的问题 (15)4.2 下步工作方向 (15)：lt迄河晰憐勘坯成巣图图1-1曙一区构造位置图1概况1.1地质概况曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，超稠油油藏 储层埋藏浅(550~1150m )，纵向上发育了三套开发层系：馆陶油层、兴隆台油层兴I 〜 W 组和兴切组，其中兴切、兴I 和馆陶油层属于厚层块状油藏，储层物性好，油层相对 集中，有利于水平井整体开发。
储层物性为中-高孔、高渗-特高渗储层；原油具有密度 大、粘度高、凝固点高、胶质+沥青质含量高、含蜡量低的特点；地面脱气原油20°C 时密度一般大于1.0g/cm 3, 50C 时粘度一般在16〜23X 104mPa?s ，地层温度为38〜45C ，原始地层条件下不能流动。
目前杜 84块超稠油探明含油面积6.2km 2，探明石油地质储 量 8273X 104t (图1-1、表 1-1)。
2520.吨万{油产累年»6900O 20304O 21.2水平井发展历程辽河油田从1997年开始进行水平井热采超稠油，其发展历程共分为两个阶段：开 发试验阶段(1997~2002)、整体部署规模实施阶段(2003年以后)(图1-2)。
1.2.1开发试验阶段(1997~2002)1997年，为了优化超稠油的开发方式，探索水平井在超稠油开采中的优势，在曙 一区杜84块东北部0.17km 2的区域内部署5 口水平井，开发目的层为兴切组，水平段 长度为210m 。
截至2005年6月底，5 口水平井累积注汽22.4万吨，累产油13.7万吨, 累产水17.9万吨，油汽比0.61，回采水率79.7%,采注比1.41，其中平11~平 14的采 出程度为33.3%，生产效果较好。
水平井蒸汽吞吐的生产特点：⑴、水平井日产水平高，约为直井的 2倍。
⑵、第一 周期主要是预热、解堵油层，生产时间短，周期产量较低，随着周期增加，生产效果逐 渐变好，周期产油是直井的2-3倍。
⑶、生产操作成本低，约为直井的55%。
由于当时水平井热采处于开发试验阶段，在水平井生产初期注采参数没有达到优 化，现场操作也存在一些不足之处，主要表现在初期注汽排量、注汽强度较低，水平段 动用不均问题无法解决，回采效果不理想；同时配套工艺技术较落后，周期生产初期抽 油泵举升能力小，同时隔热管只能下到曲率段上方的直井段，造成液流通过曲率段时温度急剧下降，阻力增加，降低了周期生产效果。
此外由于使用的TBS 防砂筛管不能适应超稠油生产，生产2、3周期后均发生不同程度的套变，造成生产井段减少，吞吐效39>口{数井产投30:——:年产油* 投产井数454035 图1-2特油公司水平井生产曲线35555555 O0520份年4000012000122整体部署规模实施阶段（2002~目前）通过近5年的水平井热采超稠油开发实践，在水平井部署、 钻完井设计、注采参数 优化、水平井监测及调整水平段动用程度等方面积累了丰富的现场操作经验，同时伴随着钻完井技术的飞速发展，配套工艺技术的进步与完善，使得在近3年间，水平井规模 不断扩大，数量由5 口增加到39 口，年产油量也由不到2万吨增加到20万吨以上。
水 平井部署领域不断扩大，由单一水平井发展到新区水平井井组、老区直井井间加密、水 平井层间接替、等不同的领域。
注采参数的优化使得水平井周期效果变好，不同监测手 段的应用指导了增产措施，高温调剖、三元复合吞吐、大修等措施的应用减缓了老井递 减，提高了水平井周期生产效果。
同时还在转换开发方式上不断探索，开展直井与水平 井组合SAGD 先导试验。
2水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识通过8年的理论研究与现场操作实践相结合，在应用水平井技术热采超稠油方面精 细油藏描述，优化水平井设计、注采参数，建立了一整套的监测、跟踪分析系统，完善 了配套钻采工艺技术，取得了较好的生产效果。
2.1精细油藏研究，优化水平井设计依据油藏工程设计原则，结合油藏地质条件和原油物性特点，通过油藏工程计算法、 数值模拟研究，优化部署水平井。
水平井主要地质设计参数：水平井的长度、井距、垂 深。
⑴、水平段长度的优选水平段的长度主要受两个因素的影响：一是沿水平段的压降；二是井下泵的排液 能力。
利用数模研究了水平井段长度与产油量、增油量关系曲线（图 2-1），确定超稠油水平段长度在250-400m 之间。
图2-1水平井段长度与产油量、增油量关系曲线300002000010000100 200 300 400 500 600 700水平段长度（m009000 600030避射厚度（m力{度程出采段阶（2）、水平井井距优化利用数模研究水平井不同井距蒸汽吞吐指标进行优化研究， 从累积油汽比、采收率 指标综合确定水平井井距为70m （表2-1）。
⑶、水平段在油层中的位置在油层不存在底水的情况下水平段的位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以 减少储量损失；在油层存在底水的情况下， 为避免底水锥进，唯一的方法就是保持汽腔 与水层之间具有一定的距离（避射厚度）。
经优选，在油层存在底水的情况下，水平井 段距油水界面距离为20m （图2-2）。
图2-2水平井避底水厚度与采出程度关系图2.2优化注采参数，改善水平井开发效果221新区水平井注采参数优化杜84块超稠油粘度较高，新区油层仍处于原始状态，油藏温度低，没有流动能力, 吸汽能力较差，因此第一周期采用低排量注汽，一般为7t/h，注汽强度为10-15t/m，主要目的是预热、解堵油层，降低地层压力，减少水平段动用不均，初期注汽压力较高, 采用低排量注汽能够保证注汽干度，提高热效率。
第二周期以后，油层压力逐渐降低，O00O00{油产期周O00 6 4 20 0 0比汽油0.77周期2吸汽能力得到改善，此时采用大排量注汽，一般为17-18t/h，提高注汽强度。
回采应用大型塔架型抽油机配和95mm大泵，目的是满足水平井的排液能力，提高日产液，提咼周期生产效果（表2-2）项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 20-25 25-30 25--30 25-30注汽排量t/d 6-8 6-8 14-16 15-17 15-18 15-18 焖井时间d 6-8 8-10 10-15 泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 选择中末期mm 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 2003年以来，分别在兴I、切组新区投产水平井9 口，通过参数优化，取得较好效果，与1997年投产老水平井相比，周期效果要好于老水平井，在前三周期，新区水平井平均周期累产油2937吨，油汽比0.69，而97年水平井周期产油仅为2152吨，油汽比0.52 （图2-3 ）。
1 周期 2图2-3新区水平井与老水平井周期吞吐效果对比表2.2.2直井井间加密水平井注采参数优化由于直井蒸汽吞吐半径有限，通过监测得出井间虽然得以动用，但仍是剩余油富集区，含油饱和度在65~70%。
在直井井间部署水平井，不仅能够挖潜剩余油，还能在吞吐后期与直井组合实施SAGD。
与新区相比，温度较高、压力、含油饱和度略低，因此初期注汽排量、强度较高，相当于新区水平井第三周期以后的情况（表2-3）。
项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 25-30 30以上30以上30以上注汽排量t/d 14-16 14-16 16-18 16-18 16-18 16-18 焖井时间d 8-10 10-15泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 00周期产油对比—新水平井-97水平井油汽比对比新水平井97水平井0.56自2003年以来，分别在馆陶、兴切组油层部署直井井间加密水平井18 口，目前投产10 口，通过注采参数优化，生产效果较好；与加密直井相比，水平井生产效果明显优于直井，周期产油是直井的8倍，油汽比是直井1.5~2倍左右，因此采取井间加密水平井是缓解老区递减，提高采收率的有效手段（表2-4 ）。
表2-4兴W组老区直井井间加密水平井与加密直井生产效果表2.2.3高轮水平井注采参数优化及增产措施1997年部署5 口老区水平井，除平26外，其余4 口水平井目前已经平均吞吐11.7 周期。
优化注采参数、采取各种措施以增加、稳定、延缓老区水平井的产量，探索出一条水平井热采超稠油进入高周期后的措施之路。
由于水平井进入高周期，采出程度高，生产效果变差，表现为周期吞吐效果逐渐变差，地层压力下降及水平段动用不均，针对这些矛盾，于2003年来对水平井组陆续实施整体调剖、整体三元复合蒸汽吞吐等措施，取得较好措施效果（图2-4）。
比汽油图2-4老区水平井吞吐规律曲线（第10、11周期分别实施整体调剖、三元复合吞吐措施）2.3完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果231完善钻完井技术设计，适合超稠油开发针对杜84块油藏发育特点，在水平井钻井实施过程中相应的设计了不同的钻井轨迹，在提高钻井质量的同时，也为后期水平井生产提供了保证。