DB65/T 4944-2025 油砂矿SAGD开发技术规范

　　新 疆 维 吾 尔 自 治 区 地 方 标 准

　　DB65/T 4944—2025

　　油砂矿 SAGD 开发技术规范

　　Technical specification for SAGD development of oil sands ores

　　2025- 11-25发布 2026-01-25实施

　　新疆维吾尔自治区市场监督管理局 发 布

　　DB65/T 4944—2025

　　目 次

　　前言 II

　　1 范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4 地质工程 2

　　5 钻井工程 8

　　6 采油工程 10

　　7 矿藏开发管理 12

　　I

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　　前 言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草 。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由克拉玛依市富城能源集团有限公司提出。

　　本文件由新疆维吾尔自治区工业和信息化厅归口并组织实施。

　　本文件起草单位：克拉玛依市富城能源集团有限公司、克拉玛依市富城油砂矿资源开发有限责任公 司、招商新疆质量和标准化研究院有限公司、新疆维吾尔自治区质量基础发展研究院、克拉玛依市富城 油气研究院有限公司、中油(新疆)石油工程有限公司、新疆绿色技术研究院有限公司。

　　本文件主要起草人：康永健、林军、周峰、张洪、姚璐、马平、韩晓龙、贺芙蓉、周昌鸿、韩玉凡、 肖见、张礼刚、王泽鑫、王冠南、其那尔 ·胡山、巩玉影、陈迎晓、蒋文海、孙宝宗、刘彤晖、李治、 唐文军、石小磊、王毅、孙晓刚、彭雪、薛生明、邱林军、王江华、何晓波、黄博、张皓翔、翟斌、张 磊、刘景宇、寻博靖、张霁、樊靖文、柳波。

　　本文件实施应用中的疑问，请咨询克拉玛依市富城能源集团有限公司。

　　对文件的修改意见建议，请反馈至新疆维吾尔自治区工业和信息化厅(乌鲁木齐市友好南路179号)、 克拉玛依市富城能源集团有限公司(克拉玛依市克拉玛依区宝石路278号)、新疆维吾尔自治区市场监 督管理局(乌鲁木齐市新华南路167号)。

　　新疆维吾尔自治区工业和信息化厅 联系电话：0991-4536153;传真：0991-4520676;邮编：830000 克拉玛依市富城能源集团有限公司 联系电话：0990-6620081;传真：0990-6620081;邮编：834000

　　新疆维吾尔自治区市场监督管理局 联系电话：0991-2818750;传真：0991-2311250;邮编：830004

　　II

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　　油砂矿 SAGD 开发技术规范

　　1 范围

　　本文件规定了采用双水平井蒸汽辅助重力泄油技术开发油砂矿过程中的地质工程、钻井工程、采油 工程以及矿藏开发管理的要求。

　　本文件适用于采用蒸汽辅助重力泄油技术 (SAGD) 开发的油砂矿。

　　2 规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本 文件 。

　　DZ/T 0217 石油天然气储量估算规范

　　SY/T 5087 硫化氢环境钻井场所作业安全规范

　　SY/T 5328 石油天然气钻采设备 热采井口装置

　　SY/T 5467 套管柱试压规范

　　SY/T 5579.1 油藏描述方法 第1部分：总则

　　SY/T 5579.2 油藏描述方法 第2部分：碎屑岩油藏

　　SY/T 5724 套管柱结构与强度设计

　　SY/T 6102 油田开发监测及资料录取规范

　　SY/T6268 油井管选用推荐作法

　　SY/T 6276 石油天然气行业健康、安全与环境管理体系

　　SY/T 6332 定向井轨迹控制

　　SY/T 6464 水平井完井工艺技术要求

　　SY/T6510 稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求

　　SY/T 6998 油砂矿地质勘查与油砂油储量计算规范

　　SY/T 7378 油气藏三维定量地质模型建立技术规范

　　3 术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　油砂矿 oil sands ores

　　经过地质作用改造形成的，由油砂砂粒、油砂油、矿物质、粘土和水组成的自然富集混合物，其中 的油砂油在自然条件下呈固态或流动性差，无自然产能。

　　3.2

　　蒸汽辅助重力泄油技术 steam assisted gravity drainage technology;SAGD

　　通过一口注入井将蒸汽连续注入油层并加热油砂油使其在重力作用下流至生产井采出的技术。 3.3

　　预热 preheating

　　1

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　　注入井和生产井同时注蒸汽或多种介质复合蒸汽循环，加热井筒附近油砂层并建立两井间热力、水 力连通的操作。

　　3.4

　　快速预热 fast preheating

　　通过采用储层扩容、溶剂辅助、电加热等技术措施增强注采井筒周围地层的物性条件，从而加快建 立两井间热力、水力连通进程的操作。

　　3.5

　　生产 production

　　注入井连续注蒸汽或蒸汽热复合介质、生产井连续生产的过程。

　　3.6

　　防闪蒸温差 Sub-cool

　　井下水平段某点实际压力对应的饱和蒸汽温度与该点流体实际产出温度的差值。

　　示例：井下A 点测温213℃,测压2.5 MPa,2.5 MPa 对应饱和蒸汽温度223 ℃,此时A 点Sub-cool为223 ℃- 213 ℃=10 ℃;Sub-cool越大，表明该点液面越高。

　　3.7

　　连通判断 communication judgement

　　判别注入井和生产井间连通特征的操作。

　　3.8

　　夹层 interbed

　　油砂层内部限制和阻碍流体流动的非渗透层或低渗透层。

　　3.9

　　连续油砂层 continuous oil sand layer

　　同一油砂层内，非渗透夹层厚度小于1m、 低渗透夹层厚度小于2m 的油砂层段。

　　示例：某段油砂层厚度13m, 中间发育一段泥岩层厚度0.8m, 则该段油砂层为连续油砂层。

　　3.10

　　当量密度 equivalent density

　　刚好平衡某一深度地层内石油、天然气或水层的压力时所需要的钻井液密度。

　　3.11

　　采注比 production injection ratio

　　采出液量与注入剂的地下体积之比。

　　示例：某井采出液120t/d,注入蒸汽(水当量)100t/d,则采注比为120/100=1.2。

　　3.12

　　地震勘探及监测数据 seismic exploration and monitoring data

　　利用人工激发地震波，并通过观测和分析地震波在地下介质中的传播特性，所获得的关于地下地质 构造、岩性分布、油气藏流体分布、矿藏生产过程注入剂波及范围等相关数据。

　　4 地质工程

　　4.1 油砂矿静态描述要求

　　4.1.1 矿区概况

　　应包含以下几个方面：

　　2

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　　a) 自然条件简况，包括矿区地理位置、地形地貌、植被发育、气候条件、水文条件、交通及经济 状况等;

　　b) 区域地质情况，包括矿床构造位置及构造发育史、地层层序及沉积环境等;

　　c) 勘探开发简况，包括油砂矿藏勘探发现历程、评价工作及取得认识、矿权归属信息等;

　　d) 资料录取情况，包括地震勘探及监测数据、探井和评价井数量、钻井取心、油砂探孔、分析化 验数据和评价资料及试油试采情况等;

　　e) 开发准备情况，包括发现井或评价井试井、热力或常规试油、试采及开发试验情况等。

　　4.1.2 地层划分与对比

　　要求如下：

　　a) 开发阶段地层划分与对比要求细分至小层或单砂体;

　　b) 新区应以基准井为依据，结合周围及邻区探井或探孔，明确地层对比标准层或标志层，采用“旋 回对比、分级控制”的方法进行区域地层划分和对比;

　　c) 划分过程应结合构造、沉积方向，建立骨干剖面并逐步形成对比网络，逐井逐层对比，沿剖面 闭合，并结合地层发育状况及厚度变化，验证划分对比的正确性与合理性。

　　4.1.3 构造特征描述

　　应包括地层顶、底面形态和断裂性质，要求如下：

　　a) 按照地层划分情况，逐层采用插值方法形成顶底构造等值线图，在此基础上描述开发目的层构 造面的变化趋势和特点，包括地层走向、倾向、构造形态及局部微构造变化等;

　　b) 根据地震、钻井、测井、测试等资料，描述研究区断裂系统特征，分级描述断层性质、分布形 态和密度、断层走向、断距、断面、倾角等参数。

　　4.1.4 沉积特征描述

　　应包括沉积环境和沉积相，内容如下：

　　a) 沉积相划分至相、亚相和微相;

　　b) 建立全矿藏剖面标准微相柱状图和全矿藏测井相模式，对所有井进行单井划相;

　　c) 总结单井相模式、剖面相模式、平面相模式、三维相模式，描述各层沉积相的时空演化关系和 分布特征，识别优势相;

　　d) 应根据开发层系划分情况逐层系描述沉积相特征的时空演变规律。

　　4.1.5 储层特征描述

　　要求如下：

　　a) 除按照SY/T5579.1 的要求执行外，应重点划分和描述连续油砂层，同一开发层系单元内有多 套连续油砂层时，应分别描述;

　　b) 开发区内有油砂孔数据时，应建立油砂孔与含油饱和度回归关系，评价结果相互印证，确保储 层含油性描述符合实际地质情况;

　　c) 对于厚度大于10m 的连续油砂层，需要确定连续油砂层厚度平面分布及顶、底部构造，并描 述过渡带或底水分布与连续油砂层底部构造的关系;

　　d) 要求通过岩心室内地质力学实验分析测取岩石力学参数，取样点应能代表开发目的层的典型特 征，同时在油砂层岩心样本对应层段现场试注测取地应力参数。

　　3

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　　4.1.6 隔夹层描述

　　除按照SY/T5579.2 的要求执行外，还应通过岩心室内地质力学实验分析测取隔夹层岩石力学参数， 重点描述夹层岩性、厚度、大小、位置、展布范围、分布频次及渗透性等。

　　4.1.7 盖层评价

　　应包含静态和动态评价两方面，要求如下：

　　a) 地质静态评价，通过岩心室内地质力学实验分析测取盖层岩石力学参数，对盖层岩性、厚度、 平面和纵向分布特征及完整性进行描述;

　　b) 开发动态模拟评价，根据岩心室内地质力学实验分析结果，综合考虑注入压力，采用矿藏工程 计算或数值模拟方法耦合地质与力学参数进行盖层封闭性评价。

　　4.1.8 流体性质描述

　　要求如下：

　　a) 描述不同油砂层段的地面脱气油砂油性质，包括组分、密度、黏度、凝点、含蜡量、含胶量、 含硫量、沥青质含量、初馏点、重金属含量等;

　　b) 分层描述油砂油黏度及密度在平面上的分布，井点数据取50℃条件下的地面脱气原油黏度;

　　c) 描述不同温度条件下的原油粘度变化，根据黏度-温度曲线判断油砂油在开发操作温度下的流 动能力以及流动界限，指出油砂油黏度降低至100mPa·s 以下所需的温度;

　　d) 描述不同层段地层水的水型、离子组成、总矿化度等。

　　4.1.9 油水关系描述

　　要求如下：

　　a) 根据钻井取心、油砂钻孔、测录井、试油及测试等资料，分别建立油砂层、油水同层、水层判 别标准;

　　b) 分层描述油砂层、油水同层、水层展布特征，包括平面分布、纵向分布和相互接触关系，平面 分布应具体描述含油砂油储层的内、外边界，纵向分布应具体描述水层厚度及油水过渡带变化。

　　4.1.10 地层压力与温度描述

　　要求如下：

　　a) 主要应用油井测试法，包括静压点测试、试井法等结合测井法、录井法确定压力梯度，计算压 力系数，建立矿层海拔与压力的关系，判断压力是否异常;

　　b) 根据实测温度点建立地温梯度曲线，计算确定油砂矿藏任意点的温度;

　　c) 根据实验和理论计算方法确定地层破裂压力;

　　d) 开发区缺少压力与温度的测试资料时，应借鉴邻区同层已开发区的温压梯度关系参考推断本 区压力与温度。

　　4.1.11 储量计算

　　计算方法和内容要求如下：

　　a) 应根据油砂矿藏钻井及油砂钻孔取资料情况确定，以最大程度提高计算精度为原则，钻井资料 和油砂孔资料应相互验证，互为补充;

　　b) 计算采用重量含油率法或容积法，重量含油率法按照SY/T6998 的规定执行，容积法按照DZ/T 0217的规定执行;

　　4

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　　c) 应分别计算全井段储量和SAGD 实际动用的连续油砂层储量。

　　4.1.12 三维地质模型

　　模型建立的内容及要求如下：

　　a) 地层框架应包括顶、底盖层及油砂层，构造展布应严格遵循井点数据，能正确反映矿层变化趋 势，断裂应反映出平面走向和倾角;

　　b) 模型网格精度要求平面上应至少反映10m 级的变化，垂向上应至少反映0.5 m 级的变化，网 格范围和规模应具有代表性且能反映出矿体非均质特征;

　　c) 模型应能代表油藏实际的油砂层、隔夹层、盖层、底水层展布特征，非均质性和物性、油砂油 含量变化特点，并能够在粗化后用于数值模拟研究。

　　d) 建模方法及质量控制应符合SY/T 7378的要求。

　　4.2 开发综合分析要求

　　4.2.1 生产简况

　　描述内容及要求如下：

　　a) 新区要重点对同类油藏 SAGD 生产情况进行描述，并对本油砂矿藏前期试油试采情况进行分 析;老区则重点描述本油砂矿开发生产情况;

　　b) 描述内容包括但不限于开发方式、井数、开发阶段、日产油、油汽比、采出程度等指标。

　　4.2.2 生产特征及规律

　　应分别以油砂矿藏和井组为单元开展分析，要求如下：

　　a) 以 SAGD 单井组为单元，按预热阶段、蒸汽腔上升阶段、蒸汽腔扩展阶段、蒸汽腔下降阶段 分类分析，阐述预热连通程度、水平段动用程度、蒸汽腔发育情况、储量动用程度等指标;

　　b) 分析预热阶段与SAGD 生产阶段的操作压力、井间压差、产油量、产液量、含水率、注汽量、 油汽比、采注比等开发指标变化特征及规律;

　　c) 以油砂矿藏为单元，阐述整体所处开发阶段、储量动用程度、产油量、产液量、含水率、注汽 量、油汽比、采注比等开发指标变化特征及规律;

　　d) 对于有明显分类特征的不同油砂矿藏，还应对比分析阐述开发特征及规律。

　　4.2.3 影响因素分析

　　应分别分析影响SAGD生产的地质及工艺关键因素，内容如下：

　　a) 地质动静态参数，包括隔夹层、近井地带储层物性、原油黏度、注采参数、防闪蒸温差、水平 段动用情况;

　　b) 钻井工程和采油工程相关的参数，包括井轨迹、管柱适应性、举升方式适应性、注汽稳定性等 性能指标。

　　4.2.4 增产措施技术及效果评价

　　对本油砂矿藏及邻区同类油砂矿藏已实施的改善SAGD开发效果技术措施进行分析评价，做出技术 适应性判断和经济可行性结论，对比优选适用技术。

　　4.3 SAGD水平井部署及设计

　　4.3.1 井网确定

　　5

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　　除满足SY/T 6510的要求外，对于纵向上多层油砂矿藏开发，还应分别设计井网，且不同层井组轨 迹在地面的投影应至少错开半个井距或至少满足钻井防碰要求。

　　4.3.2 井距设计

　　除满足SY/T6510 的要求外，还应类比同类型油砂矿SAGD项目，根据物理模拟实验结果或利用数值 模拟方法进行优化，对比不同井距峰值产量、油汽比、稳产时间及最终采收率等指标，分析蒸汽腔扩展 特征及生产规律，确定井距优化结果。

　　4.3.3 布井原则

　　直井、水平井部署原则如下：

　　a) 双水平井部署范围内目的层连续油层厚度应达到最低经济产油量所需的厚度要求;

　　b) 目的层油层段水平渗透率应大于500×10-³μm²;

　　c) 水平段轨迹或直井距离断裂平面距离应至少在1个井距以上;

　　d) 直井控制井宜充分考虑中后期辅助生产应用，结合油层展布变化特点和非均质情况部署，试验 开发或构造复杂、油砂层变化大的矿藏可适当增加控制井数;

　　e) 直井控制井位置宜部署在水平段后段或隔夹层发育突出的区域。

　　4.3.4 设计内容及方法

　　要求如下：

　　a) 水平井设计内容应包括水平段长度、水平段垂向间距、水平段倾角、水平段在油层中的位置、 水平井与夹层位置关系、注入井与生产井井口距离、注入井和生产井靶前位移;

　　b) 应采用类比论证与数值模拟方法，综合考虑油藏条件、工艺技术水平和经济效益，设计水平井 参数，轨迹设计应在三维地质模型基础上进行;

　　c) 设计剖面属性应包括但不限于油砂油饱和度、渗透率等关键参数，水平段脚跟及脚尖处应详细 标注油砂层顶、油砂层底、连续油砂层顶、连续油砂层底界海拔。

　　4.3.5 双水平井地质设计

　　要求如下：

　　a) 注入井和生产井靶前位移根据井深优化确定，水平段长度宜大于300m, 水平段垂向间距宜在 4m～6m, 水平段倾角应保证水平段终靶点与入靶点的高度差不超过水平段垂向间距;

　　b) 生产井水平段应位于连续油层底界1m 以上，存在底水时，应位于纯油层底界2m 以上，底 水体积较大且能量充足时，参考油砂层厚度相应提高避水距离至3m～5m;

　　c) 注入井应确保70%以上的水平段距离上方夹层3m 以上，油砂层厚度受限时，距离1m～2m 即可，但要有投产后储层改造措施;

　　d) 局部连续油砂层底部构造变化较大时，应设计两段式轨迹，最大程度动用储量，注入井水平段 保持水平，生产井水平段终点高度不应低于起点高度。

　　4.4 注采参数设计

　　4.4.1 预热阶段

　　参数设计要求如下：

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　　a) 预热阶段注采参数包括循环预热压力、单井循环预热注汽量、分阶段循环预热时间和操作压差、 判断准则，各项参数应根据油砂层地质条件采用数值模拟方法或同类矿藏类比确定，类比对象 应是地质条件相似，且已经采用SAGD 开发方式成功开发的油砂矿;

　　b) 采用储层扩容、溶剂辅助、电加热等新技术方案预热时，宜充分论证技术适应性，具体编制实 施方案，提出配套参数。

　　4.4.2 转生产时机

　　循环预热操作结束后，开展连通判断，转生产时机依据如下原则确定：

　　a) 温度监测水平段连通长度达到80%以上;

　　b) 生产井停注后3d～5d, 水平段连通段温度仍保持在150℃以上，井组采注比保持在0.7以上， 产出液含油率达到10%以上;

　　c) 注入井与生产井压力相关性好，表现为正相关。

　　4.4.3 生产阶段

　　参数设计应包括生产初期和中后期，要求如下：

　　a) 生产初期操作压力应不高于地层压力0.5MPa, 生产相对稳定后，适当提高操作压力，但应小 于油砂层破裂压力0.5 MPa, 生产后期操作压力应不高于地层压力0.5 MPa;

　　b) 生产初期采注比宜保持0.8～1.0,稳定期采注比1.1～1.2,后期采注比1.2～1.3;

　　c) 生产过程中，防闪蒸温差宜控制在10℃~20℃;

　　d) 生产中后期蒸汽腔全面发育到顶或产量递减期，可适时注入氮气、甲烷等非凝析气体，维持蒸 汽腔压力和降低热损失，提高蒸汽热利用率和整体开发效果。

　　4.5 开发部署及指标

　　4.5.1 水平井的部署应满足4.3的要求。控制井和观察井尽量均匀分布，应同时满足油层控制、水平 井轨迹设计、蒸汽腔监测及生产中后期辅助生产需要，工业化开发直井控制井和观察井与 SAGD 水平 井比例宜不低于1:1。

　　4.5.2 开发部署应按照SAGD 开发井网、井距、井型、井轨迹等优化设计参数，以油砂矿储量动用最 大化为原则，即部署井应尽可能控制储量，兼顾钻井、采油、地面等技术要求，设计多套开发井网方案， 对比优化。

　　4.5.3 开发指标预测应分为预热和生产阶段。预热阶段包括：预热时间、日注汽量、日产液量、累积 注汽量、累积产液量、采注比、回采水率;生产阶段包括：生产时间、日注汽量、日产液量、日产油量、 含水率、年注汽量、年产液量、年产油量、累积注汽量、累积产液量、累积产油量、油汽比、采注比、 采油速度和最终采收率。

　　4.6 监测系统设计

　　原则、内容及要求如下：

　　a) 监测内容包括但不限于温度、压力、含油饱和度、蒸汽腔扩展速度和形态等，监测工作应覆盖 SAGD 开发全过程;

　　b) 监测方法以成熟、经济、适用为原则，在生产井中应采用热电偶或光纤测温方式对水平段温度 进行实时监测，采用热电偶监测时点距应小于50m; 其它生产数据的录取按照SY/T 6102的 规定执行;

　　c) 要求选择50%以上控制井进行移动式观测，观测位置应能满足生产初期、生产中期和生产后 期温度、压力、汽腔监测、流体外溢、盖层完整性和剩余油评价的需要。

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　　4.7 预热操作要求

　　4.7.1 常规预热

　　4.7.1.1 预热前应清洗井筒，确保井筒畅通，井口及井下温度、压力测试，蒸汽及产出液计量运行正 常。

　　4.7.1.2 预热过程包括井筒预热、均衡提压和稳压循环三个阶段;井筒预热阶段要求1周内水平段全 井段见汽;均衡提压阶段要求注入井和生产井逐步提高井底压力，且井底压力应低于油藏破裂压力0.5 MPa; 稳压循环阶段要求注入井和生产井均以稳定的压力循环，直至出现压力连通特征;全阶段采注比 控制在0.8～1.0。

　　4.7.1.3 预热过程中应采用注入溶剂辅助、电加热等技术提高预热均匀性，降低能耗和碳排放。

　　4.7.2 快速预热

　　4.7.2.1 注入参数设计包括地面注入压力、注入排量等，应按压力变化特征和扩容全过程分阶段设计 参数。

　　4.7.2.2 注入压力应根据目的层地应力大小、储层渗透性及非均质性、管柱结构等因素优化，设计最 高井底注入压力应低于地层破裂压力0.5 MPa。

　　4.7.2.3 注入排量应根据地层情况、设备能力、管柱结构、井口、注入压力变化情况等确定。

　　4.8 转 SAGD 生产判断

　　循环预热结束后，获得以下结论即可转为SAGD 生产：

　　a) 数值模拟预测或根据井下测试资料推算注入井和生产井井间原油黏度降到100mPa · s 以下;

　　b) 注入井和生产井注汽压力相关性好，表现为正相关，井间连通段大于水平段总长度的80%;

　　c) 生产井停注后，水平段温度仍保持150℃以上，采注比保持0.7以上，产出液含油率10%以 上。

　　4.9 转 SAGD 生产操作

　　要求如下：

　　a) 转 SAGD 生产初期，宜保持尽量高的液面生产;

　　b) 蒸汽腔上升阶段以提高操作压力加速蒸汽腔垂向扩展为主，蒸汽腔到顶阶段以控制操作压力 降低热损失为主，蒸汽腔下降阶段以降低压力充分利用余热为主;

　　c) 生产阶段调控以注汽点优化、汽液界面建立、注采参数优化、增汽提液为主线，综合考虑储层 物性、工艺参数和生产动态，以加速蒸汽腔快速均匀扩展，提高水平段整体动用率，提升开发 效果为原则。

　　5 钻井工程

　　5.1 设计原则

　　5.1.1 井身结构设计

　　原则如下：

　　a) SAGD 水平井组宜采用常规三开井身结构，直井采用二开井身结构;

　　b) 井眼尺寸根据采油工程需求，以油层套管尺寸为基准，采用标准配合间隙依次设计各开次套管， 表层套管尺寸可根据采油工程需要放大一个级别;

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　　c) 技术套管至少下至水平段起点;

　　d) 采用抗高温加砂水泥固井完井，完井采用先期防砂筛管悬挂完井。

　　5.1.2 轨迹设计

　　原则如下：

　　a) 注入水平井采用“直一增一稳”三段制轨迹，井眼曲率小于13°/30m;

　　b) 生产水平井采用“直一增一稳—增一稳一平”六段制轨迹，采油泵放置位置设计至少20m 稳 斜或微增段，井眼曲率小于3°/30m。

　　5.1.3 钻具组合及定向工具设计

　　原则如下：

　　a)SAGD 生产井采用常规弯螺杆+MWD+加重钻杆(钻铤)定向钻具组合;

　　b) 宜优先钻生产井;

　　c) SAGD 注入井中完采用常规定向钻具组合，水平段以先期完钻的(采油)井实钻轨迹为引导， 采用精确定位导向工具(磁导向)随时校正轨迹，消除定向仪器自身误差带来的轨迹椭圆误差， 保证注入井、生产井空间距离满足设计要求。

　　5.1.4 钻头设计

　　采用适宜的牙轮钻头或PDC钻头。

　　5.1.5 井控设计

　　原则如下：

　　a) 井控装置按井控实施要求进行设计，宜选用双闸板防喷器组合及控制装置;

　　b) 防硫化氢设计根据油田实际情况，按照SY/T 5087的规定进行设计;

　　c) 各次开钻应取得地层破裂压力数据。

　　5.1.6 钻井液设计

　　原则如下：

　　a) 采用区块成熟的钻井液体系;

　　b) 密度与地层压力相匹配;

　　c) 体系具备良好的保护油层的性能;

　　d) 水平段钻井液具备良好的润滑性;

　　e) 钻井液应符合安全环保要求。

　　5.1.7 固完井设计

　　原则如下：

　　a)SAGD 井组表层套管采用常规加砂水泥固井，水泥返至井口;

　　b)SAGD 井组技术套管采用G 级加砂抗高温水泥固井，水泥返至井口;

　　c) SAGD 井组完井采用筛管先期防砂悬挂完井;

　　d) 宜采用热采套管头;

　　e) 中完套管试压按照SY/T 5467的规定执行。

　　5.2 施工程序及要求

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　　5.2.1 钻前准备

　　按如下要求执行：

　　a) 井场大小应以轨迹控制技术需要的面积重新布局，包含配合用钻机或修井机占地;

　　b) 注入井、生产井井口间距根据轨迹控制设计要求，不应小于8m;

　　c) 钻机设备摆放需兼顾两口井的实施。

　　5.2.2 钻井实施

　　按以下要求执行：

　　a) 钻井实施顺序为先实施生产井，后实施注入井;

　　b) 生产井实施按照常规水平井进行实施;

　　c) 注入井实施按照紧密轨迹控制规范实施，以生产井水平段实钻轨迹为蓝本，间隔20m 设置靶 点;

　　d) 通过获取数据引导注入井水平段钻进;

　　e) 轨迹需要调整时，利用随钻测量 (MWD) 的工具面参数，实现滑动作业，以调整生产井的井 斜角及方位角，控制其井眼轨迹位于生产井的正上方5m, 到达预先设计的目标点后重新设置 下一个目标点，引导注入井眼的钻进，重复上述的过程，直至完成注入井水平段的钻进;

　　f) 在保持井眼轨迹沿生产井的轨迹趋势钻进的同时，注入井的井眼轨迹尽可能保持平直;

　　g) 钻井过程中必须随钻监测井下温度，并制定详细的预防井喷事故应急预案。

　　5.2.3 定向作业程序

　　按如下要求执行：

　　a) 技术套管阶段及生产井水平段定向作业应满足SY/T6332 的要求;

　　b) 注入井水平段定向作业执行精确定位导向工具操作程序。

　　6 采油工程

　　6.1 设计原则

　　6.1.1 油层保护要求

　　根据储层特点，分析完井过程、修井作业过程及生产过程中油层主要损害因素，提出相应油层保护 要求及措施。

　　6.1.2 完井工程设计

　　6.1.2.1 完井方式选择

　　根据油藏特点、SAGD 生产参数设计要求，设计完井方式，要求满足防砂、注采要求，套管尺寸选 择满足油管柱下入要求。SAGD 水平井完井工艺应符合SY/T 6464的规定。

　　6.1.2.2 完井轨迹要求

　　考虑油管柱、井下抽油泵安全起下及正常生产，钻井过程中大曲率水平井完井轨迹的要求如下：

　　a) SAGD 水平井组井眼曲率不大于13°/30 m;

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　　b)SAGD 生产水平井下泵位置处设计稳斜段，稳斜段长度满足井下抽油泵及配套装置总长度要 求，并预留油管柱热膨胀伸长的长度;稳斜段井眼曲率小于3°/30m, 稳斜段与水平段垂距越 小越好，不大于35m;

　　c) 井眼轨迹平滑，满足采油及增产措施工艺管柱安全起下要求。

　　6.1.2.3 油层套管及筛管

　　设计原则如下：

　　a) 根据单井配产、流体性质、举升工艺、配套工艺等方面综合分析确定油层套管的尺寸、强度及 材质，同时油层套管的选用应符合SY/T 6268和SY/T 5724的有关规定;

　　b) 防砂筛管参数的确定原则是能有效防止地层出砂，同时流体流经筛缝时压降低，尽可能不影响 原油产出。通常根据储层特性、流体性质、砂样分析、出砂情况及成本确定适宜的筛管类型及 性能参数。

　　6.1.2.4 完井井口装置

　　要求如下：

　　a) 采用热采井口装置，井口耐压、耐温等级应满足注采参数及工艺措施要求;

　　b) 热采井口装置的设计应满足注汽方式、举升方式、井下油套管尺寸、井下测试工艺、修井作业 等工艺要求;

　　c) 热采井口装置符合SY/T 5328的有关规定。

　　6.1.3 预热阶段工艺设计

　　6.1.3.1 循环预热

　　设计原则及要求如下：

　　a)SAGD 注入水平井循环预热工艺管柱应满足注入蒸汽循环、水平段高干度、设计压力下峰值注 汽量注入、长期注汽要求，同时注汽压降尽可能小，并具备水平段注汽点位置调整功能;

　　b)SAGD 生产水平井循环预热工艺管柱应满足注入蒸汽循环、水平段高干度、循环预热结束后及 时转入SAGD 生产的要求;

　　c)SAGD 水平井循环预热工艺管柱设计宜考虑减少注入井、生产井水平段间的汽窜风险;

　　d) 水平井循环预热工艺管柱进行井筒热损失、井筒压降预测。

　　6.1.3.2 油层预处理

　　内容如下：

　　a) 油层预处理必要性和可行性分析;

　　b) 油层预处理工艺措施选择;

　　c) 油层预处理工艺参数设计。

　　6.1.4 SAGD生产阶段

　　6.1.4.1 注入水平井

　　根据井下水平段测温数据及其它措施，分析注入井、生产水平井间连通位置及连通程度，设计注入 水平井注汽方式。

　　6.1.4.2 生产水平井

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　　设计原则及要求如下：

　　a) 根据油藏埋深、油层压力、完井方式、采油过程中采出液性质、产量、温度等选择举升方式;

　　b) 举升工艺管柱应满足举升方式、安全起下要求;

　　c) 举升设备的类型、规格、性能应满足长冲程、大排量、高温条件下长期生产等要求;

　　d) 提出改善举升效果工艺措施。

　　6.1.5 监测工艺方案设计

　　6.1.5.1 水平井

　　设计原则及要求如下：

　　a) 根据油藏埋深、井身轨迹、监测要求及前期监测工艺应用评价，设计水平井井下监测工艺方案;

　　b) 水平井井下测试系统应满足监测功能、监测数量、监测精度、安全起下、带压起下作业等要求， 工作寿命大于2年;

　　c) 水平井井下测试的数据应具备数据存储、显示、输出及远程传输功能。

　　6.1.5.2 直井控制井

　　设计原则及要求如下：

　　a) 直井控制井采用固定或移动式观测井下温度、压力，固定式测试系统可采用井下高温压力计及 热电偶或光纤监测，移动式监测采用光纤进行井下温度测试，测试周期根据生产管理要求安排;

　　b) 井下测试数据应远程传输至中控室。

　　6.2 施工程序及要求

　　6.2.1 SAGD水平井修井作业前，首先停止注入井注汽，生产井继续生产，逐渐降低井下压力及温度， 然后进行相应作业，作业过程中要防止高温蒸汽上返，造成人员伤害。

　　6.2.2 压井液密度根据地质设计提供的地层压力或地层压力当量密度值为基准资料，再加上一个附加 值，增加密度0.05 g/cm³~0.1 g/cm³, 或增加井底压差1.5 MPa～3.5 MPa。

　　6.2.3 作业过程中严格执行设计，及时发现溢流，利用井控装置、工具，采取相应技术措施，快速安 全控制井口。不具备安装防喷器的双管井做好防喷防范准备。

　　6.2.4 根据单井特性及措施类型，优化入井流体用量。井下作业时按照清洁作业模式，要求油气和所 有入井液无泄漏不落地。作业过程中产生的废液由施工方和属地方协商，可委托有资质的第三方按照相 关要求进行合规处置。

　　6.2.5 井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油等废物，在油管管桥下 等部位采取防渗措施，防止原油落地，同时辅以人工收油方式，减少进入环境的落地油数量。如有入井 流体、原油落地，应第一时间处理，消除污染。

　　6.2.6 根据地质排查的地表汽窜点及要求，采取相应的汽窜封堵工艺措施。

　　6.2.7 在施工过程中，加强施工人员的管理，不应对野外植被滥砍滥伐，破坏生态环境;施工车辆按 照指定路线行驶，不应随意变更路线。

　　6.2.8 采用稠油脱油污水做射孔液和修井液时，做好防高温安全防护。

　　7 矿藏开发管理

　　7.1 应贯穿开发全过程，围绕矿藏资源充分利用和提高开发经济性，积极研发新技术新方法。

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　　7.2 开发过程应积极建立数字化智能化运行管理体系，融合地质静态、开发动态和工艺措施大数据， 提高开发管理效能。

　　7.3 SAGD 预热阶段宜尽可能采用新技术新方法，融合新能源、缩短预热时间、节省蒸汽消耗、降低 碳排放、提高连通率和均匀动用程度。

　　7.4 蒸汽腔上升阶段应不断优化操作参数和注采工艺，加快蒸汽腔上升速度，缩短达产周期。

　　7.5 蒸汽腔扩展阶段应采用优化操作参数、注入非凝析气、溶剂等方式降低盖层热损失，提高热效率， 改善项目经济性。

　　7.6 蒸汽腔下降阶段应降低操作压力，同时辅助非凝析气体维持汽腔，最大限度的利用蒸汽腔余热。

　　7.7 转 入SAGD 生产阶段后，每三年至少采用1次微地震或四维地震方法监测蒸汽腔，结合观察井、 生产动态数据及跟踪数值模拟描述蒸汽腔形态。

　　7.8 SAGD 生产阶段，每半年至少开展1次生产动态综合分析，内容应包括开发现状、生产规律、措 施效果评价、下步优化调整措施等，在深化认识的基础上持续优化开发技术。

　　7.9 开发过程应遵循SY/T 6276石油天然气行业健康、安全与环境管理体系的相关要求。

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