辽河油田蒸汽辅助重力泄油开发实践

2020-03-04王宏远杨立强

特种油气藏 2020年6期

王宏远，杨立强

(1.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010；2.中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 310023)

0 引言

1969年，Butler博士提出了重力泄油理论，在此基础上，描述了蒸汽辅助重力泄油(SAGD，Steam Assisted Gravity Drainage)开发方式[1]，即在上水平井(或直井)中注入高干度蒸汽，蒸汽向上方和两侧扩展，形成蒸汽腔，蒸汽在蒸汽腔边缘与油藏进行热交换，在重力作用下，被加热的原油和蒸汽冷凝水下泄到下水平生产井[2]。与蒸汽吞吐及蒸汽驱靠注入流体推动原油运动不同，SAGD以重力作为原油运动的主要动力，能够减少低黏度流体推动高黏度原油运动时所产生的指进。与蒸汽吞吐相比，SAGD是连续注入、连续采出，其关键因素为高干度注汽和高温大排量举升。20世纪90年代末，SAGD技术开始在加拿大进行商业开发，根据AER(Alberta Energy Regulator)油砂生产摘要报告，加拿大实施的商业化SAGD项目在2010年就达到15个，高峰期时为26个，年产油从2010年的1 800×104t/a上升至6 700×104t/a，油汽比稳定在0.32左右，高效项目的油汽比可达到0.50以上，即使2020年受新冠疫情和低油价的影响，加拿大实施的20个商业项目在9月的平均日产油也保持在18.6×104t/d。此外，SAGD技术在委内瑞拉和俄罗斯稠油油藏中也有应用[3-4]。

辽河油田曙一区超稠油于1997年投入开发，自2002年以来，年产油一直维持在200×104t/a以上，是辽河油田上产、稳产的主力单元。2005年以前采用蒸汽吞吐开发方式，初期开发效果较好，但周期生产时间短、周期产量低，随着开采时间的推移，产量递减加快，预计最终采收率为22%～25%。SAGD是大幅度提高超稠油采收率的开发技术，针对油藏埋藏深、隔夹层发育、蒸汽吞吐后转驱三大技术难题，辽河油田创新实施了直井注汽、水平井采油组合的SAGD开发方式，2005年开展先导试验，2008年进行工业化一期工程建设，2013年进入工业化扩大阶段。目前已转SAGD开发72个井组，2019年年产油达到105×104t/a，已连续3 a产油超过100×104t/a，是辽河油田千万吨稳产的重要组成部分。

1 室内物理模拟

1.1 实验方案设计

通过对国内外相关技术调研和论证，依据相似理论，利用数学方法描述整个驱油过程，结合油藏的定解条件，建立了从蒸汽吞吐到SAGD阶段相互衔接的相似准则体系。根据相似准则和实际条件，设计物理模型设计参数，并据此参数建立了三维比例模型系统，模型尺寸为500 mm×500 mm×560 mm，最高工作压力为15.0 MPa，最高工作温度为350 ℃[5](图1)。

图1 SAGD井网三维模型示意图

实验过程：按比例设计油藏参数，建立实验模型，模拟系统升压至6.5 MPa，恒温；第1阶段模拟直井蒸汽吞吐7个周期，压力降至4.0 MPa；第2阶段模拟直井与水平井共同蒸汽吞吐3个周期，压力降至3.0 MPa，井间连通温度为80 ℃；第3阶段模拟转SAGD初期阶段，压力稳定在3.0 MPa，所有直井高干度连续注汽，水平井连续生产；第4阶段模拟SAGD过程，对角直井交替高干度注汽，水平井控压产油。

1.2 蒸汽腔扩展规律

根据室内物理模拟结果，将整个开发过程划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个阶段(图2)，其中，SAGD阶段采出程度为58%，采收率可达到75.2%，与双水平井组合SAGD开发效果基本一致。

图2 SAGD不同阶段蒸汽腔扩展

(1) 蒸汽吞吐预热阶段。分为直井蒸汽吞吐降压和直井、水平井共同蒸汽吞吐预热2个过程，目的是提高直井与水平井井底温度，形成向周围辐射的径向温度场。当直井与水平井井间温度达到80 ℃(流动温度)以上时(图2a)，满足了注采井间热连通的条件，同时受热区域油藏压力下降至3.0 MPa。

(2) 驱替泄油阶段。转SAGD初期，注采压差较大，水平井对蒸汽腔的拖拽作用明显，蒸汽腔向水平井方向的扩展速度较快，纵向上蒸汽腔高度较小，呈上窄下宽形状，此阶段以蒸汽驱替作用为主，重力泄油作用较弱(图2b)。通过控制注采参数，蒸汽腔高度逐渐增加并稳定扩展，重力泄油作用逐渐增强，注采压差减少，实现从蒸汽驱替向重力泄油阶段的过渡。

(3) 稳定泄油阶段。该阶段蒸汽腔逐渐连通，在水平生产井上方部分区域存在倒三角形冷油区，此时需要保证稳定的注采参数，使注采压差基本保持恒定，流入水平井的原油和热水温度较高，温度变化幅度小，重力泄油作用占主导地位(图2c)。在稳定泄油中后期，倒三角形冷油区逐渐被直井之间的蒸汽腔所分割，泄油速度可能出现波动。

(4) 衰竭开采阶段。当蒸汽腔全部连通，波及程度接近75%时，蒸汽腔与水平井距离越来越近，水平井产液中的含水快速升高，井底温度急剧上升，最后蒸汽大面积突破至水平井，SAGD生产结束(图2d)。

2 SAGD油藏工程设计

2.1 SAGD井网设计

与国内外其他实施SAGD的油藏不同，辽河油田曙一区油藏埋藏深，原始地层压力为6.0～8.0 MPa，而常规SAGD的最佳操作压力为3.0～4.0 MPa。辽河油田SAGD油藏早期经过直井蒸汽吞吐开发，地层压力降至SAGD最佳操作压力之后，在直井井间钻水平生产井，实施直井注汽、水平井采油的SAGD开发方式，水平井可位于直井的正下方或侧下方。数值模拟结果表明，与正下方相比，水平井位于直井侧下方可扩大蒸汽腔波及体积，储量动用程度增加，采收率提高约5个百分点。

早期蒸汽吞吐阶段采用70 m井距正方形井网，直井蒸汽吞吐8～10个周期后，蒸汽吞吐半径为20～30 m，因此，直井与水平井的井距设计为35 m。研究结果显示，当直井射孔井段底界与水平段垂向距离为5 m时，SAGD阶段的采收率最高。根据生产井的举升能力和沿水平段的压降，水平段长度设计为300～400 m。综上所述，直井与水平井组合SAGD基础井网设计如图3所示。

图3 直井与水平井组合SAGD基础井网设计

2.2 注采参数设计

原始油藏温度低、压力高，新钻水平井未与直井形成有效热连通，必须进行蒸汽吞吐预热降压。数值模拟结果表明，采用水平井与直井同时进行蒸汽吞吐预热的方法更为有效，可通过调整注汽直井的位置和注汽参数来改善水平段动用程度。共同吞吐2～5个周期后，可达到转SAGD条件，此时地下温度场已形成，地层压力降至3.0～4.0 MPa，注采井间已形成热连通(注采井间油层温度达到80 ℃以上)。

在SAGD阶段，应注入高干度蒸汽，这是因为蒸汽的潜热是加热油藏的主要部分，蒸汽中的液相几乎以相同的温度从生产井中采出，对地层的加热作用微乎其微。数值模拟研究结果表明，随着蒸汽干度的提高，蒸汽腔的扩展越好，越能有效地加热油层，增加泄油速度，SAGD生产效果明显提高。考虑经济与技术界限，井底蒸汽干度应不小于70%，井口的蒸汽干度应不小于95%。

在SAGD生产过程中，蒸汽腔的压力应保持在最佳操作压力(3.0～4.0 MPa)范围内。在SAGD开发初期，可以维持较高的注汽压力，一方面可以加快生产井排液，注采井间也可以快速形成热连通；另一方面能够提高蒸汽温度，加快汽腔扩展。在SAGD开发中后期，需要降低地层压力，提高蒸汽热效率，提高油汽比。在保证井底蒸汽干度基础上，井口注汽压力应在5.0～6.0 MPa，注汽速度必须大于100 t/d。

实现蒸汽腔顺利扩展，重力泄油的另一个要素是生产井必须具有足够的排液能力，如果排液能力过低，会导致冷凝液体在生产井上方聚集，蒸汽腔缩小；如果排液能力过大，蒸汽腔虽然能正常扩展，但汽液界面容易进入生产井井筒，造成泵效降低，发生闪蒸，热量无法得到有效利用。因此，合理的排液速度应该与蒸汽腔的泄油能力相匹配，当汽液界面稳定在生产井上方3～5 m时，SAGD操作平稳。数值模拟研究表明，当采注比为1.2～1.4时，开发效果较好。

2.3 驱泄复合开发设计

曙一区馆陶组为湿型冲积扇沉积，兴隆台油层为扇三角洲和水下扇沉积，隔夹层发育，非均质性强。针对发育不稳定的非渗透或低渗透薄层影响蒸汽腔扩展的问题，研究不同隔夹层、不同注采方式下的蒸汽腔扩展模式，针对性开展基础井网优化设计，利用驱泄复合开发技术提高采收率。

以馆陶组为例，首先识别出不同类型隔夹层的分布，采用岩心标定测井资料，辅助井温曲线，建立不同类型隔夹层的测井识别划分标志(表1)，明确隔夹层发育受控于层序界面和沉积微相，隔层主要发育于砂层组之间，夹层主要发育于小层之间，确定了隔夹层厚度和物性特征。建立三维隔夹层地质模型，纵向精度为0.2 m，实现了储层描述由定性分析向半定量、定量化分析的转变[6]。

表1 杜84块馆陶组隔夹层划分标准

针对馆陶油层低物性段蒸汽腔发育受阻的问题，采取射孔改造低物性段方法。蒸汽持续加热使上部油层温度上升超过拐点温度(80 ℃)时，在低物性段上方射孔注高干度蒸汽，在蒸汽驱动下，原油在低物性段不连续的部位下泄至生产井，形成驱泄复合开采方式(图4a)。2012年至2017年，对馆陶组52口注汽井进行补孔，调整后蒸汽腔上升15～25 m，产量大幅提高，其中，有9个井组蒸汽腔高度上升至40～45 m，达到了日产油100 t/a的生产水平。

针对兴Ⅵ组泥岩夹层上部汽腔难以波及的问题，采取驱泄复合开采技术(图4b)。注采优化设计方案：在夹层长度大于3个井距，宽度大于1个井距，厚度大于0.5 m处部署注汽井；隔夹层上方注采井射孔位置相同，均射开油层下部1/3，井底蒸汽干度为70%以上；重力泄油单直井注汽速度大于120 t/d，上部蒸汽驱注汽速率为0.016 t/(d·km2·m)；单井组采液速度为250～350 t/d；采注比为1.1～1.2。该项技术有效提高了SAGD井组产量，显著延长了稳产期，将SAGD实施厚度界限由15 m降至12 m，实现隔夹层上部储层有效动用。

图4 驱泄复合开发技术井网设计简图

3 SAGD工程设计

在已动用油藏的直井间加钻SAGD水平井主要存在3个施工难点：①已开发油藏地层平均温度高，地层胶结松散，压力低，易井漏、坍塌；②水平井轨迹控制精度要求高，水平段要保证水平，垂向误差不超过±2 m，横向误差不超过±4 m，同时要做好防碰；③水平段垂深以上50 m要求井斜小于50 °，全角变化率小于0.12 °/m[7]。

SAGD水平生产井采用三开井身结构(图5)，用表层套管(Φ339.7 mm)封隔平原组松散易漏、易塌地层，设计表层套管下入深度为195.00～210.00 m。技术套管(Φ244.5 mm)下入到窗口10.00～15.00 m井斜为90 °的位置，封隔造斜段，将目的层与上部地层隔开。固井时，为防止压漏地层和满足热采要求，采用G级加砂水泥并返至地面。

图5 馆陶油层水平生产井井身结构

通过筛选对比，完井采用激光割缝筛管，其主要原因是与绕丝筛管相比，激光割缝筛管投资低、使用寿命较长、下井容易，并且防砂效果也能达到要求。采用TP100H钢级、Φ177.8 mm、壁厚为9.19 mm激光割缝筛管，缝宽为0.30 mm，误差为±0.05 mm，缝长为45 mm，缝间距为30 mm，坐封在Φ244.5 mm技术套管内。

4 采油及地面工程设计

与蒸汽吞吐相比，SAGD的注汽、采油、地面工艺技术要求更高且缺乏可借鉴经验，需要研究与之配套的高干度注汽、高温大排量举升、密闭计量集输、热能综合利用等关键技术。辽河油田结合实际，历经10多年运行与改进，归纳形成了一系列具有辽河油田特色的地面工艺技术。

4.1 注汽系统

注汽干度直接影响SAGD的开发效果，井下蒸汽干度越高，开发效果越好。设计注汽井井底干度不小于70%，锅炉出口蒸汽干度不小于95%，甚至为过热蒸汽。在SAGD开发过程中，先后使用过3种蒸汽发生方式，包括湿蒸汽直流锅炉+球形汽水分离器产生高干度蒸汽(出口干度大于95%)、湿蒸汽直流锅炉+汽水分离器+MED(Multi-Effect Distillation，多效蒸发)+直流过热锅炉产生过热蒸汽、MVC( Mechanical Vapor Compression，机械蒸发压缩)+油田专用汽包炉产生过热蒸汽。

在实施SAGD之前，注汽站一般采用分散建站，1个注汽站最多有2台注汽锅炉。为简化输汽管网，提高蒸汽输送效率，节约注汽站占地面积，降低热注成本，方便收集烟道气，辽河油田创新设计，采用大锅炉集中建站方式，研制了50、100 t/h 大型燃油燃气注汽锅炉，建成了3座注汽站，与之前建站方式相比，少建锅炉12台,节省占地0.05 km2。注汽锅炉产生干度为75%的蒸汽，经球形汽水分离器分离后，蒸汽干度达到99%。蒸汽分配计量装置安装于汽水分离器蒸汽出口端，采用“一分四”结构的等干度球形分配器完成蒸汽分配，蒸汽的计量采用双波纹管压差流量计，系统在正常运行过程中，通过仪表读数来调整管线阀门开度，实现不同直井注汽排量的控制。

在集中注汽的基础上，实施了大口径注汽管线长距离输送技术，注汽主干线规格为Φ325×32，其他大口径管线包括Φ245×24、Φ219×22、Φ194×20等规格，与最远注汽井的距离达到2.8 km。通过对保温材料及保护层性能研究，注汽管线从内而外采用双层纳米气凝胶+复合硅酸盐管壳保温+彩钢板的结构，实测散热损失为128 W/m2，管线外表面温度与环境温度差为7.2 ℃。在井下注汽管柱方面，注汽井口采用双总闸门的L4型注汽井口，管柱采用高温长效隔热管柱，视导热系数为0.007 W/(m·℃)。现场直井注汽干度测试结果表明，注汽井井口蒸汽干度在90%左右，井底蒸汽干度大于70%，达到了SAGD开发的技术指标要求(表2)。

表2 注汽直井井口、井底蒸汽干度检测数据

4.2 过热蒸汽发生技术

实施过热蒸汽发生技术可使地面系统热效率提高20%，注汽井井底干度达到100%，提高了注入蒸汽潜热热利用率[8]。研究表明，在同样压力条件下，与湿饱和蒸汽相比，过热蒸汽携带热量高，耗水少，效率高，可实现无饱和水进入油层，改善SAGD开发效果，能够有效降低含水，提高油汽比。此外，还能够拓展稠油热采领域，使SAGD、蒸汽驱等干度要求高的热采方式能够适应更深的油藏，提高采收率。目前辽河油田过热蒸汽发生主要有以下2种方式。

(1) 湿蒸汽锅炉+汽水分离器+MED+直流过热锅炉产生过热蒸汽，锅炉产生的湿饱和蒸汽进入汽水分离器后，采用MED回收汽水分离器分离出的高温盐水，处理后的蒸馏水进入直流过热锅炉的95%分离水得到了回收利用，实现了水的循环利用，大幅度减少了排污量。经现场计算，污水浓缩倍数为33～41倍，蒸馏水电导率为23.5～49.5 μS/cm。

(2) MVC+油田专用汽包炉产生过热蒸汽，该技术的核心是MVC技术，其原理是蒸汽通过压缩升温后进入降膜蒸发器蒸发SAGD污水，蒸汽冷凝成蒸馏水进入汽包锅炉，SAGD污水被蒸发后产生的二次蒸汽再次通过蒸汽压缩机压缩、升温，进入降膜蒸发器(图6)。MVC实现了水的循环利用，利用该制水技术可将SAGD污水的95%回用到锅炉。辽河油田研制了中国首套高倍浓缩SAGD污水的降膜蒸发器，以及适合辽河油田SAGD污水降膜蒸发的系列药剂，掌握了MVC方法处理SAGD污水的关键运行参数及系统调节方法。2014年开展了MVC试验工程，蒸发量达到20 m3/h，产出水较原水矿化度降低了88%，氯离子含量降低了88%，COD值降低了67%，总碱度降低了94%，浓缩倍数达到了50倍，电导率(25 ℃)不大于60 μS/cm，浊度不大于1NTU，达到了预期的设计指标，完全满足油田专用汽包炉给水的水质要求，制水效果达到预期目标。

图6 机械蒸发压缩(MVC)制水技术原理示意图

4.3 举升系统技术

SAGD举升系统3个阶段的研究与应用，是典型的引进消化吸收再创新的过程。

第1阶段：2005至2007年，为先导试验阶段。该阶段为满足SAGD先导试验的成功，举升系统国产化率仅为30%。抽油机选择的是大冲程、小冲次、低扭矩塔架式抽油机，减小了冲程损失，增加了抽油泵填充程度，提高了泵效。光杆采用H级高强度光杆，抽油杆选择HL型高强度实心杆。采油泵为进口的大泵径(Φ120 mm和Φ140 mm)管式抽油泵。生产井井底压力监测采用毛细管，有2个测压点[9]，分别为距B点前1/3处和抽油泵附近。温度监测采用热电偶，有4个测温点，分别为B点、距B点前1/3处(与压力点相同)、A点和抽油泵附近(与压力点相同)。所有监测设备均由Φ25 mm连续油管下入Φ48 mm导管内，以保证作业时不会损坏监测装置(图7)。

图7 生产井井下监测系统示意图

第2阶段：2008至2012年，为一期工程建设阶段。该阶段结合辽河油田SAGD生产实际，对整个举升系统进行了优化升级，实现了全部国产化。抽油机升级为皮带式抽油机，冲程从8 m增至10 m。双管采油测试井口实现了国产化升级(图8)，采油管柱悬挂器的内通径扩大，简化了作业工序；对井口密封器进行改造，配套了液压封井器、二级半封封井器和断杆超速抱死系统，提高了井口安全保护措施；调整了测试管柱悬挂器位置，使油井作业时无需动用测试管柱。选取连续抽油杆，增大接触面积，减小杆管磨损，由于抽油杆整根连续，整体强度相同，冲程损失小，可提高泵效，减少作业工作量，使用寿命长。杆泵连接采用轨道嵌入式脱接器，减少了抽油杆断脱的风险。大泵径抽油泵实现国产化，研制了Φ150 mm管式泵，最高理论排量为814 t/d，实际排量能达到570 t/d，满足SAGD更大的排量需求。生产井井下测试系统在实现国产化的同时将井下温度测试点增至7个，研制了光纤测温、测压系统，实现了全井段的温度监测。

图8 双管采油测试井口结构示意图

第3阶段：2013年至今，为工业化扩大阶段。随着SAGD 生产能力的提升，对举升工艺的排量和稳定性等提出了更高的要求。在成功引进高温电潜泵的基础上，开展了国产化研究，主要包括：电机集成设计与制造技术，提出了高温潜油电机电磁、结构设计分析方法，采用独特的绕组绝缘、油路润滑结构、引出线密封技术，使电机工作环境温度从180 ℃提升至250 ℃[10]；新型波纹管金属囊高温电机保护器技术，应用复合金属波纹管的耐温与弹性伸缩特性，开发了复合多级波纹管耐高温电机保护器，可多角度安放，耐温能力提升至300 ℃，可有效防止井液及杂质对电机造成腐蚀及磨损，保证了高温电潜泵的稳定运行；耐高温高承载平面止推轴承设计制造技术，选用耐高温、高耐磨性的合金材料，对轴承支撑结构、油循环系统进行特殊设计，采用全新的加工工艺，保证了高温下轴承接合面润滑效果，提高了轴承承载能力；新型补偿型高温电缆密封技术，应用差压自补偿密封技术及配套结构，提高了密封可靠性，解决了电机引出线、大小扁电缆接头及井口穿越器的密封问题；双级密封井口穿越技术，可实现液体、气体等介质的有效隔离，提高密封可靠性，耐压21 MPa，耐温300 ℃。在室内研究实验成功基础上，开展了现场试验。馆陶1口生产井于2016年1月转入SAGD开发，初期使用有杆泵举升，第1台国产500 m3高温电潜泵于2016年10月下入该井，累计生产886 d，累计产液量为33.6×104t，累计产油量为10.8×104t,高峰期日产液达到500 t/d，日产油量为190 t/d，平均日产液为381 t/d，平均日产油为122 t/d，综合含水为68%。

4.4 油气集输、污水处理及热能综合利用

SAGD生产井井口温度高达100～180 ℃，产出液在线自动计量、集输工艺流程和工艺参数是设计难点。将SAGD井口产出液有效回收利用，实现热能综合利用，能够提高能量利用率，降低生产成本[11]。

油气集输系统采取大二级布站方式，采用SAGD计量接转站高温密闭集输工艺流程，包括称重式计量、高温取样、分离缓冲、高温泵集输工艺，实现了带压密闭输送。研制了新型油气分离缓冲罐，配以自动控制系统，实现了密闭、平稳、安全输油，筛选了适合SAGD产出液的高温输油泵，满足了SAGD高温采出液集输要求。研制了具有自动温控功能的密闭取样器和单井密闭高温计量装置，解决了高温条件下超稠油取样、计量技术难题，提高了取样效率和计量精度，计量误差不超过3%。密闭集输也为伴生气脱硫分离回收利用提供了条件，采用干法脱硫工艺，满足了环保要求，脱硫后再分离的甲烷做为燃料气，分离二氧化碳回注油藏，实现了绿色安全生产。

SAGD开发注汽锅炉需要大量使用清水，辽河油田经过实验研究，形成了SAGD采出液除硅工艺优化简化回用注汽锅炉技术，在一定条件下二氧化硅的含量指标从50 mg/L放宽到150 mg/L，突破了20多年行业标准规范。污水深度处理回注技术，提高了污水回用率，减轻了污水外排压力，大幅度降低了投资和操作成本。

全区块热能综合利用技术实现了综合水量、热能再平衡，利用SAGD高温产出液(温度高达180 ℃)和汽水分离器分离出的高温盐水(310 ℃左右)与注汽站给水进行换热，提高了锅炉给水温度，降低燃料消耗；同时利用生产井井口压力实现了SAGD高温集输及SAGD热能回用蒸汽吞吐采出液脱水升温，解决了SAGD采出液高温集输及原油脱水生产实际问题。

5 开发效果评价

目前，已实施72个SAGD井组，预计2020年累计产油量为107×104t，与原方式开发年增油102×104t，累计增油量为892×104t。目前处于稳定泄油阶段，连续3 a产量超100×104t/a，预计采收率达到65%，比蒸汽吞吐提高43个百分点。在取得增产、提高采收率的同时，全生命周期综合效益也很显著，一期工程的48个SAGD井组内部收益率达到19.8%，加上增储效益、产量规模效益及协同效益，内部收益率达到25.9%。此外，SAGD的成功也对提高中国石油热采技术水平做出了巨大贡献，既包括室内物理模拟与数模技术的提高，也包括新研制的钻井、注汽、采油及地面配套工艺技术与设备，而这些技术也应用到了SAGD以外的其他热采方式中，这往往是其他学者评价SAGD开发技术成功时所忽略的一点。

6 技术挑战与发展方向

辽河油田SAGD开发下一步要以效益稳产为目标，向更深、更薄、更复杂的油藏持续扩大实施规模，创新更多以“重力泄油”理论为核心的多元开发技术。“十四五”期间，完善SAGD开发后期均衡蒸汽腔调控技术，持续攻关气体辅助、溶剂辅助、薄层驱泄复合等SAGD开发技术，储备深层SAGD技术，扩大SAGD实施规模。

一是完善SAGD开发后期蒸汽腔均衡调控技术，持续攻关气体辅助SAGD、薄层驱泄复合等开发技术。目前辽河油田已实施了N2、CO2、烟道气等非凝结气体辅助SAGD先导试验[12-13]，下一步应优化设计，扩大规模实施。

二是为了在更深层(埋深超过1 000 m)油藏中实施SAGD，应当优化改进过热蒸汽及无杆泵举升技术，以解决井底干度不足和有杆泵举升载荷过高的技术难题。目前过热蒸汽制水与产生技术已取得初步成功，下一步应当降低成本。此外，攻关井下电加热技术也是一种途径，目前可行的方式是利用电缆加热蒸汽，提高井底干度，下一步应研制井下蒸汽发生装置，实现注蒸汽热采的技术革新。在举升方面，应完善无杆泵技术，研制耐温为280 ℃、排量为200～300 t/d的无杆泵举升系统。

三是应当优化注入介质成本。加拿大SAGD商业化成功的一个重要因素是燃料费较低，即使今年AECO-C天然气价格飙升至0.45 元/m3，因此，要进一步提高SAGD系统的热效率，降低燃料成本，优选使稠油降黏效率更高的注入介质及方法，例如溶剂辅助SAGD技术。

四是完善监测技术，特别是地球物理技术与油藏开发的有机结合[14]，譬如四维地震、微地震、微重力等。