帶氣頂氣的油藏他的驅動類型是什麼衰竭開采是什麼

A. 油藏天然能量及驅動方式是什麼

油氣田開發過程中，油井完成之後經過試油，油氣能夠從地層運移到井底，甚至自噴到地表，這表明地層具有能量。地層能量可以是天然的，也可以是人工補充的。在沒有任何人工補充能量的情況下，地層所具有的能量稱為天然地層能量。地層能量的大小表現為地層壓力的高低，它是油氣在油層中流動的動力來源。地層壓力高的油井，油氣可以自噴到地表。但在自噴開采過程中，如地層得不到人工補充能量，其能量必然逐步衰減，最終油井不能自噴，必須轉為其他方法開采。因此，油層能量的大小決定了油氣田的開采方法，同時也決定了油氣田的開采特徵。

一、油層中的天然驅油能量

油層中油、氣、水構成一個統一的水動力系統。油層未被打開時，油、氣、水處於平衡狀態，油層內部承受著較大的壓力而具有潛在能量，即天然能量。油氣藏的天然能量主要包括以下幾種類型。

（一）水柱壓力

水柱壓力通常是油氣流動的主要動力。如果岩層有露頭，水源供給充足，而且供水區和含油區連通性好，邊水或底水的水柱壓頭便有能力驅動油流（見圖6-1）。油藏的水壓能量以壓力表示：

p地層=ρ水gH式中p地層——原始油層壓力，Pa；

ρ水——油層水的密度，kg/m3；

圖6-7氣頂氣驅動方式及其生產特徵曲線

（五）重力驅動方式

石油依靠本身的重力由油層流向油井，叫重力驅動。這種驅動方式出現在油田開發的末期，其他能量已枯竭，重力成為主要驅油動力，油井產量已經很低。

三、驅動方式的轉換

油層的驅動方式是隨著開發進程及開發措施的實施與調整而變化的。在油田開發的某個階段，驅動方式（即驅動能量類型）可以從一種形式過渡到另一種形式。比如，對於地層壓力高於飽和壓力的油田（即未飽和油田），在開采初期沒有注水，一般為彈性驅動；如有含水區，開采一段時間後，壓力降落擴展含水區後，呈現天然水壓驅動；若邊水不充足，或油水接觸區域的滲透率很低，即供水不足，採油速度較高，則可能出現彈性水壓驅動；如果這個油藏是封閉的，則在彈性驅動後即壓力降至飽和壓力以下時，便出現了溶解氣驅動。一個油藏在開發的每個階段上，發揮作用的驅油能量可同時有幾種，但其中必有一種起主導作用，其他的則處於次要地位。

由於油藏的驅動方式不同，其驅動能量大小不同，因此油藏油氣採收率也不同。一般水壓驅動方式採收率最高，彈性驅動方式及氣壓驅動方式次之，而溶解氣驅動方式及重力驅動方式的採收率最低。與氣比較，水易潤濕岩石，能滲入微細孔隙將油驅入孔道；而氣驅油時，氣體不能潤濕岩石，氣流首先竄入大孔道將油排出，易留下殘余油。再者氣體的黏度遠小於水的黏度，因此竄流與混流很嚴重，故而水驅採收率高於氣驅採收率。溶解氣驅的採收率更低，且產量遞減得很快。

認識和識別驅油能量及驅動方式，不僅是為了了解油層，更重要的是為了改造油層。對於一個具體油藏來說，可根據需要創造條件，為油層提供新的能量，使油層驅動方式向有利的方面轉化。如有的油田，由於缺少邊水或沒有氣頂，通過人工注水或注氣，就可以抑制和延緩溶解氣驅動的過早出現，而使油藏長期處於人工水（氣）壓驅動方式下進行開發，以達到提高採收率、合理開發油田的目的。

B. 油氣的聚集是什麼

指油氣在儲層中由高勢區向低勢區運移的過程中遇到圈閉時，進入其中的油氣就不能繼續運移，而聚集起來形成油氣藏的過程。

靜水條件下，儲集層中運移的油氣遇到合適的圈閉，優先在最高部位聚集起來，早期油氣在圈閉中聚集，排驅出原有的水，油氣由於重力分異，氣居頂部，油居中部，水位於最下。

油氣的供給繼續進行，油氣依次由較高部位向較低部位聚集，直到充滿整體圈閉。當油氣持續供給突破溢出點後，居下部的石油便通過溢出點向上部繼續運移。油氣不斷供給，石油超過溢出點向上運移，天然氣便充滿了下部圈閉。

(2)帶氣頂氣的油藏他的驅動類型是什麼衰竭開采是什麼擴展閱讀

多期疊合盆地中，油氣藏往往經歷過多期成藏，油氣分布復雜，一些特殊的油藏現象難以用現有的成藏理論給予合理的解釋；以往這種復雜油氣藏的成因往往被歸結為多期充注，但多期充注只是這種復雜油氣藏形成的條件之一，並不是根本原因。

差異溶解原理揭示了一個常見而又常常被忽視的現象，那就是地層條件下不同期次的油氣之間的相互溶解和擴散。在具有多期成藏歷史的油氣藏中，新來油氣會在老的油藏里發生溶解，新來油氣的聚集是以溶解方式進行的。

差異溶解作用的實質是油氣分子之間的溶解不平衡，其表現形式為新生成的油氣在原有油藏里邊溶解邊聚集。差異溶解作用的結果是造成油氣分布的復雜性，並呈規律性的變化。

C. 技術可采儲量的計算方法是什麼

技術可采儲量受到多種因素的制約，它與油（氣）藏性質和開發條件密切相關，其計算方法可分為採收率預測法和直接計演算法。

採收率預測法 評價鑽探及開發初期階段，由於缺乏足夠的開采動態參數，一般都採用簡單的經驗類比法、岩心分析法、相對滲透率曲線法、相關經驗公式法等計算採收率。

各種方法計算採收率後，依據地質儲量計算可采儲量，其關系式為：

根據油藏採收率經驗類比法，國內外不同驅動類型的油藏採收率的經驗值一般為：

水壓驅動30%～50%；氣頂驅動20%～40%；溶解氣驅動10%～20%。

根據氣藏採收率經驗類比法，國內外不同驅動類型氣藏採收率的經驗值一般為：

定容消耗式氣藏80%～90%；緻密層30%～50%；水驅氣藏45～60%；消耗式開采凝析氣藏40%左右；注氣循環開采凝析氣藏65%～85%。

直接計算可采儲量法 直接計算可采儲量法包括壓降法、水驅特徵曲線法、遞減曲線法、油藏數值模擬法。水驅特徵曲線法適用於水驅油藏中、高含水階段可采儲量的計算。遞

應用遞減曲線法推算可采儲量

D. 油井增產原理是什麼

油田開發及石油開采過程一般可分為三個階段：一次採油(Primary Recovery)、二次採油(Secondary Recovery)和三次採油(Tertiary Recovery )。
一次採油是指利用油藏天然能量進行開採的過程，這是大多數油藏開發要經歷的第一個階段。早期，很多油藏都是用一次採油方法開採到經濟極限產量後廢棄。其採油機理是：隨著油藏壓力下降，液體和岩石的體積膨脹，彈性能量把油藏流體驅入井筒。壓力降到原油的飽和壓力時，溶解在油中的氣體釋放、膨脹，又能驅出部分原油。氣頂膨脹和重力排驅也能促使原油流人生產井。天然水侵既能驅替油藏孔隙中的原油，又能彌補原油開采造成的壓力下降，但其後期產水率很高。不同油藏的一次採收率相差極大，一次採收率主要取決於油藏類型、岩石和原油的性質及開采機理。
二次採油是指向油層補充流體以保持地層能量的採油方法，如將氣體注入氣頂、將水注入油層或靠近油水界面的含水層。以前油藏能量衰竭時才進行二次採油。現在為保持油藏壓力，維持較長時間的高產和穩產，許多油藏在開發初期就進入了二次採油階段。
二次採油達到經濟極限時，油藏中還存留著大量的原油。為了獲得更高的採收率，需要進行三次採油。三次採油是指採用物理、化學、熱量、生物等方法改變油藏岩石及流體的性質，提高水驅後油藏採收率的方法。由於投資多、注入流體價格高，三次採油風險很大，但採收率提高幅度也大。
水力壓裂和酸化是油氣井增產、注水井增注的重要手段，是通過降低流動阻力來提高產量或注入量的。一些低滲透性油氣層即使在較大生產壓差下也很難獲得高產。有的油氣層受到鑽井液、修井液等外來流體的侵害，近井區滲透率降低，導致產量下降甚至無法投產，必須採取增產措施。水力壓裂施工規模大，增產幅度大。酸化用於解除近井區的污染，恢復地層滲透率及提高油井產量，效果顯著，施工規模小、成本低。目前，我國水力壓裂和酸化增產措施每年所獲得的產量相當於一個中等油田的產量。水力壓裂和酸化已成為油氣田勘探、開發與開采中最常用的油藏改造措施。

E. 油藏六種天然驅動方式（石油工程）謝謝！

一、彈性驅動：依靠油層岩石和流體的彈性膨脹能進行原油驅動的方式。
二、溶解氣驅：油層壓力低於飽和壓力時，溶解狀態的氣體分離出的氣泡膨脹而將石油推向井底的驅動方式。
三、水壓驅動：當油藏有邊水、底水時就會形成水壓驅動，可以分為剛性水驅和彈性水驅。
四、氣壓驅動：當油藏存在氣頂，氣頂中的壓縮氣為驅油的主要能量時為氣壓驅動，可分為剛性氣驅和彈性氣驅。
五、重力驅動：對於一個無原始氣頂和邊底水的飽和或未飽和油藏，當期油藏儲層的向上傾斜度比較大時，就能存在並形成重力驅，靠原油自身的重力將油驅向井底即為重力驅動。
上述內容出自《油藏工程基礎》（劉德華 / 2004年09月第1版）

F. > 氣頂驅動與溶解氣驅有什..

溶解氣驅：如果油藏封閉，又沒有外來能量補充，油田開采過程中，開始消耗彈性能量，當油層壓力低於飽和壓力後，原來溶解在原油中的天然氣將從原油中分離出來，形成氣泡，整個油層將是油氣兩相滲流，隨著壓力的下降，天然氣體積發生膨脹，這是油流入井主要是依靠分離出天然氣的彈性膨脹能量，這一過程成為溶解氣驅。 氣頂驅動：當油藏中存在有較大的氣頂時，開發時主要靠氣頂中壓縮氣體的膨脹能把原油驅向井底，這叫做氣頂驅動。 有氣頂的油藏若是僅依靠天然能量開采，在地層壓力降傳到油氣邊界時，油藏才進入氣頂驅動過程，在隨後的生產中，氣頂的能量不斷消耗，整個地層的壓力將不斷下降，當壓力降到飽和壓力後，原來的溶解氣將從原油中分離出來，此後，將轉入溶解氣驅。

G. 什麼是「可采儲量」

上面講的「儲量」是指在「地層原始條件」下的油氣量，而「可采儲量」是指在「現代」工藝技術條件下，「能」從地下儲層中采出的那一部分油氣量。
地下的油氣為什麼不能完全被采出來呢？
在微觀上，因為地下的油氣存在於不同類型的砂岩顆粒孔隙或地層的裂縫、孔洞中，不同組分的油氣又有不同的物理、化學性質，比如有的黏度大，有的黏度小，黏度小的容易采出來，黏度大的就不容易采出來。
在宏觀上，由於油氣藏的類型（條件）不同、驅動類型（能量）不同，從而采出的量就不一樣。比如有的油氣藏地層壓力大，油可以自己噴出來，有的壓力小，就得用抽油機抽，甚至有的要用特殊的辦法才能把它弄出來。
由於上述微觀與宏觀上的原因，再加上人為的因素，諸如開發方式的好壞、開采工藝技術的高低等等，都會極大的影響採收率的大小。
當然，現在采不出來的儲量不等於將來就采不出來。等到將來技術發展了，就可以采出來了。
由於地下、地面及人為等因素的變化，採收率也是在變的。就好像在「銀行」中所有的幣值不同一樣，有的利息高，有的利息低；隨著市場經濟的變化，有的貶值，有的則升值了。對於油藏來講，一般水壓驅動油藏的採收率為30%～50%；氣頂驅動油藏的採收率為20%～40%，溶解氣驅動油藏的採收率為10%～20%。而氣藏採收率較高，定容消耗式氣藏的採收率為80%～90%；緻密層的採收率為30%～50%；凝析氣藏天然氣採收率為65%～85%。
依靠地層原始能量採油叫一次採油，這只能采出地下油藏儲量的有限部分。為了提高採收率，人們不斷地在研究採油的技術和方法。在依靠天然能量開采已接近枯竭時，依靠往油層里注水或注氣，以增加地層能量的辦法叫二次採油。隨著科技的發展，很多油田從開發早期就採用了注水或注氣等二次採油法，就像人的身體不好，從小就經常到醫院看看大夫，打針吃葯一樣。
經過二次採油的油藏，再進一步采出殘留石油的方法（如溶劑驅油法、表面活性劑法、注入蒸汽法、注入二氧化碳氣體法、井下燃燒法等）都叫做三次採油，這就像一個老人風燭殘年，需要吃補劑、打強心針搶救一樣。
不管是一次採油、二次採油或三次採油，采出的油量都叫可采儲量。

H. 　自建平台　海上出油

一、海上第一座試驗採油平台

渤海海1井在上第三系明化鎮組上段見油氣後，陸續又鑽了3口斜井。證實此斷背斜構造圈閉面積4.6km²，幅度150m，具有一定的油氣量。於是，在原來1號固定鑽井平台基礎上，經過設計和設備的補充、改造工作，建成了1號試驗採油平台。

海1井和海1-2井井位屬兩個斷塊，兩井雖然相距324m，但卻在明化鎮組下段不同層位獲得油流，並且在油層產能和流體性質上都有一定的差異，可見構造對油氣分布的控製作用。兩斷塊都屬於下生上儲油藏，投產後，當年採油1963t，到1967年年底累計產油2.01×10⁴t，從此開始了我國海上生產原油的歷史。

後來，由於含油構造產量低、含水量高，加之平台腐蝕嚴重而報廢。

二、海四油田的開發

海四油田具多套含油層系，且差別比較大：明化鎮組下段儲層是一套不穩定的曲流河道沉積；館陶組儲層是一套辮狀河道沉積；沙河街組二段儲層以中細砂岩為主，屬三角洲沉積。油藏類型比較復雜：明化鎮組為受構造和岩性控制的邊、底水油藏，既有水驅層狀油藏，也有部分水驅加溶解氣驅及溶解氣驅岩性油藏；館陶組為具有邊、底水的構造油藏；沙河街組一段為岩性圈閉的透鏡狀油藏；沙河街組二段為岩性圈閉層狀油藏。油田具有多油水系統，各小層油、氣、水分布很不一致。

在鑽8口評價井中，1974年海4-6井明化鎮組下段和館陶組上段合試，獲日產千噸的高產油流，至1974年10月海四井組全部完鑽。1975年7月四號採油平台投產，初期日產油348t。後來由於館陶組和沙河街組油層含水上升快，產量下降幅度大，先後對油井採取了封堵水層、補射新層等措施。最後由於腐蝕嚴重，1983年封井棄平台，共生產8年，累計採油45×10⁴t，采出程度僅5.3%。

1974年8～11月，在海4井南部再鑽4口探井，只在海10井發現明化鎮組油層，於是在兩井之間建成七號生產平台，布井8口，於1976年6月完鑽。七號平台於1977年5月投產，初期日產油155t。半年後由於明化鎮組油層地層能量不足，造成壓力、產量快速下降，採用了上抽等措施，以維持油井正常生產。最後由於平台腐蝕嚴重，於1985年封井棄平台，共生產8年，累計採油15×10⁴，采出程度僅5.2%。

1977年計算了油田探明儲量為845×10⁴t。

1997年重新復算了儲量，為1140×10⁴t，比1977年增加了286×10⁴t。於1997年12月再次投產，正常生產井6口，初期日產油444t。到2001年已生產3年，累計產油40×10⁴t，採油速度達到0.92%，油田綜合含水56.3%，前後兩次累計採油84×10⁴t，總采出程度達到9.82%。

三、埕北油田試采

1972年11月，於渤海西部海域的埕北低凸起西高點水深16m處鑽預探井海7井，完鑽井深2502m，完鑽層位為中生界凝灰質砂岩。鑽井在下第三系東營組中鑽遇20m油層，經測試折算日產原油96m3，由此發現了埕北油田。

1975年5月，於發現井之東部鑽海16井，由於距離太遠而落入水區；同年在海7井東南162m處建六號試采平台，至1976年11月共完鑽9口試采井，主要開采東高點東營組下部主力油層。

六號試采平台於1977年底投入試采，當時有噴採油井5口、機採油井3口，平均單井日產油47t。到1981年10月封井結束試采，共生產了46個月，累計採油40×10⁴t，平均採油速度0.5%，采出程度1.92%，封井時綜合含水率10%。

總結埕北油田近4年試采動態，有如下三點認識。

a．埕北油田開發基本條件具備，技術上也是可行的。油田生產近4年，彈性產率不斷增加，地層壓力緩慢下降，油藏水浸量不斷增加，說明油藏具備活躍的邊水能量，並且補給迅速和充足。投產初期生產井均能自噴，初期產能極低，通過實施防砂、擠油、堵水、下泵抽等措施，油井產能有所提高，平均單井產能超過40t/d，表明生產井可以建立起一定的產能。通過試采查明了油田特點，掌握了油田生產基本動態，對油田有了客觀、真實的認識。1979年，用容積法計算了油田探明儲量，為2084×10⁴t，可采儲量416×10⁴t，這是開發埕北油田的物質基礎。

b．解決好試采中暴露出的問題，是高效開發油田的關鍵。試采中靠近氣頂的油井，由於得不到邊水能量的補充，當地層壓力下降時，氣頂膨脹造成氣竄；處於油水過渡帶的5口採油井，其中有4口先後見水，平均月含水上升1.2%。主要原因是射孔底界距油水界面比較近，一般1～3.5m；試采中油層出砂比較嚴重。上述問題通過當前的技術手段是可以解決的。

c．為進一步落實油田含油麵積，掌握油層縱、橫向變化規律，於1979年在構造西高點及其北翼鑽井兩口，與此同時也進行了開發地震採集工作，並編制了精細的構造圖，為1979年開發方案的設計提供了必要的資料。

四、解剖古潛山油藏

1976年，在石臼坨隆起東延的428西高點，鑽探井渤中5井於侏羅系及第三系中見油氣顯示。同年9月，在侏羅紀火山岩含油井段用20mm油嘴測試，獲日產原油334t，從而發現428西油田。

1977年，在渤中5井西北300m處建八號鑽井平台，鑽井12口。其中，僅在侏羅系火山岩中探明儲量為105×10⁴t。

在對潛山解剖工作中，曾在開采初期對2口低產、低滲的火山岩井，採用標准酸化配方解堵提滲措施，1口井下水力活塞泵機采及補層等措施，但收效甚微，主要是油層能量太低所致。

1981年，侏羅系火山岩油藏投入開發，採用衰竭式天然能量開采，由於能量嚴重不足，其開采特點呈現出油層壓降大、產量迅速遞減、采出程度低的趨勢。到1985年8月封井時，累計產油7×10⁴t，最終采出程度僅為6.5%。

五、海上有產量

本階段截止於1978年12月底。北起渤海，南到鶯歌海，總共鑽井124口（其中探井70口），有83口井見到油氣或顯示（包括見油氣流井33口、有油氣層井13口、見油氣顯示井37口），占總井數的近70%；做地震逾26×10⁴km；發現含油氣構造16個，油氣田5個；獲得各類石油儲量1×10⁸t，天然氣儲量21×10⁸m³；海洋年產油近17×10⁴t，階段累計產油近48×10⁴t。各海區詳細情況見表1-1和圖1-2。

表1-1中國海域第一階段勘探工作及主要成果表

圖1-21967～1978年投產油氣田及年產油量柱狀圖

I. 重油瀝青開采技術

根據油藏埋深的大小，重油瀝青的開采方式主要分為兩類:露天開采和原地開采。

一、露天開采

當油砂層出露地表或埋深不超過75m，且厚度大於3m時，一般採用露天開采法。該方法經歷了從使用輪式挖掘機和傳送帶到現在使用巨型電動鏟車和巨型運送卡車的轉變過程。在露天開采時，可分為采礦和萃取兩個步驟。首先除去蓋層，用卡車和鏟車將油砂采出並運送至破碎機，然後將油砂運送至混合設施，與熱水相混合製成漿液，隨後漿液通過水力輸送裝置從采礦區送至提煉廠進行萃取，分離瀝青，同時進行尾渣處理。該方法的資源回收率高，平均採收率為75%左右(厲凱等，2007)。

二、原地開采

原地開采技術主要應用在埋藏比較深的儲層(大於75m)，目前的原地開采技術包括攜砂冷采、注水開發、注蒸汽開發、火燒油層、微生物處理和原地催化等，其中蒸汽輔助重力驅、蒸汽吞吐和冷采是目前油砂開采中應用范圍比較廣的原地開采技術。

1.攜砂冷采

該方法不注熱、不防砂，利用螺桿泵將原油和砂一起采出。主要原理是:①通過出砂冷採在油藏中形成「蚓孔」洞，大幅提高油層孔隙度和滲透率，從而極大地提高了油砂油的流動性;②穩定的泡沫油使原油密度變得很低，從而使黏度很大的油砂油得以流動;③由於油層中產出大量砂粒，使油層本身的強度降低，在上履地層壓力作用下，油層將發生一定程度的壓實作用，使孔隙壓力升高，驅動能量增加;④遠距離的邊底水可提供一定的驅動能量(鄭德溫等，2008)。

適用條件:一般認為，攜砂冷采最好應用於未開發過的新區或是老區新層系。適用於具有一定流動能力的重油，油藏埋深大於300m，油層厚度大於3m，初始油層壓力最好大於2.5MPa，脫氣原油黏度大致在1000～50000mPa·s，脫氣原油的密度為0.92～0.98g/cm³，含有一定的溶解氣量，溶解氣油比大於5m³/t，黏土膠結物含量少，初期含水最好小於40%，遠離邊底水。

該方法的主要優點是，增加了油藏的流動通道，提高了原油生產速度，同時降低了生產成本。缺點是採收率低，存在「蚓孔」洞堵水和砂運移的問題。

2.蒸汽吞吐開采

蒸汽吞吐，也叫蒸汽激勵、循環注蒸汽。它是先將一定數量的高溫高壓濕飽和蒸汽注入油層(吞進蒸汽)，接著關井幾天，進行燜井，加熱油層中的原油，然後開井生產(吐出熱油)，整個過程是在同一口井中進行的。

蒸汽吞吐常作為蒸汽驅的第一階段。在原油黏度較大的油層中，井間流動阻力很大，如果直接採用蒸汽驅方式，蒸汽不能以適當的速度注入，導致注入速度降低，地層壓力升高，最終致使蒸汽不能注入，採油速度降低，轉汽驅後見效時間晚，油氣比低，經濟效益差。因此，常採用蒸汽吞吐的方式預熱油層，待井間形成熱連通後再採用蒸汽驅的開采方式。

適用條件:成功的蒸汽吞吐方法要求有較厚的蓋層來包容高的注蒸汽壓力、可流動的原油、高滲透率及孔隙度、有油藏驅動的能量、沒有底水及氣頂，以及至少有15m的產層厚度。有效益的蒸汽吞吐要求油藏在高注入量(200m³/d)下接納蒸汽，並有足夠驅動能量把油流驅回井內。

蒸汽吞吐的優點是採油速度快，缺點是采出程度低，一般不超過20%。

3.蒸汽驅開采

蒸汽驅是一種驅動式開采，是一種以井組為單元，由一口或幾口注汽井連續注汽，從鄰近的一些生產井連續採油的方式。蒸汽驅通過注入井連續注入高幹度蒸汽，一方面補充地層能量，另一方面將熱量引入地層，加熱油層，使原油黏度降低。

適用條件:蒸汽輔助重力驅能用於與廣泛的氣頂或底水層接觸的油砂層中。

蒸汽驅的優點是可提高採收率。

4.蒸汽輔助重力泄油開采

蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術是開發重油和油砂的一項前沿技術。此方法是以蒸汽作為加熱介質，通過流體熱對流及熱傳導作用的結合，依靠重力作用開采重油瀝青。SAGD可以有不同的應用方式:一種是平行水平井方式，即在靠近油藏的底部鑽一對上、下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井採油;另一種是水平井與直井組合的方式，即在油藏底部鑽一口水平井，在其上方鑽一口或幾口垂直井，垂直井注汽，水平井採油;第三種是單管水平井採用SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，通過注汽管柱向水平井最頂端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向擴展。

SAGD開采過程中的關鍵內在因素是蒸汽和油水之間的對流作用，這和常規的蒸汽和油、水同向流動是完全不同的。國外在SAGD技術上所開展的研究工作主要有:建立對流物理模型，研究油-水兩相的對流特徵，二維微觀模型研究蒸汽腔的擴展，CT掃描研究蒸汽與油、水之間的微觀流動及非凝結氣體對流過程的影響等。今後將對蒸汽和油、水三相的對流進行研究，並深化上述各項研究，將各項研究結果綜合在一起，形成更加有效的新的數模模型，為進行油田大規模的SAGD開發提供有效的評價、預測和設計手段，最終實現最經濟有效的SAGD開采。

蒸汽輔助重力泄油開採的優點是提高了油氣比，採油速度高，採收率高，一般為40%～60%，對油層的非均質性不敏感。缺點是初始產量低，以及如何推廣到低溫低壓和底水油藏(朱作京，2007)。

5.火燒油層

火燒油層是熱力採油中應用最早的一種採油方法，此技術於1920年在美國取得專利，第一次現場先導試驗於1933～1934年在蘇聯進行，第一次真正的火燒油層(ISC)工藝試驗於1950～1951年在美國進行。

火燒油層也稱就地燃燒，就是將空氣或含氧氣體注入油層，在油層中與有機燃料起反應，用產生的熱量加熱油層，降低原油黏度，在空氣驅動下開采原油。火燒油層的驅油效率很高，現場試驗表明，採收率一般可達到50%～80%。

從篩選標准可看出:火燒油層比注蒸汽具有更廣泛的適應性。一般當蒸汽驅熱損失太大時，可選用火燒油層的方法。具體地說火燒法可用於較深(＞1000m)、較薄(＜6m)、較緻密(＜35×10^-3μm²)、含水較高的水驅後油藏，這類油藏用蒸汽驅方法開采風險性太大。高壓注氣對燃燒有利，故它不受深度的限制。

火燒油層的優點是具有良好的地下開采潛力，降低二氧化碳排放，且成本低。缺點是實施工藝難度大，不易控制地下燃燒，同時高壓注入大量空氣的成本比較高。

重油瀝青的開采方法還有很多，如井下巷道開采、原地燃燒、原地催化、微生物處理等(朱作京，2007)。