曙一区杜84块中深层超稠油SAGD从先导试验到一期工程的实施已有近八年的时间,SAGD生产取得了较好的效果,扭转了产量的递减。但随着大规模的实施,生产中出现的问题也逐渐增多,生产动态调控工作量越来越大,给调控带来了一定的难度。为了提高SAGD开发效果及经济效益,围绕SAGD生产动态调控中存在的问题,本文在充分调研前人工作成果的基础上,针对杜84块中深层超稠油区块开展了SAGD开发动态分析及油藏工程优化研究。本文在分析了兴Ⅵ组油层和馆陶组油层地质特点及生产规律的基础上,对直井水平井组合以及双水平井SAGD生产阶段进行了阶段划分。直井水平井组合SAGD的生产阶段按照蒸汽腔扩展过程可分为上产、稳产、产量递减三个阶段。顶水油藏或无顶水油藏的双水平井SAGD均可划分为三个阶段,即产量急剧上升阶段,产量稳定生产阶段,产量下降阶段。在阶段划分的基础上,建立了不同生产阶段的SAGD产能预测模型,对直平组合模型进行简化处理后,可以将水平生产井单侧相邻的两口注汽直井到水平生产井的距离长度视为一个小的双水平井井组,双水平井组中的水平生产井段简化虚拟为N个长度为Li（注汽直井与水平井之间的平面距离）的小水平井,建立了直井水平井组合SAGD上产和稳产阶段的泄油速率模型。直井与水平井组合SAGD产能预测模型可以较好地与生产实际相吻合,可用于指导实践。进一步研究了兴Ⅵ组油层和馆陶组油层SAGD生产特征曲线,并提出了三参数注采特征曲线方法。运用本文所建立的双水平井和直井水平井产能预测模型可以与生产实际较好地吻合,可用于指导生产实践;利用SAGD递减阶段动态预测方法预测的年产量、含水率等指标与数值模拟的结果吻合较好,误差较小。该方法在递减阶段,克服了注采特征曲线常规递减预测的局限性,可对含水率与产油量的关系、含水率与时间的关系以及累产量等进行预测。根据相似准则及物理模拟原理,开展双水平井SAGD二维物理模拟实验以及直井水平井组合SAGD三维物理模拟实验研究,模拟了上产阶段、稳产阶段以及递减阶段蒸汽腔的发育过程。验证了本文所建立的上产和稳产阶段以及递减阶段的理论产量预测模型。并从蒸汽腔发育规律和SAGD生产动态等方面总结了SAGD开发机理。通过确定注入蒸汽干度以及注气量的计算,确定双水平井SAGD循环预热阶段单井日注汽90t/d,预热时间45个月,单井注汽量约1080013500t。上水平井注汽管柱下到2/3处时注汽管柱的分布形式可以使水平井水平段的整体预热效果表现较好,并且整体的温度分布比较均匀。优化双水平井循环预热阶段操作参数,均匀等压循环阶段的操作参数:注汽速度6070t/d;井底蒸汽干度>75%;操作压力4.05.0MPa;均匀等压循环时间8090d;均衡增压循环预热时机:注采井间原油粘度小于1000mPa.s;注汽速度6080t/d;井底蒸汽干度>75%;操作压力4.55.0MPa;均衡增压时间:4050d。针对双水平井SAGD生产阶段动态参数进行优化:注气速度275325m3/d;采注比1.2;蒸汽干度大于75%;井口注气压力4MPa,Sub-cool值5℃10℃,SAGD开发可以取得较好的效果。夹层的长度越长、宽度越宽、距离顶部距离越小,对直井水平井组合SAGD蒸汽腔扩展发育的影响越大。当夹层不完全起遮挡作用时,体现了以重力泄油为主,蒸汽驱替为辅的开采机理;当夹层完全起遮挡作用时,体现了蒸汽驱替与重力泄油双重开采机理。若在设计的射孔段有不连续夹层,应将夹层的上下油层都射开;若连续夹层出现在距水平井以上1015m的位置,除射开夹层以下的设计的射孔段,还应在夹层的上部射开35m的井段。针对兴Ⅵ组油层直井水平井SAGD建立概念模型以分析SAGD阶段注采参数的影响。当注汽速度控制在275 m3/d325 m3/d之间,采注比为1.2,注汽压力为4MPa,注汽干度>0.75时,含夹层油藏直井水平井SAGD稳产阶段能够保证较好的开发效果。在注汽量300m3/d,注汽干度75%,Sub-cool值为10℃的情况下,从稳产阶段转换为递减阶段时为注采参数调整的最佳时机。