CN112943194A - 一种预防sagd开发过程中边水下内侵的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种预防SAGD开发过程中边水下内侵的方法。本发明通过蒸汽腔操作压力的变化对蒸汽腔扩展速度、SAGD产油量的影响，提出一种利用压力来控制蒸汽腔扩展速度，促进SAGD蒸汽腔均匀发育，保障SAGD产油量不断上升的同时，也提高油藏的最终采收率，最大程度的动用(开发)这类边水发育的超稠油油藏，挖掘石油这种不可再生资源的最大价值。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，具体涉及一种预防SAGD开发过程中边水下内侵的方法。
背景技术
超稠油SAGD开发技术是开发超稠油的一项前沿技术。其开采机理是通过注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，被加热降粘后的原油和蒸汽冷凝水依靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出，蒸汽腔持续扩展，不断占据原油体积。该技术由Butler博士1978年发明，目前，已在国内外部分油田推广应用，国内新疆油田和辽河油田成功引进SAGD技术，并在超稠油油藏中成功实施，取得了较好的开发效果，极大的扭转了蒸汽吞吐年产油量持续递减的局面，采油速度高、开采成本低，其技术优势得到石油行业人士的认可，被认为是采收率最高的热采开发技术之一。
ZL201611114279.1公开了一种改善SAGD开发效果的预处理方法，在该方法中将超临界CO2压裂技术引入到稠油开采过程中，利用超临界CO2对油藏进行预处理，通过大幅度降低原油粘度，降低SAGD操作过程中的蒸汽需求量，缩短循环预热时间，提高蒸汽带驱油效率，达到经济、有效开发稠油油藏的目的。ZL201420797523.9公开了一种SAGD水平井系统，该SAGD水平井系统包括两个水平井，且两个水平井为上水平井和下水平井，SAGD水平井系统还包括蒸汽控制装置，在满足待开采原油所需的热量的前提下，并没有造成过多蒸汽量的浪费，进一步提高了生产单元的净利润。ZL200810113261.9公开了一种气体辅助SAGD开采超稠油技术的方法，在该方法中应用非凝析气体(N2，甲烷，CO2等)注入到已发育的蒸汽腔中。利用气体导热系数小并且为非凝析气体的性质，形成隔热层，减小蒸汽向上覆岩层的传热速度，降低热损失，提高热效率；同时分布在蒸汽腔上部的非凝析气体能够维持系统压力，不仅对原油起到向下的推动作用，还缓解了蒸汽向上的超覆速度，加强了蒸汽腔的侧向扩展能力，增大蒸汽横向波及体积；但是该方法在应用中存在注入的非凝析气体影响蒸汽注入能力的问题，操作中发现同时注入非凝析气体时，由于明显提高了蒸汽腔压力，蒸汽注入量降低在30％左右。其次注入的气体仅仅有隔热和降粘的作用，因此只能提高采油速度，而在提高驱油效率方面效果并不明显。
ZL201810028967.9公开了一种抑制SAGD蒸汽腔纵向突进的方法，对于SAGD开发过程中由于操作不当，导致蒸汽腔局部突进现象，特别是对于顶水的超稠油油藏，采用水+氮气交替注入的方式来抑制蒸汽腔突进，一方面注入的氮气密度小于蒸汽密度，注入的氮气主要分布在原始蒸汽腔顶部，利用氮气导热系数小的性质，在蒸汽腔顶部形成隔热层，另一方面，利用，常温水的热焓远小于水蒸汽的热焓，注入常温水降低突进腔温度，但是该方法在应用中存在注入氮气气体影响蒸汽注入能力，注入气体时也明显提高了蒸汽腔压力，减少了约10～20％蒸汽注入量，只能提高采油速度，不能提高驱油效率，同时，现场操作过程中发现，气体的刺穿作用导致汽腔在注入气体后短期内迅速膨胀，导致原有的突进的蒸汽腔又向上突进了3-5米。而注入常温水的方式在一定程度上降低了与常温水接触的局部的汽腔温度，长期注入常温水导致汽腔温度下降，影响SAGD产油量。
为延长发育边水的超稠油油藏SAGD开发生产期，减弱因油藏非均质性和转SAGD开发方式前蒸汽吞吐动用不均带来的影响，防止蒸汽腔单方向横向快速突进迅速扩展至油藏边部，若蒸汽腔与边水沟通后，将导致边部的边水内侵，巨大的边水水体一旦倒灌进入油藏，SAGD开发即刻终止，油藏内大量的剩余油无法采出，对于国家资源将是一种巨大的浪费。
SAGD开发的核心关键是蒸汽腔的扩展速度，直接决定了SAGD产油量，如果SAGD操作不当，蒸汽腔单方向横向快速突进迅速扩展至油藏边部，此时用水泥、超细水泥或矿聚物等物质进行封堵，只在井筒周围5～10米范围内形成一个水泥环或封堵物环状封堵带，井温监测可见到温度下降20～30℃，但3～6个月后，封堵物失效，温度再次达到200℃以上，无法阻止蒸汽外溢。如果注入非凝析气体、常温水物质，都只能在1～3年的短期内减缓局部已发生汽腔突进区域的突进速度，由于油藏内还有大量剩余油，一旦汽腔到达边部与边水沟通导致边水内侵到油藏内部，油藏将遭到破坏，造成油藏的剩余石油融入巨大的水体中形成无数微小油滴而无法再被采出。
发明内容
为解决以上至少之一的技术问题，本发明提供一种预防SAGD开发过程中边水下内侵的方法，该方法优化合适操作压力，防止因为蒸汽腔操作压力不当，导致某一区域出现汽腔快速突进的现象。
为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种预防SAGD开发过程中边水下内侵的方法，该方法包括以下步骤：
S100、确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态；
S200、确定影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素；
S300、依据所述影响蒸汽腔扩展扩展速度的地质主控影响因素和所述不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态，确定蒸汽腔各区域的扩展速度、平面扩展速度、不同高度蒸汽腔的采油速度；
S400、建立蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系；
S500、建立边水油藏SAGD典型井组数值模拟模型，设置不同蒸汽腔操作压力进行数值模拟，预测蒸汽腔扩展变化情况及生产情况；
S600、综合蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系和数值模拟结果分析，确定合适的蒸汽腔操作压力进行SAGD开发，从而促进蒸汽腔均衡发育，在保持SAGD蒸汽腔扩展速度的同时，保障SAGD井组具有较高的产油量、较高的采油速度以及较高的油汽比，实现SAGD开发效果和经济效益的双提升。
以下针对每一步骤进行详细说明：
S100、确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态。
在SAGD开发过程中，受油藏非均质性、隔夹层、转驱时机不同及井网组合方式影响，SAGD蒸汽腔发育存在差异，需要首先确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态。
根据本发明的方法，优选的，利用井温实际监测资料和数值模拟技术确定各单井的蒸汽腔范围、精细描述油藏内各区域蒸汽腔的发育形态，以确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态，即蒸汽腔空间发育的精确位置。
根据本发明的方法，优选的，所述蒸汽腔的发育形态包括蒸汽腔高度、上部剩余油层厚度以及平面分布形态。
S200、确定影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素。
根据本发明的方法，优选的，通过对比油藏的各项地质参数对蒸汽腔扩展速度的影响，以确定影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素。
根据本发明的方法，优选的，所述油藏的各项地质参数包括孔隙度、渗透率、油层发育程度及储层岩性。
根据本发明的方法，优选的，所述影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素为油藏的渗透率。
S300、依据所述影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素和所述不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态，确定蒸汽腔各区域的上升速度、平面扩展速度、不同高度蒸汽腔的采油速度，并预计开采年限。
根据本发明的方法，优选的，所述蒸汽腔各区域依据蒸汽腔的高度划分。
根据饱和蒸汽压力与热焓关系曲线，从理论上讲，实现最大汽化潜热的基本条件就是降低油层的汽腔操作压力，但产出液入泵需一定的压力，汽腔操作的压力不能过低。
S400、建立蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系。
根据本发明的方法，优选的，所述蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系包括蒸汽腔操作压力与蒸汽腔扩展速度、采油速度、油汽比、含水率之间的关系。
从实际油田开发过程中动态数据统计分析获得以上蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系。
S500、建立边水油藏SAGD典型井组数值模拟模型，设置不同蒸汽腔操作压力进行数值模拟，预测蒸汽腔扩展变化情况及生产情况。
本领域技术人员理解的，数值模拟模型是由地质模型得来；地质模型是单井测井数据、井轨迹等参数利用petrel软件建模。这里指的是油藏数值模拟，利用CMG软件进行热采数值模拟。
根据本发明的方法，优选的，S500中具体设置蒸汽腔操作压力为2MPa、3MPa、4MPa、5MPa和6MPa进行数值模拟。
数值模拟结果显示，不同操作压力时油藏蒸汽腔扩展均匀程度不同，同时也会出现加快边水侵入、或者减缓边水侵入。
S600、综合蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系和数值模拟结果分析，确定合适的蒸汽腔操作压力进行SAGD开发。从而促进蒸汽腔均衡发育，在保持SAGD蒸汽腔扩展速度的同时，保障SAGD井组具有较高的产油量、较高的采油速度以及较高的油汽比，实现SAGD开发效果和经济效益的双提升。
根据本发明的方法，优选的，S600具体包括：
S601、从实际油田开发过程中动态数据统计分析，建立蒸汽腔操作压力与蒸汽腔扩展速度、油汽比之间的关系，结合油田实现盈利时的油汽比界限，得出一个操作压力范围；
S602、根据数值模拟结果分析，不同操作压力时油藏蒸汽腔扩展均匀程度不同，同时也会出现加快边水侵入、或者减缓边水侵入；
S603、结合S601和S602的操作压力范围，最终确定合适的蒸汽腔操作压力。
本发明的方法利用压力来控制蒸汽腔扩展速度，促进SAGD蒸汽腔均匀发育，保障SAGD产油量不断上升的同时，也提高油藏的最终采收率，最大程度的动用(开发)这类边水发育的超稠油油藏。
本发明的有益效果包括：
1)提供了在SAGD开采过程中，研究确定了影响SAGD汽腔扩展速度的地质主控影响因素，储层发育不均，主要是渗透性对汽腔扩展速度的影响较大。
2)利用井温监测资料和数值模拟方法确定各单井的汽腔范围、精细描述油藏内各区域SAGD蒸汽腔的发育形态。
3)建立边水油藏SAGD蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育关系，特别的SAGD汽腔操作压力与汽腔扩展速度、采油速度、油汽比、含水率之间的关系图版。
4)建立单井组数值模型，模拟不同蒸汽腔操作压力，预测蒸汽腔扩展变化情况及生产情况。不同操作压力下，蒸汽腔扩展速度不同，压力越高，蒸汽腔纵向突破能力越强，横向低温区域缩小，扩展更均衡。
5)确定合适的蒸汽腔操作压力范围，保障SAGD井组具有较高的产油量、较高的采油速度以及较高的油汽比，实现SAGD开发效果和经济效益的双提升，延长边水油藏的开发生产期，提高油藏的最终采收率。
附图说明
图1为本发明实施例中典型汽腔纵向发育高度剖面图。
图2为本发明实施例中典型汽腔平面厚度等值图。
图3为本发明实施例中杜84-馆观12井测温曲线及馆陶油层渗透率剖面图。
图4为本发明实施例中杜84-馆H18、杜84-馆H20井生产曲线图。
图5为本发明实施例中汽腔高度不同的五个区域示意图。
图6为本发明实施例中汽腔操作压力与饱和温度曲线图。
图7为本发明实施例中汽腔操作压力与热焓曲线图。
图8为本发明实施例中汽腔操作压力与扩展速度关系散点图。
图9为本发明实施例中汽腔操作压力与油汽比关系散点图。
图10为本发明实施例中汽腔操作压力与含水关系散点图。
图11为本发明实施例中汽腔操作压力与采油速度关系散点图。
图12为本发明实施例中模拟汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔剖面图。
图13为本发明实施例中模拟汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔纵向扩展图。
图14为本发明实施例中模拟汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔横向扩展图。
图15为本发明实施例中模拟汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔剖面图。
图16为本发明实施例中模拟汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔纵向扩展图。
图17为本发明实施例中模拟汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔横向扩展图。
图18为本发明实施例中模拟汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔剖面图。
图19为本发明实施例中模拟汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔纵向扩展图。
图20为本发明实施例中模拟汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔横向扩展图。
图21为本发明实施例中模拟汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔剖面图。
图22为本发明实施例中模拟汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔纵向扩展图。
图23为本发明实施例中模拟汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔横向扩展图。
图24为本发明实施例中模拟汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔剖面图。
图25为本发明实施例中模拟汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔纵向扩展图。
图26为本发明实施例中模拟汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔横向扩展图。
图27为本发明实施例中模拟汽腔操作压力2MPa时汽腔温度场图(带水流线的剖面)。
图28为本发明实施例中模拟汽腔操作压力6MPa时水流量等值图(剖面)。
图29为本发明实施例中模拟汽腔操作压力4MPa条件下温度场图。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
实施例1
本实施例针对某一油层优化边水油藏SAGD汽腔操作压力，防止因为蒸汽腔操作压力不当，导致某一区域出现汽腔横向快速突进的现象。具体包括以下过程：
S100、确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态。
在SAGD开发过程中，受油藏非均质性、隔夹层、转驱时机不同及井网组合方式影响，SAGD蒸汽腔发育存在差异。利用井温监测资料和数值模拟方法确定各单井的汽腔范围、精细描述油藏内各区域SAGD蒸汽腔的发育形态，包括蒸汽腔高度、上部剩余油层厚度、以及平面分布形态，明确不同开发时期蒸汽腔空间发育的精确位置。
SAGD实施初期，蒸汽腔在注汽井周围形成后沿原加热温度高部位快速上升。辽河油田某区块馆陶油层先导试验区与一期工程转驱时间间隔较大，根据各观察井的监测资料显示，转驱较早的试验区附近在空间上已形成一个大的蒸汽腔，纵向高度达到60m～80m，上部剩余油层厚度20m～35m，而转驱晚的一期工程的SAGD井组蒸汽腔高度较低，各个区域蒸汽腔高度不同，如图1中所示，蒸汽腔纵向发育不均衡，其中先导试验区蒸汽腔高度在60m～70m，14～17井组50m～60m，18～60井组30m～40m，50～55井组40m～50m，56～59井组20m～35m。馆陶油层SAGD蒸汽腔顶最高处在试验区馆观4井附近，距油顶仅有32m。图2表明，平面蒸汽腔大部分已连片发育，呈现“西高东低、北高南低”特点，蒸汽腔高度最高处出现在馆陶油层西部的先导试验区，沿着先导试验区周围向外延伸，汽腔的高度逐渐降低，蒸汽腔平面扩展不均。
S200、确定影响SAGD蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素。
对比油藏的孔隙度、渗透率、油层发育程度及储层岩性等地质参数，储层发育不均，主要是渗透性对汽腔扩展速度的影响较大。主要是对比极差(最大值除以最小值)，极差值越大，代表储层越不均质。
蒸汽较难通过低渗透层，在动用较好的渗透率高的区域蒸汽较容易通过。在馆H18和馆H20井组，图3展示了杜84-馆观12井的井温曲线及过该井的渗透率剖面图，研究结果表明，蒸汽腔顶部扩展到地层深度650m的低渗透层时，蒸汽较难突破，此时以横向扩展为主，用时半年时间汽腔通过低渗透层。图4为蒸汽腔扩展速度慢导致井组产油量后期出现下降的生产曲线，生产特征上看，低渗透层抑制蒸汽腔向上扩展的同时井组的产量也明显的下降，通过低渗透层后，日产油量上升。
S300、依据影响SAGD蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素和不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态，确定SAGD蒸汽腔各区域的上升速度，不同高度蒸汽腔的采油速度，并预计开采年限。
图5为不同蒸汽腔高度的五个区域示意图，①号区域蒸汽腔高度最高，⑤号区域蒸汽腔高度最低，关于不同区域的汽腔形态及高度差异，在S100中已详细阐明，此处不再赘述。蒸汽腔高度越高，其采油速度越高，预计剩余开发年限越短。①号区域蒸汽腔高度目前65～80米，剩余高度29米，采油速度5.4％，预计开发年限2～3年，预计最终采收率77～80％；②号区域蒸汽腔高度目前60～68米，剩余高度42米，采油速度5.2％，预计开发年限4～5年，预计最终采收率77～80％；③号区域蒸汽腔高度目前40～45米，剩余高度50米，采油速度4.9％，预计开发年限5～6年，预计最终采收率75～78％；④号区域蒸汽腔高度目前40米，剩余高度30米，采油速度3.2％，预计开发年限3～4年，预计最终采收率75～78％；⑤号区域蒸汽腔高度目前35米，剩余高度53米，采油速度2.6％，预计开发年限7～8年，预计最终采收率65～70％。
图6为蒸汽腔操作压力与饱和温度曲线，蒸汽腔压力越高，蒸汽温度就越高。图7为饱和蒸汽压力与热焓关系曲线图，从理论上讲，实现最大汽化潜热的基本条件就是降低油层的蒸汽腔操作压力，蒸汽腔压力越低，汽化潜热所释放的热焓越大，但产出液入泵需一定的压力，蒸汽腔操作的压力不能过低，过低则蒸汽腔不能很好的发育，影响产量。因此，蒸汽腔操作压力应为一范围。
S400、建立边水油藏SAGD蒸汽腔操作压力与汽腔发育关系，特别的SAGD蒸汽腔操作压力与汽腔扩展速度、采油速度、油汽比、含水率之间的关系图版。
根据油田开发过程中动态生产数据、和监测数据统计分析得到蒸汽腔操作压力与汽腔发育关系，图8为蒸汽腔操作压力与扩展速度关系散点图，图9为蒸汽腔操作压力与油汽比关系散点图，图10为蒸汽腔操作压力与含水率关系散点图，图11为蒸汽腔操作压力与采油速度关系散点图，通过操作压力对开发效果影响分析表明，蒸汽腔扩展速度随操作压力提高加快，饱和温度升高，突破能力增强；因此，确定最优操作压力为4～5MPa，此时蒸汽热效率高，油汽比也能保持较高的水平(0.22以上)。
S500、建立边水油藏SAGD典型井组数值模拟模型，模拟蒸汽腔不同操作压力，设置蒸汽腔操作压力2MPa、3MPa、4MPa、5MPa、6MPa，预测蒸汽腔扩展变化情况及生产情况。
图12为模拟蒸汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔剖面图，图13为蒸汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔纵向扩展，图14为蒸汽腔操作压力2MPa时蒸汽腔横向扩展，图15为模拟蒸汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔剖面图，图16为蒸汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔纵向扩展，图17为蒸汽腔操作压力3MPa时蒸汽腔横向扩展，蒸汽腔操作压力在2～3MPa时，以降压开发为主，蒸汽腔整体萎缩。蒸汽腔纵向高度下降、饱和温度降低、蒸汽腔萎缩。此时，蒸汽腔横向扩展呈现“削峰形”收缩。
图18为模拟蒸汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔剖面图，图19为蒸汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔纵向扩展，图20为蒸汽腔操作压力4MPa时蒸汽腔横向扩展，蒸汽腔整体扩张。蒸汽腔操作压力在4MPa时，增压开发，蒸汽腔纵向5米/每年、饱和温度升高、蒸汽腔扩张；蒸汽腔横向扩展呈现“填谷形”扩展、部分峰谷已连通。
图21为模拟汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔剖面图，图22为蒸汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔纵向扩展，图23为汽腔操作压力5MPa时蒸汽腔横向扩展，蒸汽腔操作压力在5MPa时，增压开发，汽腔扩张。蒸汽腔纵向11米/每年、饱和温度升高；蒸汽腔横向扩展呈现“填谷形”扩展、部分峰谷已连通，填谷作用较汽腔操作压力4MPa时更为明显。
图24为模拟蒸汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔剖面图，图25为蒸汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔纵向扩展，图26为汽腔操作压力6MPa时蒸汽腔横向扩展，蒸汽腔操作压力在6MPa时，增压开发，蒸汽腔整体扩张作用更强。蒸汽腔纵向14m/y、饱和温度升高；蒸汽腔横向“填谷形”扩展，其“谷底”已不太明显，部分峰谷已连通。
因此，不同操作压力下，蒸汽腔扩展速度不同，压力越高，蒸汽腔纵向突破能力越强，横向低温区域缩小，扩展更均衡。
S600、综合操作压力与蒸汽腔发育关系图版和数值模拟结果分析，确定合适的操作压力4～5MPa，从而促进汽腔均衡发育，在保持SAGD蒸汽腔扩展速度的同时，保障SAGD井组具有较高的产油量、较高的采油速度以及较高的油汽比，实现SAGD开发效果和经济效益的双提升。
图27为模拟操作压力2MPa时汽腔温度场图(带水流线的剖面)，当SAGD操作压力降低至2、3MPa过程中，1年边水突破；图28为模拟蒸汽腔操作压力6MPa时水流量等值图(剖面)，由于操作压力过高，3年后蒸汽突破沥青壳，蒸汽腔与边水沟通，边水下窜至油藏内部，导致SAGD开发结束，此时，油藏内汽腔发育较低的其他区域还存在大量剩余油未被采出。图29为模拟汽腔操作压力4MPa压力条件下温度场图，此时汽腔纵向扩展均衡，后期促进横向扩展，与降压操作对比，延长开发期3～4年。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (10)
1.一种预防SAGD开发过程中边水下内侵的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
S100、确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态；
S200、确定影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素；
S300、依据所述影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素和所述不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态，确定蒸汽腔各区域的上升速度、平面扩展速度、不同高度蒸汽腔的采油速度；
S400、建立蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系；
S500、建立边水油藏SAGD典型井组数值模拟模型，设置不同蒸汽腔操作压力进行数值模拟，预测蒸汽腔扩展变化情况及生产情况；
S600、综合蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系和数值模拟结果分析，确定合适的蒸汽腔操作压力进行SAGD开发。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S100中利用井温实际监测资料和数值模拟技术确定各单井的蒸汽腔范围、描述油藏内各区域蒸汽腔的发育形态，以确定不同开发时期蒸汽腔的空间发育形态。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述蒸汽腔的发育形态包括蒸汽腔高度、上部剩余油层厚度以及平面分布形态。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S200中通过对比油藏的各项地质参数对蒸汽腔扩展速度的影响，以确定影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述油藏的各项地质参数包括孔隙度、渗透率、油层发育程度及储层岩性。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述影响蒸汽腔扩展速度的地质主控影响因素为油藏的渗透率。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S300中所述蒸汽腔各区域依据蒸汽腔的高度划分。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S400中所述蒸汽腔操作压力与蒸汽腔发育的关系包括蒸汽腔操作压力与蒸汽腔扩展速度、采油速度、油汽比、含水率之间的关系。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S500中具体设置蒸汽腔操作压力为2MPa、3MPa、4MPa、5MPa和6MPa进行数值模拟。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，S600具体包括：
S601、从实际油田开发过程中动态数据统计分析，建立蒸汽腔操作压力与蒸汽腔扩展速度、油汽比之间的关系，结合油田实现盈利时的油汽比界限，得出一个操作压力范围；
S602、根据数值模拟结果分析，不同操作压力时油藏蒸汽腔扩展均匀程度不同，同时也会出现加快边水侵入、或者减缓边水侵入；
S603、结合S601和S602的操作压力范围，最终确定合适的蒸汽腔操作压力。
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