对于深层高压稠油油藏，垂直-水平井蒸汽辅助重力泄油（VH-SAGD）具有井网部署灵活、垂向波及控制能力强和钻井成本相对较低等优势。然而，埋深超过1000 m后，高地层压力会降低饱和蒸汽比容和汽化潜热，长距离井筒输送又会造成显著热损失；常规连续注汽还容易发生蒸汽超覆，使蒸汽腔过早接触盖层并加剧无效散热。同时，依赖岩石热传导的传统启动方式周期长、耗汽量大，制约了深层高压稠油油藏的开发效率与经济性。为此，需要建立能够快速连通井间、抑制蒸汽超覆并兼顾全周期能效的新型开发方法。

针对这一关键科学与工程问题，我校能源学院博士研究生房昶在导师刘鹏程教授指导下，联合中国石油勘探开发研究院提高采收率全国重点实验室和中国石油辽河油田科研团队进行“产-学-研”合作，提出垂直-水平井通道辅助蒸汽重力泄油（VH-CSAGD）技术，设计并开展三维高温高压物理模拟实验（图1-图2），并利用数值模拟完成实验历史拟合、现场尺度放大和参数敏感性分析，系统揭示了VH-CSAGD的开发机理（图3-图5）及不同参数对开发效果和能效的影响（图6-图7、表1）。主要创新性认识如下：

1.揭示了深层高压VH-CSAGD的四阶段演化规律。通道建立阶段（0~420 min）、梯形复合驱替启动阶段（420~480 min）、梯形复合驱替扩展阶段（480~620 min）和衰竭阶段（620~690 min）。高压热水首先沿储层底部形成稳定的传热传质与泄油通道；转入注汽后，上部蒸汽驱、中部重力泄油和底部热水驱共同构成梯形复合驱替模式，有效延缓蒸汽超覆并减少盖层热损失（图3-图5）。

2. 三维物理实验实现了72.7%的最终采收率。温度场、剩余油分布和生产动态共同表明，底部通道能够诱导蒸汽腔稳定横向扩展并提高储层整体动用程度。注采压差、产油速率和含水率的趋势拐点可作为由热水建通道阶段切换至注汽阶段的现场操作判据，避免过早注汽造成蒸汽窜流和无效热损失（图3-图5）。

3. 数值模拟验证了VH-CSAGD技术达到了引导通道与复合驱替的协同优势。数值模型对实验累积产油量和累积产液量的拟合平均相对误差均小于5%，并成功再现实验观察到的梯形蒸汽腔演化，与热水驱和常规VH-SAGD相比，该技术能够缩短预热期、提前产量上升阶段并保持更稳定的全周期能效；最终采收率达到82.0%，验证了通道引导与复合驱替的协同优势（图6-图7）。

4.底部通道在启动速度、峰值产量、最终采收率和能效方面总体最优。现场宜采用蒸汽干度由0.1逐步提高至0.5、后期再转高干度的变干度注汽策略，以兼顾抑制超覆与提高采收率。垂直井-水平井间距的适宜范围为20.0~50.0 m，现场优先推荐20.0~30.0 m；适用储层厚度应大于20.0 m，厚度低于10.0 m时不建议采用该技术（表1）。

图1 三维高温高压物理模拟实验装置示意图

图2 三维物理模型内部结构与测温点布置

图3 VH-CSAGD不同阶段温度场演化

图4 VH-CSAGD梯形复合驱替机理

图5 物理实验生产动态

图6 不同开发方式下温度场及油、水、气饱和度演化

图7 VH-CSAGD与常规VH-SAGD盖层热损失机理对比

表1 VH-CSAGD现场应用参数优化建议

该研究受到国家自然科学基金联合基金（U22B6004）和中国石油天然气集团有限公司科技项目（2023ZZ23）的联合资助。成果发表于国际石油工程领域权威期刊《SPE Journal》：Chang Fang（房昶，第一作者）; Erpeng Guo; Guodong Wang; Ce Shang; Changjiang Yao; Mingxi Ge; Hongzhuang Wang; Pengcheng Liu*（刘鹏程，通讯作者）. 2026. Experimental and Numerical Investigation on Deep High-Pressure Vertical-Horizontal Well Channel-Steam-Assisted Gravity Drainage in Heavy Oil Reservoirs [J]. SPE J. SPE-236601-PA.

全文链接：https://doi.org/10.2118/236601-PA