得克萨斯州NHSU油田低渗砂岩油藏水平井注采

１９９１年，Ｔｅｘａｃｏ公司在东得克萨斯ＮＨＳＵ油田的Ｐｉｔｔｓｂｕｒｇ“Ｃ”砂岩油藏中钻 了两口水平井；一口生产井，一口注水井。Ｐｉｔｔｓｂｕｒｇ油藏是一种低涌砂岩油藏一直推行水驱采油。     

多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率

概述了美国科恩河油田多层砂岩稠油油藏的特征和开发历史,重点讨论了强化热采油藏管理提高采收率的实践。科恩河油田为水动力圈闭的单斜油藏,蒸汽驱开采后期,碳氧比能谱测井、四维时移热采动态及注采井动态监测结果,孤立单河道砂体识别、追踪,全油田三维地质建模及数值模拟研究为识别剩余油和提高采收率提供了依据。人工智能、蒸汽泡沫驱、双油管完井分层注蒸汽等措施扩大了蒸汽驱波及体积。加密井、水平井钻井及浅部油藏侧钻水平井可大幅度增加可采储量,水平井产量达到相邻直井的3倍以上。为开采油藏下倾部位油水界面附近未动用的“冷油藏”,在下倾部位水层钻产水井泄压,使蒸汽驱得以有效波及到该部位剩余油。     

马拉文公司在稠油油田应用水平井技术的经验

马拉文公司对该公司作业的主要稠油油田提高产量和经济效率的水平井应用做了评价。提高这些稠油油田的原始采收率很重要，这是因为它允许延期完成更有效的稠油驱替过程，如蒸汽驱。一次采油不仅包括冷采，而且包括周期性蒸汽驱。到目前为止，在Ｏｒｉｎｏｃｏ带的Ｚｕａｔａ区共钻两口水平井，在玻利维亚海岸区共钻４口水平井。据报道出现了如出砂、完井设计、地层损害和蒸汽分布等问题。然而，最终结果说明了在这些稠油油田应用这一     

将注蒸汽项目推广到底水地区的挑战

本提供了对Pikes Peak注蒸汽项目的现场评论，显示了无底水情况下周期注蒸汽(CSS)和蒸汽驱的主要动态指示。为了检验相对薄的底水(小于5米)的开发，在现场试验了不同的注蒸汽工艺。提供了垂直井周期注蒸汽、双水平井重力泄油和垂直注入井／水平生产井组合的现场先导试验结果以供比较。根据现场经验和数值模拟输入，在底水最高可达4米的一些地区，通过在驱动、堵塞和泄油工艺中注入一些有效的较大蒸汽段塞，用经济的汽一油比(SOR)成功地实施了周期注蒸汽增产法。在较厚的底水中，在恒压下作业以防底水流入的能力是水平井方法的优点。随后描述了一些底水地区油田规模的开发。数值模拟结果指出，衰竭蒸汽驱带的压力上升是使翼侧采收率最大化的最佳方案。该方案正在现场实施(通过回注采出的排出气体)。     

稀油油藏注蒸汽热采提高开采效果

探讨了3类稀油油藏注蒸汽热采的经济和技术可行性。对于含蜡低渗透油藏，通过物理模拟和数值模拟研究了注蒸汽提高开采效果的可行性，在大庆油田外围朝阳沟低渗透油藏2口生产井进行的蒸汽吞吐现场试验结果表明，蒸汽吞吐是有效的增产措施；对于吉林油田扶余水驱稀油油藏，用油藏工程方法研究其转蒸汽驱的可行性，对1个井组的开发指标和经济效益预测结果表明，水驱稀油油藏转蒸汽驱可提高采收率20％以上；对大庆油田聚合物驱油藏转蒸汽驱的可行性进行了物理模拟和数值模拟研究，对比分析了蒸汽驱与聚合物驱提高采收率的不同机理，初步研究表明，这类油藏转蒸汽驱后可提高采收率10％以上。图1表4参10     

利用水平井研究蒸汽驱油的物理模型

建立了一个小型相似物理真空模型。利用水平井作为垂直注入井和生产井的通道，在1．37×0．75英亩的面积上，以427和650bbl的注入量进行了线性蒸汽驱模拟试验。当蒸汽／油比在4～6之间时,采收率可达到60％～80％。     

蒸汽驱模拟新发展

加密网格模型能够描述近井垂直蒸汽超覆,稠油蒸汽驱是重力泄油过程而不是驱替过程得到证实,而且模型的非封闭性边界导致蒸汽带压力与现场实际压力相似.初期生产井蒸汽吞吐的常用作业方法降低了压力,加速了蒸汽突破时间且提高了开采量.此外,在很多早期研究中应用的井网因素和单层砂岩模型并不能充分说明油田现场生产动态,利用大型非均质模型预测产量更加符合实际.非连续页岩允许原油从上部砂岩到下部砂岩大量泄油,因此上部含有的储量可能低于预测值,而下部的采收率明显增加.     

用水平井通过蒸汽驱提高Bachaquero-10重油油藏的采油量

为了评价在委内端拉Ｂａｃｈａｑｕｅｒｏ 10重油油藏进行周期注蒸汽和蒸汽驱下的 3口水平井的动态 ,进行了三维热组分模拟研究。在所研究的蒸汽驱方案中 ,把水平井作为注入井 ,把现有 (和新的 )垂直井作为采油井。模拟结果表明 :(1)与在不增加新采油井情况下的蒸汽驱采收率约为 2 5 %相比 ,周期注蒸汽的采收率约为原始原油地质储量的 15 % ,在增加新采油井情况下的蒸汽驱的采收率约为 5 0 % ;(2 )蒸汽驱的主要效益是恢复压力和提高热效率 ;(3)在增加采油井情况下的采收率较高是由于提高了平面波及效率用水平井通过蒸汽驱提高Bachaquero-10…     

春风油田排601块水平井蒸汽驱井网类型优化物理模拟实验

蒸汽驱是稠油油藏水平井蒸汽吞吐进入开发后期主要的接替技术，而水平井的井网形式影响着蒸汽驱的开发效果。以春风油田排601块浅薄层稠油油藏为研究对象，依据相似准则，建立了高温高压三维比例物理模型，并开展了排状井网、五点井网、反九点井网条件下蒸汽驱物理模拟实验。研究结果表明:蒸汽驱过程中温度场的发育主要受注入井与生产井间的驱替压差的控制，注入蒸汽主要流向流动阻力小的区域（临近井、高渗条带、高温低黏油带）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油从模型产出；实验结束后，蒸汽未波及区域存在大量剩余油。在排601块油藏条件下，排状井网、五点井网和反九点井网蒸汽驱的最终采收率分别为45.10%、41.90%和38.30%；排状井网、五点井网和反九点井网最大累积油汽比分别为0.69、0.63和0.53，综合对比排状井网效果最优。蒸汽驱过程的主要作用机理和现象包括:高温降黏作用、高温体积膨胀、高温蒸汽蒸馏和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆。研究结果可以有效支撑春风油田排601块水平井蒸汽驱设计。     

Cruse E扩展蒸汽驱：技术、经济和环境前景

在Cruse E蒸汽驱先导性试验获得成功的基础上,Petrotrin决定实施一个与先导性试验情况相似的大规模项目,该项目叫做Cruse E(由美州国家开发银行资助的)扩展蒸汽驱.该项目的占地面积为270acre,目的层(上Cruse E砂岩层)的估算原始原油地质储量为31.1×106bbl.于1994年1月开始进行地面设备制造和基础设施建设,随后进行了动用钻机的工作——钻井、重新完井和修井.钻了60口新井(其中包括28口注入井和32口生产井),划分成28个井网.此外还把现有的35口井用作生产井.该项目于1996年1 月实施,当时就开始注蒸汽.这使Petrotrin的有效蒸汽驱和水蒸汽交替注入项目的数量增加到了8个.油藏模拟预测,在15年期间将采出11×106bbl重油,在2000年达到最高产量.但是,当1998年采油量达到877bbl/d时,该项目却受到了附近居民所关心的环境问题的影响.实际上,在1998年11月,管理机构命令停止实施该项目.在通讯联系、培训和作业方面做了大量的与环境有关的工作,以改善蒸汽驱的安全和环境状况并且确保该项目达到所要求的环境标准.该项目停止实施40个月后,于2002年3月得到管理机构的同意,重新开始注蒸汽.本文讨论了注蒸汽和不注蒸汽期间的蒸汽驱动态、项目的技术和经济情况以及在环境方面所做的改进.还讨论了为了重新注蒸汽所采取的做法并且介绍了未来的操作策略.     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

水平井和多分支井：动态分析—艺术还是科学？

最近十中全球已钻了数千口水平井。在加拿大，几乎所有产油省在各种应用中都使用了水平井，还钻了数百口多分支井，单是Ｓaskatchewan省就有７００多口多支井。同样，还普遍使用了欠平衡钻井和连续油管钻井。这种钻法推动了油田革命，对油田开发有重要影响。在任何油田项目中，人们对四个总是题感兴趣，即预期的井产量、井储量、井成本和商业成功概率即风险系数。尽管有些水平井项目商业成功率很高，但在北美，这项技术的商商业成功率大约是６５％，由于大部分水平井是加密井，因此这一点显得尤其重要，认识些成败就需要分析井的动态。本将讨论井动态分析的实际困难和解决办法。     

轻质溶剂辅助蒸汽驱蒸汽腔扩展特征

在矿场即将实施轻质溶剂辅助水平井蒸汽驱开采薄层稠油油藏之际,选择用正己烷溶剂作为轻质溶剂,先采用二维物理模拟技术,研究了添加溶剂后蒸汽腔的展布规律和对生产动态的影响规律;之后,为进一步研究溶剂在蒸汽腔中的运移规律和对温度场、黏度场和含油饱和度场的影响规律,采用CMG公司的CMG-STARS模块,基于二维物理模型参数,对溶剂辅助蒸汽驱进行了数值模拟。研究表明:薄层稠油油藏在采用水平井蒸汽驱过程中添加单组分轻质溶剂能够有效降低蒸汽腔内部及蒸汽腔前缘的原油黏度,从而提高沿生产井方向的吸汽能力和驱油效率,与普通蒸汽驱对比,其具体表现为蒸汽腔体积大,沿注汽井方向扩展快,沿生产井方向扩展均匀,蒸汽前缘突破快,最终的波及范围大;生产过程中几乎无稳产阶段,且蒸汽前缘抵达生产井时产油速度达到峰值,之后高含水阶段发生汽窜且产油量小,最终驱替效率高。因此,添加溶剂辅助蒸汽驱相对于常规蒸汽驱可以有效降低地下稠油黏度,并且提高蒸汽在地层中的波及范围,从而高效地开发薄层稠油油藏。     

刊中报

注氮气提高采收率第15届世界石油大会论文拾萃王培良摘译St.Ulrich-Hauskorchen油田于30年代末发现，位于维也纳市以北50km，后维也纳盆地的一部分。该油田主要含油地层为天然裂缝砂岩层，原始地质储量约2200万t．自1949年投入开发以来，共钻了235口生产井和注入井，1953年开始     

钻井优化和使用钛马达减少了短半径钻井时间

位于印尼Sumatra盆地中部的Minas油田是东南亚最大的油田，产层是高渗透率的浅Bekasap砂岩层。砂岩层共有5层，被5－50ft厚的页岩层间隔。通常，用大功率的电潜泵进行多层合采。从1993年起进行了大规模的面积注水工程。为了提高最终开采量，Minas油田使用水平井来减少水锥进，提高波及效率。到目前为止，Minas油田已钻了22口水平井，其中12口侧钻井共分两组，每组各有6个井，都是从老井眼侧钻而成。     

使用双井口水平井的新型地层处理热采技术

塔塔尔斯坦共和国拥有巨大的稠油和沥青储量,首次使用垂直井进行稠油开采的试验区方案可以追溯到1970年。试验了许多热采方法,包括火烧油层、蒸汽吞吐和气一汽混合注入方法,然而这些方法都有其不适用之处。2006年提出了一个新的试验区方案,即使用一对U型水平并的改进的蒸汽吞吐技术。目前已经钻了3对U型水平井,水平井筒长度从200m至400in不等,这些井有垂直和倾斜的2个井口,2口平行水平井钻在产油层,一个井筒在上一个在下,它们之间的垂直距离是5m,双井口设计有助于较大地增加产油量。基于STARS模块的模拟,提出了不同的操作方案。通过改变产液量和蒸汽注入体积等完成了流动管理,这些操作避免了蒸汽突破,形成了均匀的蒸汽腔。试验水平井的平均产量是垂直井的10倍。     

吐哈钻井公司活跃在国际市场上

吐哈钻井公司依托先进的配套钻井装备，促使19支钻井队伍活跃在国际钻井市场上。仅2006-01-10，共计在海外完成钻井进尺12万m，完成年计划的113％，工作量同比增幅高达97％，收入同比增长126％，以卓有成效的业绩取信于甲方。该钻井公司钻水平井的技术实力强，除满足吐哈油田内2006年部署水平井15口（其中侧钻水平井5口）的需求外，2006年还以其专业特长在中亚地区国际市场上侧钻水平井28口（其中在哈萨克坦阿克纠宾油田承钻10口侧钻水平并工程项目），这是前期侧钻水平井成效所获得的市场回报。2005年在哈萨克坦扎那诺尔油田409井、207井，均侧钻水平井成功，实现高难度短曲率半径钻进。前者原直井投产．时的原油产量只有3～5t／d，后者是一口长躺直井。侧钻后尽管水平井段均只有100m，却分剐获得原油产量30t／d和28t／d。2006年初在哈萨克坦扎那诺尔油田完成两口侧钻水平井，实现超短曲率半径钻进，造斜率最大达1．4°／m。2006年在鸟兹别克斯坦承钻的奥特96水平井、获得工业油流，钻探成果取信于甲方，为此甲方主动为其追加5口井钻井合同。     

新疆油田水平井配套技术降服9类油气藏

与直井相比，水平井具有少井高效、有利于整体开发的优势。近年来，新疆油田注重将技术引进与自主创新相结合，水平井配套技术不断取得突破。至今，该油田今年已完钻水平井213口，其中浅层超稠油水平井占到80%以上，形成在浅层稠油、稀油和天然气（包括低渗砂岩气藏、高渗砂岩底水气藏、火山岩气藏）等9类油气藏的水平井配套技术，成为提高单井产量的重要抓手。如今，该油田水平井开采技术规范已形成，9类油气藏的配套技术行之有效，自主研制技术已获得19项授权专利。     

水平井蒸汽驱井网形式优化及驱替特征

井网形式对区块的开发效果影响显著,针对水平井蒸汽吞吐后期井间剩余油开采较差和吞吐效果变差等问题,利用物理模拟和数值模拟相结合方法,研究了稠油油藏水平井蒸汽吞吐转驱的合理井网形式,分析了温度场平面和纵向发育特征。模拟结果表明,排状井网蒸汽驱开发效果最佳;温度场平面发育特征分析表明,由注入井至生产井可划分为饱和蒸汽带、冷凝水带、热油带和原始油带,依据4个带抵达生产井的时间,可以将蒸汽驱划分为蒸汽启动阶段、产量快速递增阶段、高产稳产阶段和快速减产衰竭开采阶段等4个阶段,且每个阶段主控机理各不相同;水平井"脚跟"到"脚尖"注入蒸汽的干度和压力逐渐降低,引起沿水平井段温度场发育不均匀;纵向上温度场发育变化特征表明,水平井蒸汽驱以水平驱替为主,纵向泄油为辅。