智能井控制的优化

结合使用新的优化软件和商业油藏模拟软件，分别对采用和不采用智能油井控制装置完井的油藏产量进行了预测和优化。井下流量控制装置给非常规油井的生产带来了灵活性。利用它们可以单独控制多分支井的各个分支，从而实现石油产量最大化或对不需要的水或气产量最小化。文中通过案例介绍了一种智能井(即安装有井下传感器和流量控制器的油井)运行的优化方法。该方法需要把共轭梯度优化技术与包含一个详细的多井段油井模型的商业模拟软件结合使用。该综合优化技术用于解决涉及不同类型油井和地质模型，以及多次地质统计模拟结果(geostatistical realization)的问题。多个案例均说明，采用流量控制装置能够改善油井的预测生产动态，其中一个改善的程度高达65％。     

欠平衡水平钻井提高雨果顿气田的生产能力

雨果顿(Hugoton)气田位于得克萨斯州潘汉德尔(Panhandle)地区，是美国本土48州最大的生产气田之一。这些浅气藏己经用空气钻井技术钻的垂直井或用常规过平衡技术钻的长距离水平井进行开采。因地层压力低(处于600psi范围内)。衰竭是主要问题。采用过平衡钻井技术钻的井并未显现出一致的生产趋势。地层压力低也造成钻井期间严重的井漏问题，结果造成地层损害和产能下降。另一个挑战性问题是产层和水层靠得很近，排除了选用压裂作为增产措施。以前采用垂直欠平衡法钻的那些井，由于受水平渗透率(kh)的限制，结果对生产能力并未产生积极的作用。尽管如此，作业仍决定采用欠平衡钻井完成三口水平井，作为典型例子研究以便对其效果作最后评价。与那些采用常规技术的井对比，上述三口井均取得了成功而且产量获得了很大提高。考虑到钻井的低成本环境，取得的成果意义更大，因该区用常规技术一般只能带来边际经济效益。详细的井设计和欠平衡模式应考虑其地质问题、气藏衰竭问题和靠近水层的问题。另就用欠平衡水平钻井比常规技术钻井完井的产量增加300～400％的结果进行了详细的评价。     

阿曼油田的现场试验显示了欠平衡钻井相对于常规钻井的优点

阿曼石油开发公司(PDO)采用欠平衡钻井(UBD)技术要追溯至上世纪90年代中期，当时他们偶尔在一些项目中采用该技术，但直到最近才得以实际应用。尽管UBD带来的效益在北关已被广泛接受，但由于种种原因它至今尚未在国际上得到充分的利用；特别是在面对直观的“难以确定的”利益方面此技术难以证明增加钻井成本的合理性。在缺少有关增产的具体生产数据时，资产经理和油井设计人员尤其很难证明其合理性。阿曼石油开发公司着手集中进行一次会战来试用UBD，并且评价它作为可使用技术的适用性。此次会战引进了一项“实现零成本”法，2002年6月开始钻井。在赛赫劳尔油田，油井把欠压产层作为目的层要在7-in主衬管外钻成注采成对的五腿柱井。这些油井通常都是用电潜泵完井的。在赛赫劳尔油田UBD项目的工程技术中着重执行资产管理班子下达的避免油层损害的指令。就这样，选择了相应的设备并且研制了一套方案，即通过同心套管注入油田气来确立UBD的条件。因此项技术是新近才再次引进的，所以在钻探第一口井时采用了循序渐进法，而且最终显示了UBD的效益。就评价其技术的适用性而言，钻井后的引流试验证明它非常宝贵，试验结果表明在同一油层中相距约200m(762ft)的相临井产量明显增加。各种设计问题得到了解决，而且一般都认为SR153井的结果是成功的。     

贝宁的油气勘探机会

贝宁共和国位于西非中南部，东邻尼日利亚、西北、东北与布基纳法索、尼日尔交界，西与多哥接壤，南濒大西洋（图1）。海岩线长125公里。面积为112622km^2。人口370万（1997年）。有46个部族，主要有芳族、约鲁巴族、阿贾族、巴利巴族、颇尔族和松巴族等。官方语言为法语。全国使用较广泛的语言有芳语、约鲁巴语和巴利巴语。居民中50％信奉拜物教，35％信奉伊斯兰教，14％信奉基督教。人口增长率为3．3％。     

挪威初探井评价项目概况

本文要介绍“挪威初探井评价”项目的目标、组织，数据类型和某些重要成果。本项目是由挪威石油管理局(Nonrwegian Petroleum Directorate)于1996年发起的。在挪威大陆架从事勘探工作的20个石油公司参与了本项目。这次评价对钻井预测与钻井结果作了对比研究，以便将以往的经验用于未来的勘探中。本项目涉及195口初探井，包括1990-1997年间在挪威大陆架所钻的所有探井，其中有10口钻于巴伦支海，40口井钻于挪威海，其余145口井位于北海的挪威海域。可以认为总共为114个参数的数据类型是未来勘探成功的关键因素。每一口井都报告了一个或几个勘探目标，也就是一种或多种情形。这意味着对一口井可以有几种预测，但结果只有一种。本文也报告了各公司对其干井的评价意见。钻探结果表明，有60％技术发现所获得的烃类孔隙体积(hydrocarbon pore volume，HCPV)均低于钻井前的最小概率估算值。全部石油勘探目标的风险石油体积要比发现的石油体积大2．5倍。对全部天然气勘探目标的类似对比表明，两者差距很小。平均发现概率为23％，而平均技术发现率为36％。不包括技术发现的平均发现率为27％。为了掌握未来的发展和进步，这一初探井评价项目还应继续执行，同时在将来还要结合新的分析方法。     

挪威初探井评价项目：关于油气体积的钻前预测与钻后结果对比

为了调查石油行业预测油气发现规模所达到的水平，将钻后获得的烃类孔隙体积和所使用体积参数的历史数据，与它们的钻前最可能预测值作了系统对比。结果表明，在挪威大陆架经营的油气公司都在不同程度上一直高估着油气体积。但也有迹象表明，在有较长勘探和钻井史的地区，石油行业的预测水平一般都有某种改善。不过在特定勘探目标油气体积的预测能力方面，人们还是无法明确区分勘探程度较高和较低的地区。岩石总体积预测误差的变化，显然是使油气孔隙体积钻探结果与钻前预测产生差异的最重要因素。     

中亚在中、晚古生代的拼接

亚洲的主体是在晚古生代期间由小陆块的频繁碰撞和聚敛边缘的增生拼接而形成的。尽管对于重要克拉通在亚洲总体发展过程中的作用了解得比较清楚，但是对于大量较小单元的运动学、沉积环境和古地理的综合作用则了解得还很少。把从中国和前苏联收集到的古环境数据叠加到构造要素的数字模型上，得出了本文的成套古地理图。这样的拼合在共同边界两侧的不同时代只能达到中等一致程度，但却符合已知的板块构造边界。其它来源的构造、古生物、古地磁和古气候等资料，在确定各构造单元与其相邻单元的关系时要比岩相对比分歧更小。在二叠纪最终闭合以前，突厥斯坦洋的西段一直分隔着由西伯利亚、波罗的古陆和阿尔泰造山带组成的北区和从华北经塔里木和塔吉克坳陷向西直到赛特一图兰(Scythian-Turanian)地台的东西向构造单元群。这个构造单元群的地理连续性开始于早石炭世。基本上都是陆块的这个构造单元群在南缘形成了一个东西向的俯冲带，古特提斯海就是沿着这个带向北俯冲的。在早石炭世，兴都库什山脉和昆仑山脉之间存在一个或多个陆缘盆地。在晚古生代，伊犁、北天山弧和蒙古南部的火山弧均属突厥斯坦洋的范围，它们和穿时闭合的盆地一道增生到华北一塔里木一图兰复合地块上。突厥斯坦洋在整个晚古生代由西向东的穿时关闭及阿尔泰与东欧地台边缘的碰撞对欧亚陆块核心的形成有作用。中亚的大规模运动学问题包括有塔里木地块在古生代期间的向东和向西延伸；突厥斯坦洋闭合的时间；成海一滨里海地区的构造格局和二叠纪走向滑动构造的规模等。     

跨越图兰地块的后中新世斜向和正向聚敛

图兰(Turan)大陆块2～17km厚的三叠纪后沉积物，堆积在一个以断层控制岩相和厚度变化为特征的向南倾斜的盆地里。晚中新世以来，该陆块南部边缘的盆地充填物最厚部分已经褶皱，并上升成科佩特山脉(Kopet Dag range)以响应伊朗一图兰聚敛作用。分隔北部大陆与南部洋壳性里海盆地的阿普歇伦(Apsheron)海槛使科佩特山一大巴尔坎山脉(土库曼斯坦)与高加索(阿塞拜疆)相连。表示南一北向挤压作用的科佩特山脉数排大规模的东～西向至北西西一南东东向穹状褶皱，是借助断展机理而形成的。油气聚集和运移一直受这种变形模式的控制。在科佩特山～大巴尔坎地区西部，75km的南北向缩短可以分解成与N120。走向的阿什哈巴德断层正交的70km纯压缩，和沿此断层的35kin右旋滑动。伊朗-亚洲的N—S向相对运动造成了沿阿什哈巴德右旋断层的斜向聚敛NW—SE向构造和科佩特山-大巴尔坎西部地区之纯聚敛E—W向构造。这些构造的方向一直受这两个陆块的相对运动与它们的边界走向之间的角度关系所控制。作为主要的地壳不均一性的阿什哈巴德断层将形变集中于一条狭窄的褶皱和冲断层带中，而在西部形变作用则分布于较广阔地区。形变模式受伊朗-图兰边界条件控制。     

新型轻质支撑剂在阿巴拉契亚盆地致密气藏的现场应用

增产处理方案设计必须实现完井效率和经济可行性的平衡。服务公司已投入了大量的研发资金，用于研制适用于致密含气层的高成本效率的处理液。这方面的研究重点一般是压裂液和携带支撑剂的粘滞液。实践已证明稀驱油液（Thin banking fluids）是适用于阿巴拉契亚盆地致密气层的最高成本效率的压裂液，但由于其携砂能力差，因此很难获得更长久而且更有效的支撑裂缝。影响裂缝中支撑剂输送的因素有多种，但最容易被忽视的一个因素是支撑剂的密度。人们已把研究重点从流体性质对携砂能力的影响转向支撑剂特性对携砂能力的影响，由此而开发出的新技术已用于解决阿巴拉契亚盆地降低成本一提高产量的难题。在组约、宾夕法尼亚、俄亥和西弗吉尼亚北部地区的几个详细的实例中记载了，为在很紧的经济条件下获得更高效益的裂缝，采用了一种新型的轻质支撑剂。本文将分析用这种新型轻质支撑剂处理的有效性，即根据气井的经济效益来判断运用这种新技术于最难对付的盆地之一是否真的既具有成本效益又提高天然气产量。运用斯托克斯定律计算表明，比重1．25g／cc的轻质支撑剂的终端沉降速度只有筛目尺寸相同（20／40）的白色渥太华砂的四分之一。采用简单的单相气体模拟模型确定不同裂缝长度条件下的初产量和累计产量。模拟结果表明，如果能够获得比较长的视有效裂缝长度，那么产量将提高，储采比则降低。