采用水平注入井和生产井的水驱效果

水驱过程中利用水平井,与传统方式的垂直井相比,成本低且驱油效率高。然而,水平井对井网方式的选择很敏感。数值分析证明,采用水平注入井和水平生产井时,不同井网对总水驱效率的影响。

南天鹅山油田利用水平注入井恢复混相驱中的后期活力

南天鹅山单元是位于加拿大阿尔伯塔省西北部的碳酸盐岩生物礁，原始原油地质储量约8．5亿bbl。油田于二十世纪六十年代期间开始注水，于七十年代期间开始进行分段烃混相驱动，跟踪注气截止于九十年代中期。但是，1994年在油田礁体边缘区域利用水平注入井并且缩短井距重新开始进行混相驱动。礁体边缘是一种厚的叠积生产层区域，在原来的混相驱动期间遭受高度的重力分离上窜。迄今油田已开发了四个井网组合，最早的两个井网组合已完成溶剂注入，目前正在进行跟踪注水。两个井组分别从区域内采出80万bbl和90万bbl的增产原油(为井组原始原油地质储量的10%以上)，该区域是原来混相驱动的一部分。本文将详述油藏混相驱动生产、礁体边缘区域利用水平混相注入井的二次开发和四个井组到目前实施的动态，还将论述促成二次开发成功的多种因素及其对油田生产的影响。最后还将论述这种老油田的未来开发方案。

使用水平注入井和生产井的注水开发

在注水开发中使用水平井应该比使用传统的垂直井网提供的波及效率更高，成本也更低。但是，水平井的使用对于井网是很敏感的。数值分析显示了在使用水平注入和生产井的时候注水开发的综合效率是如何受不同井网影响的。

油藏模拟在优化开采性能中的应用

一种三维的有限差油藏模拟器(与一个EOR专家系统相结合)，已被用于制定油藏管理和生产策略以优化一个碳酸盐岩层的原油开采。该储层被选作提高采收率采油方法实验对象，否则它便会被废弃。根据储层性质将该储层选作合适的EOR对象后，便确定用混相二氧化碳注入法作为最适当方法。这个管理策略涉及到研究不同的设计参数使这个项目的收益率达到最大化。在本研究中所实验的注入技术包括：①水气交替注入(WAG)；②同时水气交互注入(SWAG)；③气注入油藏底部，水注入油藏顶部。所做的所有模拟都应用经过油气田内的岩心资料校正过的渗透率资料。使用的具体方法包括水平注入井和垂直生产井。这种井结构和其它的井结构相比，表现出最佳的开采效果。模拟结果显示开采这个油藏最经济的方法是往油藏顶部注入水，同时在底部注入气。这种开采方法取得了较好的波及效率，因此获得更高的原油采收率和更好的经济效益。

埃尔姆古力油田的CO2驱开发

由于埃尔姆古力油田的储层渗透率非常低（0．01～0．04md），因此在油田的开发过程中采用了长水平井和大规模压裂技术。该油田一次采油的采收率非常低，只有约5％～10％。尽管一次采油之后地下仍剩余大量的石油，但是由于储层的渗透率极低，二次采油技术的应用受到了一定的限制；例如，因储层注入能力很差而不适用于注水开发。二氧化碳驱可能是提高采收率最好的选择，但是这类油藏的CO2驱开发技术仍不成熟。本文以埃尔姆古力油田为例，介绍流体流动通道以裂缝为主的致密油藏水平井CO2驱开发的效果。为了分析埃尔姆古力油田CO2驱开发的效果。选取了油田的一个开发单元进行油藏模拟。这个开发单元的面积为2英里×2英里，有6口单分支水平井。建立了两个不同的油藏模型：一次采油模型和CO2驱模型，用于确定CO2驱开发可以提高的采收率。此外，还在不同的奈件下对CO2驱开发模型进行了运行，确定最佳的注入井住和注气方案。这些模型的模拟结果表明，埃尔姆古力油田水平井CO2驱开发可以提高石油产量。对垂直井和水平井注气的效果进行了对比，结果表明水平井连续注CO2驱油的效果更好；这种方法的注气量更多，而且也有利于长期开采。具体到水平并注气，最好的方案是在把现有的生产井转注的同时钻新的水平注气井。为满足生产需求，最好在两口生产井之间部署一口注气井。采用这样的水平井注采井网，可在注气开发18年后将油田的采收率提高16％。相比之下，单并周期性注气只能提高采收率1％；但是在无法获得连续CO2供应的情况下，这种方法也可以用来提高埃尔姆古力油田之类油藏的采收率。本文只从技术层面讨论埃尔姆古力油田CO2驱开发，不涉及经济层面的问题。从本文的研究看来，在该油田开展CO2驱采油是可行的，但具体哪种方案最佳，要取决于油价以及钻水平注入井或生产井转注的成本.