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2008年1月19日 ⁄ 暗潮 开发采油 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

  编辑:分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展,本文作者总结了分支井技术的特点,综述了国内外分支井技术的发展历程及最新进展,并对其应用前景及发展作了详细分析。分支井技术是继水平井之后的又一重要的改善油田开发效果和提高原油采收率的先进技术,它将会在油气田开发中得到越来越广泛的应用。
分支井技术产生于1950年代,在这以后,得到快速推广,1990年代在国外分支井技术发展迅速。分支井就是在一个主井眼内钻出两个或多个井眼,主井眼可以是直井、斜井或水平井。分支井眼为水平井的分支井称为分支水平井。分支井技术与目前比较成熟的水平井、侧钻水平井技术相比具有更大的优越性,一方面可以发挥水平井高效、高产的优势,增加泄油面积,挖掘剩余油潜力,提高采收率,改善油田开发效果。另一方面可共用一个直井段同时开采两个或两个以上的油层或不同方向的同一个油层,在更好地动用储量的同时比水平井更节省投资。近几年分支井技术日益成熟,成为油气田开发的一种重要的先进技术,得到越来越广泛的应用。目前,全世界已钻成几千口分支井,最多的有十几个分支[1]。

 
分支井技术的特点
从分支井筒的意义上讲,分支井最早为侧钻井,而开始打侧钻井的目的是重新使新的生产井底生产,而原来的井底不生产。后来,人们开始期望侧钻井和原来的井底都可生产,并且开始钻多个侧钻井,这便是现在意义上的分支井。分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展,具有以下特点。
(1)降低原油成本。包括钻井成本、井口装置成本、地面管网成本、平台费用成本、钻井过程中的处理费用等各方面。因每个多支井只钻一个主井筒,这样减少了每个分枝水平井以上的垂直井段部分,一个多支井相当于多个水平井,这样便减少了多方面的成本,因少钻井,地面装置相应减少或效率提高,平台的效率也提高。
(2)增加可采储量。由于钻井成本的降低,使原来认为不经济的油田和效益不好的边际油田可投入开发,可通过钻多支井在成本增加不大的基础上开采死油区,或原来未被开采的小断块、小砂体等,这样将大大增加油田的可采储量。
(3)增加产量和加快投资回收。由于一个多支井相当于多口水平井,从而油井产量大大增加,且增加泄油面积,这样可加快原油的开采,从而加快投资回收,提高开采效益。
(4)减少环境污染。因钻井井段的减少,从而减少泥浆及岩石碎硝的处理及其带来得污染;地面井位的减少使井口装置等设备也随之减少,从而减少环境污染等。
(5)更好的利用平台和井口装置。由于益口多支井相当于几口水平井,且产量增加,这样能更有效的利用平台和井口装置。
(6)有利于改善油藏的管理。由于多支井使地面井口和平台减少从而更利于管理。分支井与油藏的接触增加,使泄油面积增加,对油藏的认识加深,更便于监测管理等。
(7)改善边际油田的经济性。由于钻井数量的减少,钻井成本的降低,地面装置与平台的使用效率增加,使单位原油的开采成本降低,从而使边际油田投入开发变得更加经济。
(8)可利用已有井和新井。多支井可从原有井的基础上侧钻而成,也可重新钻新井,有很大的灵活性,这样给多支井的应用带来方便。
国外分支井技术的发展
1953年前苏联在巴什基里亚共和国卡尔塔舍夫油田伊希姆拜石油联合企业首次钻成了65/45分支水平井。该类分支井共有3口,其中1口90°的分支水平井,水平段长170m。在这以后,分支井技术得到迅速推广。
20世纪50~60年代曾是水平井特别是分支水平井普遍流行的时期[2]。分支水平井作为一种提高产量的方法曾在前苏联、美国、加拿大、意大利等国家的许多油田受到重视。但是,遗憾的是,在当时技术条件下这种钻井方法是不经济的,因而这一热潮未能持久。直到1970年代中期,除前苏联和美国的少数油田仍然钻了一些分支水平井之外,其它地区处于停滞状态。随着油田枯竭,石油价格上涨和技术的进步,分支定向井和分支水平井又开始重新受到重视。据1976年有关资料统计,在前苏联各产油区,单是有5~10个分支长80~300m的分支大斜度井和分支水平井就钻了100余口。至于那些只有1~3个分支井筒,或长度仅30~50m分支井筒就难以记数了。1978~1990年前苏联钻水平井和分支井126口,对稳定的致密油层,正常生产期间,水平井和分支井的初期产量比直井高1.2~3.8倍。分支井已成为前苏联油气增产和提高采收率的重要手段之一。
1979年,美国大西洋里奇菲尔德公司在恩派尔·阿博油田完成了4口分支水平井。这4口分支井筒的可采原始储量为87450m3 ,是4口标准直井的2倍。
到1986年为止,美国Eastman.Christensen公司采用柔性钻具在60多口直井中完成了200多口分支短半径水平井,成功地钻过了各种类型的地层,并成功地在一直井中侧钻了5口不同方向的分支井眼。美国及西方国家的分支井技术在1990年代得到了迅速发展[3],目前为止,其分支井设计技术、钻井工艺技术、完井及采油配套技术,以及相关配套工具、仪器的水平已超过了前苏联。另外,美国及西方国家的一些石油公司不仅具有世界上先进的分支井钻井、完井技术和工具,而且他们的市场竞争意识也是最强的,世界范围内的分支井市场大部分都被他们所占领。
国内分支井技术的发展
最早开展分支井钻井技术尝试的是玉门油田于1960年在老君庙地区的浅井上钻成的四分支井。四川油田在1965~1966年间钻成两口分支井。通过这些分支井的钻探试验,摸索积累了打分支井的初步经验。至1980年代后期,1990年代初,随着定向井、水平井技术的迅速发展和成功应用,对分支井技术的研究又重新开展起来,这主要是在胜利油田、辽河油田、地矿部第六普查勘探大队和海洋石油总公司渤海石油公司等。
1990年代尽管国内己有多家单位完成分支井的试验,但总体来讲,规模不大,其主要原因是:
(1)钻井工艺及工具尚不成熟;
(2)对分支井完井工具研究几乎为空白;
(3)分支井完井工艺的研究处于初级阶段,完井方式大多为裸眼完钻;
(4)对分支井配套技术的认识尚不全面,其经费和人员投入远远不够;
(5)对分支井应用模式、适应区域范围及储层特性等问题有待深入研究。
由于完井等工艺技术的限制,国内所钻成的分支井大多都采用裸眼完井,造斜点不能密封,分支井眼间不能分隔,对油层不能进行选择性改造措施,缺乏处理密封水淹层的手段和方法,也没有可靠的再进入井筒的技术和措施。这造成了分支井的有效寿命缩短,其潜在效益难以得到发挥。
国内进入1990年代后期开始进行套管内侧钻水平井工艺技术及装备的研究与试验。1999年胜利油田立项开展“分支井钻采配套技术”研究,完成了一口双分支水平井——桩1-支平1井。辽河油田于2000年4月13日完成了一口三分支井——海14-20侧钻分支井,实现固井射孔完井。
2002年,渤海公司在绥中36-1油田成功地打了第一口分支井CF1。CF1井于2002年9月投产,稳定生产后的日产油是周边井平均产量的3.6倍。CF1井的成功是地震、地质、测井、油藏、工程多学科紧密协作共同努力的结果。CF1井在采用先进的钻完井工艺技术开发稠油油田方面开辟了一条新的途径。在CF1井取得成功后,渤海又设计了两口推广试验井,C25hf井2003年1月3日投产,平均日产油130m3左右,是周边井平均产量的3.3倍。C26hf井2003年1月5日投产,平均日产油90m3左右,是周边井平均产量的2.3倍。渤海绥中36-1油田分支井的成功实验为渤海湾稠油、疏松砂岩油田开发提供了宝贵的经验。为分支井技术的全面推广打下坚实的基础。
近几年来,尽管我国分支井工程设计技术有了很大进步[4],但从分支井工程设计技术到现场施工工艺技术及其他配套技术等各方面的技术水平与世界先进水平之间尚存在较大差距。特别是钻采配套井下工具和完井工具方面差距更大,急需进行研究,以尽快缩短与世界先进水平间的差距,提高我国的市场竞争能力。
分支井技术的应用前景
分支井的潜力已经不用置疑,现在钻井专家和完井专家所面临的问题是如何进一步解决钻井完井过程中所遇到的实际问题,而地质学家和油藏工程师则是有如何更精确的描述油藏和确定井位及所要钻的目的油藏。目前分支井的钻井在某种情况下还存在风险高、成本高的问题。在技术上最大的障碍是主井筒与分支井筒之间的连结与密封问题。设计家们正在寻找可靠的机械连接与密封方式,而化学家们也正在寻找新的密封圈。石油工业界认为,如果某些问题得以解决,那么分支井的可靠性及经济的可行性将发展成一种标准的实用技术。现在分支井技术在许多石油公司应用很广泛,许多大的石油服务公司都成立了专门的分支井技术服务部门。特别是海上油田和稠油油田对分支井技术更具吸引力,由此可见,分支井技术将是继水平井之后的又一重要的提高和改善油田开发效果及原油采收率的先进技术[5]。
我国大多油气田均处于中后期开发阶段,据不完全统计,我国低压低渗油田、开发后期剩余油气田、粘稠油藏储量达数十亿吨。分支井技术在这类油藏的应用比常规井(包括水平井)有着更大的优势,将对提高油气产量和油田采收率起到重要作用。我国整个东部油区均已进入开发后期,存在大量报废井,利用这些报废井进行分支侧钻是一种低成本、高效益的开发方式,具有极大的潜力和发展前景。
总的来说,分支井技术是石油开采技术的一场革命,已成为油气田开发的一种重要的先进技术,将得到越来越广泛的应用。
 
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