第1章 油气藏的开发利用
扑热息痛（对乙酰氨基酚）是全球发达国家治疗轻度疼痛和发热的*常用药物之一。作为一种化学物质，扑热息痛的化学式为C8H9NO2——这表明对乙酰氨基酚分子含有八个碳原子、九个氢原子、两个氧原子和一个氮原子。该类药物的本质是以碳原子和氢原子为主构成的化合物，这些原子以特定的方式连接在一起。对乙酰氨基酚可以由几组反应中的任何一组合成，这些反应均是从苯酚开始的，苯酚是另一种含碳、氢和氧原子的化合物。苯酚衍生于一种单一的资源——原油。原油和天然气是当今世界中多种化合物产品的原材料。如果沿着产品的生产链追根溯源，大多数医用药品提取自原油，汽油、船用燃料油和柴油来自石油和天然气，塑料、油漆、涂料、溶剂和润滑油也是，原油和天然气统称为碳氢化合物，当今世界上每个人的生活都与之息息相关。
原油和天然气是在地下深处的岩石中历经数亿年形成的。随着时间的推移，这些油气流经地壳岩层中的无数微小孔隙网络，缓慢地向地表运移，这种运移会一直持续，部分油气突破地表并逸散在大气中，部分油气被岩石中的褶皱或非渗透性岩层下的袋状区所圈闭。
地质学家和地球科学家运用多种手段搜寻和定位地下潜在的油气圈闭，这些圈闭可能位于陆上，也可能位于海底。为了探寻新的石油储量，油气公司通常会组建一支由地质学家和其他专业人员组成的团队，根据确定探井（也称野猫井）的井位，该团队可以运用地震和其他勘查手段所获得的数据来评估探区的地质条件。当然，并非所有的探井（野猫井）都能够获取油气流，有的探井钻探的地层只含有水，没有任何油气显示，有时确实能够发现碳氢化合物。在以前未钻井的区块打探井不仅有经济风险，而且还有作业风险，甚至可能会钻遇高压地层，从而引发难以控制的井喷；也可能钻遇干层，对于没有油气显示的干井，将进行封堵和废弃；如果发现了油气，在暂时封堵油井之前，需要对油井的产量和压力进行初步测试。对产出的油气样品进行分析，以评估所发现油气的品位。如果经济评价结果证明开发前景乐观，作业公司将重返现场进行完井作业，并考虑油田正式投产。
1.1 油气田开发的全生命周期
对于新发现的油气田，必须评估其储量规模，为油气公司针对该油田的未来长期开发制定明智的决策奠定基础。钻评价井的目的就是更好地了解油气藏的大小和边界。地质学家和石油工程师将再次组建团队，共同研究确定评价井的*佳井位，如果一个油气田的储量规模足以保证全面开发的需求，那么可以将这些评价井转为生产井，在研究制定高效开发该油田决策期间，这些井将被暂时封堵。
对于新油气田投产，在油气采出之前，必须建设大量的基础设施，陆上油气田比海上油气田投产更快。油气公司的工程师需要制定合理的油气田开发方案，同时还须确保方案符合当地的法律、法规和标准：
（1）油田的油井井位在哪？
（2）井距要保持多大？
（3）将油气输送到炼厂或其他加工设施之前，需要进行哪些处理？如果需要进行原油脱水处理，这些水是进一步处理还是直接回注地层？
（4）产出的油气如何外输？如果通过管道，管道直径多大？线路走向如何？
（5）油气输送的目的地是哪？
*终接收这些原油的炼厂可能需要升级改造才能进行炼油作业。某些油田产出的原油中硫的含量较高，高含硫原油需要在耐硫腐蚀设施中炼制。
如果油田位于海底，那么需要建造海上平台，这项工程耗时较长、前期投资巨大，而且若干年后才能获得利润。
**批生产井完钻并成功完井，即可采出油气，为项目带来收入。图1.1描绘了一个陆上油田的典型生命周期，从钻**口探井（野猫井）到*终油田报废，该生命周期就算不到半个世纪也会跨越几十年。
图1.1 油田开发工程的主要阶段
随着新井相继投产，油气产量将持续上升（图1.1中④），直到达到产量峰值（图1.1中⑤）。早期上产阶段之后，随着时间推移油气产量开始下降（图1.1中⑥）。随着流体从储层中采出，油气藏的储层压力将会下降。正是依靠储层压力的驱动，流体从储层中不断采出，这一阶段的原油开采被称为一次采油，可能需要部分井中安装抽油泵，将原油举升至井口。
一旦产量下降到一定程度，就要新钻注水井，利用注水井将水注入储层，注入水有助于保持储层压力，还能将原油驱替至生产井。注水能够提高原油产量（图1.1中⑦），但注水一段时间后产量会再次下降（图1.1中⑧），这个阶段称为二次采油。其间，油井中的产出水可能比原油多，需要将产出水从原油中分离出来，并可能将其再回注到地层。
随着原油产量再次下降，可以采取以下几种方式之一来提高油田产能。
（1）加密井：在现有油井之间钻井，以采出距现有油井较远的原油。
（2）水平井：用于开采那些尚未大量产油的油田部分。
（3）提高采收率：向储层中注入气体和液体，增加原油流动性。向地层中注入蒸汽，提高原油温度，降低原油黏度，增加原油流动性助其能够顺畅流向生产井，也可以注入二氧化碳和氮气等气体。
上述任何一种技术都能提高原油产量（图1.1中⑨），但产量仍会随时间推移而下降（图1.1中⑩）。当达到某一时间点，原油的销售收入无法抵偿生产成本，油田就需报废，油井被封堵，地面设备被拆除（图1.1中）。
1.2 钻井作业
钻井是石油工程*具挑战性的环节之一。一方面是因为需要钻进几千米深度，而且部分井眼还是水平井眼；另一方面是既要在陆上钻井，还要在*深达4km的海上钻井。
陆上钻井作业可以划分为若干个主要阶段，如图1.2所示。**阶段的任务是将所有设备运抵井场（图1.2中①），如钻机，具体包括井架、转盘（驱动下入井内的钻柱旋转），所有电机、泵和其他重型机械设备；在钻井过程中，泥浆会持续循环，而且随着井深的增加，泥浆的需求量也在增加，同时，泥浆的配方也需要适时调整，为此，需要安装配制泥浆的设施；泥浆从井眼返到地面还要进行处理，需要在井架旁安装泥浆罐；钻井过程中需要的耗材包括套管、钻头和水泥，这些耗材必须事先运抵井场并储存备用。*后，需要通过陆地通信线路或卫星通信技术，将井场与公司的运营中心连接起来，以便实时监控钻井进程。
图1.2 钻井作业主要阶段划分
钻机安装好后，经验丰富的员工就会到达井场，开始钻导管井段（图1.2中②）。导管井段的直径很大，会超过半米，该导管井段直径取决于许多因素，包括井深、钻达目的层需钻穿所有地层的性质。依据钻井设计，该井段的深度通常为20～100m，达到设计井深后，将钻头从井眼中起出并下入导管（图1.2中③），导管是直径略小于井眼直径的大尺寸钢管，导管悬停在井眼中后，就会向井眼中泵入精确定量配置的水泥浆。水泥浆被一个胶塞顶入井下，而胶塞又被泵入的流体所驱动向前移动。当胶塞到达井底时，水泥浆已经被顶替到套管外部，完全充满套管和井壁之间的环形空间。此后就是等待水泥浆凝固。
导管被水泥浆固定在井眼中，为后续作业奠定了基础。井喷是钻井井场*可怕的事故之一，其表现为石油和天然气在高压下不受控制地释放到井口，可能导致火灾、爆炸、人员伤亡和严重的环境污染。钻井作业中用于防止井喷的一道重要屏障是防喷器组，防喷器组实质上就是叠加起来的一系列大阀门，通过螺栓紧固在井口，必须安装防喷器组才能启动钻井作业（图1.2中④），井口是导管顶部，而导管被水泥浆固定就位。
使用略小于套管内径、可以通过套管的钻头钻掉井底的胶塞和水泥浆，并继续钻进200～500m（图1.2中⑤），确切深度取决于井的设计。随着井眼越来越深，钻工会将长度约为9m的钻杆接到钻柱上，以延伸钻柱的总长度。钻头磨损到一定程度后，将整个钻柱从井眼中起出，换上新钻头再重新下入井眼。
钻到设计深度，下入表层套管（图1.2中⑥）。表层套管在井内液体与包括含水层的周围地层之间建立起永久屏障。该层套管也需要水泥浆固井。
接下来是下个井段的钻进（图1.2中⑦）。如前所述，将钻柱下入井眼，只是使用更小尺寸的钻头通过表层套管。此时，井眼将继续垂直向下，也可能偏离垂直方向，沿水平方向继续延伸到远离井口的目的层，钻井人员可使用专门工具进行导向，如果设计有要求，甚至可以沿着水平路径钻进。
可能是从这里开始，地质工作者就想更深入了解所钻穿的地层了。但他们只能通过观测被循环泥浆带到地表的岩屑来了解地层的地质特性。为此，钻工将整个钻柱从井眼中起出，然后将一系列精细的测井工具下入井眼（图1.2中⑧）。这些工具可以实现无障碍通过井眼。测井工具采用一系列技术深入测量井眼周围的地层及其所含的任何流体。井眼是地质工作者洞察地层的唯一窗口，他们据此制定*佳的油藏开发策略。通常，委托专业测井公司技术人员下放及操作测井工具，并对所得数据进行解释。
测井完成后，钻井作业可能继续也可能暂停，这取决于设计井深和储层特征，可能需要再下入一层技术套管并固井（图1.2中⑨），再继续钻进数周达到设计井深（图1.2中⑩），还需要*后下入测井工具（图1.2中），下入生产套管并固井（图1.2中）。
生产套管固井后，井眼与储层完全隔离。此时，将射孔枪下入井中，直至目的层，射孔枪是一组聚能炸药，引爆后会射穿套管并穿透地层（图1.2中）。地层一旦被射开，油气水顺利流入井眼，使用多支射孔枪可以射开不同深度的多个储层。
至此，该井已接近投产阶段。钻井结束，就不存在井喷风险，拆除防喷器组，换上采油采气井口装置（图1.2中）。如果使用井下泵将油举升到地面，那么泵也会被下入井中，钻机将被拆除并搬运到下一井场（图1.2中），将油气出口管线连接到现有集输系统后，该井将持续开采多年，其间，只需进行日常维护。
1.3 沙特阿拉伯Manifa油田
油田的全面开发需要巨大的投资。沙特阿拉伯Manifa（马尼法）油田位于波斯湾沿岸的Dhahran以北约200km处。该油田长约45km，宽约18km，部分位于陆地，部分延伸到海底。油田于1957年发现，1964年*次投产，到1977年，已有17口井生产中等重度、高含硫的原油，这些井大部分位于海上，1984年，油田被封存，主要是由于高含硫原油没有销售途径。
20多年来，该油田从未恢复开发，所有旧井被封堵，设备被拆除。2006年，作业者决定投入大量资金，将该油田重新投产，由于Manifa湾沿岸的水相对较浅（46m），工程师决定利用27个人工岛、13个常规海上平台和15个陆上平台来开发，历时三年多，建造了25个采油岛和2个注水岛，每个岛长度约350m，宽度约250m，可容纳10口井（图1.3）。这些岛通过一条41km长的堤道相互连接，与陆地相连（图1.4）。利用互联网地图可清楚看到这些位于Dhahran以北200km、通过堤道连接在一起的岛屿，甚至可以看到岛上的井口分布。
图1.3 沙特阿拉伯Manifa油田人工岛上的钻机（图片由沙特阿拉伯国家石油公司提供）
钻井的高峰期，30多台钻机同时向地层深处的油气藏钻进。该油田于2013年4月再次投产，同年7月，日产原油约80000m3，两年后，该油田就达到了日产原油143000m3、凝析油10000m3和天然气250万m3的设计目标。
产出原油为中等重度油，密度约为880kgm?3，该油田为酸性油气田，原油的硫含量约3%（以质量计），天然气的硫化氢含量为14%。硫具有强腐蚀性，因此，该油田的所有设备和管线均由耐腐蚀材料制成。
该油田由不同深度、垂向叠加的五个含油气地层组成，面积非常大，因此，油藏工程师必须利用复杂的井身设计实现高效开发。该油田约三分之二的井是大位移井，水平段长，甚至部分井的深度超过11km，水平位移超过8km。这种设计充分利用有限的陆海上井场资源，*大限度地覆盖油田区域。
图1.4 Manifa项目的25个人工采油岛由41km的堤道和桥梁连接在一起
1.4 结语
石油工程师的工作贯穿于油气藏勘
展开
