JPWO2001063092A1 - 石油産出方法 - Google Patents
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Abstract
本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）に応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出する石油産出方法である。
Description
技術分野
本発明は、水平方向に向けて対置されたガス圧入坑井と生産坑井とからなる水平坑井を用いて油層から石油を回収率を良く生産する石油産出方法に関する。
背景技術
石油産出方法において、垂直坑井よりも水平坑井の方が油層からの石油の生産性が向上することが「７ｔｈ Ａｂｕ Ｄｈａｂｉ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｈｉｂｉｔｏｎ ＆ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ（ＡＤＩＰＥＣ）１３−１６ Ｏｃｔｏｂｅｒ，１９９６．Ａｂｕ Ｄｈａｂｉ−ＵＡＥ．“Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ”ｐｐ．７９１−８０１．ＳＰＥ＃３６２４７“Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｂｙ Ｐａｔｔｅｒｎ Ｇａｓ Ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ Ｕｓｉｎｇ Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ Ｗｅｌｌｓ ｉｎ ａ Ｔｉｇｈｔ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ”」に記載されている。
発明の開示
しかしながら、上記従来技術には、掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等の最適化について考慮がなされていない。
本発明の目的は、ある油層に対して掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等を最適化することにより、上記油層から石油を回収率を良く生産することができるようにした石油産出方法を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）に応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）と、層厚と、傾きとに応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率と、層厚と、傾きと、圧入ガスの組成とに応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、前記石油産出方法において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）は、油層におけるコア分析若しくは原位置試験（特殊坑井テストを含む。）を元に算出することを特徴とする。
また、本発明は、石油を産出する油層におけるコア分析若しくは原位置試験を元に算出される物性値から少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および傾きを推定する第１の算出過程と、該第１の算出過程で推定された少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および傾きを元に、上記油層における水平坑井のモデルを用いて粘性力および浮力との関係に基いてシミュレーションすることによってガス圧入坑井と生産坑井との間の適切な距離を算出する第２の算出過程と、該第２の算出過程で算出された適切な距離になるようにガス圧入坑井と生産坑井とからなる水平坑井を掘削する掘削過程とを有し、該掘削過程で掘削された水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
発明を実施するための最良の形態
本発明に係る石油産出方法の実施の形態について図面を用いて説明する。
まず、本発明に係る石油の生産性が優れている油層に掘られた水平坑井の配置について第１図を用いて説明する。即ち、油層１に胚胎される原油を生産するため、油層に水平生産坑井２を掘削する。この水平生産坑井２と並行に油層１内に水平ガス圧入坑井３を掘削する。第１図は、各々長さ２ｋｍ程度の水平生産坑井２と水平ガス圧入坑井３を１ｋｍ程度離して掘削した状態を示した漠式図である。
本発明は、このような水平坑井において、坑井間隔を調整して掘削することによって、ガス圧入坑井２からの圧入ガスの原油掃攻効率が最大となるような（１）ガス圧入坑井・生産坑井によって生じる流動の粘性力、（２）原油・圧入ガスの密度差によって生じる浮力の２種類の力のバランスを得、原油回収率を最大とすることである。このため、（１）の流動粘性力を最大化する坑井生産能力をフルに活用する前提にて以下の最適化手法を編み出した。
第２図は、従来技術にも記載されているように、油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルとを示す模式図で、（ａ）は油層内の流動形状を示す平面図、（ｂ）は油層内の流動形状を示す断面図、（ｃ）は水平坑井間の圧力プロファイルを示す図である。第２図に示す条件としては、圧入圧力および生産圧力を固定する。また、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈ比率という）も固定する。この場合、水平ガス圧入坑井３の近傍では半円筒状流４が発生し、ガス圧入坑井３の近傍から遠ざかると、層厚全体に亘る線型状流５が現れる。さらに、水平生産坑井２の近傍では再度半円筒状流６が発生する。なお、Ｘは水平坑井間隔を示し、ｒは半円筒の半径を示す。
ところで、本発明は、半円筒状流４が起こる部分はｋｖ／ｋｈ比および層厚に依存することを応用し、層厚を固定した場合、ｋｖ／ｋｈ比が水平坑井間の圧力プロファイルに影響を及ぼすことを応用した。
第３図は、本発明に係る油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルに基いた油層内流動形状を示した圧入ガスの原油置換プロセスの模式図である。第３図（ａ）は、横軸に距離、縦軸に圧力勾配でもって、水平方向の粘性力Ｌおよび垂直方向の粘性力Ｖからなる粘性力（圧力勾配）と浮力Ｂとの水平坑井間プロファイルを示す。第３図（ｂ）は、粘性力Ｌ、Ｖと浮力Ｂとの方向別表示を示す。なお、Ｃは合成力を示す。第３図（ｃ）は、圧入ガスの原油掃攻状態を示す。
第３図から明らかなように、圧入ガスの原油掃攻挙動を支配する要因は、粘性力Ｌ、Ｖと浮力Ｂとのバランスである。水平ガス圧入坑井３からの圧入圧力および水平生産坑井２における生産圧力の各々と、ｋｖ／ｋｈ比を固定したとき、粘性力Ｌ、Ｖは坑井間隔Ｘのみに影響を受けることを見出した。即ち、粘性力Ｌ、Ｖが浮力Ｂに対して非常に大きければ、水平ガス圧入坑井３からの圧入ガスは、上下に分散せずに、一直線に水平生産坑井２へと到達し、置換される原油は非常に限られたものとなる。逆に、浮力Ｂが粘性力Ｌ、Ｖに対して非常に大きければ、圧入ガスは油層最上部の僅かな部分のみ掃攻するので、置換される原油もごく僅かになってしまう。
そこで、本発明においては、上記要因に基いてシミュレーションを行うことによって、石油を生産しようとする油層に対して水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間の間隔を最適化することによって石油の回収率を向上させることができる。即ち、シミュレーションモデルとしては、第１図に示した水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間を、垂直２次元油層としてモデル化する。このモデルとしては、第４図に示す油層物性値（レイヤー層厚・孔隙率・水平方向浸透率からなる）を有する油層に対して水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間を、深度方向に例えば２２分割（孔隙率や水平方向浸透率ができるだけ均質な層厚で分割した。）、坑井間隔Ｘには例えば２５ｍ間隔で分割する。これら分割された格子状のものをグリッドと称する。特に、第４図に示す油層物性値において、孔隙率と水平方向浸透率との間にある程度相関関係を有することになる。しかし、分割された層毎に石の性質が異なることにより、層Ｎｏ．５と２１と２２とでは、孔隙率が１２％近傍であるにかかわらず、水平方向浸透率は、０．６２、０．０００２、０．３２と大幅に異なる。これは、それらの層における石の性質が異なることを意味することになる。
このように離散化された各ブロックに初期データとして油層に対して設定される温度、ガス圧入坑井３から圧入されるガスの圧力、原油成分組成（第５図に示す。）を入力し、一定の成分組成（第５図に示す）を持つ圧入ガスをモデル化したガス圧入坑井３から上記油層物性値を有する油層に圧入し、圧力・組成の分割された各グリッドにおける時間変化を、知られている質量保存則およびダルシー則に基いて、市販油層シュミレータＥｃｌｉｐｓｅ ３００（Ｇｅｏｑｕｅｓｔ社の商品名）を用いて数値的に計算する。
質量保存の法則は、成分ｉ毎に、次の（数１）式で表現することができる。そして、上述のシュミレータは、この（数１）式を離散化したものを用いる。
但し、ｒ：相、ρ：相密度、Ｓ：相飽和率、φ：孔隙率、Ｘ：モル比、Ｖ：相速度、ｎｐ：相の数である。
また、ダルシーの法則とは、多孔質媒体内を通過する流体の流速とその粘性および圧力勾配との関係を表す次の（数２）式で示す経験式である。
ｖ＝−（ｋ／μ）（ｄｐ／ｄｘ） （数２）
ここで、ｖ：流速、ｋ：岩石の浸透率、μ：流体の粘性、ｄｐ／ｄｘ：圧力勾配である。即ち、流速は、粘性に反比例し、圧力勾配に比例し、その比例定数が浸透率である。浸透率は岩石固有の値であり、その単位をダルシーで表す。
次に、第４図には、ある油層におけるレイヤー層厚・孔隙率・水平方向浸透率からなる油層物性値を示す。これら３種類の物性値はレイヤー毎に異なる値を持たせ、水平坑井間隔の最適値が５００ｍ〜１５００ｍ程度の範囲内であるため、水平方向での変化が微少であると仮定し、さらに同一レイヤー内では物性値は変らないと仮定した。従って、３種類の物性値が、水平坑井間隔の最適値が５００ｍ〜１５００ｍ程度の範囲内において、水平方向に大きく変化する場合には、分割される例えば４０ｍ間隔に変化する物性値を入力してシミュレーションをすればよい。
また、第５図には、上記と同じ油層における胚胎されている原油と圧入ガスの成分組成を示す。本実施例では、原油の種類は、第５図に示されているように１種類である。また、水平ガス圧入坑井３から圧入される圧入ガスも第５図に示される成分組成のものを想定している。原油は、Ｃ６以上の中質分を０．６５５含むのに対し、圧入ガスはメタンが０．７３７含まれている。また、センシティビティとして１００％メタンを圧入するケースも計算する。１００％メタンと比べると、圧入ガスはＣ２・Ｃ３を各々０．１５５・０．０６３を含み原油に溶解しやすい性質である。
以上説明したように、第４図に示す油層物性値を有し、第５図に示す原油が埋蔵された油層（層厚は５０ｍ程度）において、第５図に示す圧入ガスを水平ガス圧入坑井３から圧入した際の水平坑井間隔を変えたときの回収率の関係をシミュレーションすることによって、第６図、第７図、第８図、第９図、第１０図、第１１図および第１２図に示す結果が得られた。
即ち、第６図には、水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間の水平坑井間隔を２００ｍから２ｋｍの間で変化させ、右上に示すように、油層における平均水平浸透率ｋｈを１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤと変えたとき、各々の場合における原油回収率（累計生産量／埋蔵量）を示している。ｔ（ｔ１〜ｔ３）の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（ブレークスルー時）（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ（ｇ１〜ｇ３）の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第６図からｔ１〜ｔ３、ｇ１〜ｇ３で明らかなように、本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することが判明した。また、ある一定のｋｖ／ｋｈ値（圧力勾配が一定）であれば、平均水平方向浸透率ｋｈは、原油回収率にほとんど影響を及ぼさないことも判明した。
また、第７図には、水平ガス圧入坑坪３と水平生産坑井２との間の水平坑井間隔を２００ｍから２ｋｍの間で変化させ、右上に示すように、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率を変えた場合における、ガス油比（ＧＯＲ）が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときの原油回収率（累計生産量／埋蔵量）を示している。ここで、上記油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは２０ｍＤで固定し、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）を一律に１、０．２、０．０５の３種類で与えた場合をｇ３、ｇ５、ｇ６として、上記実際の油層試料を参考にしたばらつきのあるＣＣＡＬ（Ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ Ｃｏｒｅ Ａｎａｌｙｓｉｓ）の場合をｇ４として、計４種類を仮定した。また、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力は共通の値を与えてある。この第７図からｇ３〜ｇ６で明らかなように、本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在するが、そのような最適水平坑井間隔は、ｋｖ／ｋｈの比率によって異なることが判明した。これにより、第２図に示すように、ｋｖ／ｋｈの比率によって水平坑井間隔の圧力プロファイルに影響を及ぼすことも証明された。
その結果、本発明に係る水平坑井間隔の最適化を図るためには、水平坑井を掘ろうとする油層におけるｋｖ／ｋｈの比率をコア分析や原位置試験から推測することが必要となる。そして、この推測されたｋｖ／ｋｈの比率を基に、上記シミュレーションを施すことによって、本発明に係る最適な水平坑井間隔を算出することが可能となる。また、ｋｖ／ｋｈの比率が１よりも０．２程度まで小さくなると、最適な水平坑井間隔が７００ｍ程度から１．５ｋｍ程度まで広がることになる。さらに、ｋｖ／ｋｈの比率が０．２よりも小さくなると平均垂直浸透率が小さくなることにより、水平坑井間隔を２ｋｍ程度に広げたとしても、圧入ガスが上下に分散すること無く一直線に水平生産坑井２へと到達し、置換される原油は限られたものとなり、原油回収率は３０％程度に留まることになる。
以上説明したように、本発明に係る最適な水平坑井間隔は、油層における平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率に大きく影響を受けることになる。
次に、油層における層厚と本発明に係る最適な水平坑井間隔との関係の実施例について第８図および第９図を用いて説明する。第８図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを２倍の層厚（約１００ｍ）に設定して同様にシミュレーションをした結果を示す。ｔ７〜ｔ９の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ７〜ｇ９の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第８図からｔ７〜ｔ９、ｇ７〜ｇ９で明らかなように、油層の層厚が２倍になっても本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することを見出した。ただし、油層の層厚が２倍になると、最適な水平坑井間隔が１ｋｍ程度へと広がることが判明した。即ち、油層におけるｋｖ／ｋｈの比率が１で、層厚が１００ｍ程度の場合、水平坑井間隔を７００ｍ〜１２００ｍ程度にすることが好ましいことが分かる。
また、第９図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを１／５の層厚（約１０ｍ）に設定して同様にシミュレーションをした結果を示す。ｔ１０〜ｔ１２の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ１０〜ｇ１２の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第９図からｔ１０〜ｔ１２、ｇ１０〜ｇ１２で明らかなように、油層の層厚が１／５になっても本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することを見出した。ただし、油層の層厚が１／５倍になると、最適な水平坑井間隔が３００ｍ程度へと狭くなることが判明した。即ち、油層におけるｋｖ／ｋｈの比率が１で、層厚が１０ｍ程度の場合、水平坑井間隔を２００ｍ〜６００ｍ程度にすることが好ましいことが分かる。
以上、第８図および第９図から、掘削しようとする油層の層厚が変ったとしても、ｋｖ／ｋｈの比率が一定ならば、最適な水平坑井間隔が存在することも確認することができた。また、層厚が変った油層においても、ｋｖ／ｋｈの比率が一定ならば、平均水平方向浸透率ｋｈは、原油回収率に影響をそれ程及ぼさないことも判明した。
次に、油層における傾斜と本発明に係る水平坑井間隔との関係の実施例を第１０図、第１１図、および第１２図を用いて説明する。第１０図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井３を上方、生産坑井２を下方に配置したときの上記シミュレーションした結果である水平坑井間隔毎のブレークスルー時（Ｂ‘ｔｈｒｕ）ｔ１３〜ｔ１５、およびガス油比が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときｇ１３〜ｇ１５の原油回収率の各々を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均直ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。第１０図からｔ１３〜ｔ１５、ｇ１３〜ｇ１５で明らかなように、油層傾斜を６０度傾けて水平ガス圧入坑井３を上方、水平生産坑井２を下方に配置した場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に平均水平浸透率ｋｈが与える影響は小さいことが分かる。
また、第１１図には、第１０図と同じく油層を水平面から６０度傾け、坑井配置の上下を逆とし、生産坑井２を上方、ガス圧入坑井３を下方に配置したときの上記シミュレーションした結果である水平坑井間隔毎のブレークスルー時ｔ１６〜ｔ１８、およびガス油比が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときｇ１６〜ｇ１８の原油回収率の各々を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。この第１１図から、生産坑坪２とガス圧入坑井３の上下関係を逆転させても原油回収率が最大となる坑井間隔が存在することが判明された。また、この場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に水平方向浸透率が与える影響は小さいことが分かる。
また、第１２図には、第１０図、第１１図において油層傾斜を水平面から６０度としたが、油層傾斜を４５度とした場合の上記シミュレーションした結果ｔ１９〜ｔ２１、ｇ１９〜ｇ２１である。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。この第１２図から、油層傾斜を４５度傾けてガス圧入坑井３を上方、生産坑井２を下方に配置した場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に水平方向浸透率が与える影響は小さいことが分かる。
以上、第１０図〜第１２図から、掘ろうとする油層に傾斜があっても、それに合わせて水平ガス圧入坑井３および水平生産坑井３を配置することによって、原油回収率が最大となる最適水平坑井間隔が存在することを見出すことができた。
次に、圧入するガスの組成を変えた場合の本発明に係る最適水平坑井間隔の実施例について第１３図を用いて説明する。第１３図は、第６図および第７図で扱った油層モデルについて、１００％メタンガスを圧入した場合の上記シミュレーションした結果ｔ２２〜ｔ２４、ｇ２２〜ｇ２４を示す。これにより、圧入ガスの成分組成を変えたとしても、最適水平坑井間隔が存在することが判明した。特に、第１３図から明らかなように、圧入ガスの成分組成を変えた場合、原油・圧入ガスの密度差によって生じる浮力が変化することになり、その結果、原油回収率が変化することになる。
以上総合すると、本発明においては、水平坑井を掘削しようとする油層において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率に着目して水平坑井間隔の最適化を図ったものである。そのため、本発明は、水平坑井を掘削しようとする油層において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および油層の傾きをコア分析や原位置試験（特殊坑井テストも含む）によって調べて算出する必要がある。特に、層厚や油層の傾きについては、容易に調べることができる。また、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）についても、容易に推定することが可能である。
ところで、ある油層に実際に水平坑井を掘削する場合、ガス圧入坑井３および生産坑井２のうち、片方を掘削した後、その坑井において得られた油層の物性値（データ）を基に残りの一坑井の掘削位置が最適坑井間隔となるように、計画を進める場合には、片方の坑井を掘削した際のコア分折によって、その油層における平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）を推定することが可能となる。
また、ガス圧入坑井３および生産坑井２の両方の坑井を掘削する以前に、掘削位置を決定する条件の場合には、同一油層での近隣坑井において得た油層のデータを用いたり、あるいは他の類似の油田のデータで代用せざるを得ない。
さて、坑井データを得ることができるとすると、平均垂直浸透率および平均水平浸透率は、以下に説明するデータ取得方法によって算出することが可能となる。
（１）油層岩試料を用いた室内試験によって方向別浸透率データを得る。即ち、該試料に流体を流しつつ流量・圧力の測定データによって方向別浸透率を計算する。
（２）坑井内で検層機器によって坑井の極近傍にて原位置試験を行うことにより浸透率を方向別に計算する。
特に、本発明は、最適な水平坑井間隔を決める要因のうち、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）が最も大きいということを見出したことにある。
従って、これら算出された平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）、層厚、および油層の傾きに基いて、上記シミュレーションをすることによって、最適な水平坑井間隔を算出することができる。そして、この算出された最適な水平坑井間隔になるように、水平ガス圧入坑井３および水平生産坑井２を掘削することによって、その油層から原油回収率を最大にして石油を生産することができる。
産業上の利用可能性
本発明によれば、ある油層に対して掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等を容易に最適化することにより、上記油層から石油を回収率を良くして生産することができる。
【図面の簡単な説明】
第１図は、本発明に係る油層に掘削された水平坑井を示す模式図である。
第２図は、油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルとを示す模式図で、（ａ）は油層内の流動形状を示す平面図、（ｂ）は油層内の流動形状を示す断面図、（ｃ）は水平坑井間の圧力プロファイルを示す図である。
第３図は、本発明に係る油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルに基いた油層内流動形状を示した圧入力スの原油置換プロセスの模式図である。
第４図は、ある油層における物性値を示す図である。
第５図は、ある油層における原油の成分組成と、ガス圧入坑井から圧入されるガスの成分組成の一実施例とを示した図である。
第６図は、油層の水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第７図は、油層の平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）を４種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーショシした結果得られる原油回収率を示す図である。
第８図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを２倍の層厚に設定し、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第９図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを１／５の層厚に設定し、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１０図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井を上方、生産坑井を下方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１１図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井を下方、生産坑井を上方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１２図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から４５度傾けてガス圧入坑井を上方、生産坑井を下方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１３図は、第６図および第７図で扱った油層モデルについて、１００％メタンガスを圧入させた場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
本発明は、水平方向に向けて対置されたガス圧入坑井と生産坑井とからなる水平坑井を用いて油層から石油を回収率を良く生産する石油産出方法に関する。
背景技術
石油産出方法において、垂直坑井よりも水平坑井の方が油層からの石油の生産性が向上することが「７ｔｈ Ａｂｕ Ｄｈａｂｉ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｈｉｂｉｔｏｎ ＆ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ（ＡＤＩＰＥＣ）１３−１６ Ｏｃｔｏｂｅｒ，１９９６．Ａｂｕ Ｄｈａｂｉ−ＵＡＥ．“Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ”ｐｐ．７９１−８０１．ＳＰＥ＃３６２４７“Ｉｍｐｒｏｖｅｄ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｂｙ Ｐａｔｔｅｒｎ Ｇａｓ Ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ Ｕｓｉｎｇ Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ Ｗｅｌｌｓ ｉｎ ａ Ｔｉｇｈｔ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ”」に記載されている。
発明の開示
しかしながら、上記従来技術には、掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等の最適化について考慮がなされていない。
本発明の目的は、ある油層に対して掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等を最適化することにより、上記油層から石油を回収率を良く生産することができるようにした石油産出方法を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）に応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）と、層厚と、傾きとに応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率と、層厚と、傾きと、圧入ガスの組成とに応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘られた水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
また、本発明は、前記石油産出方法において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）は、油層におけるコア分析若しくは原位置試験（特殊坑井テストを含む。）を元に算出することを特徴とする。
また、本発明は、石油を産出する油層におけるコア分析若しくは原位置試験を元に算出される物性値から少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および傾きを推定する第１の算出過程と、該第１の算出過程で推定された少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および傾きを元に、上記油層における水平坑井のモデルを用いて粘性力および浮力との関係に基いてシミュレーションすることによってガス圧入坑井と生産坑井との間の適切な距離を算出する第２の算出過程と、該第２の算出過程で算出された適切な距離になるようにガス圧入坑井と生産坑井とからなる水平坑井を掘削する掘削過程とを有し、該掘削過程で掘削された水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法である。
発明を実施するための最良の形態
本発明に係る石油産出方法の実施の形態について図面を用いて説明する。
まず、本発明に係る石油の生産性が優れている油層に掘られた水平坑井の配置について第１図を用いて説明する。即ち、油層１に胚胎される原油を生産するため、油層に水平生産坑井２を掘削する。この水平生産坑井２と並行に油層１内に水平ガス圧入坑井３を掘削する。第１図は、各々長さ２ｋｍ程度の水平生産坑井２と水平ガス圧入坑井３を１ｋｍ程度離して掘削した状態を示した漠式図である。
本発明は、このような水平坑井において、坑井間隔を調整して掘削することによって、ガス圧入坑井２からの圧入ガスの原油掃攻効率が最大となるような（１）ガス圧入坑井・生産坑井によって生じる流動の粘性力、（２）原油・圧入ガスの密度差によって生じる浮力の２種類の力のバランスを得、原油回収率を最大とすることである。このため、（１）の流動粘性力を最大化する坑井生産能力をフルに活用する前提にて以下の最適化手法を編み出した。
第２図は、従来技術にも記載されているように、油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルとを示す模式図で、（ａ）は油層内の流動形状を示す平面図、（ｂ）は油層内の流動形状を示す断面図、（ｃ）は水平坑井間の圧力プロファイルを示す図である。第２図に示す条件としては、圧入圧力および生産圧力を固定する。また、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈ比率という）も固定する。この場合、水平ガス圧入坑井３の近傍では半円筒状流４が発生し、ガス圧入坑井３の近傍から遠ざかると、層厚全体に亘る線型状流５が現れる。さらに、水平生産坑井２の近傍では再度半円筒状流６が発生する。なお、Ｘは水平坑井間隔を示し、ｒは半円筒の半径を示す。
ところで、本発明は、半円筒状流４が起こる部分はｋｖ／ｋｈ比および層厚に依存することを応用し、層厚を固定した場合、ｋｖ／ｋｈ比が水平坑井間の圧力プロファイルに影響を及ぼすことを応用した。
第３図は、本発明に係る油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルに基いた油層内流動形状を示した圧入ガスの原油置換プロセスの模式図である。第３図（ａ）は、横軸に距離、縦軸に圧力勾配でもって、水平方向の粘性力Ｌおよび垂直方向の粘性力Ｖからなる粘性力（圧力勾配）と浮力Ｂとの水平坑井間プロファイルを示す。第３図（ｂ）は、粘性力Ｌ、Ｖと浮力Ｂとの方向別表示を示す。なお、Ｃは合成力を示す。第３図（ｃ）は、圧入ガスの原油掃攻状態を示す。
第３図から明らかなように、圧入ガスの原油掃攻挙動を支配する要因は、粘性力Ｌ、Ｖと浮力Ｂとのバランスである。水平ガス圧入坑井３からの圧入圧力および水平生産坑井２における生産圧力の各々と、ｋｖ／ｋｈ比を固定したとき、粘性力Ｌ、Ｖは坑井間隔Ｘのみに影響を受けることを見出した。即ち、粘性力Ｌ、Ｖが浮力Ｂに対して非常に大きければ、水平ガス圧入坑井３からの圧入ガスは、上下に分散せずに、一直線に水平生産坑井２へと到達し、置換される原油は非常に限られたものとなる。逆に、浮力Ｂが粘性力Ｌ、Ｖに対して非常に大きければ、圧入ガスは油層最上部の僅かな部分のみ掃攻するので、置換される原油もごく僅かになってしまう。
そこで、本発明においては、上記要因に基いてシミュレーションを行うことによって、石油を生産しようとする油層に対して水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間の間隔を最適化することによって石油の回収率を向上させることができる。即ち、シミュレーションモデルとしては、第１図に示した水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間を、垂直２次元油層としてモデル化する。このモデルとしては、第４図に示す油層物性値（レイヤー層厚・孔隙率・水平方向浸透率からなる）を有する油層に対して水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間を、深度方向に例えば２２分割（孔隙率や水平方向浸透率ができるだけ均質な層厚で分割した。）、坑井間隔Ｘには例えば２５ｍ間隔で分割する。これら分割された格子状のものをグリッドと称する。特に、第４図に示す油層物性値において、孔隙率と水平方向浸透率との間にある程度相関関係を有することになる。しかし、分割された層毎に石の性質が異なることにより、層Ｎｏ．５と２１と２２とでは、孔隙率が１２％近傍であるにかかわらず、水平方向浸透率は、０．６２、０．０００２、０．３２と大幅に異なる。これは、それらの層における石の性質が異なることを意味することになる。
このように離散化された各ブロックに初期データとして油層に対して設定される温度、ガス圧入坑井３から圧入されるガスの圧力、原油成分組成（第５図に示す。）を入力し、一定の成分組成（第５図に示す）を持つ圧入ガスをモデル化したガス圧入坑井３から上記油層物性値を有する油層に圧入し、圧力・組成の分割された各グリッドにおける時間変化を、知られている質量保存則およびダルシー則に基いて、市販油層シュミレータＥｃｌｉｐｓｅ ３００（Ｇｅｏｑｕｅｓｔ社の商品名）を用いて数値的に計算する。
質量保存の法則は、成分ｉ毎に、次の（数１）式で表現することができる。そして、上述のシュミレータは、この（数１）式を離散化したものを用いる。
また、ダルシーの法則とは、多孔質媒体内を通過する流体の流速とその粘性および圧力勾配との関係を表す次の（数２）式で示す経験式である。
ｖ＝−（ｋ／μ）（ｄｐ／ｄｘ） （数２）
ここで、ｖ：流速、ｋ：岩石の浸透率、μ：流体の粘性、ｄｐ／ｄｘ：圧力勾配である。即ち、流速は、粘性に反比例し、圧力勾配に比例し、その比例定数が浸透率である。浸透率は岩石固有の値であり、その単位をダルシーで表す。
次に、第４図には、ある油層におけるレイヤー層厚・孔隙率・水平方向浸透率からなる油層物性値を示す。これら３種類の物性値はレイヤー毎に異なる値を持たせ、水平坑井間隔の最適値が５００ｍ〜１５００ｍ程度の範囲内であるため、水平方向での変化が微少であると仮定し、さらに同一レイヤー内では物性値は変らないと仮定した。従って、３種類の物性値が、水平坑井間隔の最適値が５００ｍ〜１５００ｍ程度の範囲内において、水平方向に大きく変化する場合には、分割される例えば４０ｍ間隔に変化する物性値を入力してシミュレーションをすればよい。
また、第５図には、上記と同じ油層における胚胎されている原油と圧入ガスの成分組成を示す。本実施例では、原油の種類は、第５図に示されているように１種類である。また、水平ガス圧入坑井３から圧入される圧入ガスも第５図に示される成分組成のものを想定している。原油は、Ｃ６以上の中質分を０．６５５含むのに対し、圧入ガスはメタンが０．７３７含まれている。また、センシティビティとして１００％メタンを圧入するケースも計算する。１００％メタンと比べると、圧入ガスはＣ２・Ｃ３を各々０．１５５・０．０６３を含み原油に溶解しやすい性質である。
以上説明したように、第４図に示す油層物性値を有し、第５図に示す原油が埋蔵された油層（層厚は５０ｍ程度）において、第５図に示す圧入ガスを水平ガス圧入坑井３から圧入した際の水平坑井間隔を変えたときの回収率の関係をシミュレーションすることによって、第６図、第７図、第８図、第９図、第１０図、第１１図および第１２図に示す結果が得られた。
即ち、第６図には、水平ガス圧入坑井３と水平生産坑井２との間の水平坑井間隔を２００ｍから２ｋｍの間で変化させ、右上に示すように、油層における平均水平浸透率ｋｈを１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤと変えたとき、各々の場合における原油回収率（累計生産量／埋蔵量）を示している。ｔ（ｔ１〜ｔ３）の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（ブレークスルー時）（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ（ｇ１〜ｇ３）の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第６図からｔ１〜ｔ３、ｇ１〜ｇ３で明らかなように、本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することが判明した。また、ある一定のｋｖ／ｋｈ値（圧力勾配が一定）であれば、平均水平方向浸透率ｋｈは、原油回収率にほとんど影響を及ぼさないことも判明した。
また、第７図には、水平ガス圧入坑坪３と水平生産坑井２との間の水平坑井間隔を２００ｍから２ｋｍの間で変化させ、右上に示すように、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率を変えた場合における、ガス油比（ＧＯＲ）が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときの原油回収率（累計生産量／埋蔵量）を示している。ここで、上記油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは２０ｍＤで固定し、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）を一律に１、０．２、０．０５の３種類で与えた場合をｇ３、ｇ５、ｇ６として、上記実際の油層試料を参考にしたばらつきのあるＣＣＡＬ（Ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ Ｃｏｒｅ Ａｎａｌｙｓｉｓ）の場合をｇ４として、計４種類を仮定した。また、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力は共通の値を与えてある。この第７図からｇ３〜ｇ６で明らかなように、本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在するが、そのような最適水平坑井間隔は、ｋｖ／ｋｈの比率によって異なることが判明した。これにより、第２図に示すように、ｋｖ／ｋｈの比率によって水平坑井間隔の圧力プロファイルに影響を及ぼすことも証明された。
その結果、本発明に係る水平坑井間隔の最適化を図るためには、水平坑井を掘ろうとする油層におけるｋｖ／ｋｈの比率をコア分析や原位置試験から推測することが必要となる。そして、この推測されたｋｖ／ｋｈの比率を基に、上記シミュレーションを施すことによって、本発明に係る最適な水平坑井間隔を算出することが可能となる。また、ｋｖ／ｋｈの比率が１よりも０．２程度まで小さくなると、最適な水平坑井間隔が７００ｍ程度から１．５ｋｍ程度まで広がることになる。さらに、ｋｖ／ｋｈの比率が０．２よりも小さくなると平均垂直浸透率が小さくなることにより、水平坑井間隔を２ｋｍ程度に広げたとしても、圧入ガスが上下に分散すること無く一直線に水平生産坑井２へと到達し、置換される原油は限られたものとなり、原油回収率は３０％程度に留まることになる。
以上説明したように、本発明に係る最適な水平坑井間隔は、油層における平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率に大きく影響を受けることになる。
次に、油層における層厚と本発明に係る最適な水平坑井間隔との関係の実施例について第８図および第９図を用いて説明する。第８図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを２倍の層厚（約１００ｍ）に設定して同様にシミュレーションをした結果を示す。ｔ７〜ｔ９の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ７〜ｇ９の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第８図からｔ７〜ｔ９、ｇ７〜ｇ９で明らかなように、油層の層厚が２倍になっても本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することを見出した。ただし、油層の層厚が２倍になると、最適な水平坑井間隔が１ｋｍ程度へと広がることが判明した。即ち、油層におけるｋｖ／ｋｈの比率が１で、層厚が１００ｍ程度の場合、水平坑井間隔を７００ｍ〜１２００ｍ程度にすることが好ましいことが分かる。
また、第９図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを１／５の層厚（約１０ｍ）に設定して同様にシミュレーションをした結果を示す。ｔ１０〜ｔ１２の場合は、圧入ガスが生産坑井２に到達したとき（Ｂ‘ｔｈｒｕ）の原油回収率を示し、ｇ１０〜ｇ１２の場合は、ガス油比（ＧＯＲ）が５０００ｓｃｆ／ｓｔｂ（５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂ）に達したときの原油回収率を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ・５ｍＤ・２０ｍＤの３種類を仮定した。そして、全ての場合において、生産圧力と圧入圧力とは共通の値を与えてある。また、平均垂直浸透率ｋｖと平均水平浸透率ｋｈとの比率（ｋｖ／ｋｈの比率）は、１を仮定している。この第９図からｔ１０〜ｔ１２、ｇ１０〜ｇ１２で明らかなように、油層の層厚が１／５になっても本発明である最大の原油回収率を与える水平坑井間隔が存在することを見出した。ただし、油層の層厚が１／５倍になると、最適な水平坑井間隔が３００ｍ程度へと狭くなることが判明した。即ち、油層におけるｋｖ／ｋｈの比率が１で、層厚が１０ｍ程度の場合、水平坑井間隔を２００ｍ〜６００ｍ程度にすることが好ましいことが分かる。
以上、第８図および第９図から、掘削しようとする油層の層厚が変ったとしても、ｋｖ／ｋｈの比率が一定ならば、最適な水平坑井間隔が存在することも確認することができた。また、層厚が変った油層においても、ｋｖ／ｋｈの比率が一定ならば、平均水平方向浸透率ｋｈは、原油回収率に影響をそれ程及ぼさないことも判明した。
次に、油層における傾斜と本発明に係る水平坑井間隔との関係の実施例を第１０図、第１１図、および第１２図を用いて説明する。第１０図には、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井３を上方、生産坑井２を下方に配置したときの上記シミュレーションした結果である水平坑井間隔毎のブレークスルー時（Ｂ‘ｔｈｒｕ）ｔ１３〜ｔ１５、およびガス油比が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときｇ１３〜ｇ１５の原油回収率の各々を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均直ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。第１０図からｔ１３〜ｔ１５、ｇ１３〜ｇ１５で明らかなように、油層傾斜を６０度傾けて水平ガス圧入坑井３を上方、水平生産坑井２を下方に配置した場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に平均水平浸透率ｋｈが与える影響は小さいことが分かる。
また、第１１図には、第１０図と同じく油層を水平面から６０度傾け、坑井配置の上下を逆とし、生産坑井２を上方、ガス圧入坑井３を下方に配置したときの上記シミュレーションした結果である水平坑井間隔毎のブレークスルー時ｔ１６〜ｔ１８、およびガス油比が５Ｍｓｃｆ／ｓｔｂに達したときｇ１６〜ｇ１８の原油回収率の各々を示している。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。この第１１図から、生産坑坪２とガス圧入坑井３の上下関係を逆転させても原油回収率が最大となる坑井間隔が存在することが判明された。また、この場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に水平方向浸透率が与える影響は小さいことが分かる。
また、第１２図には、第１０図、第１１図において油層傾斜を水平面から６０度としたが、油層傾斜を４５度とした場合の上記シミュレーションした結果ｔ１９〜ｔ２１、ｇ１９〜ｇ２１である。ここで、油層の水平方向浸透率の平均値ｋｈは、１ｍＤ、５ｍＤ、２０ｍＤの３種類を仮定した。なお、ｔ１、ｇ１は、水平坑井を傾けていない場合を示す。この第１２図から、油層傾斜を４５度傾けてガス圧入坑井３を上方、生産坑井２を下方に配置した場合でも、最適水平坑井間隔と原油回収率に水平方向浸透率が与える影響は小さいことが分かる。
以上、第１０図〜第１２図から、掘ろうとする油層に傾斜があっても、それに合わせて水平ガス圧入坑井３および水平生産坑井３を配置することによって、原油回収率が最大となる最適水平坑井間隔が存在することを見出すことができた。
次に、圧入するガスの組成を変えた場合の本発明に係る最適水平坑井間隔の実施例について第１３図を用いて説明する。第１３図は、第６図および第７図で扱った油層モデルについて、１００％メタンガスを圧入した場合の上記シミュレーションした結果ｔ２２〜ｔ２４、ｇ２２〜ｇ２４を示す。これにより、圧入ガスの成分組成を変えたとしても、最適水平坑井間隔が存在することが判明した。特に、第１３図から明らかなように、圧入ガスの成分組成を変えた場合、原油・圧入ガスの密度差によって生じる浮力が変化することになり、その結果、原油回収率が変化することになる。
以上総合すると、本発明においては、水平坑井を掘削しようとする油層において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率に着目して水平坑井間隔の最適化を図ったものである。そのため、本発明は、水平坑井を掘削しようとする油層において、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および油層の傾きをコア分析や原位置試験（特殊坑井テストも含む）によって調べて算出する必要がある。特に、層厚や油層の傾きについては、容易に調べることができる。また、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）についても、容易に推定することが可能である。
ところで、ある油層に実際に水平坑井を掘削する場合、ガス圧入坑井３および生産坑井２のうち、片方を掘削した後、その坑井において得られた油層の物性値（データ）を基に残りの一坑井の掘削位置が最適坑井間隔となるように、計画を進める場合には、片方の坑井を掘削した際のコア分折によって、その油層における平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）を推定することが可能となる。
また、ガス圧入坑井３および生産坑井２の両方の坑井を掘削する以前に、掘削位置を決定する条件の場合には、同一油層での近隣坑井において得た油層のデータを用いたり、あるいは他の類似の油田のデータで代用せざるを得ない。
さて、坑井データを得ることができるとすると、平均垂直浸透率および平均水平浸透率は、以下に説明するデータ取得方法によって算出することが可能となる。
（１）油層岩試料を用いた室内試験によって方向別浸透率データを得る。即ち、該試料に流体を流しつつ流量・圧力の測定データによって方向別浸透率を計算する。
（２）坑井内で検層機器によって坑井の極近傍にて原位置試験を行うことにより浸透率を方向別に計算する。
特に、本発明は、最適な水平坑井間隔を決める要因のうち、平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）が最も大きいということを見出したことにある。
従って、これら算出された平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率）、層厚、および油層の傾きに基いて、上記シミュレーションをすることによって、最適な水平坑井間隔を算出することができる。そして、この算出された最適な水平坑井間隔になるように、水平ガス圧入坑井３および水平生産坑井２を掘削することによって、その油層から原油回収率を最大にして石油を生産することができる。
産業上の利用可能性
本発明によれば、ある油層に対して掘削する水平坑井におけるガス圧入坑井と生産坑井との間の間隔等を容易に最適化することにより、上記油層から石油を回収率を良くして生産することができる。
【図面の簡単な説明】
第１図は、本発明に係る油層に掘削された水平坑井を示す模式図である。
第２図は、油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルとを示す模式図で、（ａ）は油層内の流動形状を示す平面図、（ｂ）は油層内の流動形状を示す断面図、（ｃ）は水平坑井間の圧力プロファイルを示す図である。
第３図は、本発明に係る油層内の流動形状と水平坑井間圧力プロファイルに基いた油層内流動形状を示した圧入力スの原油置換プロセスの模式図である。
第４図は、ある油層における物性値を示す図である。
第５図は、ある油層における原油の成分組成と、ガス圧入坑井から圧入されるガスの成分組成の一実施例とを示した図である。
第６図は、油層の水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第７図は、油層の平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率（ｋｖ／ｋｈの比率という）を４種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーショシした結果得られる原油回収率を示す図である。
第８図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを２倍の層厚に設定し、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第９図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを１／５の層厚に設定し、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１０図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井を上方、生産坑井を下方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１１図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から６０度傾けてガス圧入坑井を下方、生産坑井を上方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１２図は、第６図および第７図で扱った油層モデルを水平面から４５度傾けてガス圧入坑井を上方、生産坑井を下方に配置した場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
第１３図は、第６図および第７図で扱った油層モデルについて、１００％メタンガスを圧入させた場合において、水平方向浸透率を３種類変え、水平坑井間隔を変えてシミュレーションした結果得られる原油回収率を示す図である。
Claims (4)
- 石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率に応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘削された水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法。
- 石油を産出する油層における少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率と、層厚と、傾きと、圧入ガスの組成とに応じて、ガス圧入坑井と生産坑井との間の距離が適切になるように掘削された水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法。
- 前記平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率は、油層におけるコア分析若しくは原位置試験を基に算出することを特徴とする請求項１または２記載の石油産出方法。
- 石油を産出する油層におけるコア分折若しくは原位置試験を元に算出される物性値から少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、および傾きを推定する第１の算出過程と、
該第１の算出過程で推定された少なくとも平均垂直浸透率／平均水平浸透率の比率、層厚、および傾きを元に、上記油層における水平坑井のモデルを用いて粘性力および浮力との関係に基いてシミュレーションすることによってガス圧入坑井と生産坑井との間の適切な距離を算出する第２の算出過程と、
該第２の算出過程で算出された適切な距離になるようにガス圧入坑井と生産坑井とからなる水平坑井を掘削する掘削過程とを有し、
該掘削過程で掘削された水平坑井を使って油層から石油を産出することを特徴とする石油産出方法。
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