提升单井产量办法分析
论如何提高煤矿单产单进水平的有效途径
论如何提高煤矿单产单进水平的有效途径关键词：煤炭生产单产单进有效途径煤矿企业作为我国经济发展体系中的一个重要组成部分，其发展情况如何直接影响到我国经济的可持续发展。
为此，相关部门对煤矿企业发展也给予了高度的重视，在确保安全生产的前提下，加大了对提高单产单进水平的研究力度。
由于在煤矿企业发展中，影响单产单进水平的因素有很多，研究人员必须从各个角度出发，全面提高生产能力，以此来促进煤矿企业的可持续发展。
1 对生产技术和结构设计进行不断创新与优化生产技术和结构设计在煤矿企业生产工作中占据着重要的位置，先进的生产技术与合理的结构设计，不仅能够提高企业的生产效率和生产质量，而且还能够提升企业的经济效益和社会效益。
因此，根据企业发展情况对生产技术进行不断创新与优化是不容忽视的。
首先，要对盘区的设计进行优化。
在煤矿生产过程中，一个盘区的设计是否科学直接关系到矿井的生产率。
在当今市场经济条件下，合理优化盘区设计，实现集约化生产成为一个矿井最大限度提高经济效益必不可少的基本条件。
对盘区设计的优化，应该考虑三个方面的内容：一是要确保矿区开采的安全性，即任何优化方案的设计都应该以安全生产为基础。
二是在条件允许的情况下，对工作面的倾向长度和走向长度最大限度加宽，以此来延长回采时间。
三是要尽可能减少搬家次数，提高对巷道的利用率，以此来避免出现采掘接替紧张的情况。
其次，要对巷道断面进行优化。
就我国目前煤矿生产的巷道断面来看，主要分为矩形断面、梯形断面以及拱形断面几种类型。
无论是哪一种类型的巷道断面，在生产设计过程中，都要尽可能将巷道断面减小，从而增加巷道断面的利用率。
最后，要对巷道的施工工艺进行优化。
巷道的施工工艺应该根据煤矿企业生产的实际需求来具体选择，但大多数煤矿在巷道施工工艺的选择上，采取的都是利用炮掘队实行导爆索深孔爆破，实行作业线炮掘，增加茬进的方式来提高单进水平的。
实践证明，这种方法确实能够达到令人满意的效果。
分析提升煤矿井下综采工作面单产措施
分析提升煤矿井下综采工作面单产措施基于科学技术的迅猛发展，促使现阶段煤矿企业综采工作面作业应用技术朝着自动化、智能化、科技化的方向不断发展。
促使企业对综采工作面的范围和深度不断增加。
也正因此，其综采工作面所面临的地质环境愈发复杂使得煤矿企业工作面单产受到影响。
需要通过对科学优化措施的施行来达到提升综采工作面单产的目的，进而为企业创造更大经济效益，实现企业核心竞争力的提升。
标签：煤矿井下;综采工作;面单产措施引言煤矿井下综采工作面单产直接影响到企业的利益，因此，相关企业需要加强对煤矿开采施工技术的研究力度，并做好相关机械设备的维护工作，尽最大可能排除影响煤矿井下综采工作面单产的因素，确保煤矿井下综采工作可以高效进行。
1优化煤矿井下综采工作面工艺1.1做好煤矿井下综采工作分工在煤矿井下综采工作当中，因为施工流程相对比较复杂，在很大程度上直接影响到了煤矿开采工作的整体效率和单产。
因此，开采单位需要通过施工人员分工操作的形式，将每一道开采流程进行简化，进而实现提高单产的目标。
煤矿开采单位需要安排专业的工作技术人员，对整个施工过程进行详细的分析和了解，将每一个生产流程分配到不同的施工小组来进行作业，安排不同的小组在采煤机械设备的后方进行连续性操作，通过这种操作方式不但可以有效提高煤矿井下综采工作的高效化和稳定性，同时还大大提高了煤矿开采工作的安全性。
1.2配备易移动的支架和梁体在煤矿的井下综采工作当中，通常情况下都会选用一些体型较大的钢架来对隧道进行支护，但是这种类型的支护钢架因为体型相对较大，同时在移动过程当中相对比较困难，在操作过程当中，大大提高了煤矿开采工作人员的工作难度。
同时在进行支护钢架的移动工作当中，煤矿巷道内内部顶端缺少了相应的支护结构，很有可能会产生不良的结构安全事故。
通过选用移动更加方便的支架以及结构梁体，可以有效降低工作人員的工作强度，同时随着采煤机的向前移动，通过轻型支护设备可以更加高效方便的跟随采煤机械来进行同步移动，该操作方法可以节省很多支护结构移动所需要的时间，大大提高了煤矿开采工作的工作效率，实现了井下综采工作面的单产。
提高我矿单产的几点建议(09采掘论文 罗志)
提高我矿单产的几点建议永安煤业公司丰海煤矿罗志[摘要]：煤炭市场的复苏，煤炭需求大大增加。
煤炭是一种消耗的不可再生资源。
所以迫切要求原煤生产单位尽可能的降低开采成本同时，能保持良好的回采率。
而作为集团公司公司窗口的丰海煤矿由于开采水平逐渐向深部延伸，处于水平接替时期，煤层地质构造复杂等因素影响，平均单产水平出现滑波，结合我矿的生产情况，就如何提高我矿采煤单产水平，提出以下几点建议。
[关键词]：巷道布臵单产水平1.从采掘技术源头抓起，抓好掘进质量标准化。
1.1抓采煤正规化管理，提高单产水平。
首先从地质工作入手，从采掘技术源头抓起，深入现场及时掌握煤层赋存情况,掌握构造要素为采掘工作超前提供准确地质说明书，随着工作面推进及时提供地质预测预报，确保采煤面顺利持续向前推进。
1.2优化巷道布臵方式。
如C1煤层与C2煤层层间距较近，C1煤层中巷沿C2煤层布臵，既可探明C2煤层赋存情况，又可减少巷道掘进成本和维护量，并可达到实现和有利于采煤面正规生产，提高单产水平，如我矿的210+190C2S巷，巷道沿C2煤层施工，顺眼开采C2煤层，反眼开采C1煤层，既减少了成本支出，又提高了单产水平。
1.3采掘并举，掘进先行。
掘进工程质量优劣，直接影响到采煤正规生产，单产水平提高。
掘进工程标准化是矿井标准化工作的基础。
如我矿307采区－60C1S工作面，C2运巷施工到位，C1煤层反眼未施工完毕，由于接替时间紧，采煤队急于搬家，致使该中巷未及时竣工验收，巷道部分水沟挖掘不到位，造成运巷积水卫生较差，部分巷道支护不到位，造成巷道发生冒顶垮帮现象，造成运输线路堵塞，另外两个施工队在同一巷道同时施工，运输线路繁忙，影响运煤系统，各种因素造成工作面推进速度慢，增加巷道维护量，采煤面效能没有充分发挥出来。
而相对应的210+190C0S工作面，掘进工程质量标准化高，不论是轨道铺设还是巷道成形，都非常到位。
故而该运输线几乎没有维护，极大的提高了运输等效率，提高了单产水平。
用钻井方法提高单井产量和采收率
大庆石油学院学报第３４卷第５期２０１０年１０月ＪＯＵＲＮＡＬ ＯＦ ＤＡＱＩＮＧ ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＩＮＳＴＩＴＵＴＥ Ｖｏｌ．３４Ｎｏ．５Ｏｃｔ．２０１０收稿日期：２０１０ ０８ １８ 作者简介：苏义脑（１９４９－），博士，教授级高级工程师，博士生导师，中国工程院院士，主要从事油气钻井工程技术方面的研究．用钻井方法提高单井产量和采收率苏义脑，黄洪春，高文凯（中国石油集团钻井工程技术研究院，北京 １０００８３） 摘 要：介绍新时期油气钻井工程定位、特征、发展趋势及正在经历的３个转变；分析用工程技术提高单井产量与采收率的４种途径：增大井底压差、减小油气流动阻力、增大井眼与油层接触长度和保护油气层；论述利用钻井新技术提高单井产量的可行性．结合保护油气层、特殊工艺井钻井等新技术的原理及应用情况，阐述应用油气钻井新技术提高单井产量与采收率的效果、优势与前景；指出提高单井产量是一项系统工程，必须科学合理地选择和规划，应该大力发展相关钻完井关键技术与装备．关 键 词：钻井；提高产量；提高采收率；保护油气层；特殊工艺井中图分类号：ＴＥ２４３ 文献标识码：Ａ 文章编号：１０００ １８９１（２０１０）０５ ００２７ ０８０ 引言油气资源是经济社会发展的基础，直接关系国计民生和国防安全．随着中国经济和社会的快速发展，国内油气资源需求旺盛，石油供求缺口加大．据国家能源局公布的数据，２００９年，中国生产原油１．８９×１０８ｔ，净进口原油已高达１．９９×１０８ ｔ，原油进口依存度首次超过国际警戒线达５１．２９％．中国已成为世界第二大油气资源消费大国，资源供给面临空前的压力，已对国民经济持续发展和安全构成了潜在的威胁．据中国工程院预测，到２０２０年石油对外依存度将达到６０％．为解决中国油气资源安全供给问题，除加强国内资源勘探、加快探明储量的开发和实施“走出去”战略外，提高单井油气产量和采收率也是一条十分重要的途径．截至２００８年底，中国累计探明石油地质储量２８７×１０８ ｔ，如果采收率再提高１％，则相当于可采储量增加了２．８７×１０８ ｔ．近３０ａ来，国外油气钻井工程的作用与技术内涵已经发生了重大转变，在提高单井产量和采收率方面已经发挥了重要作用且见到了很好效果．因此，正确认识和理解我国当今钻井工程技术定位、发展趋势和方向，充分发挥它在提高单井产量和采收率方面的作用，是十分重要和迫切的．１ 当今钻井工程的定位、特征和发展趋势钻井工程是石油工业不可或缺的重要组成部分，以钻井为代表的工程技术和勘探、开发共同构成支撑石油工业上游业务的三大支柱．钻井工程的功能是构建从地下储层到地面的油气通道和采集地层信息，高投入、高产出、高风险和高技术（四高）是当代油气钻井工程的特征．特别是２０世纪８０年代中期以来，钻井的“高技术”特征，即信息化、智能化、集成化特点愈加明显［１］．纵观当今世界钻井技术，总的发展趋势是向“更深、更快、更经济、更清洁、更安全和更聪明（六更）”的方向发展．更深是指在现有基础上向更深地层更深水下寻找和开采油气；更快就是提高钻井速度；更经济就是降低“吨油”钻井成本；更清洁就是注重环保和保护储层；更安全就是注重钻井作业安全特别是人身安全；更聪明就是不断追求创新，通过各种智能化技术、新型钻井方式和新井型的变革来大幅度提高油气勘探开发效果，实现效益最大化．目前钻井工程和技术正在经历“三个转变”，或曰“三个扩展”，即钻井的功能由构建一条传统意义上的油气通道向提高勘探成功率和开发采收率及油气产量转变（扩展）；钻井技术也由单一解决工程自身问题向解决“增储上产”问题转变（扩展），如水平井、分支井、欠平衡钻井、地质导向钻井、储层保护钻井液等技·７２·术即为其例；我国的钻井科研逐步从学习和跟踪国外为主向自主创新转变（扩展），以充分保证钻井工程技术的可持续发展．作为勘探、开发的“下位”技术，钻井的目的是为“上位”提供更好的、更全面的服务和技术保证，勘探、开发需要钻什么样的井，钻井工作者就要钻成这样的井，而且要保证钻好这样的井．２ 提高单井产量和采收率的钻井技术提高油气井单井产量与采收率是一项系统工程，其贯穿于地质、钻井、开发、采油等作业的全过程中．总的来说需要做到“摸清情况，优化设计，优质施工”．摸清情况就是需要在前期地质及勘探过程中，把准油气产层层位，精确描述各项油藏参数，为后续挖潜增效提供基础和依据；优化设计即在钻井和采油过程中优选适当的工艺技术手段，通过保护油气储层、增加井底压差、减小油气运移阻力、增大井眼与油气层接触长度，以实现油井的产量最大化；优质施工即在各项工程施工过程中保证设计的优质、高效、安全与可靠实现．油气田开发工作者致力于减小油气运移阻力方面的研究来提高单井产量和采收率，发展了压裂、酸化、热力采油技术等，以及用注聚合物驱和化学驱来减小运移阻力和增大驱油波及体积；还有一系列技术着眼于增加井底压力，如水驱、气驱、排水降压等，在经济合理、最大限度的开采石油方面发挥了重要作用．除此之外，还在探索其他一些新技术以进一步提高单井产量和采收率．近些年来，钻井技术的快速发展，特别是井眼轨迹测控技术的不断进步和地质导向钻井技术的突破，推动了水平井、分支井及大位移井等特殊工艺钻井技术的规模应用，将井的功能由原来的“构建地面与井下的油气通道”扩展为大幅度提高井筒在储层中有效进尺与增大油藏直接连通能力；新型钻井液与完井液技术、欠平衡钻井（包括气体钻井、泡沫钻井和充气钻井液钻井等）技术迅速发展，将钻井液的功能由携岩与保持井下安全拓展到保护储层与提高单井产量领域；智能完井、连续管等新技术的不断突破，正逐渐改变传统的油、气生产方式，其在优化油井生产效率及挖潜增效方面的巨大潜力日益凸显．国内外油气开发的历史与近些年的成功经验证明，钻井新技术已成为大幅度提高单井原油产量与采收率、降低石油开发成本的有效途径．２．１ 油气层保护技术钻井是首先接触油气层的工艺环节，改变油气藏原始状况和物性参数，因而直接影响到油气井的产量、寿命、增产措施的效果和开发效益．因此，钻井过程中保护油气层显得尤为重要．根据经典油气井产能公式，当油气井完钻，油层条件、油井条件及生产方式确定后，地层渗透率是影响单井产量与采收率的最主要因素．保护油气层的核心问题就是保护地层的渗透率．目前国内外钻井保护油气层技术主要集中在新型钻完井液和钻井工艺上．（１）新型钻井液与完井液技术．油气钻探过程中，钻井液完井液等入井流体始终与井内流体和地层接触，对储层保护具有至关重要的作用，必须有利于发现并保护油气层，有利于取全取准资料和及时正确评价储层．因此，保护油气层首先要合理选择和设计钻井液完井液体系，确保处理剂与储层岩石和储层流体配伍，无毒且能生物降解，加强新材料、新工艺的应用．图１ 国内外主要钻井液类型统计对比 近年来，国外钻井液和完井液技术发展较快，普遍着眼于钻井液和完井液技术的统一，出现了一批新型钻完井液．典型代表是油基类钻井液技术迅速发展和系列配套，应用比例接近５０％，很好地保护了油气层和减少复杂事故，已成为国外很多国家和地区（如墨西哥、委内瑞拉等中南美洲国家）指定必须采用的钻井液．我国在这方面尚处于起步阶段（见图１）．（２）欠平衡钻井技术．造成油气层损害的另一主要因素是井内液柱压力大于地层孔隙压力．欠平衡钻井是指钻井过程中钻井液液柱压力低于地层孔隙压力，允许·８２·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３４卷 ２０１０年地层流体流入井眼、循环出并在地面得到有效控制的一种钻井方式．包括低密度钻井液欠平衡钻井、泡沫钻井、气体钻井、雾化钻井、充气钻井液钻井、淡水或卤水钻井液钻井及泥浆帽钻井等．由于减少了压差，阻止了滤液和固相进入储层，因而能够最大限度地发现和保护中、低压油藏，以获取比常规过压钻井高得多的经济效益．另外，欠平衡钻井还可以克服液柱的压持效应，提高破岩效率，解放钻速，缩短建井周期，减少钻井液对储层的浸泡时间，降低污染，提高产量．这些优点使得该技术在北美地区得到了广泛的应用，美国和加拿大的欠平衡钻井数已经占其总钻井数目的１／３或更多．图２ 中国陆上２００５～２００９年欠平衡钻井数统计 近年来，国内欠平衡／气体钻井技术也得到了快速发展，２００９年全国完钻２９０口（见图２），占年钻井总数的１％．欠平衡／气体钻井的应用大幅度提升了储层保护、油气发现水平和单井产量．如２００５年６月，在吐哈盆地典型“三低”储层进行了多口井氮气钻井，使该地区首次获得了高产油流，其中红台２－１５井同比红台２０４井改造前油气当量提高了３．６２倍．胜利油田滨南地区滨４２５—平１井采用充氮气欠平衡钻井，裸眼完井投产后，初期日产原油２８ｔ（是邻井直井的４～５倍），日产天然气１ ３００ｍ３．２．２ 特殊工艺井钻井技术我国从“七五”、“八五”连续开展定向井、丛式井、水平井钻井技术的攻关以来，已形成了水平井、定向丛式井、分支井和大位移井等一系列特殊工艺井钻井及配套技术．特别是近年来我国在井下控制工程领域不断取得进展与地质导向技术的突破，实现了井眼轨迹在油层中朝着提高单井产量和采收率的方向任意延伸．在油藏地质条件不是很确定的条件下，这些钻井技术能够充分保证钻井工程、油藏工程与采油工程在提高采收率方面的互补和统一，实现了“少井多产”的目标．（１）水平井钻井技术．水平井是指井眼轨迹达到水平后（或井斜角大于８６°），井眼继续延伸一定长度的定向井．其突出特点是井眼穿过油层的长度长，有效连接地下各个不同油藏或不同流体单元，最大限度增大了油井和油藏的接触程度，以及增大油藏直接连通能力的通道，所以油井的单井产量高．水平井的核心技术之一是井眼轨迹有效控制和导向钻井．水平井是目前油气开采中提高单井产量和采收率普遍应用的钻井新技术，已在世界范围内得到规模应用［２］，并且随着技术的进步，成本越来越低，特别适用于裂缝性油藏、底水、气顶油藏或低渗油气藏实现高效开发［３］．根据美国油气杂志统计，美国和加拿大年钻水平井数分别占总井数１２％和２０％（见图３）．通过水平井的应用，使美国石油可采储量增加了１３．７×１０８ ｔ．目前美国水平井钻井成本已降至直井的１．５～２倍，甚至有的水平井成本只是直井的１．２倍，而产量是直井的３～８倍，增产效果十分显著．国内陆上水平井应用规模、领域、水平和效果近年来均实现了跨越式发展．中国石油、中国石化累计年钻水平井１ ０００口以上（见图４），提高新井单井产量３～５倍，取得了“三提”（提高了新井单井平均日产量、提高了储量动用程度、提高了油藏的采收率）、“三降”（降低了开发钻井数、降低了土地占用总量、降低了开发操作成本）的显著效果；同时，规模应用也有力地促进了水平井技术的快速进步．但总的来看，国内水平井应用规模还不算高，占年钻井总数５．３％（见图３），比例是美国的１／２．钻井技术的进步促成了水平井与其他新技术的集成应用，特别是“水平井＋欠平衡钻井”、“水平井＋气体钻井”等技术集成的推广应用，使单井产量得到了进一步提高．如四川广安００２－Ｈ１水平井采用井下套管阀实施全过程欠平衡钻水平井，水平段钻遇储层１ ６６３ｍ，储层钻遇率８２．７％，直接投产，单井产量是邻近直井压裂的５倍．四川广安００２－Ｈ８水平井采用氮气钻水平井（见图５），用ＥＭ－ＭＷＤ测量轨迹，气体钻水平段长４３８．８ｍ，直接投产，单井产量是邻近直井压裂的１０倍．伴随水平井、分段压裂等钻完井关键技术的突破，长水平井钻井技术开始规模应用，并为页岩气高效、·９２·第５期 苏义脑等：用钻井方法提高单井产量和采收率图３ ２００８年中国、美国和加拿大完成定向井、水平井及所占比例对比图４ 中国陆上２００５～２００９年完成水平井井数统计图５ 广安００２－Ｈ８气体钻水平井钻井示意经济开发做出了巨大贡献．如美国Ｆｏｒｔ Ｗｏｒｔｈ盆地Ｂａｒｎｅｔｔ页岩气２０００年钻井井数为９３７口，以直井压裂为主；２００８年钻井１ ８６３口，水平井占５６％，日产量也从２０００年的２２．６５×１０４ ｍ３提高到２００８年的４５．３×１０４ ｍ３．“２ ０００ｍ长水平井＋多段压裂完井”技术极大提高了美国页岩气开发产量与采收率．２０００年美国页岩气年产量为１２２×１０８ ｍ３，２００７年美国页岩气总产量接近５００×１０８ ｍ３，占美国天然气总产量的８％以上；２００９年五大页岩气生产盆地年产天然气已达图６ 美国页岩气产量及增长趋势（据ＮａｖｉｇａｎｔＣｏｎｓｕｌｔｉｎｇ，Ｉｎｃ．２００８年）９００×１０８ ｍ３（超过中国常规天然气年产量），并处于强势发展中（见图６）．中国页岩气资源丰富，据国家能源局数据显示资源量达３０×１０１２ ｍ３，开发前景广阔，但页岩气藏渗透率非常低（０．０１～０．０００ ０１）×１０－３μｍ２，要实现经济、高效开发需要钻井核心技术的突破．（２）分支井钻井技术．分支井是国外用来提高产量和采收率的又一利器．据美国统计，分支井自２０世纪９０年代开始应用到２００８年底，全球共钻各种类型分支井８ ７５０口，其中美国５ ４００多口，加拿大２ ３００余口，已经实现了系列化和标准化．所谓分支井是在单一井眼里钻出若干个支井，并且回接到单个主井筒的钻井技术，其效果相当于在井下开发了加密井，实现一个井眼中获得最大总水平位移，增加了单井泄油面积，提高了综合效益．除了具有水平井的常规优势外，还可钻遇多个不同空间位置的产层，特别适用于低渗透油层、重油油藏、多层薄油层、裂缝性油层、复杂断块油藏的高效开采，而施工综合成本低于单个水平井（见图７）．·０３·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３４卷 ２０１０年图７ 各种井型单位产量成本对比（数据来自壳牌石油公司） 根据分支井的数量、方向及与主井眼的连接方式，分支井通常种类：迭加式双或三水平分支井、反向双分支井、二维双水平分支井、二维三水平分支井、二维位移（ｏｆｆｓｅｔ）四分支水平井、二维反向四水平分支井、迭加／定向三分支水平井、辐射状四分支井、辐射状三分支井、迭加辐射状四分支井等．随着技术进步，近年来又出现了新的多分支井类型：鱼叉型、鱼骨型、树根型、混合型．依据功能和完井连接的复杂性，分支井技术级别划分为ＴＡＭＬ（Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ａｄｖａｎｃｅ－ｍｅｎｔ ｏｆ Ｍｕｌｔｉｌａｔｅｒａｌｓ）标准１～６ｓ级．目前，分支井技术已朝着ＭＲＣ（最大储层有效进尺）钻井、ＥＲＣ（极大触及储层井）钻井新技术方向发展［４］．多分支水平井钻井技术是指在水平段侧钻出２个或２个以上分支井眼的水平井，是高效开发油气藏的理想井型，能够让即便采用了水平井开发也仍处于经济边缘的油田开发产生经济效益．如美国ＡｕｓｔｉｎＣｈａｌｋ地区和欧洲北海地区，用多分支水平井开发，其“吨油成本”达到了最低．Ａｕｓｔｉｎ Ｃｈａｌｋ地区的直井∶水平井∶多分支水平井的吨油成本比为１．０∶０．４８∶０．３９，欧洲北海地区为１．０∶０．７７∶０．５６．该技术进一步减少开发井数量，即减少了开发井钻井进尺，大幅提高单井产量的同时减少了对环境的污染．图８ 中国石油２００６～２００９年完成分支井统计 近年来，国内分支井技术也得到快速发展，分支井完井技术已达到国际ＴＡＭＬ４级，并向５级迈进，实现了单井产量和开发效益的大幅度提高．如１９９８年９月，南海西部公司钻成我国海洋第一口多底井（Ｗｌｌ－４－Ａ１１Ｂ，１１Ｃ），产量是斜井单井的３倍．２００２年，渤海ＳＺ３６－１油田钻成水平四分支井ＳＺ３６－１－ＣＦ１，开井生产后初产能为７９ｍ３／ｄ，是邻井的３倍．我国多分支水平井钻井工艺日趋成熟，配套技术能力逐渐增强．如中国石油集团发明了ＤＦ－１型和膨胀管定位分支井系统，并进行了规模化应用．近４年来共完钻各型分支井１００余口（见图８），开发效益成倍提高．辽河图９ 边台３－Ｈ３Ｚ井双主分支鱼骨水平井示意油田静５２－Ｈ１Ｚ井实现水平段内钻进２０个鱼骨分支，水平段累计进尺４ ３３４ｍ，各项指标达到了国际先进水平．辽河边台潜山采用分支水平井整体开发，共部署实施分支水平井７口，其中边台３－Ｈ３Ｚ在第一分支井眼、第二分支井眼中分别完成了６个鱼骨分支和５个鱼骨分支，油层内总进尺４３７０ｍ，是国内目前结构最复杂的分支水平井（见图９），该井日产油是相邻直井的１５倍．在中国长北区块低孔、低渗气田，Ｓｈｅｌｌ公司利用国际上先进的分支水平井经验，采用单支水平段长２ ０００ｍ的多分支水平井，实现了低效气田的高效开发．目前已投产１２口双分支水平井，其中有９口井的日产量·１３·第５期 苏义脑等：用钻井方法提高单井产量和采收率超过１００×１０４ ｍ３／ｄ，整体生产情况比原设计超出３０％．图１０ 山西沁水盆地煤层气多分支水平井开发示意 多分支水平井钻井技术已成为我国低产煤层气经济开发的主体技术．截至２００９年底，中国石油在山西沁水盆地煤层气开发中规模实施多分支水平井，完成１６个井组４８口羽状分支井（见图１０），５～１０个分支在煤层中平均穿越４ ２８０ｍ长．目前投产３６口井，最高单井日产气量达４．６×１０４ ｍ３，平均单井日产气１．０×１０４ ｍ３，是直井压裂后产气量的６～１０倍，建成了２．５×１０８ ｍ３煤层气生产能力．（３）大位移井钻井技术．大位移井是指井眼水平距离与垂直距离之比在２以上的井，主要应用于海上油田和滩海油气田的开发以实现“海油陆探”和“海油陆采”，或开发陆上几个不相连的小断块油气田．旋转导向技术、优质钻井液、减摩降扭技术和漂浮下套管技术的突破，为大位移井成功钻井及推广提供了技术保障．目前国外已成功钻成数百口大位移井［５］，水平位移超过１０ ０００ｍ的井有３口（英国Ｗｙｔｃｈ Ｆａｒｍ油田的Ｍ１１井、Ｍ１６井、阿根廷Ａｒａ油田的ＣＮ－１井），其中Ｍ１６井水平位移最长１０ ７２８．４ｍ，水平垂深比达到６．５５．英国Ｗｙｔｃｈ Ｆａｒｍ油田的大位移井，屡创世界水平位移纪录，经济效益显著，投资降低了５０％，即节省了１．５亿美元，使油田提前３ａ开发．图１１ 庄海８断块大位移井实现“海油陆采”示意 我国南海西江２４－３／２４－１油田大位移井成功实现了“一台（平台）多采”，其中ＸＪ２４－３－Ａ１４井创出当时水平位移８０６２．７ｍ的世界纪录，ＸＪ２４－３－Ａ１４／Ａ１７井试产期间日产油量达７ ０００桶．南海东部流花油田Ｂ３ＥＲＷ４大位移井创造了水平位移５ ６３４ｍ、水垂比为４．５８（从海底泥线算起为６．１３）．大港油田庄海８断块距１号人工岛直线距离３～５ｋｍ，目前已钻成了１１口大位移水平井，成功实现了浅滩海地区“海油陆采”（见图１１）．（４）地质导向钻井技术．地质导向钻井技术是通过“测、传、导”的功能，即通过近钻头地质参数与工程参数的测量、井下与地面的双向信息传输和地面控制决策，引导钻头及时发现和准确钻入油气层，并在油气层中保持很高的钻遇率，从而提高发现率和油气井产量，达到“增储上产”的目的．该技术大大缩小了水平井井眼轨迹控制的几何靶区，并实现对油层的地质跟踪，可实现１．０ｍ及以下薄油层的有效动用．在薄油层水平井中，它的这一优势愈加突出．如墨西哥湾的某油田，先前使用常规技术所钻８口井的总产量仅为９２３桶／ｄ；后来，Ａｎａｄｒｉｌｌ公司应用地质导向技术在该油田钻成１口高质量的水平井，日产原油达１ ７９３桶，使这一枯竭的油田得以重新复活．中国石油ＬＵＨＷ１８３３井，油层厚度薄（仅１～２ｍ），构造复杂，采用地质导向实钻水平段长３０４ｍ，油层钻遇率９１．８％，单井产量提高了４倍．·２３·大 庆 石 油 学 院 学 报 第３４卷 ２０１０年图１２ ＣＧＤＳ－１近钻头地质导向钻井系统示意 中国石油集团研制成功的具有独立知识产权的ＣＧＤＳ－１（Ｃｈｉｎａ Ｇｅｏｓｔｅｅｒｉｎｇ ＤｒｉｌｌｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）近钻头地质导向钻井系统（见图１２）已实现产业化，目前具备年产１０套的能力．至２０１０年５月，该系统在冀东、辽河、四川和江汉等油田应用累计２８口井，取得很好的效果，所钻最薄油层厚度仅为０．６６ｍ，大大提高了钻井过程中对地层岩性的认识及施工决策水平，有效解决我国薄油层、非均质储层、边底水油藏等复杂地质和油藏条件下单井产量低和采收率低的问题．（５）超短半径水射流径向钻井技术．超短半径水射流径向钻井是利用高压水射流冲蚀地层钻孔，利用高压软管作为送进喷管，能在现有井筒内较容易地钻出多个径向分支井，不需复杂的造斜、轨迹控制等操作，目前广泛研究与应用的技术主要包括水力深穿透技术和水射流钻径向水平孔技术［６－７］．该技术能够以极短曲率半径钻穿套管并向周边地层钻出一段长几十米的水平通道，不仅穿过近图１３ 水射流钻径向水平孔技术示意井污染带，而且没有传统射孔造成的二次压实带，使油井完善程度提高（见图１３）．随着不断发展和完善，该技术已经由最初的解堵、近井带改造和薄油层、垂直裂缝性油藏等特殊油藏的增产作业技术，逐步发展为具有普遍意义与作用的提高单井产量和采收率的有效手段．国外多家公司正在不断地研究开发径向水平钻孔工具，其中加拿大的ＰＥ公司在１９８４年首先开发出了第一代产品———“喷管”式径向钻孔工具，并在美国和加拿大应用百余口井，一般一趟钻可钻出４～８个径向孔眼，是常规射孔加砂压裂投产井油气产量的２～３倍．近年来，我国许多单位对径向水平钻孔工艺、工具进行了研究探索．国内天津波特耐尔公司经第三方引进ＷＥＳ技术，于２００７～２００９年作业３０多口井，主要用于深度２ ０００ｍ以内的井．安东石油公司２００９年９月，引进ＲａｄＪｅｔ工具，开展了多口井的现场试验．中国石油钻井工程技术研究院于２００９年完成了水射流钻径向水平孔所需的相对方位定向工具、地面设备及相关井下工具的研究与现场试验，掌握了自牵引喷嘴及马达驱动对套管钻孔等核心技术．（６）“Ｕ”型井钻井技术．所谓“Ｕ”型井是指从地面相距一定距离钻２口井（１口直井１口水平井或２口水平井），并使２口井在储层内连通的井型．该技术国外主要用于开发稠油和煤层气，提高产量和采收率．如俄罗斯鞑靼石油有限公司在稠油开采中试验成功“Ｕ”型井的蒸汽重力泄油，可突破目前注蒸汽开发条件下稠油油藏ＳＡＧＤ水平井水平段长度限制，克服水平井蒸汽吞吐递减过快的难题，有效补充能量，显著提高了厚层非均质稠油油藏的单井产能和最终采收率．澳大利亚研究的“Ｕ”型井钻井新技术在煤层气开发领域获得成功，在煤层中钻长度超过２ ０００ｍ的水平井，在其末端钻一口对接井连接，用于排水采气，煤层气产量提高了３～８倍．２．３ 其他几项技术（１）连续管技术．连续管技术已成为石油天然气勘探开发领域中一项应用广泛的新技术，国外已广泛应用于钻井、测井、修井及增产作业等多个领域［８］，连续管作业机被誉为“万能作业机”．用连续管钻定向井的费用是常规方法的２５％～７５％，钻侧钻井成本是常规侧钻的３０％～４０％．连续管排水采气已成为死井·３３·第５期 苏义脑等：用钻井方法提高单井产量和采收率。
提高采油井产量的措施
提高采油井产量的措施摘要：随着我国的综合国力在不断的加强，油田生产过程中，加强对油井的管理，不断提高单井的产量，才能更好地完成油田开发的任务，保证油田生产企业获得最佳的经济效益。
及时调节油井的生产运行参数，保证合理的生产压差，维持油井长期的高产稳产。
关键词：采油井；压裂；检泵；措施引言采用油井压裂施工成为油田增产的重要途径，成为后期增产挖潜的重要手段。
但是油井压裂低效，即油井压裂初期日增油量低或者不增油，影响油田开发的经济效益。
采油井压裂效果主要受压前选井选层、压裂施工原材料优选、压后管理等因素影响。
下面对具体成因及对策进行分析。
1油井增产措施概述为了提高采油井的产量，采取最佳的技术措施，如对油井实施水力压裂作业，提高储层的渗透性，达到增产的效果。
改变油井的工作制度，通过修井检泵的形式，改变抽油泵的性能参数，提高油井的产量。
油井生产中，需要具有充足的供液能力，才能保持油流入井，之后采取最佳的开采技术措施，将油流从井底开采到地面上来，获得最高的单井产量，满足油田开发对产量的要求。
二次采油阶段，依靠注水开发的方式，通过注入水的驱替作用，提高油井的产量。
三次采油阶段，依靠注聚合物的方式，扩大注入剂的波及体积，开采出更多的剩余油，提高油田的采收率。
对低渗透油田开发的技术措施进行优化，实施各种增产挖潜的技术措施，提高油层的渗透能力，促使油井增产。
对油层进行水力压裂施工，优化各种压裂技术措施，如体积压裂技术措施的应用，使井下的油层部位形成裂缝网络，大大提高储层的渗透性，达到增产的目的。
2提高采油井产量的措施2.1提高压裂施工质量要想有效的提升压裂施工的质量，并且对预压裂井段的情况进行充分的掌握，应该使用科学合理的压裂施工办法，以达到最佳压裂成效。
经过对之前的压裂经验进行借鉴，对其相关的标准进行全面的研究，对适合压裂技术的办法进行优先的选择，保证其成效。
经过对压裂液体系进行有效的控制，对支撑剂进行选择，对排液与替喷的时间进行合理有效的控制，防止把支撑剂被替喷，避免出现压裂成效减弱的情况。
提高单产单进方法
提高单产单进方法根据我矿生产实际情况，为实现快速掘进、理顺矿井衔接，从优化设计、优化工艺流程、优化设备配置、优化劳动组织和优化质量标准化等“五个优化”入手，通过加强科室服务与解决队组提高单产单进事项，按照专业分工，加大工作力度，加强协作，努力提高单产、单进水平。
一、优化设计1、在工作面设计上，通过加长工作面切巷长度，增加了工作面的圈定储量。
在回采期间增加了单刀煤的产量，减少了进刀次数，提高了班产量，从而提高了单产水平。
2、在设计上，通盘考虑，减少环节系统，适合我矿现有的运输条件。
二、优化工艺流程1、回采工作面结合现场实际情况，对回采期间的回收材料工艺进行改进，在顶板完整区域，可以超前工作面一个循环进行材料回收，保证工作面生产期间不需因回收材料而停机。
2、优化施工方法：将巷道掘进采用上下台阶爆破的方法改为全断面爆破掘进，节约工时、提高工作面质量标准化好水平。
3、优化炮眼布置：将菱形直眼掏槽，改为楔形掏槽，优点：一是爆破后自由面大，能为辅助眼、周边眼爆破创造条件，保证了巷道成型；二是爆破后矸石抛落的距离近，避免了爆破时崩坏巷道内的设备、材料浪费。
4、根据现场情况，及时调整工艺工序，能平行作业的最大限度的平行作业，提高单位时间的循环个数。
5、合理优化探钻时间及工艺，利用检修或喷浆时间进行超前探钻或钻探施工期间，组织职工施工水仓或调头硐室，尽量避免因探钻影响工作面施工。
4、推广综掘开口、拐弯技术等，以上工作由地测、机电、调度、生产等业务科室负责落实。
5、积极与集团公司支护研究所合作，通过地质资料的分析，确定顶板围岩类别，在确保顶板支护安全可靠前提下，合理优化支护参数，做到减少锚杆索施工数量及放大锚杆索间排距，从支护源头上节约工艺时间及根据顶板围岩实际情况，大循环作业为单进水平提高奠定基础。
建议：1、组织小型装载机到矿开展井下试验，解决炮掘出渣占用时间长的难题，减少职工劳动强度。
2、与综掘机机载临时支护厂家联系，对机载支护前梁长度、强度进行升级改造，在确保顶板稳定安全可靠前提下，增加循环进度，为提高单进奠定基础。
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用一、技术研究1. 注采井配置优化注采井的配置对稀油水平井的产量有着至关重要的影响。
通过技术手段合理配置注采井，可以最大程度地提高单井的产量。
根据地质条件和油层性质，结合数值模拟和实际调试，进行注采井配置的优化，是提高稀油水平井产量的重要技术手段之一。
2. 放热增粘剂的应用在稀油水平井开采过程中，稀油的温度通常较低，粘度也较低，这对产量的提高造成了一定的难度。
可以采用放热增粘剂的方法，在井下加热稀油，提高油的温度和粘度，从而增加产量。
放热增粘剂的应用需要结合工程实践，进行技术研究和试验验证。
3. 地面提高回灌压力稀油水平井开采过程中，采取地面提高回灌压力的措施，可以有效提高油井产量。
通过增加注水量和提高注水压力，使油田内部的地层受到更大的压力作用，从而促进原油的开采。
但要注意控制注水量和压力，避免对地下水文地质环境造成不良影响。
二、应用1. 稀油水平井产量预测和优化在实际生产中，进行稀油水平井产量的预测和优化是非常重要的。
通过监测和分析井下参数和生产数据，可以对产量进行预测，并进行相关的调整和优化。
这需要依靠先进的采油技术和设备，以及专业的生产管理团队。
2. 高效采油技术的应用高效的采油技术在稀油水平井的应用中发挥着至关重要的作用。
射孔工具、水力压裂技术、螺杆泵等设备和技术的应用，都可以有效提高井的产量。
在实际生产中，需要充分利用各种高效采油技术，提高稀油水平井的单井产量。
3. 管理优化稀油水平井的产量受到很多因素的影响，从地质条件到生产参数都可能对产量产生影响。
在研究和应用中，优化管理是非常重要的环节。
包括生产参数的调整、设备维护保养、安全生产管理等方面都需要加强管理优化，以提高井的产量。
提高稀油水平井单井产量是一个系统工程，需要从技术研究和应用两个方面综合考量。
在技术研究上，需要进行合理的注采井配置优化、放热增粘剂的应用和地面提高回灌压力等措施；在应用上，则需要对产量进行预测和优化、充分利用高效采油技术和进行管理优化。
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用1. 引言1.1 背景介绍稀油水平井是指井径小、产能低、含油层薄、地质条件复杂的油井，具有勘探难度大、地质条件差、开采周期长等特点。
由于稀油水平井储层压力低，油粘度大，经济效益差，因此如何提高稀油水平井单井产量成为了油田开发的重要课题。
随着能源需求的增加和常规油田开发进入成熟期，稀油水平井的开发已经成为我国油田勘探开发的重要方向。
在国内外研究现状中，各国在提高稀油水平井单井产量方面进行了大量的研究工作，不断积累经验，探索新技术。
通过技术分析，发现了一些有效的提高稀油水平井产量的方法，如增加注采比、调整生产方式、优化注采工艺等。
配套技术研究与应用也是提高稀油水平井单井产量的关键，需要综合考虑井筒条件、井下设备和生产管理措施等方面的因素，以实现最佳效果。
背景介绍总结，提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用是当前油田开发的重要方向，研究的目的在于通过深入分析技术特点，探索有效的提高产量方法，实现油田开发的效益最大化。
1.2 问题提出稀油水平井在开采过程中存在着产量较低的问题，这主要是由于井底流体粘度大、井底流压低、井底油藏厚度薄等因素的影响，导致油井产量无法达到预期目标。
为了解决稀油水平井单井产量低的问题，需要开展配套技术研究与应用，提高稀油水平井的产量。
本文将重点研究提高稀油水平井单井产量配套技术，并结合工程实例分析及成本效益评价，探讨如何有效提高稀油水平井的产量，为提高油田开发效益提供参考。
1.3 研究目的。
本研究旨在通过对提高稀油水平井单井产量配套技术的深入研究与应用，探讨如何有效提高稀油水平井在单井产量方面的表现。
通过分析国内外研究现状，探讨已有技术的优缺点，结合工程实例分析和成本效益评价，寻找最适合稀油水平井的提高产量配套技术。
希望通过本研究可以为稀油水平井的生产实践提供有效的技术支持，提高单井产量，降低生产成本，实现良好的经济效益和社会效益。
通过展望未来，可以为该领域的研究提供一定的参考和借鉴，推动相关技术的进一步应用和发展。
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１、水力裂缝与井网的适配
（１）井网与水力裂缝方位适配性研究 ①开发井网形式
根据储层物性大小、裂缝发育程度，提出了三种井网形式：对于裂缝 不发育，见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距 300—350m，正方形对角线方向为最大地应力方向；对于天然和人工裂缝方 位较稳定的区块，采用菱形反九点注水井网，使菱形长对角线与最大主应力 方向一致，井距450-500m，排距150-180m，对于储层物性差、裂缝发育且 最大主应力方位清楚的井区，采用矩形井网，井排与裂缝平行，排距130165m，井距500-550m，注水井距1000-1100m，中后期拉通水线形成排状 注水
• 试验区15口注水井进行了增注，其中4口为无支撑剂水力压裂，11口 为高能气体压裂或它与射孔联作。生产井平均单井用液103 m3，加砂 29.0m3，支撑半缝长146m,裂缝导流能力28D·cm.
• 29口生产井压后第一个月的单井平均产量10.0t/d,第四个月在7.0 t/d以 上,四个月的平均月递减率13.11%。与油层性质均与本区近似的邻区 相比，平均单井试油产量高2.0-4.6m3/d,邻区前四个月的平均月递减 率为25.03%。ZJ60井区共压裂33口井，总投入577万元，四个月油 产量的净现值为2628万元，压裂投资回收期不到一个月[ 9]。
水力裂缝缝长与井网、储层适配性研究 图4-5是当渗透率为0.5×10-3μm2，井网为540×180m,导流能力为 30μm2·cm的条件下，压后3个月平均单井日产量与半缝长的关系曲线。 从图中可以看出，当半缝长达到130m～150m以后，产油量增加的幅 度明显变缓。因此，对于渗透率为0.5×10-3μm2储层，合理的半缝长 在130m～150m之间。
6
5
压后3月产量(t/d)
4
3
2
1
0
0
50
100
150
200
250
300
350
缝长（m）
西峰油田优化施工参数表
区块
井网形式
支撑缝长 导流能力 支撑剂量 砂比
m
μm2·cm
m3
%
边井
540×180
150
白马区
菱形反九 点
角井
130
边井
540×130
170
董志区 菱形反九
点
角井
150
3040
30
3540
前置液 量 m3
18.7 28 31.8 22.0 21.8 35
携砂液 量 m3
92.8 188.7 166 134.6
98 94
支撑缝长 m
102.2 149.7 136 127 131 136
西峰油田长8油层加砂规模3050m3时，裂缝长度在130150m之间，这表 明应用优化的压裂参数可以实现优化设计的布缝要求。
2535
3545
20
3035
3040
压后主压裂裂缝尺寸拟合分析结果
井号
庄9 庄13 西13 西23 董82-54 董76-59
砂量 m3
42 51 50.3 28 30 40
砂比 %
排量 m3/mi
n
45.3 1.9 27.6 2.5 30.2 2.4 20.8 2.5 30.7 2.4 42.8 2.9
• 长庆靖安ZJ60井区的产层为延长组长62和长61的长石细砂岩,厚24.5m, 面积6.0km2，深度1700-1900m,孔隙度12%,渗透率1.267mD储量 483×104t,原始地层压力12.18MPa。平均有效渗透率0.7mD，最大水 平主应力方向基本为NE700。
• 做了井网与裂缝匹配和井网与裂缝穿透率关系的数模研究。经济技术 对比后选定960×360m的矩形井网，井排方向为NE700，裂缝穿透率 0.7，裂缝半长170m。实际实施生产井距480m,注水井距960m生产井 排与注水井排的距离为165m。
② 菱形井网对人工裂缝方位的敏感性 如果菱形井网长对角线与人工裂角为0o15o、30o 、 45o、90o对开发效果的影响见下图。
图4-1 菱形反九点井网不同夹角情况下井组累产油对比图
从图中可以看出，随着菱形井网长对角线与人工裂缝方向的夹 角的增加，累计产油量降低，但是当角度从45o增加到90o时，油 产量又大幅度增加，但与0o时相比，效果还是较差。
在20～30μm2.cm左右。 图4-4是在Ke=0.1×10-3μm2的条件下，单井1年后日产量与裂缝的
导流能力的关系曲线。由图可以看出，单井日产量随裂缝导流能力而
总体增加，但当达到15～20μm2·cm左右以后，单井日产量增加的幅 度变缓，因此，对于有效渗透率在0.5×10-3μm2左右的储层，合理 的裂缝导流能力在15～20μm2cm左右。
提高单井产量办法
水力压裂 压裂工艺主要经历了三个主要阶段 第一阶段是以单井压裂研究为主体，从提高
单井改造效果出发。没有把压裂按照 现代油藏管理和中石油2005年颁布的油 田开发管理纲要的要求融入到油藏工程 方案中（如注采井网、类型、密度、井 排方向及注采关系等）并在采油工程方 案中加以详 细论述。
第二阶段以油田开发区块为研究对象，结合开 发井网，开展裂缝适配井网的整体压裂技术研究，
第三阶段是把压裂工艺作为低渗透油藏开发的 手段渗入到油藏工程方案中，即以压裂裂缝
为核心，进行井网优化设计，实现井网与压裂 裂缝最优化匹配的开发压裂试验研究。
二、 特低渗透油层开发压裂技术
开发压裂是将水力压裂裂缝与井网进行系统优 化，优化最佳的人工裂缝参数、油水井井距与单 井产量及采收率之间的关系，在井网部署中考虑 人工裂缝的长度、方位，
6
5
4
3
2
1
系列1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
导流能力（μm2.cm）
6
5
单井1年产油（t / d）
4
3
2பைடு நூலகம்
1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
导流能力（μm2.cm）
从这两图可以看出，单井日产量随裂缝导流能力而总体增加，但
当达到20～30μm2·cm左右以后，单井日产量增加的幅度变缓，因此， 对于有效渗透率在0.5×10-3μm2左右的储层，合理的裂缝导流能力
水力裂缝导流能力与储层渗流能力适配性研究
支撑裂缝导流能力是裂缝支撑层的渗透率（K ）与裂缝支撑缝 f
宽（Wf）的乘积。图4-2是在Ke=0.5×10-3μm2的条件下，单井 半年平均日产量与裂缝的导流能力的关系曲线，图4-3是单井1年 平均日产量与裂缝的导流能力的关系曲线。
8
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单井半年日产（ t /d）