提升单井产量办法
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。
煤矿精益化管理提高单产单进措施2013.6.25
补连塔煤矿精益化管理提高单产单进水平措施一、综采单产提升措施1、科学合理的安排检修时间，严格执行精益化检修，每日检修内容必须提前一天制定，做好检修安排。
根据每月计划检修内容进行定点、定期、定量、定质的科学检修，提高设备运行质量，减少非计划检修,提高开机时间。
2、优化检修流程，做到同步检修，并行作业。
跟班队长合理分配检修任务，准时检修，准时交接班(班前会时间控制在30分钟以内，换衣服、领矿灯、自救器时间控制在8～10分钟，井口安全检查3～5分钟，入井20分钟，保证正点交接班，)，确保接班设备正常运转。
3、加大对检修班的考核力度，把考核落实到个人。
建立了机电故障及检修质量奖惩机制，因设备检修不到位、检修延时及人为造成事故影响生产1小时以上，按责任事故追查处理，对相关责任人进行严厉处罚。
4、做每月数据统计分析工作。
将每月的非计划停机时间按照检修、维护、质量、仓满等原因分类统计分析，根据分析结果制定下月的工作重点。
5、紧紧围绕“均衡、稳产、高产”的生产组织原则，在保证安全的前提下按照每日生产计划合理组织生产，将生产任务分解到班组，并制定具体保证措施。
6、定期组织员工技能比武，提高生产人员的技能水平。
尤其是针对岗位检修工、煤机司机、支架工等重点岗位员工的技能水平的提高。
7、合理的利用班组活动和仓满停机时间，对员工进行标准化作业流程和设备常见故障处理办法培训，促进员工综合技能的提升，提高处理突发事故的能力，减少生产过程中突发事故的处理时间，保证开机率。
8、煤机司机要保证煤机开机效率，合理控制煤机速度，支架工与煤机司机配合得当，提高单位时间内的采煤量，提高负荷率。
9、跟班队长现场指挥，统筹安排工作，保证生产组织紧凑，人员分配合理，做到有效的管理监督作用，确保生产过程中无人员闲置，提高人员的综合利用率。
10、调度室加强对运转队皮带启停的有效监控，减少因皮带过载停机，而影响综采队的开机。
11、综采二队与综采三队并行开采，12煤主运系统同时承载两个综采面的原煤运输任务，其负荷超出额定运载能力，为减少停机时间，需要两综采队配合开采，调度室要实时监控，保证煤机匀速生产，严格控制煤量，减少因皮带过载与仓满造成的停机。
以稳定提高单井日产量为中心的油藏管理创新
以稳定提高单井日产量为中心的油藏管理创新一、稳定提高单井日产量工作实施的背景某厂经过30多年的勘探开发，已经步入开发中后期，单井日产量下降速度逐年加快，其主要原因可归纳为以下几点：一是勘探程度高，新增储量逐年减少，产能规模不断萎缩。
该采油厂资源探明率达到80.5%，探井密度平均1.37口每平方公里。
新井产量对当年产量贡献从2001年的35%下降到2008年的3.6%。
二是措施规模不断减小，措施效果逐年变差。
措施产量对当年产量贡献从2001年的29.3%下降到2008年的14.5%。
三是采油工艺措施局限，且效果逐年变差。
稀油区块随着地层压力的不断下降，加深泵挂放大生产压差的潜力越来越小，加深泵挂井次从2001年的56井次下降到2008年的7井次。
稠油区块大部分吞吐井已进入高轮次、高采出程度、低压、低产开采阶段，实施的调剖、助排等主体工艺措施由于技术性能单一，措施效果逐年变差，单井措施增油由2001年的683吨下降到2008年210吨。
另外，近期与长远矛盾、资金投入受限等因素也在一定程度上制约了单井日产水平的提高。
由于单井日产油下降导致开发各项指标变差，加上薄层稠油、超稠油开发规模的扩大造成井下作业工作量明显增加，给油田投资、成本、生产管理带来巨大压力，给企业提升整体效益和增强抵御风险能力带来了影响。
稳定提高单井产量关系到该采油厂生存与发展，关系到某的持续稳产，关系到中国石油“资源战略”的有效实施。
只有进一步统一思想、提高认识，落实责任、细化措施，统筹协调、整体推进，全面落实集团公司的工作部署，抓住这个油田发展、效益提高的“牛鼻子”，才能不断提高开发管理水平，增强油田发展后劲，为实现某厂持续有效发展做出新的贡献。
二、稳定提高单井日产量工作指导思想及内涵单井日产量是油气田开发的重要指标，是油田开发水平的综合体现，是一项系统性的战略工程。
2000年以来，随着中国石油新投入开发的储量中低渗储量的比例逐年增加、高含水老油田采出程度不断提高，中国石油油气开发工作克服技术、成本等压力，通过实施勘探开发一体化、老油田二次开发试验、水平井规模应用等重大举措，实现原油产量连续7年箭头向上，天然气产量快速增长。
提高采油井产量的措施
提高采油井产量的措施发表时间：2019-04-25T11:04:58.547Z 来源：《基层建设》2019年第3期作者：王梦瑶1 邹宏刚2 庄立君3 马春梅4[导读] 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。
1 大庆油田有限责任公司第三采油厂第三油矿黑龙江大庆 163000；2大庆油田有限责任公司第四采油厂第四油矿902队黑龙江大庆163000；3 大庆油田有限责任公司第十采油厂第三油矿作业三工区黑龙江大庆 163000；4大庆油田有限责任公司第四采油厂第五油矿西一队黑龙江大庆 163000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。
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。
提升单井产量办法分析
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
吞吐后期提高单井产量技术研究
吞吐后期提高单井产量技术研究【摘要】吞吐后期提高单井产量技术主要是使用一种新型的改善注汽效果促进剂，主要目的是解除注汽过程中对地层伤害，并借助新的工艺方案，提高回采速度和回采水率的同时，最大限度采出低渗透层（难动用层）剩余油，进而提高蒸汽吞吐开采效果。
【关键词】吞吐复产配伍性解堵伤害1 油井吞吐后期伤害原因分析通过对辽河油田稠油主力区块蒸汽吞吐井油层保护及处理技术研究：根据储层岩类学分析，借助巨阵排列和趋势性类比等评价方法，通过大量的室内宏、微观实验，动态与静态相结合，室内与现场相结合，地质与工程相结合，系统评价、分析蒸汽吞吐过程中各环节伤害原因、伤害程度及类型，具体提出预防（解除）措施，目的提高蒸汽吞吐效果，最大限度恢复油井产能。
利用上述系统方法评价，针对代表区块注汽井58井次的注采情况进行了综合分析研究，得出造成辽河油田蒸汽吞吐井伤害（致使注汽有效率低，产能下降梯度明显）的主要原因是：（1）注汽前沿热/冷伤害，即随着注汽向前推移：注入汽……注入热水……注入温水……注入冷水，对地层造成个“伤害带”，随着注汽轮次的增加，这个“伤害带”依次向前推移，并叠加起来，像个反向“压降漏斗”，这是使注汽有效率降低的主要原因，当蒸汽变成冷水时对地层伤害程度最大，随着注汽轮次越多，对地层造成的伤害也逐渐变大。
（2）乳液堵塞（液锁）伤害：热汽（热水）与地层原油产生乳化：汽注入时，汽与地层流体形成乳状液，当乳化液液滴与地层孔隙不配伍时，阻挡注入汽向前移动，此时因地层含水饱和度不同易产生汽串和指进；注汽后采出时，随着流体的采出，近井附近的压力降低，使得原来进入储层的乳液液滴变得与储层不配伍，对地层造成伤害，同样影响注汽效果。
（3）水敏（粘土膨胀）伤害：地层粘土矿物与热汽或热水接触，膨胀程度更大，伤害程度更大，是因为粘土矿物在高温条件下（180℃以上），高岭石蒙脱石化，即粘土矿物向膨胀型转化。
（4）地层盐敏伤害：注入水（热汽冷凝水）的矿化度（一般为600～1000mg/l）远小于地层水的矿化度，根据地层配伍性要求“外来流体的矿化度大于或等于地层水的矿化度时，对地层伤害程度最小），冷凝水的进入使地层产生盐敏伤害。
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。
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油溶性蜡球为缝内暂堵的堵剂 蜡球是由多种油溶性物质原料、按不同组份混合配 制。性能如下表:
表４-11 油溶性蜡球实验评价结果
溶解时间(h) 内容 配方A 煤油 8.5 原油 8.5 含水 原油 23 软化 点 50。C 物理性能 滴点 130。C 比重 1.11g/ml
配方B
7
7
23
50。C
130。C
边井
董志区 540×130 菱形反九 点 170 角井 150 20 3040 3545 3035
压后主压裂裂缝尺寸拟合分析结果
井号 砂量 m3 42 51 50.3 28 30 40 排量 砂比 m3/mi % n 45.3 27.6 30.2 20.8 30.7 42.8 1.9 2.5 2.4 2.5 2.4 2.9 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
研究的主要内容是：
(1)对目的层岩石进行岩石力学参数测试和地应力测试，进而得到研究区块的应
力场分布； (2) 建立初次压裂后考虑裂缝存在的二维应力场有限元方法计算模型，研究初 次压裂后二维应力场分布规律； (3) 建立初次压裂后随时间变化渗流场的有限元方法计算模型； (4) 通过初次压裂后的应力场的数值模拟，研究应力场随时间的变化规律； (5) 研究重复压裂裂缝的方向与初次压裂裂缝方位的关系，与初裂缝平行前扩 展距离较长为目的，求重复压裂的最佳时机。 (6) 形成重复压裂计算软件，进而方便研究各种参数对于重复压裂施工最佳时 机的影响。
1.09g/ml
表பைடு நூலகம்-12
蜡球粒度组成 蜡球粒度组成
粒径 （mm) 质量百 分数
0.5-10 1.0-2.0 1 2.4
2.0-3.0 30.5
3.0-4.0 145
4.0-5.0 21.1
安塞油田总体上处于开发中期，根据标定的采收率（18％），单井采出 量应为12000～14000t，目前平均单井采出水平侯市区为5000t左右，杏 河区7000t左右，王窑老区已经达到10000t以上，处于开采后期。 选层 1）有充足的物质基础，剩余可采储量至少在50%以上 ； （2）适宜的压力保持水平；
目标井地层压力保持水平，地层压力保持在原始压力80－100％时，复压
效果最好，而超过100%时，重复压裂后含水大幅上升，效果变差； （3）油井含水在30%以下，注水见效周期较长或不见效油井
统计2002－2004年压裂前含水高于20％的8口井，其增产量随含水上升
而下降。2003年王窑老区3口见水井复压后基本无效，含水上升14～31 个百分点。二次压裂时机，一般应在油井见水前或含水低于30％。安塞 油田，见水井重复压裂有很大的不确定性； （4）有较好的水驱条件，区域井网完善，水驱双向或多向受效。
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。
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（Kf）与裂缝支撑缝
21786
585
17
2003
2004 合计
69
69 163
96
92 93
1.87
1.81
207
202
35720
17644 75150
297
164
46
58 121
Elbel和Mack用二维数值模型表明了在前次裂缝周围孔隙压力随时间变化， 证明长期生产能逐渐改变地应力场，使得应力能发生反转。 新裂缝有可能垂直于前次裂缝延伸。当应力改变达到一个最大值后，会 随着油气田的继续开发而减小。这种应力改变可供选择一个最佳的时机实 施重复压裂。 ④ 地层各向异性对应力场的影响。Mack和Elbel认为水平渗透率各向异 性导致了的应力改变，如果前次裂缝是定向在高渗透率方向，那么这种现 象对于重复压裂是有利的。弹性模量的各向异性对应力的重新定向也会有 影响。
规模必须大于第一次压裂作业的 2～4倍，才能获得与前次持
平的产量；另外一个认识是，重复压裂要对老缝进行暂堵， 重新压出新裂缝，进而提高单井产量。近年来长庆油田，从 油田地质特征、产能影响因素 进行了缝内暂堵压裂产生新缝 研究、取得了良好效果。
地应力场的变化 ① 邻井裂缝对应力场的影响。1987年美国能源部在多井试验中进 行改变应力的压裂试验，首先证明了地应力场受邻井裂缝影响。 ② 初次裂缝对应力场的影响。Dowell公司根据试验和模拟地应力 研 究认为，地层中存在的支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压 裂裂缝的起裂方位垂直于初次裂缝方位，离开井眼一定范围再发生转 向，以平行于初次裂缝方位延伸。 ③ Bruno和Nakagawa用实验证明，在原地应力没有起控制作用的情 况下，裂缝会转向局部孔隙压力更高的方向。而Detournay，Boone和 Berchenko则表明，裂缝的发育方向是由孔隙流体扩散到基质，引起 原地应力改变所决定的。这种现象引起应力强度因子随时间而变，而 应力强度因子是支配裂缝发育速率和方向的一个重要因素。
的裂缝导流能力在15～20μm2cm左右。
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
3 3
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2.0-4.6m /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
3
产量的净现值为2628万元，压裂投资回收期不到一个月[ 9]。
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。
从2002年-2004年，共施工163井次，有效率 93％，共累计增油75150吨。 表4-11 2002-2004年重复压裂应用效果
年度
施工井 数
有效率 %
有效井平 均日 增油 （t）
当年平均 单井增 油(t)
截至目前 累计 增油 （t）
平均有效 天数
仍有效井 (口)
2002
25
92
1.73
190
• 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6.0km ，深度1700-1900m,孔隙度12%,渗透率1.267mD储量 483×10 t,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NE70 。 • 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NE70 ，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。
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 m
导流能力 μm2· cm
支撑剂量 m3
砂比 %
边井 白马区 540×180 菱形反九 点 150 角井 130 30 2535 3040 3540
6 5
单井1 年产油（t /d）
4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 导流能力（μ m2 .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， -3 对于有效渗透率在0.5×10 μm2左右的储层，合理的裂缝导流能力 在20～30μm2.cm左右。 -3 图4-4是在Ke=0.1×10 μm2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 -3 度变缓，因此，对于有效渗透率在0.5×10 μm2左右的储层，合理
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，
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
⑤ 孔隙压力变化诱导了局部剪切应力改变，导致新裂缝近似垂直 于前次裂缝，或与前次裂缝成一锐角。
目前还没有一个计算模型来定量描述垂直裂缝井重复 压裂前各种因素诱导产生的应力场分布状况，因此， 不能定量地描述重复压裂造新缝机理、重复压裂新裂 缝产生的条件和最佳重复压裂时机、新裂缝的起裂方 位、裂缝延伸轨迹。 （２）缝内暂堵压裂转向研究（以安塞油田为例） 建立首次压裂后井筒附近由裂缝生成和油井生 产引起的应力场变化，为油气井重复压裂提供科学的 设计依据。