水平井四点法井网产能计算

水平井井网产能公式

第3章水平井开发井网产能及影响因素分析3.1井网产能研究 油藏渗透率越低，井网对开发效果的影响越大，井网的优化部署在整个方案设计中也越关键。低渗透油藏由于储层物性差、天然裂缝发育、非均质性强等特征，而且往往又需要压裂改造后才能进行投产，在注水开发过程中常常出现注水见效慢或者方向性见水快等难题。并且当采用水平井开发低渗透油藏时，这一矛盾更为突出。因此，合理的注采井网是利用水平井经济高效开采低渗透油藏的基础保证。 经过近30年的探索和实践，对于低渗透油藏直井的井网形式和合理井排拒的选择基本有了明确的认识。而对于水平井井网形式，目前仍处于理论研究和开发试验阶段，尽管国内外学者曾通过物理模拟、油藏工程方法和数值模拟等手段对此进行了大量的研究，但尚未形成统一的认识。 3.1.1水平井面积井网产能计算公式 3.1.1.1求解思想 1.渗流场劈分原理 以水平井—直井五点混合井网为例进行说明。从图3-139可以看出，可以将整个面积井网单元的渗流场劈分为3个子渗流场：直井周围的平面径向渗流场、远离水平井地带的椭圆柱体渗流场和近水平井筒附近的椭球渗流场。不考虑渗流场交界面的形状，只记交界面的压力：径向渗流场与水平井远部椭圆柱渗流场交界面处压力为pr，水平井远部椭圆柱渗流场与近井筒椭球渗流场交界面处压力为pj。 图3-139 五点法面积井网单元渗流场简化俯视图

2. 考虑启动压力梯度和压敏效应的直井径向渗流产能公式 考虑启动压力梯度和压敏效应的平面径向渗流控制方程： 1 r ? r ρK μ ?ρ?G =0 （3-195） 记拟压力函数为： m p =exp α p ?p i =μ 0ρ0κ ? ρK μ （3-196） 若令 ξ= dm dr ?αGm （3-198） 则式（3-197）可以化简为 r d ξdr +ξ=0 （3-199） 方程（3-199）的解为： ξ=c 1r （3-200） 由式（3-200）和式（3-198）得到： dm dr ?αGm ? c 1r =0 （3-201） 设 ζ=mexp ?αGr （3-202） 则方程（3-201）变为： d ζdr ? c 1r exp ?αGr =0 （3-203） 求解方程（3-203）得到： ζ=c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-204） 即 m =exp ? αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-205） 因此，压力分布方程为 p =p i +1α?ln exp αGr ? c 1? exp ?αGr r r r e dr +c 2 （3-206） 通过内外定压边界条件p=p i （r=r e ）和p=p w （r=r w ），可以确定常数c 1和c 2， c 1= exp ?α p i ?p w +Gr w ?exp ?αGr e exp ?αGr r w r e dr 或c 1= exp ?α p i ?p w +Gr w ?exp ?αGr e ?E i ?αGr e +E i ?αGr w （3-207） c 2=exp ?αGr e （3-208） 因此，一维径向非线性稳态渗流的压力分布公式为： p =p i +Gr +1 α? c 1? ?E i ?αGr e +E i ?αGr +c i （3-209）

A油田井网优化调整可行性研究

A油田井网优化调整可行性研究 摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。 关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系 一、主要影响因素 (1)砂体发育规模小且分布零散。研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。 (2)单向连通比例大。A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。 (3)部分区块油水井数比大。A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。 二、井网优化调整可行性研究 2.1加密调整对象 (1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。 (2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。 2.2加密调整潜力 (1)原井网未动用和动用差的储层潜力。根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。 (2)井网控制不住的储层潜力。统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。

油藏工程课程设计报告.doc

油藏工程课程设计报告 班级： 姓名：*** 学号： 指导老师：*** 单位：中国地质大学能源学院 日期：2008年3月2日

目录 第一章油藏地质评价 (1) 第二章储量计算与评价 (8) 第三章油气藏产能评价 (10) 第四章开发方案设计 (14) 第五章油气藏开发指标计算 (17) 第六章经济评价 (22) 第七章最佳方案确定 (25) 第八章方案实施要求 (25)

第一章油（气）藏地质评价 一个构造或地区在完钻第一口探井发现工业油气流后，即开始了油气藏评价阶段。油气藏评价，主要是根据地质资料、地震资料、测井资料、测试资料、取芯资料、岩芯分析、流体化验和试采等资料，对油气藏进行综合分析研究、认识、评价和描述油藏，搞清油气藏的地质特征，查明油气藏的储量规模；形成油气藏（井）的产能特征，初步研究油气藏开发的可行性，为科学开发方案的编制提供依据。 一、油气藏地质特征 利用Petrel软件对cugb油藏进行地质建模，得出cugb油藏的三维地质构造图（见图1-1）。 图1-1 cugb油藏三维地质构造图 （一）构造特征 由图知：此构造模型为中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭，为典型的背斜构造；在东南和西北方向分别被两条大断裂所断开，圈闭明显受断层控制，故构造命名为“断背斜构造”。 (1) 构造形态： 断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km, 短轴长:2.0Km 比值：2.25:1，为短轴背斜。 (2) 圈闭研究： 闭合面积：4.07km2，闭合幅度150m。

（3）断层研究： 两条断层，其中西北断层延伸4.89km ，东南断层延伸2.836km 。 (二) 油气层特征： 油水界面判定： C3 井4930-4940m 段电阻率为低值0.6，小于C1 井4835-4875m 、C2 井4810-4850m 、C 3井4900-4930m 三井段高值3.8，故为水层，以上3段为油层。 深度校正： 平台高出地面6m ，地面海拔94m ，故油水界面在构造图上实际对应的等深线为4930-(6+94)=4830.0m 由C 1、C 2、C 3井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层（见图1-2）。 图1-2 CUGB 油藏构造图 (三) 储层岩石物性特征分析 表1-1 储层物性参数表 〈1〉岩石矿物分析：由C 1井中的50块样品，C 2中的60块样品，C 3井的70块样品的分析结果：石英76%，长石4%，岩屑20%（其中泥质5%，灰质7%）。可推断该层段岩石为：岩屑质石英砂岩。 水 水 C1 C2 C3 40m 40m 30m 油 -4810m -4900m -4835m

水平井及利用Joshi公式预测产能

第一章绪论 1.1水平井钻井技术发展概况 1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议； 1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井； 瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器； 1929年，美国国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒； 30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平井分支井眼； 1954年苏联钻成第一口水平位移； 1964年—1965年我国钻成两口水平井，磨—3井、巴—24井； 自来80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的 发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。我国水平井钻井在90年代以来也取得 了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井百余口，水平井钻井水平和速度不断提高。 1.2 水平井的定义 所谓水平井，是这样一种定向井，其最大井斜度达到90°左右(一般大于85°就叫水平井)，且在目的层内维持一定长度的水平的或近水平井段。 八十年代以来水平井钻井技术的不断成熟主要归功于整个定向钻井技术，它是定向钻井技术发展的重大进步。在地质应用方面, 对层状储层、致密含气砂岩层、透镜状储层、低渗 透储层、水驱储层、气顶驱储层、重力驱储层、垂直裂缝性储层、双重孔隙储层、双重渗透性储层、薄层以及流体排泄不畅的所有地层, 用水平井开采均有优势。在开发方面, 水平 井的开发优势是通过优化完井技术取得的, 水平井可提高储层的钻遇厚度及其井眼连通面积, 降低井底压差, 控制流体流人井底的速度, 从而防止地层砂运移、油气窜层、水气锥进、油管中流体承载等。在强化采油阶段, 还能增加流体注人速度, 更均匀地驱油。降低聚合物分解的风险。水平井有许多领域中的应用是直井无可比拟的。 1.3 水平井的分类及其特点 目前，根据水平段特性和功能可分为：阶梯水平井，分支水平井，鱼骨状水平井，多底水平井，双水平井，长水平段水平井等。 根据造斜井段的曲率半径，水平井可以分为四种类型：长半径、中半径、短半径水平井（见图1-1）和超短半径水平井。

文79小块相控井网优化配置技术研究

文 79小块相控井网优化配置技术研究 X 邵智敏 (中原油田分公司采油四厂,河南濮阳　457176) 摘　要:文79小块油藏属高压低渗油藏,储层平面、层间非均质性较强,导致油藏平面见效不同步,层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,并应用于矿场实践,油藏注采井数比由1∶1.2提高到1∶1,储量动用程度由47.2%上升到54.3%,增加7.1个百分点,采油速度由0.12%提高到1.15%,提高1.03个百分点,油藏采收率提高6个百分点,开发效果得到较大改善。 关键词:文79小块;难动用储量;细分沉积单元;井网优化配置 中图分类号:T E32+ 4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0103—02 文79小块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部,属高压低渗油藏,平均油层中部深度3100m 左右,平均孔隙度为15.6%,储层总体非均质性较强。文79小块经过近二十多年的勘探开发,已进入中后期。层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相、剩余油分布规律及井网配置关系的研究,并应用于矿场实践,开发效果得到较大改善。1　相控井网优化配置研究 1.1　沉积微相研究 文79小块沙二下亚段沉积沉积环境为间歇性涨缩湖盆。将文79断块区与文33断块区整体研究,认识到:一是物源主要来自西部;二是由北向南水动力条件逐渐变弱,水下分流河道砂体规模变小。本次研究以文33块沙二下沉积剖面为基础,利用原标志18个,增加辅助标志19个,展开文南全区地层对比划分,制作多条剖面对比闭合,统一文南油田沉积单元对比划分标准,将该区沙二下亚段由46个小层划选择SRME 的方法去除)通常对于海底鸣震这样的短周期多次波可以选择预测反褶积方法压制多次,而海底多次波则选择SRME 方法压制。 [参考文献] [1]　D .J .Ver schuur 著,陈浩林,张保庆,刘军等 译.地震多次波去除技术的过去、现在和未来[M ].北京:石油工业出版社. [2]　文鹏飞,徐华宁.952南区多道地震多次波压 制方法[J].南海地质研究,94～99. [3]　张金强,牟永光.多次波压制的自适应方法 [J].石油地球物理勘探,2002,37(3),209～ 215. [4]　闫桂琼,何玉华,龚建明,等.多次波压制技术 适用性分析[J ].海洋地质动态,2010,26,(8),42～45. [5]　李丽君.改进的波场外推海底多次波压制方法 [J ].海洋地质前沿,2011,27(4),61～64. [6]　李丽青,梁蓓文,徐华宁.海上单道地震资料中 多次波的衰减[J].2007,46(5):457～462.[7]　李鼎民,王克明,仵永强.新疆伊犁地区多次波 压制技术应用研究[J].2008,30(3):232～233. The overview of marine data multiple wave attenuation technology XU Yun-xia (Guangzhou Marine Geology Survey,Guangzhou,510760,China) Abstr act:As the sea-ming marine seismic data,seabed reflection,bottom r efection wave causes the phenomenon of multiple data very serious,so go to the many waves of ocean data on a data processing to remove the main content.T his article summarizes the many waves of ocean data generated,the type and the main removal methods. Key wor ds:Multiple Wave;Produce;T ype;Removal Methods;Data Processing 103 　2012年第11期 内蒙古石油化工 X 收稿日期35 作者简介邵智敏(),河南省濮阳市中原油田采油四厂地质研究所,工程师,6年毕业于中国石油大学(华东) 石油工程专业,主要从事油藏开发地质研究。 :2012-0-2:1979-200

水平井产能公式

1郭宝玺 当 1.8 π ≥时，得到水平井产量： 3 ()1.84210 h i w sse k h p p q B F μ--= ?? 边水油藏 2 22231ln( )(1sin ]()22 23e w w h w w sse v r r z k z z h F L h h L k h h ππ=+ - + --+ 2 Joshi 公式 2() [ln( ln ] 2(1) h i w w k h p p q a h h B L L r πββμπβ-= ++ + 边水油藏 2() 0.52w k h p p q L L r π-= 无边底水油藏 a = 10.5/ ) a = β= 3 黄延章 2() 2ln i w i w e e w w kh p p p p kLh q R R r r πμ μ--= + ? - ?

4 Borisov 2() 4[ln ln ] 2i w e w kh p p q r h h B L L r πμπ-= + (,e L r L h < ) 5 Giger 2() /22e w kh p p q L r L r ππ-= (,e L r L h < ) 6 Babu 公式 [ln ln 0.75] H R w q A B C S r μ= +-+ 拟稳态流动 2 00 1801 ln 6.28 ()]ln(sin )0.5 1.0883o H x x z C a a h h =-+--- R S --井穿透系数，当L b <时，0R S >；当0L =时，0R S = R p --泄油体内平均压力；A --泄油面积

直、斜、水平井产能计算

6.3 注采井产能确定（直、斜、水平井） 文23储气库注采井根据所处产能区的不同，将会采用直井、斜度井和水平井三种不同的井型来进行注采，而准确的分析三种井型的产能，对于气库井网部署有着极其重要的意义。 6.3.1注采井产能确定依据与方法 1）直井产能计算模型 根据天然气在多孔介质中流动的偏微分方程的解析解可得到垂直井产能计算方程为： 压力平方形式为： 22 ()/() 0.472ln sc sc R wf i i sc g e w KhZ T p p Z p T q r r πμ-= 式中：K ———————气层渗透率， 10-3μm 2； h ———————生产层有效厚度，m ； Z SC ———————标准状况下的气体偏差因子； T SC ———————标准状况下的温度，K ； P R ———————地层压力，MPa ； P wf ———————井底流压，MPa ； μi ———————初始条件下的气体粘度，mpa.s Z i ———————初始条件下的气体偏差因子； P SC ———————标准状况下的地面压力，MPa ； r s ———————气井泄气半径，m ； r w ———————气井井筒半径，m ； 利用该公式，分别在高、中、低产井区选取了3口代表井进行产能计算，以验证公式理论推算气量与实际生产气量、不同井区各井的产量比率。 表6.3-1 模拟计算参数表

通过计算，得到了3口井的理论产量（见表6.3-2），其计算值与实际值较为接近，均略小于其实值。 表6.3-2 3口气井产量计算表 2）斜井产能计算模型 Cinco、Miller和Ramey等人提出了在直井产能方程中加入斜井拟表皮因子的方法解决了斜井的产能计算问题，并提出了计算斜井（图6.3-1）拟表皮因子的方法： 图6.3-1 斜井示意图

阶梯水平井钻井技术

阶梯水平井钻井技术 冯志明　颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港　300280) 摘要　阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词　水平井　导向钻井　井眼轨迹　工程设计　钻具组合 作者简介　冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。　颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计　阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构　根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计　分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10～12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺　2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006

相渗渗透率的计算

在高于饱和压力采油的情况下，一般可以把油井产纯油时的有效渗透率近似是地当作绝对渗透 近似值。 当本井开始产水以前，根据指示曲线，以及采油指数与油层流动系数的经验关系，假定井底为完善的，可以大致地估算本井的油层流动系数如下： 流动系数（KH/U）=产油指数（J）/5；井的产能为KH 有效渗透率（K）=KH/H 则任一时间的油、水相对渗透率可以通过产油和产水指数计算如下： 油的相对渗透率--------K0/K=当时的产油指数/见水前的产油指数； 水的相对渗透率-------KW/K=当时的产水指数/见水前的产油指数×水的粘度/油的粘度 多层迭加的似相对渗透率曲线中水相相对渗透率曲线向上弓的，而单层与之相反。 注水条件下油水同层生产井的产状分析： 以面积注水试验井组为例说明在人式注水采油时，如何在开采初期利用生产资料确定本井的油层相对渗透率曲线，并进一步用它来预测未来的油井产状。 采出程度=-（S W-S WO）/（1-S WO）；含油饱和度S O=1-S W。 不同时间井底完善系数和完善程度的估算： 井底完善系数是指生产压差和压力恢复曲线代表斜率的比值。 ΔP/I=（油层静压井底流压）/（压力恢复曲线的斜率） 理论和实践证明：在一般正规井网情况下，完善井的完善系数约为7左右。完善程度是另一种用来表现井底完善程度的概念。它代表的是理想井完善系数和实际完善系数的比值。如果井底是完善的，则完善程度等于1。大于1是超完善；小于1则是不完善。 各阶段有效渗透率和相对渗透率的估算： 以无水采油期的油相渗透率为基准渗透率（以压力恢复曲线为资料） 等到油井开始产水后，根据油、水产量分别计算油、水两相的流动系数、流度、有效渗透率和相对渗透率。 模拟相对渗透率曲线的绘制 1、油、水相渗透率随油、水饱和度变化的数据表 首先算出每次测压力恢复曲线时本井供油面积内的油、水饱和度（S0和Sw）的近似值。这一数据是根据每次测压时井的供油面积内的原油采出程度（R）和假设的原始含水饱和度（Swo）估算出来的。计算公式如下：

水平井钻井技术概述

第一章定向井（水平井）钻井技术概述第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）

阶梯式水平井快速钻进

浅探阶梯式水平井快速钻进 一前言 所谓水平井，是指最大井斜角一般不小于86 且在产层内横向钻进的特殊形式的油气井。水平井技术是80年代钻井、完井技术的重大成就之一。随着水平井综合能力和工艺技术的发展并成熟化、多样化，在常规水平井的基础上发展了多种相关钻井新技术，比如：大位移井钻井技术；分支井钻井技术；小井眼钻井技术；设计师型（阶梯式）水平井钻井技术等，逐步成为新老油田开发的重要手段。 大港油田集团定向井技术服务公司通过加强科研力度，运用先进的工具、仪器和设备，进一步提高了水平井钻井的综合能力，在西部油田尝试并成功地完成了TZ406阶梯水平井、YX2P1阶梯水平井和LN61-H1阶梯水平井，总结了一套较完整的阶梯水平井眼轨迹设计和施工技术的模式，取得了非常显著的经济效益和社会效益，对今后的阶梯水平井技术发展有一定的指导意义。 阶梯水平井是在水平井完成第一水平靶区后，通过降斜、稳斜、增斜段的调整，进入并完成其他水平靶区井段的水平井钻井技术。从严格意义上讲，阶梯水平井（Staircased Well)是设计师型井眼轨迹水平井（Designer Well）的一种特例。设计师型水平井，是指满足下列条件之一的水平井的或者大位移井：（1）在水平面上有较大的拐弯。（2）左右、上下拐弯相互结合。（3）拐弯不受井斜限制。阶梯式水平井则是指利用普通水平井技术在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段，形成具有两个或多个台阶的井眼轨道，用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断区块油藏的水平井井型。利用阶梯式水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度，节约了重复钻井的投资，增加了单井产量，能取得最佳的开发效果。 二阶梯式水平井的特点 随着水平井钻井技术在国内的开展，水平井轨迹控制工艺技术也日益提高；阶梯式水平井如何准确命中目的层的靶窗和第一靶窗与第二靶窗之间的过渡，是阶梯水平井设计和施工技术的关键。 （一）阶梯式水平井目的层的特点 与常规中半径水平井相比，阶梯式水平井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的阶梯式水平井，能实现取代两口或多口水平井的开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。 常用于阶梯式水平井，设计师型水平井开发的区块具有以下特点： 1、层叠式或连续薄油藏； 2、断区块组合油藏;

定向井水平井坐标系统的选择

定向井水平井坐标系统的选择 使用蓝德马克软件设计轨迹时，第一步就是选择有效的坐标系统，大多数人选地磁模型universal transverse mercator 而坐标体系选世界最新WGS1984 而当前区域选则根据井位 所在的带位确定。如我们大港是在20带，而高斯坐标体系把我们地球分为60带，南北半球各为30 带而每带的度数为6度。 如一口井的坐标Y轴值为20499130说明在具体选择MAP ZONE 时20+30（加上常量） =50 加之我们为北半球当然ZONE 50N 而我们所处带宽为20所能我们更细分为 20×6=120 进一步展切开平面坐标由于每带为6度所以井位范围为120-6=114 （114-120）之间，由于把英国格林威志划为带0点中国在东所以（114E-120E） 排列顺序为universal transverse mercator WGS1984 ZONE 50N（114E-120E） 常规水平井控制策略 周洪林

摘要: 调整井斜角是井眼控制的中心，常规仪器盲区一般长达16-12m，下部井眼井斜将直接影响到水平井轨迹能否在合理的井斜角揭开目的层，控制准确将提高水平井油层钻遇率，减少探油层无效进尺，如做到井眼预计与实际测量角度控制在0.5—1°之间,对一口井最终产能有重要意义,对于薄层为1-2m的薄层水平井,盲区井斜误差超过2°，钻头将钻出主产层则需要再次调整井眼轨迹，通过对水平井控制策略的认识，现场施工人员通过钻压及钻具组合的调整来解决井眼增降斜问题。调整钻具刚度及欠尺稳定器的尺寸大小及位置来保证仪器稳定性,及钻具增降斜能力。 关健词:稳定、井斜、控制、水平井 引言: 数据精确、传输信号快MWD、LWD仪器是钻水平井前题保证，80、90年代单点加有线随钻水平井的时代结束,由于有线随钻仪器测量方式的不同、如在无磁位置局限性井斜、方位有一定的误差,2000年后MWD开始在各油田水平井中普及，水平井成为高效开发油田的有效手段，在我油田通过多年总结，使用LWD成功钻遇各种不同油藏如高渗透底水油层，裂缝性油藏，复杂断块油藏，低渗透油藏，现场通过对井斜，及电阻，自然伽码值时实分析，目前基本上实现了地质导向的功能，通过对不同产层的数值分析,精确的定位井斜数据,满足了地质导向需求。 1、水平井入窗前控制 在稳定仪器保证下，控制造斜率准确预测井斜，选定合理角度弯马达，正确匹配钻具组合，优化钻井参数，依据地质设计及邻井测井数据落实油层上部岩性，做好入窗前的准备。 1.1钻具组合对仪器影响 中半径、长半径水平井保持马达上部的刚度是增加造斜率、保证仪器稳定工作重要措施、因为足够刚度的钻具，在大斜度滑动钻井中不产正弦弯曲，不自锁钻具，对于水平井井眼轨迹

(完整word版)水平井产能预测方法

水平井产能预测方法及动态分析中石化胜利油田分公司地质科学研究院

2006年12月 水平井产能预测方法及动态分析 编写人：吕广忠 参加人：郭迎春牛祥玉 审核人：周英杰 复审人：李振泉

中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 2006年12月 目录 第一章水平井产能预测方法研究 (1) 第一节水平井产能预测概况 (1) 一、国外水平井产能预测概况 (2) 二、国内水平井产能预测概况 (4) 第二节不同油藏类型水平井产能预测 (5) 一、封闭外边界油藏水平井产能分析理论 (6) 二、其它边界油藏水平井产能 (12) 三、应用实例 (12) 第三节不同完井方式情况下水平井产能预测方法 (15) 一、理想裸眼水平井天然产能计算模型的选择 (15) 二、射孔完井方式的产能预测模型 (16) 三、管内下绕丝筛管完井方式的水平井产能预测 (19) 四、管内井下砾石充填完井方式的水平井产能预测 (19) 五、套管内金属纤维筛管完井方式的水平井产能预测 (21) 六、实例计算 (22) 第四节考虑摩阻的水平井产能预测研究 (23) 一、水平井筒流动特点 (23) 二、考虑地层和井筒耦合的水平井段内的压力产量分析 (23) 第五节多分支水平井产能预测 (31) 一、多分支水平井研究现状 (31) 二、N分支水平井（理想裸眼完井）的产能预测 (34) 三、N分支水平井（任意完井方式）的产能预测 (34) 第二章水平井动态分析 (36) 一、压力分布及渗流特征 (36)

二、水平井流入动态分析 (40) 三、水平井产量递减分析方法 (41)

第一章 水平井产能预测方法研究 第一节 水平井产能预测概况 通常情况下，井底流压定义为目的层中部位置井处于关井或开井时的压力，在整个区域认为是一个定值，如图3－1－1所示。对于直井来说，这种假设是有效的，因为在直井中射孔段的长度和油藏尺寸相比比较小。换句话说，由于重力、摩擦力或其它因素造成的流体通过射孔的压力降与地层压力降相比很小，可以忽略，因此，在直井中可以认为井底流压是一个常数的假设是可以接受的。 但是，对于水平井，特别是高产水平井，这种假设是不准确的，因为水平井的井长比油层厚度大的多，如图3－1－2所示。当流体从水平井的趾端（B 靶点），即水平井的末端或跟端（B 靶点），即水平井的起始端流动时，由于摩擦损失、动能损失、相变、重力变化以及动量变化，造成压力沿井身的重新分布，因此不能将井底流动压力定义为一个常数。 从流体流动的机理看，要使井筒内的流体维持流动，水平井末端至生产端的压降又是必需具备的，也是实际存在的，压力从末端至生产端逐渐减小。这样，沿水平井井长方向的压降及其沿井长的流量也会发生变化，沿井长的压力将会影响水平井的总产量及水平井长度的设计，也会影响到完井和水平井剖面的设计。本文是对水平井井筒内的流动进行研究，研究水平井的沿程压降和流量分布，为工程部门更有效地设计水平井提供一些理论依据。 为准确预测水平井的产能，必须对沿水平井井筒压力变化和流量的变化进行预测，本研究的目的就是寻找一种在不依靠井底流压为常数的不合理假设条件下水平井产能预测的简单方法。 对于水平井而言，最简单的井模型是采取垂直井的处理方法，采用该方法处理水平井时流体的流动必须是径向流。因此，井必须是完全射开，即井的长度和油藏厚度必须很大。 水平井的产量可以用下式计算： )(wf h P P J q -?= （3－1－1） 式中： q ：水平井产量；h J ：水平井生产指数；P ：油层压力；wf P ：井底流动压力。

基于井网差异性研究优化注采调整对策

基于井网差异性研究优化注采调整对策 发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红 [导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区 摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。 关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整 不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 1 前言 中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。中低渗油藏地质储量比重占采油厂已动用储量的31.3%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。 2 井网适配调整的背景 油区中低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。油区中低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2016年以来，中低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。 3 井网适配调整的主要做法 3.1 优化方式，提高注采井网有效性。 3.1.1 “三定一优”矢量井网加密。 针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%,自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。 3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。 针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2016年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。 3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。 针对区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块的A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。 3.1.4 立足砂体井组式完善。 针对中低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016年共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。 3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。 2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。 3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。 2016年以来区块实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如B井区设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。 3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。 区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如C井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。 3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。 3.3.1 堵调结合，均衡三场。针对井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。 3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相

水平井特点及司钻讲解

水平井特点 一、由垂直井眼变成倾斜（水平）井眼带来的特性 1、钻具贴井壁，受力状况发生变化 从造斜段开始，钻具受力状况相对直井发生了根本的变化。 ①造斜段：由于斜井段钻具的斜向拉力造成此处钻具被＂拉向＂上井壁。造斜点较高的 井可明显在井口出现钻具向定向方向的＂偏移＂。随着井深增加，造斜点以下钻具重量随着造斜率的增大，在造斜段出现的侧向力F侧随之增大、起下的摩阻增大，随着时间的延长，起下钻和转动在此处形成键槽。 图１ ②斜井段：由于钻具自重，钻具＂躺在＂下井壁，对井壁侧压力的增大，带来磨阻（起 下）和扭矩的增大（旋转）。 图２ ③钻头的受力变化出现侧向分力，当使用增斜钻具结构时，由于近钻头扶正器的＂支点＂ 作用而产生向高边的侧向力；使用降斜组合时，由于＂钟摆力＂作用而向低边产生侧向力；由于下部钻具结构和钻头重力作用，始终产生＂降斜趋势，需用刚性组合来保持井斜的稳定或大于此趋势产生增斜力。

2、偏心环空和岩屑床 国外专家和＂七五＂攻关项目中刘希圣教授等专家研究表明，由于斜井钻具偏向下井壁而形成了＂偏心环空＂，岩屑的沉降，运移与直井相比发生了根本的变化，岩屑出现向井壁径向沉降的趋势，由于偏心环空流速的不均匀，在下井壁形成岩屑床，在一定条件下还会发生岩屑床的滑移、堆积。给大斜度、水平井施工带来威胁，如何正确认识此特点和采取相应 的措施是定向井，尤其是大斜度井、水平井成功与否的关键。

图５ 研究的主要结论有： ①偏心环空场中，大环隙处流速大，小环隙处流速小，促使岩屑床的 产生。 ②岩屑床厚度随流速的减少和井眼斜度的增加而增加，但倾角大于一 定值后，其岩屑床厚度基本保持不变。 ③环空岩屑浓度在临界角（30°≤θ≤60°）范围内最大。环空岩屑 浓度随流速的增加而降低。 注：对临界角的界限，有人认为35°～70°，但总的范围是相近的。 ③当井眼倾角处于临界倾角范围内时，由于岩屑床的形成及滑移，岩 屑势必下滑堆积。容易造成钻具的阻卡。 ④各倾角都存在一个＂临界流速＂。当环空流速大于该临界流速时， 理论认为不会产生岩屑床。 ⑤流体粘度升高导致岩屑床厚度降低，岩屑浓度降低，提高了岩屑输 送效果。 下面就斜井几种状态下的井屑运动方式做一分析： 以临界角为界把斜井分为三种类型： 第一种：小于临界角的范围（＜30°），只有垂直沉降，而无径向沉 降。vs为垂直沉降速度，vsr为径向沉降速度，vsa为轴向沉降速度。 Vs 图６－１ Vs≈0 Vsa≈Vs θ升高则Vsa越大，?该范围最易形成岩屑床，越接近上界越易产生岩屑床下滑堆集，是大斜度井、水平井施工中主要清除岩屑床的井段。该种情况可近似为直井状态，不易形成岩 屑床。