低渗透气藏水平井割缝衬管完井设计

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水平井割缝筛管完井技术应用

水平井割缝筛管完井技术应用随着我国经济社会的快速发展，各行业对于自然资源的需求量也在不断增长，对于矿产资源说也是如此，石油作为一种重要的自然资源，对于我国工业的发展有着重要的意义，水平井割缝筛管完井技术就是一种先进的开发技术，是开发裂缝性油藏的有效手段，但是在具体的开发工作中需要把握的关键因素比较多，因此加强相关的研究工作很有必要，本文结合我国相关开发工作的实际情况，对该项技术的概况和应用进行了研究。

标签：水平井;割缝筛管;技术应用引言：水平井割缝筛管技术从产生至应用经历了一定的发展周期，在发展的过程中积累了一定的经验和教训，所以在行业中有着愈发广泛的应用，譬如1997年大港油田的开发就对相关技术进行了应用，有效提高了开发工作的质量和效率，这项技术的应用潜力毋庸置疑，但是由于具体的工作流程比较多也比较复杂，所以行业工作人员需要发挥自身的主观能动性，及时解决施工出现的种种问题，譬如缝隙易堵等问题。

一、割缝筛管的特点想要对其应用有一个更为全面的认识和把握，对割缝筛管的特点进行把握很有必要，主要可以有以下几项特点：（一）便于下井大部分的油藏资源开采工作都是在井下进行，这是开发工作中的一大难点，因为井下的环境较为复杂，存在的不稳定因素也比较多，也会提高开采工作的难度，传统的开发技术下井环节较为复杂，不仅增加了相关的工作量，对于促进行业的资源优化配置也非常不利，割缝筛管技术的利用就在很大程度上改善了这种情况，对于行业的长远健康发展来说非常有利。

（二）适用性高我国的地质环境类型比较多，矿产资源的分布也比较复杂，这就对开采技术的适应性提出了更高的要求，传统的开采技术适应性比较低，针对一些环境较为复杂的区域无法推进科学合理的工作，这也是割缝筛管技术的一大优越之处，割缝筛管的强度比较高，能够承受一定的弯曲，适应性得到了大幅度的提高。

（三）成本较低资源在开发的过程需要耗费一定的成本，在油藏资源的开发中也是如此，但是传统的资源开发需要耗费一定的成本，不仅体现在资金上，在施工人员上也说是如此，成本较高不仅不利于促进行业的资源优化配置，同时也不利于行业的长远健康发展，割缝筛管技术就在很大程度上改善了这一点，因为这种技术的适应性比较强，具体的施工流程也比较简单，因此成本也比较低，利于行业的长远发展。

水平井完井主要有三种方式

水平井完井主要有三种方式：裸眼完井、固井射孔完井和割缝衬管完井。

在3种完井方式中，割缝衬管水平井堵水难度最大，因为割缝衬管与岩石壁面之间无隔挡,底水或边水进入井筒有径向流和横向流2种方式，机械封隔方法仅能实现割缝衬管内部空间的封隔，不能实现割缝衬管与岩石壁面之间环形空间的封隔。

国外主要针对割缝衬管水平井进行。

早期主要采用化学剂笼统注入法[6-8]。

90年代中期环空封隔技术(ACP)的提出为割缝衬管水平井堵水技术提供了新的思路。

环空封隔(ACP)定位注入技术是借助连续油管(CT)和跨式封隔器(IBP)，在割缝套管与井壁之间的环空放置可形成化学封隔层的可固化液，形成不渗透的高强度段塞，达到隔离环空区域的目的。

然后配合管内封隔器，实现堵剂的定向注入(图2)。

如果出水部位在水平井段上部或下部，需要1个ACP，如果出水部位在水平井段中部，则需要设置2个ACP。

当过量水(气)的产出不是由于断层或裂缝引起时，可考虑采用ACP直接封隔水(气)部位。

4 水平井堵水研究的难点、重点l)难点水平井堵水具有共性的瓶颈技术难点有3个：一是出水层位判定技术，二是堵水工艺技术，三是堵水剂技术。

出水层位判定技术与水平井测井技术密切相关；堵水工艺技术与井下工具、管柱技术、完井方式、堵水剂特性有关；堵水剂技术与化工技术工艺、材料科学有关，是研究比较活跃的技术难点。

2)重点水平井堵水最大的重点是堵水剂，特别是有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单的选择性堵水剂的研究开发。

其次，适合油藏、油井特点的选择性堵水工艺研究也是水平井堵水的重点。

两个选择性——堵剂的选择性和工艺的选择性研究的突破是水平井堵水技术能工业化应用的关键。

割缝衬管完井水平气井产能评价_黄亮

-3
；
；
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科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald
工业技术
2014 NO.08 Science and Technology Innovation Herald
科技创新导报
图3 不同水平段长度对表皮系数的影响
图4 不同水平段长度对产量的影响
S hd ( h / L) ( K h / K d 1) ln(rd / rw )

r ln w ； Km rm Kg
Kg — — 储层砂堆积层的渗透率，
；
K w — — 割缝衬管外地层自然充填砂；层渗透率，
图5 不同水平渗透率对表皮系数的影响
图6 不同水平渗透率对产量的影响
图7 不同垂向渗透率对表皮系数的影响
图8 不同垂向渗透率对产量的影响
图9 不同储层厚度对表皮系数的影响
图10 不同储层厚度对产量的影响
科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald
53
5 气藏参数
5.1 水平渗透率如图5、图6所示，随着水平渗透率的增加，水平井裸眼钻井产生的表皮系数增大，割缝衬管外地层自然充填砂层表皮系数不变，总表皮系数增大，但气井的产量同样增加。由图 6 可看出，水平渗透率对水平气井的产能影响很大。 5.2 垂向渗透率如图7、图8所示，随着垂向渗透率的增加，水平井裸眼钻井产生的表皮系数降低，割缝衬管外地层自然充填砂层表皮系数不变，总表皮系数减小，气井的产量增加。对于水平井而言，垂向渗透率减小会引起垂向流动阻力的增加，导致气井产量的下降。实际开采中，常采用水力压裂等储层改造技术，提高水平井产能。 5.3 储层厚度如图 9、图10 所示，随着储层厚度的增加，水平井裸眼钻井产生的表皮系数成线性增大，割缝衬管外地层自然充填砂层表皮系数不变，总表皮系数增大，但气井的产量同样增加。

低渗透气藏水平井多段压裂优化设计方法概述

敬请各位领导、
专家批评指正
谢谢！
五、水平井分段压裂优化设计
四、压裂液
水平井分段压裂工艺对压裂液的性能要求比较高。一般应选用低残渣、低伤害、悬浮性好的压裂液，进入现场作业前应做好室内评价工作，选取适合该地质储层特征的压裂液组合。
五、工艺参数优选
施工参数是施工顺利进行和取得良好增产效果的保证，所以施工参数的选择一定要根据油层的特点和裂缝的几何尺寸来确定。对于水平井压裂裂缝长度及压裂规模设计应综合考虑油层物性及注水井位置等因素，尽可能的利用水平井的特点和单井控制储量。
低渗透气藏水平井多段压裂优化设计方法概述
答辩提纲
一、概况二、水平井分段压裂工艺技术简介三、水平井压裂新工艺四、压裂水平井产能影响因素五、水平井分段压裂优化设计
一、概述
随着勘探开发技术的发展及钻、完井工艺水平的提高，水平井、多分支井、大位移井日渐成为国内外油气田开发的主要方向，广泛应用于稠油、边底水、低渗、薄层等油藏。

四、压裂水平井产能影响因素
一、储层非均质性对产能的影响
储层渗透率非均质亦是影响气井产能的主要因素之一。对井外围渗透性变差的气井，产能试井测试时间应更长一些，使气井流动达到拟稳态，以真实反映气井产能大小。
四、压裂水平井产能影响因素
二、地层系数和非达西流系数对产能的影响
以渗流理论为基础，结合动静态资料对气井产能的影响因素进行了分析，地层系数是气井产能影响的主要因素，地层系数越大，气井产能越高;非达西流系数越大，气井产能越低;储层含水部位与气井的关系较为密切，其中地层中部含水对气井影响较大。
三、水平井压裂新工艺
一、体积压裂的提出及概念随着低渗、超低渗油气藏的开发，由于受到储层条件、注采井

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

压力为１７．４３０ＭＰａ，饱和压力为１．５８２ＭＰａ，地层原油
个最优值，在此合理的裂缝条数为８。
裂缝长度影响井筒与油藏的接触面积，进而影响
２．２裂缝长度
压裂水平井产能。设水平井压裂８条裂缝，长度为２５～３５０ｍ，不同裂缝长度下采出程度变化情况见图２。
第２Ｏ卷第３期
朱世琰，等．低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化
３７５
３水平井布缝方式优选
通过单因素优化设计，确定了合理的裂缝参数。即
裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力。在此基础上，再进行水平井布缝方式优选。
的条件下，用狭长、高渗透率的网格模拟裂缝。采取定井底压力方式模拟，水平井井底流压为８．１ＭＰａ，注水井井底流压为３３．０ＭＰａ．注水井不压裂，水平井压裂，水平段长度为７００ｍ，模拟时间为１５ａ。
井的影响。在考虑驱替效果的情况下对水平井进行不
体积系数为１．０１８，地层水体积系数为１．０２０，地层原油黏度为５．０００ｍＰａ・ｓ，地层水黏度为０．７５９ｍＰａ・ｓ，地层原油密度为０．８３８２ｌ／ｍ３，地层水密度为１．０４４０ｔ／ｍ。，岩石压缩系数为１．０６５￣１０ＭＰａ～，地层原油压缩系数为１２．３５０￣１０４ＭＰａ－．地层水压缩系数为３．７００￣１０ＭＰａ－，

低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究

contents •引言•低渗透气藏水平井开发技术概述•水平井开发技术经济界限研究•低渗透气藏水平井开发技术方案优化•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究结论与建议•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究案例分析目录研究背景与意义低渗透气藏在我国天然气资源中占据重要地位，但由于其储层物性较差，开发难度大，需要采用水平井等先进技术提高单井产量和采收率。

目前，对于低渗透气藏的开发技术经济界限研究尚不充分，缺乏定量分析方法和相关指标体系，导致开发决策缺乏科学依据，存在一定的盲目性。

因此，开展低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究具有重要的理论和实践意义，可以为优化开发方案、提高投资效益和降低开发风险提供指导。

研究目的研究方法研究目的与方法低渗透气藏特点03水平井技术的适用范围水平井开发技术简介01水平井技术定义02水平井技术的优势技术经济界限研究的重要性控制开发成本通过技术经济界限研究，可以找出最适合的钻井方案和生产方案，从而降低开发成本。

指导未来开发通过技术经济界限研究，可以了解不同开发方案的技术经济效果，从而指导未来的开发规划和决策。

提高开发效益开发方案和技术路线，从而提高开发效益。

基于给定的地质储量和工程条件，预测不同开发方案的经济效益，选择最优方案。

动态分析法考虑资金的时间价值，预测未来现金流，计算开发方案的内部收益率和净现值等指标。

静态分析法技术经济界限研究方法VS不同渗透率和储层深度的影响水平井长度和钻井液的影响优化目标与约束条件优化目标提高低渗透气藏采收率、降低开发成本和提高经济效益。

约束条件资源储量、地质条件、技术水平、经济因素等。

方案优化与对比分析水平井设计优化包括井眼轨迹优化、水平段长度优化、钻井液体系优化等。

压裂技术优化针对低渗透气藏特点，采用多段压裂、水力喷射压裂等技术。

增产措施优化采用综合酸化、二氧化碳吞吐等措施提高单井产能。

方案对比分析通过对不同方案的开发效果、成本投入等方面进行对比分析，选择最优方案。

割缝衬管水平井完井的完井增产技术_W_M_cDaniel

割缝衬管水平井完井的完井增产技术 B.W.McDaniel 翻译:刘玉忠(大庆职业学院)校对:胡淑娟(大庆油田有限责任公司设计院) 摘要　从低渗透油层存在的问题、压裂充填、常规完井方法、射孔或割缝衬管、固定成组分布射孔的无孔衬管和现有技术等方面进行了论述。

指出由于在分支井中精确造缝困难,因此长裸眼井要成功地实施压裂增产措施目前仍然是一个问题。

在进行低渗透油层水平井钻井设计时,有效的压裂增产措施成本要比原油增采量所补偿的更多。

介绍了几种独特的增产方法,可在不注水泥固井衬管的条件下在完井时成功地造缝。

喷砂压裂很好地控制了压裂充填,可以视为一项有效的压裂增产措施。

主题词　裸眼完井　割缝衬管完井　水平井　分支井　压裂充填　增产技术一、引言中低渗透率油层水平井的完井方式分为两种:裸眼完井和在水平井段用不注水泥衬管完井。

为使这些井长期有效地生产,在实施传统的水力压裂和压裂酸化作业时要求控制水平井段的压裂位置。

目前在不注水泥的井筒中尚无控制压裂填砂位置的充填技术。

因此介绍了割缝衬管水平井完井的完井增产技术。

二、介绍低渗透碳酸盐或砂岩油层水平井完井的成本主要包括钻井和完井成本两部分。

当经济潜力严重地受到较高的开采成本或有限的产能系数限制时,割缝衬管完井是最好的完井方式。

用水平井裸眼完井获得的原油增采量可以证明,在现有的老油田开发新油田或增加钻井的做法是正确的。

在老的垂直井中重新进行侧钻水平井完井,通常会因为井眼尺寸受到限制被指定为裸眼完井。

低渗透油层中的许多水平井完井要求实施增产措施,使有效的成本得到更多的产能。

假设长裸眼井段的分支井与一口特殊油藏中的垂直井完井相比不需要昂贵的增产作业,由于意想不到的产量,低渗透油层的水平井裸眼完井增产作业会明显地增加经济效益,但多数增产作业由于缺乏压裂填砂方法而失败。

三、准备工作油层增产措施模拟实验是在一个水平渗透率和垂直渗透率均为0.1md的油层,一口中半径的水平井,即使在水平分支的表皮因数为零时,其采油量不多于一口有效实施过增产措施的垂直井的采油量。

大港油田水平井及侧钻水平井完井技术

㈠、割缝衬管完井工艺
1、适用条件： ⑴、产层坚固、不准备实施生产压裂； ⑵、产层只有一层、产层横向均质； ⑶、不需要实施增产措施，天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩油层。 2、完井技术难点： ⑴、筛管下井过程无法建立循环； ⑵、套管内留有水泥塞，钻塞困难，增加完井周期。 ⑶、筛管下井过程中固体颗粒易堵塞缝隙。因筛管上部装有盲板，筛管处于负压自动灌浆状态，细小颗粒极易堵塞缝隙并在筛管外形成泥饼。
㈠、国内外完井技术现状
从世界上水平井完井技术的发展来看，最初的水平井完井多为固井完井，随着水平井技术的发展，水平井完井绝大多数采用非固井完井,主要是割缝筛管完井，约占水平井总数的95%。采用非固井完井主要原因是经济方面和产量方面。目前世界上水平井完井方式主要有以下几种： 1、裸眼完井； 2、固井射孔完井； 3、尾管射孔完井； 4、割缝筛管完井；
3、固井完井设计及应用九八年我油田完成了小H1中半径水平井，井眼轨迹，水平段长度均达到了设计要求。完井方法采用尾管固井射孔完成，悬挂器采用华北95/8"×51/2"液压式尾管悬挂器，形成了一套水平井尾管固井技术和施工工艺。小H1井基础数据
窗口窗口水垂深平位移 m m 水平段 m 最大井斜 ° 平均造斜率 °/30m 造斜点深 m 横穿油层长度总位移 m m 技套下深 m Φ 244.5 *2799 油套下深 m Φ 139.7 *3506
女MH2井井身结构示意图
女MH2井基础数据
目的层斜深 m 平均造斜率 °/30m 10 造斜点总位移 m m 技套下深 m 2802.87 油套下深 m 3487
中生界
3490
2877
483.87
⑴、割缝筛管设计通过对女 34 断块岩心的粒度分析认为其粒度中值为

水平井国内完井主要技术

国内常用水平井完井技术水平井完井技术是水平井技术中的一个重要环节。

早期，水平井基本上是采用套管固井射孔方式完井，该方式优点是工艺比较成熟、应用范围广、后期措施技术配套，但缺点是完井成本高，且易造成油层损害，影响水平井的产能。

“九五”以后，通过进一步研究水平井完井技术由过去单一的固井射孔完井技术发展成为一套适合多种油藏类型、保护油气层、提高水平井产能及采收率的综合完井工艺技术，常见的有以下五种：1、固井射孔完井技术包括水平井套管固井完井技术、水平井尾管固井完井技术、水平井射孔工艺及定向射孔技术。

90% 左右的水平井采用了固井射孔完井方式，该技术为成熟技术。

缺点是完善程度低。

2、钻孔/割缝衬管完井工艺技术可以解除钻井泥饼对地层油流通道及衬管的堵塞，通过替浆和酸洗，彻底清洗裸眼井壁，然后再充以完井保护液。

3、套管＋水平段衬管，套管外封隔器完井技术套管顶部注水泥完井,筛管分段使用管外封隔器。

特点是它既可以封固油层以上的复杂井段,又可以使油层免遭水泥污染。

同时便于后期对水平井段分段采取措施。

4、筛管顶部注水泥完井技术特点是它既可以封固油层以上的复杂井段,又使油层免遭水泥污染，同时，消除了射孔对套管的破坏。

一定的防砂作用。

5、水平段多级封隔器注水泥完井技术适用低渗透油藏、多产层油藏、底水油藏、裂缝性油藏。

上部套管完井套管膨胀式封隔器水层油层分级箍筛管如胜利油田针对上述的各种完井技术，研制了以下几种完井工具：新型尾管悬挂器、长胶筒管外封隔器、新型分级箍、定位器、内管膨胀工具等。

在水平井完井技术应用上，应针对不同的油藏类型采用不同的完井技术。

水平井生产管柱及配套采油工艺产能研究及系统优化技术、防砂技术、酸化工艺技术、修井技术等。

水平井在射孔投产前要采取通井、替浆、试压、刮管等措施，在投产时采取负压射孔、抽吸、混排、酸洗、电加热、注蒸汽等措施。

常用采油方式有有杆泵采油、电泵采油、自喷采油并辅以油管加热清蜡技术。

为防止落物掉入水平段，在造斜点坐封空心桥塞，下部接筛管和丝堵。

低渗透底水油蔵水平井控水完井技术

层附近的地层压降呈线性分布，获取同样的产量，水平井井底附近的压降会远远小于直井井底，故水平井抑
收稿日期：２０１６ — １２ — ０２修回日期：２０１６ — １２ — ０６
第一作者简介：李伟峰（１９８３一），男（汉族），河北赵县人，工程师，现从事复杂结构井钻完井工艺技术工作。
完井的分段控水采油技术，提高了无水采油期，保证了延长油田水平井高效开发。
关键词：水平井完井；底水油藏；控水采油；水平段垂向位置
中图分类号：ＴＥ２５文献标识码：Ｂ文章编号：１００４ — ５７１６（２０１７）０３～００５４ — ０４侏罗系延安组油藏是鄂尔多斯盆地油气聚集的重制底水锥进更为有效阻］。可以说，在底水油藏进行水平井开发是解决常规井底水锥进过快的有效措施。但是，水平井同样面Ｉ临底水上升突破的技术难题。生产过程中，如果底水纵向压力梯度大于底水重力梯度与
２０１７年第３期
两部探矿工程
效果．．
需具备适度的防堵塞与白沽功能，梯形缝不易形成砂堵＿月洗井解堵效果女ｆ－，比较适宜；强度高，水平ｌ井造斜特征决定＿ｒ狗腿度过大井段是不可避免的，知Ｉ之井壁
１底水油藏进行水平井开发的技术难点

水平井套管射孔完井和割缝衬管完井的优化设计_付丽霞

40 国外油田工程第 23 卷第 11 期 (2007.11)
此 , 在各向异性地层中不宜采用多向射孔工艺 (如 60°、 90°或 120°), 这与均质地层情况不同。但是 , 如果孔密足够大 , 多向射孔工艺也能达到与 180° 相位射孔一样小的表皮因子 , 多向射孔或许会比 180°相位射孔更好 , 因为前者表皮因子与炮眼方位无关 , 射孔枪定位不必太精确。
rui , 2005), 方程考虑了汇聚流、割缝封堵以及地层伤害和湍流效应的存在。本文假定地层坍塌并紧
紧贴在衬管上。如果地层足够硬 , 能够在衬管周围
形成空隙 , 则汇聚流效应可忽略 , 这在存在地层伤
害时也成立。这种情况下 , 表皮因子与裸眼完井相
同 , 割缝衬管汇聚流可忽略不计。
的总表皮因子相对较小(sSL = 1), 而割缝封堵的总
表皮因子较适中(sS L =6)。
对于一些伤害地层(k s/ k 1), 则表皮因子
变为 :
sS L
=sfo
+k ks
s0SBiblioteka L,r(割缝开通)
(16)
假定 ks/ k =0.2 , rs/ rw =2 , 总衬管表皮因子
为 7.8 , 而这种地层裸眼完井表皮因子为 2.8 。减
( ) hDe
=h lp
k yk z
0.5
kx
付丽霞 :水平井套管射孔完井和割缝衬管完井的优化设计 41
( ) =
1 0.5
10 10
0.5
=1.12
(9)
scz
= h De(kkcz
-1)ln
r cz rp
=1.12(10 -1)ln3 =11.07 (10)

浅谈低渗透油藏水平井技术

浅谈低渗透油藏水平井技术摘要：随着经济快速、稳定、健康的发展，国民经济对原油的需求以每年5%～6的速度增长，而我国低渗透油气资源储量是201.7×l08t，占总资源量的24%。

随着油藏开发工艺技术和油层改造技术的进一步完善与改进，低渗透油气藏发现与投入的比例持续递增，最初认为无经济价值的低渗透油藏，经过注水开发、储层改造等现代技术措施，获得了较好的开发效果，大幅度提高了低渗透油藏的产量。

关键词：低渗透；油藏；水平井一、低渗油藏水平井开发背景在我国石油后备储量紧张的情况下，怎样才能动用和开发好低渗透油藏储量，对我国石油工业的持续健康发展起着十分重要的意义。

同时近几年来油价不断的升高，也为特低渗透油藏的开发创造了经济上的可行性。

因而，采取一些有效的新工艺技术，对低渗油藏开发效果的提高起着十分重要的作用。

随着近年来钻井、完井等技术的进步，水平井已经在世界各产油国的低渗透油藏中得到广泛应用，并显现出极大的优势。

国内外的开发实践得到：对于低渗透、稠油油藏、薄储层以及小储量的边际油气藏等，最佳的开发方式是水平井开发。

水平井的主要优点是：泄油面积大、生产压差小、提液潜力大，可大幅度增加单井控制储量，减少开发井数，降低开发投资，提高最终采收率和油田开发效果。

结合国内外水平井的生产实践和低渗油藏的特点，水平井技术应用于低渗油藏具有以下优势：（1）容易建立有效驱动压差；（2）井筒周围压差低；（3）贯穿垂直裂缝的机率高；（4）注入能力高；（5）有利于油层的保护。

（6）可增大低渗油藏的采收率；低渗油藏多伴有天然或人工裂缝发育，对注水井网的部署就非常敏感。

网布置不合理，就会使注入水沿裂缝迅速突进，导致生产井过早见水或水淹，从而降低原油产量和经济效益。

所以，在低渗油藏井网部署前，首先需要弄清楚主应力及天然和压裂裂缝的方向，从而优化设计水平井段延伸方向。

因此，合理的井网部署是水平井开发低渗油藏的重要之处。

二、水平井应用的国内外现状1863年阿尔斯山修建铁路隧道时瑞士工程师就提出了水平井技术，1928年才真正开始应用于油气田的开发中，第一口真正意义上的水平井于1929年在美国德克萨斯产生，但是该井仅在1000m深处从井筒横向向外延伸了8m。

水平井套管射孔完井和割缝衬管完井的优化设计

一
１４／．．１。ｋ）６ｘ０４（ｏ
／、ｚ，ｗＬ
关键词水平井衬管完井优化没计
套管射孔完井割缝解析模型
式中，几何因子２丌包含在常数项中。
２水平井炮眼特性
在水平完井中，垂直和水平射孔的主要区别是
：引言【
优化完井以改善水平井流入动态是一个复杂、实用且具挑战性的任务，需要工程师们预测不同情
渗透率各向异性及炮眼方位对流人动态的影响。Ｆｒｉ２０ｕｕ等０２年建立的射孑表皮模型表明，炮眼Ｌ应与最小渗透率方向平行，这样射孔表皮因子最小
些完井方式油井的产能较低（现为正表表
皮），这是由于流向射孔孔眼和割缝的汇聚
多种情况下的精确解，但它们都需要求解一个很大的矩阵，而且比分析模型需要更多的计算时间。解析和半解析模型因其应用简单、易于理解影
・
应，结果产生相当大的表皮因子。本模型考
虑了完井对周围地层伤害的联合效应，如由
射孔或割缝堵塞引起的压实带、湍流以及这
些效应的相互作用。本文阐述了如何用表皮
因子模型筛选套管射孔完井和割缝衬管完井
Ｆｒｈｅｒ与雷诺数相似，定义为：ｏｃｈｉ数ｍｅ
性能等作为主要参数。本文还给出了能够为该模型提供生产参数的完井类型。割缝或射

低渗透油气藏水平井压裂优化设计重点

２００９年５月第２４卷第３期西安石油大学学报（自然科学版）Ｍａｙ２００９文章编号：１６７３－０６４Ｘ（２００９）０３－００４５－０４低渗透油气藏水平井压裂优化设计孙良田，孙宜建，黄志文，夏洪玖，李宗田１２１２１（１．中国石化石油勘探开发研究院，北京１０００８３；２．中国石化中原油田，河南濮阳４５７０００）摘要：介绍了水平井压裂裂缝的形态、压裂水平井的渗流特征、压后产能预测；探讨了裂缝条数、裂缝长度和裂缝导流能力的优化以及不同的裂缝布局和不同位置的裂缝对压后产量的影响．通过Ｘ井水加喷砂压裂位置测井数据进行压裂裂缝模拟，优化设计与现场施工的加砂量和排量比较一致．关键词：低渗透油气藏；水平井；压裂；优化设计＋中图分类号：ＴＥ３５７．１１文献标识码：Ａ国内外于２０世纪８０年代开始研究水平井的压裂增产改造技术，在水力裂缝的起裂、延伸，水平井压后产量预测，水力裂缝条数和裂缝几何尺寸的优化，储层保护，分段压裂施工工艺技术与井下分隔工具等方面取得了一定进展，但总体来讲不配套、不完善［１－２］沿水平井井筒方向延伸的裂缝；水平缝是指裂缝面沿水平方向延伸的裂缝．平行于水平井筒的裂缝可以改善水平井的开采状况，将径向流动改善为两个线性流动，但并不能大幅度增加水平井控制的储量；而垂直于水平井筒的裂缝在大大改善流动状态的同时，还可以达到大幅度增加控制储量的目的，也就是达到利用一口水平井代替多口垂直井的目的．特别是在开采非均质严重的低渗透油田时，只有利用垂直水平井筒的裂缝大大增加水平井控制储量才能增加开采效益．因此，对于水平井压裂希望形成垂直于水平井井筒的横向多裂缝．．水平井压裂后一般形成多条裂缝，在压裂过程中，由于地应力在水平井长度方向上的差异以及压裂工艺技术的限制，使得形成的多条裂缝在长度、导流能力等方面不尽相同，而且在生产过程中各裂缝间相互干扰，进一步增加了水平井压裂优化设计的复杂性．本文结合水平井压裂后的裂缝形态和生产过程中油气在裂缝中的渗流机理，应用复位势理论和势叠加原理［３］２压裂水平井的流动形态特点１９９５年，Ｈｏｒｎｅ［３－４］，推导了压裂水平井多条裂缝相互干扰的产能预测模型，然后分析了影响压裂水平井产能的主要因素．研究了水平井中多条横向人工裂缝的瞬态压力特性，其流态见图１．由图１可知，可将水平井中多裂缝的流动形态分为４部分：１水平井压裂水力裂缝形态水力裂缝方位垂直于最小主地应力方位，因此，依据水平井井筒方向与最小主地应力方位的关系，水平井人工裂缝一般有３种形态：横向缝、纵向缝、水平缝．横向缝是指裂缝面与水平井井筒相垂直的裂缝，一般可以产生多条横向缝；纵向缝是指裂缝面图１水平井横向裂缝的流态示意图收稿日期：２００９－０２－１３作者简介：孙良田（１９７０－），男，博士，高级工程师，主要从事压裂酸化工艺方面的研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ｓｕｎｌｔ＠ｐｅｐｒｉｓ．ｃｏｍ（１）第一线性流，指地层向各条裂缝和裂缝向井筒的线性流动；（２）第一径向流，指裂缝较短且间距较大，则在各裂缝周围产生的拟径向流．需要指出的是，若裂缝不是很短且间距不是很大，则不能产生这样的拟径向流；（３）第二线性流，指在流动后期，若边缘很远且缝很短很密，则产生流线相互平行且垂直于水平井轴线的线性流动；（４）第二径向流，指对于整个油藏，如果生产时间很长，则流体以径向流的形式向水平井及裂缝区Ｎｋ＝１ｎ域的流动．３压裂水平井产能预测考虑无限大均质地层中心一口水平井，压裂后形成多条裂缝．原油从地层线性地流向裂缝，从裂缝流向水平井筒时满足径向流渗流规律．利用无限大均匀地层点汇定流量的压降公式，根据复位势理论和势叠加原理，可以得出压裂水平井产能预测模［５］型，即∑∑ｊ＝１ｎ２２ｉｉ（－ｘ＋ｘ）＋（ｘ－ｘ）－Ｅｉ４πＫｈ４ηｔ＋ｐｉ－ｐｗｆ＝２∑ｊ＝１Ｎｋ＝１ｎ２２ｉｉ（－ｘ＋ｘ）＋（ｘ－ｘ）－Ｅｉ４πＫｈ４ηｔｎ＋＋∑∑ｊ＝１２２ｉｉ（－ｘ＋（ｘ－Ｅｉ４πＫｈ４ηｔｉｉμＢｌｎ＋ｓ４πＫｆｉｉ２ｒｗ（１）∑ｊ＝１２２μＢ（－ｘ＋（ｘ－Ｅｉ４πＫｈ４ηｔ假设，除裂缝与井筒相交处，井筒其余的地方均封闭，压裂水平井产量等于各条裂缝产量之和，即Ｑ＝∑ｑｉｆ．ｉ＝１Ｎ（２）这样就可以得到一个含Ｎ个未知数ｑｉｆ、Ｎ个方程的线性方程组，该方程组可封闭求解．４水平井分段压裂裂缝的优化４．１裂缝条数随着裂缝条数（Ｎ）的增加，压裂水平井的日产油量总体上逐渐增加，但在相同生产时间内，随着裂缝条数的增加，日产量增幅随着裂缝条数的进一步增加逐渐减小．研究还表明，在生产一定时间后，水平井中的多条裂缝之间将产生干扰，愈靠近内部的缝所受到的干扰愈大，产量则愈低．因此，水平井中裂缝条数的优化非常重要，它不仅影响水平井的产能，同时也影响压裂施工的安全性和最终经济效益．研究认为，如果沿裂缝方向的渗透率（Ｋｘ）与沿井筒方向的渗透率（Ｋｙ）相等或相差较小，那么裂缝的最佳条数为３～５条，如果沿裂缝方向的渗透率比沿井筒方向的渗透率大，那么裂缝的最佳条数将有所增加．图２裂缝条数对压裂水平井产量的影响４．２裂缝长度从图３可以看出，随着裂缝长度（Ｌｆ）的增加，压裂水平井的日产量逐渐增加，随着裂缝长度的进一步增加，产量的增幅变小．图３裂缝长度对压裂水平井产量的影响４．３裂缝导流能力由图４可见，随着裂缝导流能力（Ｄｆ）的增加，压裂水平井日产量增加，但是随着裂缝导流能力的进一步增加，产量增幅逐渐变小，这与裂缝长度对产量的影响结果很相似．间大（情形Ⅳ）、两端大中间小（情形Ⅴ）５种情况下模拟裂缝间距对压裂水平井产量的影响（见图５、表１）．计算结果表明，不同的裂缝间距组合对水平井的累计产量有较大影响．模拟结果表明，当水平井筒根部和端部的裂缝间距小、中部的缝间距大时产量最高（情形Ⅳ），反之产量最低（情形Ⅴ），其他几种组合情形下的累计产量居中，这说明可以通过减少根部和端部的裂缝间距来提高压裂水平井的产量．图４裂缝导流能力对压裂水平井产量的影响４．４裂缝间距为了研究裂缝间距对压裂水平井产量的影响，在总间距一定的情况下，取等间距（情形Ⅰ）、间距从小到大（情形Ⅱ）、从大到小（情形Ⅲ）、两端小中图５不同裂缝间距组合方案示意图表１不同裂缝间距组合情形下压裂水平井累计产量统计生产时间／月２６１０１２１－２情形Ⅰ２－３１７３６．８６３８６２．２１５７３２．６５６６２０．４６３－４１－２５０ｍ情形Ⅱ２－３１６１７．８３３６７４．３０５４９１．３２６３５５．０４３－４１－２情形Ⅲ２－３１６１７．８３３６７４．３０５４９１．３２６３５５．０４３－４５０ｍ１－２７５ｍ情形Ⅳ２－３１５０ｍ１７８７．２８３９３８．４５５８２８．８０６７２５．５７３－４７５ｍ１－２１２５ｍ３情形Ⅴ２－３－３４５０ｍ１４７４．５８３４３３．２２５１７３．６４６００２．６８１２５ｍ１００ｍ１００ｍ１００ｍ１００ｍ１５０ｍ１５０ｍ１００ｍ注：ｄ１－２表示第１条和第２条裂缝之间的距离；ｄ２－３表示第２条和第３条裂缝之间的距离；ｄ３－４表示第３条和第４条裂缝之间的距离４．５裂缝位置计算研究结果表明，位于水平井段两端的裂缝产量大于中部裂缝的产量．这是因为经过一段较长的时间后，由于裂缝的干扰，两条中部裂缝之间的流动区域压力下降很快，而端部裂缝具有更大的泄油区域，所以两条端部裂缝的贡献将会占主导地位．表２不同位置裂缝的日产油量统计日产油量／ｍ３生产时间／月裂缝１裂缝２裂缝３裂缝４裂缝５裂缝６裂缝７２４６８１０１２６．６６６．２５６．０４５．９０５．７９５．７１６．３３５．９５５．７５５．６１５．５１５．４３６．１６５．７９５．５９５．４６５．３６５．２９６．１１５．７４５．５５５．４２５．３２５．２４６．１６５．７９５．５９５．４６５．３６５．２９６．３３５．９５５．７５５．６１５．５１５．４３６．６６６．２５６．０４５．９０５．７９５．７１５实例Ｘ井（具体数据见表３）是某油田的一口水平井，于２００２年８月开钻，２００３年５月８日钻至井深３６００ｍ完钻，层位为山１层，裸眼段长６７３．５ｍ；砂岩５９４．５ｍ，在裸眼段的钻遇率８８．３％，气层和差气层２９９．２ｍ．根据优化结果，Ｘ井水平井段通过水力喷砂射孔形成３条人工裂缝，比较理想的位置：第一层３４０２．００ｍ、第二层３２５３．００ｍ和第三层３０９９．９４ｍ．采用三维压裂设计软件进行设计模拟，人工裂缝几何形态模拟结果见表４．２００８年７月进行了现场压裂施工，压裂工艺采用水力喷射加砂工艺技术．现场施工结果和设计结４３果对比见表４．该井压裂前产量０．４９×１０ｍ／ｄ，无４３４３阻流量０．６１×１０ｍ／ｄ；压后产量３．３７×１０ｍ／ｄ，４３无阻流量１５×１０ｍ／ｄ．表３Ｘ井水力喷砂压裂位置测井解释数据层号４８５４６３井深／ｍ３０７６．００～３１２３．８８３２２５．１２～３２５８．３８３３９６．５０～３４０９．７５视厚度／ｍ４７．９３３．３１３．３渗透率含气饱和度／％／（１０－３μｍ２）２．０６９．２５５１．３９９５５．３５３．４５６．０孔隙度／％１０．３１２．５１０．１深电阻率／（Ω・ｍ）５４．８３５．０５８．７浅电阻率／（Ω・ｍ）３１．６１８．９３２．３泥质含量／％６．１５．０７．３解释结论气层气层气层表４Ｘ井压裂裂缝模拟结果层位山１－１山１－１山１－１射孔井段／ｍ３０９８．９４～３０９９．９４３２５２．００～３２５３．００３４０２．００～３４０３．９４裂缝半长／ｍ水力１５０．０１５１．０１５３．８支撑１３３．０１３４．０１３６．０下界２８７６．６２８７６．０２８７６．０ｍ裂缝高度／上界２８０９．９２８１０．０２８１０．０水力６６．５６６．０６６．０支撑５９．２５９．０５８．０缝宽／ｃｍ０．５４０．５４０．５４铺砂浓度／（ｋｇ・ｍ－２）２．３５２．３５２．３５ＦＣＤ２０８．４５２１７．０８２２７．１０表５Ｘ井现场施工和设计对比层次１２３３设计１７．１６１９．２８１９．２８实际１７．４１８．８２２．８砂比／％２４．０２４．５２８．９３・ｍｉｎ－１）设计１．９１１．９１１．９１实际１．９１．９２．０入地净液量／ｍ３２１５．８２２５．８１３６．４返排液量／ｍ３４４．２９５．２６２．３破裂压力／ＭＰａ２２．３２２．７３８．６工作压力／ＭＰａ３９．９～４１．５４０．９～４１．８３５．２～４３．４停泵压力ＭＰａ／１５．５１５．７１６．６６结论（１）水平井的增产措施是低渗透水平井长期高效开发的重要手段，加大水平井分段压裂措施的现场实施研究力度，是很有必要的．（２）结合水平井压后裂缝形态和生产过程中油气在裂缝中的渗流机理，建立考虑裂缝干扰的产能预测计算模型，为优化设计提供了理论基础．（３）压裂水平井优化设计表明裂缝的最佳条数为３～５条；压裂水平井的产量随裂缝长度的增加而增加，但增长的幅度在逐步下降，因此并不是裂缝越长越好，要根据特定的地层优化最佳的裂缝长度；裂缝导流能力与裂缝的长度优化结果相似；在最优的裂缝数范围内尽量增大中部裂缝间距和端部裂缝长度．（４）目前的国内外压裂设计软件都不太适合水平井的压裂改造设计需要，虽然目前的软件具有多裂缝设计功能，在产量预测方面考虑的太少，如没有考虑裂缝间的干扰、裂缝间距、裂缝位置等对产量的影响，需要研发适合水平井压裂改造的软件．参考文献：［１］姜洪福，隋军，庞彦明，等．特低丰度油藏水平井开发技术研究与应用［Ｊ］石油勘探与开发，２００６，３３（３）：１４－１６．［２］刘振宇，刘洋，贺丽艳，等．人工压裂水平井研究综述［Ｊ］．大庆石油学院学报，２００２，２６（４）：２７－２９．［３］曾凡辉，郭建春，徐严波，等．压裂水平井产能影响因素［Ｊ］．石油勘探与开发，２００７，３４（４）：３６－３９．［４］ＨｏｒｎｅＲＮ．ＲｅｌａｔｉｖｅＰｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｉｅｓａｎｄＰｒｅｓｓｕｒｅＴｒａｎｓｉｅｎｔＭｏｄｅｌｉｎｇｏｆＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｓｗｉｔｈＭｕｌｔｉｐｌｅＦｒａｃｔｕｒｅｓ［Ｃ］．ＳＰＥ２９８９１，１９９５．［５］ＭｃｄａｎｉｅｌＢＷ．Ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａ－ｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｉｔｈｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎｓｔｈａｔｄｏｎｏｔｈａｖｅｃｅｍｅｎｔｅｄｃａｓｉｎｇ［Ｃ］．ＳＰＥ７５６８８，２００２．［６］ＶｌａｄｉｍｉｒＲ，ＣｒａｉｇＲ．ＳｕｃｃｅｓｓｆｕｌＨｙｄｒａｕｌｉｃＦｒａｃｔｕｒｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｓｆｏｒＳａｎｄｓｔｏｎｅＦｏｒｍａｔｉｏｎｓｉｎｔｈｅＰｅｒｍｉａｎＢａｓｉｎ［Ｃ］．ＳＰＥ１０２３７０，２００６．［７］ＭａｃｈｉｅｌＢ，ＬｏｙｄＥ．ＴｈｅＰｏｔｅｎｔｉａｌｏｆＭｕｌｔｉｐｌｅＦｒａｃｔｕｒｅｄＨｏｒｉｚｏｎｔａｌＷｅｌｌｓｉｎＬａｙｅｒｅｄＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｃ］．ＳＰＥ１０２６３３，２００６．责任编辑：贺元旦。

水平井完井方式及其选择

水平井完井方式及其选择水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。

某种钻井方式只能适应于某种完井方式。

一、完井方式1、裸眼完井裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。

当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。

2、割缝衬管完井该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。

此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。

有三种类型的衬管可采用：1)穿孔衬管。

衬管已预先预制好。

2)割缝衬管。

衬管已预先铣好各种宽度、深度、长度的缝。

3)砾石预充填衬管。

割缝衬管要选择孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。

在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也能有效防砂。

割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。

3、割缝衬管加管外封隔器该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。

由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器4、下套管注水泥射孔该方法只能在中、长曲率半径井中实施。

在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。

为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。

注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft；2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft；3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）；4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。

低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议

作者简介：余淑明，女，１９５９年生，高级工程师；主要从事油气田开发科研和管理工作。

地址：（７１００１８）陕西省西安市未央区长庆苏里格大厦。

电话：（０２９）８６９７８８６８。

Ｅ‐ｍａｉｌ：ｙｓｍ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例余淑明１，２　刘艳侠１　武力超３　贾增强４１．中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心　２．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室３．中国石油长庆油田公司气田开发处　４．中国石油长庆油田公司苏里格南作业分公司余淑明等．低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例．天然气工业，２０１３，３３（１）：‐．摘　要　鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。

为此，将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对２８２口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。

结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等５项特色水平井技术系列是有效、实用的，但仍面临着３项急需攻克的瓶颈难题，可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等５个方面共１７项技术措施入手进行攻关，以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。

关键词　鄂尔多斯盆地　低渗透气藏　水平井　砂岩　碳酸盐岩　开发　技术现状　攻关建议ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１３．０１．００１Ｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｇｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＸｕＳｈｕｍｉｎｇ１，２，ＬｉｕＹａｎｘｉａ１，ＷｕＬｉｃｈａｏ３，ＪｉａＺｅｎｇｑｉａｎｇ４（１．ＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｔａｔｅＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＬｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐ‐ｍｅｎｔ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；３．ＧａｓＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；４．ＳｏｕｔｈＳｕｌｉｇｅＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．‐，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｃｏｎｔａｉｎｓｔｗｏｋｉｎｄｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｌｙｉｎｇｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｉｎｔｈｅＵｐｐｅｒａｎｄＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙａｒｅｂｏｔｈｆｅａｔｕｒｅｄｂｙｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｒｅａｔｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈｔｈｅｒｅｈａｖｅｂｅｅｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｋｎｏｗ‐ｈｏｗｔｏｓｕｐｐｏｒｔｔｈｅｌａｒｇｅ‐ｓｃａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｓｆｏｒｈｉｇｈｌｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｗａｙｏｆｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｒｅｍａｉｎｓｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ａｎｏｖｅｒａｌｌｓｔｕｄｙｗａｓｍａｄｅｏｆｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒａｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓａｎｄｐｏｓｓｉｂｌｅｆｕｒｔｈｅｒＥＯＲｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆ２８２ｗｅｌｌｓｌｏｃａｔｅｄｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｏｎｔｈｅＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｏｎｔｈｅＪｉｎｇｂｉａｎＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅ５ａｃｑｕｉｒｅｄｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｏｎｔｈｅＣｈａｎｇｑｉｎｇＧａｓＦｉｅｌｄｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｆｉｎｅｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅａｒｅｓｔｉｌｌｔｈｒｅｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｒｅｍａｉｎｅｄｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅｔａｃｋｌｅｄｆｏｒｍｉｔｉｇａｔｉｎｇｔｈｅｒｉｓｋｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｂｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｓｐｅｃｔｓ：ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｔｈｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｏｆｌｏｗ‐ａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｐａｔｔｅｒｎａｎｄｅｎｈａｎｃｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｈｏｒｉ‐ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎｅｗｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｏｆｃｕｔｔｉｎｇｄｏｗｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ，ｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓｏｎｔａｃｋｌｉｎｇｔｅｃｈｎｉ‐ｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ．２００７—２０１１年长庆气区在低渗透气藏中全力推广水平井开发技术，完钻水平井３００余口。

低渗裂缝性气藏水平井参数设计

低渗裂缝性气藏水平井参数设计李骞;李相方;尹邦堂;崔力功;唐宁依【摘要】对于低渗裂缝性气藏,由于存在发育的天然裂缝,有利于水平井的开发,但气藏储层渗透率较低,需进行储层改造才能获得较大的气井产能,所以,对于水平井的位置、井眼轨迹和参数设计就显得至关重要.提出了确定水平井适应性区域、合理井眼轨迹的原则,并提出利用正交试验来确定水平井合理参数的方法.研究得出水平井的井眼轨迹应垂直于天然裂缝方向,而正交试验法可快速、准确地确定不同指标条件下的最优水平井参数.最后,通过实例确定了实际气藏的水平井最优参数.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2011(033)008【总页数】4页(P151-154)【关键词】低渗透油气藏;天然裂缝;水平井;正交试验;参数设计【作者】李骞;李相方;尹邦堂;崔力功;唐宁依【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)机械与储运工程学院,北京102249;川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院,四川成都610051;中石油大港油田分公司石油勘探开发研究院,天津300280【正文语种】中文【中图分类】TE37目前，越来越多的气藏利用水平井进行开发［1］，水平井在平面上的控制范围较大，可有效提高气藏的采收率。

对于低渗裂缝性气藏，水平井可有效提高气藏采收率，但水平井的位置、井眼轨迹以及参数的设计对于其开发效果至关重要［2～6］。

笔者系统地提出了水平井参数的设计方法，有利于提高气藏的采收率。

对于低渗裂缝性气藏水平井的开发，选择水平井的适应性区域十分重要［7］，这直接影响着水平井的开发效果。

1）平面位置的确定水平井需选择在气藏高部位、砂体展布范围较大、储层物性较好、储量比较富集，且距离边底水有一定距离的区域，这样既可以保证水平井具备较好的物源基础，又可以避免水平井过早见水甚至发生水淹。