水平井与直井交错井网优化方法

采用拟三维思想，利用保角变换方法，推导出一排水平井的平面势分布，在此基础上利用势叠加原理给出了水平井与直井交错注采井网条件下的产量公式。理论分析表明，该公式更适合于面积井网条件下水平井产能的计算。利用推导的水平井产能公式，引入2个重要的无因次量(水平井无因次长度和井网形状因子)对交错注采井网进行优化分析，得到在不同的井网面积条件下的水平井无因次长度与井网最优形状因子的关系式。结果表明，井网最优形状因子仅取决于水平井的无因次长度，而油层厚度和井网面积对其影响很小。在此基础上提出了不同条件下水平井井网的优化设计方法，为水平井在油田开发中的应用，特别是开发方案的设计提供了理论基础。图4参12     

加密井网工作述评

近年来，在所见的国外石油文献中，还未发现确定原油采收率与井网密度关系的综合资料。只是1945年在103个油田1967年在312个油田中，提高了试图获得这种关系的文章。但是，由于研究层系严重非均质，致使研究工作无效而告终。M．Л．苏尔古切娃与本述评中的合著者，在采用提高原油采收率的经验和工业试验中，根据国外研究井网密度的综合资料，发现了大量文章。分析了加密井网过程中，仅用消耗性驱动和水驱方法时，原油采收率变化的基本规律，并提出在加密井网的同时，选出与注水和提高地层原油采收率相结合的论述结果。     

双河油田井网二次加密调整做法及效果分析

针对双河油田前期井网不完善，厚油层层内非均质严重，剩余油分布复杂等特点，阐述了双河油田井网二次加密调整的做法。     

台兴油田井网适应性分析及下步小井距加密调整建议

对台兴油田注水过程中出现的低效井区“注不进采出低”，见效井区含水上升快、注水效率低等问题进行了分析，指出355m基础井网对砂体宽度仅200—400m的沉积砂体控制程度低是目前影响油田开发效果的主要原因。在此认识基础上，进行了井网适应性评价，提出了小井距加密调整原则和建议，为该油田下步挖潜提供了依据。     

延长油田丛式井网加密水平井直井段交碰风险量化分析

为经济有效开发低渗透、低丰度油藏,延长油田利用旧井场部署加密水平井进行调整开发,直井段丛式井网密集,交碰风险严峻。为准确地评价直井段交碰风险,从实钻数据出发分析了延长油田水平井直井段轨迹水平位移偏差,并采用数学统计的方法对加密井直井段交碰风险进行量化,结果表明,直井段实钻轨迹水平位移偏差在同一井深下符合正态分布,随井深的增加,其均值和方差逐渐增大,正态分布形态越来越扁平,井眼位置不确定性越来越大。杏4003平34井应用结果表明,基于概率统计与可信度计算的直井段交碰风险定量分析,可较准确地判断直井段井眼碰撞风险,为丛式井网加密水平井直井段轨迹设计提供了新的参考。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

鄯善油田东Ⅱ区井网加密研究

针对鄯善油田东Ⅱ区近年来开发效果的明显变差，提出了井网加密这一重大举措。通过对油砂体的连通，水驱及储量动用状况详细分析，研究了井网对油砂体的适应性。并在剩余油研究基础上，进一步论证了井网加密的必要性，可行性，确定了井网加密调整的主要对象。     

预测加密井采油时的方法

本文用生产资料的历史拟合法提出了一种逐步逼近求出各分层中逐层的链通性及渗透率变异性工作思路。这套思路和做法便于利用加密钻井预测模型ＩＤＰＭ对现有注水油田钻加密井的潜在好处做出评价。该法已得到了九油田实例的验证。     

二次加密后井网适应性研究

依据油田开发基本理论和方法，针对大庆北一区断东区块二次加密调整前后的井网特点，分别从水驱控制程度和波及系数两个方面，对加密前原井网和４种加密布井方案进行了井网适应性评价，给出最优布井方案。现场按所选最优布井方案实施加密调整措施后，该区块原油可采储量和采收率均有增加。利用灰色模型法对加密前后的开发指标进行了预测，预计加密后到２０００年，累积产油量增加７０８．２５×１０４ｔ，采收率提高４．２８％，表明二次加密布井方案是成功的，达到了改善油田开发效果的目的。图４表４参３（陈志宏摘）     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层兴Ⅵ组为厚层块状超稠油油藏，50℃下脱气原油黏度大于100Pa·s。针对该油藏的地质特征、原油性质与开发现状，分析了直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术的适应性，在现有直井已吞吐多个周期、地层压力已大幅下降的情况下，应用数值模拟技术研究了直井与水平井组合SAGD技术的水平井部署方式并对SAGD注采参数进行了优化。研究结果表明，直井与水平井组合SAGD技术是杜84块兴Ⅵ油层组超稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替技术，可提高原油采收率30％，累计油汽比可达到0．296。最佳的布井方式为水平生产井在两排垂直井中间，且位于侧下方，垂向距离为20m，水平井段长度为280m；井底注汽干度必须大于70％，且生产井排液速度必须与注汽井注汽速度相匹配。图6表4参11     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

注采井网条件下水平井体积压裂重复改造优化设计

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有低渗、低压、低丰度的特征,采用"五点水平井注采井网+分段压裂"开发,有效提高了初期单井产量。然而,受裂缝间距大、改造规模小、水平段中部能量补充困难及裂缝长期导流能力下降快等因素影响,水平井长期生产产量递减较大。基于典型水平井生产拟合数值模型的压力场和剩余油饱和度场分布,定义了储层改造体积指数、油藏接触面积指数、缝网导流能力指数及地层压力保持指数,并以此表征裂缝网络模型的增产指标。采用新型NF裂缝网络模型,系统对比评价了各指标的增产潜力及其与产量的敏感程度,最终提出了水平井"SRV+Ct+Cd+ps"的体积压裂重复改造优化设计方法。该方法在某区长6超低渗透油藏现场应用后取得较好的增产效果,4口试验井与常规重复压裂相比,单井产量提高50%~70%。     

陆相沉积油层水平井水平段轨迹对产能及采收率影响的研究

我国油田多属陆相沉积,油层内或多或少地存在着薄厚不等的夹层或隔层,而且分布不均。对于无气顶底水的这类油层,研究了有隔层水平井产能下降的幅度,研究了与油层相交贯穿油层上下的大斜度水平井和平行油层水平井的产能和采收率。计算分析结果表明：①存在夹层、隔层的油层不适合打平行油层的水平井;②对含有夹层、隔层的油层,选择与油层相交贯穿油层上下的大斜度水平井,可有效地降低夹层、隔层对产能和采收率的负面影响;③当相交油层的水平井长度为平行油层水平井长度的１．１５倍时,无论油层有无夹层、隔层,其产能要大于或等于相应平行油层水平井的产能,而且采收率不会受夹层、隔层的影响;④对无气顶底水的陆相沉积油层,选择与油层相交的长度略长的水平井是稳妥的。图３参６（陈志宏摘）     

稠油油藏水平井与直井组合布井方式数模式研究

通过水平井与直井组合布并热采数值模拟研究，提出了水平并与立并组合布并的原则，推荐了两套最佳实施井网．这两套并网与全直井井网相比，采收率提高３％～７％，油汽比提高０．０５～０．１５ｔ／ｔ．目前，两套井网已全面投产，并取得了良好的开采效果。     

四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术

四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂。为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构。生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本。该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标。     

四川盆地深层页岩气水平井优快钻井技术——以泸203井为例

泸203井是中国石油天然气集团有限公司部署在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块的1口重点超深页岩气探井,实际完钻井深达5 600 m,测试日产气量为137.9×10~4 m~3,成为目前国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。为了给深层页岩气井优快钻井提供借鉴和经验,以泸203井为例,在分析储层特征对钻井要求的基础上,归纳总结了保障该井页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的优快钻井综合配套技术,并对其应用效果进行了评价。研究结果表明:(1)采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进,减少了滑动定向钻进进尺,成功地控制了钻具托压现象,大幅度降低了定向辅助时间;(2)实施的4种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题,进一步提高了钻井速度;(3)采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层,控制轨迹在优质产层内钻进,保证了优质页岩储层钻遇率;(4)优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化,确保了井眼畅通、保持了井壁稳定,起到了提高钻井速度的重要作用。结论认为,泸203井按照地质工程一体化的技术思路,采取先打直导眼再侧钻水平井的方式,优质页岩储层钻遇率达到100%,该井的实施进一步完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。