王家宏-水平井开发与调整(200804股份讲课)

1、水平井开发与调整（下（下）王家宏2008.4水平井开发与调整一、水平井技术发展概况二、水平井开采机理、影响因素及开采特点三、水平井设计要点四、水平井实施要点三、水平井设计要点 水平井技术适应性较强，但受到油层类型、技术水平、经济与管理等限制，在应用上必须充分论证 水平井技术论证是开发方案的一部分，本要点只是水平井技术论证的内容简介三、水平井设计要点 油藏类型筛选 油层适应性研究 水平井注采优化 水平井与直井采油指数比 水平井井网优化 水平段长度优化 老油油田水平井剩余油挖潜 水平井单井设计三、水平井设计要点（一）油藏类型筛选气气 顶顶 、 无无 气气 顶顶底底 水水 活活 跃跃 、 非非 活活

2、底底 水水 油油 藏藏油油 层层 单单 一一 或或 多多 主主 力力油油 层层 少少 纵纵 向向 集集 中中层层 状状 油油 藏藏单单 一一 较较 厚厚稠稠 、 超超 稠稠 油油 藏藏油油 层层 单单 一一 或或 多多 主主 力力油油 层层 少少 纵纵 向向 集集 中中层层 状状 气气 藏藏干干 气气 、 凝凝 析析 气气带带 底底 、 环环 油油底底 水水 气气 藏藏碳碳 酸酸 盐盐 、 砂砂 砾砾 岩岩块块 状状 底底 水水 单单 一一 层层 状状裂裂 缝缝 性性 油油 气气 藏藏适适 合合 水水 平平 井井 开开 采采 的的 油油 气气 藏藏 类类 型型三、水平井设计要点（一）油藏类型筛

3、选巨巨厚厚 油油 藏藏多多油油 层层 油油 藏藏较较分分 散散 薄薄 互互 层层巨巨厚厚 气气 藏藏暂暂不不 适适 合合 水水 平平 井井 开开 采采 的的 油油 气气 藏藏巨厚、多油层也可采用非常规作法，分层、分段水平井开发决定于经济三、水平井设计要点（一）油藏类型筛选K KH H1 10 0m mD D无无自自然然产产能能储储层层连连续续性性极极差差分分布布范范围围小小暂暂不不适适合合水水平平井井开开采采的的其其它它因因素素水平井分段压裂技术不过关；也可考虑流动系数；三、水平井设计要点（一）油藏类型筛选 应用范围与水平井技术水平有关是不断扩大 同类型油气藏的直井与水平井的对比 与水平段设计

4、原则有关，由于设计不当造成某些效果差，并不能説明该类型油气藏不适合水平井开发三、水平井设计要点（二）油层适应性研究 开发层系中，油层分布形式：有十五种情况:（1）单一油层-单支水平段、特长水平段（2）二三个油层-双或三台阶水平井、多底井（3）多个主力油层-多底井（4）多油层相对集中-大斜度井（5）薄互层相对集中-单支水平井定向喷砂射孔(压裂)（6）裂缝发育的储层-单支、多分支水平井（7）单一油层宽度大、长度小-多分支水平井（8）厚油层-分段、立体注水三、水平井设计要点（二）油层适应性研究 开发层系中，油层分布形式：有十五种情况:（9）裂缝不发育无自然产能的储层水平井压裂复合型井网开发（10）不

5、连续分布的储油体-长水平段、多分支水平井（11）块状底水-沿构造顶部长水平段（12）带气顶块状底水-避水避气长水平段（13）带油环、底油块状底水-气油界面长水平段（14）普通稠油-水平井蒸汽驱（15）超稠油-水平井蒸汽辅助重力泄油三、水平井设计要点（二）油层适应性研究 油层物性：kv/kh参数的确定，要全面分析小直经、大直经、全层的的资料；厚度、孔、渗的分布特点，有利井区 各类夹层：层内纵向、平面夹层分布，统计夹层参数，将夹层分为可预测和随机两类，分析夹层对钻遇率的影响 油层连续性：物源方向、沉积微相分布等，分析不同方向的水平段内油层物性分布 界面：油水、气水、油气界面的认识、精度三、水平井设

6、计要点（二）油层适应性研究 裂缝：对水平井注水开发和天然水驱影响最大的裂缝类型是研究的重点 低渗透率砂岩储层普遍伴生有构造裂缝,是与中高渗透率砂岩储层有着质的差别的一个重要特征。应力作用是脆性岩层中产生裂缝的根本原因。无论裂缝属于哪一种成因,地应力起着主导作用。一般来说,砂岩储层愈致密,渗透率越低,裂缝发育的机率也越大 以构造缝的产状论,则以高角度缝(倾角70。)最值得重视。低角度(或层面缝,至今仅在少数埋藏较浅的油藏, 总体来说,高角度的拉张缝和张扭缝是注水开发低渗透率储层必须重点注意的裂缝。三、水平井设计要点（二）油层适应性研究 要区分裂缝是开起的或是被各种矿物充填、半充填，就是指在地下储

7、层条件下是呈有效开启状态（显裂缝型）还是闭合无效状态（潜裂缝型）。对被各种矿物充填、半充填的裂缝储层要研究注水 包括超破裂压力注水对裂缝开度的影响 岩心裂缝参数主要包括裂缝的产状、开度、充填、密度、组系关系深度、层位、岩性等。 裂缝方向性是否明显、是否有单一性与地应力的关系也是研究的重点 通过岩心观测与测量、测井技术、特别是开采动态来研究裂缝特征。三、水平井设计要点（二）油层适应性研究水平段方向的确定是水平井井网设计的重要一环 对裂缝型储层和无自然产能需要压裂的低渗透储层，要根据地应力特征和井网要求确定水平段方向 对中高渗透层，沉积相特征是主要的因素。平行于物源方向使水平段处于同一个相带；相交

8、物源方向使水平段处于不同的各个相带中，二者利弊均有 钻井过程中地层的稳定性与水平段的方向也有关 地层倾角也影响水平段的方向三、水平井设计要点（三）水平井与直井采油指数比 根据水平井单井控制储量大于直井的原则，利用替换比的概念，计算不同替换比的水平井与直井的产量比，利用相当于直井井眼半径的比值，计算采油指数比值 根据实测的直井采油指数，计算水平井的采油指数 底水油（气）藏：临界产量qcv 、水平临界产量qch，优化水平临界产量qch关系，原则上临界产量qch为设计指标上限。若水平临界产量qch满足不了设计要求应增加水平三、水平井设计要点（四）水平井注采优化 根据开发方案论证的开发方式为依据分析四

9、个问题 水平井吸水能力，启动压力很低、吸水指数高。可以用直井采油、注水资料进行换算，但需要现场测试资料验证 计算注水压力小于破裂压力下的最大吸水能力 分别进行采用直井、水平井注采井数比的论证 进行压力系统计算，优化压力剖面界限三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 水平井井网包括天然水驱井网和人工注水井网两类，重点分析人工注水井网 人工注水井网又可分为中高渗透油藏、孔隙裂缝型低渗透油藏和裂缝孔隙型低渗透油藏井网，特别是裂缝孔隙型低渗透油藏裂缝不发育、无自然产能需要压裂投产称为复合型井网。 衡量一种注水开发井网的重要指标为扫油面积系数，从下图看出，水平井的扫油面积系数比直井大三、水平井设计要点（

10、五）水平井井网优化当流度比=1、排距与井距（两口水平井中点距离a）之比等于2时为曲线1；水平段长L与两口水平井中点距离a之比等于1（若均匀井网穿透比=1)时扫油面积系数最大；L/a等于零时，相当直井；L/a等于0.5时，较优，扫油面积系数为0.9；L/a=0.5即a=2L （若均匀井网穿透比=0.5)直线驱动下，扫油面积系数直线驱动扫油面积系数与泄油井无因次长度关系曲线3040506070809010000.10.2 0.30.40.50.60.7 0.80.91泄油井无因次长度(L/a)扫油面积系数(%)M=1,d/a=2M=1,d/a=1.5M=1,d/a=1M=1,d/a=1M=10,d

11、/a=1.5M=100,d/a=1.5三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 筛选的新型井网-1 线性井网 根据滞油区分布适当加直井；适应大面积分布的油层三、水平井设计要点（五）水平井井网优化案 筛选的新型井网-2 错开线性井网 根据滞油区分布适当加直井网；适应油层分布面积稍小三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 筛选的新型井网-3 五点法井网 根据滞油区分布适当加直井三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 筛选的新型井网-4 四点法井网 根据滞油区分布适当加直井三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 筛选的新型井网-5 反九点法井网 根据滞油区分布适当加直井三、水平井设计要点（五）水平井井

12、网优化 复合型井网最大的特点是，把压裂缝的半长作为井网的一部分，加大了注采井距。如果不进行压裂，在注采井距为a1时油井才能见效，油井进行压裂后，在a时油井就能见效，注采井距加大了，井数减少了，投资降低了。三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 复合型井网需要解决四个参数：有效注采井距a1；压裂半缝长f1：半缝长与水平段的夹角：最小水平应力方位 有效注采井距a1（m)，对特定的油田能够建立起有效压力梯度的最大距离。该参数无论是数值模拟还是解析解都不能给出，可以通过物理模拟实验，得到不同渗透率下的有效压力梯度 压裂半缝长f1（m)等该地区的不同压裂规模下的数据三、水平井设计要点（五）水平井井网优化

13、 复合型井网是针对裂缝孔隙型低渗透油藏的井网 对于孔隙裂缝型低渗透油藏水平井注水开发井网，是按照直井井网在裂缝里注水的思路设计，水平段平行于裂缝三、水平井设计要点（五）水平井井网优化右图为右图为150m150m450m450m菱形反九点法井网，井排与裂缝方向平行菱形反九点法井网，井排与裂缝方向平行如果裂缝方向认识清楚如果裂缝方向认识清楚, ,可以按照既定的程度进行可以按照既定的程度进行如果裂缝方向认识不清楚，注水井排的油井大部分没有发生水窜，含水比预如果裂缝方向认识不清楚，注水井排的油井大部分没有发生水窜，含水比预测的要低，暂不能转为注水井。此时，由于注采井距不均衡，平面矛盾大，测的要低，暂不

14、能转为注水井。此时，由于注采井距不均衡，平面矛盾大，将有较多的储量处于注水的二线，不能很好的动用将有较多的储量处于注水的二线，不能很好的动用, ,最后还得转注最后还得转注三、水平井设计要点（五）水平井井网优化（稠油注蒸汽采油井网） 对稠油油藏来讲合理的水平井布置可以提高原油采收率并加快稠油采油速度。 主要有七种基本井网。 改进的七点法井网；七口井井网；改进的九点法井网；改进的反五点法井网；改进的反九点法井网；改进的反十三点法井网；水平行列井网三、水平井设计要点（五）水平井井网优化 水平井井网与直井井网相比除是单层和多层外，平面和层内矛盾突出，平面上调整余地小，所以在井网优选时应考虑有两个以上受

15、效方向的井网 水平井井网与直井井网另一个不同是，井距与排距并不能完全构成水平井井网还存在水平段长度即穿透比问题。对水平井井网是由井距、排距和水平段长度三个因素确定的。在井网优化中合理的穿透比是不可忽视的因素三、水平井设计要点（六）水平段长度优化 水平井注水开发井网设计的核心是水平段长度优化，水平段长度直接影响各项参数和开发效果 水平段长度影响着采油指数、生产压差、无水期，含水上升速度等 水平段长度与穿透比匹配关系 水平段长度影响着底水油、气藏的水锥临界产量计算 水平段长度决定了水平井单井控制储量、累计产量等三、水平井设计要点（六）水平段长度优化水平井开发的三个目标 提高单井产量 减少井数 提高

16、采收率 三个目标缺一不可，三个目标都体现在水平段设计上三、水平井设计要点（六）水平段长度优化1、水平段设计思路2、水平井单井控制面积(Ao)表达式3、水平井单井控制面积(Ao)计算方程组4、水平井单井控制面积(Ao)影响因素5、水平井生产能力的确定6、流动状态及水力阻力计算7、考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程8、物理意义9、计算框图10、实例计算三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1、水平段设计思路设计思路基于两点： 许多解析解水平段长度计算公式，不适合减少井数的要求；国外提出的替换比概念基本上可以满足减少井数的要求，但还需要有一套计算方法 从水平段长度与水平井、直井的采油指数比值，为

17、直线关系表明，属于流入方程的范畴，没有考虑水平段的阻力损失；水平段中的流动属于水平圆管流，流体在水平井筒的流动阻力较大，需要一套充分考虑水力阻力的设计方法。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 以水平井整体开发的油、气藏，在开发部署中需要解决的重要问题之一，就是合理的井网密度。大多数的产能方程有一假设条件，水平井的单井控制面积与直井相等，尽管水平井初期产油量可为直井的2-6倍，但由于单井控制储量与直井相同，累计产量比直井稍高。从经济角度来看水平井的建井成本比直井高数倍，所以经济效益较差。三、水平井设计要点（六）水平

18、段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 塔中402C油藏水平井开发截止2 0 0 6 年 底 平 均 单 井 累 计 产 量 为124.8104t，累计产量高的基本条件，就是单井控制储量大，五口水平 井 平 均 单 井 控 制 地 质 储 量225104t。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 F.M.Giger建立了面积采油指数的概念2并提出了替换比的计算方法。所谓替换比，即相当一口水平井产量的直井井数，如替换比为2.6，也就是一口水平井产量与2.6口直井的产量相

19、等。它反映了水平井与直井泄油面积的差别。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 面 积 采 油 指 数 即 采 油 指 数 被 泄 油 面 积 除（J/re2）,一个油田，井距相同，采油指数相同，当以同样产量生产时,泄油面积相同，面积采油指数也相同。可以用此概念建立水平井和直井的关系。若有两个系统有相同的面积采油指数，Ji/rie2= Jj/rje2，但两个系统的采油指数、泄油面积可以不同，只要商相同即可。一个系统为直井，另一个系统为水平井，可推导出水平井与直井的关系。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、

20、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 替换比指的产量如果是初产量，那么累计产量又是什么关系呢？主要决定水平井与直井的递减率是否一致。人工注水和天然水驱是我国油田的主要开发方式，研究表明，无水采油期水平井比直井长，而含水采油期由于直井在平面上调整余地比水平井大（方向多），水平井的含水上升速度比直井快。 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 塔里木塔中402C油组油藏已有三口水平井、两二口直井含水达97%左右已结束采油。平均单井开采数据见表1。根据F.M.Giger提出的替换比计算公式，

21、对塔中402C油组油藏的水平井进行计算（参数见表2），替换比（RR）为3.44。水平井与直井开采指标对比中，水平井与直井相比累计产油量为3.78倍二者相近。上述分析可以理解为，在地质和开采技术界限相同的条件下，替换比为初期产量之比，累计产量之比及控制面积之比。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式井别关井前含 水，%累计产 油，104t累 计产水， 104m3 无水采油期含 水采 油量104t无水采收率,%水 驱采 收率%平 均含 水上 升率 ，%月数累 计产 油104t百 分数,%水 平井*99.9-97.4103

22、.1364875.473.127.740.7455.76.73直井99.9-90.727.4212812.846.914.522.8448.93.66表1 塔中402C油组油藏已结束采油的五口井平均开发数据从表1还看出塔中402C油组油藏水平井水驱采收率为55.7%，直井水驱采收率为48.9%，水平井比直井水驱采收率高6.8个百分点。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式re，mrw,mrwh,mL,mh,mre/ rwkh/kvrw/rw2500.120.12500602083.33419.4表2 塔中402C油组

23、油藏替换比计算参数三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-2 2、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )表达式表达式 根据上述分析得到水平井供给半径（reh）及水平井单井控制面积(Ao)表达式：)1(.)1(5.02RevehERRrr)2.().1 (2RevoERRrA式中：ER为水平井比直井水驱采收率提高值（小数），取0.05。RR-替换比rev-直井供给半径(m)三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 计算水平井单井控制面积(Ao)，首先计算不同水平段长度下的替换比（RR），以替换比

24、确定水平井的供给半径（reh）,然后再计算水平井单井控制面积(Ao)。本文的计算方程是由S.D.Joshi提出的修正替换比计算公式3变换而来，因此从头列出。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 F.M.Giger提出的替换比计算公式： )3.(1WDRewWDwwvrrRrr)4.(2421lhkkwhwvvhhrLr三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 S.D.Joshi提出的修正替换比计算公式，见式（5）、式（6）、

25、式（7）、式（8）。对F.M.Giger提出的替换比计算公式，进行了两方面改进，一是在式（8）中引入(Kh/Kv)值体现了非均质的影响；二是 令reh=L。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 S.D.Joshi提出的修正替换比计算公式)5.(/1)/1(,RRevweffwrrwrRRr)6.()/5 .0(14121)2/(5 .04ehrLla)7.(Lrwh三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 本文对S.D.Jo

26、shi的替换比计算公式,根据计算水平井单井控制面积需要进行修改：将（1）式分别代入式（6）、式（8）整理后得到式（9）、式（10）。从整理后的公式看出，式（6）、式（8）中的水平井供给半径（reh）已被reh的表达式所代替，也就是说在替换比（RR）求解过程中，水平井供给半径（reh）的因素也同时考虑了。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 式（5）、式（9）、式（10）、式（2）和式（11）为本文计算水平井单井控制面积等指标的方程组。)9.()5 . 0()1 (4121)2/(5 . 0222LERRrLa

27、Rev)10.()1 ()2(11 2)2()1 (2/5 .0,RLhwReveffwEaLahrERRLrr)11).(/(/)/(/,effeehwevvhrrLnrrLnJJ三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 为了检查本文方程组计算结果的可靠性，同时对S.D.Joshi和F.M.Giger的公式进行了同样的计算，采用试凑法进行计算，油藏参数见表2。 三种计算方法中都有两个直井井径（rwv,eff）计算公式 S.D.Joshi方法为式（3）、式（4） F.M.Giger方法为式（5）、式（8） 本文方

28、法为式（5）、式（10）。 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 两个方程中自变量为替换比（RR），其它均为常数。 计算采用Excel软件，其过程是:给定一个替换比的值（两位小数）分别计算两个直井井径（rwv,eff），然后比较大小，当两个直井井径（rwv,eff）之差的绝对值最小时，相应的替换比值就是所求的结果。依此调整替换比的值增大或减小，直到满足要求。 再用式（2）计算单井控制面积等。三种方法计算结果见表3、图1。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(

29、Ao(Ao) )计算方程组计算方程组三种方法计算结果对比表L,m本文方法S.D.JoshiF.M.GigerRRA o , km2RRA o , km2RRAo*,km23002.290.432.290.282.640.524002.820.532.810.503.180.625003.300.623.320.793.690.726003.760.703.821.134.170.827004.200.784.341.544.650.918004.640.874.872.015.121.009005.070.955.422.545.581.1010005.51.036.013.146.051.1

30、911005.921.106.643.806.521.28表3 三种方法计算结果对比表三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 上述计算结果看出单井控制面积、替换比与水平段长度关系0.001.002.003.004.005.006.007.0030040050060070080090010001100水平段长度，m替换比0.000.501.001.502.002.503.003.504.004.505.00单井控制面积，km2本文 RRJoshi RRGegor RR本文 AoJoshi AoGegor Ao三、

31、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组上述计算结果看出： 1、替换比（RR）的计算：三种方法计算结果相近，本文方法低值，F.M.Giger方法为高值，最大相差0.6，相对误差0.092%。S.D.Joshi为中间值。 2、单井控制面积：由于S.D.Joshi方法将水平段长度（L）作为供给半径，计算结果偏大；F.M.Giger方法（反算）与本文方法相近平均相对误差15.7%。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-3 3、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )计算方程组计算方程组 3、与水平井产量

32、相当的直井半径：与水平井产量相当的直井井眼半径是计算水平井与直井采油指数比的重要依据。从图2看出F.M.Giger方法呈高值，本文方法呈低值，S.D.Joshi方法于中间。从S.D.Joshi方法数据变化趋势来看，水平段长800m以前与本文方法接近，水平段长大于800m与F.M.Giger方法接近。 综合上述分析表明，本文提出的计算方法满足设计的需要。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-4 4、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )影响因素影响因素1、直井供给半径 直井供给半径rev是计算替换比和水平井单井控制面积的重要参数，在进行水平井开发方案设计时，可能还没有直井井网

33、，特别是进行稳定试井录取产能方程资料时，是在评价井上进行的也没有直井井网。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化- 4 4、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )影响因素影响因素直井供给半径00.20.40.60.811.21.40200400600800直井供给半径/m单井控制面积/km2水平段300m水平段500m水平段700m水平段900m三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-4 4、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )影响因素影响因素1、直井供给半径（1）设计的水平段越长，直井供给半径（rev）的大小对水平井的控制面积影响越大，水平段长度在300

34、m以下影响较小，当水平段长度在900m时影响比较大；（2）直井供给半径（rev）越小，对水平井的控制面积影响越大，随直井供给半径（rev）的加大影响变小，直井供给半径（rev）大到一定程度时影响非常小。（3）如何确定，当水平段长度大于300m时，要根据不稳定试井的探测半径、同类油藏井网综合确定，一般200-300m。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-4 4、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )影响因素影响因素2、油层渗透率 从图4看出，垂直渗透率越高（Kh/Kv越低），曲线位于上方，水平段长度相同时，单井控制面积越大。垂直渗透率变化对单井控制面积的影响与替换比对单井控

35、制面积的影响，二者变化趋势一致，因为垂直渗透率高、替换比大。不同渗透率比值下水平段长度与单井控制面积关系00.20.40.60.811.21.4020040060080010001200水平段长度,m单井控制面积,km2kh/kv=10kh/kv=5kh/kv=3kh/kv=2三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-4 4、水平井单井控制面积、水平井单井控制面积(Ao(Ao) )影响因素影响因素 3、油层厚度薄油层厚度更适合水平井开发，从图5看出，油层厚度小，曲线位于上方，水平段长度相同时，单井控制面积越大。薄油层水平井开发与直井相比效果更好，因为L/h大。不同厚度下水平段长度与单井控制面积关

36、系00.20.40.60.811.21.41.6020040060080010001200水平段长度,m单井控制面积,km2h=5h=10h=20h=30h=40h=50h=60图5 不同厚度下水平段长度与单井控制面积关系图 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-5 5、水平井生产能力的确定水平井生产能力的确定 根据公式（11）计算水平井与直井采油指数比，并依据稳定试井提供的直井采油指数求得水平井的采油指数和水平段长度的米采油指数（MJ），为下一步水平段长度的确定，提供参数(见表4)。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-5 5、水平井生产水平井生产能力的确定能力的确定水平段长、替换比、单

37、井控制面积、采油指数关系，为流入方程数据L，mRR Ao,km2Jh,t/d.MpaMJ,t/d.Mpa.m3002.290.43451.991.514002.820.53555.151.395003.300.62650.711.306003.760.70742.571.247004.200.78830.711.198004.640.87919.111.159005.070.951005.761.1210005.51.031092.671.0911005.921.101177.801.0712006.331.181261.141.05表4 水平段优化设计参数汇总表三、水平井设计要点（六）水平段

38、长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 大多数油藏工程师提出的水平井产能计算公式，其水平段长度与采油指数均为线性关系，甚至有的偏向采油指数轴，这种计算方法直接用于水平段设计显然不合理。但是从油藏工程出发，属于稳定流、井底附近单相流体条件下，水平段长度与采油指数为线性关系也是正确的。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 流体在水平井筒中的流动属于水平圆管流，它应包含在流出曲线内。关于水平井筒的流动阻力及对水平段长度的影响，学者B.J.Dikken于1989年发表的论文4，对我们研究此问题是可以借鉴的。三、水平井设计要

39、点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 流体在水平井筒中的流动状态现在已有实际测试资料（见图6）。水平段从B点到A点各断面的流速不同而且是由小到大。从已有的三口井测试资料看出从B点到A点各断面的流速不为线性关系。H4井水平段产液剖面01002003004005006007008003740 3760 3780 3800 3820 3840 3860 3880 3900 3920 3940 3960 3980 4000 4020 4040 4060 4080 4100 4120 4140 4160 4180 4200 4220深度(m)流量(M3/d)q图6

40、 H4井水平段流量剖面三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 水平段井筒中的压力分布（见图7）看出，B点的生产压差为9.6psi，A点的生产压差为10.9psi，即B点的流动压力比A点高1.3psi。该压力分布与图6中，从B点到A点各断面的流量分布是相关的。图7 H4井水平段生产压差剖面三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 B点的流动压力比A点高，流体才能从B点流向A点；B点的流速低是因为生产压差小；A点的流速高是因为生产压差大，A点的生产压差更接近全井的生产压差。B点的生产压差为什么

41、小是我们研究的内容。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算 对外径140mm和178mm的套管,水平段井筒中流动状态进行测算和分析。我国水平井完井方式，大部分采用射孔和割缝套管两种。割缝套管除有切割缝外，表面光滑。射孔完井套管表面粗糙，相对粗糙度约为1/31左右。在此条件下雷诺数大小可忽略，流动进入紊流状态。水平段井筒水力阻力计算采用下式： 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-6 6、流动状态及水力阻力计算流动状态及水力阻力计算式中:Pf-水力阻力(at)qw-流量(m3/s)-运动粘度(m2/s)L-长度(m)D-水平井筒内径(m)-

42、原油密度(kg.s2.m4)m-流态指数割缝套管完井， m=0.25射孔完井, m=0.15)12.(.521LqCPmtf)13(.8)4(3164.0521DDCm三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程 文章的第一部分已计算出的水平井采油指数，应该满足三个条件：稳定流；保持压力开采；流动压力高于饱和压力。方程（14）为在上述三个条件下的流入方程，qw为在生产压差P下流向水平井的产量。)14.()(PLMJLqw式中：P-生产压差（Mpa）MJ-水平段长度的米采油指数(t/d.Mpa.m)L-水平段长度(m)。

43、三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程 方程（15）为水平段的流出方程，qt（L）为克服水平段井筒水力阻力的产量。)15.()()(2LPPMJCLqft)16.(.)864000(2bC 式中：三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程 将（12）式代入（15）式整理后得到式（17）为水平段的流出方程与流入方程关系式)17.()(4233221mmmmtLpMJCCCPLMJLq)18.(1013mC式中：三、水平井设计要点（六）水平

44、段长度优化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的产能修正方程 将（17）式微分整理后得到式（19）)19.()4()(3233221mmmmtLPMJCCCmPMJdLLdq0)4()(3233221mmmmtLPMJCCCmPMJdLLdq)20.(.31324mmmmPMJCL)21.(.)4(3132214mmCCCmC整理后分别得到（20）式式中：三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义图由（14）式、（17）式、（19）式计算而得。图8 水平段长度（L）优化图三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义1、水

45、平段长度的确定流入方程qw(L)是一条通过原点的直线，产量随水平段长度增加而增加；流出方程qt(L)是一条通过原点的曲线，是在流入方程的基础上扣除水平井筒水力阻力后，剩余压差的产量。随水平段长度和流出产量的增加，水平井筒水力阻力也在增加，剩余压差的产量减小，直至为零，水平段产量不再增加；图上第三条线为流出方程qt(L)的导数方程，当导数方程qt(L)=0时，其横坐标为LB 为水平段长度（L），相对原方程qt(L)的极大值,也对应水平段的B点。水平段长度（L）可以根据公式（20）计算。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义2、生产压差对水平段长度的影响 利用公式（20）

46、计算的水平段长度（L）是流出方程qt(L)的极大值,也就是说在此点后再增加水平段长度，产量也不会再增加，在此点产量是最大的。 用公式（20）计算的水平段长度（L）需要生产压差参数，生产压差的大小如何确定？图9为根据式（20）绘制的，不同米采油指数(MJ)下的生产压差（P）与水平段长度（L）关系曲线。从上述曲线看出：三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义（1）米采油指数(MJ)值小的位于曲线上方，值大的位于曲线下方，表明：在生产压差（P）相同时，要达到产量的最大，其水平段长度与米采油指数(MJ)值成反比，采油指数(MJ)值大所需水平段长度小，采油指数(MJ)值小所需水平

47、段长度大。不同MJ下生产压差与水平段长度关系曲线02004006008001000120014001600180000.511.522.533.5生产压差，Mpa水平段长度mLL,MJ=0.5LL,MJ=1LL,MJ=1.5LL,MJ=2LL,MJ=3图9 生产压差与水平段长度关系曲线三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义（2） 从图9还看出，生产压差放大到一定程度，水平段长度的减小已不敏感，即随生产压差的加大，水平段长度减小的幅度已非常有限； 随生产压差减小时，水平段长度增加，当生产压差减小到一定程度时，即随生产压差的减小水平段长度急剧增加，达到不可能的程度，因此生

48、产压差应有一个合理范围。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义（3） 图10中有六个生产压差的六组曲线，其生产压差与水平段长度呈反比关系。 生产压差由3M pa放大到4Mpa时，日产油增加176t/d，水平段长度只减少26m； 生产压差由0.5Mpa缩小到0.2Mpa时，日产油减少100t/d，水平段长度增加159m。生产压差太大，太小都不是最优的。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义2、生产压差对水平段长度的影响图10 不同生产压差下水平段长度与产油量关系曲线 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义（4）为进一步

49、搞清生产压差与水平段长度变化关系，不同水平段长度区间下，增加或减小0.1Mpa压差，水平段长度的变化（见图11）。从图看出，0.51.0Mpa相对合理，从不同米采油指数(MJ)下的各条曲线（图9）来看，生产压差合理的范围随米采油指数(MJ)越小，合理范围应宽一些。图11 生产压差增减0.1Mpa水平段长度变化曲线水平段长度与日产油百分数关系曲线00.20.40.60.811.200.20.40.60.811.2相对水平段长度,小数相对日产油,小数P=0.2P=0.5P=1P=2P=3P=4图12 水平段长度与产油量百分数关系曲线三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义3

50、、不同水平段下设计产量的确定 从qt(L)曲线变化趋势看出，当曲线接近最大产量时，曲线偏向水平段长度轴，即随水平段长度增加，产量增加幅度变小。 图12为二者百分数关系曲线，看出不同生产压差下的数据关系很好。 设计时为使水平段长度留有一定的余地，可以将水平段长度80%时的产量，即85-90%的产量作为设计产量。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-8 8、物理意义物理意义3、不同水平段下设计产量的确定00.20.40.60.811.200.20.40.60.811.2相对水平段长度相对日产油生产压差0.2Mpa生产压差0.5Mpa生产压差1Mpa生产压差2Mpa生产压差3Mpa生产压差4Mpa

51、三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-9 9、计算框图、计算框图 计算框图三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算第一步 油藏参数准备14项Kv， mDKh, mD h,mB,m3/m3,mpa.s地下,kg.s2/m4地面,kg.s2/m4,t/m318054029.91.1165.40.7850.8230.823表5 某油藏参数表rvw， mrve， mrhw， mDht， m Jv,t/d.MpaV,104t/kg2.m0.12500.10.12548.39.5表5续 某油藏参数表三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算第二步 用

52、公式（5）、式（9）、式（10）、式（2）计算替换比（RR）和单井控制面积第三步 根据公式（11）计算水平井与直井采油指数比，并依据直井采油指数求得水平井的采油指数和水平段长度的米采油指数（MJ）。 计算结果见表6三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算计算结果LRRAoJhMJLRRAoJhMJ6504.72 0.879985 231.5586 0.3562441001.52 0.283385 73.78362 0.7378367004.960.92473 243.5274 0.3478961501.89 0.352367 91.85607 0.612374750

53、5.19 0.967611 255.0154 0.3400212002.26 0.421349 109.9727 0.5498638005.42 1.010491 266.5211 0.3331512502.59 0.482873 126.1681 0.5046738505.65 1.053372 278.0445 0.3271113002.9 0.540669 141.4143 0.4713819005.88 1.096252 289.5855 0.3217623503.19 0.594736 155.7051 0.4448729506.11 1.139133 301.1444 0.3169

54、944003.46 0.645074 169.0351 0.42258810006.34 1.182014312.721 0.3127214503.73 0.695412182.389 0.40530910506.57 1.224894 324.3154 0.3088725003.98 0.742021 194.77510.3895511006.79 1.265911 335.42250.304935504.23 0.788631 207.1817 0.37669411507.02 1.308791347.052 0.3017846004.480.83524219.609 0.36601512

55、007.24 1.349807 358.1927 0.298494表6 水平井指标计算结果表三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算第四步综合确定生产压差及计算方案。本油田确定两个生产压差1.5和2.0Mpa，两种套管外径140mm和178mm及两种完井方式割缝和射孔等共八个方案。根据公式（20）进行计算，计算结果见表7 项目生产压差1.5Mpa生产压差2.0Mpa（1）（2）（3）（4）（5）（6）（7）（8）51/2”51/2”7”7”51/2”51/2”7”7”割缝射孔割缝射孔割缝射孔割缝射孔L,m6035131012858548463917771Qt,t/d

56、246211295306261430365MJ0.370.370.310.310.380.380.320.32345表7 水平井方案计算结果表三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算2、水力阻力相比，套管外径178mm 比140mm的水力阻力低一半以上，但投资也大。3、射孔比割缝套管完井水力阻力大是肯定的，本文只是估算，需实验验证。图13 （1）及（2）方案水平段长度与产油量关系曲线图14 （3）及（4）方案水平段长度与产油量关系曲线三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-10、实例计算、实例计算第四步 综合确定生产压差及计算方案。图15 （5）及（6）方案水平段长

57、度与产油量关系曲线图16 （7）及（8）方案水平段长度与产油量关系曲线 三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算第六步推出对比方案。（1）及（3）号方案可以做作对比方案进行经济评价（见表8）。 、（1）号方案在外径140mm套管中是较优的，水平段长度适中，设计单井日产油可满足采油速度2.85%。井网密度和单井控制储量达到稀井高产要求。 、（3）号方案在外径178mm套管中是较优的，但需要经济评价。三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算第六步推出对比方案 开发指标汇总设计水平段长度，m设计单井日产油*，t/d井网密度，井/km2单井控制储

58、量，104t采油速度，%方案（1）6002091.19248.62.85方案（2）5001791.35219.02.78方案（3）10002930.85349.32.85方案（4）8502500.95310.82.74方案（5）5502601.27233.83.77方案（6）4502221.43207.23.63方案（7）9003660.91325.63.81方案（8）7503101.03287.13.66三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算两个推荐方案割缝套管直径140mm及178mm方案水平段/m单井日产油/t单井控制面积/km2单井控制储量/104t采油速

59、度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算两个推荐方案割缝套管直径140mm及178mm方案水平段/m单井日产油/t单井控制面积/km2单井控制储量/104t采油速度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井设计要点（六）水平段长度优化-1010、实例计算、实例计算 当L800米，砂体宽可设计为分支井方案水平段/m单井日产油/t单井控制面积/km2单井控制储量/104t采油速度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井设计要点（七）老油油田水平井剩余