水平井完井理论与技术

水平井完井理论与技术研究中国石油大学(华东)石油工程学院2011年2月陈德春

Tel13963389196

E_mai:chendc@chendechun2001@目录前言1.水平井油气水三相流入动态研究2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究3.水平井变密度射孔优化设计模型4.水平井分段射孔完井技术5.水平井完井技术参数敏感性研究前言

水平井优势：控制泄油面积大、生产压差小、投入产出比高、用于特殊类型油藏、特殊环境油藏、直井开发无经济效益的油藏。水平井技术已上升到油气田开发战略措施的地位

国外水平井应用：

水平井技术于1928年提出；

20世纪40年代付诸实施；

到了20世纪80年代得到广泛工业化应用；

1986年以来，水平井钻井平均每年增加250%；

2010年，全世界有水平井5万口左右。15.9%42.9%41.2%水平井技术已上升到油气田开发战略措施的地位国内水平井应用：

1965年完钻磨3井，是第三个钻成水平井的国家；

1990年以埕科1井为标志，水平井技术和数量飞速发展；

2010年6月，全国有水平井4000多口。图1-1中石化水平井发展历程图1-2胜利水平井发展历程前言

国内与国外水平井技术上的差距：

投入产出比达到世界平均水平；

水平井所占的比例仍然较低。图1-3水平井与总井数之比比较水平井技术已上升到油气田开发战略措施的地位前言射孔完井和筛管完井是最常用的水平井完井方式

水平井主要的完井方式有5类：

裸眼完井

割缝衬管完井

砾石充填完井

带管外封隔器（ECP）完井

固井射孔完井

国内水平井90%采用射孔完井和筛管完井：

射孔完井是最常用也最实用的完井方式；

筛管完井主要用于稠油疏松砂岩油藏防砂，分割缝筛管完井和贯眼筛管完井。前言水平井射孔完井和筛管完井技术仍存在诸多问题

水平井射孔完井技术存在的问题：

射孔完井参数对油气经济开采、井的产能、套管强度、井壁稳定、油气采收率等有很大影响。由于研究时间短和技术本身复杂性等导致水平井完井理论落后于工程应用水平：

(1)设计完井长度时考虑的影响因素不全面；

(2)通过解析方法得到的产能公式差别很大，有各自局限性，其可信度也值得推敲；

(3)半经验半解析模型应用效果一般；

(4)很多油田开展了边底水油藏水平井变密度射孔来防止或延缓水气

脊进，但理论依据不太充分，效果不好。前言

水平井筛管完井技术存在的问题：

(1)筛管完井参数设计处于半经验状态；

(2)不同理论设计出的筛管完井参数差别很大使得设计者难以决策；

(3)设计时地层参数对完井参数的影响考虑不全面，一般仅考虑地层砂直径对割缝宽度的影响，而很少考虑其对筛管强度和筛管变形的影响；

(4)不同设计理论没有得到优化组合：偏于追求强度将导致筛管花费大，偏于追求高产能，将导致防砂作用弱甚至防砂失效和后期作业费用高；

(5)稠油粘度受温度影响非常大，在开采热采稠油边底水油藏时筛管完井参数设计不合理会导致入流剖面极不均匀而使某些部位过早见水。水平井射孔完井和筛管完井技术仍存在诸多问题前言近年来，水平井大多是油气水三相共同生产。研究水平井油气水三相流入动态关系对水平井开发油田的油藏工程研究和采油工艺技术分析与设计具有重要的作用。基于Petrobras关于垂直井油气水三相流入动态研究思想，用修正的Cheng方法描述其中的油相IPR，建立水平井油气水三相流入动态的计算模型。1.水平井油气水三相流入动态研究（1）水平井产油（液）指数计算法（2）基于油藏数值模拟计算分析的溶解气驱油藏水平井流入动态计算方法目前研究水平井流入动态的方法：基于均质、等厚、顶部和底部均为不渗透隔层、一口与顶底面平行的水平井、单相流体稳定渗流状态的产能计算模型。

基于对油藏数值模拟计算结果回归所得到的溶解气驱油藏水平井产能计算模型。

1.1计算模型的建立基于Petrobras研究思路，建立了水平井油气水三相流入动态曲线：

A为假设该井含水率为0时油井IPR曲线，称油气IPR曲线

B为假设该井含水率为100%时油井IPR曲线，称水IPR曲线曲线C为该井实际含水率时油井IPR曲线，称为油气水三相IPR曲线1.水平井油气水三相流入动态研究1.1计算模型的建立水IPR曲线用达西定律来描述；油气IPR曲线分2段描述：当井底流压（文中的井底流压指水平井筒跟端处流压）大于等于饱和压力时用达西定律来描述；当井底流压小于饱和压力时用修正的cheng方法来描述。水平井油气水三相流入动态曲线的实质是按含水率取油气IPR曲线和水IPR曲线的加权平均值。计算中可按产量加权平均，也可按流压加权平均。

1.水平井油气水三相流入动态研究1.1.1水平井采液指数的计算模型（1）当井底流压大于饱和压力时，水平井的采液指数为：（2）当井底流压大于油气IPR极限产量所对应的油气水三相IPR上压力,且井底流压小于饱和压力时，水平井的采液指数为:1.水平井油气水三相流入动态研究1.1.1水平井采液指数的计算模型（3）当井底流压小于油气IPR极限产量所对应的油气水三相IPR上压力时，水平井的采液指数为：所以，对某一水平井而言，已知饱和压力、油藏平均压力、油井含水率和一个测试点的油井产液量及其对应的井底流压，利用上述计算模型可以计算该井的采液指数。

1.水平井油气水三相流入动态研究1.1.2水平井油气水三相流入动态计算模型水平井油气水三相流入动态反映了油井产液量与井底流压的关系，可根据不同的井底流压计算对应的产液量或根据不同产液量的计算对应的井底流压，从而绘制水平井的油气水三相流入动态曲线。本文建立了根据不同井底流压计算对应产液量的水平井油气水三相流入动态计算模型。通过该计算模型的变换，也可建立根据不同产液量计算对应井底流压的水平井油气水三相流入动态计算模型。1.水平井油气水三相流入动态研究1.1.2水平井油气水三相流入动态计算模型（1）当井底流压大于饱和压力时，水平井的产液量为：（2）当井底流压大于油气IPR极限产量所对应的油气水三相IPR上压力，且井底流压小于饱和压力时，水平井的产液量为：1.水平井油气水三相流入动态研究1.1.2水平井油气水三相流入动态计算模型（3）当井底流压小于油气IPR极限产量所对应的油气水三相IPR上压力时，水平井的产液量为：式中：1.水平井油气水三相流入动态研究1.2计算分析1.2.1已知数据已知油藏压力为41.5MPa，饱和压力为30MPa，油层厚度为25m，供给半径为250m，井筒半径为0.062m，渗透率为165×10-3μm2，水平井筒长度为450m，原油密度为840kg/m3，原油粘度为1000mPa.s，原油体积系数为1.2，生产气油比为100m3/m3，天然气相对密度为0.8，含水为50%，测试点的压力为25MPa，测试点的流量为37m3/d。1.水平井油气水三相流入动态研究1.2.2水平井筒变质量流动阻力的影响由于沿水平井筒各射孔处均有流体从油层流入井筒，从水平井指端到跟端，井筒内质量流量不断增加，因而，水平井筒内流体的流动为变质量多相管流。流体从油藏流入井筒再流向水平井跟端的过程中存在流动压力降，影响着水平井筒各射孔处的流量和水平井流入动态关系。为研究水平井井筒变质量流动阻力对油气水三相IPR的影响，本文采用广泛应用的Beggs-Brill方法计算水平井筒多相管流的压力降。对不同井筒流量和流体粘度条件下的水平井筒流动压降进行了计算分析，计算结果见下页表。1.水平井油气水三相流入动态研究1.2.2水平井筒变质量流动阻力的影响井筒流量（m3/d）井筒总压降(MPa)流体粘度为10mPa.s流体粘度为1000mPa.s106.48×10-52.69×10-4501.01×10-34.08×10-31003.31×10-31.31×10-25005.31×10-20.2010000.180.6530001.224.0250002.908.801.水平井油气水三相流入动态研究1.2.3与水平井产油（液）指数计算法的对比5种计算方法的计算结果对比

1.水平井油气水三相流入动态研究1.2.4与Cheng方法的计算对比本文模型与Joshi方法和Cheng方法的计算结果对比1.水平井油气水三相流入动态研究1.3小结（1）基于Petrobras关于垂直井油气水三相流入动态的研究思想，建立了水平井油气水三相流入动态的计算模型，可用于水平井生产油气水三相流体时的产能预测和举升工艺设计。（2）计算结果表明，目前常用水平井产油（液）指数计算的Borisov方法、Giger方法、Joshi方法、Renard方法以及溶解气驱油藏水平井流入动态计算的Cheng方法的计算结果与本模型的计算结果存在较大差异，因此建议采用本模型计算含水水平井流入动态关系。（3）分析认为，低产、低流体粘度的水平井流入动态计算中可以忽略水平井筒变质量流动阻力的影响。1.水平井油气水三相流入动态研究水平井生产过程中，要维持水平生产井段中流体的流动，其趾部(水平生产井段始端)与跟部(水平生产井段末端)之间必然存在压力差。水平生产井段中压力差的存在势必引起油藏渗流过程中压降分布不均匀，其结果是趾部对油井生产的贡献较小，在跟部却极易导致过早见水(气)，极大地降低原油产量和油藏最终采收率。为了减缓水平生产井段压降对油井生产的负面影响，许多学者提出了不同的解决方法，如变密度射孔、采用尾管完井或使用可远程控制的井下流入控制阀等。本文研究了尾管长度、尾管直径以及产量对水平生产井段压降的影响规律，得出了一些有益的结论，为以后的深入研究打下坚实的基础。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.1尾管完井水平井筒压降计算模型的建立图2-1尾管完井水平井筒流动示意图2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.1尾管完井水平井筒压降计算模型的建立在水平生产井段中下入尾管，由于井被分隔成两个部分，在计算水平生产井段中的压力分布时将井筒分为两部分，即无尾管部分和有尾管部分，分别计算其压力分布。用表示环空和井筒中的压力：

x表示距跟部的距离。定义为无穷远处的压力PR与井筒某处压力之差，即：2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.1尾管完井水平井筒压降计算模型的建立则井筒某处的流入量为：为每米采液指数

计算微元段的长度

在尾管末端处，流量和压力满足连续性条件，即：2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.1尾管完井水平井筒压降计算模型的建立射孔水平井水平段压降计算模型采用Su的计算模型。Su等人把水平井水平段压降分为四部分：管壁摩擦造成的压降加速度造成的压降径向流入的流体和主流混合产生的压降孔眼孔眼粗糙度造成的压降2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2算例分析2.2.1基本参数矩形油藏中心一口水平井，井筒长度为2000m，地层渗透率为0.293μm2，油藏供给压力为23MPa，每米采液指数为24.2268(m3/d)/MPa/m，套管内径为162.6mm，尾管内径为101.6mm，尾管外径为114.3mm，套管和尾管管壁粗糙度均为0.5867mm，地下原油粘度为0.5mPa.s，地下原油密度为860kg/m3，孔眼直径为12mm，射孔密度为16孔/m，产液量为3000m3/d。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.2尾管长度影响图2-2不同尾管长度情况下的水平生产井段跟部流入动态曲线2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.2尾管长度影响图2-2不同尾管长度情况下的水平生产井段压力分布曲线2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.2尾管长度影响图2-4尾管长度与无因次数曲线从图2-4可以看出，对于一定长度的水平生产井段，存在一个最佳的尾管长度。

2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.3尾管直径影响取水平井筒长度为2000m、尾管长度为700m、产液量为3000m3/d，其他参数保持不变，研究了不同尾管直径（89mm、101.6mm、114.3mm、127mm和139.79mm）对压降分布的影响，结果如图2-5～图2-7所示。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.3尾管直径影响图2-5不同尾管直径情况下的水平生产井段跟部流入动态曲线2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.3尾管直径影响图2-6不同尾管直径情况下的水平生产井段压力分布曲线2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.3尾管直径影响图2-7尾管直径与无因次数曲线尾管直径对水平井筒压降分布有较大影响，同样也存在一个合理的尾管直径范围。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.4产量影响图2-8不同产量情况下的水平生产井段压力分布曲线

产量m3/dQ12000Q22500Q33000Q43500Q54000Q64500Q75000Q85500Q96000Q106500Q1170002.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.2.4产量影响图2-9产量与压力降系数曲线从图2-8和图2-9可以看出，在尾管性质一定的情况下，油井产量大小也影响着水平生产井段压降的分布，也即存在一个合理的产量范围。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究2.3小结通过求解水平生产井段压降模型对尾管完井水平生产井段中的压降分布规律进行了研究，得到了水平井尾管完井的最佳尾管长度范围；进行了尾管直径和产量对压降分布影响的敏感性分析，结果表明存在一个合理的尾管直径和产量范围。运用本文的研究结果可以在水平井尾管完井中对尾管和产量进行优选，从而有效地调整油藏渗流过程中的压降分布剖面、避免可能出现的过早见水(气)现象以提高油藏的最终采收率，对水平井生产具有重要的工程价值和指导意义。2.尾管完井水平生产井段压降分布规律研究3.水平井变密度射孔优化设计模型

由于水平井筒中压降的存在，导致水平井跟端生产压降大于趾端生产压降，容易造成井筒跟端附近过早见水(气)，影响油气田采收率。国内外研究表明，调整沿井筒轴向的射孔孔眼密度能够改善水平井流入剖面，有效减缓底水脊进。但均没有完整和系统地考虑油藏流体渗流、流体通过孔眼的流动和水平生产井段流体流动之间的耦合，对水平井生产设计直接指导性差。笔者基于射孔完井水平井生产流体流动压降分析，研究油藏流体渗流模型、射孔孔眼流体流动模型和井筒流体流动压力梯度模型以及流动耦合模型，建立水平井变密度射孔优化设计模型，并分析了多种因素对水平井变密度射孔密度分布和水平井生产状况的影响，为水平井变密度射孔完井提供了设计理论和计算模型。3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立假设无限大油藏中有一口水平井，供液边界压力恒定，图1和图2分别为水平井生产流体流动模型示意图和流动压降示意图。图1水平井生产流体流动模型示意图图2生产流体流动压降示意图3.1.1生产流体流动压降分析流体由A点流到相应的水平井筒xi处的压降为：则：流体由B点流到水平井筒xi处的压降等于流体由B点流到对应的水平井筒xj处的压降与流体从xj处流到xi处的经过水平井筒流动压降之和，即：3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.2油藏流体渗流模型根据水平井生产中油藏流体的渗流特征，分为2种不同渗流区域流体渗流特征研究油藏流体渗流模型（如图2所示），其中区域1为水平生产井段两边的渗流区域，区域2为水平生产井段两端的渗流区域。图2生产流体流动压降示意图3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.2油藏流体渗流模型(1)区域1中油藏流体渗流模型根据Karcher等人的研究：3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.2油藏流体渗流模型(2)区域2中油藏流体渗流模型在水平生产井段的趾端和跟端单元段上，流体由油藏流到井筒的压降为：

3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.2油藏流体渗流模型则在水平井筒趾端和跟端：由式(1)、式(2)和式(3)得到：(2)区域2中油藏流体渗流模型3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.3孔眼流体流动模型

流体通过射孔孔眼的流动通常采用Forchheimer方程来表示：

一个孔眼的体积流速为：所以：积分后处理为：3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.4油藏渗流与孔眼流体流动的耦合模型

(1)网格的划分如图3所示，将水平井筒由趾端到跟端划分为n个网格。图3水平井筒网格划分示意图3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.4油藏渗流与孔眼流体流动的耦合模型

(2)第1网格和第i网格的计算模型

3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.4油藏渗流与孔眼流体流动的耦合模型

(3)第i网格计算模型(i=2，3，……，n-1)

3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立3.1.5井筒流体流动压力梯度模型

流体在水平井筒中流动的压降主要由摩擦压降、加速度压降和孔眼流入的流体与水平井筒中的流动流体混合引起的混合压降组成。流体在水平井筒中流动的总压降为：3.1水平井变密度射孔优化设计模型的建立

计算与分析的基础数据见表1，分析中未射穿污染带时孔深为0.3m，已射穿污染带时孔深0.5m。表1水平井变密度射孔基础数据3.2计算与分析3.2.1均匀射孔与变密度射孔对比图5均匀射孔与变密度射孔孔密对比曲线

图5为均匀射孔与变密度射孔的孔密对比曲线。可以看出：(2)在419m的水平井筒中，均匀射孔需要射8380个孔眼，但在变密度射孔后，在未射穿污染带的情况下，只需要射8101个孔眼，在已射穿污染带的情况下，只需要射7889个孔眼。(1)在未射穿污染带的情况下，当水平井产量为6408m3/d时，均匀射孔保持20孔/m不变进行射孔，而变密度射孔时孔密从最初的20孔/m降到了17.7孔/m；在已射穿污染带的情况下，当水平井产量为7243m3/d时，均匀射孔保持20孔/m不变进行射孔，而变密度射孔孔密从最初的20孔/m降到了16.1孔/m。3.2计算与分析3.2.1均匀射孔与变密度射孔对比b.未射穿污染带图6均匀射孔与变密度射孔的流入剖面关系曲线a.已射穿污染带不论已射穿污染带还是未射穿污染带，变密度射孔都可以保持水平井筒单位长度上径向流入量保持不变，从而达到水平井生产剖面均匀的目的，而均匀射孔，最终会导致在水平井井筒跟端的径向流入量大幅度增加，容易引起水平井井筒跟端过早见水。所以，变密度射孔可以在保持与均匀射孔产量相等的情况下节省射孔成本，并改善流体入井流动剖面，防止底水脊进。3.2计算与分析3.2.2初始孔密对变密度射孔密度的影响

b.初始孔密为20孔/m图7初始孔密对孔密分布的影响曲线a.初始孔密为10孔/m(1)在未射穿污染带的情况下，当水平井产量为6408m3/d时，分别取初始孔密为20孔/m和10孔/m，对其变密度射孔做了对比。初始孔密为20孔/m的射孔方式，孔密从最初的20孔/m降到了17.7孔/m；初始孔密为10孔/m的射孔方式，孔密从最初的10孔/m降到了9.5孔/m。(2)在已射穿污染带的情况下，当水平井产量为7243m3/d时，分别取初始孔密为20孔/m和10孔/m，孔密分别从最初的20孔/m降到了16.1孔/m和最初的10孔/m降到了9孔/m。所以，当初始孔密比较大时，孔密的变化也就越大。当初始孔密较小时，孔密的变化也就越小。已射穿污染带时孔密的变化大于未射穿污染带时孔密的变化。3.2计算与分析3.2.3原油粘度对射孔密度的影响图8原油粘度对变密度射孔密度分布的影响曲线(1)在未射穿污染带的情况下，当水平井产量为6408m3/d时，原油粘度为6mPa·s时，孔密从最初的20孔/m降到了17.7孔/m；原油粘度为0.6mPa·s时，孔密从最初的20孔/m降到了9.2孔/m。(2)在已射穿污染带情况下，当水平井产量为7243m3/d时，原油粘度为6mPa·s，孔密从最初的20孔/m降到了16.1孔/m；原油粘度为0.6mPa·s时，孔密从最初的20孔/m降到了6.5孔/m。所以，原油粘度对变密度射孔密度分布的影响较大。3.2计算与分析3.2.4初始孔密对井底流压的影响

a.已射穿污染带

b.未射穿污染带

图9初始孔密对井底流压的影响不论未射穿污染带还是已射穿污染带，初始孔密越大，井底流压越大；当初始孔密较小时，井底流压的增加幅度明显；当初始孔密较大时，井底流压的增加幅度逐渐平缓。3.2计算与分析3.2.5初始孔密对孔眼压降的影响

b.原油粘度为1mPa.s图10初始孔密对孔眼压降的影响a.原油粘度为6mPa.s

不论未射穿污染带还是已射穿污染带，在不同的原油粘度(原油粘度分别取为6mPa.s和1mPa.s)下，初始孔密越小，孔眼压降越大；初始孔密较小时，孔眼压降的减小幅度明显；当初始孔密较大时，孔眼压降的减小幅度逐渐平缓。未射穿污染带时孔眼压降的变化大于已射穿污染带时孔眼压降的变化。原油粘度较大时，孔眼压降也就越大。3.2计算与分析(1)基于射孔完井水平井生产流体流动压降分析，研究了油藏流体渗流模型、射孔孔眼流体流动模型和井筒流体流动压力梯度模型以及流动耦合模型，建立了水平井变密度射孔优化设计模型，通过优化水平井变密度射孔密度分布，可有效地调节水平井生产流体流入剖面，防止底水脊进，提高了油田的开发效益。3.3结论(3)初始孔密、原油粘度以及是否射穿污染带等影响变密度射孔孔密分布。初始孔密比较大时，射孔密度的变化较大；原油粘度较大时，射孔密度的变化较小；已射穿污染带时射孔密度的变化大于未射穿污染带时射孔密度的变化。(2)变密度射孔与均匀射孔相比，可以减少射孔的密度，降低射孔对套管的损害程度，减少射孔成本。(4)在水平井产量相同的情况下，初始孔密越大，井底流压越大；随着初始孔密的增加，井底流压与初始孔密关系曲线的斜率（斜率大于0）逐渐减小。(5)在水平井产量相同的情况下，初始孔密越大，孔眼压降越小；随着初始孔密的增加，井底流压与初始孔密关系曲线的斜率（斜率小于0）的绝对值逐渐减小；未射穿污染带时孔眼压降的变化大于已射穿污染带时孔眼压降的变化；同时原油粘度较大时，孔眼压降较大。3.3结论4.水平井分段射孔完井方案优化研究水平井开发低渗透油田在国内外得到普遍应用，但也存在一些问题，例如作业成本高、底水脊进严重等。水平井采用分段射孔完井具有降低射孔完井和生产作业成本、延迟水气脊进等优点。国外的研究主要表现在利用油气渗流理论，建立解析或半解析流入动态模型，研究水平井分段射孔完井参数对油井流入动态的影响方面。国内尚未见到相关的报道，为减缓水平井的底水脊进，国内学者主要进行了水平生产井段变密度射孔参数优化的研究。笔者以大芦湖油田的油藏地质资料为基础，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，研究了水平井方位、水平生产井段长度、射孔位置、射孔段的长度以及射孔段数的组合方案对油田开发指标的影响，并进行了水平井分段射孔完井方案优化，为水平井高效开发低渗透油气藏提出了一种新的射孔完井优化设计方法。

4.水平井分段射孔完井方案优化研究大芦湖油田剩余油分布研究的结果表明，剩余储量主要分布在沙三中42、43

、52、64

、73小层，占大芦湖油田剩余储量的61.98%，是下一步挖潜的主力层。4.1水平井井位筛选与方位优化图1大芦湖油田42层剩余油饱和度分布图从42含油饱和度分布图可以看出，42小层存在大面积无井网控制的储量未动用区域。分析认为，42层符合低渗透油田布置水平井的基本要求，选择42层F10-511井南部为目标位置布置一口水平井F12-P12（如图1）。4.1水平井井位筛选与方位优化对F12-P12井位置垂直于天然裂缝方向和平行于天然裂缝方向的方案进行动态预测，预测结果如图2所示。图2F12-P12不同放置位置动态指标对比图

可以看出，F12-P12垂直于裂缝方向开发效果优于平行于裂缝方向的开发效果。

4.1水平井井位筛选与方位优化一般地，水平井的水平生产段越长，与油藏的接触面积越大，产量越高。然而，由于水平井井筒内存在一定的压降，在水平井趾部增加的产量有限。分别制定150m、250m、350m、450m水平段长度的方案，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，研究其对水平井单井控制储量采收率的影响。4.2水平井水平段长度优化图3不同水平段长度时F12-P12井单井控制储量采收率曲线

可以看出，假设水平井使用寿命为20年，水平段长度为350m、450m处时F12-P12井控制储量采收率明显高于水平段长度为150m、250m时的该井控制储量采收率;水平段长度由250m增加到350m时,单井控制储量采收率增加幅度较大,而由350m增加到450m时，单井控制储量采收率几乎不再增加。因此，从经济效益和产能角度考虑，选择水平井水平段长度为350m。

4.2水平井水平段长度优化4.3.1概念设计图4水平井水平生产井段分段示意图

如图4所示，将水平井平均分为5段，每段70m。分别制定当完井初期射开5段、射开4段、射开3段、射开2段和射开1段多个方案，然后通过开发指标对比，优选最佳方案。4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.2完井初期水平段同时射开4段方案优化完井初期射开第2、3、4、5段；第3段含水达到98%时，关闭该段补射开第1段；第3、4、2、5段含水先后达到98%结束。方案5完井初期同时射开第1、2、3、4段；第2段含水达到98%时，关闭该段同时补射开第5段；第3、4、1、5段含水先后达到98%结束。方案4完井初期同时射开第1、2、3、5段；之后第2段、第3段含水先后达到98%关井，关第3段的同时补射开第4段，第4、1、5段含水先后达到98%结束。方案3完井初期同时射开第1、3、4、5段；之后第3段、第4段含水先后达到98%关井，关第4段的同时补射开第2段，第2、1、5段含水先后达到98%结束。方案2完井初期同时射开第1、2、4、5段；第4段含水达到98%时，关闭该段同时补射开第3段；第3、2、1、5段含水先后达到98%结束。方案1表1完井初期水平段同时射开4段时的方案4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.2完井初期水平段同时射开4段方案优化方案1、方案2、方案3的单井控制储量采收率和含水率曲线都较接近，同时优于方案4、方案5。分析认为，方案1、方案2、方案3都射开第1段和第5段，即水平生产井段的跟部与趾部。跟部与趾部较中间的另外3段控油面积大，采液指数高，采油速度快。因此，在完井初期同时射开4段的各方案中，完井初期将趾部和跟部同时打开可以取得较好的开发效果，其中方案1最优。图5完井初期同时射开4段各方案单井控制储量采收率曲线

图6完井初期同时射开4段各方案油井含水率曲线

4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.3完井初期水平段同时射开3段方案优化方案6完井初期同时射开第1、3、5段，之后第3段含水达到98%关井，然后先后补射开第2段和第4段，第2、4、1、5段含水先后达到98%结束。方案7完井初期同时射开第1、2、5段，之后第1段含水达到98%关井同时补射开第3段和第4段，第2、3、4、5段含水先后达到98%结束。方案8完井初期同时射开1、4、5段，之后第4段含水达到98%关井同时补射开第2段，之后第1段含水达到98%关井同时补射开第3段，第2、3、5段含水先后达到98%结束。方案9完井初期同时射开第1、2、3段，之后第2段含水达到98%关井同时补射开第4段和第5段，第1、3、4、5段含水先后达到98%结束。方案10完井初期同时射开1、2、4段，之后第1段、第2段含水先后达到98%关井，然后先后补射开第3段、第5段，第4、3、5段含水先后达到98%结束。方案11完井初期同时射开第2、3、4段，之后第5段含水达到98%关井同时补射开第1段，之后第2段含水达到98%关井同时补射开第5段，第4、1、5段含水先后达到98%结束。方案12完井初期同时射开第2、3、5段，之后第3段含水达到98%关井同时补射开第1段，然后第2段含水达到98%关同时补射开第4段，第4、1、5段含水先后达到98%结束，方案13完井初期同时射开第3、4、5段，第4段含水达到98%关井同时补射开第1段，第2段，第1、2、3、5段含水先后达到98%结束。表2完井初期水平段同时射开3段时的方案4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.3完井初期水平段同时射开3段方案优化图7完井初期同时射开3段各方案单井控制储量采收率曲线

图8完井初期同时射开3段各方案油井含水率曲线

由图7和图8可以看出，方案6、方案7、方案8的单井控制储量采收率和含水率曲线都较接近，同时优于其它方案，方案9效果最差。分析认为，方案6、方案7、方案8也同时射开了第1段和第5段两段，效果较好；其中方案6最优。4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.4完井初期水平段同时射开2段方案优化方案14完井初期同时射开第1、5段，之后第1段含水达到98%关井，然后依次补射开第2段、第3段、第4段，第2、3、4、5段含水先后达到98%结束。方案15完井初期同时射开第2、4段，之后第2段含水达到98%关井同时补射开第1段，之后射开第3段、第5段，第3、1、4、5段含水先后达到98%结束。方案16完井初期同时射开第1、2段，之后先后补射开3、4、5段，第2、3、4、5段含水先后达到98%结束。方案17完井初期同时射开第1、3段，之后先后补射开2、4、5段，第3、2、4、5段含水先后达到98%结束方案18完井初期同时射开第3、5段，之后第5段含水达到98%关井同时补射开第1段，之后第3段含水达到98%关井，然后依次补射开第2、4段，第1、2、4段含水先后达到98%结束方案19完井初期同时射开第4、5段，之后先后补射开3、2、1段，第3、2、1段含水先后达到98%结束。表3完井初期水平段同时射开2段时的方案

4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.4完井初期水平段同时射开2段方案优化图9完井初期同时射开2段各方案单井控制储量采收率曲线

图10完井初期同时射开2段各方案油井含水率曲线

从图9和图10可以看出，方案14的生产效果，优于其它方案，因为方案14也同时射开第1段、第5段两段。方案15次之、方案18，方案17、方案19较差，方案16效果最差。4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.5完井初期水平段射开1段方案优化方案20完井初期射开第1段，之后先后补射开2、3、4、5段，各段含水达到98%后结束。方案21完井初期射开第3段，之后先后补射开1、2、4、5段，各段含水达到98%后结束。方案22完井初期射开第5段，之后先后补射开1、2、3、4段，各段含水达到98%后结束。表4完井初期水平段射开1段时的方案4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.5完井初期水平段射开1段方案优化图11完井初期射开1段各方案单井控制储量采收率曲线

图12完井初期射开1段各方案油井含水率曲线

从图11和图12可以看出，方案21优于方案20和方案22，主要原因是方案21射开的第3段位于油藏中部位置。

4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.6水平段分段射孔方案优化

将上述4个较优方案（即方案1、方案6、方案14和方案21）与水平井水平段全部射开方案23的开发效果进行对比，计算结果如图13～图14。4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.6水平段分段射孔方案优化

图134个较优方案与方案23的单井控制储量采收率对比曲线图144个较优方案与方案23的油井含水率对比曲线

（3）方案21的开发效果最差，开采时间最短；方案14开发效果最好，开采时间最长；方案1、方案6、方案23开采速度近似。（2）方案21的含水率上升速度最快，方案14见水时间最晚，水脊速度最慢。（1）方案21采收率最低，方案23采收率最高，方案1、方案6和方案14采收率相当。可以看出：4.3水平井分段射孔方案优化研究4.3.6水平段分段射孔方案优化

图134个较优方案与方案23的单井控制储量采收率对比曲线图144个较优方案与方案23的油井含水率对比曲线

所以，只打开水平井跟部和趾部的两段（方案14）就可获得与水平段全部打开相当的开发效果，但可以大大节约射孔完井和生产作业成本，也有利于后期问题的处理。4.3水平井分段射孔方案优化研究

在大芦湖油田沙三中42小层部署一口水平井，应用ECLIPSE油藏数值模拟软件，优化了水平井位置和方位、水平生产井段长度和分段射孔完井方案，并预测其开发效果。结果表明，将水平井的水平生产段平均分成5段时，在完井初期同时射开趾部和跟部两段、中间三段避射的完井方式，累计采油量及采收率较高，可获得很好的开发效果，同时大大节约射孔完井和生产作业成本，也有利于后期问题的处理。研究为水平井高效开发低渗透油气藏提供了一种新的射孔完井优化设计方法。4.4结论水平井完井技术参数敏感性研究中国石油大学(华东)石油工程学院2010年8月20日陈德春

Tel13963389196

E_mail:chendc@chendechun2001@5.1研究的目的与意义5.2研究思路及理论5.3计算与分析5.4结论5.水平井完井技术参数敏感性研究开展研究预期目标应用油藏数值模拟技术，并进行敏感性分析，得到水平井最优完井长度图版、回归方程、界限表水平井最优完井长度确定建立水平井射孔完井油藏渗流、井壁入流、井筒变质量管流模型及耦合模型，进行敏感性分析建立水平井筛管完井油藏渗流、井壁入流、井筒变质量管流模型及耦合模型，进行敏感性分析非均质底水油藏水平井等密度射孔+变密度射孔完井参数优化设计稠油油藏蒸汽吞吐水平井筛管完井参数设计解决水平井射孔完井和筛管完井存在的问题为水平井完井参数优选和应用效果提高提供理论和与手段指导筛选区块水平井应用得出规律和结论供类似区块借鉴建立水平井生产效果指标体系和影响因素体系，并进行灰色关联分析水平井生产效果评价；影响因素的影响规律分析研究意义5.1研究目的与意义总体思路：油藏渗流+井壁入流+井筒变质量管流及三者耦合模型5.2研究思路及理论油藏渗流：油藏数值模拟软件不同完井方式的井壁入流：新建井筒管流：修正参数的敏感性分析：研究水平井段的长度、井筒直径、完井方式及参数对水平井生产效果的影响长度优化用累计采油量为目标其他参数设计以初期油井IPR曲线或初期采液指数为目标总体思路：油藏渗流+井壁入流+井筒变质量管流及三者耦合模型5.2研究思路及理论油藏数值模拟技术进行油藏渗流模型研究(1)目前有很多解析公式，但都有各自局限性，且考虑的影响因素不全面，且可信度也值得推敲

Joshi模型：？5.2研究思路及理论油藏数值模拟技术进行油藏渗流模型研究(2)解析公式不能研究沿井筒的入流剖面以及变密度射孔和分段完井等问题。油藏岩石物性和流体物性及分布是非均质的水平井变密度射孔，产量较低时，井筒变质量流压降较小，射孔密度的变化不明显；变密度射孔跟油藏流体饱和度分布、渗透率分布、底水的顶界面分布是更相关的。所谓“分段”主要是针对沿井筒含水饱和度、渗透率、底水的顶界面位置等不同引起井段不同部位含水率不同而采取的措施。5.2研究思路及理论油藏数值模拟技术进行油藏渗流模型研究(3)油藏数模技术能解决这些问题，但较复杂油藏数模软件基于油气水三相流动的渗流机理，在油气田开发中广泛认可。研究结果反映油藏当前物性场的状态(压力场、温度场、饱和度场、流线等)。建模、拟合、敏感性分析较繁琐、工作量大。5.2研究思路及理论油藏数值模拟技术进行油藏渗流模型研究(4)运用油藏数模模型研究渗流的思路5.2研究思路及理论井壁入流模型研究5.2研究思路及理论井壁入流模型研究5.2研究思路及理论井筒变质量管流模型研究(1)一般认为井筒管流模型包括摩擦压降、加速度压降、重力压降，如Beggs-Brill相关式。5.2研究思路及理论井筒变质量管流模型研究(2)由于射孔(割缝)存在，要从两方面对Beggs-Brill方程进行修正：射孔(割缝)的存在导致额外的摩擦压降、射孔(割缝)处混合压降。5.2研究思路及理论油藏渗流、井壁入流、井筒变质量管流耦合模型研究油藏渗流模型、井壁入流模型、井筒管流模型都是压力和产量的关系，故3者的耦合模型是产量与压力之间相互耦合：由油藏渗流模型得到一组将其带入井壁入流模型中求得井壁入流压降，之后带入井筒管流模型求得井筒压降。

5.2研究思路及理论5.3计算与分析(1)研究对象的筛选筛选结果区块完井类型渗透率(10-3μm2)粘度(50℃)(mPa·s)油藏类型沾38块馆上段筛管完井14921034-4084高粘高渗埕古13块筛管完井14484261~8586高粘高渗义901块S394层射孔完井45.2720.8低粘低渗研究高粘高渗油藏蒸汽吞吐水平井筛管完井(割缝和贯眼)研究低粘低渗底水油藏水平井射孔完井(等密度和变密度)(2)水平井生产效果评价及影响因素影响规律分析沾38块区块生产效果2008年4月~2009年8月9口水平井投产5.3计算与分析沾38块水平井生产效果(1)水平井与直井日产油、日产液、含水对比水平井起到了很好的控水稳油作用：水平井与直井初期：2倍、1.6倍、0.8倍水平井与同期直井：11倍、1.6倍、0.35倍(2)水平井生产效果评价及影响因素影响规律分析5.3计算与分析埕古13块区块生产效果2008年12月~2009年8月13口水平井投产(2)水平井生产效果评价及影响因素影响规律分析5.3计算与分析埕古13块水平井生产效果(1)水平井与直井日产油、日产液、含水对比水平井起到了很好的控水稳油作用：水平井与直井初期：2倍、2倍、1倍水平井与同期直井：3.5倍、0.3倍、0.53倍(2)水平井生产效果评价及影响因素影响规律分析5.3计算与分析(3)水平井最优完井长度优化与分析地质模型建立Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区5.3计算与分析历史拟合：日产油、含水率、累计产油、累计产液CN13-P7井区BAE901-P1井区Z38-P18井区5.3计算与分析当前地质条件下最优完井长度Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区井号优化的水平段长度(m)累计产油量(t)Z38-P18井150（163）25979.7CN13-P7井200（180）20319.7BAE901-P1井350（300/94.76）32170.75.3计算与分析最优完井长度敏感性分析

渗透率的影响Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区不管是高渗还是低渗油藏，渗透率对水平井最优完井长度有明显影响：23%、40%、10%渗透率越大，水平井最优完井长度越小。5.3计算与分析最优完井长度敏感性分析

原油粘度的影响Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区对高粘和低粘油藏，粘度对水平井最优完井长度有明显影响：60%40%、50%粘度越大，水平井最优完井长度越小5.3计算与分析最优完井长度敏感性分析

控制面积的影响Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区小于受效面积(波及面积)时，控制面积对最优完井长度有较大影响。大于受效面积(波及面积)后，控制面积基本不影响最优完井长度。5.3计算与分析最优完井长度敏感性分析

底水的影响Z38-P18井区CN13-P7井区BAE901-P1井区底水的存在对高粘高渗油藏水平井最优完井长度有非常显著的影响；底水对低粘低渗油藏影响不明显。5.3计算与分析最优完井长度回归方程及图版

Z38-P18井区有底水时

Z38-P18井区无底水时5.3计算与分析最优完井长度回归方程及图版

CN13-P7井区有底水时

CN13-P7井区无底水时5.3计算与分析最优完井长度回归方程及图版

BAE901-P1井区有底水时

BAE901-P1井区无底水时5.3计算与分析最优完井长度回归方程与数模结果的对比——Z38-P18渗透率粘度有底水时最优完井长度(m)无底水时最优完井长度(m)(10-3μm2)（mPa.s）数值模拟值回归方程值相对误差%数值模拟值回归方程值相对误差%1001500170175.233.08330337.682.332001500170171.460.86330326.541.052501500170169.60.24330321.372.625001500150160.667.11300299.220.267501500140152.398.85280282.690.9615001500130133.042.34260259.140.3325001500130125.473.48260259.850.0630001500130132.131.64260260.140.0550050250234.146.34330330.710.22500100250230.757.70330329.460.16500150200227.4313.72330328.220.54500750200192.553.73310314.31.395004500150121.0219.32260261.040.405007500100117.5417.54250249.650.145008000100110.6910.69250249.550.18500900010085.8214.18250250.390.16平均相对误差7.55%平均相对误差0.68%5.3计算与分析最优完井长度回归方程与数模结果的对比——CN13-P7

渗透率粘度有底水时最优完井长度(m)无底水时最优完井长度(m)(10-3μm2)（mPa.s）数值模拟值回归方程值相对误差%数值模拟值回归方程值相对误差%1004200250256.122.45380389.472.492004200250243.82.48380377.20.742504200250238.14.76380371.352.285004200200213.796.90350344.841.477504200190195.753.03320322.580.8115004200180168.956.14290277.454.3325004200150158.785.85250253.041.2230004200150146.222.52250249.060.38109750250251.480.59380377.090.771097100250247.80.88380374.071.561097150250244.232.31370371.120.301097750200208.794.40330341.253.4110974500190182.693.85290298.662.9910977500150163.519.01250262.244.9010978000150139.936.71250240.533.79平均相对误差4.12%平均相对误差2.09%5.3计算与分析最优完井长度回归方程与数模结果的对比——BAE901-P1

渗透率(10-3μm2)粘度（mPa.s）有底水时最优完井长度(m)无底水时最优完井长度(m)数值模拟值回归方程值相对误差%数值模拟值回归方程值相对误差%1020.8400399.90.03410409.690.082020.8400401.390.35410411.090.272520.8400397.360.66410407.640.583020.8390390.880.23400402.030.514020.8370372.750.74380386.261.655020.8350351.390.40360367.512.0910020.8350349.990.00360359.950.0145.271400399.010.25410407.790.5445.272400397.320.67410406.480.8645.2725350352.860.82370368.710.3545.2730340342.20.65360359.040.2745.2740320320.380.12340338.770.3645.2750300298.370.54320317.830.6845.2760280276.781.15300296.881.0445.2770260256.21.46280276.591.2245.2780240237.231.15260257.650.9045.2790220220.440.20240240.710.3045.27100200206.443.22220226.462.9445.27150200199.010.50220218.910.50平均相对误差0.69%平均相对误差0.80%5.3计算与分析最优完井长度界限表表中：粘度为地面原油粘度，mPa.s；最优完井长度，m；渗透率，10-3μm2

5.3计算与分析(4)BAE901-P1井区等密度射孔完井参数敏感性分析参数名参数取值单位个数基本值套管外径73.5、89、114.3、127、139.7、177.8、193.68、219.08mm8177.8污染半径0、150、350、850、1050mm5350污染程度0.05、0.5、1无量纲30.5异性系数1、1.2、1.5、2、3、4无量纲61.2射孔相位角30、45、60、90、120、180、360°790孔眼密度4、8、12、16、20、24、28、32、36、40孔/m816射孔深度100、200、300、400、500、600、700、800、900、1000mm10600射孔直径6、8、10、12、14、16mm610压实厚度0、12.5、20、25mm412.5压实程度0、0.1、0.15、0.2无量纲40.15.3计算与分析套管外径114.3mm

污染程度污染半径5.3计算与分析

地层各向异性系数

射孔相位角大于3后，产量非常小5.3计算与分析

射孔深度

射孔密度16~20孔/m600mm5.3计算与分析

射孔直径

射孔压实带半径5.3计算与分析

射孔压实程度负压射孔射孔方式60°或90°射孔相位角10mm射孔直径600mm射孔深度16~20孔/m射孔密度114.3mm套管外径射孔完井最优完井参数取值表

5.3计算与分析(5)BAE901-P1井区变密度射孔优化导致水平井井壁入流量不均匀的因素储层厚度分布渗透率分布Z38-P18井区渗透率分布5.3计算与分析含水饱和度分布底水顶界面分布(示例)导致水平井井壁入流量不均匀的因素5.3计算与分析井筒压降分布导致水平井井壁入流量不均匀的因素

目前多数人做变密度射孔设计时仅考虑井筒压降对井壁入流量的影响，但实际上国内稀油油藏水平井产量不大，在套管外径大于114.3mm后，产生的井筒压降就很小。这样得出的变密度射孔密度分布与实际应该设计的射孔密度是有非常大的差别的。

5.3计算与分析等密度与变密度射孔对比注意：变密度射孔井壁入流剖面和孔密剖面与区块储层厚度分布、渗透率非均质性分布、沿井筒含水饱和度分布、底水分布、井筒压降等都有关系，不同区块会得出不同的变密度射孔剖面。同一区块不同井也会有所不同。这与目前通常认为的规律是不同的！5.3计算与分析（6）Z38-P18井区割缝筛管完井参数敏感性分析参数名参数取值单位个数基本值筛管外径73.5、89、114.