开发井网部署
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）
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法 摘要 本文基于油藏在开发中面临的实际问题，在总结前人已有成果的基础上，对不同形式井网的适应性进行了研究并且针对不同油田采用合理的井网部署方法。 关键词：井网，注水，裂缝。 一、不同形式井网适应性 1.1研究背景及意义 我国近年新增探明储量的油藏的特点较以往的显著不同点在于储量品味越来越差，以岩性为主的隐蔽油气藏和低渗透、特地渗透油藏越来越多，增加了储量动用、产能建设的难度，已开发的油田如何进一步改善开发效果，未动用的油田储量如何尽快有效的投入开发，这就需要我们针对不同的油藏采用合理有效的井网部署，对保持我国石油工业持续稳定发展有着十分重要的意义。 1.2常规油藏井网部署 根据油层分布状况、油田构造大小与断层、裂缝的发育状况、油层及流体的物理性质、油田的注水能力及强化开采措施，我们将注水方式分为边缘注水、切割注水、面积注水。 1.2.1边缘注水方式 对油层结构比较完整、油层分布比较稳定的中小型油田，鉴于其含油边界位置清楚、内外连通性号、流动系数高，我们选择采用边缘注水：对于含水区内渗透性较好、含水区与含油区之间不存在低渗透
带或断层的油藏，我们采用边缘外注水，注水井按与等高线平行的方式分布在外油水边缘处，向边水中注水；对于在含水边缘以外的地层渗透率显著变差的油藏，为了提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油能力，我们采用边缘上注水，将注水井分布在含油边缘上，或在油藏以内距离含油边缘不远的位置；如果地层渗透率在油水过渡带很差，或者过渡带注水根本不适宜，那么我们采用边缘内注水，将注水井分布在含油边缘以内，以保证油井充分见效和减少注水外逸量。 由于油水边界比较完整，采用常规油藏井网分布可以使水线推进均匀，控制相对容易，污水采收率和低含水采收率高，最重要的需要部署的注水井少，设备投资相对较小，经济效益高；但同时，在较大油田的构造顶部效果差，容易出现弹性驱动和溶解气驱，井排产量会递减，对此我们可以采用边缘注水与顶部点状中注水相结合的方法改善驱油效果，除此之外注水利用率不高、水向四周扩散也是无法避免的问题。 1.2.2切割注水方式 对于油层大面积分布、有一定延伸长度且流动系数较好的油藏，可以用注水井将油藏切割为较小面积的若干单元，成为独立的开发区域进行注水开发，这样有利于调整和布置，通常每个切割区由两排注水井夹三排或五排生产井组成。切割方式可分为纵切割（沿构造短轴方向切割）、横切割（沿构造长轴方向切割）、换装切割、分区切割。 这种部署方式对油藏的地质特征有很好的匹配性，便于修改原来的注水方式，在生产过程中，我们可以随时根据生产数据和生产动态
非常规油气藏井网类型-煤层气开采井网
煤层气开采的羽状水平井及其井网部署 调研相关煤层气研究中文文献，大部分是针对单井设计与部署。用于开采煤层气的井型有：垂直压裂井，多分支水平井、定向羽状水平井，从文献介绍中总结出单井开采机理与开采特点、井的结构设计与优化、还有部分简单井网的设计模型。 随着煤层气开发的不断深入,相应的开发技术也不断进步,由早期的常规直井开采, 水力压裂, 到水平井, 再到多分支井; 开采方式也由单一的衰竭开采(排水降压) , 到注气(CO2 , N2 )开采, 来提高煤层甲烷的采收率. 中国煤层大多具有低孔低渗低压的特点, 又都经历了成煤后的强烈构造运动, 水力压裂开采效果较差. 多分支水平井有控制面积大, 导流能力强, 适应低孔低渗油藏的优点, 中国山西沁水盆地的多分支水平井的成功开发表明了其广阔的发展前景. 煤层气主要吸附在煤的内表面,只有将煤割理与裂隙中的水排出,使压力降低到解吸压力以下,甲烷才能解吸出来;另外由于煤层为低渗透和低饱和储层,因此大多数未经改造措施的单井日产量都较低。为了提高煤层气井的产量,需要采取一些增产措施。常用的增产技术有:水力压裂改造技术、定向羽状水平钻井技术和煤中多元气体驱替技术等。 目前研究，有关采收率的两个重要指标是开发波及系数与驱替效率。 复杂结构经技术，主要是从扩大波及系数来增大单井产能、单井控制储量、单井动用储量的角度提高采收率。 定向井、水平井、分支井和羽状水平井一方面降低单井成本，另一方面体现在解决特殊油气藏开采模式以及提高新老油田采收率方面产生显著优势。 分支井具有水平井的常规优势，它是从一个主井眼中钻成两个或多个分支井眼，从而钻遇多个不同空间位置的产层，增大天然裂缝钻穿几率和有效面积，提供多种泄油模式以及控制底水锥进和延缓边水推进速度，提高单井产量。 国际上根据分支井眼与主井眼完井方式，统一把分支井分为6级。一级：主井眼和分支井眼都是裸眼。二级：主井眼下套管并注水泥，分支井裸眼或只放筛管而不注水泥。三级：主井眼和分支井眼都下套管，主井眼注水泥而分支井眼不注水泥。四级：主井眼和分支井眼都在连接处下套管并注水泥，这就提供了机械支撑连接，但没有水力的整体性。五级：具有三级和四级分支井连接技术的特点，还增加了可在分支井衬管和主套管连接处提供压力密封的完井装置。六级：连接处压力整体性——连接部压力与井筒压力一致，具有一个整体性压力。 1、多分支井注气开发煤层气模型 生产井网的基本结构 图1 ( a) 为常规直井井网的五点井网图, 一般中间为注气生产井, 四周有4口生产井. 初始阶段, 5口井同时进行压力衰竭式排水采气生产, 一般到生产的某个阶段, 中间的井转注CO2 气体, 4口生产井继续生产. 借鉴五点井网法, 多分支水平井按图1 ( b) , ( c) 布置, 中间为四分支水平井, 四周分别布置两口两分支水平井, 水平井口跟端采用洞穴完井来排水采气;煤层中割理(面割理和端割理) 一般相互垂直, 井网模式( a) 不能保证多分支井较好的沟通割理, 所以, 一般煤层气生产开发过程中多采用生产井网(图1 ( b) ) [ 4 ] . 初始阶段先进行压力衰竭式排水采气生产, 生产到某个阶段, 中间的四分支水平井转注CO2 气体, 两边的生产井仍继续采气生产. 图
气藏评价指标
气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积
7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量
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）
沁南地区煤层气井网部署技术
● Ｖｏｌ．31，Ｎｏ．7 ２０13年7月 中国资源综合利用 ＣｈｉｎａＲｅｓｏｕｒｃｅｓＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ 科学、合理的煤层气井网对提高产能起着至关 重要的作用，能够增大采收率，且能使经济效益最佳。煤层气的产出受煤储层渗透率和煤层气的解吸速度共同控制。前者为煤储层的固有属性，无法改变；而后者为人为工程因素可人为控制。其中提高煤层气解吸速度的关键是井网部署，只有合理的井网部署才能使煤层气产能得到最大化。本文以沁水盆地南部为研究区，对垂直压裂井的井网部署进行研究。 1煤层气井网部署原则 科学合理的煤层气井网部署以提高产能、采收率、采气速度和经济效益为最终目标。井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素［1］。煤层气井网部署的具体原则如下［2］。１．1地质适应性 综合分析影响因素，优选煤层气开发单元最重要的两个影响因素是煤储层渗透率和含气量［3］；应因地制宜，根据构造做调整。 １．2经济效益最佳 煤层气开发在充分开采煤层气资源的同时要求利益最大化。所以煤层气的投入与产出也是影响煤层气井网部署的重要因素。 １．3井网开发滚动部署 煤层气井网部署不是一次性完成的，而是需要分阶段完成。找出煤储层富气高渗区，根据开发单元的优先程度，逐级进行井网滚动部署。 １．4适应外部环境 如果在沼泽、湖泊等地理环境较差以及地形条件比较复杂的地区，应该考虑多分支水平井开发，或者和直井组合进行煤层气开发；如果在煤矿区，考虑到安全性，在其他条件满足的情况下可以优先选择多分支水平井。 １．5生产有效接替 在现阶段井网部署时要结合煤层气未来开发，充分考虑生产有效接替，这样有利于煤层气的后续开发。 2煤层气井网部署要素 煤层气开发井网部署的主要内容分为井网样式、井网方位以及井网密度即井排距的确定3个方面，井网部署是否合理要以产气量和经济效益最佳为准则。这些要素都可以结合开发区实际地质条件和生产资料，运用地质类比法或者数值模拟技术来实现优化设计。 2.1井网样式 煤层气井网样式在很大程度上影响了煤层气单井产气量、采出程度以及投资成本，所以合理的井网样式可以提高产能，增大经济收益。煤储层特征尤其是渗透率大小控制着井网样式，主要的井网样式有矩形井网、五点式井网、梅花形井网等。 2.2井网方位 井网方位主要依据煤储层不同方向上的渗透性来确定，也就是与煤中天然裂隙主要延伸方向和压裂改造后的裂缝延伸方向有关。在渗透性较高的方向上，井网部署当中井距就较大，渗透性较差的 沁南地区煤层气井网部署技术 丁宏 （江苏煤炭地质勘探四队，南京210046） 摘要：以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井 网部署的原则和要素。通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方 案。研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比 的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能， 根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。 关键词：沁水盆地南部；井网部署；矩形井网 中图分类号：TD82文献标识码：A文章编号：１００８－９５００（２０13）07－００５4－０４ 收稿日期：２０13－０4－26 作者简介：丁宏（１９8５－），男，江苏如皋人，工学学士，助理工程师，主要从事煤炭地质工作。 工作研究 54 －－
油田注水有关概念
3.1.73 注水 利用注水设备把质量合乎要求的水从注水井注人油层，以保持油层压力，这个过程称为注水。 3. 1. 74 注水时机 指油田开始注水的最佳时间。一般要根据油田天然能量大小，油田地质特征，国家对石油的需求，以及满足最大经济效益等状况来决定。 3.1.75 超前注水 指在采油井技产前就开始注水，使地层压力高于原始地层压力，建立起有效驱替系统的一种注水方式。这种注水方式可在裂缝性油田开发中使用。 3. 1. 76早期注水 指油田投入开发初期就进行注水，使油层压力保持在原始压力附近，以实现保持压力开发的一种注水方式。 3. 1. 77中期注水 指介于早期与晚期之间，即当地层压力降到饱和压力以下，气油比上升到最大值之前注水。
3.1.78 晚期注水 先利用天然能量采油，当驱袖能量显著不足，油层压力降至饱和压力之下，油藏驱动方式转变为溶解气驱时再进行注水叫晚期注水。晚期注水作为二次采油方法加以应用，具有投资少、见效快、无水油量多、有利于提高采收率等优点，是目前许多产油国家常用的油田开发方式。 3.1.79 水障法注水 带气顶油田，为避免油气互窜，在油气边界附近钻一圈注水井，注入水在气顶与油区之间形成水障，使气区与油区分别进行开采，这种注水方式叫水障法注水。 3. 1. 80 注水方式 指注水井在油田上的分布位置及注水井与采油井的比例关系和排列形式。注水方式的选择直接影响油田的采油速度、稳产年、水驱效果以及最终采收率。 3.1.81 边外注水、边缘注水与边内注水 注水井按一定的形式布在油田边界以外含水区内进行注水叫边外注水(缘外注水)( 图3 . 4 )。 注水井按一定形式布在油田边界线上或油水过渡带内进行注水叫边缘注水(缘上注水)( 图3 . 5 )。
数模井网分析预测系统介绍资料讲解
数模井网分析预测系统 V1.5版
简介 本专业软件研制项目，主要研究内容包括功能： 1 数模应用：系统可自动读取Eclipse数模E100和E300原始网格厂和动态静态属性并将图形在系统中展示。 2 专题图类:包括开发形势图、开采现状图、初产图等。 3 井网部署：系统提供可视化、图形化井网批量部署与编辑（删除、选转、移动井）功能。可对老区井网进行批量加密部署。可以计算不同井距下的井网控制指标，输出井距、坐标和相关控制指标。系统提供反方七点法、反九点法、反七点法、交错排状、七点法、五点法、正方七点法、直线排状等多种常用井网部署方法。 4 系统提供井网控制面积图并自动计算井网单井控制面积，并结合数模厂中的有效厚度、含水饱和度、孔隙度等计算单井在每个小层的控制储量和控制面积。 5 图形叠加分析：专题图类与数模厂任意叠加显示，同时系统提供大量的图形元素，让您可以做出精美的专题图。 6 专业的图形管理功能：系统提供图元-图层-图件的图形管理模式，并提供点、线、面、等值线、比例尺、坐标轴、标注等大量的绘图图元。 7 井网指标计算：系统采用龟贝图和数模网格厂图计算井网最大井距，最小井距，平均井距，单井控制面积，单井分层控制储量、井网水驱控制程度，井网控制程度，井网连通率，井网注采对应率等井网指标。 8 数模Schedule预测文件生成：该系统可将用户批量部署的井位大地坐标和数模网格坐标生成Schedule文件，为数模软件提供支持。 ?特点一：目前市场还没有一套井网部署与分析的系统，而我们实现了多种井网的部 署与分析，目前FDA支持批量(五点法、反方七点法、正方七点法、反九点法、反七 点法、交错排状、七点法、直线排状)井网部署与老区井网加密。同时利用ECPLISE 数模场与龟贝图综合进行井网各地层单井控制面积，控制储量，井网水驱控制程度 （单向、双向、三向）、井网钻遇率、井网注采连通率、井网采注连通率等井网指 标分析与计算。 ?特点二：目前市场上很多动态分析软件无法实现各种专题图叠加分析，而我们实现 了开采现状图、初期产能图、射孔平面图、ECPLISE数模场图、龟贝图等进行叠加 显示与分析。