一种水平井射孔入流剖面优化方法

非均质油藏水平井沿水平段入流剖面不均匀,容易导致注入水局部突进.考虑储层物性、污染状况和完井参数等因素影响,建立水平井射孔流体流动过程中油藏渗流、径向渗流、近井地带汇流和井筒管流模型,以相邻区域边界处流量和压力一致为原则进行耦合,完成水平井产能敏感性和入流剖面计算分析.实例计算结果表明,由于不同位置处渗透率和污染程度的...     

射孔完井水平井产能预测数值模拟研究

根据油藏内流体的流动模型和水平井筒内流体的流动模型,建立了油藏-水平井筒流动的耦合模型,模型中考虑了油层各向异性、重力及毛管力的影响,采用全隐式方法对模型进行求解.运用该模型对影响水平井产量的射孔参数进行分析,结果表明水平井射孔段长度、射孔密度、射孔深度和射孔孔眼直径都是影响水平井产能的重要因素.增大射孔段长度、射孔深度、射孔密度和射孔孔眼直径都可以明显提高水平井的产能.水平井射孔时应穿透钻井污染带,否则对水平井的产能会造成很大影响.     

射孔完井水平井产能预测数值模拟研究

根据油藏内流体的流动模型和水平井筒内流体的流动模型,建立了油藏一水平井筒流动的耦合模型,模型中考虑了油层各向异性、重力及毛管力的影响,采用全隐式方法对模型进行求解。运用该模型对影响水平井产量的射孔参数进行分析,结果表明水平井射孔段长度、射孔密度、射孔深度和射孔孔眼直径都是影响水平井产能的重要因素。增大射孔段长度、射孔深度、射孔密度和射孔孔眼直径都可以明显增加水平井的产能。水平井射孔时应穿透钻井污染带,否则对水平井的产能会造成很大影响。     

气藏水平井水平段压力分布研究

根据气藏内气体和水平井筒内流体的流动模型，建立了耦合模型。通过模型对气藏中水平井井筒内单相流动特性进行数值计算研究。由于气藏模型压力分布较为复杂，使得水平井的流动计算变得相当复杂，应用表征流动特性的非线性方程对空间进行迭代计算，再向时间推进。通过编制实用计算程序计算气藏水斗井压力分布，为水平井的设计开采提供一定的依据。     

水平井射孔参数优化研究与应用

水平井射孔参数优化及产能评价是套管完井水平井工艺设计的重要内容之一。目前常用的水平井产能评价模型由于未考虑井筒压降及完井参数的影响,预测单井产能偏大,同时也无法预测水平井的流入剖面。针对砂岩油藏射孔完井的水平井,应用半解析法,建立了油藏渗流和井筒流动耦合求解的水平井产能评价模型,为射孔参数优化设计提供科学的理论依据。在此基础之上提出了系统的水平井射孔参数优化技术,使油井流入剖面均一,达到水平井段的均匀动用,延缓底水脊进,提高单井采收率的目的。射孔参数优化现场应用效果较好。     

水平井变密度射孔技术研究

射孔是水平井完井的主要方式之一,由于流体在水平井筒内的流动为变质量流,在水平井筒内必然因流体的流动而引起压力损失,主要包括摩擦压力损失、加速压力损失以及混合压力损失。以渗流理论和流体力学相关知识为基础,考虑地层流体和井筒流体的相互耦合作用以及现场的实际需要,对水平井变密度射孔技术进行了研究,推导出以椭圆形泄油面积结合矩形泄油面积为基础的水平井变孔密射孔的油藏渗流模型、井壁入流模型及井筒压降模型,并分析了孔眼密度变化对水平井产量及井筒压降的影响。该研究为油田现场应用水平井变密度射孔完井提供了理论依据。     

薄油层射孔水平井井筒内流动与油藏渗流耦合模型（） 摘要: 关键词: 中图分类号:TE34

为真实反映薄油层内水平井及近井地带流体流动情况,针对水平井近井渗流问题,以水平生产段为研究对象,根据压力与流量在边界处的连续性,同时考虑井筒内的加速度附加压力降,建立了薄油层射孔水平井井筒内流动与油藏渗流耦合数学模型。利用该模型进行实例分析,结果表明:近井地带压力分布呈波浪线形;沿井筒方向,近井地带压力随着井长增加而降低;井筒内流体流速呈阶梯增加趋势。建立的模型直观地考虑了射孔位置与数量,为水平井完井设计提供了理论基础。     

水平井变孔密分段射孔井筒压降计算模型

射孔是水平井完井的主要方式,由于流体在水平井筒内的流动为变质量流,在水平井筒内必然因流体的流动而引起压力损失,主要包括摩擦压力损失、加速压力损失以及混合压力损失.以渗流理论和流体力学相关知识为基础,考虑地层流体和井筒流体的相互耦合作用以及现场的实际需要,提出了变孔密分段射孔的概念,推导出了水平井变孔密分段射孔的井筒压降模型,并分析了孔眼密度变化对水平井井筒压降的影响,为水平井新型完井方式的井筒压降计算提供了理论依据.     

水平井变密度射孔技术优化及应用

由于水平井水平段物性差异、井斜角变化、水平段内摩擦损失等因素造成水平段开发不均衡。根据渗流力学和油藏工程理论,建立了油藏渗流模型、孔眼紊流模型、水平井井筒流动模型;基于流体的不同流动状态之间边界处压力及流量相等,根据质量守恒方程,建立了油藏—水平井井筒流动耦合模型。并利用油藏—水平井井筒流动耦合模型分析了井斜角、渗透率、水平段距底水的距离、原油粘度对孔密优化的影响。结果表明,井斜角小于等于90°时,从跟端到趾端需增加孔密,井斜角大于90°时,从跟端到趾端需减小孔密;渗透率大的井段,渗流阻力小,向渗透率大的方向降低孔密;距离底水越近孔密差异越大。应用油藏—水平井井筒流动耦合模型对11口水平井进行变密度射孔优化,优化后平均单井初期产液量为32.9m3/d,产油量为29t/d,平均单井累积增油量为5246t,与2008—2009年投产的同类型相邻油藏水平井相比,平均含水率上升速度减缓,开发效果有所改善。     

气藏水平井产能预测数值模拟研究

根据气藏内气体的流动模型和水平井筒内流体的流动模型,建立了气藏-水平井筒流体流动的耦合模型,充分考虑了2种流动的相互作用和影响。对气藏水平井的产能求解采用非稳态、拟压力模型,考虑了气藏内的各向异性和气体的非达西流动,通过实例计算表明,应用水平井技术可提高低渗气藏产量。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

苏里格气田大位移水平井钻井液技术

苏里格气田安定组、直罗组、石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌,且因水平位移大、水平段长、井眼小易导致井眼清洁与润滑问题。针对苏里格气田的地质构造、岩层特性和水平井的井身结构特点进行了研究,对石盒子泥岩地层取样做了全岩矿物分析和黏土矿物分析,找出了影响井壁稳定的原因。针对苏里格地区地质特点、井身结构及保护油气层的要求,系统地分析了水平气井施工的钻井液技术难点,提出分地层采用不同的钻井液体系,并对钻井液处理方法与钻井施工的技术措施进行了阐述。4口高难度水平井的安全施工表明,苏里格气田大位移水平井钻井液技术能满足该地区大位移水平井施工的需要,可为高效开发苏里格气田钻井施工提供支持。     

致密砂岩气藏压裂水平井裂缝参数的优化

为了解决压裂水平井的多参数综合优化问题,基于不稳定渗流原理,应用复位势理论、叠加原理和数值求解方法,建立了考虑裂缝干扰的压裂气藏水平井产量预测模型,研究了影响压裂水平井产量的单因素变化规律;结合正交试验设计方法和灰色关联理论,确定了影响压裂水平井产能的敏感因素排序,并实现了考虑多参数综合作用的压裂水平井参数优化设计。计算结果表明：算例中影响产量的重要性排序依次为地层渗透率、储层厚度、孔隙度、水平段长度、裂缝条数、裂缝长度和导流能力;优选区块水平井组合参数为水平段长度1 000 m、裂缝条数10条、裂缝长度60 m、导流能力10 μm²·cm,按照优化参数施工后,无阻流量显著增加。     

大牛地气田奥陶系碳酸盐岩气藏水平井产能主控因素评价

碳酸盐岩气藏微观孔隙结构和渗流特征复杂,无阻流量与地质、工程参数相关性差,单一统计方法不能有效评价水平井产能的主控因素.为此,文中提出一种新的产能主控因素评价方法,即在气井动态分类上,用Pearson,Spearman相关系数和决策树评分法对影响因素进行打分和排序,选择更具代表性的产能评价指标,逐类逐井评价.将新方法应...     

完井方式对致密气藏压裂水平井产能的影响

针对致密气藏储层特征,考虑了常规水平井、垂直压裂水平井在采用射孔和裸眼2种不同完井方式时水平井筒与裂缝的相互干扰情况,运用Green函数Newman积分法,分别推导出各向异性致密气藏压裂水平井在不同完井方式下井筒与储层耦合的非稳态渗流模型,并给出求解方法。实例计算结果表明,在相同储层与施工工艺条件下,常规水平井产能较低,压裂水平井采用裸眼完井方式所获得的产气量仅在生产初期高于射孔完井方式,生产稳定后两者基本一致;产气量随裂缝条数的增加而增加,在非稳态阶段,裂缝产气量相近;在拟稳态渗流阶段,由于裂缝间干扰明显,各裂缝中的产气量沿井筒呈"U"型分布。综合考虑生产技术与经济因素,推荐油田现场采用射孔完井的压裂水平井进行生产,压裂设计时应考虑裂缝干扰影响,适当扩大水平段两端的压裂规模。     

苏里格气田强非均质致密气藏水平井产气剖面

为确定苏里格气田水平井分段压裂后各压裂段的产气能力,通过分析水平井产气剖面及其储集层非均质性、水平井渗流特征、多段压裂改造工艺、生产压差等因素影响,认为储集层物性和有效砂体发育程度是影响产气能力的主控因素,其作用大于理想模型中水平井跟部和趾端的渗流优势项作用;生产压差的增大,加剧了强非均质储集层各压裂段产气量的差异;分段压裂改造后,段内裂缝的不均匀分布,导致同一压裂段不同射孔簇的产气能力不同。因此,提出多段压裂水平井的射孔段优选、水平段差异化改造和段内暂堵裂缝均匀扩展的技术对策,以提高致密气藏的开发效果。     

非均质油藏水平井分段变密度射孔优化模型

基于油藏数值模拟技术,耦合油藏渗流、井壁流体入流、井筒流体管流,建立三维三相水平井分段变密度射孔优化设计模型。分析了水平井跟(趾)端与中部渗流差异、避射段、渗透率非均质、油层厚度非均质、孔隙度非均质、井筒压降、最大射孔密度、射孔优化原则等8个因素对水平井分段变密度射孔孔密与入流剖面的影响及流体黏度、套管直径、管壁粗糙度对井筒压降的影响。结果表明,跟(趾)端与中部渗流差异、避射段、渗透率非均质性、油层厚度非均质性对分段变密度射孔有显著影响;考虑与不考虑水平井跟(趾)端与中部渗流差异可能会得出相反的孔密优化结果;避射段的存在会影响流体入流剖面;国内陆上大多数水平井分段变密度射孔不必考虑井筒压降的影响。塔河油田AT9-7H井预测与实际生产指标对比表明,该模型具有较高的精度。     

水平井产量影响因素分析

研究了影响水平井产量的主要因素,重点研究了水平井长度与产量的关系。通过油藏内流动和水平井筒流动两者的耦合,建立了在层流状态下水平井长度与产量的关系式,研究结果说明在层流状态下水平井筒摩阻很小,水平井段各处产液强度相同。同时结合水平井产量公式,研究了影响水平井产量的其他因素,这些因素包括油层厚度、井眼半径、各向异性、控油...     

页岩气长水平段水平井井眼轨迹控制技术

利用长水平段水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势,涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一。但随着水平段的增加,钻井技术挑战进一步加剧:长裸眼水平段延伸极限预测难度大、井筒净化困难、摩阻扭矩大、井身剖面优化难度大、轨迹控制难度高。为此,本项目通过井眼轨道优化设计、极限延伸能力预测分析、钻具组合优配、降摩减阻技术配套和井眼清洁技术配套,形成了页岩气长水平段高效轨迹控制技术体系。形成的研究成果指导了焦页2-5HF和焦页30-5HF井的定向钻井工程实践,创国内长水平段纪录。     

长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术

鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井（完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m）是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采（50×10⁴～100×10⁴ m³/d）的功能、还要满足长寿命（50年）要求。为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能;优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求;应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井（完井）液体系既能满足保护山₂³储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。