水平井开发技术

水驱砂岩油藏水平井开发技术研究~

倪天禄　王贺林　王德明
【摘要】　根据渗流阻力原理，采用保角变换和镜面反映方法，得到水驱砂岩油藏中水平井的产能公式，据此公式计算出在水平段长度为50～600m之间时，水平井与直井的产量倍数关系在1.4～9.8之间。对不同断块的两口水平井开发指标进行了计算，计算结果与实际数据相符，可以应用于水平井的动态分析。研究表明在水平段长度相同的情况下，低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。还讨论了储层物性、注采方式、注采压差对水平井生产效果的影响，指出在优化注采井网条件下，水平井保持能量生产，开发效果较好。水平井的注水方式及注水压力对油藏最终采收率起着决定性影响，注采压力梯度应维持较低水平，一般小于0.09MPa/m为宜。
【关键词】　水驱　砂岩油藏水平井开发
随着水平井技术的发展，水平井采油在改善油藏开发效果中的作用越来越大。在油田动态管理中，迫切需要加强水平井生产动态分析，掌握水平井在不同注采方式、储层物性及生产压差下的动态变化规律。总结出各类油藏水平井采油的经验教训，这对更好地利用水平井采油、提高开发水平具有指导意义。
一、水平井产能理论研究
1.水平井产量公式
水平井产量计算公式主要是把水平井分解到XY平面和VZ平面，利用镜面反映和保角变换求出在两个平面上的势差，根据势差得出油藏中水平井的产量公式。

油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用

其中

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在水驱油藏中，其边界可以理解为定压边界。

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2.水平井和垂直井产能对比
在水平井产量公式中，由于涉及到油层厚度、非均质性、偏心距，因此在和直井对比时，首先应简化变量和假设一些条件。
设Zw=h/2，β＝2,h=15m,rw=0.1m,Rw=0.1m，由此对比在不同水平段长L的情况下，水平井和同油层厚度及同样油藏条件下的垂直井的产量倍数关系。
垂直井的产量公式是以无限大地层一口井的公式为基础，即
Qv=2πKh∆P/[Boμoln（Re/Rw）]　　（6）
因此水平井产量Qh与垂直产量Qv之比为：
Qh/Qv=ln（Re/Rw）/（ln（4re/L）+hβln（hβ/2πrw）/L]　　（7）
代入假设：
当

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当

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利用上式，计算得到不同水平段长度下水平井与垂直井的产量比，见表1。

表1　水平井与直井的产量对比表

由表1可以看出，在相同油层条件下，随着水平井水平段长度增加，油井与油藏接触面积增加，产量倍数亦有所增加。在实际油藏条件下，水平井增产倍数受油层岩性变化、地层污染、水平井井筒内的压力降的限制。在水平段长度相同情况下，低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。此外，增产倍数还受到偏心距、油层在纵向和垂向的渗透性差异、井筒半径等因素的影响。
二、不同油藏条件下，两口水平井开发效果对比分析
1.地质情况
官-H1井是王官屯油田官-905自然断块的一口水平井。主要目的层为老第三系孔店组孔一段枣-Ⅱ油组，属砂岩沉积的构造油藏。油层埋深1816.4～2024m，渗透率为117×10-3μm2，油层有效厚度为17.9m，水平段总长L为242.4m，初期射孔长度为89.6m，后期补射长度为80m，该井区直井控制泄油半径为200m，其构造井位图见图1。

图1　女-MH1和官-H1构造井位图

女-MH1井是女-34断块的一口水平井。主要含油层为中生界，属低渗砂岩油藏。油层埋深达3085～3170m，有效厚度为26m，油水界面3150m，水平段总长度L为313.68m，射孔段长为159m，该井区直井泄油半径为150m。两口井的主要参数见表2。

表2　两口水平井物性参数

2.生产状况
官-H1井于1993年8月投产，初期射孔水平段尾部长89.6m。由于物性、油性较差，致使原油在渗流和管流过程中困难，采用井筒加热举升，也经常出现停产。后期采用三口注水井从三个方向注水补充能量，由于注水压力低，注水量小，水平井含水上升较慢，产量一般保持在60t/d左右。目前，其产量仍有40t/d，含水约为30%，累计产油量73721t。
女-MH1井于1992年8月投产，初期产量83t/d，生产一年后，从水平井两侧的女－M64-60-1和女-M66-58两口直井开始注水补充能量，注水量一般在60m3/d左右。注水后，水平井含水逐渐升高，到后期含水上升幅度加大，很快就形成水淹区，导致女-MH1井全部产水而停产，其累积产油量3.5×104t。
3.开发指标计算
（1）泄油面积和控制储量
目前，国际上流行的有两种泄油面积计算方法。一种方法是把水平井两端看作两个直井眼，直井的泄油面积就以该块油藏实际直井的面积计算，水平段的泄油面积相当于以直井的泄油面积的直径为宽度，水平段长为长度的长方形的泄油面积，即π +2ReLo另一种方法是把水平井看作一椭圆，以L/2+Re为长半轴，Re为短半轴计算。通过两种方法平均，即得出泄油面积：

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由此计算出官-H1井和女－MH1井的泄油面积：

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由此计算控制储量：

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目前单井采出程度：

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利用产量公式计算两口水平井单井产量：

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表3　实际产量与理论产量对比表

从表3可看到，实际产量（正常生产时）与理论产量相符，其误差主要由所测物性参数的运用所致，实际产量还受到生产时率、生产方式、工作制度的限制。
（2）水平井产量与直井产量对比分析
对于相同条件的同一油藏，直井的平均产量（分高产井和低产井）与水平井的产量对比见表4。

表4　直井与水平井的产量对比表

由表4可看出，水平井对于中、低渗油藏，均有较好的增产效果。在中、高渗油藏，水平井的增产倍数约是直井的2～10倍；对低渗油藏，水平井增产效果约为直井的2～14倍。从产量对比来看，低渗油藏的增产倍数大于中、高渗油藏的增产倍数，这与理论分析结果一致。
（3）整体开发效果分析
从两口水平井生产来看，它们都在相对较短的时间（3～4年）内，累计产油量超出了各自所在断块内直井在较长时间（7～8年）内的产量，特别是解决了低渗油藏难开发的问题，且在经济上取得了较高的回报率，基本上在1年内实现了投资回收，并在第2年开始盈利。
从改善开发效果来看，女-MH1井使断块的整体采收率提高了1.9个百分点，官-H1井到目前已使官-905断块的采收率提高了3.14个百分点，采油速度分别提高了1.4%和1.52%，单井组采收率分别达到了11.6%和16.2%，比同油藏直井生产时提高了3.5和7.9个百分点。因此，水平井的应用对提高采收率，特别是低渗油藏采收率，起到了较好作用。
三、影响水平井开发效果的关键因素分析
水平井开发和直井一样也受到诸多因素的制约。储层物性、原油物性是决定水平井开发效果的本质因素，而开采方式、注采压差是决定水平井采收率的外在因素。由于水平井投资较大，其风险也就较高。因此认真分析这些因素，对于提高水平井开发效果也就显得很重要。
1.储层物性及原油物性
从表2可知，女-MH1井和官-H1井的油藏压力分别为35.13MPa和15.09MPa，压力系数为1.0和1.16，由油藏压力看，适合水平井开发；从渗透性看，官-905断块和女-34断块渗透率分别为117×10-3μm2和17×10-3μm2，属中低渗油藏。其垂向上的渗透率变化在4倍左右；平面上，官-H1井渗透率分布较均匀，而女-MH1井的变化却较大，入口处位于断层破碎带附近，相当于裂缝，其方向沿着水平井水平段方向，这就容易在生产时出现水推进。两口井的原油粘度分别在25.05 mPa·s和5.5 mPa·s，官-H1井的原油物性稍差，其流体在渗流过程中渗流阻力较大，导致初期产量较低。但两口水平井所钻油层基本上满足水平井开采的地质条件。
2.注采方式
注水开发对于保持水平井能量，提高波及系数和驱油效率具有很重要的意义。但注采井网的布置，对提高采收率起着决定性的影响。从理论上来说，在直井注水、水平井生产中，注水井获得最大的注水波及系数的位置应在水平井的水平段的垂直平分线上。
根据油藏的流体性质及储层物性，选择合理的注水距离，其波及系数在平面上能达到70%以上。但在实际油藏条件下，由于受构造影响、岩性控制及沙体分布的变化，很难得到理想的注采井网。因此，选择好注采井网位置，对最大限度实现有效注水就很关键。
女-MH1井有M64-60-1井和M66-58井两口注水井，虽然两口注水井的水量均在50m3/d左右，位置也在水平井的两侧，但由于M64-60-1的注入水沿断层破碎带渗流到女-MH1水平井的入口端，相对于注水井来说，这里就是低压区，注入水慢慢在低压区汇聚，并逐渐水淹，这就导致了水平井含水上升，直至全部水淹。
官-H1水平井在受到三个方向的注水驱动时，由于G934井及G933井两个方向距离水平段较远，注水量较低，因此对水平井注水驱动仅仅起到了保持能量的作用；G905井距离水平井尾端较近，仅100m，注入水在注采压差下逐渐进入水平段，也使水平井的含水逐渐上升，但由于压差较小、水量较少，因此水平井含水上升较慢，上升幅度较小。
3.注采压力
在非均质油藏条件下，水平井生产的影响因素主要是注采压差。如果注采压差过大，就会导致注入水直接迅速地由高渗带突破油水前沿，在部分水平段形成水淹区。
女-MH1井的注水井M64-60-1，其注水泵压一般在32MPa，到油层位置，其水柱压力高达60MPa；而在生产层段，其流动压力为27MPa，注采层压差高达33MPa，其压力梯度达到0.22MPa/m，故导致注入水推进过快，致使入口端水淹过早。而在官-H1井组，G905注水井的注水泵压一般在20MPa，其注采压差在19MPa，注采层的压力梯度一般维持在0.095MPa/m，且对水平井的主要影响在水平段的尾部。因此，注入水对油层具有较好的水驱作用。在生产上，该井的含水上升相对较小，其开采效果也就相对较好。
通过上述分析，虽然两口水平井均在各自油藏内取得了较好的开发效果，但就其本身的优点来说，女-MH1井发挥得还很不够，这主要是其储层物性变化大、注水方式不合理、注采压差过大所致。对于官-H1井，目前的注水仍需加强分析跟踪，应尽力避免在水平段局部过早水淹。
目前，世界上的水平井单井组采收率一般能达到55%左右。而女-MH1井的采收率仅11.6%，损失可采储量13×104t，这是开发上不成熟的表现；官-H1井的采收率目前仅16.2%，尚有17.6×104可采储量，仍有较大潜力，这就要求在合理注水方式下，使注采压差保持一个合理值，力争获得较高的采收率。
四、结论
（1）水平井对低渗油藏和中高渗油藏都能起到增产效果。尤其是低渗油藏中，水平井的增产倍数比在高渗油藏中的增产倍数要大。
（2）水平井的产量公式对注水开发油藏有较强的适用性，但油藏的物性参数、油性参数对产量公式的影响较大，在运用过程中，要注意这些参数的取值。
（3）油藏厚度对水平井增产倍数影响较大。对于薄油层，其增产效果比厚油层要大得多。在考虑水平井控制储量的前提下，油层厚度在5～30m之间，其增产效果能达到10倍左右。
（4）水平井在选井位时，要充分考虑储层物性在纵向上和平面上的变化。
（5）在优化注采井网条件下，水平井保持能量生产对提高产油量和采收率均有较好作用。
（6）水平井的注水方式、注采压力对水平井的最终采收率起着决定性的影响。在注水过程中，注水井的位置选择应该在取得最大波及系数的方向上，注采压力梯度应维持在较低水平，一般小于0.09MPa/m为宜。
本文所用符号含义说明
Qh——水平井产油量（t/d）；　ρo——原油密度（t/m3）；
Qv——直井产油量（t/d）；　h——油层厚度（m）；
K——渗透率（10-3μm2）；　μo——原油粘度（mPa·s）；
∆P——生产压差（MPa）；　L——水平长度（m）；
Rw——直井井筒半径（m）；　R——直井泄油半径（m）；
re——水平井泄油半径（m）；　Kv——垂直渗透率（10-3μm2）；
Kh——水平渗透率（10-3μm2）；　rw——水平井井筒半径（m）；
Pe——边界压力（MPa）；　Pw——流动压力（MPa）；
Zw——水平段距油层底的距离（m）；　Bo——原油体积系数；
Pi——油层压力（MPa）；　A——泄油面积（m2）；
β——渗透率系数，无因次。
参考文献
（1）程林松等.分支水平井产能公式研究.石油学报，1995（2）.

国外：
在过去几年里已经取得很多项技术进步，包括随钻测井（LWD）、随钻测量（MWD）和地质导向工具。这些技术可以实现多分支井的钻井与完井、挠性油管钻井、欠平衡钻井及旋转导向装置钻直井眼。完井时在低渗透地层使用水泥对水平井增产；在高渗透地层用砾石充填对长半径水平井完井。

多分支井的钻井技术不断发展。多分支井形状多样，因此可以采用不同完井方式隔离和控制分支产量。2002年，多分支井被广泛用于开发稠油油藏（割缝衬管完井）和碳酸盐岩油藏（裸眼完井）。加拿大、委内瑞拉的稠油油藏和中东的碳酸盐岩油藏都大规模应用了多分支井技术。

欠平衡钻井是水平井另外一个发展方向。欠平衡钻井可使地层损害降到最低，尤其适用于低渗透地层。该技术在加拿大应用十分广泛。由于枯竭气藏的现有压力明显低于静水压力，因此除低渗透油藏外，欠平衡钻井对枯竭气藏也具有重要意义。如果使用了液态钻井液，泥浆将大量漏失，使油井产量下降直至丧失商业开采价值。欠平衡钻井可在枯竭气藏内钻水平井和完井。水平井产量一般是直井的2～5倍。如果经济注气量已定，那么水平井生产所需压力仅为直井经济产油压力的1/2～1/3。所需压力小会极大地提高枯竭气藏的可采储量。得克萨斯州、俄克拉荷马州和加拿大的枯竭气藏都采用了水平井钻井技术。

通常一口重返井井的成本低于一口地面新钻井的成本。采用挠性管钻井可减小重入井的钻井成本，这一点对于高成本的阿拉斯加地区有重要意义。

钻直水平井眼技术取得了重大进展，它是进行稳定砾石充填完井，清除堆积在水平井剖面凹点腐蚀酸的必要条件。腐蚀酸严重缩短了海上深水油田高产井筛管的使用寿命。导向旋转装置可用于水平钻井，该装置尤其适用于深海油藏以获取较直的钻井井眼。

北美地区的水平井多采用裸眼完井或割缝衬管完井。在低渗透层对水平井采取增产措施十分必要，可用液压（水力压裂或酸压裂）使裸眼水平井增产。美国陆上油田的一些低渗透层，如西得克萨斯Devonian层（12,000英尺深，孔隙度0.05md）、加利福尼亚Belridge油田Diatomite层及阿拉斯加Kuparek油田，这些油田在水平井注水泥完井后采用压裂措施增产。

裸眼砾石充填水平井完井技术（尤其针对高渗透疏松深海油藏）也获得很大进步，该技术在墨西哥湾应用广泛。

正好我的毕设也是这个方面的东西，所以找了一点给你，希望有帮助~~~~~建议你看一下《国外水平井钻井技术的成本与效益》，那个还不错~~~~

以油藏三维地质建模为指导，优化水平井方案设计，配套研究了适合特低渗透油藏特点的水平井轨道设计及控制技术、完井方式优选、提高固井质量和压裂配套等技术。

1.三维地质建模

三维地质建模是地震、测井、地质等多方面信息的综合反映，它主要是应用地质统计学、层序地层学、现代沉积学、随机理论及计算机可视化技术对油藏地质进行综合研究，并建立能够反映地下储层结构及物性参数非均质性的三维定量地质模型。建立州201区块地质模型的目的，一是建立三维可视化和数字化模型，为数值模拟提供前期的数据准备;二是为水平井钻井提供地质导向模型;三是通过储层预测模型，为开发井钻井调整提供参考。

(1)建模软件优选

通过对目前流行的商业建模软件RMS、GoCad和Petrel进行分析比较，认为Petrel软件是一套比较好的油藏精细描述和建模工具。它涵盖从地震解释、储层建模到油藏模拟的所有领域，使得地质家、地球物理师及油藏工程师在同一平台上，以有效的方式合作。Petrel建立的油藏地质模型较好地考虑了地质模型如何更好地为油藏数值模拟服务。在建立油藏地质模型过程中，Petrel充分考虑了网格的空间形态及网格结构特征对数值模拟计算速度的影响。Petrel建立的地质模型在数模中具有较好的计算性能，它严格遵循等时建模+成因控制储层相建模+确定性建模约束随机性建模(相控储层建模)等一系列地质建模原则，确保了储层三维定量模型的准确性。因此，储层建模采用了Petrel软件。

(2)建模技术应用

三维地质建模的一体化工作是在建立模型数据结构库的基础上(包括地震数据、储层反演数据、钻井数据、地层数据、断层数据及地质趋势和沉积信息)，建立构造模型、储层砂体模型及储层属性模型，进而建立储层参数模型。通过网格粗化和生产动态分析与调整，最后进行数值模拟网格设计地质模型粗化与输出。

应用Petrel建模软件，结合地震资料及完钻井资料，建立了州201区块47.3km²的地质模型。根据本区实际情况，确定了技术路线:以地震解释的层位、断层结果为基础，建立储层构造模型;在地震储层预测成果的约束下，采用序贯指示模拟法获得多个砂体骨架模型，进行优势相计算，确定最终砂体骨架模型;在砂体骨架模型内，采用序贯指示模拟法，对有效砂体进行模拟建模，在多个有效砂体骨架模型实现的基础上，进行优势相计算，确定最终有效砂体骨架模型;以有效砂体骨架模型为约束，采用序贯高斯模拟法，建立多个储层物性参数模型，并进行平均计算，建立最终的储层物性参数模型。为确保地质模型精度，采取了以下技术措施:

一是利用Petrel软件中的三维可视化技术对断层解释结果进行观察，对地震断层解释数据进行大量的整理和修改，消除了一些突然变化的与客观地质不符的畸变现象。二是在断面处理过程中加入了地震资料剖面质量控制，使得断层线尽可能与剖面断层特征吻合。通过精细的断层线处理，使断层线倾角相互间具有继承性，断面又相对光滑，保证断层之间正确的切割关系，使断层的分布及相互之间的关系与扶杨油层构造图具有基本相同的特征。三是通过断层的修正与Pillar gridding的反复多次工作，消除由断层质量问题给网格带来的尖峰现象，很好地控制了Pillar网格化质量。四是采用空变成图技术，保证了深度域构造图具有较高精度。在建模中采用深度域构造图与对应的t₀相除，求得各层位的速度场。在Petrel中以小层顶面数据为约束，建立了三维速度模型。采用所建速度模型对构造模型进行了时深转换，保证时深转换精度。五是将井点钻遇砂体情况作为一种属性，利用地震资料进行约束，建立了区块砂体属性模型。

(3)三维构造模型建立

构造模型由断层和层面模型组成。断层模型是根据地震解释和井资料校正的断层文件，建立断层在三维空间的分布;层面模型反映的是地层界面的三维分布。将地震解释的地层层面数据和测井分层数据相结合，建立FⅠ—FⅢ共17个小层的三维层面构造模型，用断层面切割地层层面，叠合后即为三维构造模型(图6-11)。

根据州201区块扶杨油层地质模型，对FⅠ5、FⅠ7两个主力层砂体建立了预测模型。从预测模型结果看，与储层沉积特征分析结果相吻合，FⅠ7显示较大规模河流沉积特征，其他非主力层多为窄河道砂体。

2.水平井优化设计方法

应用概念模型模拟了扶杨油层河道砂储层水平井-直井不同组合井网方式、不同长度与初期产量、不同方位水平井的开发效果，分析如下:

比较水平井与直井不同组合布井方式的开发效果，水平井注水—水平井采油开发效果最好，直井注水—水平井采油次之。考虑水平井钻井前需一定量的直井导向井，选用水平井—直井联合开发布井方式。

比较水平段长度与初期产量关系，结果表明:当水平段长度大于800m后产量增加幅度明显减小。在单层有效厚5.0m、空气渗透率小于1.5×10^-3μm²、流度小于0.35×10^-3μm²/mPa·s时，要达到经济极限产量，水平段长度大于575m;若空气渗透率大于1.5×10^-3μm²、流度大于0.35×10^-3μm²/mPa·s时，水平段长度大于500m。

长垣东部地应力为近东西向，油层改造后主裂缝也是东西向，扶杨油层注水后就存在方向性见水问题。比较不同方位水平井开发效果，结果表明，当裂缝不发育时，垂直方向累计产量高，开发效果最好;当裂缝发育或压裂导致注采井沿主裂缝方位沟通时，水平方向开发效果最好。因此，设计水平段方位与裂缝发育方向一致。

根据建模结果，以模拟的砂体分布为依据，在水平井设计过程中，将大规模连片分布的河道砂体作为钻遇目的层;同时考虑各砂体之间的跨度和水平井顺利施工的要求，州201区块的3口水平井采用了3种井轨方式:常规水平井、阶梯水平井和分支阶梯水平井。

(1)肇29-平30井

建模结果切片显示，该井区只有FⅠ5层的砂体发育，厚度相对较大。其中仅FⅠ5₃单砂体分布稳定，设计该井水平井目的层为FⅠ5₃。对只发育一个单砂体的井区，采用常规水平井钻井。

根据该井设计井位的区域构造、沉积特征及地应力资料，对单砂体进行了细分对比研究，并根据砂岩发育情况设计了水平井轨迹。采用安全、易于钻进和控制的井轨，自西向东小角度下倾钻遇FⅠ5₃砂体，设计水平段长度568m。

图6-11 州201试验区三维构造模型

此井设计为水平井注水井，投产初期不压裂投注，试注后根据注水状况再确定是否压裂。另外，考虑到水平井规模化发展的需要，为充实现有地质资料，对肇29-平30井设计钻井取心20m。

该井于2006年6月17日开钻，钻井过程中发现设计目的层(FⅠ5₃)在靠近肇29-31井方向砂体发育变差，于2006年7月9日提前完钻。该井实际钻遇水平段长度445m，钻遇含油砂岩长度245m，含油砂岩钻遇率55.1%。共取心2筒，心长11m。

(2)肇33-平28井

建模结果显示，只有FⅠ7层砂体发育，该层发育FⅠ7₂、FⅠ7₃两个小层，为两期河道叠加而成，因此，设计该井水平井的目的层为FⅠ7₂、FⅠ7₃。对发育多个跨度较小的单砂体，采用阶梯式水平井钻井。

该井区FⅠ7层主要发育FⅠ7₂和FⅠ7₃两个小层，设计先钻进FⅠ7₂层，垂深1732m，在该层中水平钻进210m后钻FⅠ7₃层，再水平钻进210m后完钻，整个水平段长度为500m。另外，设计取心20m。

该井于2006年6月12日开钻，7月15日完钻。在FⅠ7₂层实际完钻水平段长度249m，与方案设计结果基本相符。后期向下钻FⅠ7₃层，完钻水平段长度232m。全井实际完钻水平段长度549m，钻遇含油砂岩长度481m，含油砂岩钻遇率100%。在FⅠ7₃层取心2筒，心长11m。

(3)肇分31-平28井

建模结果显示，在水平井设计井轨横向切片上FⅠ7、FⅡ5两个层砂体发育，但两个层之间的跨度大，根据周围直井统计，平均跨度58m，为保证储量的有效动用，该井设计上分支以FⅠ7₂、FⅠ7₃为目的层，下分支以FⅡ5₁、FⅡ5₂为目标层。对发育两个以上跨度较大、层内发育多个单砂体的井区，采用同向分支阶梯式水平井钻井。

FⅠ7层主要发育3组单砂体，其中FⅠ7₂和FⅠ7₃厚度较大;FⅡ5主要发育两组单砂体(FⅡ5₁和FⅡ5₂)。根据单砂体发育情况，设计第一分支先钻进FⅡ5₁，入靶点A垂深1794.5m，水平钻进150m后，再中靶FⅡ5₂，水平钻井299m完钻。第二分支入靶点在FⅠ7₂，入靶点砂岩厚度约4.0m，有效厚度2.2m，水平钻进137m后，再中靶FⅠ7₃，水平钻进287m完钻。上下分支水平段长度均为504m。该井为水平井采油井，考虑到扶杨油层自然产能低，为了提高产能，对该井压裂投产。

该井下分支于2006年4月18日开钻，钻井过程中发现FⅡ5₁层厚度发育较大，为确保钻遇率，在FⅡ5₁层实际完钻水平段长度296m，比方案设计水平段长度(150m)增加了146m。后期向下钻FⅡ5₂层时，随钻测井显示含油砂岩厚度仅0.8m，钻穿该层后完钻。该分支实际完钻水平段长度481m，钻遇含油砂岩长度308m，含油砂岩钻遇率100%。

上分支于2006年5月11日开钻，在FⅠ7₂层实际完钻水平段长度238m，比方案设计水平段长度(136m)增加了102m。后期向下钻FⅠ7₃层，水平段长度76m。该分支实际完钻水平段长度458m，钻遇含油砂岩长度314m，含油砂岩钻遇率100%。

试验区完钻3口水平井结果显示，砂体预测模型比较可靠。其中肇分31-平28、肇33-平28井钻遇砂岩基本与建模预测结果一致，都钻遇两期河道，含油砂岩钻遇率达到100%。肇29-平30井在FⅠ5₃钻遇含油砂岩水平段长度245m后，岩性发生变化，由含油粉砂岩变为泥质粉砂岩，最后变为泥岩，表明FⅠ5₃小层的河道宽度在250m左右，与预测有一定差距。在钻遇245m含油砂岩后，由于没有追踪到其他河道，导致含油砂岩钻遇率较低。

3.特低渗透储层水平井限流法一次压裂多层工艺

针对州201试验区储层物性差、自然产能低，必须压裂投产的实际，开展了水平井限流法一次压裂多层技术攻关。

(1)水平井限流法压裂射孔完井优化

射孔孔数优化:州201试验区水平井均设计在一个小层或小层组内，但根据该区块直井统计，同层间不同井的破裂压力差别最大为3.9MPa。因此，为保证同井筒内各射孔压裂段均能压开，射孔孔眼摩阻必须大于4MPa。根据大庆所有射孔枪弹的射孔穿透能力及水泥靶实际射孔孔眼边缘均匀情况的调查统计，其中孔径为8.8mm的8.8DP36RDX-1型射孔枪、弹组合最适合水平井限流法压裂施工。因此，确定水平井限流法压裂的单孔最低排量为0.3m³/min。

油田现有的压裂车组及采用的井口和地面管汇压力指标为70MPa，施工排量最高可达到7.6m³/min，因此，对应的最大理论孔数为7.6～0.3m³/min(孔≈25孔)。

实施限流法压裂时，在直井段下入压力计，进行射孔有效孔数反演计算，射孔孔眼有效率平均为70.6%。考虑到现场实际排量受压裂泵车影响较大，为保证每个射孔孔眼单孔排量达到0.3m³/min以上，初步设计单孔限流排量为0.35～0.4m³/min，即限流法保守射孔孔眼数为:19～22孔。

射孔方位优化:扶杨油层水平井多为薄互层中的物性相对较好的储层，裂缝的上下延伸方向主要受物性控制。针对这一情况，摸索了3种射孔方位:从最初的1/3圆周射孔、1/2圆周射孔发展到3/4圆周射孔。从压裂工艺发展过程分析，射孔方位对射孔孔眼数较少的限流法影响不大，3/4圆周射孔的方式更有利于降低近井复杂性和阻力产生的概率。因此，3/4圆周射孔的方式成为主要射孔方式之一。

(2)水平井限流压裂优化设计方法

一是形成了合理分段布缝的方法。首先，根据裂缝和砂体在实钻轨迹上的投影位置与周围注水井的关系，对横向裂缝，避开对应水井，均匀布缝，避免裂缝间干扰;对纵向裂缝，避免重叠。其次优选的压裂段位于含油砂岩内，电性显示明显，含油饱满、总烃含量高。另外，人工裂缝尽量沟通邻近的油层，实现一缝穿多层，保证增产效果。二是针对不同裂缝与水平井段夹角关系，形成了利用横向裂缝(应用FracPT)、纵向裂缝(应用Go-hFer2005)压裂软件进行施工规模、施工参数优化及产能预测技术。

(3)水平井限流压裂裂缝诊断和测试技术

限流法压裂的关键是必须保证各裂缝都有足够的射孔孔眼吸液，使地层破裂并延伸。它的准确诊断是限流法压裂的关键所在。为此，近几年通过大量测取各种管径、排量组合的摩阻及大小喷嘴的摩阻，使孔缝摩阻计算更准确，从而解决了限流法有效孔数准确判断难的问题。同时，研究成功通过小型测试压裂、应用G函数直接判断裂缝压开数的测试与解释技术，使水平井限流压裂各缝压开率大幅度提高。通过压裂后密闭测井温证实，水平井限流法各缝压开率达到了100%。

(4)限流法压裂保持井底压力的施工控制方法

研究形成了始终保持井底压力的施工控制方法。射孔孔眼变大后，通过提高单孔排量，保持同样的孔眼摩阻，即当孔眼由8.8mm增加到9.94mm时，只要单孔排量提高到0.4m³/min，摩阻为5.4MPa，仍然能够超过4.2MPa限流压裂的界限，保证各裂缝均能顺利延伸并被支撑剂良好填充。

(5)适应大排量、高砂比的耐磨压裂管柱

通过中心管优选耐磨材质，改进工具连接部位的结构，采用橡胶垫充填间隙，研制了Y344-115封隔器，提高压裂管柱的耐磨性。管柱结构由安全接头、防磨接头、水力锚、两级Y344-115封隔器、喷嘴组成。采用两级Y344-115封隔器，在提高管柱的承压性能的同时，还可满足耐温90℃、耐压70MPa的要求。在水力锚设计有12个锚爪，提高其锚定性能，可满足124mm套管耐压70MPa的要求。

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