1、水平井開發與調整（下（下）王家宏2008.4水平井開發與調整一、水平井技術發展概況二、水平井開采機理、影響因素及開采特點三、水平井設計要點四、水平井實施要點三、水平井設計要點 水平井技術適應性較強，但受到油層類型、技術水平、經濟與管理等限制，在應用上必須充分論證 水平井技術論證是開發方案的一部分，本要點只是水平井技術論證的內容簡介三、水平井設計要點 油藏類型篩選 油層適應性研究 水平井注采優化 水平井與直井采油指數比 水平井井網優化 水平段長度優化 老油油田水平井剩余油挖潛 水平井單井設計三、水平井設計要點（一）油藏類型篩選氣氣 頂頂 、 無無 氣氣 頂頂底底 水水 活活 躍躍 、 非非 活活

2、底底 水水 油油 藏藏油油 層層 單單 一一 或或 多多 主主 力力油油 層層 少少 縱縱 向向 集集 中中層層 狀狀 油油 藏藏單單 一一 較較 厚厚稠稠 、 超超 稠稠 油油 藏藏油油 層層 單單 一一 或或 多多 主主 力力油油 層層 少少 縱縱 向向 集集 中中層層 狀狀 氣氣 藏藏干干 氣氣 、 凝凝 析析 氣氣帶帶 底底 、 環環 油油底底 水水 氣氣 藏藏碳碳 酸酸 鹽鹽 、 砂砂 礫礫 巖巖塊塊 狀狀 底底 水水 單單 一一 層層 狀狀裂裂 縫縫 性性 油油 氣氣 藏藏適適 合合 水水 平平 井井 開開 采采 的的 油油 氣氣 藏藏 類類 型型三、水平井設計要點（一）油藏類型篩

3、選巨巨厚厚 油油 藏藏多多油油 層層 油油 藏藏較較分分 散散 薄薄 互互 層層巨巨厚厚 氣氣 藏藏暫暫不不 適適 合合 水水 平平 井井 開開 采采 的的 油油 氣氣 藏藏巨厚、多油層也可采用非常規作法，分層、分段水平井開發決定于經濟三、水平井設計要點（一）油藏類型篩選K KH H1 10 0m mD D無無自自然然產產能能儲儲層層連連續續性性極極差差分分布布范范圍圍小小暫暫不不適適合合水水平平井井開開采采的的其其它它因因素素水平井分段壓裂技術不過關；也可考慮流動系數；三、水平井設計要點（一）油藏類型篩選 應用范圍與水平井技術水平有關是不斷擴大 同類型油氣藏的直井與水平井的對比 與水平段設計

4、原則有關，由于設計不當造成某些效果差，并不能説明該類型油氣藏不適合水平井開發三、水平井設計要點（二）油層適應性研究 開發層系中，油層分布形式：有十五種情況:（1）單一油層-單支水平段、特長水平段（2）二三個油層-雙或三臺階水平井、多底井（3）多個主力油層-多底井（4）多油層相對集中-大斜度井（5）薄互層相對集中-單支水平井定向噴砂射孔(壓裂)（6）裂縫發育的儲層-單支、多分支水平井（7）單一油層寬度大、長度小-多分支水平井（8）厚油層-分段、立體注水三、水平井設計要點（二）油層適應性研究 開發層系中，油層分布形式：有十五種情況:（9）裂縫不發育無自然產能的儲層水平井壓裂復合型井網開發（10）不

5、連續分布的儲油體-長水平段、多分支水平井（11）塊狀底水-沿構造頂部長水平段（12）帶氣頂塊狀底水-避水避氣長水平段（13）帶油環、底油塊狀底水-氣油界面長水平段（14）普通稠油-水平井蒸汽驅（15）超稠油-水平井蒸汽輔助重力泄油三、水平井設計要點（二）油層適應性研究 油層物性：kv/kh參數的確定，要全面分析小直經、大直經、全層的的資料；厚度、孔、滲的分布特點，有利井區 各類夾層：層內縱向、平面夾層分布，統計夾層參數，將夾層分為可預測和隨機兩類，分析夾層對鉆遇率的影響 油層連續性：物源方向、沉積微相分布等，分析不同方向的水平段內油層物性分布 界面：油水、氣水、油氣界面的認識、精度三、水平井設

6、計要點（二）油層適應性研究 裂縫：對水平井注水開發和天然水驅影響最大的裂縫類型是研究的重點 低滲透率砂巖儲層普遍伴生有構造裂縫,是與中高滲透率砂巖儲層有著質的差別的一個重要特征。應力作用是脆性巖層中產生裂縫的根本原因。無論裂縫屬于哪一種成因,地應力起著主導作用。一般來說,砂巖儲層愈致密,滲透率越低,裂縫發育的機率也越大 以構造縫的產狀論,則以高角度縫(傾角70。)最值得重視。低角度(或層面縫,至今僅在少數埋藏較淺的油藏, 總體來說,高角度的拉張縫和張扭縫是注水開發低滲透率儲層必須重點注意的裂縫。三、水平井設計要點（二）油層適應性研究 要區分裂縫是開起的或是被各種礦物充填、半充填，就是指在地下儲

7、層條件下是呈有效開啟狀態（顯裂縫型）還是閉合無效狀態（潛裂縫型）。對被各種礦物充填、半充填的裂縫儲層要研究注水 包括超破裂壓力注水對裂縫開度的影響 巖心裂縫參數主要包括裂縫的產狀、開度、充填、密度、組系關系深度、層位、巖性等。 裂縫方向性是否明顯、是否有單一性與地應力的關系也是研究的重點 通過巖心觀測與測量、測井技術、特別是開采動態來研究裂縫特征。三、水平井設計要點（二）油層適應性研究水平段方向的確定是水平井井網設計的重要一環 對裂縫型儲層和無自然產能需要壓裂的低滲透儲層，要根據地應力特征和井網要求確定水平段方向 對中高滲透層，沉積相特征是主要的因素。平行于物源方向使水平段處于同一個相帶；相交

8、物源方向使水平段處于不同的各個相帶中，二者利弊均有 鉆井過程中地層的穩定性與水平段的方向也有關 地層傾角也影響水平段的方向三、水平井設計要點（三）水平井與直井采油指數比 根據水平井單井控制儲量大于直井的原則，利用替換比的概念，計算不同替換比的水平井與直井的產量比，利用相當于直井井眼半徑的比值，計算采油指數比值 根據實測的直井采油指數，計算水平井的采油指數 底水油（氣）藏：臨界產量qcv 、水平臨界產量qch，優化水平臨界產量qch關系，原則上臨界產量qch為設計指標上限。若水平臨界產量qch滿足不了設計要求應增加水平三、水平井設計要點（四）水平井注采優化 根據開發方案論證的開發方式為依據分析四

9、個問題 水平井吸水能力，啟動壓力很低、吸水指數高。可以用直井采油、注水資料進行換算，但需要現場測試資料驗證 計算注水壓力小于破裂壓力下的最大吸水能力 分別進行采用直井、水平井注采井數比的論證 進行壓力系統計算，優化壓力剖面界限三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 水平井井網包括天然水驅井網和人工注水井網兩類，重點分析人工注水井網 人工注水井網又可分為中高滲透油藏、孔隙裂縫型低滲透油藏和裂縫孔隙型低滲透油藏井網，特別是裂縫孔隙型低滲透油藏裂縫不發育、無自然產能需要壓裂投產稱為復合型井網。 衡量一種注水開發井網的重要指標為掃油面積系數，從下圖看出，水平井的掃油面積系數比直井大三、水平井設計要點（

10、五）水平井井網優化當流度比=1、排距與井距（兩口水平井中點距離a）之比等于2時為曲線1；水平段長L與兩口水平井中點距離a之比等于1（若均勻井網穿透比=1)時掃油面積系數最大；L/a等于零時，相當直井；L/a等于0.5時，較優，掃油面積系數為0.9；L/a=0.5即a=2L （若均勻井網穿透比=0.5)直線驅動下，掃油面積系數直線驅動掃油面積系數與泄油井無因次長度關系曲線3040506070809010000.10.2 0.30.40.50.60.7 0.80.91泄油井無因次長度(L/a)掃油面積系數(%)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、水平井設計要點（五）水平井井網優化 篩選的新型井網-1 線性井網 根據滯油區分布適當加直井；適應大面積分布的油層三、水平井設計要點（五）水平井井網優化案 篩選的新型井網-2 錯開線性井網 根據滯油區分布適當加直井網；適應油層分布面積稍小三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 篩選的新型井網-3 五點法井網 根據滯油區分布適當加直井三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 篩選的新型井網-4 四點法井網 根據滯油區分布適當加直井三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 篩選的新型井網-5 反九點法井網 根據滯油區分布適當加直井三、水平井設計要點（五）水平井井

12、網優化 復合型井網最大的特點是，把壓裂縫的半長作為井網的一部分，加大了注采井距。如果不進行壓裂，在注采井距為a1時油井才能見效，油井進行壓裂后，在a時油井就能見效，注采井距加大了，井數減少了，投資降低了。三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 復合型井網需要解決四個參數：有效注采井距a1；壓裂半縫長f1：半縫長與水平段的夾角：最小水平應力方位 有效注采井距a1（m)，對特定的油田能夠建立起有效壓力梯度的最大距離。該參數無論是數值模擬還是解析解都不能給出，可以通過物理模擬實驗，得到不同滲透率下的有效壓力梯度 壓裂半縫長f1（m)等該地區的不同壓裂規模下的數據三、水平井設計要點（五）水平井井網優化

13、 復合型井網是針對裂縫孔隙型低滲透油藏的井網 對于孔隙裂縫型低滲透油藏水平井注水開發井網，是按照直井井網在裂縫里注水的思路設計，水平段平行于裂縫三、水平井設計要點（五）水平井井網優化右圖為右圖為150m150m450m450m菱形反九點法井網，井排與裂縫方向平行菱形反九點法井網，井排與裂縫方向平行如果裂縫方向認識清楚如果裂縫方向認識清楚, ,可以按照既定的程度進行可以按照既定的程度進行如果裂縫方向認識不清楚，注水井排的油井大部分沒有發生水竄，含水比預如果裂縫方向認識不清楚，注水井排的油井大部分沒有發生水竄，含水比預測的要低，暫不能轉為注水井。此時，由于注采井距不均衡，平面矛盾大，測的要低，暫不

14、能轉為注水井。此時，由于注采井距不均衡，平面矛盾大，將有較多的儲量處于注水的二線，不能很好的動用將有較多的儲量處于注水的二線，不能很好的動用, ,最后還得轉注最后還得轉注三、水平井設計要點（五）水平井井網優化（稠油注蒸汽采油井網） 對稠油油藏來講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。 主要有七種基本井網。 改進的七點法井網；七口井井網；改進的九點法井網；改進的反五點法井網；改進的反九點法井網；改進的反十三點法井網；水平行列井網三、水平井設計要點（五）水平井井網優化 水平井井網與直井井網相比除是單層和多層外，平面和層內矛盾突出，平面上調整余地小，所以在井網優選時應考慮有兩個以上受

15、效方向的井網 水平井井網與直井井網另一個不同是，井距與排距并不能完全構成水平井井網還存在水平段長度即穿透比問題。對水平井井網是由井距、排距和水平段長度三個因素確定的。在井網優化中合理的穿透比是不可忽視的因素三、水平井設計要點（六）水平段長度優化 水平井注水開發井網設計的核心是水平段長度優化，水平段長度直接影響各項參數和開發效果 水平段長度影響著采油指數、生產壓差、無水期，含水上升速度等 水平段長度與穿透比匹配關系 水平段長度影響著底水油、氣藏的水錐臨界產量計算 水平段長度決定了水平井單井控制儲量、累計產量等三、水平井設計要點（六）水平段長度優化水平井開發的三個目標 提高單井產量 減少井數 提高

16、采收率 三個目標缺一不可，三個目標都體現在水平段設計上三、水平井設計要點（六）水平段長度優化1、水平段設計思路2、水平井單井控制面積(Ao)表達式3、水平井單井控制面積(Ao)計算方程組4、水平井單井控制面積(Ao)影響因素5、水平井生產能力的確定6、流動狀態及水力阻力計算7、考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程8、物理意義9、計算框圖10、實例計算三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1、水平段設計思路設計思路基于兩點： 許多解析解水平段長度計算公式，不適合減少井數的要求；國外提出的替換比概念基本上可以滿足減少井數的要求，但還需要有一套計算方法 從水平段長度與水平井、直井的采油指數比值，為

17、直線關系表明，屬于流入方程的范疇，沒有考慮水平段的阻力損失；水平段中的流動屬于水平圓管流，流體在水平井筒的流動阻力較大，需要一套充分考慮水力阻力的設計方法。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 以水平井整體開發的油、氣藏，在開發部署中需要解決的重要問題之一，就是合理的井網密度。大多數的產能方程有一假設條件，水平井的單井控制面積與直井相等，盡管水平井初期產油量可為直井的2-6倍，但由于單井控制儲量與直井相同，累計產量比直井稍高。從經濟角度來看水平井的建井成本比直井高數倍，所以經濟效益較差。三、水平井設計要點（六）水平

18、段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 塔中402C油藏水平井開發截止2 0 0 6 年 底 平 均 單 井 累 計 產 量 為124.8104t，累計產量高的基本條件，就是單井控制儲量大，五口水平 井 平 均 單 井 控 制 地 質 儲 量225104t。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 F.M.Giger建立了面積采油指數的概念2并提出了替換比的計算方法。所謂替換比，即相當一口水平井產量的直井井數，如替換比為2.6，也就是一口水平井產量與2.6口直井的產量相

19、等。它反映了水平井與直井泄油面積的差別。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 面 積 采 油 指 數 即 采 油 指 數 被 泄 油 面 積 除（J/re2）,一個油田，井距相同，采油指數相同，當以同樣產量生產時,泄油面積相同，面積采油指數也相同。可以用此概念建立水平井和直井的關系。若有兩個系統有相同的面積采油指數，Ji/rie2= Jj/rje2，但兩個系統的采油指數、泄油面積可以不同，只要商相同即可。一個系統為直井，另一個系統為水平井，可推導出水平井與直井的關系。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、

20、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 替換比指的產量如果是初產量，那么累計產量又是什么關系呢？主要決定水平井與直井的遞減率是否一致。人工注水和天然水驅是我國油田的主要開發方式，研究表明，無水采油期水平井比直井長，而含水采油期由于直井在平面上調整余地比水平井大（方向多），水平井的含水上升速度比直井快。 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 塔里木塔中402C油組油藏已有三口水平井、兩二口直井含水達97%左右已結束采油。平均單井開采數據見表1。根據F.M.Giger提出的替換比計算公式，

21、對塔中402C油組油藏的水平井進行計算（參數見表2），替換比（RR）為3.44。水平井與直井開采指標對比中，水平井與直井相比累計產油量為3.78倍二者相近。上述分析可以理解為，在地質和開采技術界限相同的條件下，替換比為初期產量之比，累計產量之比及控制面積之比。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式井別關井前含 水，%累計產 油，104t累 計產水， 104m3 無水采油期含 水采 油量104t無水采收率,%水 驅采 收率%平 均含 水上 升率 ，%月數累 計產 油104t百 分數,%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油組油藏已結束采油的五口井平均開發數據從表1還看出塔中402C油組油藏水平井水驅采收率為55.7%，直井水驅采收率為48.9%，水平井比直井水驅采收率高6.8個百分點。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式re，mrw,mrwh,mL,mh,mre/ rwkh/kvrw/rw2500.120.12500602083.33419.4表2 塔中402C油組

23、油藏替換比計算參數三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-2 2、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )表達式表達式 根據上述分析得到水平井供給半徑（reh）及水平井單井控制面積(Ao)表達式：)1(.)1(5.02RevehERRrr)2.().1 (2RevoERRrA式中：ER為水平井比直井水驅采收率提高值（小數），取0.05。RR-替換比rev-直井供給半徑(m)三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 計算水平井單井控制面積(Ao)，首先計算不同水平段長度下的替換比（RR），以替換比

24、確定水平井的供給半徑（reh）,然后再計算水平井單井控制面積(Ao)。本文的計算方程是由S.D.Joshi提出的修正替換比計算公式3變換而來，因此從頭列出。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 F.M.Giger提出的替換比計算公式： )3.(1WDRewWDwwvrrRrr)4.(2421lhkkwhwvvhhrLr三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 S.D.Joshi提出的修正替換比計算公式，見式（5）、式（6）、

25、式（7）、式（8）。對F.M.Giger提出的替換比計算公式，進行了兩方面改進，一是在式（8）中引入(Kh/Kv)值體現了非均質的影響；二是 令reh=L。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 S.D.Joshi提出的修正替換比計算公式)5.(/1)/1(,RRevweffwrrwrRRr)6.()/5 .0(14121)2/(5 .04ehrLla)7.(Lrwh三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 本文對S.D.Jo

26、shi的替換比計算公式,根據計算水平井單井控制面積需要進行修改：將（1）式分別代入式（6）、式（8）整理后得到式（9）、式（10）。從整理后的公式看出，式（6）、式（8）中的水平井供給半徑（reh）已被reh的表達式所代替，也就是說在替換比（RR）求解過程中，水平井供給半徑（reh）的因素也同時考慮了。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 式（5）、式（9）、式（10）、式（2）和式（11）為本文計算水平井單井控制面積等指標的方程組。)9.()5 . 0()1 (4121)2/(5 . 0222LERRrLa

27、Rev)10.()1 ()2(11 2)2()1 (2/5 .0,RLhwReveffwEaLahrERRLrr)11).(/(/)/(/,effeehwevvhrrLnrrLnJJ三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 為了檢查本文方程組計算結果的可靠性，同時對S.D.Joshi和F.M.Giger的公式進行了同樣的計算，采用試湊法進行計算，油藏參數見表2。 三種計算方法中都有兩個直井井徑（rwv,eff）計算公式 S.D.Joshi方法為式（3）、式（4） F.M.Giger方法為式（5）、式（8） 本文方

28、法為式（5）、式（10）。 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 兩個方程中自變量為替換比（RR），其它均為常數。 計算采用Excel軟件，其過程是:給定一個替換比的值（兩位小數）分別計算兩個直井井徑（rwv,eff），然后比較大小，當兩個直井井徑（rwv,eff）之差的絕對值最小時，相應的替換比值就是所求的結果。依此調整替換比的值增大或減小，直到滿足要求。 再用式（2）計算單井控制面積等。三種方法計算結果見表3、圖1。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(

29、Ao(Ao) )計算方程組計算方程組三種方法計算結果對比表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 三種方法計算結果對比表三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 上述計算結果看出單井控制面積、替換比與水平段長度關系0.001.002.003.004.005.006.007.0030040050060070080090010001100水平段長度，m替換比0.000.501.001.502.002.503.003.504.004.505.00單井控制面積，km2本文 RRJoshi RRGegor RR本文 AoJoshi AoGegor Ao三、

31、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組上述計算結果看出： 1、替換比（RR）的計算：三種方法計算結果相近，本文方法低值，F.M.Giger方法為高值，最大相差0.6，相對誤差0.092%。S.D.Joshi為中間值。 2、單井控制面積：由于S.D.Joshi方法將水平段長度（L）作為供給半徑，計算結果偏大；F.M.Giger方法（反算）與本文方法相近平均相對誤差15.7%。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-3 3、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )計算方程組計算方程組 3、與水平井產量

32、相當的直井半徑：與水平井產量相當的直井井眼半徑是計算水平井與直井采油指數比的重要依據。從圖2看出F.M.Giger方法呈高值，本文方法呈低值，S.D.Joshi方法于中間。從S.D.Joshi方法數據變化趨勢來看，水平段長800m以前與本文方法接近，水平段長大于800m與F.M.Giger方法接近。 綜合上述分析表明，本文提出的計算方法滿足設計的需要。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-4 4、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )影響因素影響因素1、直井供給半徑 直井供給半徑rev是計算替換比和水平井單井控制面積的重要參數，在進行水平井開發方案設計時，可能還沒有直井井網

33、，特別是進行穩定試井錄取產能方程資料時，是在評價井上進行的也沒有直井井網。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化- 4 4、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )影響因素影響因素直井供給半徑00.20.40.60.811.21.40200400600800直井供給半徑/m單井控制面積/km2水平段300m水平段500m水平段700m水平段900m三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-4 4、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )影響因素影響因素1、直井供給半徑（1）設計的水平段越長，直井供給半徑（rev）的大小對水平井的控制面積影響越大，水平段長度在300

34、m以下影響較小，當水平段長度在900m時影響比較大；（2）直井供給半徑（rev）越小，對水平井的控制面積影響越大，隨直井供給半徑（rev）的加大影響變小，直井供給半徑（rev）大到一定程度時影響非常小。（3）如何確定，當水平段長度大于300m時，要根據不穩定試井的探測半徑、同類油藏井網綜合確定，一般200-300m。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-4 4、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )影響因素影響因素2、油層滲透率 從圖4看出，垂直滲透率越高（Kh/Kv越低），曲線位于上方，水平段長度相同時，單井控制面積越大。垂直滲透率變化對單井控制面積的影響與替換比對單井控

35、制面積的影響，二者變化趨勢一致，因為垂直滲透率高、替換比大。不同滲透率比值下水平段長度與單井控制面積關系00.20.40.60.811.21.4020040060080010001200水平段長度,m單井控制面積,km2kh/kv=10kh/kv=5kh/kv=3kh/kv=2三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-4 4、水平井單井控制面積、水平井單井控制面積(Ao(Ao) )影響因素影響因素 3、油層厚度薄油層厚度更適合水平井開發，從圖5看出，油層厚度小，曲線位于上方，水平段長度相同時，單井控制面積越大。薄油層水平井開發與直井相比效果更好，因為L/h大。不同厚度下水平段長度與單井控制面積關

36、系00.20.40.60.811.21.41.6020040060080010001200水平段長度,m單井控制面積,km2h=5h=10h=20h=30h=40h=50h=60圖5 不同厚度下水平段長度與單井控制面積關系圖 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-5 5、水平井生產能力的確定水平井生產能力的確定 根據公式（11）計算水平井與直井采油指數比，并依據穩定試井提供的直井采油指數求得水平井的采油指數和水平段長度的米采油指數（MJ），為下一步水平段長度的確定，提供參數(見表4)。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-5 5、水平井生產水平井生產能力的確定能力的確定水平段長、替換比、單

37、井控制面積、采油指數關系，為流入方程數據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 水平段優化設計參數匯總表三、水平井設計要點（六）水平段

38、長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 大多數油藏工程師提出的水平井產能計算公式，其水平段長度與采油指數均為線性關系，甚至有的偏向采油指數軸，這種計算方法直接用于水平段設計顯然不合理。但是從油藏工程出發，屬于穩定流、井底附近單相流體條件下，水平段長度與采油指數為線性關系也是正確的。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 流體在水平井筒中的流動屬于水平圓管流，它應包含在流出曲線內。關于水平井筒的流動阻力及對水平段長度的影響，學者B.J.Dikken于1989年發表的論文4，對我們研究此問題是可以借鑒的。三、水平井設計要

39、點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 流體在水平井筒中的流動狀態現在已有實際測試資料（見圖6）。水平段從B點到A點各斷面的流速不同而且是由小到大。從已有的三口井測試資料看出從B點到A點各斷面的流速不為線性關系。H4井水平段產液剖面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圖6

40、 H4井水平段流量剖面三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 水平段井筒中的壓力分布（見圖7）看出，B點的生產壓差為9.6psi，A點的生產壓差為10.9psi，即B點的流動壓力比A點高1.3psi。該壓力分布與圖6中，從B點到A點各斷面的流量分布是相關的。圖7 H4井水平段生產壓差剖面三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 B點的流動壓力比A點高，流體才能從B點流向A點；B點的流速低是因為生產壓差小；A點的流速高是因為生產壓差大，A點的生產壓差更接近全井的生產壓差。B點的生產壓差為什么

41、小是我們研究的內容。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算 對外徑140mm和178mm的套管,水平段井筒中流動狀態進行測算和分析。我國水平井完井方式，大部分采用射孔和割縫套管兩種。割縫套管除有切割縫外，表面光滑。射孔完井套管表面粗糙，相對粗糙度約為1/31左右。在此條件下雷諾數大小可忽略，流動進入紊流狀態。水平段井筒水力阻力計算采用下式： 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-6 6、流動狀態及水力阻力計算流動狀態及水力阻力計算式中:Pf-水力阻力(at)qw-流量(m3/s)-運動粘度(m2/s)L-長度(m)D-水平井筒內徑(m)-

42、原油密度(kg.s2.m4)m-流態指數割縫套管完井， m=0.25射孔完井, m=0.15)12.(.521LqCPmtf)13(.8)4(3164.0521DDCm三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程 文章的第一部分已計算出的水平井采油指數，應該滿足三個條件：穩定流；保持壓力開采；流動壓力高于飽和壓力。方程（14）為在上述三個條件下的流入方程，qw為在生產壓差P下流向水平井的產量。)14.()(PLMJLqw式中：P-生產壓差（Mpa）MJ-水平段長度的米采油指數(t/d.Mpa.m)L-水平段長度(m)。

43、三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程 方程（15）為水平段的流出方程，qt（L）為克服水平段井筒水力阻力的產量。)15.()()(2LPPMJCLqft)16.(.)864000(2bC 式中：三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程 將（12）式代入（15）式整理后得到式（17）為水平段的流出方程與流入方程關系式)17.()(4233221mmmmtLpMJCCCPLMJLq)18.(1013mC式中：三、水平井設計要點（六）水平

44、段長度優化-7 7、考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程考慮水平段井筒水力阻力的產能修正方程 將（17）式微分整理后得到式（19）)19.()4()(3233221mmmmtLPMJCCCmPMJdLLdq0)4()(3233221mmmmtLPMJCCCmPMJdLLdq)20.(.31324mmmmPMJCL)21.(.)4(3132214mmCCCmC整理后分別得到（20）式式中：三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義圖由（14）式、（17）式、（19）式計算而得。圖8 水平段長度（L）優化圖三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義1、水

45、平段長度的確定流入方程qw(L)是一條通過原點的直線，產量隨水平段長度增加而增加；流出方程qt(L)是一條通過原點的曲線，是在流入方程的基礎上扣除水平井筒水力阻力后，剩余壓差的產量。隨水平段長度和流出產量的增加，水平井筒水力阻力也在增加，剩余壓差的產量減小，直至為零，水平段產量不再增加；圖上第三條線為流出方程qt(L)的導數方程，當導數方程qt(L)=0時，其橫坐標為LB 為水平段長度（L），相對原方程qt(L)的極大值,也對應水平段的B點。水平段長度（L）可以根據公式（20）計算。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義2、生產壓差對水平段長度的影響 利用公式（20）

46、計算的水平段長度（L）是流出方程qt(L)的極大值,也就是說在此點后再增加水平段長度，產量也不會再增加，在此點產量是最大的。 用公式（20）計算的水平段長度（L）需要生產壓差參數，生產壓差的大小如何確定？圖9為根據式（20）繪制的，不同米采油指數(MJ)下的生產壓差（P）與水平段長度（L）關系曲線。從上述曲線看出：三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義（1）米采油指數(MJ)值小的位于曲線上方，值大的位于曲線下方，表明：在生產壓差（P）相同時，要達到產量的最大，其水平段長度與米采油指數(MJ)值成反比，采油指數(MJ)值大所需水平段長度小，采油指數(MJ)值小所需水平

47、段長度大。不同MJ下生產壓差與水平段長度關系曲線02004006008001000120014001600180000.511.522.533.5生產壓差，Mpa水平段長度mLL,MJ=0.5LL,MJ=1LL,MJ=1.5LL,MJ=2LL,MJ=3圖9 生產壓差與水平段長度關系曲線三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義（2） 從圖9還看出，生產壓差放大到一定程度，水平段長度的減小已不敏感，即隨生產壓差的加大，水平段長度減小的幅度已非常有限； 隨生產壓差減小時，水平段長度增加，當生產壓差減小到一定程度時，即隨生產壓差的減小水平段長度急劇增加，達到不可能的程度，因此生

48、產壓差應有一個合理范圍。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義（3） 圖10中有六個生產壓差的六組曲線，其生產壓差與水平段長度呈反比關系。 生產壓差由3M pa放大到4Mpa時，日產油增加176t/d，水平段長度只減少26m； 生產壓差由0.5Mpa縮小到0.2Mpa時，日產油減少100t/d，水平段長度增加159m。生產壓差太大，太小都不是最優的。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義2、生產壓差對水平段長度的影響圖10 不同生產壓差下水平段長度與產油量關系曲線 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義（4）為進一步

49、搞清生產壓差與水平段長度變化關系，不同水平段長度區間下，增加或減小0.1Mpa壓差，水平段長度的變化（見圖11）。從圖看出，0.51.0Mpa相對合理，從不同米采油指數(MJ)下的各條曲線（圖9）來看，生產壓差合理的范圍隨米采油指數(MJ)越小，合理范圍應寬一些。圖11 生產壓差增減0.1Mpa水平段長度變化曲線水平段長度與日產油百分數關系曲線00.20.40.60.811.200.20.40.60.811.2相對水平段長度,小數相對日產油,小數P=0.2P=0.5P=1P=2P=3P=4圖12 水平段長度與產油量百分數關系曲線三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義3

50、、不同水平段下設計產量的確定 從qt(L)曲線變化趨勢看出，當曲線接近最大產量時，曲線偏向水平段長度軸，即隨水平段長度增加，產量增加幅度變小。 圖12為二者百分數關系曲線，看出不同生產壓差下的數據關系很好。 設計時為使水平段長度留有一定的余地，可以將水平段長度80%時的產量，即85-90%的產量作為設計產量。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-8 8、物理意義物理意義3、不同水平段下設計產量的確定00.20.40.60.811.200.20.40.60.811.2相對水平段長度相對日產油生產壓差0.2Mpa生產壓差0.5Mpa生產壓差1Mpa生產壓差2Mpa生產壓差3Mpa生產壓差4Mpa

51、三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-9 9、計算框圖、計算框圖 計算框圖三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算第一步 油藏參數準備14項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 某油藏參數表rvw， mrve， mrhw， mDht， m Jv,t/d.MpaV,104t/kg2.m0.12500.10.12548.39.5表5續 某油藏參數表三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算第二步 用

52、公式（5）、式（9）、式（10）、式（2）計算替換比（RR）和單井控制面積第三步 根據公式（11）計算水平井與直井采油指數比，并依據直井采油指數求得水平井的采油指數和水平段長度的米采油指數（MJ）。 計算結果見表6三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算計算結果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 水平井指標計算結果表三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算第四步綜合確定生產壓差及計算方案。本油田確定兩個生產壓差1.5和2.0Mpa，兩種套管外徑140mm和178mm及兩種完井方式割縫和射孔等共八個方案。根據公式（20）進行計算，計算結果見表7 項目生產壓差1.5Mpa生產壓差2.0Mpa（1）（2）（3）（4）（5）（6）（7）（8）51/2”51/2”7”7”51/2”51/2”7”7”割縫射孔割縫射孔割縫射孔割縫射孔L,m6035131012858548463917771Qt,t/d

56、246211295306261430365MJ0.370.370.310.310.380.380.320.32345表7 水平井方案計算結果表三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算2、水力阻力相比，套管外徑178mm 比140mm的水力阻力低一半以上，但投資也大。3、射孔比割縫套管完井水力阻力大是肯定的，本文只是估算，需實驗驗證。圖13 （1）及（2）方案水平段長度與產油量關系曲線圖14 （3）及（4）方案水平段長度與產油量關系曲線三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-10、實例計算、實例計算第四步 綜合確定生產壓差及計算方案。圖15 （5）及（6）方案水平段長

57、度與產油量關系曲線圖16 （7）及（8）方案水平段長度與產油量關系曲線 三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算第六步推出對比方案。（1）及（3）號方案可以做作對比方案進行經濟評價（見表8）。 、（1）號方案在外徑140mm套管中是較優的，水平段長度適中，設計單井日產油可滿足采油速度2.85%。井網密度和單井控制儲量達到稀井高產要求。 、（3）號方案在外徑178mm套管中是較優的，但需要經濟評價。三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算第六步推出對比方案 開發指標匯總設計水平段長度，m設計單井日產油*，t/d井網密度，井/km2單井控制儲

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、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算兩個推薦方案割縫套管直徑140mm及178mm方案水平段/m單井日產油/t單井控制面積/km2單井控制儲量/104t采油速

59、度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算兩個推薦方案割縫套管直徑140mm及178mm方案水平段/m單井日產油/t單井控制面積/km2單井控制儲量/104t采油速度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井設計要點（六）水平段長度優化-1010、實例計算、實例計算 當L800米，砂體寬可設計為分支井方案水平段/m單井日產油/t單井控制面積/km2單井控制儲量/104t采油速度/%一6501570.881942.66三11002211.272812.6三、水平井設計要點（七）老油油田水平井剩余