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）
收稿日期：20110115；改回日期：20110415 基金项目：“973”项目“高效天然气藏形成分布规律与凝析、低效气藏经济开发的基础研究”（2001－CB －209－100）；黑龙江省科技攻关项目 “水平井产能设计及指标预测方法研究” （GZ05A301）作者简介：孙娜（1983－），女，助理工程师，2006年毕业于大庆石油学院工商管理专业，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发工程专业，获硕士学位，现 从事油气田开发方面工作。 文章编号：1006－6535（2011）05－0096－04 低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析 孙 娜 （中油吉林油田公司，吉林 松原138003） 摘要：为了提高吉林油田水平井开发深层天然气的产能和经济效益，研究了低渗透率气藏水平井产能影响因素。所考虑的影响因素包括储层渗透率、 储层厚度、水平段长度、纵向位置、表皮系数、压裂裂缝条数。研究表明：在相同渗透率下，随着水平井段长度、气层厚度和压裂缝条数的增加，水平井采气指数增加，而且三者对水平井采气指数的影响显著；水平井采气指数随表皮系数的增加而降低幅度逐渐减缓；纵向位置影响甚微；水平井采气指数随着储层渗透率的增大而逐渐增大。 关键词：低渗气藏；水平井；产能；影响因素；吉林油田中图分类号：TE319 文献标识码：A 引言 影响气藏水平井产能的主要因素包含储层厚 度、水平段长度、水平井在油藏中的位置、钻井液与完井表皮效应、压裂、酸化等，不同原因对产能的影响各异 ［1－7］ 。结合X 气藏实际，采用综合考虑储 层非均质性的数值模拟技术研究气藏水平井产能的影响因素 ［8－10］ ，为今后X 气藏水平井开发提供 科学理论依据。 1X 气藏概况 X 气田是低压、低丰度、低渗、非均质性强的复 杂岩性气藏。X 气田为河流相沉积， 2套含气层系之间无明显隔层，属于无边底水、同岩性干气气藏，为同一温度、压力系统。据完钻井统计，目的层段平均钻遇有效厚度为13.93m ，气层单层厚度薄，储量丰度低，不适合分层系开发，因此采用一套层系开发。气藏驱动类型为定容弹性驱动，因此开发方式采用天然能量衰竭式降压开采。 根据X 气藏水平井设计井位，对储层渗透率、储层厚度、水平段长度、表皮系数、压裂裂缝条数进行敏感性分析。数值模拟中用到的参数取值见表1。 2产能影响因素敏感性分析 2.1 气层厚度 图1为储层其他参数不变、改变储层厚度和渗透率引起的气井产能的变化情况。可以看出，水平井采气指数与气层厚度几乎呈现线性变化，水平井采气指数随气层厚度的增加而增加。对于气藏渗透率来说，随着气层厚度的增加，气藏渗透率对水平井采气指数的影响越明显。
页岩气产量的影响因素：地质方面的观点（MonalisaMallickandManojAchalpurkar,Halliburton) 石油工程师学会版权所有 本文是为2014年11月10号到13号在阿联酋阿布扎比国际石油展览会上的介绍而准备的。 本文呈现一个经SPE程序委员会审查后的包含作者总结的信息（S）。论文的内容还没有被石油工程师学会审查和受到作者的修正。这种材料并不一定反映石油工程师官方或成员的任何立场。在美国，本文任何组成部分在社会上的电子复制、分发、或储存必须得到石油工程师学会的书面同意。允许复制的摘录不得超过300字。插图不得复制。摘要必须包含显著承认SPE版权的内容。 摘要 在原始页岩的基质和断层中聚集的气体的学术术语称为“页岩气”。在地质上，富含页岩气的构造适合于种植谷物,有机物丰度高（达到5%~25%），孔隙度高，但不渗透的沉积地层包含聚集在空隙，天然裂缝，和或吸附在黏土表面的天然气。决定页岩气的生产潜力的主要因素是孔隙度、渗透率、天然裂缝，它们的原始生烃能力，和依然呈现在构造中的气量。这些因素和构造的地质和地质化学有关。生烃潜力包括原始积累的有机物质的数量或有机碳的含量（TOC），原始有机物质的种类，热量的成熟度和生烃能力或气体产量，以及原始有机物质向烃类转化的程度。这些因素很大程度上取决于有机物质，沉积环境，埋深，当地的地热温度，变质程度等的有效性。生烃潜力更加依赖网络状天然裂缝，微空隙，吸附，等页岩气地层的防渗性要求极端的自然或人工压裂（断裂刺激）去满足商业社会所需的大量气体。水力压裂和水平钻井技术最近成功用于商业生产页岩气，这取决于地质力学性能，如矿物学和脆性/延伸性的形成。然而，选择钻孔和刺激的方法需要其他地质参数的资料，如层面的布局、地层天然裂缝孔隙度和强度、粘土含量、泥页岩吸水量，流体的水敏性、页岩毛细管，页岩的分形模式，泥页岩水化，气页岩裂缝导流能力、地质特征的形成与区域地质设置时间和空间变化的关系，以及储层参数在时间和空间上的变化。这些参数控制断裂传播方向，气体回收率、和钻井时的井壁稳定，并帮助确定压裂液的盐度和流体类型的选择。本文的目的是为了阐明页岩气的形成与地质作用有关，以助于合理的开采烃类技术的发展。 简介 在上个世纪，世界油气消费的增长，迫使石油和天然气行业开发更多类型的石油资源来满足这种日益增长的需求。然而，在过去十年，化石燃料的世界储备一直被认为是因为有限的新资源的发现，石油行业所需的条条框框。近年来，非传统资源，包括重油、致密砂岩、煤层气、油砂、天然气水合物，页岩油和页岩气等，已经成为平衡传统资源赤字的显著前景。在野外自然气勘探页岩气已经引起了相当的注意力，它展示了巨大的潜力，在世界范围内，随着近期的技术进步，采收率有了明显的提高。 所有非常规的，以及传统的资源基本上是地质系统。因此，地质地球化学评
1郭宝玺 当 1.8 π ≥时，得到水平井产量： 3 ()1.84210 h i w sse k h p p q B F μ--= ?? 边水油藏 2 22231ln( )(1sin ]()22 23e w w h w w sse v r r z k z z h F L h h L k h h ππ=+ - + --+ 2 Joshi 公式 2() [ln( ln ] 2(1) h i w w k h p p q a h h B L L r πββμπβ-= ++ + 边水油藏 2() 0.52w k h p p q L L r π-= 无边底水油藏 a = 10.5/ ) a = β= 3 黄延章 2() 2ln i w i w e e w w kh p p p p kLh q R R r r πμ μ--= + ? - ?
4 Borisov 2() 4[ln ln ] 2i w e w kh p p q r h h B L L r πμπ-= + (,e L r L h < ) 5 Giger 2() /22e w kh p p q L r L r ππ-= (,e L r L h < ) 6 Babu 公式 [ln ln 0.75] H R w q A B C S r μ= +-+ 拟稳态流动 2 00 1801 ln 6.28 ()]ln(sin )0.5 1.0883o H x x z C a a h h =-+--- R S --井穿透系数，当L b <时，0R S >；当0L =时，0R S = R p --泄油体内平均压力；A --泄油面积
中石化集团公司第一口页岩油水平井完成技术套管固井 泌页HF1井，是中国石化集团公司第一口开钻的页岩油水平井。10月27日，河南油田钻井公司固井分公司对该井实施技术套管固井获得成功。 当天，经过近3个小时的紧张施工，用去183吨水泥，封固井段2598米。最后碰压20兆帕，检查出水泥浆已经全部替注到井眼与套管的环形空间，标志着固井取得成功。 5月13日开钻的泌页HF1井，是中石化集团公司第一口开钻的页岩油水平井，意味着集团公司在页岩油气领域的开拓进入一个新阶段。该井设计斜深3661米，钻探目的是评价泌阳凹陷深凹区页岩油产能，进一步落实储量规模，为建立中石化陆相页岩油勘探开发先导试验区奠定基础。 目前，钻井进尺是2601米，技术套管固井后，将向1000米的水平井段钻进。 页岩油水平井泌页HF1井完钻 本报讯11月16日20时20分，河南油田钻井公司50863钻井队承钻的中国石化第一口陆相页岩油气勘探水平井——泌页HF1井完钻，完钻井深3722米，侧钻 点在1903米，水平段长1044米。 在钻进过程中，他们采用国际先进的旋转导向工具和油基泥浆钻井技术。这种旋转导向工具携带的监测仪器离钻头只有1.5米的导向距离，远优于国产设备15 米的导向距离，可在地面连续监测和控制井眼轨迹，实时监测目的层岩性变化， 确保钻头在目的层钻进。 为保证钻井设备有足够动力，他们更换了两台泥浆泵，再增两台泥浆泵；更换了3台柴油机，再增加两台柴油机；首次使用5.5英寸钻具和高效PDC钻头，确 保快速钻进。 河南油田工程技术处、工程院和钻井公司技术人员长驻现场，准确掌握现场施工第一手资料，实时分析井场情况，及时采取工程和技术措施，解决现场施工 中遇到的问题，确保该井第二次造斜后优质高效钻进。 集团公司重点水平预探井——泌页HF1井分段压裂施
页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。
石 油学报 文章编号:025322697(1999 0420051255 低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素 张学文3 (中国石油天然气集团公司 方宏长裘怿楠章长钐 (石油勘探开发科学研究院北京 摘要:通过科学的抽象, 建立了大量的非均质地质模型, , 藏中的开发动态, 、K v K h 、 裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、:3条相对较优; ; , 存在相对较优的裂缝导流能力值; 两条最外边裂缝的; , 建议加大中间裂缝的长度或导流能力, 。在对裂缝条数、长度和导流能力研究的基础上, 建立了增产倍数图版。 主题词:水平井; 水力裂缝; 裂缝条数; 裂缝长度; 裂缝导流能力; 裂缝间距 1前言 国内外油田开发实践证明[1～7], 水平井适用于低渗透油藏的开发 , 而且低渗透油藏水平井开采技术将 成为水平井技术发展的一个重要方向。 由于低渗透率油藏的渗透率低, 渗流阻力大, 连通性差, 油井自然产能很低, 为了改善其开采经济效益, 通常要对水平井采用压裂试油和压裂投产工艺, 同时也对油藏工程提出了许多新的研究课题, 压裂水平井产能以及影响因素就是其中一个非常关
键的问题。本文将针对压裂水平井的产能及其影响因素问题进行油藏数值模拟研究。 2基本地质模型 为了对压裂水平井产能及影响因素进行深入的研究, 建立了200多个非均质地质模型, 考虑到的因素包括; 人工裂缝条数、裂缝长度、储层渗透率、裂缝导流能力、裂缝间距、垂直渗透率与水平渗透率的比值和裂缝方向与水平段方向关系等因素(表1 。 表1地质模型中的影响因素 Table 1Factors affect i n geolog ical m odels 项目数值 地层渗透率(×10-3Λm 2 014、2、8、5、50裂缝条数0、1、2、3、4、5、6、7、8、9裂缝长度(m 0、40、90、140、240、440裂缝导流能力(Λm 2 ? c m 5、20、50、100 裂缝间距(m 112、168、224、280、336、392、448K v K h 0105、011、0115、012、013、014、 裂缝等效网格为015m , 水平段所在的网格也是015m 。岩石物性和流体参数使用长庆安塞油田坪桥区的实际数据。模拟软件选用石油勘探开发科学研究院研制的多功能模型。 3压裂水平井产能影响因素的讨论 311水平裂缝与垂直裂缝比较
页岩气基础知识 ( 1) 页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类, 岩石组成 一般为30%~ 50%的粘土矿物、 15% ~ 25% 的粉砂质 ( 石英颗粒 ) 和4%~ 30%的有机质。页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础 , 要求生烃有机质含量达到一定标准 , 那些”肥沃” 的黑色泥页岩通常是页岩气成藏的最好岩性, 它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性较好的还原环境。在页岩气藏中, 地层有机碳含量相对较高 , 一般大于 2%, 可以达到普通源岩有机碳含量的 10~ 20 倍。天然气的生成 可来源于生物作用、热成熟作用或两者的结合 , 因此镜质体反射率一般在 0. 4%以上。在陆相盆地中 , 湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩气成藏的最好条件 ,但通常位于或接近于盆地的沉降沉积中心处 , 导致页岩气的分布有利 区主要集中于盆地中心处。从天然气的生成角度分析 , 生物气的产生需要厌氧环境 , 而热成因气的产 生也需要较高的温度条件 , 因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。 ( 2) 页岩本身既是气源岩又是储集层 , 其总孔隙度一般小于 10%, 而含气的有效孔隙度一般不及总孔隙度的一半 , 渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。页岩气虽然为地层普遍含气性特点 , 但目前具有工业勘探价值的页岩气藏或甜点主要依赖于页岩地层中具有一定规模的裂缝系统。根据有关 资料分析 , 页岩的含气量变化幅度较大 , 从0. 4m3/ t 到 10 m3/ t, 在美国的大约 30000 口钻井中 , 钻遇具有自然工业产能的裂缝性甜点的井数只有大约 10%, 表明裂缝系统是提高页岩气钻井工业产能的 重要影响因素。除了页岩地层中的自生裂缝系统以外 , 构造裂缝系统的规模性发育为页岩含气丰度的 提高提供了条件保证。因此 , 构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱断裂发育带通常是页岩气富集 的重要场所。 页岩气的采收率变化较大 ( 5%~ 60%)钻井的产气量相对较低 , 但生产周期较长 , 在天然气产出的同时伴随有地层水的排出。美国页岩气井的单井总平均产气量约为 1000 m3/ d, 但页岩气产区的单井 产率一般介于 2800~ 33000 m3/ d 之间。 页岩气在中国具有良好的勘探前景 , 对页岩气 ( 泥页岩气 ) 的勘探研究也已经逐步展开 , 在四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、吐哈盆地、江汉盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等均有页岩气成藏的地质条件 , 局部有机碳含量在 30%以上 , 发现了典型页岩层中局部的 天然气富集。其中 , 暗色页岩发育的地区和层位是需要重点研究的领域和目标。在吐哈盆地 , 吐鲁番坳陷水西沟群地层广泛发育了暗色泥岩和炭质泥页岩 , 炭质泥岩累积平均厚度在 30 m 以上, 有机碳含量一般介于 6% ~ 30% ; 暗色泥页岩厚度更大 , 如八道湾组暗色泥页岩厚度一般大于 100 m, 盆地中北部达到 200m 以上, 西山窑组暗色泥页岩最大厚度大于 600 m, 有机质的成熟度目前大都处于 0. 4% ~ 1.
美国页岩油发展现状与前景分析 1 美国页岩油产量持续增长 绝大部分相关专家认为，自2014年国际油价大幅下跌以来，尽管油价因素对页岩油生产经营造成了一定影响，但事实上美国页岩油产量仍增长强劲。截至2018年年初，美国页岩油平均日产量已接近700万桶/日（约3.0亿吨/年），较2017年同期增长约17%。从区域的角度看，二叠盆地页岩油保持强势，产量接近300万桶/日（约1.28亿吨/年），约占美国总产量的四分之一；伊格尔福特和巴肯两大传统页岩区带紧随其后，产量分别超过了100万桶/日（约0.43亿吨/年）。从公司的角度看，尽管国际石油巨头已开始深度参与页岩油生产，但专注上游油气勘探开发的美国独立石油公司仍是页岩油产量增长的主力军。譬如，在二叠盆地，雪佛龙和埃克森美孚两大国际石油巨头的产量分别为22.4万桶/日（约960万吨/年）和18.2万桶/日（约780万吨/年）；OXY和先锋资源两家美国独立石油公司产量则高达34.9万桶/日（约1500万吨/年）和24.6万桶/日（约1050万吨/年）。预计2018年全年，美国页岩油将迎来技术、投资和管理等多个层面的新机遇，未来产量可能持续增长。 但也有部分专家对页岩油增长的可持续性提出质疑，前EOG资源公司首席执行官马克-帕帕先生就表示，市场对美国石油产量增长的预测过于乐观，因为在本轮低油价期间，各大页岩区带的“甜点”区域已被重点开发，未来页岩油发展必将扩散到“非甜点”区域，而这些区域在现有技术水平下很难维持较高产量水平。
2 技术进步是页岩油产量持续增长的核心驱动要素。 美国能源部长佩里先生指出，为应对油价风险，美国页岩油生产商在钻井、压裂、开发优化和油藏检测等技术领域均获得较好进展，预计相关技术的完善与推广将进一步提升页岩油未来的产量。 各路参会的页岩油相关技术专家分别指出，钻井技术方面，通过将导向钻井技术及有关设备的应用，能够大幅提升钻井的准确性，将水平井段更多的置于储层的目标层内；压裂技术方面，新型化学转向剂的使用能够改造流通性不好的裂缝或压开新裂缝，更小目数支撑剂的使用能够增加裂缝的联通性并减少返排，精确射孔压裂方法的使用能够使压裂点更精确且减少支撑剂在井筒附近的流失；开发优化方面，人工举升效率的提高能够大幅增加单井页岩油的采收率水平，岩石地球化学理论的进步有助于在空间与时间两个维度共同寻找单井“甜点”，而大数据计算、机器学习和实时知识传输等的应用则能够对完善地质建模以及选择最优井场位置提供有力支撑；油藏检测与分析方面，光纤储层评价和数字传感技术以及多元化地层分析和三维模拟技术等，既有助于对油层情况实时监测，也有助于作业者寻找更好的起裂点。 3 投资增长将推动页岩油产业持续发展。 有关专家和参会的金融界嘉宾分别指出，按投资活动的比例分析，二叠盆地的特拉华-沃夫坎普和米德兰-沃夫坎普两大主力页岩区带集中了当年全美页岩油约30%的投资，巴肯、伊格尔福特、SCOOP/STACK和粉河盆地等页岩区带合计投资占比约25%，其它页岩区带合计投资占比约45%，页岩
压裂水平井产能预测 一、压裂水平井的物理模型 压裂水平井简易物理模型 压裂井水平井物理模型俯视图 为提高效果,水平井压裂一般都形成多条裂缝,由于地层岩石性质及压裂工艺的限制,形成的裂缝难以达到之前设想的形态。而多条裂缝也可能形态不尽相同,在长度、宽度和与水平井井筒的夹角上各不相同。水平井压裂裂缝一般有2种形态:横向裂缝和纵向裂缝。同时,压裂施工控制不好时,或结合其他因素,也会出现转向裂缝和扭曲裂缝等非常规裂缝。
二．压裂水平井的主要裂缝形态 （1）横向裂缝 横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果。 （2）纵向裂缝 纵向裂缝也就是裂缝面沿着水平井筒延伸的裂缝。裂缝平行于水平井井筒时，可以改善水平井的开采效果，将地层流体流向井筒的径向流过程转变为两个线性流过程:地层流体流向裂缝、裂缝流体流向井筒。这可以有效地提高采油速度,但并不能较好地增加水平井的控制储量。与横向裂缝相比,它增加的控制储量较为有限。横向裂缝就是指裂缝面与水平井井筒垂直的裂缝。因为水平井段有一定的长度,故为提高幵采效果,一般都压开多条横向裂缝。多条横向裂缝可以改善油层的渗流状况,增加泄油面积,较好地贯穿了油层,增加了控制储量。
虽然多裂缝会产生缝间干扰,但是还是能能很大提高采油速度,有效地提高采收率。对开采非均质较为严重的低渗透油气田效果较好。水平井分段压裂绝大部分都是采用的多条横向裂缝,在幵发实践中取得了很好的效果
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910334971.2 (22)申请日 2019.04.24 (71)申请人 中国石油大港油田勘探开发研究院 地址 300280 天津市滨海新区大港油田幸 福路 (72)发明人 周立宏 肖敦清 蒲秀刚 刘子藏 官全胜 范军侠 杨朋 贾丽 唐鹿鹿 许静 李玲玲 姜文亚 祝必兴 曲宁 (74)专利代理机构 北京国坤专利代理事务所 (普通合伙) 11491 代理人 王峰刚 (51)Int.Cl. G06F 17/50(2006.01) E21B 7/04(2006.01) (54)发明名称 一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调 整研究方法 (57)摘要 本发明公开了一种页岩油水平井轨迹设计 与现场跟踪调整研究方法，包括页岩油甜点识别 与评价、水平井优选与轨迹设计、页岩油水平井 现场跟踪调整。本发明页岩油水平井轨迹设计与 现场跟踪调整研究方法形成的“四优-二精”做法 为实现闭塞湖盆页岩油高产稳产，建产增储一体 化奠定基础。对在页岩油发育区开展水平井位优 选设计研究及钻井动态跟踪分析提供了一套技 术方法， 具有较大借鉴和推广意义。权利要求书2页 说明书6页 附图3页CN 109960897 A 2019.07.02 C N 109960897 A
权 利 要 求 书1/2页CN 109960897 A 1.一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于包括以下步骤： 步骤A、页岩油甜点识别与评价 以系统取心井分析化验联测结果为基础，开展七性关系研究，建立单井页岩油油层地球物理响应特征标准，明确甜点平面分布； 步骤B、页岩油水平井轨迹设计“四优”方法 (1)优选靶区：根据页岩油甜点段的厚度、埋深及其与页岩热演化程度的耦合关系，选择有利的勘探靶区； (2)优选靶层：由优选靶区开展油层精细对比，根据油层厚度大、分布稳定、已知井钻遇率高、测井地震特征易识别等原则，确定最优甜点段； (3)优选靶向：对确定靶层的地层产状、断层影响、压裂缝发育方向等因素进行综合分析，选取最佳钻探方向； (4)优化轨迹：开展地震精细标定，基于优选靶向确定的钻探方向，进一步优化水平井轨迹方案，保障最优甜点段的最大钻遇率； 步骤C、页岩油水平井跟踪调整“二精”方法 (1)精细分析准确入靶：钻井过程中及时开展地层速度准确性与地震解释方案合理性分析，及时调整确保精准入靶； (2)精细跟踪防止脱靶：根据综合录井资料、随钻测井曲线精细开展对比，修正轨迹，保障优质小层钻遇率。 2.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤A中，利用声波时差、自然伽马、电阻率、核磁测井等测井资料建立页岩油甜点段识别标准开展单井甜点识别，落实页岩油甜点平面分布。 3.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤B的优选靶区中，完成页岩油甜点段顶面地震解释与构造成图，根据分析测试结果勾画Ro等值线图,甜点埋深、页岩演化程度与甜点段厚度三元耦合选择有利勘探靶区。 4.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤B的优选靶层中，利用已知井开展细分小层的联井油层精细对比，选取厚度大、分布稳定的小层作为目的层，曲线形态或曲线值有明显的识别特征，如可作为区域对比标志层，地震反射连续，易于追踪。 5.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤B的优选靶向中，地层产状是指地层产状尽可能平直，挠曲构造少；断层影响是指井轨迹离断层150m以上；压裂缝发育方向是指井轨迹方向与最大水平主应力方向夹角锐角大于30°以上。 6.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤B的优化轨迹中，明确的油层小层地质信息通过井震精细标定与地震反射同相轴建立关系，并赋予地震同相轴地质意义，提高最优小层中的水平进尺。 7.根据权利要求1所述的一种页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整研究方法，其特征在于：所述步骤C的精细分析准确入靶中，及时利用声波、电阻率、自然伽马等测井曲线做好层位标定，分析速度准确性；并运用多套数据体或多种解释方案约束和验证。 2
页岩气多段压裂水平井产能影响因素研究 摘要：页岩气藏流动机理复杂，影响气井产能的因素较多，搞清影响页岩气井 产能的主要因素，是科学高效开发这类气田的关键。本文针对涪陵海相龙马溪组 页岩气藏的地质条件，采用气藏数值模拟方法，系统地研究了多段压裂水平井产 能影响因素，明确了各因素对产能的影响规律，确定了页岩气有效开发的一些重 要界限。采用多元回归的方法对各个影响因素进行了排序，明确了各个影响因素 的主次关系。研究表明，页岩气井初始产量大小主要裂缝渗透率影响，其次为人 工压裂裂缝条数和导流能力，参数越好，初始产量越大;页岩气井的递减和采出程 度主要影响因素为储层含气量，其次为体积压裂改造裂缝间距、主裂缝条数和半长、基质渗透率，参数越好，递减越慢，采出程度越高;基质渗透率越低，体积压 裂改造效果越明显;基质渗透率10－4md是开发布井的甜点，对体积压裂缝间距 要求较低;当基质渗透率低于10－5md时，体积压裂缝间距需达到10m才能达到 有效动用;当基质渗透率小于10－6mD时，基质渗透率是产能主控因素，当基质 渗透率大于10－6mD时，裂缝渗透率是产能主控因素;对于涪陵龙马溪页岩气藏，1000m长水平井，主裂缝条数25～30条时相对较优，25mD．m左右为最佳导流 能力;生产5年以上，吸附气的贡献才逐渐体现出来，30年末吸附气占总累产气 的11%。 关键词：页岩气；多段压裂水平井；因素 引言 我国页岩气富集地质条件优越，预计资源量达100×1012m3，约为常规天然气量的两倍。其中，四川、吐哈、塔里木等盆地页岩十分发育，层厚、埋深及有机 碳含量等均具备页岩气的成藏条件，勘探潜力巨大。在借鉴美国页岩气成功开发 的经验之后，结合我国实际条件开发页岩气，已成为目前能源研究的热点和突破口。页岩气藏的孔渗结构与常规气藏存在显著不同，其孔渗结构具有超致密，特 低孔，特低渗的特征。裂缝发育有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高， 因此裂缝发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一。当页岩发 育的裂隙达到一定数量和规模时,即成为勘探的有利目标。目前，仅有少数天然裂 缝十分发育的页岩气井可直接投入生产,其余90%以上的页岩气井需要采取压裂等 增产措施沟通其天然裂缝,提高井筒附近储层导流能力。长水平井多段压裂技术作 为目前页岩气开发的关键技术，决定着页岩气藏能否成功高效的开发。因此，选 择合适的数值模型，分析影响多段压裂产能的因素，具有十分重要的意义。 1页岩气藏模型的建立 页岩气藏是“自生自储”式气藏。在页岩中，天然气的赋存状态多种多样。除 极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中。吸附状天然气的赋存与有机质含量密 切有关，它与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系，其中吸附状态天然气的含 量变化于20%~85%。因此从赋存状态观察，页岩气介于煤层吸附气（吸附气含量 在85%以上）和常规圈闭气（吸附气含量通常忽略为零）之间。由于页岩储层以 自由气和吸附气储气方式为主，基质渗透率过小，渗透阻力过大，因此流体的渗 流通道主要是裂缝网络系统。微地震监测结果及产量统计研究显示：压裂后形成 的裂缝所波及的面积越大，则改造效果越好。页岩气井生产阶段产量的递减主要 发生在投产初期的1.0~1.5a，其递减率为60%~70%，生产后期逐渐进入稳产阶段，
水平井产能预测方法及动态分析中石化胜利油田分公司地质科学研究院
2006年12月 水平井产能预测方法及动态分析 编写人：吕广忠 参加人：郭迎春牛祥玉 审核人：周英杰 复审人：李振泉
中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 2006年12月 目录 第一章水平井产能预测方法研究 (1) 第一节水平井产能预测概况 (1) 一、国外水平井产能预测概况 (2) 二、国内水平井产能预测概况 (4) 第二节不同油藏类型水平井产能预测 (5) 一、封闭外边界油藏水平井产能分析理论 (6) 二、其它边界油藏水平井产能 (12) 三、应用实例 (12) 第三节不同完井方式情况下水平井产能预测方法 (15) 一、理想裸眼水平井天然产能计算模型的选择 (15) 二、射孔完井方式的产能预测模型 (16) 三、管内下绕丝筛管完井方式的水平井产能预测 (19) 四、管内井下砾石充填完井方式的水平井产能预测 (19) 五、套管内金属纤维筛管完井方式的水平井产能预测 (21) 六、实例计算 (22) 第四节考虑摩阻的水平井产能预测研究 (23) 一、水平井筒流动特点 (23) 二、考虑地层和井筒耦合的水平井段内的压力产量分析 (23) 第五节多分支水平井产能预测 (31) 一、多分支水平井研究现状 (31) 二、N分支水平井（理想裸眼完井）的产能预测 (34) 三、N分支水平井（任意完井方式）的产能预测 (34) 第二章水平井动态分析 (36) 一、压力分布及渗流特征 (36)
二、水平井流入动态分析 (40) 三、水平井产量递减分析方法 (41)
第一章 水平井产能预测方法研究 第一节 水平井产能预测概况 通常情况下，井底流压定义为目的层中部位置井处于关井或开井时的压力，在整个区域认为是一个定值，如图3－1－1所示。对于直井来说，这种假设是有效的，因为在直井中射孔段的长度和油藏尺寸相比比较小。换句话说，由于重力、摩擦力或其它因素造成的流体通过射孔的压力降与地层压力降相比很小，可以忽略，因此，在直井中可以认为井底流压是一个常数的假设是可以接受的。 但是，对于水平井，特别是高产水平井，这种假设是不准确的，因为水平井的井长比油层厚度大的多，如图3－1－2所示。当流体从水平井的趾端（B 靶点），即水平井的末端或跟端（B 靶点），即水平井的起始端流动时，由于摩擦损失、动能损失、相变、重力变化以及动量变化，造成压力沿井身的重新分布，因此不能将井底流动压力定义为一个常数。 从流体流动的机理看，要使井筒内的流体维持流动，水平井末端至生产端的压降又是必需具备的，也是实际存在的，压力从末端至生产端逐渐减小。这样，沿水平井井长方向的压降及其沿井长的流量也会发生变化，沿井长的压力将会影响水平井的总产量及水平井长度的设计，也会影响到完井和水平井剖面的设计。本文是对水平井井筒内的流动进行研究，研究水平井的沿程压降和流量分布，为工程部门更有效地设计水平井提供一些理论依据。 为准确预测水平井的产能，必须对沿水平井井筒压力变化和流量的变化进行预测，本研究的目的就是寻找一种在不依靠井底流压为常数的不合理假设条件下水平井产能预测的简单方法。 对于水平井而言，最简单的井模型是采取垂直井的处理方法，采用该方法处理水平井时流体的流动必须是径向流。因此，井必须是完全射开，即井的长度和油藏厚度必须很大。 水平井的产量可以用下式计算： )(wf h P P J q -?= （3－1－1） 式中： q ：水平井产量；h J ：水平井生产指数；P ：油层压力；wf P ：井底流动压力。
页岩油形成机制地质特征及发展对策
页岩油形成机制地质特征及发展对策 能源情报按：加州页岩油储量下调曾引起激烈讨论，页岩油在国内是什么情况？带你了解一下。 文/邹才能杨智等，中国石油勘探开发研究院 引言 世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越。非常规油气主要为页岩系统油气，包括致密油和气、页岩油和气。致密油和气是储集在致密砂岩或灰岩等储集层中的石油和天然气，油气经历了短距离运移。页岩油和气是指富集在富有机质黑色页岩地层中的石油和天然气，油气基本未经历运移过程，目前页岩气已成为全球非常规天然气勘探开发的热点，页岩油的相关研究也正在兴起。笔者在充分调研国内外页岩油气、致密油气最新勘探开发和研究进展的基础上，根据对鄂尔多斯盆地中生界延长组等中国陆相湖盆页岩油的研究，系统总结页岩油的基本内涵和基本特征，详细阐述了页岩油形成的沉积环境、地球化学特征、储集空间和聚集机制等基本石油地质问题，最后预测中国页岩油的资源潜力，提出页岩油“核心区”评价标准和“三步走”的具体发展思路。 1 研究背景 全球油气工业发展正在不断突破油气生成最高温度极限、突破油气储集最小孔喉极限、突破油气聚集最大深度极限，“3 个极限”的突破，推动油气发展地域由陆地向深水区、深度由中浅层向深层—超深层、资源由常规油气向非常规油气快速延伸，大于3 000 m海洋超深水等新区、超过6 000 m 陆地深层等新层系、小于1 000 nm 孔径超致密储集层等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。 目前，以页岩气为代表的非常规油气引发了一场重大石油科技革命，其有3 个显著特征：理论的颠覆性，技术的突破性，生产的工业性。勘探开发非常规油气是从常规寻找圈闭向寻找大面积储集层转变，颠覆了传统圈闭油气聚集理论；从常规直井开发向水平井规模压裂转变，突破了直井传统开采方法；从常规单井开采向平台式多井“工厂化”开采转变，打破了一个井场单井开采模式。非常规油气突破具有3 大战略意义：①延长石油工业的生命周期，突破了传统资源禁区和成藏理论，增加了资源类型与资源量；②引发了油气科技革命，推动整个石油工业理论技术升级换代；③改变了全球传统能源格局，形成以中东为核心的东半球“常规油气版图”，以美洲为核心的西半球“非常规油气版图”，影响世界发展秩序。美国主要依靠非常规油气推动“能源独立”战略实施，真正实现美国“能源安全”，深远影响世界大国在政治、经济、军事等领域的战略调整和新布局。
第14卷第3期 新疆石油天然气Vol.14No.32018年9月Xinjiang Oil &Gas Sept.2018文章编号：1673—2677（2018）03—058-05 昭通黄金坝YS108区块页岩气产能 主控因素分析 汤志，镇国钧，陈兴炳，刘晔，游婷 （中国石油浙江油田分公司规划计划处，杭州310000） 摘要：昭通黄金坝YS108区块页岩气水平井测试产量平均19.9×104m 3/d ，针对测试产量高低参差不齐的问题（4.4~37.3×104m 3/d ），综合分析页岩储层地质、工程参数两方面关键技术指标，重点从储层物性、Ⅰ类储层钻遇率、压裂改造效果等方面开展水平井实施效果评价，优化设计预实施水平井压裂施工参数。在保障提高I 类储层钻遇率前提下，提高压裂液量、加砂量、施工压力等参数是提高单井产量的主要技术方向。 关键词：页岩气；水平井；测试产量；主控因素；黄金坝YS108区块 中图分类号：TE371文献标识码：A 收稿日期：2018-05-20 基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05062）；国家重点基础研究发展计划（973计划，2014F-4702）。 作者简介：汤志（1978-），高级工程师，主要从事页岩气评价研究与规划计划管理工作。颠黔北昭通黄金坝YS108区块是首批页岩气 国家级示范区之一，也是浙江油田公司实现上产 稳产百万吨油气田的重要组成部分，区块2009年 开始在滇黔北探区开展页岩气地质综合评价研 究，同年开始昭通页岩气产业化示范区建设，开展 了页岩气钻井及压裂先导性试验；2012年昭通页 岩气产业化示范区获批国家级页岩气示范区，并开 展了页岩气水平井组压裂及工厂化作业试验；2014 年编制了黄金坝页岩气5亿方/年开发方案，指导了 页岩气规模效益开发，2015年底建成了5亿方/年年 生产能力；2016年编制了黄金坝5亿方/年页岩气稳 产开发方案，方案共部署开发井116口，稳产时间 14年，评价期30年预测产气量110.1亿方。 截止2018年2月底，区块共完钻方案井74 口，投产57口井，开井55口，日产气237.94×104m 3， 累计产气13.11×108m 3，已经连续两年实现5×108m 3 的稳产。虽然黄金坝YS108区块页岩气水平井平 均测试产量19.9×104m 3/d，但是页岩气井测试产 量分布范围在4.4~37.3×104m 3/d，水平井测试产量与预计单井最终可采储量（EUR ）间呈正相关关系（图1）。进一步分析页岩气水平井产量影响因素，探索提高页岩气井产量的技术方法，是提高水平井EUR， 实现页岩气效益开发的技术关键。图1页岩气水平井测试产量与EUR 关系图地质因素和工程因素是非常规储层开发评价的关键技术指标［1-3］（图2）。水平井钻遇储层品质 58
本人是中石油川庆钻探的一名一线钻井工程师，在一线做了6，7年，主要是负责油、气井直井、定向井、水平井的钻探施工，对这个行业还算比较了解，但目前国内的页岩气技术并不成熟，施工井较少，实际工作中并未直接接触过页岩气的开发井，因此，仅就自己的知识水平和对该行业的了解，浅谈下页岩气及相关上市公司。 谈页岩气肯定首先要说美国，美国页岩气工业迅速发展的主要原因之一是技术的进步， 特别是水平井钻井和水力压裂技术的进步提高了页岩气单井产量，降低了开发成本。其中经历的几个开发阶段如下： 直井+泡沫压裂（1981-1985）->直井+交联冻胶压裂（1985-1997）->直井+清水压裂（1997-现今）->清水压裂+重复压裂（1999-现今）->水平井+清水压裂+同步压裂（2006-现今）。 页岩气的特点是储集层薄，渗透率低，直井单井产量低，生产周期不长，水平井能够穿过更多的储层，捕获更懂裂缝，单井产量高，生产周期长。水平井的钻井成本是直井的至少2倍，但产量却是直井的3-4倍。因此水平井钻井技术得到了很快的发展，相关数据如下： 年份直井数水平井数 2003 850 78 2004 598 284 2005 372 708 2006 287 1323 2007 170 1670 因此，目前页岩气开发的核心技术实质是水平井钻井技术和水力压裂技术。 页岩气水平井钻井流程： 1、确定井位、修建井场、准备场地并安装好井架和其它设备； 2、钻井施工整口井的垂直部分； 3、使用具有一定弯度的井下马达（国内称螺杆钻具）和钻头进行造斜钻进，钻进期间通过无线随钻测斜仪（简称MWD）控制井斜和方位，使井斜最终达到90度附近（该段称为斜井段）； 4、水平段钻进，通过MWD控制井斜和方位； 5、针对完井方案和压裂方式下入套管，为后期生产做好准备。 水力压裂作业流程： 钻井及资料收集->模型模拟->设备搬运->准备压裂流体->酸化处理->洗井并开 始压裂->生产套管射孔->安装管道->注入减阻水->泵入支撑剂->泵入更多支撑剂-> 井眼清洗（因本人属于钻井工程师，对压裂技术并不十分熟悉，因此写的相对简单） 在来看下目前市场表现相对活跃的相关A股上市公司：