水平井試井分析方法講座

水平井試井分析方法講座第1頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月國內(nèi)外發(fā)展現(xiàn)狀水平井技術(shù)的應(yīng)用水平井試井分析水平井產(chǎn)能分析水平井的優(yōu)點(diǎn)和局限性CONTENTS第2頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月水平井指鉆入儲集層部分的井眼軌跡呈水平狀態(tài)的井。水平鉆井屬定向鉆井之列而又獨(dú)具特色的一種鉆井技術(shù)。就鉆井工藝而言，井斜角分別大致為60o～85o、90o左右和90o以上到120o或更大斜度井、水平井和上翹井應(yīng)屬同一范疇。隨著水平井技術(shù)的進(jìn)步，水平井已成為提高油氣產(chǎn)量和采收率，解決了一些直井不能解決的問題，對提高動用現(xiàn)有一些特殊和難以應(yīng)用的地質(zhì)儲量，是一項技術(shù)上的突破，是對現(xiàn)有直井開采技術(shù)的補(bǔ)充和發(fā)展。第3頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月國內(nèi)外發(fā)展現(xiàn)狀

水平鉆井工藝在定向鉆井方法剛一萌芽時即已提出，并隨定向鉆井技術(shù)的發(fā)展而漸趨成熟。

1882年，美國加州在圣巴巴拉一口豎井中側(cè)鉆井眼，這大概是最早分支水平井的雛形。

1954年，前蘇聯(lián)打成第一口93o的分支水平井。50年代蘇聯(lián)共鉆43口水平井進(jìn)行試驗。結(jié)論是技術(shù)上可行，但無經(jīng)濟(jì)效益。1、國外發(fā)展現(xiàn)狀第4頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月50年代中期至60年代中期，曾是水平鉆井比較流行的時期，由于當(dāng)時技術(shù)條件的限制，與壓裂處理相比，這種鉆井方法不經(jīng)濟(jì)。

60年代后期至70年代中期水平鉆井急劇減少，僅在美國和蘇聯(lián)少數(shù)油田鉆了一些水平井。70年代末期，隨著許多地區(qū)最好油氣藏的枯竭和石油價格上漲，促使對水平鉆井方法重新認(rèn)識。第5頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月80年代隨著大斜度井和水平井鉆井、完井工藝不斷改進(jìn)，水平鉆井變得比較容易實(shí)施，顯示出很大的經(jīng)濟(jì)效益。水平井成為對勘探開發(fā)具有革命性變革意義的一項技術(shù)，并進(jìn)入工業(yè)性應(yīng)用的發(fā)展階段。1984年以來，出現(xiàn)了水平鉆井以指數(shù)級加速增長的趨勢。80年代初以來，全世界利用水平井進(jìn)行開發(fā)的油氣井已超過1700口，其中1988年和1989年分別鉆200口和250口水平井，1990年近1000口。迄今，美國鉆水平井最多，目前陸上鉆水平井占10%。第6頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

1989年加拿大鉆了41口水平井，1990年增至100口，主要用于開發(fā)重油油藏。1986年，在油價下跌和成本增加的形勢下，5年來在歐洲西北部平均每年鉆600口井中，20％為水平井。拉丁美洲1989年共鉆15口水平井，1990年在阿根廷、玻利維亞、巴西和智利鉆水平井估計可達(dá)25口。非洲是人們公認(rèn)的高成本作業(yè)區(qū)之一，一些歐洲的經(jīng)營者嘗試采用水平鉆井開發(fā)具有錐進(jìn)問題的薄油層。1989年鉆了3口水平井，1990年達(dá)15口。第7頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月我國從1955年開始打定向井，50年代和60年代曾打過三口大斜度井（最大井斜分別為60.5o、80o和64o）、一口水平井和一口上翹井。1965年完井的磨－3水平井，垂深1368m，斜深1685m，水平位移444m，在油層內(nèi)延伸204.5m，90o～92o的水平井段長度為160m。該井摸索了一些用短渦輪鉆具帶彎接頭造斜和用渦輪鉆具鉆水平井段的經(jīng)驗。1967年完鉆的巴－24上翹井，原設(shè)計最大井斜70o，由于鉆至1560m深處無氣顯示，在1315～1365m井段內(nèi)打水泥塞，從套管鞋底下側(cè)鉆第二井筒到斜深1705m處，井斜達(dá)119o。全井水平位移538m，90o～119o的上翹井段長68m。2、國內(nèi)發(fā)展現(xiàn)狀第8頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月80年代初以來，幾乎全國所有的油田都進(jìn)行了定向井的研究和實(shí)踐。一些油田開展了水平井的研究和實(shí)踐，在井眼軌跡設(shè)計方面已普遍應(yīng)用二維設(shè)計，并逐漸應(yīng)用三維設(shè)計。1988年南海油田完鉆的流花11－1－5井，垂深1263m，水平位移1926m。采用了世界先進(jìn)的泥漿凈化系統(tǒng)和尾管固井技術(shù)等，大大提高了井眼軌跡精度及鉆井時效。第9頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月四川石油管理局與西南石油學(xué)院共同承擔(dān)的“七五”國家攻關(guān)項目《定向井鉆井技術(shù)研究》的重點(diǎn)試驗井隆40－1井于1989年完鉆，垂深2292m，水平位移1459m。該井為井眼軌跡控制、鉆屑攜帶、井壁穩(wěn)定、水平井固井等技術(shù)提供了經(jīng)驗。勝利油田1990年9月開鉆，1991年1月完鉆的埕科1井，井深2650m，垂深1882m，水平段長505m，最大井斜角93o，經(jīng)電測解釋，水平段共有油氣層19層，厚達(dá)211m。經(jīng)試油從井深2579、2597m（一層18m）的油層通過16mm油嘴放噴，獲產(chǎn)油量268m3／d，產(chǎn)氣量11551m3／d。第10頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

80年代，水平鉆井技術(shù)水平迅速提高和完善配套，可適應(yīng)在各種類型油氣藏鉆水平井的需要，技術(shù)指標(biāo)不斷刷新。Unocal公司在加利福尼亞海上鉆的長半徑水平井，最大井斜87.5o，水平井段長達(dá)1751m，總水平位移3883m，井斜大于80o的井段長達(dá)3048m。Shell石油公司在荷蘭鉆的FD－108水平井，垂深達(dá)3501m，最大井斜83o。據(jù)初步調(diào)查，已在厚度小于2.2m的油層內(nèi)鉆成了水平井，在厚度為0.3～2.44m的巴肯頁巖油層尖滅帶鉆成水平井。3、日臻完善的水平井技術(shù)第11頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

80年代水平井鉆井技術(shù)有了重大突破，已形成一套完善的現(xiàn)代水平井鉆井技術(shù)：水平井優(yōu)化設(shè)計先進(jìn)的導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)和連續(xù)控制井眼技術(shù)

隨鉆測量技術(shù)的發(fā)展提高了井眼軌跡控制精度

優(yōu)質(zhì)鉆井液和完井液可以滿足水平井鉆井的要求

水平井完井技術(shù)取得了突破性進(jìn)展水平井固井技術(shù)第12頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月分支水平井開發(fā)老油田或枯竭油藏低滲透油氣藏裂縫性油氣藏?zé)o經(jīng)濟(jì)開采價值的薄層油氣藏有水錐或氣錐問題的油藏改善水驅(qū)或注水效果減緩出砂多層型油藏（階梯型）改善蒸汽驅(qū)機(jī)理，開發(fā)稠油油藏水平井技術(shù)的應(yīng)用第13頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月§1水平井壓力變化特性§2水平井試井解釋步驟§3水平井試井典型曲線特征

水平井是提高單井產(chǎn)量、延遲底水或氣頂氣錐進(jìn)，提高開發(fā)效果和采收率的重要途徑。水平井試井解釋第14頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月水平井物理模型第15頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

在水平、等厚、頂和底部部均為不滲透隔層所密封的油層中有一口水平井。油層厚度為h(m)，垂直滲透率為kV(m2)，水平滲透率為kH(m2)，水平井的長度為L(m)，井筒符合無限導(dǎo)流特性，不考慮重力的影響。

以油層的底面為x-y平面，z軸通過水平井的中點(diǎn)，水平井與油層底面的距離為zw(m)§1、水平井壓力變化特性

假設(shè)條件坐標(biāo)系第16頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月無因次定義第17頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月水平井無因次試井解釋模型第18頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月無因次滲流模型的解式中：第19頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月流動段特征第20頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月流動段特征第21頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月初期徑向流第22頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月第二初期徑向流第23頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月中期線性流如果井長與油層厚度相比足夠長，則當(dāng)壓力波傳到頂?shù)撞粷B透邊界之后，該井的滲流可能出現(xiàn)中期線性流。第24頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

當(dāng)油層中流體的流動范圍擴(kuò)大到水平井范圍之外，即|x|>L/2的地方，“壓降漏斗”沿著油層平面（水平面方向）近似于徑向地向外擴(kuò)大。這個流動階段稱為晚期擬徑向流階段。晚期擬徑向流第25頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月初始徑向流第二初始徑向流常規(guī)試井分析公式第26頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月中期線性流晚期擬徑向流結(jié)合初始徑向流第27頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月1、繪制分析圖形繪制壓力或壓差的半對數(shù)圖繪制與圖版坐標(biāo)尺寸相同的壓差雙對數(shù)圖§2、水平井試井解釋步驟第28頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月繪制與圖版坐標(biāo)尺寸相同的壓導(dǎo)雙對數(shù)圖繪制與圖版坐標(biāo)尺寸相同的重整壓力雙對數(shù)圖第29頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月繪制重整壓力的半對數(shù)圖

重整壓力半對數(shù)圖與壓力導(dǎo)數(shù)曲線雙對數(shù)圖的時間坐標(biāo)最好取相同尺寸，以便對比。

重整壓力雙對數(shù)圖與壓差曲線雙對數(shù)圖的坐標(biāo)也應(yīng)取相同尺寸，以便進(jìn)行擬合。第30頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月2、綜合分析判斷和確定流動段由壓力導(dǎo)數(shù)曲線早期水平線、重整壓力半對數(shù)曲線早期1.151斜率直線、結(jié)合壓力或壓差半對數(shù)直線段檢驗初始徑向流動階段。lgtlg(t.p’)lgtp/(2t.p’)m=1.151lgtp第31頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月由壓力導(dǎo)數(shù)曲線后期水平線；重整壓力雙對數(shù)曲線與壓差雙對數(shù)曲線在晚期具有完全一致的形狀，或能在時間坐標(biāo)相重合的條件下完全互相擬合的特性；結(jié)合壓力或壓差晚期半對數(shù)直線段檢驗晚期擬徑向流動階段。lgtlg(t.p’)lgtlgp,lg[p/(2t.p’)]lgtp第32頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月3、量出半對數(shù)直線段的斜率和截距，用相應(yīng)的公式計算參數(shù)初始徑向流中期線性流第33頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月晚期擬徑向流結(jié)合初始徑向流第34頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月4、進(jìn)行圖版擬合分析

選擇適用的圖版。進(jìn)行壓力—壓力導(dǎo)數(shù)—重整壓力曲線擬合，得曲線擬合值(LD)擬合、壓力擬合值

(PD/p)擬合、時間擬合值(tD/t)擬合。第35頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月流動階段初始徑向流擬徑向流可同重整壓力雙對數(shù)曲線完全擬合可同壓差雙對數(shù)曲線完全擬合重整壓力各種曲線在初始徑向流和擬徑向流階段的特性第36頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月§3水平井試井典型曲線特征第37頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月第38頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月39第39頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月第40頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月41第41頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月第42頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月水平井產(chǎn)能分析

長度為L的水平井穿過水平滲透率和垂向滲透率分別為Kh和Kv的油藏，水平井形成橢球形的泄流區(qū)域。其泄流區(qū)域的長半軸為a與水平井長度有關(guān)，大大增加了井眼與油藏的接觸面積。第43頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月基于Joshi(1988)的研究成果，位于油層中部水平井在穩(wěn)態(tài)流動條件下的采油指數(shù)為:

式中：設(shè)定水平井泄油面積為A，不同學(xué)者給出了不同的Re

、Rp

、rb

的表達(dá)式。第44頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

β——油層滲透率各向異性的系數(shù)

Kh、Kv——油層水平、垂向方向的滲透率；

a——長度為L的水平井所形成的橢球形泄流區(qū)域長半軸；

L——水平井段長度（簡稱井長）；

Sh——水平井表皮系數(shù)；

reh——水平井的泄流半徑;A——水平井控制泄油面積，m2。泄流區(qū)域幾何參數(shù)要求滿足以下條件：

L>βh且L<1.8reh

第45頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月與單位有關(guān)的系數(shù)C

單位制參數(shù)系數(shù)C

產(chǎn)量q

滲透率K0

厚度h粘度

壓力p

達(dá)西

cm3/s

D（達(dá)西）

cmcp(厘泊)

atm(大氣壓)

2π

國際SI

m3/s

m2

m

Pa·s

Pa

2π法定

m3/d

10-3μm2

mmPa·s

MPa

0.543英制bbl/d(桶/日)mD(毫達(dá)西)ft（英尺）

cppsig(磅/英寸2)0.0078第46頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月Borisov公式Borisov系統(tǒng)總結(jié)了水平井的發(fā)展歷程和生產(chǎn)原理，提出了下列假設(shè)水平井產(chǎn)能的理論模型：①穩(wěn)態(tài)流動；②單相流，流體可壓縮；③各向同性的均質(zhì)油藏，不考慮地層傷害；④水平井位于油層中心,泄油區(qū)域為橢圓。該模型假水平井位于箱體油藏中,利用數(shù)學(xué)方法推導(dǎo)出水平井穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能解析公式：第47頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月Giger公式法國的Giger等根據(jù)Borisov公式利用電模型研究了水平井的油藏問題，提出了位于油層中心的水平井產(chǎn)能公式：第48頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月Renard-Dupuy公式Renard和Dupuy總結(jié)了Joshi和Giger的水平井產(chǎn)能方程，推導(dǎo)得到了Renard和Dupuy公式：第49頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月程林松公式程林松等綜合應(yīng)用數(shù)學(xué)分析方法（保角變換、鏡像反映、疊加原理、等值滲流阻力）和物理模擬方法（電解模型），對水平分支井穩(wěn)定滲流進(jìn)行了較系統(tǒng)的研究，推導(dǎo)了n分支水平井的流場分布和產(chǎn)能計算公式：第50頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月在相同條件下（均質(zhì)地層β=1，假設(shè)泄油半徑reh相同），水平井與直井的采油指數(shù)比值為:（

產(chǎn)層厚度對水平井產(chǎn)能的影響垂直井單相油流采油指數(shù)(穩(wěn)態(tài))：第51頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月油層厚度對水平井與直井產(chǎn)能比的影響

在均質(zhì)地層穩(wěn)態(tài)流動條件下，水平井與直井的產(chǎn)能倍比隨油層厚度h的增加趨于下降。因此，在較薄的油層中用水平井對提高油井產(chǎn)能更具有重要意義。第52頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月各向異性指數(shù)和油層厚度對水平井產(chǎn)能比的影響L,m

水平井長度對水平井產(chǎn)能的影響

常規(guī)直井的產(chǎn)能與K和h的乘積成正比，即低的滲透率或薄油層（或二者兼而有之）將導(dǎo)致低的產(chǎn)能。由水平井產(chǎn)能公式，水平井KL的值和直井Kh的值具有類似的作用。因此，隨水平井長度L的增大，將有利于提高油井的泄油面積，從而提高油井產(chǎn)能。如圖所示，當(dāng)其它參數(shù)一定，隨L值的增大，比值Jh/Jv趨于增大。第53頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月各向異性指數(shù)和儲層厚度對水平井產(chǎn)能比的影響Lm滲透率各向異性對水平井產(chǎn)能的影響

對于水平井，油層垂向滲透率對產(chǎn)能有更重要的影響，其值的減小會引起垂向流動阻力的增加和產(chǎn)油量的下降。一般用β作為油層滲透率各向異性的度量。在砂巖儲層中，由于常含有頁巖夾層，表現(xiàn)出明顯的滲透率各向異性，通常認(rèn)為大多數(shù)砂巖儲層的β值在3左右。圖中曲線表現(xiàn)出兩個明顯變化趨勢：儲層滲透率各向異性指數(shù)β越高，水平井與直井的采油指數(shù)比值越小；儲層越厚，水平井受儲層β值的影響越大。第54頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

偏心距對水平井產(chǎn)能的影響

位于垂直平面內(nèi)水平井偏心情況如圖。通常用偏心距表示井的偏心程度，對于滲透率各向異性的油層，水平井的采油指數(shù)為：

式中δ——水平井的偏心距，m。第55頁，課件共62頁，創(chuàng)作于2023年2月

水平井偏心距對水平井產(chǎn)能的影響

當(dāng)其他參數(shù)一定時,若δ=0,即水平井段位居儲層中部時,水平井產(chǎn)能最大。由于δ處于對數(shù)項中，因此，相對于其他參數(shù)來說，它對產(chǎn)能的影響較小。如圖所示，隨著δ的增大,Jh值僅略有下降。此外，由圖可知，增大L/h值可以減小井偏心對產(chǎn)能的影響。第56頁，