水平井优缺点讨论 [复制链接]

引用第18楼a02102401于2007-09-25 23:24发表的  :
水平井一般是用作采油井,注水井不太适合,特别是分层注水,另外,对于有多个油层的油藏,水平井怎么兼顾其它非主力油层也是一个问题.

这个就是下一个话题准备探讨的问题，可以用阶梯水平井或者分支井来解决你说的问题。
同样对于注水井，也要看情况而定，有些情况应该也可以考虑水平井。

引用第19楼xiaoping26于2007-09-26 05:43发表的  :
我个人觉得水平井在低渗透地区适用，但它的成本太高需要考虑经济成本和收益。

关键是渗透率要多低才可以，现在的水平井成本一般来说只是直井的1。5-2倍了，如果产量可以提高2倍以上就说明从经济上是可行的，具体情况各油田要具体分析。

仔细看了楼上诸位同行的观点，非常赞同。
在下从事堵水作业技术研究，个人感觉水平井建设开发还是应当在钻完井、测试、增产以及控水技术等等都有了成熟、可靠的发展后，才考虑大规模推广。否则水平井的高产优点很容易被抵消掉。
不知道有没有数据，各油田的已建水平井有多少正处于停产状态。

    水平井虽然可以增加井筒与油层的接触面积、提高油气的产量和最终的采收率，由于低渗透油藏的渗透率低、渗流阻力大、连通性差，有时水平井的单井产能也较低，满足不了经济开发的求。为了提高单井产量和最终采收率，改善其开采的经济效益，对水平井采用水力压裂增产技术，而且通常需要压开多条裂缝来增加油气渗流通道，提高水平井的单井产能。但理论研究方面，比如温度场分布、裂缝起裂、支撑剂运移、裂缝延伸、压后产能预测等方面，水平井水力压裂还存在着很多有待解决的问题。但目前为止，对水平井水力压裂的理论研穷还不够深入，有些领域的研究刚刚起步，而有些领域的研究国内外还是一片空白，没有一套成熟的理论模型来指导水平井的水力压裂优化设计和现场施工，使得水平井水力压裂的成功率不高而且风险也比较大。
　这就制约了水平井工艺技术的进一步发展，没有理论的支持，工艺技术很难有大的进步，即使有一些好的想法，但由于诸多理论问题的盲点，而使技术搁浅而不能应用于现场。
这是制约水平井技术应用的关键点。

1.水平井长度在理论上打水平井还是越长越好，但每件事都不是绝对的，正如六楼所说：有个最佳长度，据我所知，中海油打了一口水平距离8000多米的井，这可能是目前中国最先进的技术了吧。
2.水平井的长度确定，水平井的长度是造斜段，稳斜段等不同井段总长度，再加以修正，要根据井区所在层系，确定各段的长度，水平井总的长度就出来了，
3。对于有断层的小断块，穿越断层应该可以。但必须做好防塌的措施。
4.水平井的应用：
（1）国外：水平井在国外的应用情况
在水平井的数量方面，目前世界上应用水平井技术较多、技术水平较高的是美国和加拿大。90年代初期，两国的水平井完钻井数几乎呈指数增长。据统计，到1996年6月30日为止，在美国已钻水平井7800口，加拿大4500口，此时全世界已钻水平井15000多口。1995年、1996年全世界共钻水平井3000多口，约占当年钻井总数的5%（图1）。到99年底，全世界的水平井井数超过了两万口，这其中绝大多数都属于美国和加拿大两国。
美国的水平井技术相对于其它国家发展较早。据美国能源部门统计，在美国，水平井的最大作用是横穿多个裂缝（占了水平井总数的53%），其次是延迟水锥与气锥的出现（占总数的33%）。另外使用得最少的是以下3个方面：水驱占9%，提高原油采收率占9%和避开目的层上部地表的限制。在美国大约有90%的水平井是钻在碳酸盐岩地层内，有报告说只有54%的水平井项目是成功的，而水平井的技术成功率却高达95%。加拿大的水平井技术应用得也非常活跃，大多数的井都钻在了Saskatchewan，尤其是那里的重油油藏。在重油油藏内，水平井在EOR方面的应用占了41%。加拿大的水平井技术相对于美国来说发展地较晚，但发展速度很快，只用5年时间，加拿大的水平井无论从技术上还是从年完钻井数上都赶上了美国。
加拿大的水平井主要应用在阿尔伯达省和萨斯喀彻温省。萨斯喀彻温省的水平井应用最初增长很快，从1992年的200口/年的水平增至1993年的500口/年，直到1995年仍保持500口/年的水平。与此相反，阿尔伯达省的水平井增长速度慢而稳定。1990年21口，1995年达到500口/年。水平井在萨斯喀彻温省应用非常广泛，1994年水平井比例达到总开发井数的56%，1995年由于常规原油开发井的兴起，水平井比例下降至30%。在阿尔伯达省，水平井比例增长较为缓慢，一般保持在17%左右。
水平井技术是一项非常有潜力、有优势的新技术，但其风险也较大。在水平井应用较多的地方，其成功率较高，但在新区钻水平井成功率就偏低。水平井成功率各个地区不同，取决于该地区的开发经验和油藏质量。在北美，水平井总成功率在60%左右，而在其它的某些地区成功率很低，甚至几乎为0（如西得克萨斯的Spraberry走向带）。与此相反，美国和加拿大某些地区的成功率很高。同样，在世界其它地方的一些海上油田以及中东的陆上油田，水平井的成功率也很高。美国和加拿大的资料表明，水平井平均增加可采储量8%~9%，相当于原油地质储量的采收率提高0.5%~2%。据报道，在北海、中东和南美，增加的采收率更高。利用水平井技术增加可采储量的成本应与发现新储量的平均成本可资对比。对世界各地102个公司的调查表明，全世界寻找并开采新储量的平均成本大概是4.5美元/bbl。因此，低成本的水平井将成为增加新储量的有效工具。在增加产量和提高采收率方面，水平井在世界各地的许多油田都取得了成功。平均来讲，水平井的稳定产能是直井的2~5倍，许多高渗气藏实例超过了5倍。目前，在许多油田，水平井都是油田开发的主力。估计在北海的挪威地区，水平井产量约占30%，而丹麦许多油藏的水平井产量所占的比例比直井还要多。在Danish的海上油田，水平井技术以及其它措施可望将最终采收率提高3倍。在沙特，利用水平井技术可望将采收率提高大约5%~10%，即增加可采储量近125~250×108bbl。据估算，加拿大的水平井平均比直井多生产2.3倍的原油，水平井的第一年产量高出直井3倍[1]。   
上述情况表明，水平井既有利于提高产量，又可增加可采储量。这明确说明，水平井是一种非常有效的油藏经营工具，因此在许多地区，都由水平井构成战略性的开采计划，以提高现有油田的采收率。例如在英国，利用各种提高采收率技术可望增加53×108bbl原油，而商业部预期利用水平井所达到的产量就为24×108bbl。
在水平井适用油藏类型方面，国外的水平井技术主要应用在以下几种油（气）藏：薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏。另外，水平井在开采重油、水驱以及其它提高采收率措施中也正在发挥越来越重要的作用。目前，在加拿大的萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的重油油藏已钻了900多口水平井，其中许多油藏有底水层。用直井开采有底水、厚度薄的重油油层，由于产水量过大，不可能有经济意义。另外，由于注入蒸汽易于进入底水层，在这种油藏中注蒸汽也无效果。水平井无需注入蒸汽，即能提高产能4~5倍。因此，钻一口水平井一次性的投入，不仅提高了产能，而且极大地节约了注蒸汽所需的管线、燃料及相关设备的费用。因此，在加拿大，许多水平井被用于冷采重油油藏。
除此之外，在水驱、混相驱以及热力采油的项目中，水平井的作用也越来越明显。目前在注水开发中后期的油藏中已钻了很多水平井。在低渗油藏，水平井可按直线驱动方式设计井网，从而提高了波及效率，并最终提高了注水能力和产油能力。注入能力和产能的提高，减少了油藏能量的补充时间，注水见效早。另外非常重要的一点是，这类油藏采用直井注水开发根本没有经济效益可言。然而目前，采用水平井注水开发已有成功的实例，其中一些项目在低成本下提高了原油采收率，增加了可采储量。在加拿大的Pembina油田，水平井进行水驱开发并未取得商业上的成功。分析原因表明，水平井钻于高含水区，水相渗透率高，产油能力较低。这说明，含水饱和度及相对渗透率是决定水平井进行水驱开发能否成功的重要参数。
在得克萨斯西部的混相驱以及加拿大礁岩油藏垂直混相驱中也应用了水平井技术。加拿大的许多这类项目取得了商业上的成功，提高了采收率。另外，加拿大还在实施一些热采项目，利用一口或几口水平井注汽以利于重力泄油。据统计，目前加拿大有100多口水平井正在用于热采增油。
虽然水平井成功的例子很多，但是同时失败的例子也不罕见。从这些成功或失败井的实际资料中可以看出，以下这些参数很大程度上决定了一个水平井项目最终的成功与否。这些参数是：地层损害、地质的不确定性、井眼的大小和井距、钻井和完井成本、油井寿命，其它参数还有垂向渗透率、井的排列方向、水饱和度（水驱中）、井位、油藏压力以及是否可以钻多口水平井等。如果一口水平井不能达到预期的产量，大多数是由于以下原因造成的：生产井段小于钻井长度、地层伤害、垂向油藏渗透率低。总的来说水平井失败的主要原因有三个：
    1、遇到的地质条件出乎意料
1980~1992年间，Elf Aquitaine参与了82口复杂结构井钻井，成功率84%。在那些失败井中，目标确定不当是造成失败的主要原因。三维地震有助于确定水平井目标，但不能详细描述水平井所遇到的油藏。另外油藏的非均质性也造成了沿水平井各井段采油和注水情况的多样性，这很可能导致采油或注水的有效井段长度小于钻井长度。尽管可以利用各种先进工具与技术，但由于各种不能预料的地质条件而最终导致水平井失败，仍是失败井的主要原因。钻井风险是石油工业的固有风险，技术进步减少了这种风险，但并不能完全消除。
    2、地层伤害
对于低渗油藏地层伤害更加敏感。目前，由于无损害或低损害钻井液及欠平衡钻井的进步，从整体来看，地层伤害造成的失败率正在不断的下降。除了地层伤害之外，世界某些地区的疏松砂岩也存在防砂和筛管失败的问题。筛管封堵显著降低了油井产能和油井寿命。一般而言，水平井单位长度的产量小于直井。因此，如果出砂主要是由于油藏中流体速率高造成的，那么可以利用水平井降低出砂问题。据报道，有些疏松重油砂岩的一些水平井经过5~6年的生产，也未出现防砂问题。
    3、水平井井筒内的压降高于油藏内的压降
在低压气藏及一些重油油藏中，由于井筒内压力接近于油藏压力，减少了井眼底部液量的吸入，同时，当水平段长度超过一定长度时，产能也不再增加。

（2）。国内：胜利i油田和大港油田的水平井技术是国内领先的，大庆油田水平井比较少，这方面技术也不够先进。还有就是中海油海上水平井的应用，也是很多的。中原油田走出去战略，在国外搞服务，技术自然也差不到哪去。

引用第24楼sghuoquan于2007-09-26 21:55发表的  :
1.水平井长度在理论上打水平井还是越长越好，但每件事都不是绝对的，正如六楼所说：有个最佳长度，据我所知，中海油打了一口水平距离8000多米的井，这可能是目前中国最先进的技术了吧。
2.水平井的长度确定，水平井的长度是造斜段，稳斜段等不同井段总长度，再加以修正，要根据井区所在层系，确定各段的长度，水平井总的长度就出来了，
3。对于有断层的小断块，穿越断层应该可以。但必须做好防塌的措施。
4.水平井的应用：
（1）国外：水平井在国外的应用情况
.......

1.这位朋友对水平井的了解比较透彻,水平井确实存在着一个最佳长度问题,长度再增加产量也不会增加.
世界上目前最长的水平井超过10,000米了吧,具体是哪口井就不清楚了,目前看来,国外的技术比国内要领先10-20年吧.
2.这位朋友可以对穿过断层的情况再说详细点吗?这个对钻井的影响比较大吧,怎么做好防塌呢?
3.水平井的应用上面这位朋友介绍的更多了,在海上,很多井都是水平井,效果也确实不错,产量一般是直井2-5倍.
4.下面的讨论是否可以从不同角度进行讨论,首先我们从水平井钻井要注意些什么问题开始如何,毕竟只有通过钻井才能实现我们的目标,在水平井钻井中,哪些是我们需要学习的,又需要哪些新技术.

在这里好好学习学习！

大家的观点以及引用的资料学习了，谢谢！目前水平井的钻采工艺达到如何程度呢？特别是钻井过程中经常遇到的难题？采油过程中遇到的难题？希望总结归纳一下！

我就水平井井眼轨迹控制技术说一点：
1、水平井井身剖面的优化设计
（1）、井身剖面设计原则：.
      1）满足地质要求，实现地质目的；
    2)保证钻进和起下钻摩阻扭矩尽可能小；
      3)其形状有利于地质导向工作和现场实际井眼轨迹控制；
      4)能克服油层深度预测和工具（含地层）造斜率的不确定问题等等。
（2）、井身剖面类型的选择
    水平井井身剖面根据地质目标、油层情况、地质要求、靶前位移，选择不同的剖面类型。油田施工的水平井，从曲率半径来分，选择长曲率半径水平井和中曲率半径水平井。剖面选用了具有两个稳斜井段的直－增－稳－增－稳（探油顶）－增（着陆段）－水平段三增剖面、直－增－稳（探油顶）－增（着陆段）－水平段双增剖面、直－增－水平段单增剖面。设计造斜率选为2～10o/30m。
（3）水平井防碰绕障技术受地面条件限制，油田多为丛式定向井，防碰绕障问题突出，水平井又需要一定的靶前位移，许多井往往从一个平台打到另一个平台下面，即要考虑本平台邻井的防碰，又要考虑下部斜井段和水平段的防碰，通过现场水平井钻井实践，形成了油田特有的水平井防碰绕障技术：
    1）、井身剖面的优化设计。在设计时，充分考虑邻井情况，通过剖面类型、造斜点、造斜率等的优化设计，尽量避开老井，必要时进行绕障设计。
  2）、利用软件进行防碰扫描和防碰距离计算。
  3）、现场井眼轨迹的监控和防碰绕障施工。
    4）、地质导向技术在防碰绕障中的应用。
2、井眼轨迹控制技术
    随着水平井在不同区块的施工，不同区块每口井的地质情况不同，井眼轨迹控制过程中遇到的问题也不一样。突出表现在以下几个方面：
  (1)、实钻地质情况复杂多变，油层深度与设计变化较大，井眼轨迹需要随地质情况变化进行调整。
  (2) 、水平段油层深度在横向上变化不一，有从低部位到高部位的，也有从高部位到低部位的，还有先从低部位到高部位再下降的。
      (3) 、不同区块工具造斜能力和地层对井眼轨迹的影响不同。
      (4) 、测量数据的相对滞后对地质导向和井眼轨迹的预测和调整带来困难。
  （5) 、老平台钻井的防碰问题在水平井钻井中更为突出，水平井的直井段、造斜段及水平段都存在防碰问题。
    为了有效地进行井眼轨迹的控制，掌握井眼轨迹状况和发展趋势，及时发现油顶、准确入靶和沿油层钻进，水平井施工中在造斜点以下所有井段全部应用了MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测与控制，从探油顶段开始应用LWD进行地质导向，并与地质人员密切配合，保证实现地质目的。水平井井眼轨迹控制原则：根据设计，结合地层情况，优化水平井井眼轨迹控制方案；以地质导向为先导，根据地层变化，及时调整，控制好水平井着陆段和水平段的井眼轨迹，实现地质目的。
  水平井井眼轨迹控制技术措施：
    （1）、水平井井眼轨迹控制施工方案的优化。针对不同的井身剖面和地层剖面类型，选择不同的井眼轨迹控制方案。
    对于油层为上倾方向，控制井眼轨迹在A点前20~30m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到85°~86°，进入油层后能及时在A点前调整到最大井斜，达到井眼轨迹控制在距油顶1.5m范围内。;    对于油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°，控制井眼轨迹在A点前40~50m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到82°~84°，进入油层后能及时在A点前调整到最大井斜，达到井眼轨迹控制在距油顶1.5m范围内。
    根据地质情况变化，及时调整井眼轨迹。与地质人员一起，及时了解、分析地层变化，着陆段提前下如LWD仪器，提供伽玛、电阻率测量数据，根据油层深度的变化，及时修正井眼轨迹，保证在A点前着陆，避免牺牲水平段。
  （2）、着陆前的井眼轨迹控制技术
        ①  上直段打直防碰工作。上直段打斜而产生的上直段位移过大，需要对造斜段的造斜率及方位进行调整，给轨迹控制增加难度。G104-5P10井上直段位移15m，方位与设计方位一致，由于设计造斜率较大（7°/30 m），设计第一稳斜段11.4 m，调整余地小，施工中在造斜段摸清工具在滑动钻进的造斜率和转动钻进的效果后，逐步调整，最后在A点前21 m进入油层。水平井防碰一般上直段与临井的斜井段防碰，斜井段和水平段要绕过临井的下直段，防碰问题突出，G104-5P4井设计上直段530处与临井G215-4井斜井段距离仅1.7m，施工中采取加密测斜，必要时进行绕障，防止了井眼相撞事故发生。
        ②　造斜段根据直井段实钻轨迹对待钻井眼轨迹进行修正，及时消化上直段产生的位移，将井眼轨迹调整到设计线，以利于下部井眼轨迹控制。
                ③　采用MWD+导向钻具和合理的钻进参数进行井眼轨迹控制。优选导向钻具，保证实钻造斜率略高于设计造斜率，在造斜段开始，及时分析工具在不同井斜及滑动钻进和转动钻进的造斜能力，制定合理的滑动钻进和转动钻进工作方式，达到井眼轨迹开展施工方案预定效果。
        ④　做好井眼轨迹的监测、预测与控制，调整控制好垂深、井斜和位移，为下步的水平井着陆创造条件。
        ⑤　加强与邻井地层对比分析工作，及时吸收由于地质预测误差对井眼轨迹的影响，为下步根据地质需要进行井眼轨迹调整，准确钻入油气层创造了条件。
        ⑥　在满足井眼轨迹控制所需造斜率的要求下，尽量采用转动钻进工作方式，有效地提高了井眼轨迹的圆滑度，破坏了岩屑床，提高了井眼的清洁。
      （3）、水平井着陆的井眼轨迹控制
        ①　采用LWD+导向钻具进行井眼轨迹控制，利用LWD的伽玛和电阻率测量及时了解地层值的变化，为及时准确的识别出油层和进行井眼轨迹调整，提供了可靠的依据。根据油层伽玛和电阻率特性，结合岩屑、气测和荧光定量分析录井，判断钻头已进入油层，从而做到了精确探油顶和入靶。
        ②　对于油层为上倾方向，水平段设计井斜大于90°的，应控制井眼轨迹在A点前20~30m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到85°~86°，进入油层后能及时在A点前调整到最大井斜，达到井眼轨迹控制在距油顶1.5m范围内。避免位移提前过多，进入油层时位置偏下，而井斜角较小，找到油层后上不去或偏离油顶下1.5m范围，不能达到地质要求。
        ③  对于油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°，靶前位移可适当多提前，探油顶井斜角可略小，可控制井眼轨迹在A点前40~50m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到82°~84°，进入油层后地层下倾，井眼轨迹能在A点前追上地层，达到在距油顶1.5m范围内的地质要求。
        ④ 提前下入LWD（设计要求井斜80°时下入），根据伽玛和电阻率曲线，结合岩屑、气测和荧光定量分析录井资料，及时对比地层，发现地层变化，及时对井眼轨迹进行调整，越早判断地层变化，即减少了轨迹控制的难度，又有利于地质目的的顺利实现，减少水平段损失。G63-P1井施工中，提前打开伽玛和电阻率曲线，通过地层对比，发现地层下移5m，及时对井眼轨迹进行了调整，在井斜79°左右稳斜，使垂深下移后，增斜探油顶，实钻油层位置下移5m，实际进入油层位置在A点前13.19 m，圆满实现了地质目的。




希望这对大家有用！！！！！

楼上的，引用冀东的实例