第一章定向井（水平井）钻井技术概述
第一节定向井、水平井基本概念
1、定向井、丛式井、水平井发展介绍
定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对直井而言它具有一定的井斜角和方位角，而直井是井斜角为零的井，虽然实钻井眼都存在一定井斜度，但它仍然是直井。
定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚油田钻成的。
第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻井让救援井和失控井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压住失控井。
目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10654米；
水平位移最大的定问井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rych Farn油田钻成的M11井，水平位移高达10114米。
我国定向钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开
始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井：玉门油田的C2—15井和四川磨三井，其中磨三井总井深168米，垂直井深350米，水平位移444．2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大试验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国定向钻井软件到硬件都有了一个大的发展。
我国目前最深的水平井是胜利油田完成的DH1-H1井，完钻井深达到6452．00米。水平位移最大的大位移井是海洋石油总公司南海东部公司完成的西江24-3-A14井，水平位移超过8000米。最大的丛式井组是胜利油田完成的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，共完成定向井42口。
2．定向钻井的分类
按定向钻井的用途分类可分为以下几种类型：
普通定向井
多目标定向井
丛式井
定向井
水平井
空间三维多目标水平井
分枝井、多底井
国外定向钻井发展简况
我国定向钻井技术发展情况
第二节水平井钻井技术简介
所谓水平井，是指一种井斜角大于或等于86°，并保持这种角度钻完一定长度水平段的定向井。
1、水平井钻井技术发展概况
1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议；
1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井；瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器；
1929年，美国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒；
30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平分支井眼；
1954年苏联钻成第一口水平井；
1964年一1965年我国钻成两口水平井，磨-3井、巴-24井；
自从80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC 钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。
我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井近400口，水平井钻井水平和速度不断提高。中原油田中原油田在1991年施工了一口长半径水平井卫2—25井，当时钻井施工非常成功，各项技术指标属国内领先水平，但是由于后续技术手段不足，造成该井未获得预期的开采效果（到2001年，该井才获得较好的工业投产）。经过10年的反复论证，2001年中原油田部署了云2-平1井、胡5-平1井、文92-平1井，钻井过程中由于油
层与地质设计的偏差，出现了井眼轨迹上翘下扣的现象，对施工安全造成了很大隐患。2004年，油田部署了第一口天然气水平井和第一批中短半径小井眼开窗侧钻水平井，水平井技术迈入国内先进水平行列。具体见下表(近期完成的部分水平井技术服务)
附表1：近期完成的部分水平井技术服务
2、水平井的类型及各种类型水平井的特点（1）水平井的类型：
根据水平井曲率半径的大小分为：
长曲率半径水平井（小曲率水平井）；
中曲率半径水平井（中曲率水平井）；
短曲率半径水平井（大曲率水平井）。（2）不同曲率水平井的基本特征及优缺点①不同曲率水平井的基本特征表
第三节定向井、水平井基本术语
1）井深：指井口（转盘面）至测点的井眼实际长度，人们常称为斜深。国外称为测量深度（Measure Depth）。
2）测深：测点的井深，是以测量装置（Angle Unit）的中点所在井深为准。
3）井斜角：该测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角（见图1．1）。井斜角常以希腊字母α表示，单位为度。
4）井斜方位角：是指以正北方位线为始边，顺时针旋转至井斜方位线所转过的角度（见图1．2）。井斜方位角常以希腊字母Φ表示，单位为度。实际应用过程中常常简称为方位角。
5）磁方位角：磁力测斜仪测得的井斜方位角是以地球磁北方位线为准的，称磁方位角。
图1．1井斜角示意图图1．2井斜方位角示意图
6）磁偏角：磁北方位线与真北方位线并不重合，两者之间有一个夹角，这个夹角称为磁偏角。磁偏角又有东磁偏和西磁偏角之分，当磁北方位线在正北方位线以东时，称为东偏角；当磁北方位线在正北方位线以西时称为西偏磁偏角。进行磁偏角校正时按以下公式计算：
真方位角＝磁方位角＋东偏磁偏角
真方位角＝磁方位角一西偏磁偏角
图1．3磁偏角示意图
7）井斜变化率：是指井斜角随井深变化的快慢程度，常以Ka表示，精确的讲井斜变化率是井斜角度（α）对井深（L）的一阶导数。
dα
Kα＝
dL
井斜变化率的单位常以每100米度表示。
8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下：
dΦ
KΦ＝
dL
井斜方位变化率的单位常以每100米度进行表示。
9）全角变化率（狗腿严重或井眼曲率）：从井眼内的一个点到另一个
点，井眼前进方向变化的角度（两点处井眼前进方向线之间的夹角），该角度既反映了井斜角度的变化又反映了方位角度的变化，通常称为全角变化值。两点间的全角变化值γ相对与两点间井眼长度△L变化的快慢及为全角变化率。用公式表达如下：
γ
K＝
△L
实际钻井中，井眼曲率的计算方法：目前计算井眼曲率的方法很多，有公式法、查表法、图解法、查图法和尺算法五种。后四种办法皆来源于公式法。计算井眼曲率的公式有三套：
第一套公式：
对于一个测点：K＝SQR（Kα2+KΦ2sin2α）
对于一个测段：K＝SQR（（Δα/ΔL）2+（ΔΦ/ΔL）2 sin2αC）
第一套公式的图解法（参见图1．4）：
图1．4第一套公式的图解法
（1）．作水平射线OA；
（2）．作∠BOA＝αC（两测点平均角）；
（3）．以一定长度代表单位角度，量OB＝△Φ（两测点方位角差）；（4）．自B点向OA作垂线，垂足为C点；
（5）．按步骤（3）中的比例，CA＝△α
（6）．连接A、B，并量AB长度，按步骤（3）比例换算成角度，此角度及狗腿角γ。
第二套公式：（由于误差较大，现场使用略少）
第三套公式：γ＝SQR（α1+α2－2α1α2COSΔΦ）
图1.5第三套公式的图解法
第三套公式图解法（参见图1.5）：
（1）．选取一定比例，经一定长度代表单位角度，作线段OA，使其长度代表αl；
（2）．作OB线段，使∠BOA＝△Φ；
（3）．按步骤①的比例，量OB＝α2；
（4）．连接A、B，并量取AB的长度，按步骤（1）的比例换算成角度，即为γ。
10）垂深（垂直井深）：即某测点的垂直深度，以H表示。是指井身
任意一点至转盘面所在平面的距离。
11）水平投影长度：是指自井口至测点的井眼长度在水平面上的投影长度。以S表示。
12）水平位移：简称平移，是指测点到井口垂线的距离。在国外又称为闭合距（Closure Distance）。
13）平移方位角：又称为闭合方位角（Closure Azimuth），常用θ表示，是指以正北方位线为始边顺针方向转至平移方位线上所转过的角度。
14）视平移：又称为投影位移，井身上的某点在垂直投影面上的水平位移。在实际定向井钻井过程中，这个投影面选在设计方位线上。所以视平移也可以定义为水平位移在设计线上的投影。
15）高边：在斜井段用一个垂直于井眼轴线的平面于井眼（这时的井眼不能理解为一条线，而是一个具有一定直径的圆）相交，由于井眼是倾斜的，故井眼在该平面上有一个最高点，最高点与井眼圆心所形成的直线即为井眼的高边。
16）工具面：工具面就是造斜工具弯曲方向的平面。
17）磁性工具面角：造斜工具弯曲的平面与正北方位所在平面的夹角。18）高边工具面角：造斜工具弯曲方向的平面与井斜方位角所在平面的夹角。
19）装置角：造斜工具弯曲方向的平面与原井斜方向所在平面的夹角，通常用ω表示。
20）反扭矩：在用井底动力钻具钻进时，都存在一个与钻头转动方向
相反的扭矩，该扭矩被称为反扭矩。
21）反扭角：使用井底动力钻具钻进时，都存在一个与钻头转动方向相反的扭矩，由于该扭矩的作用，使得井底钻具外壳向逆时针方向转动一个角度，该角度被称为反扭角。
22）贮层顶部：水平井段控制油层的顶部
23）贮层底部：水平井段控制油层的底部
24）设计入口角度：进入储层顶部的井斜角度
25）着陆点：井眼轨迹中井斜角达到90°的点
26）入口窗口高度：入靶点垂直方向上下误差之和
27）入口窗口宽度：入靶点水平方向左右误差之和
28）出口窗口高度：出靶点垂直方向上下误差之和
29）出口窗口宽度：出靶点水平方向左右误差之和
30）着陆点允许水平偏差：着陆点允许水平方向前后的误差
31）单弯动力钻具：动力钻具壳体上具有一个弯曲角度的动力钻具，特点是造斜率较弯接头组合高，钻头偏移较小
第四节定向井、水平井基本施工步骤简介
1）定向井井位的确定
井位坐标要求：基本数同一般直井。丛式井坐标需一同下发，以便作出丛式井整体设计。注明各中靶点的坐标及垂直深度，提供最新井位构造图。
2）地面井口位置的选择
工程、地质设计及测量人员根据井位坐标和地面实际条件确定井口位置和井架整托方向（丛式井）。井口位置选择尽量利用地层自然造斜规律。多目标井井口位置在第一靶点和最后一个靶点联线的延长线上。井架立好后需要进行井口坐标的复测。
2003年钻井四公司施工文新99-1井时，项目组对该区块进行调研，摸清该区块的自然造斜（280°）情况，建议甲方对井口进行适当移动（原井口东移40米），利用地层自然造斜规律进行造斜，全井没用随钻测斜仪定向而顺利中靶；这样既加快了钻井速度，又保证了施工质量。
3）定向井设计
地质设计在坐标初测后提出初步设计，在坐标复测后提出正式设计。地质设计除包括一般井内容外，在工程施工中要求必须说明靶点相对与井口的位移和方位，多目标井说明靶点之间的稳斜角度。附最新井位构造图、油藏剖面图、设计轨迹水平投影图和垂直投影图。
工程设计必须符合地质设计要求。井身轨迹设计数据表，特殊工艺技术措施。井身结构及分段钻具组合和钻井参数等。
4）设备要求（钻机）
根据定向井垂直井深、水平位移、井身结构和井眼曲率选择设备类型。推荐设备标准（使用于位移／垂深＜0.4的定向井）：
垂深＜2800米、水平位移＜600米，选用3200米钻机；
垂深＜500米、水平位移＜200米，选用4500米钻机；
垂深＜4500米、水平位移＜2000米，选用6000米钻机；
垂深＜4500米、水平位移＞1500米，选用7000米钻机。
5）定向井靶区半径标准
第二章定向井、丛式井、水平井设计与计算分析
第一节定向井、水平井二维轨道设计
一口定向井的实施，首先要有一个轨道设计，才能以此设计为依据进行具体的定向井钻井施工。对于不同的勘探、开发目的和不同的设计限制条件，定向井的设计方法有多种多样。而每种设计方法，都有一定的设计原则。
定向井设计是一个非常重要的环节。“好的设计是成功的一半”。因此，合理地设计好井身轨道，是定向井成功的保证。
一、设计原则：
一口定向井的总设计原则，应该是能保证实现钻井目的，满足采油工艺及修井作业的要求，有利于安全、优质、快速钻井。在对各个设计参数的选择上，在自身合理的前提下，还要考虑相互的制约。要综合地进行考虑。
（一）选择合适的井眼形状
复杂的井眼形状，势必带来施工难度的增加，因此井眼形状的选择，力求越简单越好。
从钻具受力的角度来看：目前普遍认为，降斜井段会增加井眼的摩阻，引起更多的复杂情况。如图所示（2-1-1），增斜井段的钻具轴向拉力的径向的分力，与重力在轴向的分力方向相反，有助子减小钻具与井壁的摩擦阻力。而降斜井段的钻具轴向分力，与重力在轴向的分力方向相同，会增加钻具与井壁的摩擦阻力。因此，应尽可能不采用降斜井段的轨道设计。
图2-1-1
（二）选择合适的井眼曲率
井眼曲率的选择，要考虑工具造斜能力的限制和钻具刚性的限制，结合地层的影响，留出充分的余地，保证设计轨道能够实现。
在能满足设计和施工要求的前提下，应尽可能选择比较低的造斜率。这样，钻具、仪器和套管都容易通过。当然，此处所说的选择低造斜率，没有与增斜井段的长度联系在一起进行考虑。
另外，造斜率过低，会增加造斜段的工作量。因此，要综合考虑。
常用的造斜率范围是4°－10°／30米,中原油田造斜率要求不超过5°／30米。
（三）选择合适的造斜井段长度
造斜井段长度的选择，影响着整个工程的工期进度，也影响着动力钻具的有效使用。
若造斜井段过长，一方面由于动力钻具的机械钻速偏低，使施工周期加长，另一方面由于长井段使用动力钻具，必然造成钻井成本的上升。所以，过长的造斜井段是不可取的。
若造斜井段过短，则可能要求很高的造斜率，。了方面造斜工具
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）
A油田井网优化调整可行性研究 摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。 关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系 一、主要影响因素 (1)砂体发育规模小且分布零散。研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。 (2)单向连通比例大。A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。 (3)部分区块油水井数比大。A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。 二、井网优化调整可行性研究 2.1加密调整对象 (1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。 (2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。 2.2加密调整潜力 (1)原井网未动用和动用差的储层潜力。根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。 (2)井网控制不住的储层潜力。统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。
水平井录井技术及难点对策探讨 受国内外油气勘探开发程度不断加深的影响，优质储层勘探开发领域越来越少，与此同时，勘探开发所针对的储层非均质性强等影响，需要越来越多应用水平井，给水平井录井提出更大挑战，笔者结合丰富的水平井录井工作经验，对当前水平井录井技术的应用难点和对策进行了广泛的研究，提出了一系列独到见解，这对于提高水平井录井技术有着重要的意义。 标签：水平井录井对策 1引言 我国的水平井钻井起始于20世纪60年代中期，虽起步较早但进展缓慢，在1990年列为“八五”攻关项目，通过水平井的理论研究、软件开发以及水平井的钻井液、测井、固井、射孔、完井等一系列配套技术的引进、交流合作和自主研发，水平井钻井技术进步很快，水平井技术基本趋于成熟，年钻水平井数量大幅上升。当前，油田开发中后期，主要油区含水量上升，开发难度大、成本高，同时由于储层岩性致密、厚度薄、夹层多等特点，使得水平井钻井应用更加广泛，在这一背景条件，决定水平井钻探成败的关键即为水平井录井技术水平的高低，一是卡准着陆点（即入口点），卡准着陆点意味着水平井的钻探成功了一半；二是如何做好地质导向工作，保证钻头始至在目的层中水平穿越，防止钻探过程中穿盖或穿底。因此，笔者结合大量工作实践及多年工作经验，对水平井录井技术应用及难点对策探讨如下。 2水平井应用领域及优势 在某油田的张海502KH井向海里延伸4000多米，日产原油289立方米，天然气2万多立方米，与在滩海上修堤和建岛打井相比，不仅能实现海油陆采，还能提高生产储运作业的安全系数，便于保护海洋环境，节省大约40%的综合成本。从此油田开发案例来看，水平井在以下领域应用优势明显：（1）开发裂隙性油层或低渗透油气层；（2）多套含油层系、且富集好、产能高的复式断块油田，采用定向钻井，达到一井多靶的目的；（3）高效开发剩余油富集区，改善开发效果（减少含水率），提高产能；（4）一井多底或平台拖3米即可钻探，或在原采油井开窗侧钻，节约搬迁费用，提高效益，也便于试、采油工程；（5）可以实施由于地面条件限制（高山、建筑物、河流等）不能靠近的钻探。 3水平井录井技术难点及解决方案 3.1岩屑录井 （1）技术难点。水平井钻井普遍采用“PDC钻头和螺杆钻具结构”的钻井工艺来提高钻井速度，从而造成岩屑细碎，加上为了防漏填加堵漏剂，不开振动筛等情况，能否采集到足够的真实岩屑是关键。
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/967161401.html, 利用单井评价结果实现对欢127区块综合治理 作者：王清萍 来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第17期 [摘要]通过开展单井效益评价结果的应用研究，探索了提高欢127块经济效益的有效途径，优化油井注汽运行，加强油井措施前论证，实现了对127区块的综合治理。 [关键词]效益评价措施注汽 欢127块位于欢喜岭采油厂西南，是欢喜岭采油厂的重要稠油生产区块。构造位置在辽河断陷西斜坡的南端上倾部位，开发目的层为下第三系沙河街组兴隆台油层。区块自投入开发以来，油层水淹、油井出砂、汽窜严重，井况变差等因素制约了区块整体开发效果。通过认真分析研究，利用单井效益评价结果，针对开发中存在的实际问题，因井制异，实施了一系列提高区块经济效益的综合治理措施，加强措施前评价，优化注汽运行，治理高成本井，取得了显著的效果。 1措施前评价，强化措施论证 针对油井利用率低下，产量接替难度大，注汽成本紧张等问题，随着区块开发时间的延长，作业区水淹，出砂，汽窜等开发矛盾日益突出，措施效果逐渐变差，因此，加强措施前评价，强化措施论证，提高措施有效率，是控制成本，提高效益的关键。 2011年年初，作业区对预实施的措施采取逐级论证，首先由作业区基层中心站技术员和 地质技术员根据生产实际，油藏特征等提出措施井号，之后在作业区措施例会上进行前期论证，再由专门的措施论证小组考察论证，然后由经济评价人员进行措施效益预评价，保证对所提出措施井的地下、地面、效益进行全面预测评估，对措施实施进行预评价及措施后跟踪评价。综合考虑措施投入和措施增油量的关系，效益可行的井按照效益排队上报采油厂及项目部审批，如果是无效井要坚决否决，努力减少措施无效井，并实现从措施有效向措施经济有效的转变。 2011年，作业区精细油藏研究，寻找剩余油富集区，利用水平侧钻技术挖掘剩余油，提 高了平面储量动用程度，提高了措施有效率。2011年至今共实施水平侧钻井3口，初期日产 液118吨，日产油60吨，目前日产液51吨，日产油7吨，累增油4660吨，平均单井增油1553吨。 在欢127块综合治理中，将单井效益评价与油藏动态分析相结合，合理优选措施井，排除低效无效措施，精选低投入、高产出、见效快的高效措施，使区块生产规模保持相对稳定，实
文 79小块相控井网优化配置技术研究 X 邵智敏 (中原油田分公司采油四厂,河南濮阳 457176) 摘 要:文79小块油藏属高压低渗油藏,储层平面、层间非均质性较强,导致油藏平面见效不同步,层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,并应用于矿场实践,油藏注采井数比由1∶1.2提高到1∶1,储量动用程度由47.2%上升到54.3%,增加7.1个百分点,采油速度由0.12%提高到1.15%,提高1.03个百分点,油藏采收率提高6个百分点,开发效果得到较大改善。 关键词:文79小块;难动用储量;细分沉积单元;井网优化配置 中图分类号:T E32+ 4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0103—02 文79小块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部,属高压低渗油藏,平均油层中部深度3100m 左右,平均孔隙度为15.6%,储层总体非均质性较强。文79小块经过近二十多年的勘探开发,已进入中后期。层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相、剩余油分布规律及井网配置关系的研究,并应用于矿场实践,开发效果得到较大改善。1 相控井网优化配置研究 1.1 沉积微相研究 文79小块沙二下亚段沉积沉积环境为间歇性涨缩湖盆。将文79断块区与文33断块区整体研究,认识到:一是物源主要来自西部;二是由北向南水动力条件逐渐变弱,水下分流河道砂体规模变小。本次研究以文33块沙二下沉积剖面为基础,利用原标志18个,增加辅助标志19个,展开文南全区地层对比划分,制作多条剖面对比闭合,统一文南油田沉积单元对比划分标准,将该区沙二下亚段由46个小层划选择SRME 的方法去除)通常对于海底鸣震这样的短周期多次波可以选择预测反褶积方法压制多次,而海底多次波则选择SRME 方法压制。 [参考文献] [1] D .J .Ver schuur 著,陈浩林,张保庆,刘军等 译.地震多次波去除技术的过去、现在和未来[M ].北京:石油工业出版社. [2] 文鹏飞,徐华宁.952南区多道地震多次波压 制方法[J].南海地质研究,94～99. [3] 张金强,牟永光.多次波压制的自适应方法 [J].石油地球物理勘探,2002,37(3),209～ 215. [4] 闫桂琼,何玉华,龚建明,等.多次波压制技术 适用性分析[J ].海洋地质动态,2010,26,(8),42～45. [5] 李丽君.改进的波场外推海底多次波压制方法 [J ].海洋地质前沿,2011,27(4),61～64. [6] 李丽青,梁蓓文,徐华宁.海上单道地震资料中 多次波的衰减[J].2007,46(5):457～462.[7] 李鼎民,王克明,仵永强.新疆伊犁地区多次波 压制技术应用研究[J].2008,30(3):232～233. The overview of marine data multiple wave attenuation technology XU Yun-xia (Guangzhou Marine Geology Survey,Guangzhou,510760,China) Abstr act:As the sea-ming marine seismic data,seabed reflection,bottom r efection wave causes the phenomenon of multiple data very serious,so go to the many waves of ocean data on a data processing to remove the main content.T his article summarizes the many waves of ocean data generated,the type and the main removal methods. Key wor ds:Multiple Wave;Produce;T ype;Removal Methods;Data Processing 103 2012年第11期 内蒙古石油化工 X 收稿日期35 作者简介邵智敏(),河南省濮阳市中原油田采油四厂地质研究所,工程师,6年毕业于中国石油大学(华东) 石油工程专业,主要从事油藏开发地质研究。 :2012-0-2:1979-200
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 647.2—2013 页岩气水平井钻井作业技术规范 第2部分：钻井作业 2013-12-22发布2014-01-22实施
目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 钻井工程设计 (1) 4 井眼轨迹控制 (2) 5 防碰作业 (3) 6 水平段安全钻井 (3)
前言 《页岩气水平井钻井作业技术规范》分为五个部分： ——第 1 部分：丛式井组井场布置； ——第 2 部分：钻井作业； ——第 3 部分：油基钻井液； ——第 4 部分：水平段油基钻井液固井； ——第 5 部分：井控。 本部分为第 2 部分。 本标准按 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则》进行编写和表述。 本标准由川庆钻探工程有限公司提出。 本标准由川庆钻探工程有限公司钻井专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、川庆钻探工程有限公司川东钻探公司、川庆钻探工程有限公司川西钻探公司 本标准主要起草人：张德军、赵晗、卓云、叶长文。
页岩气水平井钻井作业技术规范第2部分：钻井作业 1 范围 本标准规定了页岩气丛式井组钻井工程设计、井眼轨迹控制、防碰作业、水平段安全钻井等内容和要求。 本标准适用于川渝地区页岩气井的钻井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY／T 1296 密集丛式井上部井段防碰设计与施工技术规范 SY／T 5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY／T 5416 定向井测量仪器测量及检验 SY／T 5435-2003 定向井井眼轨迹设计与轨迹计算 SY／T 5547 螺杆钻具使用、维修和管理 SY／T 5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY／T 6332-2004 定向井轨迹控制 SY／T 6396 钻井井眼防碰技术要求 Q／SYCQZ 001 钻井技术操作规程 Q／SYCQZ 372-2011 丛式井井眼防碰技术规程 3 钻井工程设计 3.1 井身结构 3.1.1 表层套管应封隔地表漏层和垮塌层，相邻两井表层套管下深错开20 m以上。 3.1.2 水平井技术套管下入位置井斜应不低于60°，若井下出现严重垮塌、钻遇高压油气，可提前下入技术套管。 3.1.3 油层套管尺寸不小于 11 4.3 mm，抗内压强度与增产改造施工压力之比＞1.25。 3.1.4 水平段长度宜控制在800 m ～ 1400 m。 3.2 靶区 3.2.1 靶区半径设计符合SY／T 5088-2008的规定，且满足井眼轨迹控制要求。 3.2.2 水平段井眼方向与地层最小主应力方向的夹角不小于 15°。 3.3 井眼轨道 3.3.1 每口井地下靶心与井口位置连线相互之间不宜空间交叉。
关于水平井地质录井调整建议及资料报送要求目前碎屑岩油藏开发力度加大，大批三叠系等层位碎屑岩油藏开发水平井部署上钻，使得中新生界（三叠系、白垩系）碎屑岩地层划分、对比（包括小层的精细对比）、目的层深度的预测、轨迹调整与控制等工作十分重要，部分录井队伍在实际工作中出现了许多质量问题。针对出现的问题，结合水平井地质录井实际情况，需改进和加强以下几方面的工作： 一、重点控制工作 在现有工程技术条件下，跟踪预测目的层顶深、及时指导入靶角度和轨迹，以保证避水高度及井眼平滑稳定，满足后期下套管、筛管等完井要求，达到最佳采油气效果。在整个钻井施工过程中由录井、钻井、定向技术服务、泥浆等多家单位配合完成，其中录井是主导，这是录井队必须明确且坚持的工作信念，并切实履行自己的职责；同时要求钻井队、定向技术服务方等施工队伍应积极配合，以确保上述目的的实现。 二、调整建议及资料报送格式 1、调整建议报送时间及内容： A、直导眼完钻后。及时收集校深后的测井曲线、测井解释数据表（测井所配合提供，录井队在现场完井资料验收后交回测井所）等资料做好实钻地层（段）、油气层、油水界面、与设计及邻井的对比表，分析它们的深浅、厚度变化规律并结合构造（构造图、地震剖面图）变化趋势进行分析预测斜井段钻遇地层井深；若与设计出入较大，则提出轨迹调整建议，由现场监督签字确认后，上报主管部门、勘探开发研究院，经主管部门批复后按批复意见进行轨迹调整设计和下步施工。 B、斜井段重要层段揭开后。及时做好实钻地层（段）、油气层、油水界面、与设计及邻井的对比表，分析它们的深浅、厚度变化规律并结合构造（构造图、地震剖面图）变化趋势进行分析预测目的砂层顶深、以软着陆最佳井斜角进入目的砂层为目标（进入砂层后能以最
第一章定向井（水平井）钻井技术概述第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）
《水平井油藏地质设计技术规范》 地方标准编制说明 一、工作概况 水平井技术是目前技术条件下油田开发的高效手段之一，尤其是能实现本地区低渗-超低渗透油藏的有效开发，而水平井油藏地质设计是油田水平井开发技术的基础和前提。 专业技术人员在水平井油藏地质设计过程中，涉及油藏精细描述、开发动态分析、产能预测等多方面专业技术，编制油藏地质专业图件、关键设计参数表格等大量复杂的专业技术图、表。尤其是油藏地质特征认识要求极高，只有正确认识油藏，才能为科学高效开发油藏提供重要依据。水平井开发与常规井开发有所不同，由于是对单油层开发，对油藏描述的准确性要求更高，更注重精细地质研究、井位筛选和整体部署、轨迹要求和参数优化、产能预测和效益评估等。同时，由于水平井单井投资大（超过1000万元）、井段长（水平段达1000米以上）、风险高，在油藏描述、地质模型建立、井位优化、实施规范等方面必须更加严格要求，才能保障水平井实施的成功率和经济效益。科学制定水平井油藏地质设计技术规范的地方标准有利于形成油田开发新技术业务制度、提高油田开发水平和利用效率，有利于加强矿产资源综合利用，同时为本地区油田开发提供技术保障，对于油田开发技术起到积极地推动作用。因此，该标准的制定，在技术规范、安全环保、经济效益、可持续发展等诸多方面均具有重大意义。 前期调研发现，国内仅有胜利油田《水平井单井地质设计技术要求》（Q/SL1321－1997）有相关企业标准，中国石化集团在其基础上编写了《水平井地质设计技术要求》（Q/SHSLJ1321-2002）和《水平井油藏地质设计技术规范》（Q/SH 0084-2007）。但是其适应的油藏类型、水平井井网等与鄂尔多斯盆地差异较大，不符合陕西省油田开发需求，无法引用作为陕西省水平井开发的规范。随着低品位油气资源的有效开发，陕西省石油产出量快速增长，不但成为石油能源输出大省，而且产生了国内油气开发的龙头企业，为中国能源供需平衡做出了巨大贡献。省内石油钻井工作量巨大，有必要结合国内石油行业常用设计流程和本地区开发实践认识，通过建议性标准规范每年上千口水平井开发流程，简明扼要、重点突出的指导和优化水平井油藏地质设计。
□财会月刊·全国优秀经济期刊 随着探明储量的减少和投资开发资金紧张的矛盾日益加剧，降本增效成为油田企业经营者的工作重心，单井是油田企业的最小生产单元，构建油田单井综合效益评价模型，开展单井投入产出分析，对于挖掘单井的生产潜力，制定单井的“投、关、停、转”决策和提高整个油田企业的经济效益具有重要的指导意义。 一、油田单井综合效益评价模型的构建 本文所构建的油田单井综合效益评价模型包括：评价目标、开展评价工作的指导原则、评价思路以及模型内涵。 1.油田单井综合效益评价模型的目标。油田单井综合效益评价模型包括两个层次的目标：第一层次是总体目标层，即实现油田企业的组织使命，首先是提高企业的经济效益和核心竞争力；其次是向社会提供质高价优的原油产品。总的来说，就是履行油田企业的经济责任和社会责任，促进油田企业的健康、协调和可持续发展。第二个层次是具体目标层，主要内容包括为单井的“投、关、停、转”决策提供分析资料，树立效益理念，用数据信息说明单井投入产出的效果与问题，保证每一个责任人可以随时掌握其责任范围内的生产经营状况，及时发现单井生产经营过程中出现的重大问题，进行有效的监测与控制，改善管理方法及程序，进而提高油藏经营效益。 2.开展评价工作的指导原则。在运用油田单井综合效益评价模型对单井的经济效益进行评价时，必须遵循以下原则：第一，科学性原则。具体包括：设计的评价指标科学、采用的评价方法科学以及所建立的评价制度科学。第二，战略指导性原则。在开展评价工作时，要求工作人员从长远的角度对单井在整个寿命周期的经济效益进行评价，避免短期行为。第三，成本效益原则。油田企业经营的复杂性使得单井效益评价工作很难完美无缺，具体包括评价指标的选取、资料的收集等。所以在克服这些方面的矛盾的时候，成本效益原则是指导。第四，实用性和可操作性原则。评价模型构建的成功与否，取决于它的实用性和可操作性。能够与我国油田企业的实际情况相符，并且在现行条件允许的情况下能够运用此模型进行效益评价，就说明油田单井综合效益评价模型的实用性和可操作性强。 3.油田单井综合效益评价模型的评价思路。本文所构建的油田单井综合效益评价模型，全面考虑油气单井在储量、生产、开发和财务经营各个方面的效益，在一定程度上对单井的经营效益进行了综合，并且考虑了油田企业的实际情况，采用模糊综合评价法处理不能量化的复杂指标，采用层次分析法保证各个指标权重分配的合理性和科学性。 二、油田单井综合经营效益评价模型指标集 所选取的指标集的科学性在于是否全方位、分层次和多角度地反映被评价对象的效益状况。在本文所选取的指标集中，全面考虑了单井的储量、生产、开发和财务经营方面的效益。针对各个方面的经营效益，各选取了四个具有代表性的指标。针对储量经营水平，本文选取了岩性、剩余可采储量丰度、综合含水率和空气渗透率四个指标，可以反映油气井储量质量、储量丰厚程度等方面的情况。针对开发管理水平，选取了年增油量稳定度、自然递减率、综合递减率和含水上升率四个指标，从维持油气单井产量、控制产量递减和含水程度等方面反映单井的开发管理状况。针对生产管理水平，选取了产量完成率、机采系统效率、油井综合利用率和油井免修期，从而可以反映单井产量指标的完成情况、采油机械的运作效率以及油井的利用和维护程度。针对财务管理水平，本文选取了单井单位完全成本、单井边际贡献率、单井日采油利润和单位油气生产成本变动率，全面反映单井发生的成本的高低、获得利润的大小以及对油田企业所做的贡献。 岩性反映岩石特征的一些属性，如颜色、胶结物、胶结类型表1储量经营水平评价指标定义以及计算公式 剩余可采储量丰度=×100% 剩余可采储量 可采储量 综合含水率=×100% 产水量 油水混合总产量 在一定压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性空气渗透率 综合含水率 剩余可采储量丰度 油田单井综合经营效益评价模型应用探讨 刘广生（教授）黄瑶 （中国石油大学〈华东〉经济管理学院青岛266555） 【摘要】构建科学的油田单井综合效益评价模型，可以为油田企业管理者治理无效井、控制操作成本、优化产量和提高经济效益提供有力的工具。本文在构建单井综合效益评价模型时，结合油藏经营管理理念的新思想和现代化的成本管理方法，综合考虑我国油田企业的实际情况，采用模糊综合评价法和层次分析法，对单井在整个寿命周期的综合效益进行了分析。 【关键词】油田单井经济效益评价体系 □·56·2012．4下旬
基于井网差异性研究优化注采调整对策 发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红 [导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区 摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。 关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整 不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。 1 前言 中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。中低渗油藏地质储量比重占采油厂已动用储量的31.3%，是保持可持续稳定发展的重要阵地。 2 井网适配调整的背景 油区中低渗油藏主要以浊积砂岩油藏为主，标定采收率18.3%。油区中低渗透油藏目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值性严重，部分单元井网井距不适应；注采两难与水淹水窜并存，平面层间动用不均衡；能量保持水平低，单井产注能力低，油藏潜力发挥不充分等问题。2016年以来，中低渗油藏以提高注采井网的适应性及有效性为目标，通过区块的持续加密调整，对其他区块立足“数砂体完善”，在不打井的情况下，通过井网适配，协调注采关系，进一步夯实稳产基础，取得了较好效果。 3 井网适配调整的主要做法 3.1 优化方式，提高注采井网有效性。 3.1.1 “三定一优”矢量井网加密。 针对平面非均质性严重、注采井距大的问题，在深化储层物性、非均质性、地应力研究的基础上，实施“以地应力定井排方向、分区域定注采井距、分情况定矢量调整对策、优化注水方式”的“三定一优”矢量井网加密，提高采收率。调整后，区块水驱控制程度提高7.7%,自然递减率为降低4.5%，注采对应率由77.3%上升至80.9%；层段合格率提高5.4%；水井治理初见成效，地层能量得到一定补充，油藏稳产基础得到进一步增强。 3.1.2 核注翼采，转方向，调流线。 针对储层非均质性差异造成砂体核部水淹水窜现象，通过转注变流线，提高波及面积。2016年，砂体核部转注工作量实施8井次，油井见效率68%，起到了防止水窜，调整流线，确保油井见效的良好效果。 3.1.3 水转油，井网归位，提高储量控制。 针对区块井网不完善的现象，优选水井转油井，井网归位，提高储量控制程度。水转油井网归位工作量实施6井次，效果显著，目前已累计增油4349吨。如区块的A井2016年1月水转油，井网归位后效果明显，初期日增油5.1吨/天，累增787吨。 3.1.4 立足砂体井组式完善。 针对中低渗油藏部分单元砂体零散，井网不完善的问题，2016年加大了立足砂体、井组完善力度，首先通过水井强化注水，提高地层能量，特别是补孔未射层，增加油水井注采对应率，实现油井注水见效；然后通过油井补孔水井对应注水层，提高油井产能。统计2016年共实施油井工作量25口，已累增油6159吨。 3.2 转变思路，变措施为井网完善方式。 2016年坚持将工艺技术发挥到极致，最大限度提高工艺性价比的理念，将水力压裂和水力径向射流技术从增产增注措施转变为井网完善方式，利用压裂裂缝和径向钻孔适配井网，实现压头前移，实现实际注采井距满足理论注采井距的需求。 3.2.1 变压裂增产措施为井网完善方式。 2016年以来区块实施老井压裂适配井网8井次，建立了有效的驱替压差。如B井区设计压裂半缝长120米。该井实施后初增能3.3吨/天，累增687吨。 3.2.2 水力径向射流，平面变方向变长度，纵向变孔密变长度对井网进行适配。 区块共实施水力径向射流13井次，使井网得以有效适配。平面变方向变长度：如C井，根据理论测算，技术极限井距240米，实际注采井距327米。为改善井网适应程度，实施水力径向射流，在北东130°和北东310°各钻3个孔，避开主流线，挖掘分流线剩余油。水力径向射流后有效注采距离缩短到230米，对应油井也见到效果，日油由3.3吨/天上升到6.1吨/天。纵向变孔密变长度：如对层内吸水差异大的问题，对不同岩性段，不同渗透率层段通过变射孔孔密及钻孔长度，根据吸水剖面测试，吸水差异得到改善。 3.3 精细调整，实现油藏有效均衡驱替。 3.3.1 堵调结合，均衡三场。针对井组平面水驱不均衡问题，开展堵水试验。堵调实施10天后对应油井相继见效，井组日油比调前增加5吨/天，综合含水下降了10.7%，井组累增油260吨。 3.3.2 矢量配注，激动压差。针对部分井组注水见效差、水淹水窜现象，加大矢量调配工作，激动压差、均衡注采流线，保持井组产量的相
中国石油勘探与生产分公司 已开发油气田效益评价细则 第一章总则 第三条已开发油气田效益评价,包括油气田（区块）效益评价和油气井效益评价。 第二章评价对象 第六条油气田效益评价对象是指油气田（区块）评价单元和油气生产井。 第三章效益分类 第十二条油气井单井效益评价结果分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井。 1、效益一类井 效益一类井是指油气及伴生产品税后收入大于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和的井。 2、效益二类井 效益二类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和，且大于生产成本的井。 3、效益三类井 效益三类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本，且大于操作成本的井。 4、边际效益井 边际效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于操作成本，且大于最低运行费用的井。 5、无效益井 无效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于最低运行费用的井。
第四章 参数确定 第十六条 油气井最低运行费用包括直接材料费、直接燃料费、直接动力费、 直接人员费、维护性井下作业费、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费（仅指拉油）、稠油热采费。 第十九条 油气井效益评价中，能够直接落实到单井的成本直接计入单井，不能直接落实到单井的成本费用，按规定分摊。 1、直接材料费 各级单位所需分摊的材料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。 注释：∑是指班组、队、厂、矿等各级单位分摊费用的逐级累加，费用分摊到各级单位所属的油（气）井上。 以辽河油区为例： 直接材料费=单井周转材料费+单井工艺措施材料费+单井一般材料费+单井分摊一般材料费 直接费用：单井周转材料费、单井工艺措施材料费、单井一般材料费。 分摊费用：单井分摊一般材料费，分摊公式为： 单井效益分类 油气及伴生产品税后收入 油（气）井年开井天数 井天数 所属油（气）井年总开分摊费用 井直接费用气油直接材料费?+=∑)(
水平井录井技术难点及对策 一、引言 随着油田勘探程度的不断加深，勘探对象由简单构造变为复杂断块构造，油田开収中后期，主要油区含水量上升，开収难度大、成本高，加之好多地区（包括深层地层）岩性致密，储层薄、夹层多，等等，想有效解决这些难题，最好的办法应该是钻水平井或大位移井。而在老油区为完善开収井网，愈来愈多的地面绕障井也逐渐被提到钻井日程上来，同时，由于直井受储层裸露面积和地层非均质性的影响，油层单井产量受到一定限制，因此为提高单井利用率，尽可能地多収现或多钻穿油气层，扩大产层裸露面积、提高油层采收率的水平井越来越多的被利用。 然而，水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如钻井事故增多、达到地质目的的难度增大等，所以水平井地质导向技术和工程预报是水平井成功钻探的关键。同时水平井钻井也给现场地质彔井工作带来了极大的困难，如工程需要使用pdc钻头来提高钻井时效以及钻具结构、井眼复杂所带来的岩屑运移方式的改变形成的岩屑细小混杂，代表性差等等，造成岩屑描述困难，油气显示落实和归位难度增加，钻时不能准确反映地层岩性和物性，而且水平井钻井为减少钻具"磨阻"往往要使用有机和混油钻井液，这又会极大的影响荧光彔井、气测彔井的作用等等。所有这些因素都会在降低彔井资料的采集品质、岩性和油气层符合率的同时，削弱现场彔井对钻井施工的地质导向作用。 结合我们在水平井彔井过程中遇到的实际问题和技术难点，现加
以认真分析研究，探讨出一种水平井地质彔井方法，有望在水平井钻井过程中尽可能的収挥其应的作用。 二、技术难点 1、受水平井固有的特点和钻井新工艺的影响，钻井岩屑变得十分细小，甚至呈粉末状，由于pdc钻头的使用，被钻头破碎的岩屑在井底返出井口的过程中，不断受到钻头与井壁、套管壁的碰撞、研磨而多次破碎，岩石变得更加细小，特别是螺杆驱动的反复研磨使细小的岩屑呈粉末状悬浮在环空，这些因素的综合作用使彔井中的岩屑细小，甚至捞不到真岩屑。迚而增加了岩屑描述的难度，直接影响了岩屑描述的准确性，使岩屑彔井工作根本无法按常规方法迚行。 2、岩屑荧光显示微弱。特别是对于一些轻质油藏，细小的岩屑在井眼中经过长时间的冲刷和浸泡，油气散失严重，用常规的荧光彔井方法较难収现和落实油气显示。 3、井深大、井眼结构复杂，使得迟到时间长，岩屑失真，难以准确恢复地层真实剖面。 4、由于欠平衡液气分离器的使用，使气测彔井变得复杂化。欠平衡钻井技术的应用，一方面使井底油气层流体压力大于钻井液柱压力，有利于油气渗入钻井液；另一方面，井眼返出的钻井液先流经液气分离器迚行初步"脱气"，然后才经过彔井仪的脱气器，使得色谱分析检测到的气测值整体变低，不能准确反映钻井液中的气体含量。当
油田单井评价指标体系 一、评价指标的设定 （一）评价指标设定原则为了使指标体系科学、规范，在构建指标体 系时，应遵循以下原则：1.系统性原则。各指标之间要有一定的逻辑 关系，它们不但要从不同的侧面反映出单井施工中主要控制节点的完 成情况，而且还要反映质量一效益一企业责任之间的内在联系。各指 标之间既要相互独立，又能彼此联系，共同构成一个有机统一体。指 标体系的构建要具有层次性，自上而下，环环相扣，形成一个不可分 割的评价体系。2.典型性原则。务必确保评价指标具有一定的典型代 表性，尽可能准确反映出油田作业系统的行业特点，即使在减少指标 数量的情况下，也能便于数据计算，提升统计数据的可靠性。另外， 评价指标体系的设置、权重在各指标间的分配及评价标准的划分都应 该与作业系统的管理活动相一致。3.动态性原则。指标体系既要保持 一定时期的稳定，又要随着企业管理的深化持续实行调整，具备动态 可调性。4.简明科学性原则。各指标体系的设计及评价指标的选择必 须能客观真实地反映单井施工中的特点，能全面地反映出各指标间的 真实关系。5.可比、可操作、可量化原则。指标体系的构建是为管理 服务的，指标选择的计算量度和计算方法理应统一，各指标尽量简明、微观性强、便于收集，具有较强的可操作性和可比性。而且，选择指 标时也要尽量考虑能否实行定量处理，以便于实行数学计算和分析。 （二）确定参与单井综合评价的因素在单井综合评价系统中，确定哪 些因素参与单井评价是对企业的经营战略实行的一次选择。来自市场 的经营压力、管理层的价值取向和企业文化决定了什么样的指标能参 与单井评价考核以及参与的水准。结合油田作业系统现阶段管理需求 来说，成本、质量、周期、HSE（健康、安全、环保）、设备管理等5 个方面的因素是需要参与单井评价的。每个评价指标项下，根据不同 管理部门的需要，又能够细化为若干个子项目，形成递阶结构的综合 评价体系。1.成本指标可划分为直接成本、间接成本和管理成本。在 实践中专家通常认为在成本评价的诸多因素中，目标成本节约额、油
吉林油田公司规章制度 制度编号：JLYT-GH-01-07-2015 发布版本：A 吉林油田公司已开发油气田效益评价管理规定 第一章总则 第一条为深入贯彻中国石油天然气股份有限公司《油田开发 管理纲要》和《天然气开发管理纲要》，落实低成本发展战略，提 高油气生产效益，加强吉林油田公司（以下简称油田公司）已开 发油气田效益评价工作，根据《中国石油勘探与生产分公司已开 发油气田效益评价细则》，制定本规定。 第二条已开发油气田效益评价是指通过分析已开发油气田 的生产、成本状况，从而对其效益状况所进行的分类评价。已开
发 油气田效益评价的目的是及时地掌握油气田的生产经营状况，为油气生产、投资决策、成本控制及业务发展计划的编制等提供依据。 第三条已开发油气田效益评价的对象是指油气田（区块）和油气生产井。效益评价包括年度效益评价和动态效益评价。区块效益评价按划分的评价单元进行。 第四条本规定适用于公司相关部门、研究单位及所属各采油（气）生产单位。 第二章管理机构及职责 第五条已开发油气田效益评价工作实行统一制度、归口管理、分级负责体制。油田公司成立效益评价领导小组，负责效益评价工作的任务下达、组织协调、结果审核和批准。组长由油田公司分管规划计划业务的副总经理担任，日常工作由规划计划处牵头，财务处、开发部、天然气部参与相关数据审核，具体工作由勘探开发研究院规划所、油气生产单位计划科等相关部门和单位共同完成。油田公司效益评价工作领导小组办公室设在规划计划处评价科。 第六条相关部门职责。 规划计划处是油田公司已开发油气田效益评价工作的综合管理部门，财务处、开发部、天然气部是油田公司已开发油气田效益评价工作的专业管理部门，主要职责是： （一）规划计划处职责。 1．负责编制油田公司已开发油气田效益评价工作规划和年度计划，组织制定油田公司已开发油气田效益评价规章制度和技术规范； 2．负责油田公司已开发油气田效益评价工作的组织协调与管发布日期：2015年5月4日实施日期：2015年5月4日