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丛式水平井井眼轨道优化设计中期报告
一、研究背景
丛式水平井作为一种技术手段，在油气勘探和开发中得到了广泛应用。
但是现有的丛式水平井设计方法仍然存在一些问题，例如井眼轨道
不稳定、垂深不足、钻井成本高等。
因此，在此背景下，本研究旨在对
丛式水平井井眼轨道进行优化设计，提高其稳定性和经济效益。
二、研究目的和意义
本研究的目的是对丛式水平井井眼轨道进行优化设计，使其具有较
高的稳定性和经济效益。
通过对井眼轨道进行优化设计能够有效地降低
钻井成本，并提高油气勘探和开发的效率和成功率。
三、研究内容和方法
本研究将从以下几个方面进行探究：
1. 井眼轨道的优化设计原则与方法：探究最优井眼轨道的设计思路
和步骤，重点分析影响井眼轨道稳定和垂深的关键因素。
2. 井眼轨道的数值模拟：建立丛式水平井井眼轨道的数值模型，利
用有限元分析软件进行模拟计算，并分析井眼轨道的稳定性和垂深情况。
3. 井眼轨道的优化设计实践：通过案例分析，以现场的实际情况为
基础，探究井眼轨道优化设计的实际应用场景。
四、预期成果及意义
通过本研究，预期能够得出一套优化设计丛式水平井井眼轨道的原
则和方法，并制定相应的设计方案。
同时，通过数值模拟和实践应用，
验证井眼轨道的稳定性和经济效益，并提出进一步优化的方向和建议。
本研究成果将对油气勘探和开发领域的工程师和技术人员提供重要的参
考和帮助，推动丛式水平井技术的发展和应用。
水平井数值模拟技术一、前言水平井技术作为老油田调整挖潜、新油田产能建设、实现少井高效开发的一项重要技术，已得到了广泛的应用。
油藏数值模拟作为其配套技术之一，在油田开发研究中发挥了重要作用。
该技术已被广泛应用于渗流机理研究、提高采收率方法研究、剩余油分布研究、油田开发方案优化、水平井参数优化等多个方面。
水平井参数优化有利于评价不同类型油藏水平井技术政策界限，增加可采储量和最大幅度提高采收率，确保水平井开采取得最佳增油效果和经济效益，以最大限度地减小投资风险。
水平井参数优化方法是随着水平井技术的应用而从无到有并逐步发展起来的。
早期一般使用经验法来判断水平井各项参数，即借鉴同类型油藏开发经验对水平井进行各项参数设计，准确度较低。
后来发展为解析法，人们对传统油藏工程方法加以改进以适应不同类型油藏水平井产能计算，这是一种半定量方法。
现在普遍采用油藏模拟方法来定量计算优化各项水平井参数，主要优点为油藏模型考虑全面、可重复优化、计算快捷方便、预测准确。
在对油藏认知程度较高的情况下，数值模拟优化方法应用范围最广、精度最高。
通常我们所说的水平井优化设计数值模拟方法为：在可靠地质认识的基础上，利用油藏数值模拟方法，寻找适合水平井开发的有利区域，并确定有关的井筒轨迹和产能参数的优化方法。
井筒轨迹优化一般包括水平井段位置、水平井段长度和水平井段方位优化等。
产能参数优化一般包括：水平井生产压差、水平井初期产能和水平井布井方式优化等。
早期的油藏数值模拟软件不能真正考虑水平井，所有的水平井都以直井来近似处理；后来出现了通过改变直井射孔方向离散化近似处理为水平井的简化替代方法，但仍然是一种近似处理手段，不能描述水平井井筒内流体的水动力学特点；近年来通过对水平井渗流规律、变质量流理论等的综合研究，建立了与油藏完全耦合的水平井模型，使井筒内流体的水动力学特点得到了准确描述，它与油藏内流体渗流力学描述各自独立，通过耦合技术将二者有机的结合在一起。
摘要随着水平井钻完井技术的日益发展与成熟，水平井被广泛应用于各类油藏并取得了良好的开发效果。
由于水平井在储层中穿行距离较长，水平段储层物性非均质、避水高度差异和水平井筒流动的跟趾效应等导致井筒各处的生产压差和见水时间（岩石见水会加剧破坏而出砂）存在不同，水平段出砂与底水脊进存在较强的非均质性，引起油井过早见水和局部大量出砂，严重影响水平井的产能发挥和开发综合效益。
水平井分段ICD 完井能够实现对出砂和出水井段的有效控制，达到延缓底水脊进和控制储层出砂的效果。
但是目前尚未有综合考虑控水与控砂的水平井分段ICD完井设计方法。
因此，有必要开展综合考虑控水和控砂需要的水平井完井分段方法及ICD完井参数优化研究。
本文在调研国内外文献的基础上，根据势的叠加和镜像反映原理，考虑油藏地质、水平井开发和完井工艺特征，建立了油藏渗流与水平井筒管流耦合模型，并对造成水平井非均衡生产的因素进行敏感性分析。
然后综合考虑储层物性非均质性、避水高度差异和水平井筒流动跟趾效应的影响，基于水平井出砂临界生产压差预测模型和底水油藏水平井见水时间预测模型，沿水平井段定量确定各微元段出砂临界生产压差和见水时间，以出砂临界生产压差和见水时间为分段指标构建向量矩阵，引入多维有序聚类方法，形成了兼顾控水控砂的水平井完井分段设计方法。
最后选取水平井ICD完井方法作为研究对象，以见水时间、产量作为优化目标，控制出砂为约束条件，以各分段下入ICD管柱的数量和喷嘴尺寸作为设计变量，建立了水平井ICD完井参数多目标优化模型，利用快速非支配排序遗传算法（NSGA-Ⅱ）进行求解，得到了综合考虑控水控砂效果的最优ICD完井方案。
本文形成了一套集水平井完井分段设计和ICD完井参数优化的水平井完井控水控砂优化设计方法，并利用该方法对某实例井进行了分析。
结果表明，该方法能够有效发挥控水控砂的作用。
关键词：控水控砂，分段方法，多维有序聚类，ICD完井优化，NSGA-ⅡOptimization design method of water control and sand control well completion in horizontal wellJia Zongyi (Oil & Gas W ell Engineering)Directed by Associate Prof. Zhang RuiAbstractWith the development of horizontal well drilling and completion technology, horizontal wells are widely used in various types of reservoirs and have achieved good development results. However, the increased wellbore length also leads to some problems that mainly display imbalanced water breakthrough time (sanding onset will be aggravated during water cut stage) and production pressure drop along the wellbore which is caused by the heel-toe effect, heterogeneity of reservoir and the difference distance between wellbore and water-oil contact. Thus, the bottom water coning and sanding along the horizontal section have a strong heterogeneity, resulting in earlier water breakthrough and large amount of sand production, which seriously affects the productivity and comprehensive benefits of horizontal wells. The ICD completion have proved to be of the ability to mitigate the imbalanced inflow, to achieve effect of delay bottom water coning and controlling the reservoir sand production. Since no design method of ICD completion is available for sand control together with water control in horizontal wells.Thus, it’s necessary to make segmentation method and ICD parameter optimization research on sand control and water control.Firstly, on base of potential superposition theory and method of mirror, the coupled model of wellb ore and reservoir flow has been built, which take into consideration reservoir properties and completion technology. Then, sensitivity analysis of factors causing uneven production in horizontal wells have been finished.Secondly, this paper takes into consideration the influences of reservoir properties heterogeneity, the heel-toe effect and the different distance between wellbore and water-oil contact on sand production along the horizontal well. Then, the critical drawdown pressure of sanding onset and water breakthrough time in each micro section are calculated based on the calculation model of sanding and prediction model of water breakthrough time. After that, thecritical drawdown pressure of sanding onset and water breakthrough time of each micro section are selected as segmentation indexes, and multi-dimension sequential clustering method is introduced. The segmentation method for sand control completion together with water control in horizontal wells is establishedFinally, the ICD completion is chosen as the object of study, and controlling sand production is chosen as constraint condition, the number of ICD and the size of the nozzle are used as the design variables. Then, a multi-objective optimization model is proposed, aiming to maximize the oil production and water breakthrough time. The Non-dominated Sorting Genetic Algorithm-Ⅱ(NSGA-Ⅱ) is employed to obtain the optimal ICD completion parameters considering the effect of water control and sand control.In this paper, an optimization design method of water control and sand control completion in horizontal wells is developed, which includes a segmentation method for horizontal wells and ICD completion parameter optimization design. Then, a case well is analyzed by this method. The results show that the method can effectively play the role of water control and sand control in horizontal wells.Key Words: W ater control and sand control, Segmentation method, Multi-dimension sequential clustering, Completion optimization of ICD, NSGA-II目录第一章绪论 (1)1.1 研究目的及意义 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.2.1 油藏渗流与井筒管流耦合模型研究现状 (2)1.2.2 水平井控水控砂完井技术发展现状 (4)1.2.3 水平井分段完井优化设计方法研究 (5)1.2.4 目前存在的主要问题 (6)1.3 主要研究内容及技术路线 (6)1.3.1 主要研究内容 (6)1.3.2 技术路线 (7)第二章油藏渗流与水平井筒管流耦合模型研究 (8)2.1 底水油藏水平井渗流模型 (8)2.1.1 底水油藏水平井物理模型 (8)2.1.2 底水油藏水平井势的分布 (9)2.1.3 不同完井方式表皮系数 (12)2.2 水平井筒管流压降模型 (15)2.2.1 水平井筒摩擦压降模型 (16)2.2.2 水平井筒加速度压降模型 (17)2.2.3 水平井筒重力压降模型 (17)2.3 耦合模型建立与求解 (17)2.4 水平段产液剖面影响因素分析 (19)2.4.1 油层厚度对产液剖面的影响 (20)2.4.2 水平渗透率对产液剖面的影响 (21)2.4.3 渗透率各向异性对产液剖面的影响 (22)2.4.4 原油粘度对产液剖面的影响 (23)2.4.5 井筒直径对产液剖面的影响 (24)2.4.6 水平段长度对产液剖面的影响 (26)2.4.7 生产压差对产液剖面的影响 (27)2.5 本章小结 (28)第三章水平井控水控砂完井分段方法研究 (29)3.1 水平井控水控砂完井分段原则 (29)3.2 水平井控水控砂完井分段指标选取 (29)3.2.1 底水油藏水平井见水时间预测模型 (30)3.2.2 水平井出砂临界生产压差预测模型 (34)3.3 基于多维有序聚类的水平井完井分段方法 (39)3.3.1 多维有序聚类的原理及步骤 (39)3.3.2 水平井控水控砂完井分段设计流程 (41)3.4 本章小结 (42)第四章水平井控水控砂完井参数优化设计 (43)4.1 水平井ICD完井控水控砂机理 (43)4.1.1 ICD结构与类型 (43)4.1.2 ICD管柱工作原理 (45)4.1.3 ICD管柱控水控砂原理 (45)4.2 水平井ICD完井流动耦合模型 (46)4.2.1 油藏渗流模型 (47)4.2.2 井筒压降模型 (47)4.2.3 ICD压降模型 (48)4.2.4 流动耦合模型求解 (48)4.3 水平井ICD完井参数多目标优化方法 (49)4.3.1 多目标优化问题描述 (49)4.3.2 NSGA-Ⅱ方法简介 (50)4.3.3 ICD完井参数多目标优化模型 (51)4.4 本章小结 (54)第五章实例应用与分析 (55)5.1 基础数据 (55)5.2 水平井完井分段设计 (57)5.3 各分段ICD完井参数设计 (59)5.4 不同完井方案应用效果分析 (60)5.5 本章小结 (62)结论 (63)参考文献 (64)致谢 (69)中国石油大学（华东）硕士学位论文第一章绪论1.1 研究目的及意义随着水平井钻完井技术的日益发展与成熟，水平井被广泛应用于各类油藏并取得了良好的开发效果。
超短半径水平井钻井轨迹优化设计及应用下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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水平井分段射孔完井方案优化孟红霞1,陈德春1,海会荣2,赵淑霞3,刘业文1(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东东营257061;2.中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;3.中国石化股份胜利油田分公司纯梁采油厂,山东博兴256504)摘要:针对水平井应用中水气脊进、完井和生产作业成本高、油井产量并非随射孔段长度线性增加等问题,综合考虑影响低渗透油气藏水平井开发效果的各项因素,基于大芦湖油田的地质资料,利用ECL IPSE 油藏数值模拟软件,研究了水平井方位、水平生产井段长度和射孔位置、射孔段的长度与射孔段数的组合方案对油田开发指标的影响,进行了水平井分段射孔完井方案优化。
研究结果表明,在大芦湖油田沙三段中亚段42小层部署1口水平井,将水平井的水平生产井段平均分成5段时,在完井初期采用同时射开趾部和跟部2段、中间3段避射的完井方式,累积采油量及采收率较高,可获得很好的开发效果,同时节约射孔完井和生产作业成本。
关键词:分段射孔;水平井;完井方案;优化;大芦湖油田中图分类号:TE319文献标识码:A 文章编号:1009-9603(2007)05-0084-04 水平井采用分段射孔完井具有降低射孔完井和生产作业成本、延迟水气脊进等优点。
国外的研究主要是利用油气渗流理论,建立解析或半解析流入动态模型,研究水平井分段射孔完井参数对油井流入动态的影响[1-4],中国尚未见到相关报道。
为减缓水平井的底水脊进,中国学者主要进行了水平井水平生产井段常密度和变密度射孔参数优化的研究[5-7]。
笔者以大芦湖油田的油藏地质资料为基础,利用ECLI PSE 油藏数值模拟软件,研究了水平井方位、水平生产井段长度和射孔位置、射孔段的长度与射孔段数的组合方案对油田开发指标的影响,并进行了水平井分段射孔完井方案优化,为水平井高效开发低渗透油气藏提出了一种新的射孔完井优化设计方法。
1 井位筛选大芦湖油田剩余油分布研究结果表明,剩余可采储量主要分布在沙三段中亚段42,43,52,64,73小层,占该油田剩余可采储量的61.98%。
水平井射孔完井参数优化设计水平井是一种常见的油气采收方式，射孔完井参数的优化设计对于提高水平井生产能力和经济效益具有重要的意义。
本文将从水平井的射孔完井原理入手，探讨射孔完井参数的优化设计，以及如何根据实际情况进行参数选择。
一、水平井射孔完井原理水平井射孔完井工艺一般包括三部分：射孔、完井和产出。
其中射孔是通过人工或机械在钻杆上安装炮管进行的，完井则是在射孔后进行的水泥注入以及管柱调整工作，产出则是通过油管将油气输送到地面。
射孔是水平井完井的关键环节，射孔长度和完井参数的选择将直接影响到水平井的产出效率。
二、射孔完井参数的优化设计1. 射孔长度水平井根据需求可以进行千米级别的射孔，但射孔长度过长会使得井底部受到压力过高，引起分支出现，在射孔时需要对井底特殊情况进行考虑。
2. 炮弹数量和炮距射孔时的炮弹数量和炮距的选择同样非常重要，对于提高射孔质量和减低成本具有重要意义。
炮弹数量的增加可以增加射孔的效率，但是同时会增加成本的花销。
炮距的设置也要根据实际情况来选择，如一些强差异的区域需要考虑较短的炮距，而一些平缓的地区则可以选择更长的炮距。
3. 射孔方向和角度射孔方向和角度的选择也影响到水平井的产出效率。
通常情况下，水平井射孔时会选择油水层的主导方向进行射孔，如出现深层裂缝的情况则需要考虑多个角度射孔，并根据地质构造进行调整。
4. 完井参数完井是在射孔后进行的填充和调整工作，通过水泥注入和管柱调整使得井壁更加稳定，促进产油。
完井参数的选择同样需要根据实际情况进行调整，如考虑地层富水或高砂含量的情况，则需要选择更加密实的水泥，而在平缓的地理条件下则可以选择更加轻松的参数。
三、如何进行参数选择1. 对井底实测数据进行分析并根据需求进行射孔长度的调整。
射孔长度不宜过长，否则会增加成本，以及引发井底压力过高等问题。
2. 根据地质环境及地层实际状况选择炮弹数量、炮距、射孔方向和角度。
在射孔方向上，需要考虑主导方向进行射孔，同时对于地质构造呈折线和平缓曲线段区域需要进行特别的处理。
112惠州某油田位于南中国海的北部、台湾海峡的西南方，属于热带海区。
全年平均气温为24℃，最高气温为36℃，出现在7—8月，年最低气温7℃，出现在1—2月。
该海区具有明显的季风特征。
10月至翌年3月海面上盛行东北季风。
5月至8月，该海区主要为热带气候所控制，海面上盛行西南季风。
4月和9月为季风过渡月份。
惠州26-1油田经过30年开发生产，油田已进入特高含水阶段，为了稳定油田产能，需要在精细地质油藏研究和生产动态分析基础上，实施调整井提高油田采收率。
经过地质油藏论证，认为该油田M10层构造东北部，剩余油地质储量可观，可部署一口调整井来开采该潜力区剩余油，增加油田产量提高油田采收率。
1 水平井钻井设计1.1 钻井目的以油藏数值模拟技术为手段，结合构造研究、测试资料、过路井显示、油田已投产井生产动态等资料信息，进行了井型、井位优化。
B1井设计为水平井，为保证经济效益最大化，根据现有井采用的开采方式，继续利用电潜泵（ESP）举升方式生产，预计投产初期产量127m 3/d。
1.2 钻井设计M10层油藏为底水油藏，为保障开采效果，调整井实施过程中水平段井轨迹要贴顶钻进。
B1井水平井侧钻点985m，最大井斜93º，水深111.2m，目的层位M10层，设计井深3630.77m斜深（MD）/2413.77m垂深（TVD），老井眼，套管已下入，开窗点600m（双层套管开窗），8-1/2″井眼钻至3278m，7″套管下入深度550-3273m，6″井眼钻至3631m，下入流入控制装置（ICD）控水加筛管完井。
1.3 钻井实施及复杂情况处理B 1井9月21日开钻在老井眼中使用 9-5/8”&13-3/8”双层套管开窗，开窗深度在656～660m，已经完成8-1/2”井眼着陆段钻进，钻至井深3410.00mMD/2419.10mTVDm。
受台风、季风及过窗口困难叠加影响，下部井段浸泡时间长达15d，受22号台风“尼格”影响，不具备通井条件，井眼浸泡时间进一步增加。
