页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究.ppt
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(二)页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法 (1) 考虑页岩气井产能,优化水平段长度 随着水平段长度增加,页岩气产能逐渐增加,当水平段长度大于1000m后,水平井产能增加趋势变缓。 页岩气水平井最优长度计算公式 (二)页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法 (2) 考虑经济性,优化水平段长度 经济性评价评价参数:财务净现值 水平段长度与财务净现值呈二次函数关系,且在1000m左右取得最大值。因此,水平段长度在1000m左右最为经济。 (二)页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法 5. 页岩气工厂化开发水平井间距研究 经济极限井距: 经济极限井网密度法: 其中: 渗透率与泄气半径关系法: 定单井产量法: 其中 经济最优井网密度法: (二)页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法 6. 页岩气水平井井眼轨迹的多目标最优化设计理论 既要保持井壁稳定且钻遇切割发育裂缝的优质储层,又要保持有一定的水平段长度以保证有足够的工业油气产能,则建立的多目标最优化函数为: 式中:φ0—优化设计水平段方位角; φ1—实际水平段方位角 H0—优化设计靶点深度;H1—实际靶点深度 L0—优化设计水平段长度;L1—实际水平段长度 Q0—优化设计的水平井产量;Q1—实际的水平井产量 通过将优化设计得到的各项参数代入目标函数中,如函数值F越小,则说明页岩气水平井井眼轨迹优化设计的参数是合理的。 (三)页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用 1. 威201-H1井龙马溪组井眼轨迹优化设计 ①水平段井眼方位的优化设计 根据地应力对井壁稳定影响的分析,得出水平段最优方位角为270°; 分析弱层理面的倾角与走向对井壁稳定性的影响,得出水平段方位角为265°时井壁稳定性最好; 考虑后期压裂改造,由于压裂缝延伸方向与最大水平主应力方向一致,且与水平井眼呈45°左右斜交,比较有利于连通天然裂缝; 综上,可将水平段井眼方位选在270°左右。 ②水平段长度的选取 对页岩气井产能和经济性分析,得出水平段长度为1000m左右为最优。 (三)页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用 威201-H1井井身剖面设计参数 井 轨 斜 深 (m) 井斜(°) 方位角(°) 垂深 (m) +N/-S (m) +E/-W (m) 曲率 (°/30m) 直井段 0~1115 0.00 0.00 1115 0.0 0.0 0.00 增斜段 1115~1911 91.26 273.00 1620 26.17 -499.31 3.49 水平段 1911~2912 91.26 273.00 1598 78.5 -1497.94 0.00 威201-H1井优化设计后的造斜点深度1115m,造斜率3.49°/30m,水平段长1000m,水平段方位角273°。 2014年3月 973中国南方海相页岩气高效开发的基础研究 页岩气水平井钻完井关键基础研究 页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究 阶段成果汇报 专题3??任务完成情况:进展顺利,完成了研究内容1和研究内容2的前部分工作。 A. 完成的研究内容和工作量: ①以威远-长宁工区为研究对象,完成了资料调研与统计分析,得到了工区钻井地质特征,为页岩气水平井井眼轨迹优化设计与地质导向理论研究提供了地质和工程依据。 ②取露头页岩岩心8块,开展了岩石力学实验和波速各向异性测试; ③借鉴常规水平井井眼轨迹设计方法,并结合页岩气储层特征、地应力状态以及层理面和裂缝等弱结构面存在,分析了页岩气水平井井眼轨迹优化设计需要考虑的主要影响因素,建立了页岩气水平井井眼轨迹的优化数学模型,提出了页岩气水平井井眼轨迹的优化设计方案。 ④基于上述方法模型,结合完钻的页岩气井资料,对威201-H1、威201-H3井、宁201-H1井等井进行了井眼轨迹优化设计与分析,绘制出了2D-3D井眼轨迹图,与实钻井眼轨迹具有可比性。 ④同时开展了页岩气水平井地质导向的随钻测井精细解释方法研究,尤其是页岩气储层的随钻识别。 ⑤参加学术会议3次,项目组内部讨论交流8次, 在西南石油大学学报和测井技术等刊物上发表学术论文3篇。 一、页岩气水平井井眼轨迹优化设计方案 (一)威远-长宁工区水平井井眼轨迹优化设计依据 (二)页岩气水平井井眼轨迹优化设计方法 (三)页岩气水平井井眼轨迹优化设计应用 B. 取得的研究成果及其创新性 二、页岩气随钻测井识别方法 (一)工区水平井井眼轨迹优化设计依据 1、页岩气藏构造特征 典型的穹窿状背斜构造 地面形态平缓 背斜形态呈现为东宽西窄,南陡北缓的不对称特征 ①威远低陡褶带属于典型的穹窿状构造,地面形态平缓,背斜形态呈现东宽西窄、南陡北缓的不对称特征。 (一)工区水平井井眼轨迹优
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