申请/专利权人：中国石油化工股份有限公司;中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院

申请日：2017-04-28

公开（公告）日：2021-04-27

公开（公告）号：CN108805317B

主分类号：G06Q10/04(20120101)

分类号：G06Q10/04(20120101);G06Q50/02(20120101)

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2021.04.27#授权;2018.12.07#实质审查的生效;2018.11.13#公开

摘要：本发明提出了一种确定水平井的水平段最优长度的方法，其包括以下步骤：S10：根据待开采的油层的水平渗透率、垂向渗透率、油层各向异性比值、油层厚度、原油粘度、原油体积系数、水平段到油藏底水的距离以及水平井筒半径获得水平段单位长度的生产指数；S20：根据水平段单位长度的生产指数、水平井筒直径、原油粘度、原油价格、井底生产压差、水平井进尺费用、水平井预期生产时间、银行贷款利率获得水平井的水平段最优长度。本发明中的方法考虑了油藏条件、井筒摩擦阻力和经济效益的影响，能快速、准确地确定取得最大净收益的水平段最优长度这种方法应用起来简单，从而能为水平井部署提供指导。

主权项：1.一种确定水平井的水平段最优长度的方法，包括以下步骤：S10：根据待开采的油层的水平渗透率、垂向渗透率、油层各向异性比值、油层厚度、原油粘度、原油体积系数、水平段到油藏底水的距离以及水平井筒半径获得水平段单位长度的生产指数；S20：根据水平段单位长度的生产指数、水平井筒直径、原油粘度、原油价格、井底生产压差、水平井进尺费用、水平井预期生产时间、银行贷款利率获得水平井的水平段最优长度，并采用下列算式计算水平井的水平段最优长度Lopt： 其中，Js为水平段单位长度的生产指数；D为水平井筒直径；μ为原油粘度；Poil为原油价格；Δp为井底生产压差；CH为水平段进尺费用；t为水平井预期生产时间；i为银行存款日利率。

全文数据：一种确定水平井的水平段最优长度的方法技术领域[0001]本发明涉及油气田开发方案优化设计领域，特别是涉及一种确定水平井的水平段最优长度的方法。背景技术[0002]目前，利用水平井开发油田已成为一项重要技术并被广泛采用。水平井开发设计中的一个重要问题就是确定水平井合理水平段长度。水平段长度不仅影响水平井的单井产量、钻井成本和泄油面积，而且还影响油田的钻井数目和开发投资。采用较大的水平段长度，可以获得较高的采收率和较大的采油速度，但成本必然相应地增加，采用较小的水平段长度，可以降低成本，但会影响采油速度和最终采收率。因此，对于某一具体的水平井，必然存在一个合理水平段长度。[0003]但现有的确定水平井长度的方法仅考虑摩擦阻力的影响时，虽然能够确定最优水平井长度的区间范围，但无法准确获得准确的数值。当考虑经济因素影响时，目前的方法计算较为复杂，使用不方便。发明内容[0004]针对上述技术问题，本发明提出了一种确定水平井的水平段最优长度的方法，其包括以下步骤：[0005]S10:根据待开采的油层的水平渗透率、垂向渗透率、油层各向异性比值、油层厚度、原油粘度、原油体积系数、水平段到油藏底水的距离以及水平井筒半径获得水平段单位长度的生产指数；[0006]S20:根据水平段单位长度的生产指数、水平井筒直径、原油粘度、原油价格、井底生产压差、水平井进尺费用、水平井预期生产时间、银行贷款利率获得水平井的水平段最优长度。[0007]在一个具体的实施例中，当油藏类型为底水油藏时，在步骤SlO中采用以下算式计算所述生产指数Js:[0008][0009]其中，[0010]Kh为水平渗透率；[0011]Kv为垂向渗透率；[0012]h为油层厚度；[0013]β为油层各向异性比值；[0014]μ为原油粘度；[0015]B为原油体积系数；[0016]Zw为水平段到油藏底水的距离；[0017]rw为水平井筒半径。[0018]在一个具体的实施例中，当油藏类型为气顶底水油藏时，在步骤SlO中采用以下算式计算所述生产指数Js:[0019][0020]其中，[0021]Kh为水平渗透率；[0022]Kv为垂向渗透率；[0023]h为油层厚度；[0024]β为油层各向异性比值；[0025]μ为原油粘度；[0026]B为原油体积系数；[0027]Zw为水平段到油藏底水的距离；[0028]rw为水平井筒半径。[0029]在一个具体的实施例中，所述油层各向异性比值β采用以下算式计算，[0030][0031]其中，Kh为水平渗透率；[0032]Kv为垂向渗透率。[0033]在一个具体的实施例中，在步骤S20中采用下列算式计算水平井的水平段最优长度Lopt:[0034][0035]其中，[0036]Js为水平段单位长度的生产指数；[0037]D为水平井筒直径；[0038]μ为原油粘度；[0039]PciiI为原油价格；[0040]Λρ为井底生产压差；[0041]Ch为水平段进尺费用；[0042]t为水平井预期生产时间；[0043]i为银行存款日利率。[0044]在一个具体的实施例中，水平渗透率Kh、垂向渗透率Kv、油层厚度h采用测井解释方法获得。[0045]在一个具体的实施例中，原油粘度μ采用粘度计直接测得。[0046]在一个具体的实施例中，水平段到油藏底水的距离Zw为底水深度与水平井的水平段深度之差。[0047]在一个具体的实施例中，井底生产压差Λρ为油藏地层压力与井底压力之差。[0048]本发明中的方法考虑了油藏条件、井筒摩擦阻力和经济效益的影响，能快速、准确地确定取得最大净收益的水平段最优长度、获得的水平段最优长度的精度高，这种方法应用起来简单，从而能为水平井部署提供指导。附图说明[0049]在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：[0050]图1为本发明的一个实施例中的方法的流程图；[0051]图2为本发明的一个实施例中的油井产量与水平井段长度的关系；[0052]图3为本发明的一个实施例中的无因次净收益与水平井段长度的关系。[0053]在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。具体实施方式[0054]下面将结合附图对本发明作进一步说明。[0055]如图1所示，本发明提出了一种确定水平井的水平段最优长度的方法，水平井的水平段需要设置在待开采的油层中，该方法包括以下步骤：[0056]S10:根据待开采的油层的水平渗透率、垂向渗透率、油层各向异性比值、油层厚度、原油粘度、原油体积系数、水平段到油藏底水的距离以及水平井筒半径获得水平段单位长度的生产指数。[0057]当油藏类型为底水油藏时，采用以下算式计算水平段单位长度的生产指数Js:[0058][0059]在⑴式中，[0060]Kh为水平渗透率，单位为μπι2;[0061]Kv为垂向渗透率，单位为μπι2;[0062]h为油层厚度，单位为m;[0063]β为油层各向异性比值，为无量纲；[0064]μ为原油粘度，单位为mPa·s;[0065]B为原油体积系数，为无量纲；[0066]Zw为水平段到油藏底水的距离，单位为m;[0067]^为水平井筒半径，单位为m。[0068]当油藏类型为气顶底水油藏时，采用以下算式计算水平段单位长度的生产指数Js:[0069][0070]在⑵式中，[0071]Kh为水平渗透率，单位为μπι2;[0072]Kv为垂向渗透率，单位为μπι2;[0073]h为油层厚度，单位为m;[0074]β为油层各向异性比值，为无量纲；[0075]μ为原油粘度，单位为mPa·s;[0076]B为原油体积系数，为无量纲；[0077]Zw为水平段到油藏底水的距离，单位为m;[0078]〜为水平井筒半径，单位为m。[0079]气顶底水油藏与上述的底水油藏为两种不同类型的油藏类型。[0080]在本实施例中，水平渗透率Kh、垂向渗透率Kv、油层厚度h采用测井解释方法获得。原油体积系数B为地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱气后原油体积的比值。原油体积系数B受溶解气、热膨胀和压缩性的因素影响，可以通过溶解气油比、油层温度和油层压力予以度量。水平段到油藏底水的距离Zw由底水深度与水平井的水平段深度作差获得，底水深度和水平井的水平段深度可由在钻水平井的过程获得。水平井筒半径rw可以直接测量获得。原油粘度μ可以采用粘度计直接测得。[0081]油层各向异性比值β可以采用下列算式获得，[0082][0083]在⑶式中，[0084]Kh为水平渗透率，单位为μπι2;[0085]Kv为垂向渗透率，单位为μπι2。[0086]S20:根据水平段单位长度的生产指数、水平井筒直径、原油粘度、原油价格、井底生产压差、水平井进尺费用、水平井预期生产时间、银行贷款利率获得水平井的水平段最优长度。[0087]在本实施例中，采用以下算式计算水平井的水平段最优长度Upt单位为m，[0088][0089]在⑷式中，[0090]心为水平段单位长度的生产指数，单位为m3d·MPa·m;[0091]D为水平井筒直径，D=2rw，单位为m;[0092]μ为原油粘度，单位为mPa·s;[0093]Poii为原油价格，单位为美元桶；[0094]Λρ为井底生产压差，单位为MPa;[0095]Ch为水平段进尺费用，单位为美元m;[0096]t为水平井预期生产时间，单位为d;[0097]i为银行存款日利率，为无量纲。[0098]在本实施例中，水平井筒直径D可以直接测量获得。原油粘度μ可以采用粘度计直接测得。原油价格PoU可以根据北海布伦特Brent原油期货价格确定。井底生产压差Λρ为油藏地层压力与井底压力之差。水平井进尺费用CH，在钻井过程中获得。银行存款日利率i可以根据当前银行存款日利率计算。[0099]上述步骤中考虑油藏条件、井筒摩擦阻力和经济效益的影响，能快速、准确地确定取得最大净收益的水平段最优长度，从而为水平井部署提供指导。[0100]某底水油田部署水平井开发，井筒半径为0.1m，油层厚度h为30m，水平段到油藏底水的距离Zw为25m，水平渗透率Kh为12.9X1Γ3μπι2，垂直渗透率Kv为2.8X1Γ3μπι2，原油体积系数为1.19，井底生产压差为25.6MPa，原油粘度为4.5mPa·s。根据油藏和水平井参数，可计算出生产指数Js为〇.〇76mVd·MPa·m。[0101]假设该井井底流压为21.6MPa，可获得如图2所示的油井产量与水平井段长度的关系。在水平井段长度大于600m以后，随着水平井长度L的增加，水平井产量就增加很少了，再从经济的角度考虑，因钻完井费用随水平井长度L的增加而呈现较大幅度的增加，故水平井长度L不能太大，合理的水平井长度应在600〜IOOOm之间。[0102]在该实施例中，经济参数取值如下：[0103]原油价格Ρ〇η=50美元桶；导眼井费用0=2000000美元;水平段进尺费用6700美元m，利率=0。如图3所示，无因次净收益与水平井的水平段长度的关系，可以看出，在生产时间为3年时，在800m左右净现值最高，而采用算式4计算出水平段最优长度为801m。由此，采用这些步骤获得的水平段最优长度的精度高，并且应用起来也简单。[0104]应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的步骤。尤其是，只要不存在冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

权利要求：1.一种确定水平井的水平段最优长度的方法，包括以下步骤：S10:根据待开采的油层的水平渗透率、垂向渗透率、油层各向异性比值、油层厚度、原油粘度、原油体积系数、水平段到油藏底水的距离以及水平井筒半径获得水平段单位长度的生产指数；S20:根据水平段单位长度的生产指数、水平井筒直径、原油粘度、原油价格、井底生产压差、水平井进尺费用、水平井预期生产时间、银行贷款利率获得水平井的水平段最优长度。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当油藏类型为底水油藏时，在步骤SlO中采用以下算式计算所述生产指数Js:其中，Kh为水平渗透率；Kv为垂向渗透率；h为油层厚度；β为油层各向异性比值；μ为原油粘度；B为原油体积系数；Zw为水平段到油藏底水的距离；为水平井筒半径。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当油藏类型为气顶底水油藏时，在步骤SlO中采用以下算式计算所述生产指数Js:其中，Kh为水平渗透率；Kv为垂向渗透率；h为油层厚度；β为油层各向异性比值；μ为原油粘度；B为原油体积系数；Zw为水平段到油藏底水的距离；为水平井筒半径。4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，所述油层各向异性比值β采用以下算式计算，其中，Kh为水平渗透率；Kv为垂向渗透率。5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤S20中采用下列算式计算水平井的水平段最优长度Upt:其中，Js为水平段单位长度的生产指数；D为水平井筒直径；μ为原油粘度；Poil为原油价格；△Ρ为井底生产压差；Ch为水平段进尺费用；t为水平井预期生产时间；i为银行存款日利率。6.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，水平渗透率Kh、垂向渗透率Kv、油层厚度h采用测井解释方法获得。7.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，原油粘度μ采用粘度计直接测得。8.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，水平段到油藏底水的距离Zw为底水深度与水平井的水平段深度之差。9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，井底生产压差Ap为油藏地层压力与井底压力之差。

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