井网优化（井网完善程度）
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沁水盆地南部煤层气开发示范工程潘河先导性试验项目的进展和启示
叶建平 吴建光
（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）
作者简介：叶建平，男，1962年生，浙江宁海人，博士，教授级高级工程师。长期从事煤田地质与勘探、煤层气勘探开发生产和科研工作。现在中联煤层气有限责任公司，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011，E-mail：yejp01@163.com。
摘要 潘河项目是国家发展改革委员会正式批准设立的国家级煤层气开发示范工程。先期仅用了一年时间，完成了100口井的钻井和完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，并投入商业化生产。地面集输工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m3；供气站一座，日压缩80000m3；燃气发电站一座，日发电2175kW，输气管线总计约41km。自动传输系统和远程监控系统一套，以及相应的配套工程。初期排采生产结果显示，单井产气量高，单井套压高，产水量低。单井平均产气量达到2000m3/d，单井最高产量7434m3/d，产水量平均7m3/d。本区具有良好的煤层气生产能力。
潘河项目在地质和储层研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果。采用的空气钻井技术、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等属于国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河项目建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。潘河项目的成功建设和投产，使公司从煤层气勘探阶段步入开发阶段，也成为我国煤层气产业发展的一个标志性的里程碑。
关键词 煤层气 勘探开发 沁水盆地 潘河项目
Progress and Inspiration of Panhe Pilot Project of CBM Demonstration Engineering in South Qinshui Basin
Ye Jianping Wu Jianguang
（China United Coalbed Methane Corp.，Ltd.，Beijing 100011）
Abstract：Panhe pilot project is a State-level CBM demonstration engineering formally approved by National Development and Reform Commission.In the first phase，it only took one year to finish drilling and completion of 100 CBM wells，fracturing operations of 40 wells as well as construction of surface gathering engineering and to realize commercial production and gas sale.The surface gathering engineering includes gas flow system of single well，four sets of valve group，one gas gathering station with feeding capacity of 80000 cubic meters，one gas supply station with compression capacity of 80000 cubic meters，gas power station with daily output of 2175 kilowatt，CBM pipeline totaling 41 kilometers long，a set of automatic data transmission system and long-distance supervision and controlling system and other corresponding units.The production data from Panhe gas field shows that the CBM production of single well is high with high annulus pressure and low water production.At present time，the daily average CBMand water production of single well is respectively about 2000 and 7 cubic meters and peak CBMproduction reached 7434 cubic meters per day，which already suggested a promising CBMdevelopment potential in this area.
Panhe pilot project has obtained rich achievements in research of CBM geology and reservoir，engineering programming，optimization of well pattern，technology of drilling and completion，stimulation and production technologies，gathering and transportation technologies of CBM field，etc.，especially，air-drilling technology，stimulation technology of nitrogen foam，gathering technology of CBMfield and automatic data sampling technology are in the leading position in China due to the high creativity，which has formed the shining points of Panhe pilot project construction.Panhe pilot project will become a model of combining scientific research with production practice resulting from the combination of research work with engineering construction.The successful construction and start of commercial production of Panhe project will bring CBMexploration of CUCBMinto development stage and become a symbolic milestone in the history of development of China's CBM industry.
Keywords：CBM；exploration and development；Qinshui Basin；Panhe project；Demonstration project
前言
沁水盆地南部是我国迄今为止发现的最好的煤层气田。1997年，中联煤层气有限责任公司部署了本区第一批勘探钻井，第一口探井——TL-003井在1998年投入排采，获得7000m3/d单井产量，取得了我国煤层气勘探的突破。之后在其周围部署F Z 井组，到2002年形成15口井的生产试验井组，实现商业试生产。同时在沁南煤层气田获得432×108m3煤层气探明地质储量，为煤层气商业开发奠定了良好的基础。
2004年3月12日，公司领导换届后，新一届领导班子提出了明确的目标，要尽快实现煤层气商业化生产，确定在山西潘庄区块和陕西韩城区块部署煤层气先导性试验井组。同时，向国家发展和改革委员会申请设立“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”。国家发展改革委员会在2004年12月22日以发改办高技[2004]2395号文件正式批准设立该国家级煤层气开发示范工程。该示范项目计划分三期进行，第一期部署150 井，到2006年建成1×108m3年产能；第二期，再部署400口，达到4×108m3年生产能力；第三期再部署350口，累计达到900口井。三期完成后年生产能力达到7×108m3，从而初步建成沁水盆地煤层气生产基地。
《沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目》（以下简称潘河项目）的目的是通过煤层气先导性井网的开发试验，确定该地区的煤层气产能，为煤层气规模开发提供可靠的技术和经济依据，实现煤层气商业开发。
第一期工程分三个阶段完成，第一阶段部署施工40口井钻井、压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。第二阶段部署施工60口井，第三阶段钻井50口，压裂110口。
潘河项目第一期第一阶段从2004年11月8日正式开始钻井，到2005年7月，完成了100口井的钻井任务。到2005年10月底，完成了先期40口井的压裂工程，进入排采，同时完成地面建设工程。2005年11月1日第一阶段工程正式竣工投产，公司在潘河现场举行竣工剪彩仪式，宣布潘河先导性试验项目进入商业化试生产阶段，也标志着中国煤层气产业进入到一个新的发展阶段。
本文主要对潘河项目第一期第一阶段40口井的工程进行简要的技术总结，包括地质和储层特征、井网部署、钻井、压裂技术、排采生产、地面建设工程，交流经验，以飨读者。
1 地质和储层特征
潘河项目位于沁水盆地南部潘庄区块。本区地质构造简单，地层平缓，倾角5°～15°。次级背向斜发育，呈近南北向展布。区内发育郑庄背斜、潘河向斜、柿沟背斜。发现一条小断层，位于桐树庄南。
3煤是本项目的目的层。该煤层埋藏深度浅，266～544m，平均400m。厚度5.20～7.21m，平均6.20m。含夹矸1层，厚度0.40～1.20m。下距15煤84～88m。
3煤煤变质程度高，含气量高，气体质量好。3 煤属无烟煤，镜质组最大反射率3.59%～3.70%。含气量4.34～25.88m3/t，daf，平均12m3/t，daf。PH1-009 井测得3煤含气量23.43m3/t，daf，甲烷浓度98.0%，少量CO2、N2，分别为0.38%、1.62%。
3煤渗透率0.20～2.00mD，储层压力1.97MPa，储层压力梯度7.8kPa/m。储层温度18.8℃（250.8～257.2m）。
分析表明，本区在向斜部位煤层含气量相对较高，是煤层气相对富集区。含气量是控制本区单井产量的一个重要因素。生产产量统计结果，向斜部位单井产量相对较高。
2 井网部署和优化
利用数值模拟手段，进行了井网优化，结合枣园井组生产经验，本次采用五点式井网，按照300m×300m 井距进行部署，单井控制面积较小。实际井网方位确定为N60°E方向和N30°W，沿此方向进行布线、布井。
布井原则：主要从含气性、资源条件、地质条件，结合地形地貌特点，作为选区要素，选择含气量高、资源丰度高、勘探（控制）程度高、地形比较开阔平缓、适宜修路的地区和地点。
3 新技术的应用
3.1 完井
潘河项目煤层气井全部为垂直井井型。井身结构：一开井径 φ311.15mm，下φ244.5mm表层套管。二开井径φ215.9mm，下φ139.7mm技术套管。
目标煤层一层，即3煤。
3.2 钻井技术
潘河项目首次大规模采用空气钻井技术。空气钻井具有钻井效率高、成本低、对煤层污染小的优点，克服了丘陵地区设备搬迁困难等问题。
同时，还采用常规泥浆钻机施工。在煤层段清水钻进，保护储层。
3.3 增产改造技术
本项目主要采用水力携砂压裂技术进行煤储层的改造，同时，适时地将国家“十五”科技攻关成果“氮气泡沫压裂技术”进行工业试验，并在本项目获得成功，开创了煤层气增产改造新的高效的技术。
选择PH1、PH1-006两口井做试验井。目的是探索适宜的增产改造技术，改善地层的渗流条件，提高单井产能。在此之前，进行泡沫压裂夜配伍性研究，选用无固相伤害的表面活性剂压裂液体系，应用三维压裂设计软件进行裂缝计算与施工模拟，优选施工参数。
氮气泡沫压裂具有压裂液粘度高，携砂能力强，可有效降低压裂液在多裂缝发育的煤层中的滤失性，控制裂缝形态的发育；用液量少，对煤层污染较小，压裂后返排速度快，产气速度快。泡沫压裂井在排采1～2d即产气。试验结果，在地质情况基本相同的条件下，通过对周围井的产量对比分析发现，PH1、PH1-006两口氮气泡沫压裂井比活性水加砂压裂井平均日产气量提高3倍以上，气量稳定在较高水平上，增产效果非常显著。2口氮气泡沫压裂井平均日产气量2721m3。因此氮气泡沫压裂井产量明显好于常规压裂井。
3.4 探索适合本区储层和产层条件的煤层气排采技术
针对无烟煤储层和产层的特点，探索了一套适宜的煤层气井排采技术。在泵型选择、泵挂结构设计、地面单井流程方面提出一套工艺流程。制定合理的排采制度，处理好液面、套压、产量关系，控制一定的井底压力，保持合理的压差，控制煤粉流出和堵塞，控制压裂砂回吐。
3.5 煤层气田自动数据采集系统首次在煤层气生产管理中得到建设和应用
其功能包括：接收、显示并存储产气信号，监控生产情况；接收设备运行信号，监控设备运行状况；对供气站、集气站和各阀组实行远程监控。
通过自动控制系统和远程监控系统，实现各种生产数据、主要设备运行状况完整传输至控制中心，实现各种数据在电视墙的实时显示和自动保存，能够实现通过网络上传至公司，能够实现站场无入值守，能够实现紧急状况下控制中心的快速反应和及时处理。
4 煤层气田地面集输工程
煤层气田地面集输系统建设填补了我国在煤层气产业的空白。
主体工程包括：单井井场工艺流程和4套阀组；集气站一座，日增压处理80000m3；供气站一座，日压缩 80000m3；燃气发电站一座，日发电 2175 kW，输气管线总计约41km。
配套工程：10 kV送电线路6.5km和380 V 送电电缆约50km，信号传输光缆43.1km，自动传输系统和远程监控系统一套，彩钢房11栋（32间）及护坡和水工保护等。
5 商业化生产销售
到2005年年底，潘河项目共完成100口生产井的钻井，对其中40口井进行了压裂，有38口井进入排采。
排采生产结果显示，单井产气量较高，单井套压较高，产水量较低。排采井中，单井套压大部分在0.8～1.2MPa，单井平均产气量达到2000m3/d。单井最高产量7434m3/d。产水量平均7m3/d。从2005年7月陆续开始排采，到2006年5月底，累计产气1160×104m3。初期排采显示，本区具有良好的煤层气产能。
2006年，将继续完成50口井的钻探，以及60口井的压裂、排采工作。届时将达到1×108m3年产能。
6 结语
潘河先导性试验项目仅用了一年时间，完成了100口井的钻井、完井、40口井的压裂，完成了地面集输工程建设，开始商业化生产。同时在地质和储层分析研究、工程部署、井网优化、钻井完井技术、增产改造技术、排采技术、煤层气田集输技术等各方面取得了丰硕成果，在空气钻井、氮气泡沫压裂技术、煤层气田集输技术、数据自动采集系统等方面的技术是国内领先的技术，多项技术成果具有高度的创新性，成为潘河示范项目的建设过程中耀眼的光辉。它将科学研究和工程项目密切结合，成为科研与生产相结合的典范。
潘河示范工程项目的建设和成功的投产，使公司从煤层气勘探阶段步入煤层气开发阶段，也是我国煤层气产业发展的一个标志性里程碑，意义十分巨大。正是潘河示范工程的建设和生产的成果，激励并坚定了广大领导和工程技术人员对煤层气开发的信心和决心，推动和促进了我国煤层气开发产业化进程。
通过潘河先导性试验项目，在煤层气开发部署、开发工程技术、地面集输技术、排采生产技术、销售和项目管理等方面，取得了显著的成果，达到了国家示范工程的目的，为我国煤层气开发提供了良好的示范作用。同时，也为我国煤层气产业的发展起到了带动作用。
潘河先导性试验项目第一期第一阶段的上马、建设和顺利完成，凝聚了公司新一届领导的魄力和心血、凝聚了公司各个部门的通力协作和支持。同时，广大协作单位的领导、技术人员、作业施工人员也为本项目的建设和完成做出了不可磨灭的贡献。正是由于公司上下的高度团结、鼎力支持，以及施工单位的通力合作，成就了潘河先导性试验项目。
参考文献
[1]中国石油天然气集团公司钻井承包商协会编.2004.钻井承包商协会论文集[2004].北京：石油工业出版杜
[2]The University of Alabama.2001.The 2001 International Coalbed Methane Symposiam
谁知道井网规则因子的定义
回答人的补充 2009-07-27 22:00 水平井五点法矩形井网的产能计算及其优化赵春森 翟云芳 曹乐陶 冯长山 王文明 【摘要】：利用保角变换、镜像反映和势叠加原理等渗流理论 ,对水平井与直井联合布井的五点法矩形井网进行了理论研究 .推导出了矩形井网条件下水平井的产能公式 ,并给出了水平井长度与最优井网形状的无因次关系 .计算结果表明 :井网面积、油层厚度对井网最优形状因子的影响很小 ;随着水平井无因次长度的增加 ,最优形状因子也增加 ,即井网偏离正方形的程度越大 ;油层厚度越大 ,水平井无因次产量越小 .研究结果可用于现场开发方案的设计及产能预测 . 【作者单位】： 大庆石油学院石油工程系!黑龙江安达151400 大庆石油学院石油工程系!黑龙江安达151400 大庆石油学院石油工程系!黑龙江安达151400 大庆油田有限责任公司第四采油厂!黑龙江大庆153614 大庆油田有限责任公司榆树林公司!黑龙江肇东151100 【关键词】： 水平井 直井 五点法矩形井网 产能计算 井网优化 【基金】：中国石油天然气集团公司油气田开发导向技术项目! ( 9812 2 0 2 ) 【分类号】：TE3 【DOI】：CNKI:SUN:DQSY.0.2000-03-007 【正文快照】： 0 引言随着水平井钻井技术的发展及钻井成本的大幅度降低 ,水平井与直井联合布井方式越来越受到人们的重视 ,并已应用到油田的实际生产过程中 .但在设计油田开发方案和油藏工程计算时 ,常常会遇到井网的选择与优化问题 ,而目前这一领域的理论研究还很少 ,并且均局限在规则的
总体开发方案（ODP）
一、及时开展现场工程项目调查与评价，为钻完井和海上工程设计提供设计依据
在可行性研究阶段提出了通过优化的油气田开发可行性方案，这个方案构成了ODP的基本框架，在总体开发方案研究阶段一般不会变，实际上也不允许有大变化。比如生产平台数量和位置、油气集输方式、建成的生产规模等。因为有些与此有关的工程项目需要在ODP立项后及时开展，而这些项目将要发生相当的费用。
（一）环境影响评价报告
环评报告是海洋油气田总体开发方案向国家申报时的必备文件。报告由经国家环保局认证的具有环境影响评价证书的部门撰写，其目的旨在查明油田海区的环境质量现状；预测油田开发各阶段所产生的废弃物对海洋环境的影响；分析发生事故性溢油的可能性及对海洋环境的可能影响；分析减缓不利影响措施的有效性和可行性，以便从环境保护角度论证开发项目的可行性，为油气田各开发阶段的环境保护和管理提供依据。这是一项专业性甚强而且工程量很大的工作，需要委托海洋系统知名单位承担。
通常评价范围限于海上结构物周围和海管周围几公里，需要发生近百万元的费用，周期要几个月。为了不影响ODP进度，有时这项工作在可行性研究阶段就已经开始，因此方案的框架是不容改变的。
（二）平台场址及海底管道路由的工程地质勘察
海上油气田ODP立项后，必须对平台场址、海底管道进行工程地质和工程物探调查。其目的是查明作业海区内海底地形、地貌形态，探明中浅地层结构、构造及潜在的各种灾难性地质现象，为桩基平台和海底管道路由提供工程设计、海管铺设、平台安装所需要的土质参数和设计资料。对于平台需要提供以平台为中心500～800m半径范围内与海上工程施工与平台安装有关的地质条件；对于路由区主要对海管中心线300～500m的条带状范围的水深、地貌及0～25m深度内的地层特征加以解释和分析。另外还要对作业海区内的环境参数进行调查。这项工作由于工程量大、周期长，因此费用较高。根据调查后得到的信息，除非万不得已不会对方案进行改变。
（三）海管登陆点与油气集输终端场址的工程地质勘察
半海半陆式的集输方式选择的登陆点和陆上终端，一般是在港口或有利于建设码头的区域，通过登陆点和终端场地的地形地貌、构造、场地地层、水文地质状况勘查，对工程地质做出评价，为陆上终端提供必要的设计参数。因为这项工作也要有一定的野外作业量，因此在立项后应立即进行。
二、专业紧密衔接与配合，提高总体开发方案的质量
油气田总体开发方案描述了油气资源从地下到地面直到形成商品的完整过程，各个专业之间的关系是很紧密的，在项目运行中不仅要考虑本专业的技术和经济问题，也要全面考虑与其他专业相互沟通，及时调整思路和方案，只有这样才能全面提高ODP质量。
a．选定的油气藏方案向钻完井和海上工程提供有关的设计参数，如井数、井位、层位、开采方式、建设规模、预测的生产指标、投产程序、开采过程中的调整等，给出开发方案的风险分析，提出实施要求。
b．钻完井及采油工艺以油藏方案为基础，充分考虑油藏对钻完井的实施要求，以采用先进技术和节省为准则优化钻井设计、选择完井方式、确定生产方式、计算生产井井口参数以及采用机械采油和人工注水的用电量、选择修井机类型等。向海上工程提供设计参数，并作出钻完井费用估算，提供给经济专业。
c．海上工程的概念设计主要是确认设计依据和基础资料，工艺系统（中心平台和井口平台）流程设计及物热平衡计算，公用系统（海水系统、淡水系统、发电机电力系统、消防救生系统、燃料系统、排放系统、通信系统、仪表控制及火灾探测系统等）流程设计及设施选型计算，海管工艺计算及结构设计，导管架、组块、生活模块、单点等海上工程结构设计，浮式生产储油装置主要尺度性能论证，单点形式论证及选择，陆地终端的初步设计并作出投资估算，提供给经济专业。
d．生产作业安排确定海上平台及陆上终端生产组织机构和人数，提供给工程设计，确定住房规模，描述各岗位工作职责，提出操作要点和安全管理要点等。
e．安全分析的主要内容是审查项目使用的各种规范是否具有权威性，对生产设施可能造成危害的因素、后果及对策进行研究，对生产设施生存条件及作业条件进行分析，提出安全保护系统、消防救生系统和救护医疗设施设置并予以说明（提供给工程设计人员进行平台布置），安全设施对人员的技术要求，最终要提出存在的问题和建议等。
f．项目设计必须遵循国家对海洋石油勘探开发的海洋环境保护法规、标准。ODP中的海洋环境保护主要描述污染源和主要污染物（钻井阶段、海底管线铺设阶段、平台就位/安装/调试阶段、生产阶段），对环境污染进行风险分析（溢油或溢气），并提出防范措施，提出控制与治理污染的初步方案，作出环境保护的投资估算，提供给经济评价。
g．经济评价主要审查和汇总各个专业提供的投资估算，清查有无漏项、重复或预算过高；确定开发期间的年度操作费；对于可形成商品部分的油气预测价格变化；研究货币比价和利率；研究勘探费用的分配和开发费用的回收方式等与经济评价有关的内容。根据逐年开发指标和操作费找出盈亏平衡点，确定经济开采年限和油气田的经济采收率，计算投资回收期和投资回报率，通过各种重要参数的敏感性分析研究方案的抗风险能力。
h．最后要编制出开发工程进度计划表。包括从基本设计开始直到平台投产各个实施阶段衔接的时间安排，包括海上设施（平台、管线、平台上部设施）的采办、建造、安装、调试及钻井、完井、平台投产等。定出关键的时间点，以保证油气田的准时投产。
三、进行方案全方位优化，降低开发投资
相对于项目实施阶段的投资预算和决算而言，ODP编制阶段对投资的预测称为估算。由于在总公司内部方案一旦经审查通过并决定实施，此ODP就有“法律”效应，在实施过程中方案不容随意修改，投资不容突破，所以技术上要考虑全面，投资估算要有相当的准确度，既不要由于投资估计过高而减低了项目的经济性，甚至使本来有效益的项目无法启动，也不能由于投资估计太低而使项目启动后无法操作。想方设法降低投资估算是油气田开发取得较高回报率的基础，因此每一个专业在自己的研究领域内不仅要考虑技术先进性、可行性和实用性，更重要的要考虑经济性。经验告诉我们，只有在每一环节都注意到节省投资，才能使整个项目获得最好的经济效益，因此在研究ODP时各个专业都必须不断进行技术和经济之间的平衡，反复优化方案。
（一）油藏方案
油藏方案是油气田开发的基础，在海上一个好的油藏方案，首先应当是地下资源尽量多采出，其次就是要为节省投资创造条件。海上油藏方案历来着重研究如何在较少井数情况下获得高产。井数少可使钻井投资少、平台结构规模小、采油设施装备少，使工程建设投资减少；油气田投产后操作费少；追求初期产量高可以提高投资回收率，缩短投资回收期，有效缩短开发年限。因此海上油气田开发的油藏方案应突破一些传统的观念。
1．立足于少井高产
海上已投产的油气田生产井井网密度都很小，单井控制储量都很大，已投产和正在建设的5个重质油油田平均每平方公里只有3.46口生产井（包括注水井），单井控制储量平均127.5×104t;23个轻质油油田统计井网密度只有1.35口/km2，单井控制储量平均146×104t;5个气田统计井网密度0.122口/km2、单井控制储量平均为43.8×108m3。
在如此的井网密度下设计的采油速度和实际的油田高峰年产量都远远大于陆上同类油气田。统计已投产和待投产的重质油油田平均采油速度2.09%，轻质油田采油速度平均6.12%，最高的达到13%以上。大气田的采气速度也很高，南海西部崖城13-1气田采气速度高达6%以上。少井高产的实现，除了得天独厚的地质条件外，重要的是对油气田开发某些问题观念的转变。
少井高速度是海上油气田的开发原则。对于采油速度与稳产期关系的理解也是在开发实践中不断改变着人们的认识的。南海东部20世纪90年代初期投产的几个高速开采油田，实际的采油速度都比方案设计的高。实践证明，高速开采并没有降低原油采收率，而使开发年限缩短、投资尽早回收，从而获得非常好的经济效益。到90年代中期，投产的油气田从编制开发方案开始，就将少井高产作为海上油气田的开发原则，基本改变了过去油气田开发始终追求“长期稳产高产”的开发方针。
2．一套井网开采多套油层，减少生产井数
多油层油田开发历来的做法是，针对储层的非均质性，采用多套井网细分开发层系。这当然是解决层间矛盾最好和最有效的办法，但另一方面势必要增加很多井数。海上油田基本上是采用一套井网开采多套油层，在开发程序和采油工艺上，想办法减缓由于一套井网带来的采收率损失。位于南海东部的惠州26-1油田用一套井网、20口开发井，分3个阶段（单层开采、分层系开采和跨层系混采阶段），利用补孔技术实现了含油井段长635m、9套储层的分采。经9年开采，采出程度为35.2%，其中主力层高达40%以上。位于渤海的绥中36-1重质油油田，也是用一套350m井距的反九点井网，合采了含油井段长达400m包括14油层组的两大套储层物性和流体特性均有较大差别的油藏。由于储层岩性疏松无法分阶段补孔，采用分3段防砂、每段之间用滑套控制，实现分3段开采，生产试验区7年采出程度达到102%。
油气田开发过程中的调整是改善开发效果不可缺少的重要手段。海上油气田在开发过程中由于条件所限不允许大批量补充钻井，原因之一是平台不能为调整井的钻井、投产预留出足够的空间，包括足够的井槽和扩容设备的安装场地，平台结构不能承受由于井数的增加带来的载荷太大增加；其二是钻井困难，因为调整井井位位于初期井网的生产井之间，而海上油气田钻井轨迹设计必须与初期井网同时进行，尽管如此，在实施调整井钻井作业时钻头在丛式井中间安全穿行也是相当困难的，钻井费用也会大大增加。因此，海上油气田要做到经济有效地开发，必须立足于一次井网。立足于一次井网不等于开发过程中不做任何调整。随着钻井和采油技术的不断发展，海上油气田的开发调整措施以在原井眼进行为主，主要是利用无价值生产井侧钻或平台上的预留井槽钻个别补充井。海上油气田非常重视一次井网的部署，基本思路是，在保证主力油层储量得到充分动用的前提下，尽量照顾非主力油层的开发，对于一次井网不好控制的地区和储层，要考虑为将来使用的措施创造条件。对于产量低的低效井，在井网优化过程中坚决去掉。厚度薄、储量丰度小的地区，一次井网不布井。
例如，渤海的重质油油田绥中36-1、锦州9-3、秦皇岛32-6等储量比较大的油田，在油田边部油层厚度小于15m的地区都没有布井，准备后期利用边部井向外侧钻水平井或大角度斜井增加动用储量。南海东部的惠州26-1油田共有独立的9套储层，开发方案设计15口采油井和5口注水井，初期动用5套主力储层，储量占74%。1991～1992年陆续投产，通过生产认识到油藏水驱能量充足，不需要注水，20口井全部为生产井。油田最高采油速度6%,5%以上的采油速度维持了将近4年。1996年油田含水上升到大约60%，利用高含水的老井眼侧钻了5口水平井，配合补孔进行开发层系的调整，在没有增加井口的情况下，使动用储量达到了100%，有效地改善了开发效果，采油速度始终稳定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度达到39.48%、综合含水74.2%。
3．人工举升增大生产压差，提高采油速度
对于有自喷能力的井，过去的做法是尽量保持自喷。而海上油田开发采用机械采油，不仅仅是因为油井停喷，一个非常重要的原因是为了增大生产压差达到提高单井产量的目的。南海惠州油田群产能高、边水和底水的能量充足，但在制定开发方案时，为了达到单井高产，还是设计了气举采油（实施时为自喷、气举、泵抽并举），开发初期平均单井产油量达到300～400t/d。渤海的绥中36-1、锦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自喷能力，为了达到较高的采油速度，开发方案都设计为机械采油。
4．充分合理利用天然能量，节省投资
海上油田开发考虑尽量不使天然能量浪费掉。例如惠州油田群除利用边水、底水能量驱油外，还利用位于油藏上部的气藏作为气源进行气举采油；绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田，利用位于东营组油藏上部的馆陶组水藏作为注水水源进行人工注水；平台产出的溶解气用于发电和其他平台自用；多余的产出气通过经济评价，有条件的可以作为商品销售（渤海歧口18-1油田群产出溶解气向天津市供应）。
5．油田的联合群体开发
油田联合群体开发使不能单独启动的小型油田创造了非常好的经济效益。在评价阶段，特别注意被评价油气田周围的小构造，可以建议优先勘探，或在开发过程中兼探，一旦有所发现，它们可以作为群体共用一套生产设施，将大大改善这些油气田的经济效益。比如惠州21-1油田，编制开发方案时按可采储量所做的经济评价结果属于边际油田，当时为了使其经济可行，除采用了高速开采、生产井合采的措施外，还将生产设施放置于油轮上以减少平台的体积与重量，就是这一点为联合开发创造了条件。在惠州21-1油田投入开发之后，在其周边又发现了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，其中除惠州26-1外均无单独开采价值，但由于有惠州21-1现存的生产油轮、公用系统生产装置和管线等，使这些油田在投入非常少的情况下很快投入开发并很快收回投资。
（二）钻井、完井、采油工艺
钻完井和采油工艺设计是总体开发方案的第二项重要内容，也是估算投资的开始。海上油气田一般钻完井及采油工艺费用要占总投资的1/3～1/2，因此要在尽量满足油藏要求的前提下，千方百计地降低钻完井成本，促进设备器材国产化。降低成本有两个含义：一是降低初期的一次投资；另外还要考虑投产后的二次或多次投资，即考虑工程质量和设备寿命，因为海上油气田修井的费用要比陆地高得多。
钻井方面由于全部为定向井或水平井，因此设计上要优化钻井轨迹、优化井身结构，以节省管材和减少钻井难度，为优质快速创造条件。
完井方面主要是对需要特殊完井工艺的油气井进行专项研究，特殊完井工艺比正常的套管射孔完井技术上要复杂、费用上要增加，专项研究的目的是确定特殊完井工艺的必要性。由于海上油气井完井的任何措施必须在投产前全部完成，没有办法投产后补救，所以这种专项研究尤为重要。比如东方1-1气田，气体组分中含有CO2，编制ODP时对生产气井的防腐问题进行了专门研究，通过多种井下防腐方法对比研究，认为采用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根据NACE（美国全国防腐工程师协会）制定的标准和日本 NKK公司的研究结果，确定6口井井下装置和流道部分采用Cr13合金钢，其余井采用1Y80材质，这样不同井不同对待比全部采用Cr13要节省很多费用。该气田气井测试时没有明显的出砂现象，但从岩石结构上看，在高速开采条件下可能出砂，为此进行了出砂预测研究，并请美国 AR-CO公司和英国EPS公司做了气井的出砂预测。结果表明，水平井下割缝管完井出砂的临界生产压差大约是常规井套管射孔的2倍，生产过程中生产井设计的生产压差远远小于临界压差，因此水平井产层部分采用裸眼加割缝管及盲管完井，有一定的防砂功能，这样使完井费节省了几百万美元。
采油工艺设计方面，既要考虑设备长期的实用性，也要考虑设备的寿命，因为采油是一个漫长的过程，即便在海上也要15～20年，所以要选择性能好、已经成熟的工艺技术，虽然一次投资较大，但后期投资小且能降低操作费，费用多些也不为过。
（三）海上工程概念设计
海上工程概念设计是开发项目中主要的投资对象，一个大项目的工程投资要占总投资的1/2～2/3，由于内容多、涉及的专业多，所以必须本着少花钱多办事和办好事的原则来优化每一项设计。要点是定准设计基础，选好设计参数，正确理解和使用规范，优化设计、减少设施，简化流程、优化布置，推进设备国产化。平台、FPSO和海管是海上油气田开发的3大主体工程，影响它们结构设计基础的首先是所处海域的环境条件，而环境条件是会随时间变化的，有一定的规律性也有一定的偶然性。如海况中的海流、波浪，气象中的风速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重现期，我们要从这些大量统计数据分析中，选好合适的设计参数，这对结构设计是很重要的。海上油气田通过多年开发实践认识到，像平台、海管这样的永久性装置，只要在生产期限内满足生产要求并保证安全就可以了，因此根据所处海域实际情况合理慎重选用设计参数，可以大量节省投资。当外界自然条件对这些永久性装置的定量影响确定之后，余下的就是根据油气田开发本身的参数来进一步优化结构设计了。概念设计要执行国家和中国海油企业有关的法律、法规，以及结构、机械设施、电气、仪表、消防、通讯等的国际标准、国家标准和企业标准。特别是环保和安全要严格按照国家的法律与法规执行，因为概念设计是基本设计的基础，项目的基本设计要通过国际或国内知名船级社的审核，油气田投产前要通过国家环保局和国家安全办公室审查，如果没有达到标准将需要进行整改，以致油气田无法按时投产，这将会在经济上造成不必要的损失。
在概念设计阶段除永久性结构物设计外，降低投资的途径主要是优化平台设施，包括集输方式的优化、总系统工程优化、公用系统优化、平台设施平面布置优化、工艺流程优化等。比如绥中36-1油田二期工程，在概念设计时对集输方式是采用全海式还是半海半陆式进行了反复优化。全海式对于绥中36-1油田，我们有试验区近5年开发的成功经验，半海半陆式对于离岸不算太远、储量规模几亿吨的大型重质油油田来说是有许多好处，但要涉及许多过去没有碰到的问题，像登陆点问题、终端问题、征地问题、码头改造问题、重质油的长输管线问题、近海岸线的排污问题以及与地方行政的关系等都必须重新研究。为此组织力量对多个问题同时开展研究，在确认了技术上可行之后，硬是在总体投资上做到与全海式大致相当，但从长远利益考虑节省了海上部分的操作费，总体经济效益要好于全海式。目前该油田已按半海半陆的集输方式于2000年底顺利投产。
海上油气田总体开发方案研究是一项系统工程，涉及多个专业、多个工种、多项高新技术，过程中需要多次平衡优化，目的是达到油气田的高效和高速开发。
井网优化设计技术
大量研究表明，特低渗透储层由于流体与岩石表面作用进一步加大，渗流往往出现非达西特征，即存在启动压力梯度。以往的基于达西渗流理论和条件的计算公式及相应的应用软件，已满足不了特低渗透储层油藏工程计算的需要。因此，开展了非达西渗流井网优化设计相关理论研究，提高油藏工程计算结果的可靠性和效率，为低渗透油田的有效开发提供有力的技术支持。从非达西渗流的基本公式出发，运用流管积分方法分别推导出了一套面积井网和矩形井网条件下的非达西渗流的产量计算模型，提出了一套适合于特低渗透油藏的简单实用的油藏工程计算方法。以此为基础进行了州201试验区的井网优化设计，研究了非达西油藏数值模拟方法，研制了配套软件。
1.非达西渗流理论研究
(1)应用单元分析法及流线积分法，建立了非达西渗流面积井网产量模型———ND-Ⅰ法
以往的研究都是应用势叠加原理得到达西渗流产量计算公式，考虑非达西渗流后则难以实现。因此，从非达西渗流基本公式出发，结合油藏注水开发系统，应用面积井网流线积分方法，即将井网控制单元内的面积划为一系列的曲流管进行积分。如将五点法井网控制面积分为如图6-4所示的计算单元，对于油井，受到4口注水井作用，同样，1口注水井给4口油井供水。取阴影部分作为计算单元，该计算单元可近似为一等腰直角三角形，则油水井分别受到8个计算单元的作用，流线积分得到每个计算单元的产量为q，则油井产量:Qo=8q;注水井注入量:Qw=8q。
图6-4 五点法井网油水井及计算单元示意
按此思路，考虑油田上常用的五点法、四点法和反九点法平面注采分布特点，建立了3种面积井网条件下的基于非达西渗流的产量计算通式(简称为ND-Ⅰ法)，使复杂问题得到了简单化。
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式中:k为渗透率，10-3μm2;h为油层厚度，m;μ为黏度，mPa·s;rw为井半径，m;ph为井筒内压力，mPa;pf为井底压力，mPa;m为生产井数与注水井数之比;l为油水井距，m。
五点井网：
四点井网:
反九点井网边井:
角井:
水井:
(2)建立了非达西渗流矩形井网产量模型———ND-Ⅱ法
在面积井网流线积分法的基础上，将矩形井网的控制面积划分为不同的计算单元(图6-5)，利用矩形井网流线积分方法对不同的单元积分计算，即可得到整个子单元的产量计算表达式:
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(3)提出启动系数概念，定量描述水驱动用程度
由于启动压力梯度存在着一个随井距和压差而变化的动用面积，即在一定注采压差及井距条件下并不是整个注采单元都能启动。为此，提出了启动系数的概念，并研究了计算方法，定量描述特定井网及注采压差时储层的动用程度。
以五点法渗流单元为例，在单元ACB中，ADB线即为所能启动的最长流线，区域ADB即为可启动的区域，其面积与区域ACB面积的比值为在此注采压差及井距条件下的启动系数(图6-6):
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通过分析可以得出，对于面积井网缩小井距或增大注采压差，可以大幅度提高启动系数，从而提高储量动用程度，增加单井产量。
图6-5 矩形井网油水井及计算单元示意图
图6-6 启动系数示意图
(4)计算实例
假设地层渗透率为1×10-3μm2，地层原油黏度为4mPa·s，有效厚度为8m，应用ND-Ⅱ法计算得到不同井网形式下的产量及启动系数(表6-7)。同时，计算了裂缝长度对产量的影响(图6-7)，得出了如下认识:
表6-7 面积井网与矩形井网开发效果计算结果对比
图6-7 日产量与油水井裂缝长度关系
一是矩形井网开发效果明显好于面积井网;二是井网设计应与压裂相结合，形成真正意义上的开发压裂，压裂不单是一种增产措施，更是一种改变渗流场的开发手段;三是油水井应同时压裂，裂缝要有一定的长度，对于扶杨油层压裂裂缝为垂直缝，还要控制缝高，尽量避免压穿上下隔层。
2.井网优化设计方法
(1)合理井网形式
对于特低渗透油藏，合理的井网形式主要取决于裂缝组系与方位。井排方向和井距主要取决于裂缝及现地应力场造成的渗流各向异性，并与裂缝、基质的渗透率比值有关。从特低渗透油藏的地质特征看，用不等距井网开发是一种必然趋势。朝阳沟油田朝503区块油藏数值模拟研究结果表明，矩形线状注水方式开发效果最好。各种井网优劣次序为:矩形线状注水井网、七点法、正方形井网五点法、正方形井网反九点法。采用矩形井网开发可拉大井距，缩小排距，降低启动压力梯度，建立有效驱动体系，是特低渗透油藏有效的开发井网形式。
(2)井排方向优化
井排方向与裂缝方向夹角的确定按以下方法进行:
设x轴为裂缝方向，则某一方向渗透率与主渗透率之间有如下关系:
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与裂缝主方向成α角方向的渗流速度可描述为:
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式中:kx、ky分别为渗透率张量的两个主值，10-3μm2;kθ为任意方向的渗透率，10-3μm2;α为与kx方向的夹角(°)。
根据Buckley-Leverett方程，得到注入水突破时间:
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式中:fw为含水率，%;sw为含水饱和度，%。
由上式可以定义相对突破时间，并令 ，有:
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井排方向优选的实质就是确定θ角，使各方向驱替更为均匀，尽量使不同方向油井见水时间一致，这可写成如下优化数学模型:
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其中:
运用上述模型计算表明，如果kxky，即在裂缝渗透率远大于基质的情况下，或m较大的情况下应该沿裂缝方向布置注水井排。
运用上述优化模型，可以计算出不同m值下的最佳井排与裂缝方向间夹角(表6-8)。可以看出，油藏非均质性越严重，要求井排方向与裂缝方位夹角越小，在裂缝与基质渗透率比值大于10以后，井排与裂缝间夹角较小，而实际上对低渗透油藏而言，裂缝与基质渗透率比值一般较大。再考虑到注水后裂缝可能进一步开启及矿场上裂缝发育方向难以精确确定这一情况，可以按照裂缝方向布井。
表6-8 不同裂缝与基质渗透率比值条件下井排与裂缝间夹角计算结果
(3)井网优化
为确定州201区块扶杨油层合理井网，参照先导试验区开发状况，设计排距不应大于150m。同时考虑经济井网密度及储层砂体宽度，设计井距300～400m、排距150～80m的10套矩形井网。应用“基于流线的低渗透储层面积注水方式下非达西渗流计算公式”，计算了不同矩形井网的单井产量(表6-9)。可见，300m×60m井网产量最高，其次是360m×80m和400m×80m井网。
表6-9 不同井网预计开发效果对比
续表
在上述井网优化设计研究的基础上，采用300m×60m、360m×80m和400m×80m共3种井网部署试验井53口，其中水平井3口(表6-10)。井排方向为主地应力方向(东西向)。
表6-10 州201试验区井位部署结果
3.非达西油藏数值模拟方法及软件研制
(1)非达西油藏微分方程
非达西渗流数值模拟法是针对特低渗透油藏的地质特点，在传统达西渗流微分方程的基础上，考虑非达西渗流启动压力梯度和岩石渗透率应力敏感性，修正相应的渗流数学模型，使油水运动规律更加符合低渗透油层的注水开发特点。
达西渗流油相、水相微分方程分别为:
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在达西微分方程的基础上，考虑岩石渗透率应力敏感性及启动压力梯度可得如下偏微分方程。
油相微分方程:
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水相微分方程:
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μa为油、水视黏度通式;β为启动压力梯;ΔΦ为势梯度。
(2)非达西油藏数值模拟软件研制
根据建立的油、水三维两相渗流数学模型，利用有限差分方法建立了油、水三维两相数值模型及参数处理方法，采用FORTRAN语言和流行的数据卡片方式、时间步长自动缩放等技术，研制了特低渗透油田注水开发数值模拟研究软件(OFIW-SIM)。它是一个能在微机上运行的油藏数值模拟软件，既可用于整个油藏的模拟计算，又可用于井组的动态分析计算。该软件具有以下特点:
一是可描述油藏内的流体具有非达西流体渗流特征;二是参数准备卡片化，数据输入全部采用卡片形式，可作任意调整修改，使用灵活方便;三是求解方法多样化，差分方程组的求解配有线松弛法、压缩存储法、分数步长算法供用户选择;四是井工作制度多样性，该软件具有定井底压力和定井口产量生产两种工作制度;五是卡片管理方便，参数调整、方法选择、精度控制、生产方式选择、输出结果选择控制等全部在卡片中实现，无需变动原程序。
应用“油、水三维两相数值模拟软件(OFIW-SIM)”对州201试验区进行了数值模拟研究。预测试验区到2017年末累积产油9.77×104t，采出程度14.9%，综合含水86.8%。含水98%时的最终采收率为27%。
结论及建议
1)通过3年多的试验攻关，深化了大庆外围扶杨油层油藏地质认识:储层微观上以原生孔隙为主，喉道窄，岩石颗粒以河道沉积方向即南北向排列为主，层间非均质性较弱，但层内非均质性较强。沉积砂体以曲流河侧积砂为主，河道砂体越薄曲流带越宽，河道越弯侧积体越宽，河道砂体越厚曲流带越窄，河道越直砂体越窄，河道切割越深砂体越厚，河道含砂率越高砂体越窄。上述认识为储层预测和改造提供了扎实的地质理论基础。
2)薄互储层地震综合预测技术是确保钻井成功率的关键。采取叠前分频去噪和高频速度分析处理技术，有效提高了地震资料的信噪比和分辨率。利用地震属性分析和反演技术进行储层综合预测，在钻井过程中，随钻跟踪研究，储层综合预测符合率85.4%，钻井成功率100%。
3)基于非达西渗流理论的井网优化设计方法，为特低渗透扶杨油层井网优化部署指明了方向，缩小排距有效降低了启动压力的影响，大幅度提高了启动系数，使注采完善的中心井见到明显注水效果。
4)以矩形井网为基础的大型整体压裂技术的研发和应用，是特低渗透扶杨油层有效动用的必要手段。攻关研究了区域应力场计算及动用层优选技术、裂缝参数优化技术、低伤害压裂液技术和配套工艺技术，使州201试验区3种井网均建立了有效驱动体系，形成了较为配套完善的矩形井网大型整体压裂开发技术。
5)高注采比注水是扶杨油层取得较好开发效果的前提。扶杨油层具有退汞效率低、砂岩吸水及无效注水等特点，矿场试验表明，采取高注采比注水保持了地层压力、提高了开发效果。
6)水平井与直井联合布井是实现扶杨油层高效开发的有效途径。水平井初期和2008年6月的产量是直井的2.4～4.0倍，注水受效特征明显，产量和地层压力保持水平均较高，相同时间内的采油速度和采出程度是直井的3倍以上。
7)严密的组织与管理是外围特低渗透油田有效动用的有力保障。油田公司主要领导高度重视是项目取得成功的关键;多层面研发和引进新技术、新工艺是现场试验取得成功的有效手段;大庆精神、铁人精神以及科技人员的高度责任感和使命感，是破解扶杨油层有效动用难题的动力源泉。
8)特低渗透扶杨油层的有效开发是一个难度很大的系统工程，主要存在检泵周期短、边井注水受效差等问题，在今后的推广过程中，要进一步完善配套技术，提高开发水平。
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