低渗油藏开发中确定井距的方法
低渗透油藏合理井距的确定方法
低渗透油藏合理井距的确定方法
1.渗透率法：该方法是根据油藏的渗透率进行计算。
根据渗透率和井
底压力，可以计算出有效井距。
有效井距应该保证储层能够有效被利用，
即根据地质条件和储层性质确定最优的有效井距。
2.井间干扰法：该方法是通过实际井网动态监测和分析，确定合理的
井距。
通过对存在的井网进行动态监测和干扰分析，可以判断不同井距下
的井间干扰情况，从而确定合理的井距。
3.水驱试井法：该方法是通过进行水驱试井，确定合理的井距。
通过
在水驱试井区进行不同井距下的试采，观察试采效果，评估油藏的水驱过程，进而判断合理的井距。
4.数值模拟法：该方法是通过建立数学模型，模拟油藏开发过程，确
定合理的井距。
通过建立数学模型，可以模拟不同井间距离下的生产情况，评估油藏开发效果，从而确定合理的井距。
5.试井法：该方法是通过进行试井，确定合理的井距。
试井是指在已
有的井网中选择一部分井进行试井，通过观察试井的结果，可以判断不同
井距下的采收率和产能，从而确定合理的井距。
总的来说，确定低渗透油藏合理井距的方法有很多种，可以根据具体
的情况选择适合的方法进行确定。
综合应用不同的方法，可以更准确地确
定低渗透油藏的合理井距，提高油田开发的效益和经济效益。
低孔低渗油藏合理井距确定方法与优化调整
79油田位于坳陷南部储层砂体属于辫状河道沉积，平均有效孔隙度为10.8 %，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。
启动压力梯度大，油井技术极限井距小是影响油田区的致密砂岩油藏储量提高的重要阻碍，这使得储层压裂改造亟不可待。
储层普遍发育裂缝，天然裂缝、压裂人工缝的综合作用，使得确定油井井距的工作变得愈加困难。
本文首先是通过实验测定启动压力梯度，接着得出了启动压力梯度与渗透率的关系，在此基础上本文进一步确定了储层油井技术极限井距。
本文认为，为更有效更准确地确定油井的井距，在工作中应该测量储层裂缝发育程度。
一、启动压力梯度1.实验方法低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数。
n K αλ= （1）式中：λ一启动压力梯度，MPa/m；K一地层平均渗透率，mD；α、n—回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。
2.数据处理对11块储层岩心进行室内单相流体渗流实验。
实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。
通过对实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线，和回归关系式为：383.0050.0−=K λ （2）由资料分析可知，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。
岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。
二、技术极限井距在一定技术极限条件下，油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。
常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2倍看作为技术极限井距。
技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：d r d P d r d P w2l n ⋅∆= （3）式中：ΔP—生产压差，MPa；d一技术极限生产（泄油）半径，m；rw一井筒半径，m。
若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（2）（3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：383.0050.02l n −=⋅∆K d r d P w（4）油田储层平均渗透率为0.4mD，原始地层压力为20.0 MPa，初期生产压差为8.0 MPa~10.0 MPa，根据式（4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38 m~46 m，技术极限井距为76 m~92 m。
动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距
收稿日期:2006-05-22;改回日期:2006-07-30 作者简介:杨小平(1967-),男,高级工程师,1990年毕业于西安石油学院测井专业,现为中国石油大学(华东)石油地质专业在读硕士研究生,主要从事油气田开发研究工作。
文章编号:1006-6535(2006)06-0064-03动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距杨小平1,2,唐 军2(11中国石油大学,山东 东营 257061;21中石化胜利油田分公司,山东 东营 257015)摘要:低渗油田开发方案设计必须同时考虑经济合理井距和技术极限井距。
现场可进行几种不同井距下的注采试验,然后根据各种井距下采油井的动态情况来定性判断低渗透砂岩油藏技术极限井距。
如果技术极限井距大于或等于经济合理井距,则该井距就是低渗透砂岩油藏的合理井距,油藏工程方案就可据此部署井网。
如果技术极限井距小于经济合理井距,则该油藏必须经改造后才能进行开发。
关键词:低渗透砂岩油藏;方案设计;技术极限井距;合理经济井距;动态分析中图分类号:TE324 文献标识码:A引 言在中、高渗透砂岩油藏开发过程中,由于井距对开发效果的影响不很突出,故开发方案井距设计中更多的是考虑开采速度、稳产期、储量控制程度、最终采收率以及如何取得较好的经济效益等,而较少关注技术井距问题,无论在哪种设计井距下,注采井间都能够建立起有效驱替体系。
而低渗透砂岩油田油藏不同,开发实践表明,井距设计是否合理是低渗砂岩油田开发成功的关键[1]。
低渗透砂岩油藏开发方案设计(实施)必须考虑技术井距问题。
为了取得一定的经济效益,一般采用稀井网,大井距(大于300m )使采油井控制较多的地质储量。
但低渗油藏开发过程中存在的一个最大问题就是:大井距条件下,注水井注不进水,采油井采不出油,注入水难以形成有效驱替,造成难注难采的局面。
为解决这一矛盾,近几年国内开展了加密井网试验,取得了初步效果,使一些原来陷于瘫痪的低渗透油田得以继续开发[2]。
低渗透油藏极限井距的确定
１ 启 动压 力 梯 度
１ １ 实验方 法 ．
对１ ２块人 造岩 心进 行室 内单 相 流体渗 流实 验 ， 其实 验 数据 见 表 １ 验 时 根据 启 动 压力 梯 度 的非 线 ．实
性渗 流公 式 ， 过改 变岩 心两 端 的驱替 压差 ， 到不 同 驱替压 差 下 的体 积 流量 ， 理得 到 的实验数 据 ， 通 得 处 得到
第 １ 期
贾 振 歧 等 ： 渗 透油 藏 极 限 井 距 的 确 定 低
况， 以满 足实 验精 度 的要求 ．根据 式 （ ） 选取 ＝ １ ５ 处理 实验 数 据 ， ２， ＝．， ： 可得 到每 一 块 岩心 的启 动压 力 梯 度， 其结 果见 表 １ ．
Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｒ
３ １ ３ ４ ５ ４ ９ １ ６ ８ ２ ６
表 １ 实验岩 心基 本参数 及 其启动 压 力梯度
卜卜
６ ２ Ｏ
６ ３ ５
５ １ ３
５ １ ６
５ ８ ７
６ Ｏ ２
５
５
压力梯度 ； 依据启动压力梯度的非线性 渗流方程 ， 得到了低渗透储层 启动压 力梯度 与渗透 率的幂 函数关系式 ． 结合低渗
透油藏渗流理论得到 了低渗透油藏 确定极限技术井距 的公式 ， 可为低渗透油田开发确定合 理井 网密度提 供理论依据． 渗
透 率 越 小 ， 动 压 力 梯 度 越 大． 启
收 稿 日期 ：０ ５—０ ２０ ９—１ 审稿 人 ： 景 春 ｝ 辑 ： 开 澄 ３； 吴 编 关 作 者 简 介 ： 振 岐 （９ ４ ） 男 。 贾 １ ４ 一 ， 教授 。 士 生 导 师 ， 要 从 事 油 气 田开 发 方 面 的研 究 博 主
西区油田正72井区低渗油藏注采井距研究
西区油田正72井区低渗油藏注采井距研究低渗油藏的特点是渗透率低，油井之间的距离过近会导致油井之间的干扰增加，从而降低采收率。
通过研究注采井的最佳间距，可以优化油井的布置，提高开采效果。
注采井的距离是指油井之间的距离，可以选择水平方向的距离或垂直方向的距离进行研究。
水平方向的距离是指油井之间在地表上的距离，垂直方向的距离是指油井之间在地下的距离。
两者的选择需要综合考虑油井的地质特征、渗透率分布、岩石力学参数等因素。
研究注采井距的方法主要包括数值模拟、物理模型试验和实际生产试验。
数值模拟是通过建立油藏的数学模型，运用数值方法求解模型中的方程，得到油井之间的干扰程度和采收率。
这种方法可以模拟不同的注采井距下的油藏开采效果，为布置油井提供科学依据。
物理模型试验是通过建立模拟油藏的实验模型，通过注水和采油试验，观察油井之间的干扰情况和采收率变化。
这种方法可以直观地了解不同注采井距对采收率的影响。
实际生产试验是在油田中选择一块区域进行布置油井，观察油井之间的干扰情况和采收率变化。
这种方法可以验证数值模拟和物理模型试验的结果，并得到与实际生产情况更为接近的结果。
在进行注采井距研究时，还需要考虑其他因素对注采井距的影响。
注采井之间的水平距离可以受到地表条件、管线布置等因素的限制；注采井之间的垂直距离可以受到油层厚度、水驱强度等因素的制约。
通过注采井距研究可以优化低渗油藏的开采方案，提高采收率。
在选择注采井距的方法时，应综合考虑数值模拟、物理模型试验和实际生产试验的结果，并充分考虑其他因素的影响。
最终确定的注采井距应与油田的地质特征和开采目标相匹配，实现经济高效的油藏开发。
低渗透油藏开发经济政策界限研究及实践——以T128—10块为例
『 李道 品． ｌ 】 低渗 透砂岩油 田开 发ｌ 京： Ｍ１ 北 ． 石油工 业出版社 ， ９ ． １ ７ ９ 【 黄 延章 ． 渗 透油层 渗流机 理Ｉ ． 京： ２ 】 ｆ 氐 Ｍ１ 北 石油工 业 出版社 ， ９ ． １ ８ ９ ［］ ３ 闵琪 ． 低渗透 油 田开发 研究 与实践ｆ 】 Ｍ． 北京 ： 油工业 出版社，９ ８ 石 １９ ．
果，表明注水是可行的。 ３ 井网的确定 。反九点 面积 注采井 网比较灵活 ，便于后期调整 ， ） 进一步提高采收率 ， 在砂砾岩低渗透油 田开发 中得到广泛应用 ，该块井 网形式采用反九点注采井 网。 ４）各层系动用厚度下限确定。在一定的技术 、经济条件下 ，油井在 投资回收期内的累计销售收人等于同期 的投入之和时 ，该井的初期产油量 称为新井经济极限初产油量 。确定不同油价下各砂组动用有效厚度ｍ。
关键 词 低渗透 油藏 ； Ｔ ３８ 文献 标识 码 Ａ Ｅ ４ 文章 编 号 １７—６ １（０００１０ ３一 ｌ ６３ ９７一２ １）３－ ０５ Ｏ
低渗透 油藏受特殊 的成 藏条件 、沉积环境影 响 ，具 有孔隙结 构复 杂、孑 喉半径－ ｔ ，油藏渗透率低 ， Ｌ ￣ｌ Ｈ＇ ］ 一般小 于５ ｘ１ ｍ ；储层非均 ０ ０ 质 严重。因此 ，如何建立起有效 的驱替半径， 建立合 理 、经济的井 网密 度 ，对提高低渗油藏水驱油效率及采收率，提高低渗透油藏的开发水平
４ 认识 与建 议
１ ）井距优化 以经济合 理井距 为指导 ，考虑技术井 距， 确定 合理井 距 ；２）注采主流线应最大限度的避开压裂裂缝延展方向 ；３） ２ — Ｏ Ｔ１８ １ 块调 整后 井 距 基 本 上 符合 经 济合 理 井 距 ，不 需大 规 模 加 密 ，但 储 层 边 缘 应作适 当加密调整。
启动压力梯度确定井距和判断油井压裂的新方法
启动压力梯度确定井距和判断油井压裂的新方法雷光伦;姚传进;蒋宝云;李资收;赵金刚【摘要】低渗透油藏最大的特征是存在启动压力梯度,其流动为非线性渗流.在一定的井距、生产压差情况下,启动压力梯度决定油藏多大范围内原油可参与流动,这直接影响油田的采收率.根据弹性渗流理论,以油井最大产量生产时产生的压力波传到油藏内某处,其压力梯度正好等于启动压力梯度时离油井的距离作为最大泄油半径,从而建立了计算最大井距的数学模型.根据压力在压裂裂缝中的传导特征,提出了判断油井是否需要压裂和计算最小压裂缝长的方法.对2个油区6个油田的41口油井计算表明,最大井距为(4 ～449)m,约68％的油井需要压裂,最小压裂缝长为(2～73)m.结果与实际情况的一致性较好,表明该方法具有较高的可靠性和实用性.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)010【总页数】5页(P87-91)【关键词】启动压力梯度;非线性渗流;弹性渗流理论;井距;缝长【作者】雷光伦;姚传进;蒋宝云;李资收;赵金刚【作者单位】中国石油大学石油工程学院,青岛266580;中国石油大学石油工程学院,青岛266580;中石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司,东营257000;中石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司,东营257000;中石化胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司,东营257000【正文语种】中文【中图分类】TE357低渗透和特低渗透油田的开发已成为油田开发的重要领域，此类油田的重要渗流特征是存在启动压力梯度，启动压力梯度随各井的油层渗透率和流体发生变化，决定油藏内的原油是否参与流动，因此，决定该井在一定的生产压差下应采用多大的井距才能使整个油藏内的原油参与流动，达到最大的采收率。
而当油田的实际井距达不到这一要求时，应采取压裂措施。
近年来，有学者根据稳定渗流理论提出了用启动压力梯度确定低渗透油藏合理井距的方法[1—3]，但是，由于低渗透油藏的低压力波传播速度，在开发初期是不可能达到稳定渗流状态的；当转为注水开发时，由于油水黏度的差异，也不会是真正的稳定渗流。
低渗油藏开发中确定井距的方法
低渗油藏开发中确定井距的方法【摘要】低渗油藏开发中确定井距对开发方案的设计和实施具有重大影响，也具有十分重要的现实意义。
根据目前的研究现状，在现场可以进行的注采实验中，可以根据实验中所得的不同井距状况下采油井的动态情况来确定该低渗油藏的技术极限井距，技术极限井距与经济合理距离四存在差异的，一般技术极限井距稍大于或等于经济合理井距就将该距离确定为低渗油藏的合理井距，可以根据该井距来制定相关的开发设计方案，部署井网等。
技术极限距离小于经济合理距离的情况下，是不具备开发条件的，需要对该低渗油藏进行一定的改造后才能进入开发阶段。
【关键词】低渗油藏方案设计技术极限距离经济合理距离动态分析在低渗油藏的开发中，井距是一项开发设计的重要依据，尤其对于低渗砂岩油藏的开发具有十分重要的作用，但是目前的开发活动中国对井距的重视程度不够，只是关注与开发效果息息相关的速度、储量控制和采收率等，而在低渗透砂岩油藏的开发中，井距的合理是油藏开发的基础和关键，所以本文主要研究的是低渗透砂岩油藏开发中确定井距的问题。
在实践中油藏开发一般部署的井网较稀，以取得更大的经济效益，但是低渗油藏开发中，大井距的条件下，注水井难以注入水，采油井也难以采出油，因为注水困难就无法形成有效的驱替，所以针对该问题，许多油藏开发又设置了较密的井网，效果上明显改善。
笔者在本文中提出了低渗油藏的合理井距和技术极限井距两种，前者是指在经济效益上最优在技术上可以实施的井距，候着指的是在一定的注采压差下油水井四周处于接近达西流向的径向距离，注采之间是一种驱替体系。
正是基于目前实践中井距的确定难以实现经济性和技术性的最优化结合，笔者对确定井距进行了分析研究。
1 低渗透砂岩油藏开发中的问题分析低渗透砂岩油藏开发中存在着注采困难的问题，着主要是由于低渗透砂岩油藏的储层孔喉小所致，这种低渗油藏自身的的特点在开发中表现为不同的形式，造成低渗透油藏开发矛盾。
1.1 注水压力高低渗透油藏的注水开发的过程中油层本身对水的吸附就不均匀，注采水平不高，油井之间的连通性差，此外注水压力也会出现猛增的情况，注水存在困难。
桩西油田低渗油藏小井距注水开发技术研究与试验
在研 究孔 隙压力变化对渗透率的影响的时候 ，主要 是通过在 保持 ｌ 压和孔隙驱 替压 力差为５ ａ 五 Ｉ ＭＰ 的条件下 ，不断提高憎压 干 注入压 力 ｕ
值 ，直到幽压 达￣５ ＭＰ ，然后降低驱替压 力到实验没定值 ．待到压 ５ ａ 力和流 量稳定后测定渗透率… ．
如 ３ 所示 出图可 以看 出曲线并不通过 原点 ，证明 了启动Ｊ 土力梯 度 的存在 ，并可以 汁算 出渗透 牢下的启动压 力梯度 表２ 出了根据 实 ， 列
在研究 岩心孔隙压 力变化对孔隙度的影ｕ时 ，烘干岩心 ，肘热缩 ｑ Ｉ 套包装好后放入岩心夹持 器中 ，Ｊ Ｊ ｕ
能 量的手段 ， 着地 层压降的增大 ，压裂和重复压 裂的增产效果逐年 随 变差． 针对低渗油幽注水开发普遍 存在注不进 采不出的开发矛 盾 ，为 ．
改善低 渗油 Ｈ的注 采矛 盾 ，在桩７ 南扩 建立桩５ 一 ３ 岩 心驱替实验 ｛ ４ ９Ｘ０ 研究 ． 主要 开暖 了 岩心驱 替 实验 研 究 、注水 工艺 数值 模 拟研 究千
图１岩心渗透 率变化 与有效应力 问的 关系
渗透率变化率与有效应 力关系式 ：
＝
Ｋ０ ＯＯ）ｌ 尸 ．（ △ 一００ ３ ５ ＇ ．９） ｘ（ ０ ．１０ ／＋０９ １
《 １
影响 启动压 力梯度的凶素很 多，包括油藏孔隙度 、渗透率 、流体
性质 等 通过室 内实验研究 ，可以建立启动压 力梯度与渗透率的函数 ，
关系式 ， 本文 的数值模拟 中，启动 压 力梯度与渗透 率的关系见下 ”在 ．
式：
Ｇ ＝ Ａ×Ｋ 一 ｆ ｌ ２）ｆ － ’ 式中：（ 为启动压 力梯度 ，ＭＰ ／ ； ａｍ；Ｋ 为渗 透率；Ａ、Ｂ 为常数
２（ 年进 行现场 试验 ，取得 良好增产效果 ． ０１ ７ ． 注水压力过高 、注水量达不到配汪要求 ，是桩 １ 区面临 的主要 １￣ ４－ Ｉ ｆ 题． ｕ 本渫题取岩心ｌ 块 ，通过室ｌ 驱替实验 ，评价有效 应力对渗透 】 ５ 率 、 隙度的影响 ，为下一步的数值模拟提 供数据 支持 通过 启动压 孔 力梯度测定实验 ，测出岩心的启动压 力梯度 ， 建立启动 压力梯 度与 并 地层渗透率的函数关系 ， 一步应用启动压 力 度理 沦求 出最 大的技 进 梯 术井距 ．通过 室内实验 ， 究了孔 隙压力变化对 渗透率 、 研 孔隙 度的影 响 ．分别建立了渗透 率 、孔隙度 与孔隙压 力的函数关系式 ， 出了不 求 到渗透率岩心的启动压 力梯度 ，并在此基础上 归出了启动压 力梯度
确定合理注采井距 改善文99南块开发效果
确定合理注采井距改善文99南块开发效果【摘要】文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的，由于注采井距大，井网密度小，储量控制程度低，水驱运用状况差。
通过不同方式注采井距的研究，确定文99南开采合理井距为200-210米，并依此结果进行部署，取得较好成果。
【关键词】注采井距井网密度控制储量开发效果2.1 局部井网不完善，井网控制程度低南部有油水井12口，主要分布在沿徐楼断层的构造高部位，井网控制程度低。
目前井网控制储量60×104t，平均单井控制储量5.0×104t。
局部区域储量无井控制，井网极不完善，未控制储量42×104t，主要分布在中部、北部和沿断层的构造低部位。
2.2 注采井距大，水驱动用状况差南部原有3个注采井组，对应油井4口，平均注采井距273.3m。
由于渗透率低、注采井距大，储层变化大，水井注水困难，水驱动用状况差。
平均注水压力37.5mpa，平均单井日注水35m3。
油藏水驱控制储量22.9×104t，水驱控制程度22.5%，水驱动用储量13.5×104t，水驱动用程度13.2%。
3 剩余油潜力分析文99南块地质储量102×104t，累积产油量6.24×104t，采出程度6.12，水驱控制储量56.1×104t，水驱控制程度55.0%，水驱动用储量34.9×104t，水驱动用程度34.2%，与目标采收率18.6%相比，剩余可采储量12.76×104t。
纵向上：目前剩余可采储量主要集中在沙二下4、5的一类层剩余可采储量10.67×104t，占总剩余可采储量的80.2%。
平面上：剩余储量主要分布在未完善区和井损区，分别占总剩余可采储量的40.2%、43.8%。
4 合理井距研究合理开发井距主要考虑以下两点：（1）井网密度保证足够的单井控制储量；（2）井网密度必须适应储层连通性，尽可能提高水驱控制程度和采收率。
超低渗透油藏菱形反九点井网合理排距
如果排距不合理仍会导 主侧向油井 见效差异 大 ，严 重影 响油井开 发效果 。因此 ，在流管 法确定 低渗透 油藏菱
形反 九点井 网油井见水 时间的基础上 ，依据边井 与角井 见水 时间相等 时 ，注 入水 能够最大 程度达 到均衡驱 替效
果的原则 ，提 出了确定超低渗油藏菱形反九点 井 网合 理排距 的新方 法 ，考虑 了启 动压力 梯度 ，同时能够适 应超
超 低 渗 透 油 藏 菱 形 反 九 点 井 网合 理 排 距
胡 利 民 程 时清 唐 蕾 符 国辉
（１．中 国石 油 大 学 （北 京 ） 石 油工 程 学 院 ，北 京 １０２２４９；２．玉 门 油 田 分公 司勘 探 开 发 研 究 院 ，甘 肃 酒 泉 ７３５２００）
摘 要 ：超低 渗 油 藏 往 往 方 向性 裂 缝 发 育 ，菱 形 反 九 点 井 网放 大 了裂 缝 方 向 的井 距 ，从 而 延 缓 主 向井 见 水 时 间 ，但
及 同类型油 田菱形反九点井 网设计 和调整 提供 理论 依据 。
关 键 词 ：超低渗油藏 ；流管法 ；菱形反九点井 网；见水时间 ；合理排距
中图分类号 ：ＴＥ３４８
文献标识码：Ａ 文章编号：１０００—３７５４ （２０１８）０２－００６２—０７
ＲＥＡＳｏＮＡＢＬＥ Ｒｏ Ｗ ＳＰＡ ＣＩＮＧ ｏＦ ＴＨ Ｅ ＤＩＡＭ ｏＮＤ ＩＮＶＥＲＴＥＤ ＮＩＮ Ｅ．ＳＰｏＴ Ｗ ＥＬＬ ＰＡＴＴＥＲＮ ＩＮ ＵＬＴＲＡ．Ｌｏ Ｗ ＰＥＲＭ ＥＡＢＩＬＩＴＹ
Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ ｆｒａｃｔｕｒｅｓ ａｒｅ ｏｆｔｅｎ ｗｅｌｌ－ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｆｏｒ ｔｈｅ ｕｌｔｒａ—ｌｏｗ ｐｅｒｍ ｅａｂｉｌｉｔｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅ ｄｉａｍｏｎｄ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｎｉｎｅ—ｓｐｏｔ ｗｅｌｌ ｐａｔｔｅｒｎ ｅｎｌａｒｇｅｓ ｔｈｅ ｗｅｌｌ ｓｐａｃｉｎｇ ｉｎ ｔｈｅ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎ，ｔｈｕｓ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ ｔｉｍｅ ｃａｎ ｂｅ ｄｅｌａｙｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ｗｅｌ１．Ｈｏｗｅｖｅｒ， ｉｆ ｔｈｅ ｒｏｗ ｓｐａｃｉｎｇ ｉｓ ｕｎｒｅａｓｏｎａ— ｂｌｅ，ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｅｆｆｅｃｔｓ ｗｉｌｌ ｂｅ ｓｅｒｉｏｕｓｌｙ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄ ｄｕｅ ｔｏ ｔｈｅ ｂｉｇ ｃｏｎｔｒａｓｔ ｏｆ ｔｈｅ ａｃｈｉｅｖｅｄ ｅｆｆｅｃｔｓ ｉｎ ｔｈｅ ｄｉｒｅｃ— ｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ ｍ ａｉｎ ａｎｄ ｌａｔｅｒａｌ ｏｉｌ ｗｅｌｌｓ．Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｈｅｌｐ ｏｆ ｓｔｒｅａｍ —ｔｕｂｅ ｍｅｔｈｏｄ，ｏｎ ｔｈｅ ｂａｓｉｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｅｔｅｒｍｉｎｅｄ ｗａｔｅｒ ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ ｔｉｍｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ ｗｅｌｌ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｄｉａｍｏｎｄ ｉｎｖｅｒｔｅｄ ｎｉｎｅ－－ｓｐｏｔ ｗｅｌｌ ｐａｔｔｅｒｎ ｉｎ ｕｌｔｒａ··ｌｏｗ ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｔｈｅ ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｂｔａｉｎｅｄ ｍａｘｉｍｕｍ ｂａｌａｎｃｅ ｗａｔｅｒ—ｆｌｏｏｄｅｄ ｅｆｆｅｃｔ ｗｈｅｎ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｂｒｅａｋ— ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｉｍ ｅ ｏｆ ｔｈｅ ｅｄｇｅ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｃｏｒｎ ｅｒ ｗｅｌｌ ｉｓ ｅｑｕａｌ，ｔｈｅ ｎｅｗ ｍ ｅｔｈｏｄ ｔｏ ｄｅｔｅｒｍ ｉｎｅ ｔｈｅ ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ ｒｏｗ ｓｐａｃｉｎｇ ｏｆ
低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策
针对低渗透油藏开发，虽然已经形成了一系列方法，如储层裂缝描述、储层改造、油层保护等，但在配套注水开发方面，许多环节不够精细，甚至没有得到重视，致使低渗透油藏难以实现高效长效开发。
随着大部分中高渗油藏进入双高开发阶段，低渗透油藏开发所占的比例越来越大，所以有必要针对低渗透油藏注水开发中存在的问题进行系统的研究，提出相应的技术对策。
1 存在的问题研究表明，在低渗透油藏注水开发的过程中，实际开发情况与油藏认识有较大的差距，不同情况导致的开发问题也问题，为了更好地解决问题，一定要找出具体的问题产生原因，才能对症下药。
1.1 水质问题影响注水水质的主要有固体悬浮物、腐蚀产物、细菌等，当然，注入水与地层水之间的配伍性程度也是影响注水水质的重要因素。
固体悬浮物主要包括硫化亚铁、硫酸盐以及残留的细沙等不溶性的杂质。
如果注入水中杂质含量大会造成堵塞，注入水中溶解氧含量大会造成腐蚀、结垢，注入水中含油量大会造成液阻、乳化堵塞、水相渗漏率下降等现象，注入水中细菌含量大会造成腐蚀、菌体等。
1.2 储层敏感性问题一般而言，储层的敏感性是由储层岩石中含有的敏感性矿物造成的。
敏感性矿物与流体接触时，会发生物理反应或者化学反应，并导致储层的渗透性发生变化。
常见的敏感性矿物可分为水敏性、酸敏性、碱敏性、盐敏性及速度敏性共五个主要类型。
其中，速敏和水敏是低渗透油田注水开发中储层敏感性的主要问题。
水敏主要表现与地层不配伍的流体使地层中粘土矿物水化、膨胀、分散、迁移，造成渗透率大幅降低。
1.3 注不进采不出的问题低渗透油藏在注水开发过程中大多存在注不进采不出的问题。
主要表现低渗透油藏注水量较低时地层不吸水，当注水压力提高到一定界限时才开始吸水，启动压力高，大大降低了注水井的注水压差和实际吸水的能力。
1.4 产量递减速度快的问题低渗透油藏大多地层能力充足，初期靠天然能量自喷开采，但是产量递减一般呈指数递减趋势。
在注水后，不像中高渗油藏那样很快见效，一般需要半年以上时间才能见效，油井见水后采液指数大幅下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%，当含水进一步上升，原油产量会大幅下降。
浅谈低渗透油藏水平井技术
浅谈低渗透油藏水平井技术摘要：随着经济快速、稳定、健康的发展，国民经济对原油的需求以每年5%～6的速度增长，而我国低渗透油气资源储量是201.7×l08t，占总资源量的24%。
随着油藏开发工艺技术和油层改造技术的进一步完善与改进，低渗透油气藏发现与投入的比例持续递增，最初认为无经济价值的低渗透油藏，经过注水开发、储层改造等现代技术措施，获得了较好的开发效果，大幅度提高了低渗透油藏的产量。
关键词：低渗透；油藏；水平井一、低渗油藏水平井开发背景在我国石油后备储量紧张的情况下，怎样才能动用和开发好低渗透油藏储量，对我国石油工业的持续健康发展起着十分重要的意义。
同时近几年来油价不断的升高，也为特低渗透油藏的开发创造了经济上的可行性。
因而，采取一些有效的新工艺技术，对低渗油藏开发效果的提高起着十分重要的作用。
随着近年来钻井、完井等技术的进步，水平井已经在世界各产油国的低渗透油藏中得到广泛应用，并显现出极大的优势。
国内外的开发实践得到：对于低渗透、稠油油藏、薄储层以及小储量的边际油气藏等，最佳的开发方式是水平井开发。
水平井的主要优点是：泄油面积大、生产压差小、提液潜力大，可大幅度增加单井控制储量，减少开发井数，降低开发投资，提高最终采收率和油田开发效果。
结合国内外水平井的生产实践和低渗油藏的特点，水平井技术应用于低渗油藏具有以下优势：（1）容易建立有效驱动压差；（2）井筒周围压差低；（3）贯穿垂直裂缝的机率高；（4）注入能力高；（5）有利于油层的保护。
（6）可增大低渗油藏的采收率；低渗油藏多伴有天然或人工裂缝发育，对注水井网的部署就非常敏感。
网布置不合理，就会使注入水沿裂缝迅速突进，导致生产井过早见水或水淹，从而降低原油产量和经济效益。
所以，在低渗油藏井网部署前，首先需要弄清楚主应力及天然和压裂裂缝的方向，从而优化设计水平井段延伸方向。
因此，合理的井网部署是水平井开发低渗油藏的重要之处。
二、水平井应用的国内外现状1863年阿尔斯山修建铁路隧道时瑞士工程师就提出了水平井技术，1928年才真正开始应用于油气田的开发中，第一口真正意义上的水平井于1929年在美国德克萨斯产生，但是该井仅在1000m深处从井筒横向向外延伸了8m。
基于两相流低渗油藏合理注采井距确定方法
基于两相流低渗油藏合理注采井距确定方法汪全林;柴世超;程自力;程明佳;任会玲【摘要】@@%目前确定低渗油藏合理注采井距的方法,主要以启动压力梯度为判断基础,而实际生产过程中两相渗流阻力也有影响.从渗流力学出发,考虑非活塞驱替两相流及启动压力梯度,分别以油相区、油水两相区及纯水区的渗流数学表达式为基础,得出基于两相渗流低渗油藏合理注采井距的新方法,并通过实例计算与结果对比证实其理论的合理性与可靠性.实例计算得出注采压差为40.0 MPa,渗透率为1.0×10-3 μm2时油藏合理注采井距为130 m.考虑两相渗流确定的合理注采井距随渗透率增大而增大,但增长幅度随渗透率的增大而减缓,且渗透率与井距呈近似幂函数关系；随渗透率增大,新旧方法确定的井距相差越来越大,因此计算合理注采井距时,应考虑启动压力梯度与油水两相渗流阻力共同作用,以使其计算结果更加合理可靠.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2012(036)004【总页数】5页(P45-48,115)【关键词】低渗油藏;启动压力梯度;水驱前缘;注采井距;两相流;非活塞驱替【作者】汪全林;柴世超;程自力;程明佳;任会玲【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中海油能源发展股份有限公司采油技术服务公司,天津300452;中海油能源发展股份有限公司采油技术服务公司,天津300452;中海油能源发展股份有限公司采油技术服务公司,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE312DOI 10.3969／j.issn.2095－4107.2012.04.008目前，我国存在的低渗透油气藏地质储量占总地质储量的60%左右，而对其开发的主要方法是采用注水开发［1－4］.流体在低渗多孔介质中渗流均有启动压力梯度存在［5－7］，由此造成一定生产压差下存在极限注采井距，若注采井距较大，油井将处于水井压力波及范围之外，从而出现“注不进、采不出”的现象.因此，确定合理的注采井距对高效合理开发低渗油藏，降低开发经济成本具有重要意义.目前，确定低渗透油藏合理注采井距的方法［8－13］，主要以驱动压力梯度大于启动压力梯度为依据，并未全面考虑油水两相渗流、非活塞驱替等影响因素，但实际生产过程中两相渗流阻力不可忽略.为此，笔者利用两相流数学表达，经数学推导将水驱前缘半径与油井压力波及范围作为计算合理井距的依据，为低渗透油藏合理井距的确定提供一种新方法.低渗透储层存在启动压力梯度（λ），存在一注一采注水开发系统.在非活塞式水驱油过程中，注水井水驱前缘逐渐向油井推进时，储层内分为3个渗流区：纯水渗流区、两相渗流区和纯油渗流区［14］.为了求得低渗透油藏注水合理井距，须先求得2种注采系统下3个渗流区的渗流阻力.纯水区和纯油区为单相渗流区，其渗流阻力可以按照平面径向流公式计算，但在两相共渗区，渗流阻力与油水饱和度分布有关，油水饱和度分布随累计注水量变化.因此，求出两相渗流区的面积和渗流阻力随累计注水量的变化规律是关键.考虑均质无限大地层中存在直井一注一采系统（见图1），两井间距离为2a，生产井产量为qo，注水井注水量为qw（考虑注采平衡，qw＝qo），井半径为rw，注水井井底压力为piwf，生产井井底压力为pwf，地层压力为pe.注水后纯水流动区半径为r1，油水前缘半径为r2，三区压力损耗分别为Δp1、Δp2、Δp3.水未波及到油井之前，在油井周围形成纯油渗流区，纯油区也是油井周围的压降带；而在水井附近形成一个压力逐渐升高的纯水及油水两相区.当纯油区与油水两相区相遇时，相遇处的压力即为地层压力pe.因此，油水井间的压力分布可以按油井与水井2个压力中心考虑，2个压力中心的分界线是水驱前缘.以水井为中心的压升中心主要出现2个渗流带，即油水两相和纯水渗流区.水井注水波及的范围内平面径向流等饱和度面移动方程［14］为式中：t为等饱和度面从注水井井底移动到r位置所需要的时间；r为t时刻某一等饱和度到达位置半径；qw为日注水量；φ为孔隙度；h为储层有效厚度；Sw为含水饱和度；fw为含水率；f′w（Sw）为含水率的导数.r2w很小可忽略.只要Sw为1－Sro时，对应半径即为r1（纯水流动区半径）；当Sw为Swf（水驱前缘含水饱和度）时，对应的半径为r2，r1和r2之间的区域为两相渗流区.式（2－3）中：Sro为残余油饱和度.纯水渗流区符合达西定律的平面径向流，压力p（r）分布为油水两相区内，平面径向流两相渗流区任意一截面的总流量为式中：q（w，o）为任意一截面的液体总流量；Krw／ro（Sw）为水（油）相相对渗透率；μw（o）为水（油）的黏度；K为储层绝对渗透率.令μr＝μo／μw，将式（5）变形得由式（1）两边同时对距离r求导，变形得将式（7）代入式（6）得式中：f′w（Swf）为水驱前缘含水饱和度对应的含水率的导数；f″w（Sw）为含水饱和度对含水率的二阶导数的导数.联立式（1－2）可得将式（9）代入式（8）得在两相渗流区内压力［p1，pe］与含水饱和度［1－Sro，Swf］对式（8）积分求导得式（11）表明油水两相渗流区，渗流阻力主要分2部分：第1项为两相流流体渗流阻力，第2项为两相渗流区启动压力阻力.注水压力确定的情况下，根据式（11）计算满足注水量时的水驱前缘r2，再根据式（2）得出纯水区半径r1.分析油井压降中心压力分布，低渗储层存在启动压力梯度，按单相不可压缩液体的平面非达西流考虑，其数学模型为式中：λC＝λCρ，Cρ为密度弹性压缩系数.采用降阶法求解存在启动压力梯度时的储层压力分布公式［8］为式中：C1＝（pe－pw）［Ei（λCrw）－Ei（λCre）］；C2＝pw＋C1Ei（λCrw）.当储层为非低渗储层，λ＝0时，得常规达西稳定渗流地下任意点压力为式中：re为注采井距.当水驱前缘与油井泄油半径r3相遇时，油井生产可视为稳态流，产量公式为当地层压力、生产压差确定时，可求出达到油井最小产油量情况的极限泄油半径r3.综上分析，可得一定注采压差下，满足一定产量的合理注采井距d为某油藏地层压力为33.0MPa，束缚水饱和度Sw＝37.6%，前缘含水饱和度Swf＝55.0%，厚度h＝20 m，油黏度μo＝1.25mPa·s，水黏度μw＝0.22mPa·s，孔隙度φ＝14.5%，渗透率K＝1.0×10－3μm2，启动压力梯度λ＝0.085 4MPa／m.归一化相渗曲线后，计算不同含水饱和度下的含水率，根据式（16）计算修正后不同注采压差下（注水压差与生产压差比为3∶1）的合理注采井距（见图2）.由图2可知：（1）合理注采井距随渗透率增大而增大，且随渗透率的增大，注采井距增长幅度逐渐减缓，呈近似幂函数的关系；（2）在40MPa注水压差下，该油藏合理注采井距为130m，该计算结果与实际生产情况具有一致性，若要有效开采，建议采用压裂注水的方式.根据文献［8－13］，目前用于计算注采井距的公式主要为式（17），由此计算注采井距与渗透率，其结果见图3.由图2－3可知：随渗透率增加，注采井距增加趋势存在差异.不考虑两相流时，井距增长幅度随渗透率增加而增大；考虑两相渗流时，井距增长幅度随渗透率增加而减缓.因此，在确定的注采井距时，同时考虑启动压力梯度与两相流更符合实际渗流规律及实际情况.由修正前后方法得出渗透率对应的井距（见表1）可知：渗透率较小时，其结果相差较小；渗透率较大时，结果相差较大.其主要原因是物性较差时，启动压力梯度较大，它是影响注采井距的主要因素；物性较好时，启动压力梯度较小，注采井距较大，两相渗流阻力占较大比例，此时两者共同影响注采井距.因此，同时考虑启动压力与两相渗流，计算得出的注采井距更合理.（1）合理注采井距随渗透率增大而增大，且注采井距增长幅度随渗透率的增大而逐渐减缓，两者呈近似幂函数的关系.（2）新方法同时考虑启动压力与油水两相流，比原方法更合理，更能反映低渗储层渗流规律，与实际情况相符.【相关文献】［1］黄延章.低渗透油层渗流机理［M］.北京：石油工业出版社，1998.［2］何琰，伍有佳，吴念胜.特低渗透油藏开发技术［J］.钻采工艺，1999，22（2）：20－23. ［3］郭粉转，唐海，吕栋梁，等.低渗透油藏非达西渗流面积井网见水时间计算［J］.大庆石油学院学报，2011，35（1）：42－45.［4］郭粉转，唐海，吕栋梁，等.渗流启动压力梯度对低渗透油田五点井网面积波及效率影响［J］.大庆石油学院学报，2010，34（3）：65－68.［5］汪全林，唐海，吕栋梁，等.低渗透油藏启动压力梯度实验研究［J］.油气地质与采收率，2011，18（1）：97－100.［6］蒋利平，李茂，姜平，等.低流度油藏考虑启动压力梯度和压敏效应的渗流特征［J］.大庆石油地质与开发，2010，29（5）：68－72.［7］李东霞，苏玉亮，孙瑞艳.低渗透底水油藏产能计算及其影响因素［J］.大庆石油地质与开发，2010，30（6）：88－93.［8］陈家晓，黄全华.低（特低）渗透油藏极限注采井距确定的新方法探索［J］.钻采工艺，2008，31（5）：47－48.［9］李松泉，程林松，李秀生，等.特低渗透油藏合理井距确定新方法［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2008，30（5）：93－96.［10］谷维成，莫小国.文留油田低渗透油藏合理注采井距研究［J］.油气地质与采收率，2004，11（5）：54－56.［11］唐海，余贝贝，吕栋梁，等.低渗油藏注入水有效影响范围研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2009，31（3）：83－96.［12］黄郑，李伟才，姚光庆，等.分流动单元确定储层单相启动压力梯度方法［J］.大庆石油学院学报，2010，34（2）：60－63.［13］唐伏平，唐海，余贝贝，等.存在启动压力梯度时的合理注采井距确定［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2007，29（4）：89－91.［14］翟云芳.渗流力学［M］.北京：石油工业出版社，2005.Abstract：Atpresent，method of determination suitable injection－production spacing in low permeability reservoirs only based on start－up pressure gradient，butthe well spacing is be influence by two phase flow resistance in actual production process.From seepage mechanics，considering the non－piston displacementand threshold pressure gradient，the new calculation method of reasonable well spacing in low permeability basing on two phase flow is be derived，as the foundation of oil，water－oil and water zone seepage mathematical expression，and the theory is be proved rationality and reliability through the calculation and comparison of example.The reasonable well spacing is 130mof permeability 1.0×10－3μm2at40MPa injection－production pressure differential in the examples Results indicate thatsuitable injection－production spacing increases with the permeability considering two phase flow determine，butincrease with the increase of permeability slow down，and the relationship between the reasonable well spacing and permeability is well simulated by power function；and with the permeability increase，the difference of two methods is growing，so when calculation reasonable well spacing，threshold pressure gradientand two phase flow should be considered and the resultis more reasonable and reliable.。
低渗、特低渗油藏极限井距计算新方法
低渗、特低渗油藏极限井距计算新方法胡书勇;李勇凯;马超;尹昭云;陈力【摘要】克服低渗透油层启动压力梯度所需的最小驱替压力梯度所对应的注采井距,是注水井和生产井之间能够建立有效驱动压力系统的极限注采井距.采用一源一汇不等产量注采模型推导了注采井间主流线上驱替压力梯度的新公式.新民油田扶杨油藏属典型的低孔低渗油藏,结合该油藏实际开发特征计算出了注水井和生产井间能够建立有效驱动压力系统的极限井距,与常见的几种极限井距计算方法进行对比表明,该方法能较好地应用于油田实际.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2015(036)004【总页数】3页(P480-482)【关键词】新民油田;低渗透油藏;启动压力梯度;驱替压力梯度;极限井距【作者】胡书勇;李勇凯;马超;尹昭云;陈力【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;中国石油吉林油田分公司新民采油厂,吉林松源138000;中海石油深圳分公司,广东深圳518000;中国石油渤海钻探工程公司,天津300457【正文语种】中文【中图分类】TE313.4低渗透油藏由于岩性致密，微孔喉较多且结构复杂，液固作用力强及启动压力梯度等因素，造成低渗透储集层渗流阻力很大。
而在实施注水开发时，只有当注采井间的驱替压力梯度完全克服启动压力梯度时，才能建立起有效的驱动压力系统。
因此，研究注水井和生产井之间压力梯度的分布和变化，确定合理的注采井距，从而建立有效的驱动压力系统，对低渗透油田的合理开发具有极重要的意义。
目前，国内关于低渗透油田有效驱动压力系统的研究主要有2种方法：一是用评价指标csq来研究驱动压力系统的有效性[1-2]。
定义评价指标csq=αΔp/qo，当csq>1时，井网能够满足产能要求，认为压力系统有效，csq越大，产能越高；二是采用一源一汇不等产量或等产量模型，以比较注采井间驱替压力梯度与启动压力梯度大小的方式来判断驱动压力系统的有效性和计算技术极限井距[3-7]。
低渗透油藏合理井距的确定方法.
低渗透油藏合理井距的确定⽅法.低渗透油藏合理井距的确定⽅法孤东采油⼚新滩试采矿裴书泉摘要：为了经济有效地开发低渗透油藏，合理井⽹密度的确定是低渗透油⽥开发的⼀个重要问题。
本⽂对低渗油⽥开发存在的问题，井⽹井距对低渗油⽥开发的影响，确定了低渗透油藏的开采原则，给出了经济极限和经济最佳井距的计算公式，总结了技术合理井距的多种⽅法。
当技术合理井距⼤于经济极限井距时，应取技术合理井距，结合具体实例进⾏了计算，计算出了合理井距，并分析了合理井距与各个物理量之间的关系，为低渗油⽥的开发提供了很好的理论依据。
关键词：低渗；井⽹；井距；渗流规律；1引⾔低渗透油⽥⼴泛分布于全国各个油区，具有丰富的储量资源。
胜利油区从“六五”以来，平均每年新增探明低渗透储量1000～2000万吨。
2003年上报探明储量为2325万吨（占2003年度上报探明地质储量的21%），成为胜利油⽥的重要的增储阵地之⼀。
截⾄到2003年底为⽌，胜利油⽥低渗透油⽥共上报探明储量5.87×810t ，占胜利油⽥上报探明储量的13.3%。
其中，已开发低渗透油⽥储量为4.11×810t ，占胜利油⽥已开发储量的11.37%。
未开发低渗透油⽥储量为1.76×810t ，占胜利油⽥未开发储量的30%。
胜利油区低渗藏具有埋藏深，储量丰度低，平⾯和纵向上⾮均质严重等不利因素，与国内其他油区的低渗透油藏相⽐，其开发效果相对较差。
合理井⽹密度的确定是低渗透油⽥开发的⼀个重要问题。
⽬前，普遍的确定⽅法是，从⽔驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压⼒梯度、有效渗透率与探测半径、类⽐、三维数值模拟以及动态分析等8个⽅⾯与井⽹密度之间的关系。
2低渗透油藏井距井⽹对开发的影响2.1井距对开发低渗透油藏的影响众所周知，低渗透油层⼀般连续性差，渗流阻⼒⼤，必须缩⼩井距，加⼤井⽹密度，才能提⾼井⽹对油层的控制程度，使油井见到较好的注⽔效果。
不少低渗透油⽥采⽤以加密井⽹为主要内容的综合治理措施，改变了低产低效的被动局⾯，取得了良好的开发效果。
6特低渗透油藏合理井距确定新方法_李松泉
( x - xh ) + ( y - yh ) D = reh 进而可以求 得生产井 井壁处的 压力梯度 以及 产量。 若注采井处于对方压力波及范围之外, 即相当 于油井供给半径超出了此时能够以此产量稳定供液 的最大 距 离 之 外, 油 井 产量 开 始 递 减, 达 到 新 的 平衡。 据此, 可以确定不同储 层渗透率、 油藏流 体粘 度、 注采压差和期望产油量下的合理注采井距。
-S
( 6)
地层压力分布公式 pe - pw - A p = pe B 1r # ln re
p e - p w - A 1 - rw r ew p = pe # ln C B rw p e - pw + A ln r ew # ( 1- C) + B p h - p e - A 1 - rw reh # ln D B rw p h - p e + A ln reh # (1- D ) B 其中
3 3
图 3 注采压差对井距的影响
4. 3 粘度的影响 相同稳定产量下, 粘度越大, 注采井距越小 ( 图 4)。 粘度对井距的影响体现在两个方面: 一是由于粘度增大 引起的渗流阻力的增大; 其二是由于粘度增大而引起的 附加阻力 - 启动压力梯度的增加, 使有效驱动能量减 小。两者综合作用引起注采井距的减小。
引
言
合理注采井距的确定一直是特低渗透油藏开发
于是, 合理井距的确定主要依赖于以下 4 个因 素 : 储层渗透率、 油藏流体粘度、 注采压差和期望产 油量。其中 , 储层渗透率和流体粘度又决定着启动 压力梯度的大小; 渗透率和有效覆压的变化影响着 应力敏感程度。本文尝试考虑多因素综合作用影响 下合理注采井距的确定方法。
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低渗油藏开发中确定井距的方法
作者：杨前锋
来源：《中国科技博览》2016年第06期
[摘要]就目前我国油气藏总地质储量来看，低渗透油气藏地质占到百分之六十左右，在开采低渗透油藏的过程中，开发的主要方法是注水，对于低渗多孔介质来说，启动压力梯度存在于流体当中，因而注采井距就会在这这个生产压差下存在一个极限值，如果井距超过这个极限值，水井压力就会波及到油井，从而造成水注不进去，采不出油的情况，可见井距确定的合理设定对低渗透油藏开采的重要性，然而在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发。
文章从低渗透油藏开发中存在的问题出发，对低渗油藏开发中确定井距的原则做了有关论述，旨在为确定出合适的井距，保证低渗油藏开发的采油率提供参考。
[关键词]油藏开采低渗油藏井距确定原则
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0017-01
1 引言
对于低渗透油藏来说，井距是油藏开发过程中设计的重要依据，但是就目前对于低渗透油藏开发的情况来看，对井距的重视程度还远远不够，在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发。
重视的只是开发效果，开发的速度以及采收率，而恰恰相反，合理的井距对油藏的开发具有重要的作用，是开采油田的基础和关键，注采井距就会在这这个生产压差下存在一个极限值，如果井距超过这个极限值，水井压力就会波及到油井，从而造成水注不进去，采不出油的情况，可见加大对低渗油藏开发中井距的确定具有重要的现实意义，因此要不断加强对确定井距的研究。
2 低渗透油藏开发中存在的问题
由于在低渗透油藏开采的过程中，储层空喉比较小，造成在注采的时候存在着一定的困难，使得在油藏开发的过程中会表现成为不同的形式，在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发，造成低渗透油藏的开采率下降，具体如下：
（1）注水压力较高。
在低渗透油藏的开发过程中常用的方法是采用注水的方法，然而由于油层本身对水的吸附能力不强，吸附面不均匀，造成注采水平不高，使得油井和油井之间的连通性比较差，还有就是有时候注水的压力会发生突然增大的现象，因此在注水的时候会有困难的存在。
因为要经常在高压的情况下注水在低渗油藏的开发中，然而由于压力过大常常会对注水井造成损害，从而在注水开采的时候造成失衡，造成储量受到减产。
（2）增产效益不高。
在开发低渗透油藏的时候，注水开发造成采油井的采油量下降，难以实现增产的效果，实践数据显示要经过几个月的时间才能观察到注水的成效，就这样所得的
产量也只有初期的一半左右，这主要是在这个过程中压力传递的比较慢，这主要是因为开采了采油井后，油层与油层之间的空隙中的流体压力会逐渐下降，造成压力的传递越来越慢，不能对其进行及时的补充，从而表现为成效比较不及时。
（3）产量逐渐减小。
低渗透油藏采油井产量下降是影响开发过程中经济效益不断减小的原因，采油井产量下降的原因主要是因为采油井压力的不断下降造成的，这原因主要表现在：油藏本身具有的能量比较低。
由于低渗透油藏中饱和度比较低，较少的气量溶解在原油当中，岩性也比较密集，所以也造成了具备的弹性能量比较低，加之我国的低渗透油藏大部分属于构造―岩性圈闭或者岩性圈闭，造成底边的水对原油的驱动力不高。
其次就是上文所提到的压力传递的比较慢造成的。
3 低渗油藏开发中确定井距的原则
要根据油藏本身的具有的特点来确定低渗透油藏井距的极限值，但是这个极限值至今还没有一个确定的理论方法来进行确定井距。
要根据现场的注水以及采油的动态进行分析来确定井距。
由于低渗透油藏本身具有的能量比较低，所以为了补充所需要的能量在开采的过程中要注水或者注气的方法，但是综合技术和成本考虑，我国大都采用注水的方式来对低渗透油藏进行开发，但是并不是所有的低渗透油藏都适用注水的方式，但是对于一般的油井来说，由于地层的吸水性比较强，所以采用注水法成效比较明显，因此，要结合油藏的实际特点选择合适的注水方式进行注水，从而达到对油层补充的作用，对于这些油藏在确定其井距的极限值时主要遵循以下原则：
首先是要根据所得到的这些动态资料，设定不同的井距来预见采油井在这个井距的设定下所取得注水效果，从而对对驱动压力梯度和启动压力梯度进行比较。
其次就是根据注水后采油井的见效是否明显来对压力的传递是否较快。
最后就是如果采油井的产液量比较大，那么就能说明地层的渗透性比较好以及驱动压力梯度大于启动压力梯度。
只要上述三种情况中出现一种，就表示井距比极限井距要小，从而可以在这个井距的基础上增加井距的设计。
如果发生注水比较困难的现象，并且油井的成效不明显，那么就说明这时的井距已经超过了极限井距，这时候就应该适当的使井距减小。
根据这一方法来确定井距要在现场进行相应的注采实验，从而根据所得的数据对井距进行不断的调整，
4 结论
我国低渗透油藏存在的数量不少，但是在开发的过程中还存在着很多问题，而合适的井距是实现低渗透油藏开发合理的关键，因为注采井距就会在这这个生产压差下存在一个极限值，如果井距超过这个极限值，水井压力就会波及到油井，从而造成水注不进去，采不出油的情况发生，因此就要加大对低渗透油藏采油井井距的重视，设定出科学的低渗透油藏开发方案，确定出合适的井距，从而保证低渗透油藏的开采效果。
参考文献
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