存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

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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）06-0017-011 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。

华东石油大学采油工程试题及答案

华东⽯油⼤学采油⼯程试题及答案《采油⼯程》试题A（标准答案及评分标准）⼀、名词解释(每⼩题3分，共30分)1、油井流⼊动态：是指油井产量与井底流动压⼒的关系，它反映了油藏向该井供油的能⼒。

2、⽓液的滑脱现象：由于油、⽓密度的差异，在⽓液混合物向上流动的同时，⽓泡上升速度⼤于液体流速，⽓泡将从油中超越⽽过，这种⽓体超越液体上升的现象称为滑脱。

3、⽓举采油法：⽓举采油是依靠从地⾯注⼊井内的⾼压⽓体与油层产出流体在井筒中的混合，利⽤⽓体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流⼊到井内的原油举升到地⾯的⼀种采油⽅式。

4、冲程损失：由于抽油杆和油管的弹性伸缩造成光杆冲程与柱塞冲程的差值。

5、扭矩因数：是悬点载荷在曲柄轴上造成的扭矩与悬点载荷的⽐值。

6、⽔⼒功率：是指在⼀定时间内将⼀定量的液体提升⼀定距离所需要的功率。

7、注⽔井指⽰曲线：稳定流动条件下，注⼊压⼒与注⽔量之间的关系曲线。

8、填砂裂缝的导流能⼒：是在油层条件下，填砂裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积9、⾯容⽐：岩⽯反应表⾯积与酸液体积之⽐10、蜡的初始结晶温度：当温度降低到某⼀值时，原油中溶解的蜡便开始析出，蜡开始析出的温度称为蜡的初始结晶温度。

⼆、填空题(每空格0.5分，共20分)1、⾃喷井⽣产过程中原油流动的四个基本流动过程分别为(1) 油层中的渗流、(2) 井筒中的流动、(3) 地⾯管线中的⽔平或倾斜管流和(4) 嘴流。

2、⽓举采油按注⽓⽅式可分为(5) 连续⽓举和(6) 间歇⽓举。

3、当抽油机悬点开始上⾏时，游动凡尔(7) 关闭，液柱重量由(8) 油管转移(9) 抽油杆上，从⽽使抽油杆(10) 伸长，油管(11) 缩短。

4、在抽油机井⽣产过程中，如果上冲程快，下冲程慢，则说明平衡(12) 过量，应(13) 减⼩平衡重或平衡半径。

5、油层压⼒⾼于⽔层压⼒时，放⼤⽣产压差可以(14) 增加产油量，使含⽔(15) 升⾼。

6、当井壁上存在的周向应⼒达到井壁岩⽯的⽔平⽅向的抗拉强度时，将产⽣(16) 垂直裂缝。

特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用

李忠兴1 ,2 ,韩洪宝1 ,程林松1 ,张明禄2 ,史成恩2
(1. 石油大学 ( 北京) ; 2. 中国石油长庆油田勘探开发研究院)
基金项目 : 国家自然科学基金 “西部能源利用及其环境保护的若干问题” 重大研究计划项目
(90210019) 《西部深层变形介质复杂油气非线性渗流模型》
摘要 : 对长庆油田三叠系油藏 25 块不同渗透率岩心 ( 渗透率为 0. 022～8. 057mD ,多数小于 1mD) 进行室内驱替实验 ,获得实测启动压力梯度。依据考虑启动压力梯度后的一维非达西定律 ,对实验数据进行回归分析 ,获得了低渗透岩心的启动压力梯度与地层平均渗透率的幂函数关系式 ,绘制了启动压力梯度与渗透率关系的双对数坐标理论图版。利用实验得到的回归关系式和求解启动压力梯度的理论图版 ,结合低渗透油田实际 ,得到不同生产压差下确定极限注采井距的双对数坐标理论图版 ,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。图 3 表 1 参 10 关键词 : 低渗透 ; 启动压力梯度 ; 非达西渗流 ; 极限注采井距 ; 理论图版中图分类号 :TE311 ;TE348 文献标识码 :A
Q = K Δp λ μA ΔL ( 3)
对不同区块的储集层 , 只要确定相应的回归系数 α和 n 值 ,就可以确定该区块启动压力梯度与地层平均渗透率的数学表达式 , 从而研究启动压力梯度对低渗透油田开发指标的影响。为将实验研究结果应用到低渗透油田实际开发中 ,方便工程技术人员使用 ,本文绘制了确定低渗透油田启动压力梯度大小的理论图版 ( 见图 2) 。利用该图版 ,可以根据已知地层平均渗透率 , 快速、简便地求得相应地层启动压力梯度大小。
1 实验方法、结果及数据处理
1 . 1 实验方法

动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距

维普资讯
第６期
杨小平等：动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距
６５
水不均衡、注采对应率低、井问连通性差等问题，还
经常出现注水压力上升快，导致注水困难。低渗透
异常高压油藏弹性采收率较高（％一％），６９外多数油田都很低（．％～．％，０２３２平均为１３。．％）
（）２存在“ 启动压力梯度” 能量（和“ 压力）传递慢”导致低渗透油藏产量递减快。，因此，渗油藏不宜采取高速开采方式。低
油田经常使用的高压注水又容易引起注水井损坏，造成注采对应率低，储量损失大。
文献［１６详细解释了启动压力梯度对低渗透油藏注水的影响：由于启动压力梯度存在，注水井附近地层压力不断上升，因而注水压差越来越小，导致吸水量越来越小。近井地带憋压形成局部高压，使得注水套管各点受力不均，容易发生套管损坏。
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，注采井问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…。低渗透砂岩油藏开发方案设计（实施）必须考虑技术井距问
度来表征能量（压力）传递距离的大小，用能量（压
力）传递速度来表征能量传递的快慢。低渗透油藏先天不足在开发过程中又以各种
特殊形式表现出来，即通常所说的低渗油藏开发矛盾ｒ。这些矛盾几乎都可以用 “ ５』存在启动压力梯
度” 能量（和“ 压力）传递慢” 来解释。

反九点井网合理井距评价方法

反九点井网合理井距评价方法杜保健;周玉辉;吴锋;王攀【摘要】There are many ways to calculate the well spacing of the low permeability reservoir. The calculated results have much significance forthe establishment of an effective injection-production system. Based onthe features of the flow of the low permeability reservoir, the limit permeability method can be applied to determine the index Csp of the reasonable well spacing. Then the evaluation for the reasonable well spacing in the inverted nine-spot steamflood pattern can be set up. This paper analyzes the effect of reasonable well spacing on the injection-production system under certain condition, which offers scientific base for the development of the low permeability reservoir.%基于低渗油藏渗流特点，利用极限渗透率方法确定合理井距评价指标Csp，并确定反九点井网合理井距评价方法，分析在一定的注采条件下合理井距对有效注采系统的影响，为低渗油藏开发技术对策研究提供科学的决策依据。

测试启动压力实现有效注水

作者简介：李倩，女，1963年9月出生，1983年毕业于重庆石油学校开采专业，中原油田采油工程技术研究院，高级工程师，从事注水工艺技术研究。

测试启动压力，实现有效注水李倩赵奇祥张志平（中原油田分公司采油工程技术研究院河南濮阳 457001）摘要：中原油田属于复杂断块、深层低渗油气藏，经过多年的注水开发，部分油藏储层孔隙结构改变、层间矛盾突出、认识不清、开发效果变差。

充分认识油藏各层的启动状况是实现精细注水、提高有效注水的前提。

设计大通径的分层测试管柱，研究氧活化精细识别技术，将管柱分层技术与氧活化测试技术综合配套应用，确认潜力层，量化认识层间非均质性，重组层系及细化注水方案。

在精细注采调整中，优化设计单层分注工艺技术，以满足缩小注水井段、减小层间压差的细分层系注水。

该项技术在中原油田几个区块的应用，使得油藏地层压力回升，油层动用状况得到改善，达到了控水增油的目的，是重新识别油藏的又一工艺思路，提高了对高含水油藏后期注水开发的认识，在老油田的精细注采结构调整中具有一定的推广应用价值。

关键词：高含水油藏的二、三类层开发；分层启动压力；管柱-氧活化测试；细分注水；注采调整1 引言中原油田属于复杂断块、深层低渗油气藏，近几年，主要以调剖、酸化、压裂等措施改善注采剖面，同时长期注水开发使储层孔隙结构改变，注采失调，致使主体油藏高采出程度、高含水，II 、III 类油层水驱动用程度底，油藏层间和层内矛盾依旧突出，并且井况损坏严重、地下油水关系复杂、油藏认识不清，开发效果明显变差。

因此，要改善开发效果，有效注水开发II 、III 类油层，必须从剖面上深化对油藏的认识。

采用分层技术、氧活化测试技术及细化注水技术的综合配套，确认、启动和挖掘潜力层，压缩层段、细化注水，充分发挥层间潜力层及层内韵律层的作用，实现以水井为中心的井组层间精细注采调整，不断提高层间水驱动用程度，夯实油田的稳产基础。

2 分层启动压力测试技术及分注技术2.1 分层启动压力测试技术充分认识油藏各层的启动状况是实现精细注水、提高有效注水的前提。

【Selected】特低渗透油藏有效驱替压力系统建立.ppt

特低渗透油藏有效驱替压力系统建立
主要内容
一、问题的提出二、驱替压力系统的建立三、特低渗透油藏应用实例四、结论
一、问题的提出
特低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，导致油井产量低。因此，注水等补充能量是开发特低或超低渗透油藏开发的核心。本文以注水为例探讨低渗透油藏有效开发技术。
0.8
0.6
0.4
0.2
0 4 22 40 58 76 94 112 130 148 166 184 202 220 237
注采井距(m)
1.4 1.2
1 0.8 0.6 0.4 0.2
0 4
驱动压力梯度启动压力梯度
22 40 58 76 94 112 130 148
注采井排距距（(mm)）
存在压裂缝注采井间压力梯度分布不存在压裂缝注采井间压力梯度分布-3）、式（1-4）、（1-5）计算K=0.8×10-3mD，Xf=100m，在考虑启动压力梯度情况下，存在压裂缝时合理注采井距260m，不存在压裂缝时合理注采井距150m。
压力梯度(MPa/m) 压力梯度(MPa/m)
1.2
1
驱动压力梯度
启动压力梯度
储层压裂裂缝扩大了油水井间驱替距离。在储层渗透率一定的情况下，极限最大静压差（Pinj-Pw）决定了油井孔隙最大泄油半径r。反之若油田开发井网一旦确定，即油水井距确定，则油田开发注水强度（Pinj-Pw）决定了油田采油速度及油田采收率。其次，如油水井距小于（R+L），等强度的静压差（Pinj-Pw）将导致油藏快速见水。驱替端点压力Pinj及末端油井流压控制 Pw是影响油藏开发好坏的关键因素。
0.02
0.389 1.052 13.73 8.568 4.478 2.405 4.842 0.346 26.84 8.064

高含水期注采井距对油层动用状况影响

高含水期注采井距对油层动用状况影响摘要：分析了油田开发中后期影响油层动用状况的主要因素，主要受油层物理化学性质及布井方式、注采井距、生产压差等因素影响，并对注采井距及产量变化规律进行了探讨。

研究表明，随着注采井距的减小，其注采井间的平均注采压力梯度增大，同时距油井相同位置的地层压力也随之升高。

对于油层物性较好的油层，由于其渗透率高，单井产油能力就较高，其泄油范围就大，可适当加大注采井距。

关键词：注采系统调整；剩余油分布；注采井距；合理井网密度中图分类号： te34文献标识码：a 文章编号：常用的注水结构调整改善油田开发效果的方法，产油量增加的幅度也越来越小，但是地下可采储量仍然很大。

只有通过注采系统调整或井网加密来合理匹配注采井距改善油田目前的开发效果、减缓产量递减、降低含水上升率。

因此，选择以油田a区某块为例，研究适应油田高含水期的注采井距与油层动用的客观规律，建立合理调整注采井距可行的方法。

1 影响剩余油因素（1）注采比。

在井网密度和注水生产时间一定时，随着注采井数比的增加，油井受效方向数增多，水驱控制程度提高，注水波及系数也将随之增大，油层动用程度增加；反之当注采井数比逐渐减小，油井受效方向数减少、多向受效率降低，其油层动用程度将随之减少。

某区块部分开发层系注采井数比偏低，诱发套损，严重影响了某区块油层的动用。

（2）地层压力。

水淹状况较弱、剩余油潜力较大的地区，油层压力比较低；水淹状况严重的地区，油层压力比较高。

对于油田开发中后期主要是指靠近边水、注水井点附近以及生产井较稀的井区。

在单井上，含水高的油井，地层压力高、单井产液量大；含水低的油井，地层压力低、单井产液量低。

进入高含水期后，更加恶化了低压、低渗透层的生产条件，形成倒灌现象，结果低压层的储量根本没有动用，从而限制了放压提液增油的措施。

缩小注采井距，或者提高注水压力，可改变这种状况。

（3）剩余油分布。

①储层非均质性及沉积微相是影响剩余油的根本原因。

特低～超低渗透储层油水渗流效应分析及开发启示

特低～超低渗透储层油水渗流效应分析及开发启示王建民;张三【摘要】以鄂尔多斯盆地志丹油田烟雾峁区块延长组长4+5,长6储层为例,基于岩心渗流实验的归一化处理、考虑启动压力梯度、引入有效驱动系数及油水粘度比,将渗流理论与室内实验及生产实践密切结合,综合分析特低～超低渗透储层油水渗流效应,探讨其注水开发启示.结果表明,特低～超低渗透储层渗流特征受启动压力影响,启动压力将导致油井提前见水;当含水饱和度大于某一临界值后,油层含水变化率逐渐减小,无因次采液指数与采油指数之间的分化逐渐加剧,其相对稳定的变化区间则是油层提液增产及调整挖潜的重要机遇期.依据无因次采液、采油指数变化规律及其相应的含水率变化区间,可将特低～超低渗透油层开采过程划分为初产、稳产、有效提液、低效循环等4个阶段;在中高含水期,较高的有效驱动系数有利于油层提液增产;在特高含水后期,较小的有效驱动系数及油水粘度比则有利于油层提高低效循环阶段的最终采收率.流体饱和度不仅对特低～超低渗透油层含水率及采液采油指数等变化具有重要的控制和影响,而且也是导致区块生产差异的主要因素.对于那些饱和度分布不同、平面及层间生产差异比较突出的井区,应依据其所处开采阶段分别采取不同的对策参数,以改善油田整体开发效果.%Taking the Chang 4 + 5 and Chang 6 reservoir of the Mesozoic's Yanchang Formation of YW block of Zhidan oiffield in Ordos basin as an example,based on the normalization processing of core seepage experiment data,considered starting pressure gradient,introduced effective driving coefficient and oil-water viscosity ratio,made the seepage theory closely combine with indoor experiment and production practice,synthetically analyzed oil-water percolation effect of extra-ultra low permeability reservoir,and discussed the water injectiondevelopment enlightenment.The results showed that,the seepage characteristics of an extra-ultra low permeability reservoir influenced by the start-up pressure,start-up pressure would lead to water breakthrough in an oilwell ahead of time;when water saturation is greater than a certain critical value,rising rate of the reservoir water ratio would increase,the difference between dimensionless fluid and oil productivity index would gradually intensify,the relatively stable change interval between the two is an important time to adjust the exploit way for increasing oil production.Based on the change rule of dimensionless fluid and oil productivity index and the corresponding change range of moisture content,the development process of extra-ultra low permeable reservoirs can be divided into four stages:early production,stable production,effective increase production fluid,and low efficiency circulation;during medium and high water cut period,higher effective driving coefficient is helpful to increasing oil production;during ultra-high water cut stage,smaller effective driving coefficient and oiL/water viscosity ratio is beneficial to improve the ultimate recovery of low efficiency circulation stages.Fluid saturation has not only important control and influence on moisture content and fluid productivity index change for the extra-ultra low permeable reservoir,but also is a major factor that cause block production difference;For some well-block that has different saturation distribution and prominent production difference in plane and interlayer,its development process should take different countermeasures parametersto improve the oilfield overall development effect based on the mining stage.【期刊名称】《西安科技大学学报》【年(卷),期】2017(037)002【总页数】7页(P219-225)【关键词】特低～超低渗透储层;油水粘度比;流体饱和度;含水上升率;无因次采液及采油指数;渗流效应【作者】王建民;张三【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE122.2鄂尔多斯盆地低渗透油气资源十分丰富，目前已实现了对渗透率在0.3～1.0×10-3 μm2的超低渗透油藏的规模开发 [1-3]。

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。

普通稠油油藏水驱开发的相关调研解读

水驱在胜利油田的应用
胜利油田尚二区主要含油层系为馆陶组和东营组，含油面积为 8.1 km2，石油地质储量为
800×104t，油藏埋深为1023～1260m。地层温度为44～52℃，馆陶组原油黏度范围为526～
4931mPa·s，平均为1199 mPa·s；东营组原油黏度为465～6 066mPa·s，平均为1562 mPa·s，属于普通稠油油藏。
三、普通稠油油藏水驱相渗曲线
相对渗透率曲线的相关应用
1、计算油井产量，水油比和流度比
2、分析油井产水规律 3、确定油水在储层中的垂向分布 4、确定自由水面 5、计算驱油效率和油通稠油油藏水驱相渗曲线
因高黏度特征和稠油转蒸汽驱替的可能等方面的考虑，在测量普通稠油油
多油组互层状稠油油藏单层块状稠油油藏
单层状构造岩性稠油油藏新疆克拉玛依油田九区薄层状稠油油藏
汇报提纲
一、稠油油藏类型及特征二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题三、普通稠油油藏水驱相渗曲线
四、普通稠油油藏水驱的启动压力梯度
五、油藏水驱开发评价
六、致谢
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
二、普通稠油油藏水驱开发存在的问题
渤海SZ36-1油田水驱降粘研究现状及存在问题
渤海SZ36-1油田属海上重质稠油油田，常规注水开发采收率较低。提出水驱降粘开采新思路，即在常规注水开发的基础上,向注入水中加入少量高效经济的降粘剂，如碱降粘、表面活性剂降粘、碱和活性剂复配降粘。使注入水不但能驱油，而且能降粘，改善水油流度比，达到改善开发效果、提高采出程度的目的。
油空间类型或油气水分布状况、原油性质、驱动类型等。（2）现阶段稠油油藏以注蒸汽开发为主，储层发育状况极大的影响到注蒸汽开发的效果。分类时推荐以储层类型及其发育状况为基础进行分类。

非达西渗流界限对开发调整的影响研究

非达西渗流界限对开发调整的影响研究摘要:针对低渗透储层的渗透率低、油层物性差、非均质性严重等特点，结合A地区低渗透储层的实际情况，通过对非达西渗流特点以及其界限的了解，分析了低渗透储层存在的问题，并确定了开发调整策略。

关键词:低渗透非达西渗流开发调整1、引言A开发区已进入特高含水期,水驱开发的主要潜在对象已由中低含水期的中高渗透层转变为薄差层,但针对A地区薄差层的注采理论还有待进一步研究。

2、低渗透储层非达西渗流2.1 非达西渗流的界限在低渗透油藏中,流体渗流一般为非达西渗流,据文献有压力数法判断非达西渗流界限,压力数法公式[1]:（1）式中,为压力数,单位为兆帕。

根据恒速压汞试验获得的A开发区数据,利用公式（1）计算出每个岩心的压力数,进而得到压力数与渗透率的关系。

由于压力数大于5MPa时,低渗透储层的流动为非达西渗流,则我们可以利用公式求出当压力数等于5MPa时,对应的渗透率值为,即流体的非达西渗流界限为。

压力数随油层渗透率的增大而减小,当渗透率小于时,压力数随渗透率减小而急剧增大,此时非达西渗流特征非常明显。

2.2 启动压力梯度通过大量岩心实验测试结果得到A地区低渗储层的启动压力梯度与渗透率的关系,经数据回归分析,得到低渗透储层启动压力梯度与岩心渗透率的关系式: （2）低渗透油藏中的启动压力梯度与渗透率密切相关,渗透率越小,对应的启动压力梯度值就越大。

2.3 最大注采井距考虑启动压力梯度的非达西渗流的运动方程:（3）根据渗流力学理论,等产量一源一汇稳定渗流的流场中,主流线上的渗流速度最大,而在同一流线上,与汇源等距离处渗流速度最小,因此,实际油藏的注采井连线为其主流线,在主流线中点处渗流速度最小,压力梯度计算公式为: （4）式中:R—注采井距,m;—注水井井底流压,MPa;—采油井井底流压,MPa;rw—井筒半径,一般取0.1m。

当压力梯度与启动压力梯度相等时,我们即可求出最大注采井距,最大注采井距可随油层渗透率的增大而提高,且当油层渗透率确定后,最大注采井距可随注采压差的增大而提高。

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

本文从等产量一源一汇渗流理论出发 ,推导了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式 ,并结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法 ,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。
1 启动压力梯度与渗透率关系 [4 ]
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 :
由公式 ( 5) 确定 :
dp dx
=
aμq πK r1 r2
(5)
从式 ( 5) 可以看出 :凡是 r1 ·r2 相等的点其最大
压力梯度值也相同 ,故最大压力梯度等值线方程为
r1 ·r2 = C0
(6)
若用直角坐标代替极坐标 ,由于
r1 = ( x - a) 2 + y2 r2 = ( x + a) 2 + y2
(3) 实例分析结果与油田实际情况基本一致 , 说明该方法简单可靠。
参考文献 :
图 3 不同压差下渗透率和合理井距的关系
表 1 不同注采压差条件下的合理注采井距分析结果
序号
注采压差 /MPa
注采井距 /m
1
10
95
2
13
119
3
16
143
4
19
167
5
22
190
6
25
212
7
28
235
显然 ,合理注采井距随油层渗透率和注采压差增大而增大。对于低渗透油藏而言 ,仅靠增大注采压差增加的注采井距极为有限 ,而采取油层改造措施 ,不仅使油层渗透率增加 ,而且合理注采井距也直线增大。
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普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定

普通稠油油藏水驱开发有效注采井距的确定陈民锋;盖建;王敏;时建虎【摘要】基于典型注采条件下的渗流模型,在分析一注一采渗流场分布特点的基础上,通过研究注采井间压力、压力梯度的变化规律,提出了实现水驱开发有效驱替的条件,并建立了注采单元内流体可驱动面积的计算方法.利用本文建立的方法,结合油田实例进行计算分析,通过研究注采单元中驱替压力梯度与有效驱替范围的变化关系,确定了普通稠油油藏水驱开发的有效注采井距,结果表明本文方法具有良好的操作性,可以指导普通稠油油藏水驱开发注采井距的合理部署.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2014(026)004【总页数】5页(P50-53,58)【关键词】普通稠油油藏;水驱开发;压力梯度;有效驱替;注采井距【作者】陈民锋;盖建;王敏;时建虎【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院;中国石油大学(北京)石油工程学院【正文语种】中文随着我国油田开发的深入和开采技术的迅速发展,难动用油藏投入开发的比例越来越大,其中稠油油藏因其储量丰富逐渐成为油田开发的一个重要发展方向[1-4]。

对于粘度小于200 mPa·s的普通稠油,在综合考虑储量规模、不同开发方式效益的情况下,目前常采取注水开发,确定合理的注采井距是影响水驱开发效果的关键[3-6]。

原油流变性和渗流特征实验表明,稠油属于具有启动压力梯度的粘塑性流体,具有粘弹性和触变性特征,即粘度随剪切速率的增大而减小。

稠油作为一种非牛顿流体,在多孔介质中流动时存在启动压差,只有驱动压差大于该启动压差时原油才会流动[5-8]。

为保证注采井间建立的驱动压差大于启动压差,通常确定注采井距的方法是在给定压差条件下计算井间驱替压力梯度等于启动压力梯度时对应的极限注采井距[9-10],但这种方法确定的开发井距在实际生产中存在一定的问题,即在极限注采井距下建立的井间驱替压差只能保证在注采主流线附近区域内的流体能够流动,而整个注采单元大部分区域的流体由于受到的驱动压差较小而不能得到有效动用。

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。

一种基于生产数据反演注采井间动态连通性的方法

一种基于生产数据反演注采井间动态连通性的方法刘世界;彭小东;李军;段策;刘鑫;李正健【摘要】井间动态连通性是指储层内流体的连通性,与地层对比和地震横向预测的静态连通性有本质的区别.利用生产数据来研究油藏动态连通性,既能得到较准确有效的结果,又廉价易行.采用井场动态生产数据,使用灰色关联分析法,计算井间动态数据的相关性,通过相关性大小定量判断井间动态连通性的强弱和水驱油效果的好坏.结果表明:灰相关能对井间的连通性进行量化评价,并能够评价水驱效果.%The connectivity of fluid between the reservior, that' s called inter-well dynamic connectivity, there is a difference with static connectivity by formation correlation and seismic lateral ing production data to study the dynamic connectivity of reservior, not only can get a more accurate and effective results, but also cheaper and easier.Based on the production performance data and the theory of grey relational analysis, correlation which characterizes the degree of inter-well connectivity and oil displacement efficiency can be obtained.It shows that the theory of grey relational analysis can evaluate inter-well dynamic connectivity quantitatively and oil displacement efficiency.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2013(013)001【总页数】4页(P145-148)【关键词】连通性;灰相关;水驱油效果【作者】刘世界;彭小东;李军;段策;刘鑫;李正健【作者单位】成都理工大学能源学院,成都 610059;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江 524057;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津 300452;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江 524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江 524057【正文语种】中文【中图分类】TE331.2连通性是油气藏评价的重要内容，也是制订油田开发调整方案的重要依据。

海上油田合理油水井数比计算新方法

海上油田合理油水井数比计算新方法许家峰;倪学锋;甯波;何晶【摘要】借鉴陆上注水开发油田合理油水井数比计算方法,考虑海上油田高速产液条件下实际生产控制条件及平台液处理能力,建立了一种适合于海上油田合理油水井数比计算的新方法.对比已有的多种计算方法,结果表明,考虑产液量的限制对计算结果影响最大,其次是注采不平衡时注采比的影响,流体物性影响相对最小.海上油田合理油水井数比计算方法同时也为海上新油田开发方案设计及在生产油田调整方案设计中经济合理液处理能力的确定打下基础.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)011【总页数】5页(P109-113)【关键词】海上油田;注水开发;油水井数比;液处理能力【作者】许家峰;倪学锋;甯波;何晶【作者单位】中海油研究总院开发研究院,北京100027;中化石油勘探开发公司,北京100030;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京100083;新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE32目前有关陆上油田水驱开发油田油水井数比计算方法[1～4]较多，包括吸水产液指数法、考虑注采比的吸水产液指数法、考虑地层压力合理油水井数比计算方法等。

现有方法存在的差异主要表现在是否考虑油水密度差异及体积因数，是否考虑注采平衡等因素；但共同点均为通过极值原理，考虑油田产液最大化的计算方法。

海上油田开发模式不同于陆上油田，重要的一个因素就是油田产液量受平台或油轮液处理能量的限制，另外，海上油田采液速度多高于陆上油田，出砂也严重制约着油田的开发效果。

因此，在有限的液处理条件及合理生产压差控制条件下的合理油水井数比的计算是要解决的问题。

1 已有计算方法对比1.1 吸水产液指数法吸水产液指数法公式[1]在注采平衡条件下，通过极值原理推导得到，计算方法简单，方便使用，尤其早期在油田注采井网调整中得以广泛应用。

该计算方法可解决不同含水阶段油水井数比，但未考虑油水密度及体积因数的影响，并且还不能解决注采不平衡的问题。

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