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5.87×8
10t ，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4.11×8
10t ，占胜利油田已开发储量的11.37%。未开发低渗透油田储量为1.76×8
10t ，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。
根据地下实际情况，许多低渗透油田都需要缩小井距，加密井网。但过去油价偏低，都因经济效益而未能进行加密调整。现在油价已经开放，基本保持正常状态，为加大井网密度，改善和开发好低渗透油田提供了非常有利的条件。
当然，也不是说井距越小越好，密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果为原则。同时还要保持较好的经济效益。
今年来，各油田都进行了经济最佳井网密度和极限井网密度的研究和测算。有关低渗透油田的资料数据如表2-1。长庆油田在编制安赛油田坪桥区开发方案时，根据新的价格和费用，对不同井网密度的技术和经济指标做过初步计算：简单数据见表2-2和图2-1。
滨南
8.9
--
11.8
--
5.8
图2-1 安塞油田坪桥区总利润与井距关系曲线
表2-2 安塞油田坪桥区井网密度数据表
开发，开发效果和经济效益都和不错。并于布井方式和注采系统，对正常砂岩油田来说，一般认为初期采用正方形井网，反九点法注采比较合适，这种方式调整比较灵活。
2.2井网部署对开发低渗透油藏的影响
低渗透油田绝大多数都程度不同的存在各种形态的裂缝。这些裂缝的存在，在很大程度上主宰了油气水的渗流通道。因此，对低渗透油田来说，研究裂缝形态，合理部署采油井网特别重要。我国裂缝性油田井网部署与裂缝方向的关系，在认识和实践上，大体经历过三个阶段。
早期阶段，注水井排平行于主裂缝方向，如扶余油田等。这种方式，生产井排见水时间推迟，采油状况改善，注水井排上得采油井水窜，水淹状况仍然严重。
为了减缓注水井排上采油井的水窜，水淹状况，80年代开发的新立，乾安和朝阳沟等油田，都将井排方向与裂缝方向错开22.5度。见图2-2。这样调整的结果，注水井排上采油井的见水和水淹以及初期油田开发状况是改善了一些，但有暴露出了新的矛盾，就是每口注水井沿裂缝方向，与错开两个井位(相距750m)的每口生产井都可能形成水线，生产井一旦见水，则含水上升速度很快，很难调整改善。
目前，在总结吸取前两种布井方式得经验教训得基础上，吉林在开发新民油田时，将正方形井网的井排方向与主裂缝方向错开45度，见图2-3。注水井投注后，沿裂缝方向的角井首先见水，因其井距较大（正方形井网井距为300m 时，角井井距为420m ），见水时间较晚，初期效果较好。到油田开发中后期，待角井水淹后，可转为注水井，这样就形成了与裂缝方向平行的五点法注采方式。注水井井距为420m ，注采井距为300m ，注采井排为212m 。从目前开采状况看来，效果比较好。
图2-2 井排与裂缝方向关系（22.5°）
图2-3 井排与裂缝方向关系（45°）
对比上述三种作法，初步认为第三种井网部署和注采方式比较合适一些。其基本点时：平行裂缝方向布井和注水，注水井井距可大一些，开始间隔注水，待井排上得采油井水淹后，可试验间隙轮换注水或到中后期转注。注采井距要小，主产井距初期要大，到中后期注采布局条件小效果很好得实践井组。
3极限井距及合理井距的确定方法
3.1经济极限井距与技术极限井距
低渗透油藏孔喉细小、小喉道连通的孔隙体积比例高、储层渗流阻力大，因此，注采井之间必须有足够的驱替压力梯度才能实现水驱，即注采井距不能太大，井网密度必须合理。
在一定注采压差下（工艺技术水平），油井能够控制的最大径向距离称为极限生产半径，在一定注水压差下，水井能够控制的最大径向距离称为极限注水半径。极限生产半径与极限注水半径的和称为技术极限注采井距。见图3-1。
图3-1 技术极限井距示意图
然而，受到经济指标的制约，井网不能太密，否则开发低渗透油藏将无法取得经济效益。
在原油价格一定的情况下，在一定经济技术和井网形式下,井网所控制的可采储量的价值等于钻井总投资和基本生产运行费用时的注采井距叫做经济极限井距。见图3-1。
因而，要保证新投入开发的低渗透油田或者将实施措施调整的老油田的开发效果和经济效益，必须对其合理井网密度，即合理井距进行优化研究。
当技术极限控制井距大于等于经济极限井距时,按通常的确定合理井距的方法来部署井网。当技术极限井距小于经济极限井距时，如果按照经济极限井距来部署井网，储层中就会存在不流动区，这时可根
据压裂工艺水平，进行整体压裂改造设计，人工改造出一定长度的、具有有效导流能力的裂缝，弥补技术极限控制井距和经济极限井距的差值。如果工艺水平难以有效解决，那么该油藏就暂时无法经济有效动用。
因此，最后的井距，应该是技术上可行，经济上合理的井距。既要考虑技术的要求，又要顾及经济上的可行性。
图3-1 经济极限井距示意图
3.2合理井距的确定方法
合理井距的确定方法有很多。本文对各种确定合理井距的方法做了总结，分别是水驱控制程度与井网密度关系法，井网密度与原油采收率关系法，满足一定采油速度法，根据启动压力梯度确定合理井距法，稳态法确定合理井距以及非稳态法确定合理井距，将这六种方法所得的技术极限井距进行平均，如果最终结果大于经济极限井距的时候，合理井距应选技术极限井距。
（1）井网密度与原油采收率关系法
根据谢尔卡乔夫公式，导出了井网密度与原油采收率的关系。
谢尔卡乔夫公式：
-as
E=E e(3-1) R D
北京石油勘探开发科学研究院参照谢尔卡乔夫方程，根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按不同流度分为5个区间归纳出最终采收率与井网密度的关系式(见表3-1)由此表结合具体油藏的流度(我国绝大多数低孔低渗油藏属表中的3，5类)，即可确定其采收率与井网密度的相关公式，计算其达到较高采收率对应的井网密度[12]。
（
我国低渗透砂岩油藏开发条例要求在20～30年内采出可采储量的70%～80%，因此要求初期采油速度力争在1.5%以上，满足一定采油速度的井网密度可由下式确定:
()()A
?
?
+
=
1β(3-2)
?
S?
q
N
V
T
根据实际油藏的上述各参数，即可计算得到满足一定采油速度的井网密度。
取得很好开发效果，如华北油田留17断块沙三下油藏、吉林新民油田、胜利渤南油田、大港马西深层系、新疆都善油由以及长庆马岭油田等。
（3）根据启动压力梯度计算合理井距法 根据渗流理论，等产量一源一汇稳定径向流的水动力场中，所有各流线中主流线上的渗流速度最大。而在同一流线上，与汇源等距离处的渗流速度最小。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，压力梯度亦相应最小。
由产量公式推导出主流线中点处的压力梯度为：
2
h w w
P P R R ln r λ-=
? (3-3) 式中： h P ——注水井井底流压，MPa ； w P ——采油井井底流压，MPa ； R ——注采井距，m ；
w r ——井筒半径，一般取0.1m 。
若要中点处的油流动，驱动压力梯度必须大于该点处的启动压力梯度。理论计算推导可得到塑性条件下的启动压力梯度为：
00024.K
μ
λ=
(3-4) 令两种启动压力梯度表达式相等，可得到给定注采压差和油层渗透率条件下的极限注采井距，即：
200024h w w
P P .R R K ln r μ
-= (3-5) 根据上式便可计算出不同注采压差，不同渗透率条件下的最大注采井距。 （4）稳态法确定合理井距 由非达西渗流渗流方程可知：
λπμ+=r
kh q dr dp 12 (3-6) 从上式可以看出：当储层处在刚性渗流条件下，驱替压力梯度dr dp /等于最小驱替压力梯度min λ，油井的产量等于零，液体质点不再流动，这时对应的半径r 为油井的极限控制半径。
当r 为极限半径时，下述关系式成立： min λr kh q dr dp ==极限
12πμ (3-20) 由胜利油田地质科学院的内部资料，求得最小启动压力与地层渗透率、流体的粘度之间的关系式如下：
5992.0)(
1945.0-=μ
g
min K λ (3-7)
可得极限半径的表达式为：
5992.0)(389.02μ
πμ
πμg min K kh q kh λq r ==
极限 (3-8)
（5）非稳态确定合理井距的方法
在地层中任取一宽度为dr 的微小环柱体，设dt 时间内在r+dr 面上流入的液体为Q ，同时间在r 面上流出为Q+dQ ，环形柱体内的压力下降了dp 。显然，dV 即为环形柱体内岩石和其中的液体释放弹性能而增加的体积。
由质量守恒方程可以得到：
t
p
hrdr
C dQ t ??=π2 (3-9) 对r 求偏导，得：
t
p
rhr
C r Q t ??=??π2 (3-24)
另一方面，如果这时液体的渗滤服从达西定律（可以看成瞬时满足），则，
)(
2B r
p
hr K
Q -??=
πμ
（3-10） 对r 求偏导，得：
)(222B r p
r
p r Kh r Q -??+??=??μπ （3-11） 令两式相等，得：
)(2222B r p
r
p r Kh t p hr C t -??+??=??μππ （3-12） 化简得：
t
p B r p r r p ??=-??+??η1)(122 （3-13） 由于B 值很小可以忽略，则上式可写成：
t p
r p r r
p ??=??+??η112
2 （3-14） 此时存在两个边界条件，分别是投产前折算压力处处相等和井径无穷小。在这两个边界条件下，对
上式求解，得：
()??
?
???-
-=-)4(4,2t r Ei Kh Q t r p p i ηπμ （3-15） 上述方程对r 求偏导，化简为：
)22(4t
r
r Kh Q r p ηπμ-=?? （3-16） 由于生产井在注水一段时间(一般为半年)后才开始见效，最小启动压力梯度在见效时传播的距离即为极限半径，根据地层中距井点r 处在任意时刻t 时的驱替压力梯度的表达式可以求出该极限半径，即：
min )22(4ληπμ=-=??t
r
r Kh Q r p （3-17） 其中 5992
.0g min k 1945.0-?
??
?
??=μλ 令μ
ηλπQ t
kh 8M min =，则上式可写成：
0t 4-Mr r 2=+η （3-18）
求解得：
2t
16M M r 2η++-=
极限
（3-19）
（6）经济极限井距
经济合理井距包括经济最佳井距和经济极限井距，经济最佳井距即为取得最大经济效益时的井距，经济极限井距为经济效益为零时的井距。
根据谢尔卡乔夫公式：
as R D E E e -= (3-20)
当总产出减去总开发投资达到最大时，经济效益最好，这时对应的井网密度就是经济最佳井网密度。当总产出等于总投资,即不盈利时,所对应的井网密度为经济极限井网密度。根据谢尔卡乔夫公式可以推导出经济最佳井网密度和极限井网密度公式。
将(3-20)两端乘以NL ，即：
as R D NLE NLE e -= (3-21)
式中 N ——油田探明储量，t ；
L ——为开发初期的原油价格，元/t 。 油田总投资为：
()
Z D A I I I S
+=
(3-22)
式中 I ——开发总的投资，元； A ——油藏含油面积，km 2； Z I ——单井钻井投资，元； D I ——单井地面投资，元。
当-=R NLE I 0时，则经济极限井网密度满足如下方程：
()
2D j j Z D NLE as as ln
A I I =+ (3-23)
式中 j S ——经济极限井网密度，well/km 2。
最后将所得的经济最佳井网密度和经济极限井网密度折算成井距，即可得到经济最佳井距和经济极限井距。
4实例计算及影响因素分析
4.1实例计算
某油田Ⅲ1层系，H ＝36.6m ，h =26.9m ，3230310-=?a K .m μ，32
44610-=?e K .m μ，
003616=?.mPa s μ，3235=si R m ，236=A .km ，435010=?N t ，019=q t d ，15=.β，T ＝
330d ，025=V .%，32?=P MPa ，0062=w r .m ，()0006=dP dr .M Pa m ，056=D E .，t =15a ，
a ＝0.82well/km 2
，i =0.075，M ＝750?104
元/井，P ＝70?104
元/井，G ＝1189元/t 。
根据不同的方法计算井网密度或极限半径： (1)由气测渗透率Ka 得,流度：
30.3
83.790.3616
a
a o
K λμ=
=
= （4-1）
介于30～100之间，根据井网密度与原油采收率关系法可知，该开发单元为第3类，故采收率：
2.635/s R E 0.5227e -= （4-2）
即可得井网密度:
()()2.635 2.635
7.4ln /0.5227ln 15 2.5%/0.5227R S E --=
==? （4-3）
由液测渗透率Ke 得,流度：
4.46
12.330.3616
e
e o
K λμ=
=
= （4-4）
介于5～30之间，根据井网密度与原油采收率关系法可知，该开发单元为第4类，故采收率：
542304832./s R E .e -= （4-5）
即井网密度：
()()
5.423 5.423
21.4ln /0.4832ln 15 2.5%/0.4832R S E --=
==? （4-6）
14.4S =well/km 2,折合成注采井距R =315m 。
（2）根据一定的采油速度法：
()()()()40011 1.5 2.5%35010/19330 3.69.7S V N q T A β=+????=+?????= （4-7） 折合成注采井距R =212m 。
（3）根据启动压力梯度确定合理井距：
20.0024ln w
p r r k r μ
??= （4-8） 2ln 0.0024w r Pk r r μ??= （4-9）
3
232 4.4610ln 0.0620.00240.3616
r r -????=? （4-10）
从而解得r =82.5m,井距R =2r=2?52.5=165m 。
(4)由稳态法可得极限半径:
0599205992
331903616235
30310127038903893143031026903616--???????=== ? ?
????????..g k q ..r .kh .....μπμ极限m
R ＝2r ＝2?127=254m 。
(5)由非稳态法可得：
0.5992
0.5992
3g min k 30.3100.19450.19458.60.3616λμ---????
?=== ? ?
????
（4-11） 831426986011153301851903616
??????===?min 8kh t ....M .Q .πλημ （4-12）
1855752
-==.r .极限m （4-13）
井距R =2?57.5=115m 。
(6)考虑到经济极限井网密度：
()
2D j j Z D NLE as as ln
A I I =+ （4-14）
即 ()
42
4
4
3501011890.560.820.82ln
3.6750107010
j j s s ????=?+? （4-15）
得19h s =口/km 2。折合成注采井距R=416m 。
将以上参数代入文中各式，计算得该层系平均技术合理井网密度为12.8well/km 2，经济极限井网密
度为19well/km 2。由于技术合理井网密度小于经济极限井网密度，因此合理井网密度为12.8well/km 2，折合注采井距280m 。
际结果表明，效果显著，主要表现在，采油速度由0.63％提高到3.02％。油井生产能力旺盛（新井平均单产22t/d ），注水井吸水能力强（平均单井吸水65m 3/d ），油井见效时间短，见效后产量恢复程度高。
4.2影响因素分析
根据推导出的计算公式，分别确定产量、渗透率、粘度、见效时间对合理井距的影响。
（1）产量对井距的影响：
保持其他参数不变，只改变产量，计算出相应的合理井距。计算结果见表4-2。
图4-1 产量对井距影响效果图
从计算结果可以看出，随着产量的增加，合理井距也随之增加，但是增加的幅度不大。
（2）渗透率对井距的影响：
保持其他参数不变，只改变渗透率，用软件计算出相应的合理井距。计算结果见表4-3。
图4-2 渗透率对合理井距影响效果图
从计算结果可以看出，随着渗透率的增加，合理井距也相应的有所增加，并且增加幅度越来越大。
所以，渗透率是合理井距的一个较大的影响因素。
（3）粘度对井距的影响
保持其他参数不变，只改变粘度的大小，用软件计算出相应的合理井距。计算结果见表4-4。
图4-3 粘度对合理井距影响效果图
从计算结果中可以得出，随着粘度的增加，合理井距在逐渐减小。即，原油粘度越大，所需的合理井距越小。
（4）见效时间对井距的影响
保持其他参数不变，只改变见效时间的大小，用软件计算出相应的合理井距。计算结果见表4-5。
图4-4 见效时间对合理井距影响效果图
从计算结果中可以看出，随着见效时间的增长，合理井距随之增大，可见，见效时间对合理井距的影响相对明显，是合理井距的一个重要影响因素。
从以上几个因素可看出，渗透率对井距的影响相对较大，且近似成线性关系，随着渗透率的增大，井距明显增加；产量、粘度、见效时间等对井距的影响相对较小一些，其中粘度与井距成反比，粘度越大，井距越小；产量、见效时间与井距成正比关系，产量、见效时间增大，井距也随之增大。
5结论
（1）通过对低渗透油藏特征的研究，总结出一套确定低渗透油藏合理井网部署的方法，确定了低渗透油藏的开采原则。
（2）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。
（3）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。
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[15] 曾大乾.中国低渗透砂岩储层类型及地质特征.石油学报.1994,1(1):38-43.
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5.87×8 10t ，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4.11×8 10t ，占胜利油田已开发储量的11.37%。未开发低渗透油田储量为1.76×8 10t ，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。 根据地下实际情况，许多低渗透油田都需要缩小井距，加密井网。但过去油价偏低，都因经济效益而未能进行加密调整。现在油价已经开放，基本保持正常状态，为加大井网密度，改善和开发好低渗透油田提供了非常有利的条件。 当然，也不是说井距越小越好，密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果为原则。同时还要保持较好的经济效益。 今年来，各油田都进行了经济最佳井网密度和极限井网密度的研究和测算。有关低渗透油田的资料数据如表2-1。长庆油田在编制安赛油田坪桥区开发方案时，根据新的价格和费用，对不同井网密度的技术和经济指标做过初步计算：简单数据见表2-2和图2-1。
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路2009-01-01 12:00 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。20世纪80年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有0.49毫达西，而当时能够成功开发的只是渗透率为10毫达西以上的油藏。此外，还有一种特殊的低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低的特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等。但是，随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。 一、低渗透油藏开发存在的问题 任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。 对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。 一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏的不断开发和开发工艺的不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产。因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏的物质基础。 另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求。盐的强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化。采用掺水解盐的方法可以缓解井筒结盐，但不
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法 摘要 本文基于油藏在开发中面临的实际问题，在总结前人已有成果的基础上，对不同形式井网的适应性进行了研究并且针对不同油田采用合理的井网部署方法。 关键词：井网，注水，裂缝。 一、不同形式井网适应性 1.1研究背景及意义 我国近年新增探明储量的油藏的特点较以往的显著不同点在于储量品味越来越差，以岩性为主的隐蔽油气藏和低渗透、特地渗透油藏越来越多，增加了储量动用、产能建设的难度，已开发的油田如何进一步改善开发效果，未动用的油田储量如何尽快有效的投入开发，这就需要我们针对不同的油藏采用合理有效的井网部署，对保持我国石油工业持续稳定发展有着十分重要的意义。 1.2常规油藏井网部署 根据油层分布状况、油田构造大小与断层、裂缝的发育状况、油层及流体的物理性质、油田的注水能力及强化开采措施，我们将注水方式分为边缘注水、切割注水、面积注水。 1.2.1边缘注水方式 对油层结构比较完整、油层分布比较稳定的中小型油田，鉴于其含油边界位置清楚、内外连通性号、流动系数高，我们选择采用边缘注水：对于含水区内渗透性较好、含水区与含油区之间不存在低渗透
带或断层的油藏，我们采用边缘外注水，注水井按与等高线平行的方式分布在外油水边缘处，向边水中注水；对于在含水边缘以外的地层渗透率显著变差的油藏，为了提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油能力，我们采用边缘上注水，将注水井分布在含油边缘上，或在油藏以内距离含油边缘不远的位置；如果地层渗透率在油水过渡带很差，或者过渡带注水根本不适宜，那么我们采用边缘内注水，将注水井分布在含油边缘以内，以保证油井充分见效和减少注水外逸量。 由于油水边界比较完整，采用常规油藏井网分布可以使水线推进均匀，控制相对容易，污水采收率和低含水采收率高，最重要的需要部署的注水井少，设备投资相对较小，经济效益高；但同时，在较大油田的构造顶部效果差，容易出现弹性驱动和溶解气驱，井排产量会递减，对此我们可以采用边缘注水与顶部点状中注水相结合的方法改善驱油效果，除此之外注水利用率不高、水向四周扩散也是无法避免的问题。 1.2.2切割注水方式 对于油层大面积分布、有一定延伸长度且流动系数较好的油藏，可以用注水井将油藏切割为较小面积的若干单元，成为独立的开发区域进行注水开发，这样有利于调整和布置，通常每个切割区由两排注水井夹三排或五排生产井组成。切割方式可分为纵切割（沿构造短轴方向切割）、横切割（沿构造长轴方向切割）、换装切割、分区切割。 这种部署方式对油藏的地质特征有很好的匹配性，便于修改原来的注水方式，在生产过程中，我们可以随时根据生产数据和生产动态
程时清+刘月田程时清低渗透油藏试井技术新进展
程时清低渗透油藏试井技术新进展 1低渗透油藏试井解释技术存在哪些问题？ 主要存在四方而试井问题：（1）关井测压时间长，许多试井资料未出现径向流。（2）考虑存在启动压力梯度，与实际油藏存在误差。（3）低孔、特低渗、非均质性严重，汕层砂体的接触具有多样性，现有试井无法回答导数曲线是否能反映储层砂体的小尺度变化。（4）大量产水油井的压力恢复试井曲线异常形状，传统单相流体试井模型认为导数曲线上翘是储层性质变差的表现，现认为是多相流流度变化所致。 应该利用现代试井分析技术，提高试井解释质量以及缩短测试时间、肖省成本。更重要的是极大地改善对低渗透油藏的试井资料解释的应用效果，对制定有效的开采措施、减缓汕田的产量递减和制定有效的汕田开发方案有重要意义。 2试井的定义？ 试井是以渗流力学为基础的动态测试方法，是指在不同工作制度下测量井底压力和温度等信号的工艺过程以及资料分析。 3低渗透油藏DST测试特点？ 测试工具用钻杆（或汕管）下入目的层之后，通过对测试阀的控制实现对地层的地下开关井来达到测试目的。 （1）流动压力随流动（开井）时间的增加而上升（2）流动时间短，汕井真实差能不易确左（3）关井时间短，压力恢复程度低。 4为什么说油气井试井是一项复杂的系统工程 油气井试井是一项复杂的系统工程： （1）严密的测试设计 （2）应用高精度的仪器设备进行现场测试 （3）配合测试进程多次开关井，准确计量产量，并处理好产出的油气 （4）以复杂油气藏为背景的渗流力学理论和方法 （5）以反问题理论为基础的试井解释软件 （6）结合地质、物探、测井、油藏及工艺措施的油藏动静态精细描述 5为什么说试井贯穿于油气田勘探开发全过程？ 试井贯穿于油气出勘探开发全过程：（1）勘探井试井；（2）开发准备阶段的试井（产能试井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井）；（3）开发中后期的动态分析试井；（4）针对特殊问题的试井。 6变渗透率试井特点及用途？ 变渗透率试井主要适用于渗透率随孔隙压力变化的储层参数解释。对于无限大储层试井压力曲线，在中、后期不再象常规无限大油藏那样恒等于0.5,而是导数曲线上翘，孔隙介质变形越严重，上翘程度越大。介质变形主要影响曲线的中、后期形态，而对早期纯井储段曲线的特征影响不大。在早期纯井储段，曲线特征与常规油藏的相同,是一条斜率为45°的直线。 主要用于介质变形的油藏，一类是深层髙温髙压汕藏，另一类是低渗透汕藏。容易产生塑性变形的汕藏主要是胶结砂岩油藏、泥质砂岩油藏和低压低渗油藏的参数解释。 （加）低渗透油藏试井工艺技术？程时淸 （1）环空试井（2）井下关井试井（3）永久式井下监测装宜（4）毛细管试井测试工艺（5）智能井技术（6）连续油管测试系统。
现代试井技术在低渗透油藏高效开发中的应用研究
现代试井技术在低渗透油藏高效开发中的应用研究 摘要试井技术对于制定和调整油田开发方案、评价开发措施以及油气藏描述等工作具有重要的参考价值，其优点在于有效评价周围油气层边界以及估算控制储量和地层参数，便于计算平均地层压力，同时更准确地对井间连通性进行判断并进行注采平衡分析，是油田开发的“听诊器”。当前，随着低渗透油藏在油田开发中比重的增加，如何根据低渗透储层特点进行测试以满足勘探开发需求就显得非常迫切，基于此，本文就现代试井相关技术在低渗透储层中的应用情况進行分析，探讨了试井分析方法，旨在提升低渗透储层的测试水平。 关键词低渗透油藏；现代试井技术 引言 试井指的是对油井或气井等进行产量、压力、温度以及取样的测试，试井分析则是对测试参数参照系统理论和模型进行对比，从而获得油藏信息。对于低渗透储层来说，其喉道以及多孔介质空隙相对较小，有着明显的固液作用，因此在试井分析的过程中就不能应用达西定律。在储层测试的过程中，测试结果的影响因素是十分复杂的，如渗透油藏试井测试过程中，压力降落或恢复速度非常慢，试井数据一般只测试到早期段，导致试井解释困难和结果多解性。即使都是低渗透储层，不同类别的低渗透储层也可能出现不同的测试结果，对于低渗透储层的测试来说，应当根据储层的不同类别采取针对性的测试工艺技术。 1 低渗透油藏储层特点及渗流特征 1.1 储层的地质特征 不同地区，其储层的地质特征不同，但是纵观我国各个油田储层的主要特点。主要包括储层物性较差，在储层过程中，其沉积物的成熟度以及孔隙度等都相对较低，之外，毛细管压力相对较高，裂缝发育也是储层地质的主要表现之一，最后，其地质类型以非均质为主。 1.2 储层的渗流特征 对于低渗透油藏储层的渗流特征，可分为很多方面，本文将其进行系统的总结归纳，认为主要特征包括三个方面，首先是典型的非达西流动特征，低渗储能，顾名思义，其渗透作用的空隙管道十分细小，基于这一原因，其吸附滞留层的影响作用就非常突出的表现出来。对于一些渗透率过小的油藏而言，流体的流动性与压力梯度存在一定的关系，因而，在石油开发过程中，其注水要分为三步走，即为超前注水，同步注水以及滞后注水。其次是和普通的油田不同，由于华北油田岩性的特殊性质，油田在投入使用过程中，应采用大砂量水力压裂对油层进行改造。在深地层中，水力压裂是导致垂直裂变的最为主要的原因，不仅如此，水力压变还改变了地层的渗流特征；最后，对于生产流程而言，应采用封闭套管其
低渗透油藏开发难点分析及开发对策研究
低渗透油藏开发难点分析及开发对策研究 摘要：低渗透油藏是针对储层物性特征的概念，一般是指渗透性能较低的储层，国外一般将低渗透储层称之为致密储层。低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源，但一般是指低渗透油气藏。在进行当前低渗透油藏开发难点分析的基础上，介绍了低渗透油藏开发的管理和技术对策研究。 关键词：低渗透油藏开发难点开发对策研究 0引言 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利油田低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为陆上油田增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。 1低渗透油藏开发难点分析 优化和完善注采井网，是提高低渗透油藏采收率的重要途径，而合理调整注采井网的首要前提，是了解和掌握低渗透油藏开发现状。国内低渗透油田开发技术与国外相比，存在一定差距，这里列举了目前普遍存在的四个问题。 1.1 注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征 沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑。 1.2 注采井网未考虑裂缝分布 由于目前对裂缝分布认识的局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快。同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液。
低渗透油藏的开发技术-2019年精选文档
低渗透油藏的开发技术 0 引言 低渗透是针对储层的概念，一般指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称为致密储层[1-3] 。进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂岩储层为主。 低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点： 1）低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低； 2）储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大； 3）低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁； 4）储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。 低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规
律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：①油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；②对油层伤害的敏感度强；③储层能量低，单井产量低；④基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。 1 低渗透油藏开发技术 1.1油气藏表征技术 油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。 油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。 1.2低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠 平衡钻井技术等。 欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20 世纪初就已提出但是直至20 世纪80 年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井
低渗透油藏开发调研
讨论主题： 低渗透油藏的开发 组长：邸鹏伟 组员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍 指导老师：杨满平 制作日期：2014年3月29日
一、开发背景 在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高,老区稳产难度越来越大,开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。 低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。 目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点： ①采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。 ②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。 ③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。 ④递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%，比正常情况下的递减率（6-10%）高2-6个百分点。 因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。 一、低渗透油藏的定义 低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。 二、低渗透油田的定义 低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。 根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。
沁南地区煤层气井网部署技术
● Ｖｏｌ．31，Ｎｏ．7 ２０13年7月 中国资源综合利用 ＣｈｉｎａＲｅｓｏｕｒｃｅｓＣｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ 科学、合理的煤层气井网对提高产能起着至关 重要的作用，能够增大采收率，且能使经济效益最佳。煤层气的产出受煤储层渗透率和煤层气的解吸速度共同控制。前者为煤储层的固有属性，无法改变；而后者为人为工程因素可人为控制。其中提高煤层气解吸速度的关键是井网部署，只有合理的井网部署才能使煤层气产能得到最大化。本文以沁水盆地南部为研究区，对垂直压裂井的井网部署进行研究。 1煤层气井网部署原则 科学合理的煤层气井网部署以提高产能、采收率、采气速度和经济效益为最终目标。井网部署方案的设计要基于实际的地质情况、经济效益及开发因素［1］。煤层气井网部署的具体原则如下［2］。１．1地质适应性 综合分析影响因素，优选煤层气开发单元最重要的两个影响因素是煤储层渗透率和含气量［3］；应因地制宜，根据构造做调整。 １．2经济效益最佳 煤层气开发在充分开采煤层气资源的同时要求利益最大化。所以煤层气的投入与产出也是影响煤层气井网部署的重要因素。 １．3井网开发滚动部署 煤层气井网部署不是一次性完成的，而是需要分阶段完成。找出煤储层富气高渗区，根据开发单元的优先程度，逐级进行井网滚动部署。 １．4适应外部环境 如果在沼泽、湖泊等地理环境较差以及地形条件比较复杂的地区，应该考虑多分支水平井开发，或者和直井组合进行煤层气开发；如果在煤矿区，考虑到安全性，在其他条件满足的情况下可以优先选择多分支水平井。 １．5生产有效接替 在现阶段井网部署时要结合煤层气未来开发，充分考虑生产有效接替，这样有利于煤层气的后续开发。 2煤层气井网部署要素 煤层气开发井网部署的主要内容分为井网样式、井网方位以及井网密度即井排距的确定3个方面，井网部署是否合理要以产气量和经济效益最佳为准则。这些要素都可以结合开发区实际地质条件和生产资料，运用地质类比法或者数值模拟技术来实现优化设计。 2.1井网样式 煤层气井网样式在很大程度上影响了煤层气单井产气量、采出程度以及投资成本，所以合理的井网样式可以提高产能，增大经济收益。煤储层特征尤其是渗透率大小控制着井网样式，主要的井网样式有矩形井网、五点式井网、梅花形井网等。 2.2井网方位 井网方位主要依据煤储层不同方向上的渗透性来确定，也就是与煤中天然裂隙主要延伸方向和压裂改造后的裂缝延伸方向有关。在渗透性较高的方向上，井网部署当中井距就较大，渗透性较差的 沁南地区煤层气井网部署技术 丁宏 （江苏煤炭地质勘探四队，南京210046） 摘要：以沁水盆地南部某开发区的煤储层特征、煤层气井排采数据等资料为依据，分析讨论了煤层气井 网部署的原则和要素。通过数值模拟详细研究了井网样式、井排距及井控面积，提出最佳井网部署方 案。研究结果表明：矩形井网为最佳井网样式，此时单井累计产能最高；通过软件模拟不同井排距之比 的单井产气量，发现井排距之比为1∶3时单井产气量最高；通过模拟不同井控面积条件下的单井产能， 根据煤层气最终收益，得出研究区最佳井网部署方案为200×600的矩形井网。 关键词：沁水盆地南部；井网部署；矩形井网 中图分类号：TD82文献标识码：A文章编号：１００８－９５００（２０13）07－００５4－０４ 收稿日期：２０13－０4－26 作者简介：丁宏（１９8５－），男，江苏如皋人，工学学士，助理工程师，主要从事煤炭地质工作。 工作研究 54 －－
低渗透油藏概述
低渗透油藏概述[加入收藏][字号:大中小] [时间:2012-03-23 来源：中国能源网关注度:3083] 摘要: 要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。为什么laowen会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川... 要认识低渗透油藏，我们可以从以下几个方面去进行认识：低渗透油藏的形成条件、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征、低渗透油层界限、低渗透油田分类。为什么laowen 会首先选择介绍低渗透油藏？因为在laowen看来，国内，特别是我们四川这个卡卡低渗透的油藏很是普遍，想什么胜利油田啊，塔河油田啊，都存在大面积的低渗透油藏，所以呢，laowen一直觉得有需求才有价值！所以我们一定要好好的研究一下低渗透油藏。 一、低渗透油藏的形成条件 我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。 二、低渗透油田的概念和低渗透油藏的主要特征 所谓低渗透油田是一个相对的概念，世界上并无统一固定的标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，变化范围较大。根据我国生产实践和理论研究，对于低渗透油层的范围和界限已经有了比较一致的认识。低渗透油藏的主要特征，不言而喻，就是其渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、渗流的阻力很大、液固界面及液液界面的相互作用力显著。它导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。这些内在的因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不压裂就无生产能力，稳产状况差，产量下降快，注水井吸水能力差；注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，随着含水上升，采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。 三、低渗透油层界限 油层是原油储集和流动的场所，油层的物理化学性质影响油水在孔隙中的分布及渗流的特征和规律。在渗流的范畴，油层属于多孔介质，它是由岩石的颗粒、胶结物作为固体骨架和大量形态复杂的孔隙网络空间组成的。流体就在那些细小的孔隙网络中流动。根据渗透率对采收率的影响程度及渗透率与临界压力梯度关系曲线的观察，渗透率在（40*10^-3 um2）前后有较大的变化，即渗透率低于40*10^-3μm2后，采收率明显降低，临界压力梯度明显加大，从油田生产实际看，渗透率低于50*10^-3μm2 的储层，虽然具有工业油流，但一般都要进行压裂改造，经过增产措施后，才能有效地投入正常开发，综上所述，1990 年油田开发工作会议上把低渗透油层上限定为50*10^-3μm2 。 低渗透油层下限也就是通常所称的有效厚度下限(截止值)，对低渗透油田来说这是一个十分重要的问题。在渗透率贡献分布图上，对应于渗透率累积贡献为98%的孔喉半径即为有效孔喉半径下限，低于该下限的孔隙空间对渗透率基本无贡献，液体基本不流动，如老君庙M 油层孔喉半径下限为0.691μm 2。通过单层试油确定能够产油的有效厚度渗透率下
数模井网分析预测系统介绍资料讲解
数模井网分析预测系统 V1.5版
简介 本专业软件研制项目，主要研究内容包括功能： 1 数模应用：系统可自动读取Eclipse数模E100和E300原始网格厂和动态静态属性并将图形在系统中展示。 2 专题图类:包括开发形势图、开采现状图、初产图等。 3 井网部署：系统提供可视化、图形化井网批量部署与编辑（删除、选转、移动井）功能。可对老区井网进行批量加密部署。可以计算不同井距下的井网控制指标，输出井距、坐标和相关控制指标。系统提供反方七点法、反九点法、反七点法、交错排状、七点法、五点法、正方七点法、直线排状等多种常用井网部署方法。 4 系统提供井网控制面积图并自动计算井网单井控制面积，并结合数模厂中的有效厚度、含水饱和度、孔隙度等计算单井在每个小层的控制储量和控制面积。 5 图形叠加分析：专题图类与数模厂任意叠加显示，同时系统提供大量的图形元素，让您可以做出精美的专题图。 6 专业的图形管理功能：系统提供图元-图层-图件的图形管理模式，并提供点、线、面、等值线、比例尺、坐标轴、标注等大量的绘图图元。 7 井网指标计算：系统采用龟贝图和数模网格厂图计算井网最大井距，最小井距，平均井距，单井控制面积，单井分层控制储量、井网水驱控制程度，井网控制程度，井网连通率，井网注采对应率等井网指标。 8 数模Schedule预测文件生成：该系统可将用户批量部署的井位大地坐标和数模网格坐标生成Schedule文件，为数模软件提供支持。 ?特点一：目前市场还没有一套井网部署与分析的系统，而我们实现了多种井网的部 署与分析，目前FDA支持批量(五点法、反方七点法、正方七点法、反九点法、反七 点法、交错排状、七点法、直线排状)井网部署与老区井网加密。同时利用ECPLISE 数模场与龟贝图综合进行井网各地层单井控制面积，控制储量，井网水驱控制程度 （单向、双向、三向）、井网钻遇率、井网注采连通率、井网采注连通率等井网指 标分析与计算。 ?特点二：目前市场上很多动态分析软件无法实现各种专题图叠加分析，而我们实现 了开采现状图、初期产能图、射孔平面图、ECPLISE数模场图、龟贝图等进行叠加 显示与分析。
超低渗透产量
西南石油大学学报（自然科学版） 2011年10月第33卷第5期 Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition） V ol.33No.5Oct.2011 编辑部网址：http：//https://www.360docs.net/doc/096438080.html, 文章编号：1674–5086（2011）05–0109–05DOI：10.3863/j.issn.1674–5086.2011.05.019 中图分类号：TE34文献标识码：A 选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系*李雄炎1，2，3，李洪奇2,3，周金煜4，刘苗绘2,3，何强2,3 1.中海油研究总院，北京东城100027； 2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京昌平102249； 3.中国石油大学地球探测与信息技术北京市重点实验室，北京昌平102249； 4.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710021摘要：复杂的渗流机理和敏感的改造工程，使鄂尔多斯盆地陇东地区超低渗透油藏的试油和稳产产量之间的关系紊乱。针对这一问题，基于达西定律和裘皮公式，分别探讨探井/评价井、开发井在试油和稳产阶段产量、产能之间的关系。由于超低渗透油藏中流体的渗流规律表现为非达西渗流，线性渗流定律在应用的过程中存在一定的限制。因此，不仅超低渗透油井在试油和稳产阶段的产量之间无明显关系，而且试油和稳产阶段的比采油指数之间线性相关程度也不够高。通过构造产能因子，并对其进行改进，探井/评价井、开发井的试油和稳产真产能因子（P F2）之间的线性相关系数分别为0.8937和0.8177。基于P F2，利用试油产量预测稳产产量，并与实际稳产产量进行对比，探井/评价井和开发井稳产产量预测的平均相对误差分别为8.27%和13.36%。 关键词：超低渗透油藏；非达西渗流；试油产量；稳产产量；产量关系；比采油指数；产能因子 网络出版地址：http：//https://www.360docs.net/doc/096438080.html,/kcms/detail/51.1718.TE.20110704.0946.003.html 李雄炎，李洪奇，周金煜，等．选用产能因子构建超低渗透油藏产量关系[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2011，33（5）：109–113． 引言 自20世纪90年代以来，随着低幅度构造油气藏和岩性油气藏的广泛勘探，低对比度油气藏逐渐成为我国每年新增油气储量的主力[1]，如柴达木盆地三湖地区的低饱和度气藏、松辽盆地敖南地区的低电阻率油藏、准噶尔盆地石炭系的火山岩气藏等。近年来，作为低对比度油气藏之一的超低渗透油藏（0.1～1.0mD）已成为勘探开发的主力对象。鄂尔多斯盆地陇东地区拥有丰富的超低渗透油藏，但勘探开发过程中的低、深、难问题尤为突出。 对于无自然产能的超低渗透油藏，必须进行压裂改造，才能获得原油产量。由于启动压力梯度和应力敏感的存在，超低渗透油藏渗流机理较为复杂，使得描述流体在多孔介质中稳定渗流的达西（Darcy）定律和裘皮（Dupuit）公式并不能准确表征流体的渗流特征[212]，从而使适用于常规油气藏的达西定律和裘皮公式在刻画超低渗透油藏中流体的渗流行为时，存在一定的局限性。改造工程的敏感性和渗流机理的复杂性，均给产能表征、产量定量计算、产量关系换算带来较大困难。 长庆油田在上产5000万吨的同时要通过测井精细评价规避快速上产的地质风险，在这一大背景下，准确刻画油井产能，建立试油产量和稳产产量之间的转换关系，对超低渗透油藏开发方案的制订尤为重要。 本文从达西定律和裘皮公式出发，以探井/评价井、开发井的试油产量和稳产产量为基础，利用比采油指数以及产能因子，探索超低渗透油层压裂改造后的试油产量和稳产产量之间的关系。通过对不同类型井的试油产量和稳产产量分析，建立了油井稳定产能预测公式，对研究区和相似地区超低渗透油藏的勘探与开发均具有一定的理论和实践意义。 *收稿日期：2010–09–02网络出版时间：2011–07–04 基金项目：国家高技术研究发展计划（863计划）（2009AA062802）。 作者简介：李雄炎（1983–），男（汉族），湖北天门人，在站博士后，从事地球物理信息处理与解释研究。E-mail：wangliaoziji@https://www.360docs.net/doc/096438080.html,
低渗透油藏
一．低渗透致密气藏的定义 关于低渗透气田的定义，大多根据储层物性来划分，但是目前国内外尚没有统一的 低渗透气田划分标准。以前关于低渗透气田的定义多参考低渗透油田标准，由于气体分 子直径要比油分子小得多，气体熟度(o．01mPa?)也远远小于原油，使气体具有吸附、 渗透和扩散的特性，在地层条件下其流动应该较原油容易得多，因此相应的气体可流动 的物性下限应较原油低得多。采用袖藏物性划分标准，往往使得气田的流动物性界限偏高，而忽略了许多有开采价值的储层，因此有必要对气藏的可流动物性界限做相应的研究。根据我国气田开发多年的经验，借鉴国外相关研究成果已形成了以下比较一致的观点。 一．低渗透气藏地质特征 美国在低渗透致密储层方面已经作过了不少的研究工作，其中最主要的研究成果有下列的几项：spenc欧(1985)简要讨论了落基山地区的低渗透致密储层的地质现状，F1nley (1984)总结了有代表性的毯状(层状)致密储层的地质及工程特征s spe皿。和Mast (1986)以美国石油地质学家协会名义发表了致密气藏的地质研究；M踢比船(1984)描述了 加拿大致密气藏的重要现状，spnc既(1989)总结了美国西部的低渗透致密储层特征等。 由于我国在低渗透气藏方面尚未进行全面的系统研究，因此下列基本特征是在美国所总结的资料基础上，参考我国低渗透油气田实际情况进行总结得到的。 (一)沉积特征和成因分娄 我国低渗透储层和其他中高渗透层一样，大部分生成于中、新生代陆相盆地之中，具有陆相碎屑岩储层共有的一些基本沉积特征——多物源、近物源、矿物及其结构成熟度低和沉积相带变化快等。从具体沉积环境分析，低渗透储层有以下几种成因类型和特点。 1．近源沉积 储层离物源区较近，未经长距离搬运就沉积下来，碎屑物质颗粒大小相差悬殊，分选差，不同粒径颗粒及泥块充填在不同的孔隙中，使储层总孔隙显连通孔隙都大幅度减小，形成低渗透储集层。冲积扇相沉积属于这类型，冲积扇沉积是山地河流一出山口，坡度变缓，宽度扩大，加上地层滤失，水量减少，流速急速更小，河水携带的碎屑物快速堆积成扇体沉积。 2．远源沉积 储层沉积时离物源区较远，水流所携带的碎屑经长距离的搬运，颗粒变细，悬浮部分增多。沉积成岩后，形成粒级细、孔隙半径、泥质(或钙质)含量高的低渗透储层。此类 储层在助陷型大型盆地沉积中心广泛发育。 3成岩作用 碎屑岩的形成从渗透储层的原因来说，除沉积成因以外，沉积后的成岩作用及后生作用对储层物性也起着十分重要的作用。储层在压实作用、胶结作用和溶蚀作用下，储层的孔隙度、渗透率不断发生变化。成岩过程中的压实作用和胶结作用使岩石原生孔隙减小，特别是成熟度低的岩石，由于孔隙度大量减小，容易变为低渗透储层，甚至变为极致密的非储集层。溶蚀作用可产生次生孔隙，使致密层孔隙度增加，重新变为低渗透储层。一般该类储层主要表现为低孔、低渗储层。 (二)储层特征 低渗透砂岩气藏主要有以下特征： 含水饱和度。 1．非均质性 低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都很不稳定，在短距离内就会出现岩相变化或岩性尖灭，以致井问无法对比。
低渗透油藏调研报告
低渗透油气藏调研报告 1 概念 21世纪以来，我国国民经济持续快速发展，对能源的需求量日趋增大，目前我国已成为仅次于美国的世界第二大能源消费国。石油和天然气作为目前影响我国能源安全的战略能源品种，其供需矛盾十分突出。据统计，2011年我国全年共消耗石油是4.5亿吨，其中2.5亿吨从国外进口，占石油总需求的56％。这意味着中国能源环境已经从“比较安全”向“比较不安全”转移。 2 0 0 6 年以来，国际油价持续走高，特别是自2 0 0 8 年1 月2 日国际油价首次突破1 0 0 美元/ 桶后，一直走高达到1 4 7 . 2 美元/ 桶的历史最高记录。尽管2 0 0 8 年9 月以来，由于国际金融危机的蔓延使得国际油价回落，但从长远看，石油是一种不可再生的战略资源，多个国际机构组织预测，至2 0 3 0 年石油仍将在全球一次能源消费中占据主导地位，国际石油市场仍以卖方市场为主，国际油价仍将高价位运行。随着我国石油对外依存度的升高，中国在国际油价的话语权将会越来越少，石油、天然气的国际高价格将给我国经济的长期持续稳定发展带来巨大挑战。 随着世界和我国油气工业的发展消耗以及未来对石油的需求，那些规模大、储量大、资源丰度高、易勘探、好开采的油气资源在整个剩余油气资源总量中所占的比重越来越小，一些以前不被重视的、未列入主要勘探目标的、开发效益相对较差、勘探开发技术要求高的油气资源逐步成为全球油气勘探开发的热点。用于常规油气资源勘探开发的工艺技术也可同样适用于低渗透油气资源。此外，低渗透油气资源勘探开发过程中对环境的影响是所有目前人类可开发利用的非常规油气资源中相对较小的，因而开展低渗透油气资源研发的重要性日益凸显。 近年以来在大庆、吉林、辽河、胜利、长庆等主要油田陆续发现了许多低渗透油藏。据统计，在近几年探明的未动用石油地质储量中，渗透率小于50md的低渗透储量占58%，而在探明的石油地质储量中，低渗透油藏的石油地质储量所占比例高达60~70%，甚至更高。经过多年的研究和试验，我国在低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术等方面，都有了较大的发展和提高。但是，目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到较好的开发。
现代化低渗透油田开发的合理井网
现代化低渗透油田开发的合理井网 摘要这篇文章基于油藏在开发中面临的实际问题，在总结前人已有成果的基础上，对不同形式的井网的适应性进行了研究并针对不同油田采用科学的井网部署方法。本文分为四部分，第一部分进行概述，第二部分论述低渗透油田开发的主要问题和原因，第三部分论述影响合理注采井网的因素，第四部分论述合理井网的探讨。 关键词井网；注水；裂缝 井网是不是合理，直接关系到采油的速度、采收率等，所以可以认为井网体系的选择是油田开发设计的关键问题，这篇文章就低渗透油田合理注采部署做总结，希望对开发好这类油田能有所借鉴。 1 概论 1.1 研究意义 我国这几年新增探明储量的油藏的特点与以前的明显不同是储量品味越来越不好，以岩性为主的隐蔽油气藏和低渗透、特低渗透油藏越来越多，增加了储量动用、产能建设的难度，已开发的油田怎样进一步改善开发效果，没有动用的油田储量怎样尽快卓有成效地投入开发，这就需要我们针对不同的油藏使用不同的井网安排，对保持我国石油工业持续稳定发展有着非常关键的意义。 1.2 常规油藏井网部署 按照油层分布状况，油田构造大小和断层，裂缝的发育状况，油层和流体的物理性质，把注水方式分为边缘注水、切割注水、面积注水。 1.3 三角形井网 三角形反七点注水井网，其形式见图1，这个井网油井和水井之比是m=2，一口注水井的注入量和二口油井的采液量差不多，因此，反七点井网适合吸水能力非常强的地层，一般注水井排方向和裂缝方向平行或接近平行，水在非常短的时间内沿裂缝流向与注水井排角度小的采油井，使油井含水上升变快，容易产生暴性水淹、注入水上窜造成套管变形、注水波及不均匀等问题，严重影响开发效果，位于裂缝两侧的井收效比较差，因此可以断定反七点法注采井网不适合低渗透开发油藏。 1.4 正方形井网 二十世纪九十年代以前，我国低渗透油田开发大都使用正方形反九点井网安排，井网形式见图2，这个井网油井和水井之比是m=3，一口注水井的注入量和
长庆油田低渗透油气藏开发
长庆油田低渗透油气藏开发 董义军乔娇 （西安石油大学，陕西西安710065） 【摘要】借鉴已有低渗透油气藏成功开发经验，结合超低渗透油藏特点，提出有效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的对策，对实际开发工作具有指导意义。 【关键词】鄂尔多斯盆地；超低渗；现状；挑战；对策 长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探开发，自新中国成立至今已经历了５０多年的发展历史。最初是在１９６９年前的２０年间，在盆地西缘段褶带先后获得工业性油气流井，在三叠系和侏罗系发现了几个小油气田。进入７０年代，在盆地中南部发现并陆续开发建设了一批侏罗系低渗透油田；到８０年代底，累计形成年产１３６．８×１０４ｔ规模的石油生产基地。在９０年代，油气勘探开发取得了突破性进展，陆续发现和开发了三叠系安塞、靖安大油田，古生界靖边、榆林大气田。 进入２１世纪，油气勘探开发快速发展，先后发现了乌审旗、苏里格大气田和西峰大油田。至今已先后成功开发了３６个低渗、特低渗油气田，创造了著名的安塞、靖安、西峰油田开发模式，靖边、榆林、苏里格气田建设模式。２００８年对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的开发，是继苏里格气田成功开发后的又一重大举措。 一、鄂尔多斯盆地低渗透油气藏开发现状 在上世纪７０年代，长庆油田先后开发了马岭、吴旗、红井子等侏罗系油田。８０年代末至９０年代，长庆油田针对安塞油田特低渗透油藏的特点，开展了大量开发试验研究与科技攻关，发现并开发了安塞、靖安等三叠系大油田和靖边、苏里格等特大型气田。长期的油气勘探开发实践加深了对盆地内油气藏地质条件特殊规律的认识，在勘探开发过程中，尤其是在开发中，必须始终坚持分油田和区块，深化油藏研究和认识，同时进行储量、单井产量和经济界限的研究评价。对于油田的开发，要井井压裂投产和早期注水开发；对于气田的开发，井井都要进行酸化压裂投产；以提高油气井单井产量和最终采收率，降低开发建设成本，实现效益开发。 长庆油田在对鄂尔多斯盆地低渗透油气藏的长期勘探开发实践基础上，依靠科技创新，逐步创造性的形成了“六大油气勘探开发理论”、“四种建设模式”、“十一项主体技术”、“十项关键技术”、“十项技术政策”，已成功开发的安塞油田、靖安油田都是典型的特低渗透油田，已形成较为成熟的“三低”油藏经济开发理论，为长庆油田在鄂尔多斯盆地加快油气勘探开发建设速度奠定了理论与技术基础。 二、面临新的挑战—— —超低渗透油藏开发 在综合油田发展基础和国家能源需求的情况下，长庆油田提出了一个极富挑战的战略目标：２０１５年实现油气当量５０００万吨，这意味着长庆油田将有望成为中国西部的大庆油田。２００８年长庆油田勘探开发在加大现有主力油田、气田上产力度的同时，锁定鄂尔多斯盆地储量规模巨大的超低渗透油藏，展开了大规模产能建设，超低渗油藏成为其原油快速上产的主力接替区。长庆超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖－安塞、西峰两侧五大区带，石油探明、控制、预测三级地质储量６．０７×１０８ｔ。与特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。也具有油层分布稳定，储量规模较大，原油性质较好，水敏矿物较少，易于注水开发等有利条件。超低渗透油藏资源丰富，开发潜力巨大。 三、超低渗透油藏开发对策 1．加强管理创新、技术创新和市场创新 在储量一定、区域有限的情况下，管理、技术、资源配置等方面的改革和创新对推动油气田快速发展显得尤为必要。以安塞、靖安、西峰模式等为借鉴，在盆地超低渗透油藏开发过程中，通过实施以“标准化设计、模块化建设、标准化预算、规模化采购和数字化管理”为主要内容的管理创新，成效显著。在资源配置方面，实行以市场配置和优化资源。优选具备相应资质、业绩表现良好的社会单位作为超低渗透油藏开发主力队伍保障，并与之建立良好的合作伙伴关系，以实现规模建产、快速建产。根据市场队伍的保障情况、各工序的难易程度以及现场实施风险大小，建立对外有吸引力、对内有竞争力的价格体系，并以价格调控市场、优选队伍、降低投资成本。通过前期的开发实践，表明要实现超低渗透油藏的高效开发就必须进行有效的管理创新、技术创新和市场创新。 2．大力推行勘探开发一体化，实现快速增储上产 勘探开发一体化是世界各大石油公司管理体制的一个重要特征。勘探开发一体化，就是在油田开发中，将原先彼此分散、独立的勘探与开发紧密结合起来，视勘探开发为一个有机整体，勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，变前后接力为互相渗透，相互协调，相互配合，共同完成储量向产量的转化。长庆油田超低渗透油藏开发过程中，大力推行勘探开发一体化，盆地大面积“三低”油气藏背景下存在油气富集区，为勘探开发一体化奠定了最有力的物质基础，勘探开发一体化又是提高油气田整体经济效益的必由之路。大力推行勘探开发一体化，能够有效解决储量接替问题，实现快速增储上产，井均征地大幅度减少，有效减少征地费，节约开发投资。勘探向开发延伸，开发向 区域经济 184 企业导报2009年第11期