裂缝性低渗透砂岩油藏井网优化设计

在对裂缝性低渗透砂岩油藏储层裂缝特点和井网适应性分析的基础上，应用适合裂缝性油藏特点的SimBestⅡ数值模拟模型，模拟计算了不同裂缝参数、不同井网形式及不同注水方式组合的多个方案，对比分析结果并结合大庆外围油藏河道砂体特征和经济效益评价，对裂缝性低渗透砂岩油藏合理井网进行了深入的研究。提出了两排注水井夹两排油井的菱形井网是裂缝性低渗透砂岩油藏的合理井网形式和井网参数，同时给出了裂缝性低渗透砂岩油藏菱形井网井排方向与裂缝走向的合理夹角和合理井距。此种方法在大庆外围裂缝性低渗透砂岩油藏井网设计中见到了较好的效果，也为类似油藏井网优化设计提供了理论依据。     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

彩南油田水平井联合直井整体加密井网优化研究

准噶尔盆地彩南油田彩１０井区三工河组油藏目前的基础井网偏稀，单井控制储量偏大，造成水驱控制储量程度偏低，水驱效果较差，油田产量递减。应用数值模拟和运筹学最优化技术，充分考虑地应力、井间干扰、经济因素和井网井距，对彩南油田水平井联合直井加密的综合经济效益进行对比研究，寻找最少投资下可最大幅度增产的水平段长度和加密的最优井距。根据研究结果认为，底水砂岩油藏水平井加密具有投资少、抑制底水锥进和产量高的优势，可提高采油速度０．７％，提高采收率４．５％，增加可采储量２４．２６×１０４ｔ。所建立的井网优化设计数学模型适用于新开发区及老开发区井位部署     

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

蟠龙油田属于特低-超低渗储层,非均质性强,油井单井产能低,迫切需要研究合理的注采井网井距,提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距,然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式,根据裂缝特征分析了合理的井排方向,最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明,蟠龙油田合理的注采井距为350~400 m,排距100~150 m,合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网,合理井排方向为NE66°~NE75°,合理的井网密度为25口/km2。     

长8超低渗透储层压力传播与合理井网形式研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式;综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明:孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500m,合理排距范围110～130m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450m,合理排距范围130～150m。     

透镜体低渗透岩性油藏合理井网井距研究

透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差。为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究。结果表明：基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1∶2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200 m时,最优采油井井距分别为300 m和250 m。该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴。     

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。     

低渗透裂缝性油田井网优化数值模拟研究——以两井油田为例

低渗透油田开发与裂缝密切相关，因此井网部署是否合理是低渗透油田开发成败的关键，利用数值模拟手段对吉林两井超低渗透油田让11试验区裂缝性超低渗透油藏的菱形井网和矩形井网进行了井网模式和井排距优化研究，这一研究成果为我国超低渗透油田采用合理的井网进行有效开发提供了借鉴。     

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86％ ～ 2.6％.     

岔河集油田岔15—141井组二次加密试验及效果

岔河集油田属河流相沉积复杂断块油藏，一次加密结束后油田依然存在井间油层连通率低，油层水驱控制程度低的问题。在180-200m的井距下能否再加密，增油效益如何必须论证，1999年进行了旨在提高油水井连通率的二次加密单井组试验，区域油层连通率提高了17．1百分点、水驱采收率大幅度提高，为岔河集油田进行二次井网加密和下步产量接替提供了科学依据。     

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长庆气田属低渗、薄层、地层—岩性圈闭定容气田，气层非均质性严重。针对长庆气田气层特征，从井网方式（包括方向、井距）与气层连通性、相对排气半径、采气速度、单井控制储量、非均衡开采的关系以及经济极限井距等方面研究了气田开发的井网问题；提出了在基础井网上抽稀、分批钻井、逐步调整加密形成最终开发井网的部署方案，该方案适合于长庆气田的地质特征。经测算，气井的经济极限井距为２ｋｍ；高产区采气速度与低产区采气速度之比应在３以下为宜；不同产能井区的相对排气半径差别较大，单井控制的有效排气面积可以相差较大。经过调整、加密的最终井网其井距接近于经济极限井距，可获得较好的单井产能和较高的气藏采收率。     

升平气田火山岩气藏井网井距研究

升平气田的储集层为中孔低渗火山岩，由于火山岩的特殊性，目前国内外关于火山岩气藏井网井距研究的相关报道较少，因此如何合理确定火山岩气藏井网井距对于保证升平气田开发取得最佳开发效果和经济效益具有重要意义。此次研究从地质、气藏工程、数值模拟角度探讨了升平气田井网井距的确定，分别按照经济评价方法、定单井产能法、合理采气速度法、丰度计算法计算了其极限井距和技术合理井距，并以经济评价方法为基础确定该气藏的合理井距。研究认为：只要技术合理，井距不低于其经济极限井距都是可行的。同时建议对升平气田实施非均衡开采，在相对高渗透层采用密井以获得高产，在低渗透层采用稀井以保证整个气藏开发的经济效益。最后结合数值模拟结果综合确定升深1井区采用1400 m井距、升深2井区采用1000 m井距。     

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。     

低渗透油藏分段压裂水平井布缝方式优化

为提高压裂改造效果,须优选出合理的裂缝参数。目前国内外优选裂缝参数时,只对裂缝务数、长度、间距、导流能力进行优化研究,没有考虑水平井裂缝布放方式对压裂水平井产能和含水率的影响.为此,文中以某低渗透油藏七点注采井网单元为例．采用数值模拟方法,在水平井分段压裂裂缝参数单因素分析基础上进行水平井布缝方式优化研究,评价了裂缝参数时井网单元开发指标的影响,最后优选出合理的水平井分段压裂裂缝参数。研究结果表明：考虑注水井的影响,为避免水突进,水平井布缝时,裂缝要错开注水井排布,靠近注水井的裂缝要短些,可以不等间距、不等长度排布,在获得较高产能的同时保证含水率也较低：合理的水平并布缝方式可提高单井产量和区块采出程度,使含水率上升缓慢,可提高水平井分段压裂改造效果和经济效益．该研究为同类油藏压裂施工设计提供了有效依据。     

面积注水井网的选择与调整

面积注水井网生产井的产出能力与注水井的注入能力之比,对合理注水方式的选择有着重要的影响。随肴产出-注入能力比的增加,应适当增加井网的注采井数比。当产出能力显著低于注入能力时,反九点注水井网是最佳的选择;当产出注入-能力比接近0,25时,应选择四点注水井网;当产出能力接近注入能力,选择五点注水井网,可以得到较高的采油速度。给出了合理注采井数比的简便计算公式。指出,中、低渗透油藏由于流度比都小于1,采用反九点注水井网进行开发是不适宜的,并给出了反九点注水井网的几种主要调整方式。     

低渗透油藏径向钻孔参数优化及应用

径向钻孔参数优化对完善井网适配、改善增产增注效果具有重要作用。基于稳态渗流理论、势的叠加原理等建立径向钻孔井产能计算模型,并以胜利油田现河油区低渗透油藏为例,分析了径向钻孔长度、钻孔个数对产能的影响。研究结果表明:径向钻孔能有效提高油(水)井的产油(注水)能力;随着钻孔长度(穿透比)的增加,产油(注水)能力的提高幅度越来越小;钻孔个数增加,产油(注水)能力增加,但当同一层中钻孔个数增加到6以上时,进一步增加钻孔个数对增产增注效果影响不明显。最后给出了同一层总钻孔个数应控制在6以内、钻孔长度应控制在100 m以内的径向钻孔矿场作业优化建议。     

低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨

以长庆安塞油田和吉林两井油田的实际资料为依据，利用谢尔卡夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢氏公式偏小，国内经验公式相对比较可靠；对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。因此，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。     

安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究

鄂尔多斯盆地安塞特低渗透油田由于存在天然裂缝或人工压裂裂缝,造成了储集层平面渗透率的方向非均质性。该油田以往采用正方形九点注水开发井网,存在沿裂缝方向油井见效、见水快,而裂缝两侧油井见效差或不见效等问题。以该油田具有代表性的坪桥区特低渗透油藏为例,通过数值模拟研究,对比分析了正方形反九点井网、菱形反九点井网和矩形五点井网的特点和开采效果,并对矩形井网的井排距和井距进行了优化。研究结果表明:在特低渗透油藏开发初期,菱形反九点井网开发效果好于正方形反九点井网,沿裂缝方向线状注水的矩形五点井网更适合特低渗透油藏开发;矩形五点井网可以对油井和注水井进行大型压裂,在提高单井产能和注水波及体积的同时可防止油井暴性水淹,通过适当延长沿裂缝方向的井距(最优井距为450～500m)、缩小垂直裂缝方向的排距(最优排距为150m),可以提高油井均匀受效程度和开发效果。图5表3参2(侯建锋摘)     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。