井距
- 基于大數(shù)據(jù)分析的深層頁巖氣水平井井距優(yōu)化新技術(shù)
——以四川盆地南部瀘州區(qū)塊陽101井區(qū)為例
次井網(wǎng)部署的合理井距成了亟待解決的問題。目前頁巖氣井井距優(yōu)化設(shè)計主要基于現(xiàn)場試驗和數(shù)值模擬兩種技術(shù)方法開展?，F(xiàn)場試驗方面，Portis等[6]結(jié)合Eagle Ford頁巖區(qū)塊開展的微地震監(jiān)測、示蹤劑監(jiān)測、壓力監(jiān)測等現(xiàn)場試驗實例，對比分析了井間干擾程度隨時間的變化關(guān)系，以此指導(dǎo)新部署井的井距優(yōu)化；Cakici等[7]基于Marcellus頁巖區(qū)塊分布式光纖監(jiān)測結(jié)果研究了壓裂縫網(wǎng)有效參數(shù)與最優(yōu)井距的內(nèi)在聯(lián)系；Lorwongngam等[8]采用數(shù)據(jù)分析方法對大量
天然氣工業(yè) 2022年8期2022-09-14
- 瓦斯地面安全高效抽采井網(wǎng)優(yōu)化數(shù)值仿真研究
成至關(guān)重要，不同井距井群抽采時抽采井瓦斯產(chǎn)氣速率、累計產(chǎn)量、儲層壓降以及儲層瓦斯?jié)舛染S之變化，影響抽采井的使用壽命以及使用壽命期間的瓦斯產(chǎn)量。國外瓦斯儲層普遍具有較高的滲透率，瓦斯抽采井網(wǎng)間距較大，關(guān)于瓦斯抽采井網(wǎng)布置的研究也相對較少[4]。一些學(xué)者針對國內(nèi)低滲煤儲層的瓦斯抽采井網(wǎng)布置設(shè)計做了大量的研究[3-8]，但是針對低階煤田瓦斯抽采井網(wǎng)布置的研究并不多見。與高階煤相比，低階煤一般孔隙度較大，中孔-大孔分布較多，孔隙連通性好，滲流能力較強，吸附能力較
安全與環(huán)境工程 2022年4期2022-08-13
- 稠油油藏蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)化學(xué)驅(qū)極限井距的確定方法
采壓差一定、注采井距減小到某一值時,注采井間的驅(qū)動壓力梯度剛好大于啟動壓力梯度,流體開始流動,這一井距為技術(shù)極限井距。技術(shù)極限井距是保證驅(qū)替能夠取得好的效果、確定新井井位和老井調(diào)整的重要依據(jù)[8-9]。目前研究大多為低滲油藏技術(shù)極限井距的計算方法[10-12],針對稠油油藏極限井距計算方法的研究較少,而且沒有考慮驅(qū)替過程中的動態(tài)變化。遲杰等[13]建立CO2混相與非混相共同驅(qū)滲流數(shù)學(xué)模型, 用傳質(zhì)-擴散-吸附方程求解混相波及區(qū)內(nèi)CO2濃度的分布, 用特征線
中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2022年1期2022-02-28
- 加拿大Duvernay頁巖凝析氣藏水平井合理井距研究
成的。初期采用大井距生產(chǎn)、后期加密井網(wǎng)的開發(fā)模式，雖然可以降低頁巖氣開發(fā)帶來的風(fēng)險，但后期投產(chǎn)的加密井產(chǎn)量普遍低于母井，降低頁巖氣開發(fā)整體效果。因此，頁巖氣藏水平井井網(wǎng)井距必須一次性部署，才能保證體積壓裂對地層改造效果的最大化[5]。若水平井井距過大，水平井之間部分區(qū)域無法得到有效地壓裂改造，儲量無法充分動用，造成資源浪費；若井距偏小，壓裂可能造成兩井裂縫溝通，井間干擾加劇，難以保證經(jīng)濟效益[6]。確定合理井距是經(jīng)濟高效開發(fā)頁巖氣藏的必然要求，也是頁巖氣開
石油地質(zhì)與工程 2021年4期2021-08-24
- 深層頁巖氣地質(zhì)工程一體化井距優(yōu)化
——以威榮頁巖氣田為例
00）合理的開發(fā)井距是提高井控儲量，實現(xiàn)氣藏規(guī)模、效益開發(fā)的關(guān)鍵。井距偏大，井間儲量動用不充分；井距偏小，井間干擾加劇、開發(fā)成本變高[1-2]。頁巖儲層由于滲透性極差，均需壓裂才能投產(chǎn)，工藝技術(shù)的差異也決定了開發(fā)井距的設(shè)計[3-6]。隨著威榮氣田改造工藝技術(shù)的不斷進步，主體壓裂工藝由“控近擴遠”向“密切割”工藝轉(zhuǎn)變，通過微地震監(jiān)測、壓裂模擬等方法均表明，前期設(shè)計400 m井距需要進行針對性的調(diào)整。國內(nèi)外目前通過現(xiàn)場小井距試驗確定井間干擾，開展井距優(yōu)化設(shè)計研
油氣藏評價與開發(fā) 2021年3期2021-06-22
- 低滲透油藏常規(guī)水驅(qū)與二氧化碳驅(qū)井距界限研究
量采用較大的開發(fā)井距，然而，低滲透油藏由于具有啟動壓力梯度特征，過大的井距會嚴重降低驅(qū)替效率，因此，低滲透油藏在理論上存在最大井距；張鵬飛等[8]開展了真實油藏條件下啟動壓力梯度的實驗研究，并給出了水驅(qū)開發(fā)的井距優(yōu)化方法；郭粉轉(zhuǎn)等[9]研究了啟動壓力梯度對四點井網(wǎng)注水單元波及效率的影響；基于長慶油田特低滲透油田實際情況，史成恩等[10]開展了正方形反九點、菱形反九點與矩形井網(wǎng)提高水驅(qū)開發(fā)效果的研究。然而，對于考慮啟動壓力梯度影響的不同驅(qū)替方式下井距界限研究
特種油氣藏 2021年2期2021-06-21
- 考慮壓敏效應(yīng)的技術(shù)極限井距計算方法研究
要調(diào)整措施，注采井距過大，滲流阻力大，注采井間壓力消耗大，無法建立有效驅(qū)替；注采井距過小，開發(fā)成本增加，效益變差[13-14]。因此，針對特低滲透油藏地質(zhì)條件及開發(fā)技術(shù)政策，采用合理注采井距對油藏的有效開發(fā)具有極重要的意義。針對特低滲透油藏，傳統(tǒng)技術(shù)極限井距計算方法存在兩點不足，一是未考慮壓敏效應(yīng)對注采井間驅(qū)替壓力分布的影響[15-18]，二是未考慮壓敏效應(yīng)引起啟動壓力梯度發(fā)生動態(tài)變化的問題[19-20]，導(dǎo)致此類方法不符合特低滲透油藏礦場實際情況。為滿足
非常規(guī)油氣 2021年2期2021-05-24
- 雞西盆地梨樹鎮(zhèn)凹陷煤層氣試驗區(qū)井網(wǎng)數(shù)值優(yōu)化
200m三種不同井距模擬，結(jié)果對比分析表明，井距350m×200m為最佳井距，三角型井網(wǎng)為最佳井網(wǎng)形式。1 地質(zhì)背景雞西盆地煤層氣試驗區(qū)位于雞西盆地南部梨樹鎮(zhèn)凹陷合作區(qū)塊，在構(gòu)造上為一斷背斜[1]。研究區(qū)主力煤層為116Ⅱ、117號煤層，埋深在1252.2～1306.6m之間，煤層厚度為3m，演化程度中等，Ro測值為0.85%～1.07%，屬半亮型煤，煤巖結(jié)構(gòu)較為完整[2]。煤層含氣量在4.62～8.86m3/t，平均為6.73m3/t；含氣飽和 度 在4
西部探礦工程 2021年6期2021-05-24
- “井工廠”壓裂模式下水力裂縫動態(tài)擴展模擬分析
井工廠”壓裂合理井距選擇提供理論支撐。1 數(shù)學(xué)模型巖石起裂后，隨著壓裂液的繼續(xù)注入，水力裂縫在水動力作用下開始擴展。其裂縫幾何形態(tài)主要受巖石力學(xué)參數(shù)、地應(yīng)力場和注入?yún)?shù)控制。而水力裂縫動態(tài)延伸是一個復(fù)雜的物理過程，其主要包含兩組準則：①動量守恒定律、質(zhì)量守恒定律和能量守恒定律；②裂縫動態(tài)延伸準則及流體濾失方程。1.1 控制方程基于Biot理論耦合儲層巖石線彈性應(yīng)變和孔隙壓力變化，其控制方程為：(1)在模擬過程中，通過有效應(yīng)力來控制儲層巖石的破壞和變形。根據(jù)
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2021年6期2021-02-16
- 雙河油田Ⅳ1-3層系非均相復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整研究
合考慮井網(wǎng)形式、井距大小及流線轉(zhuǎn)換角度等因素對油田采收率和經(jīng)濟效益兩方面的影響[13-15]，通過優(yōu)化得到各種影響因素的經(jīng)濟、技術(shù)界限。對于聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等成熟的化學(xué)驅(qū)技術(shù)井網(wǎng)、井距的論證，已有的大量研究工作形成了可靠的方法和結(jié)論，但非均相復(fù)合驅(qū)油體系與上述化學(xué)驅(qū)驅(qū)油體系有著本質(zhì)的區(qū)別。針對非均相復(fù)合驅(qū)進行井網(wǎng)、井距及井網(wǎng)綜合調(diào)整方法研究，具有重要的意義。因此，采用數(shù)值模擬方法，運用中國石化自主研發(fā)的SLCHEM化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件[16-
油氣藏評價與開發(fā) 2020年6期2021-01-08
- 考慮變啟動壓力梯度的技術(shù)極限井距計算方法研究
要調(diào)整措施，注采井距過大，滲流阻力大，注采井間壓力消耗大，無法建立有效驅(qū)替；注采井距過小，開發(fā)成本增加，效益變差［13-14］。因此，針對特低滲透油藏地質(zhì)條件及開發(fā)技術(shù)政策，采用合理注采井距對油藏的有效開發(fā)具有極重要的意義。針對特低滲透油藏，傳統(tǒng)技術(shù)極限井距計算方法存在兩點不足：一是未考慮壓敏效應(yīng)對注采井間驅(qū)替壓力分布的影響［15-18］；二是未考慮壓敏效應(yīng)引起啟動壓力梯度發(fā)生動態(tài)變化的問題［19-20］，導(dǎo)致此類方法不符合特低滲透油藏礦場實際情況。 為了
復(fù)雜油氣藏 2020年3期2020-12-10
- 姜家川區(qū)塊長8油藏注采井網(wǎng)研究
限，尤其是對合理井距和排距的研究較少。本文分析了姜家川區(qū)塊的油藏地質(zhì)特征，對長8油藏的注采井網(wǎng)進行了研究，綜合油藏工程方法和開發(fā)經(jīng)驗法，重點利用數(shù)值模擬技術(shù)確定了適合本區(qū)的合理井距和排距，以此來指導(dǎo)延長油田超低滲透油藏經(jīng)濟、高效的開發(fā)。1 油藏基本特征姜家川區(qū)塊地理位置處于陜西省富縣境內(nèi)，構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地南部探區(qū)，整體表現(xiàn)為西傾單斜。研究區(qū)主力油層長8是巖性油藏，儲層孔隙度平均為7.1%，滲透率平均為0.28 mD，屬于特低孔—超低滲透油藏[3-4]。
非常規(guī)油氣 2020年5期2020-11-23
- 超低滲透砂巖油藏提高采收率研究
的影響。技術(shù)極限井距概念與公式推導(dǎo)。一些流體在物性儲層產(chǎn)生滲透的過程中，在壓力梯度上升期間，有不同滲透狀態(tài)：如果驅(qū)替壓力梯度較小，并且流體流動性受阻，同時小于臨界啟動壓力梯度時，流體區(qū)域會有一定的流動狀態(tài)，但流動速度偏低，處于受阻狀態(tài)。確定井距方面。在對井距確定過程中，需對經(jīng)濟合理井距以及技術(shù)極限注采井距進行全面考慮，若技術(shù)極限注采井具與經(jīng)濟合理井距相比較大的情況下，可根據(jù)經(jīng)濟合理井距布設(shè);若技術(shù)極限注采井具與經(jīng)濟合理經(jīng)濟相比較小的情況下，依然采用經(jīng)濟合理
新疆地質(zhì) 2020年3期2020-11-06
- 海上裂縫性低滲透油藏矩形井網(wǎng)合理井距研究
——以渤海B 油田為例
發(fā)策略會導(dǎo)致開發(fā)井距過大，低滲透油藏難以建立有效注采［10-13］。 為了確定海上裂縫性低滲透油藏采用矩形五點法井網(wǎng)的合理井距，盡量平衡海上少井高產(chǎn)和建立有效注采之間的矛盾，提出利用海上平均單井累產(chǎn)油最大化來確定油井井距的方法。 該方法與考慮啟動壓力梯度的極限井距相結(jié)合，可以綜合判斷海上裂縫性油藏采用矩形五點法井網(wǎng)開發(fā)的可行性，指導(dǎo)海上裂縫性低滲透油藏井距的設(shè)計。1 矩形五點法井網(wǎng)累產(chǎn)油理論公式采用矩形五點法井網(wǎng)（如圖1 所示），井組的地質(zhì)儲量為根據(jù)井網(wǎng)密
復(fù)雜油氣藏 2020年2期2020-08-31
- 地質(zhì)—工程—經(jīng)濟一體化頁巖氣水平井井距優(yōu)化
——以國家級頁巖氣開發(fā)示范區(qū)寧209井區(qū)為例
間應(yīng)該采用多大的井距較為合適。井距過大會導(dǎo)致井間的儲量沒有充分動用，造成資源浪費；井距過小會發(fā)生井間干擾，甚至嚴重影響氣井的生產(chǎn)效果。國內(nèi)在頁巖氣井距方面的研究相對較少，北美頁巖氣經(jīng)過長期的開發(fā)總結(jié)了一些經(jīng)驗：Cakici等[1]在Marcellus頁巖氣藏開展井組內(nèi)變井距動態(tài)監(jiān)測試驗，確定出了裂縫的有效延伸距離；Lalehrokh等[2]通過引入經(jīng)濟模型進一步研究了Eagle Ford頁巖氣藏井距與凈現(xiàn)值（NPV）之間的關(guān)系；Kim等[3]將壓力特征曲線
天然氣工業(yè) 2020年7期2020-08-13
- 頁巖油藏多段壓裂水平井井距優(yōu)化研究
——以新疆吉木薩爾油田為例
而開發(fā)方案設(shè)計和井距優(yōu)化是復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂技術(shù)研究的重點內(nèi)容.常規(guī)油氣藏的井距優(yōu)化研究形成了較完善的系統(tǒng).20世紀40年代，Muskat[14]對簡單井網(wǎng)的滲流機理進行了深入的研究，為后續(xù)井距優(yōu)化研究提供了理論支撐.80年代初，Tong Xianzhang[15]研究了油氣藏中的井距部署問題，提出了獲得最大產(chǎn)量的布井方案.90年代初，齊與峰[16]提出了最優(yōu)井距確定的系統(tǒng)理論.目前，常規(guī)油氣藏的井距優(yōu)化研究比較完善，但鮮有關(guān)于頁巖油藏的井距優(yōu)化方面的研究報道.
陜西科技大學(xué)學(xué)報 2020年3期2020-06-15
- 勝利油田低滲透油藏CO2混相驅(qū)合理注采井距研究
時，CO2混相驅(qū)井距是首先考慮的關(guān)鍵問題之一，合理的CO2驅(qū)注采井距不僅影響開發(fā)投資和油井產(chǎn)能，而且影響CO2驅(qū)的波及系數(shù)，最終影響原油采出程度。然而，在低滲透油藏CO2混相驅(qū)井距定量計算的理論和方法等研究領(lǐng)域尚缺乏可靠的理論支撐和有效的計算方法，有待于深入研究。與注水開發(fā)相似，低滲透油藏CO2驅(qū)同樣存在啟動壓力梯度，在注采壓差一定的情況下，過大的注采井距使得注采井間的油層不能形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)。在給定的注采壓差下，只有注采井距減小到某一個確定值時，井間的
油氣地質(zhì)與采收率 2020年3期2020-05-12
- 基于數(shù)值模擬的延長氣田開發(fā)指標優(yōu)化研究
泄氣半徑遠遠小于井距，造成氣藏井控程度低，制約最終氣藏采收率。采氣速度和井距兩項開發(fā)指標是影響氣藏穩(wěn)產(chǎn)期限及最終采收率的重要因素。本次研究充分結(jié)合氣田靜動態(tài)資料進行動態(tài)分析預(yù)測，對采氣速度和合理井距兩項指標模擬預(yù)測并優(yōu)化，為開發(fā)調(diào)整方案提供依據(jù)。2 開發(fā)指標優(yōu)化2.1 采氣速度優(yōu)化采氣速度是氣田最重要開發(fā)方案指標之一[2]，行業(yè)標準認為低滲低豐度氣田及水驅(qū)氣藏的采氣速度一般應(yīng)小于3%。為確定研究區(qū)合理的采氣速度，利用井區(qū)數(shù)值模型，設(shè)置多種采氣速度方案，模擬
延安大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2019年4期2019-12-31
- 雙水平井蒸汽輔助重力泄油合理井距優(yōu)選
對間的距離（簡稱井距）將對蒸汽腔擴展和開發(fā)效果產(chǎn)生重要影響［1-5］。目前SAGD井距的選取主要有3種方法：一是類比法，根據(jù)行業(yè)內(nèi)相似油田的開發(fā)經(jīng)驗，選取目標油田的井距［6-9］。二是理論公式法，依據(jù)Bulter重力泄油理論，按照井距之半為油層厚度的1.0～2.0倍進行選擇［10-12］。三是數(shù)值模擬法，通過建立目標區(qū)油藏數(shù)值模擬模型，計算不同井距條件下的油藏開發(fā)指標，優(yōu)選井距［13-17］。類比法以實際相似油田開發(fā)為依據(jù)，但類比精度具有較大不確定性。理論
油氣地質(zhì)與采收率 2019年5期2019-10-08
- 澳大利亞M區(qū)塊低煤階煤層氣井產(chǎn)能主控因素及合理開發(fā)方式
出不同地質(zhì)單元對井距的優(yōu)化程度。影響低煤階煤層氣井產(chǎn)能的主要因素有2類［11-12］：①地質(zhì)因素與含氣性因素，即影響低煤階煤儲層資源量的因素（埋深、厚度、含氣量等）和影響低煤階煤層氣解吸吸附及運移的因素（滲透率、朗格繆爾體積、朗格繆爾壓力等）；②工程相關(guān)因素，即排采制度、鉆完井方式等。與中、高煤階煤儲層相比，X煤層氣田儲層具有高孔滲、低含氣量的特點，排采規(guī)律尚缺乏系統(tǒng)的研究。此外，我國對于煤層氣排采規(guī)律和產(chǎn)能的研究主要集中在中高煤階［13-17］，其主要原
巖性油氣藏 2019年5期2019-09-11
- 志丹油田雙707井區(qū)水平井開發(fā)及井網(wǎng)部署方案研究
署合理井網(wǎng)密度與井距的調(diào)整措施。關(guān)鍵詞：油田;水平井;井距;排距;井網(wǎng)0引言志丹油田雙707井區(qū)位于陜北斜坡中部，井區(qū)面積約100km2，目前共有油水井162口，其中采油井160口，注水井2口。主力生產(chǎn)層位為延長組長6層，錄井顯示為油斑、油跡，工區(qū)總體生產(chǎn)井?dāng)?shù)較少，開發(fā)程度低。1目前開發(fā)存在問題（1）雙707井區(qū)面積大，目前開發(fā)井?dāng)?shù)少，未進行開發(fā)方案系統(tǒng)研究，未系統(tǒng)規(guī)劃鉆井、采油、地面建設(shè)方案。（2）相比鄰區(qū)，儲層動用程度低、油藏地質(zhì)品味差，常規(guī)井難以取得
石油研究 2019年5期2019-09-10
- 樊莊區(qū)塊井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)研究與應(yīng)用
包括滲透率、井網(wǎng)井距、水動力條件、排水量等。沁水盆地南部樊莊區(qū)塊已經(jīng)過十多年的煤層氣開發(fā)歷程，由于前期對井網(wǎng)開發(fā)的認識不足，經(jīng)過長期排采后，井與井之間并未形成理論上的井間干擾。近幾年力圖通過井網(wǎng)調(diào)整與完善，以達到井間干擾的效果，目前部分井區(qū)取得了較好的效果。據(jù)此，本文探討了樊莊區(qū)塊煤層氣井井網(wǎng)調(diào)整的應(yīng)用與效果。1 樊莊區(qū)塊開發(fā)特征1.1 地質(zhì)背景樊莊區(qū)塊位于沁水盆地南部晉城馬蹄形斜坡帶上，西側(cè)緊鄰寺頭斷層，總體呈東南高，西北低的構(gòu)造特征。樊莊區(qū)塊煤層氣資源
中國煤層氣 2019年3期2019-07-31
- 安澤南區(qū)塊井網(wǎng)井距優(yōu)化及小井組產(chǎn)能預(yù)測
時，沿主滲透方向井距應(yīng)適當(dāng)?shù)募哟?，垂直主滲透方向井距適當(dāng)減小。煤儲層的主滲透方向是由裂縫的主要延伸方向和現(xiàn)代地應(yīng)力方向確定的。區(qū)內(nèi)現(xiàn)代地應(yīng)力主要方向為東北方向，因此本次安澤南區(qū)塊取東北方向為主滲透方向，在直井工程布置時，可適當(dāng)加大東北方向的井距。1 井網(wǎng)井距優(yōu)選由于煤儲層滲透率的不同，國內(nèi)外煤層氣開發(fā)的井距有所不同，國外煤層氣滲透率較大，所以井距也比國內(nèi)的要大。例如：美國的圣胡安盆地煤層滲透率較高，所以井間距也較大，單井控制面積一般為100～320英畝(0
中國煤炭地質(zhì) 2019年12期2019-03-30
- 低滲透油藏徑向鉆孔技術(shù)極限井距及應(yīng)用
的井網(wǎng)中，油水井井距大于技術(shù)極限井距。徑向鉆孔技術(shù)能有效增加技術(shù)極限井距[14-16]，實現(xiàn)油水井的有效驅(qū)替。以低滲透油藏為例，在調(diào)研徑向鉆孔[14-19]與技術(shù)極限井距[20-24]研究的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)關(guān)于徑向鉆孔工藝技術(shù)、現(xiàn)場應(yīng)用及數(shù)值模擬研究較多，而徑向鉆孔技術(shù)極限井距研究較少?；跐B流理論與油藏工程方法，推導(dǎo)了低滲透油藏技術(shù)極限井距計算公式，分析了技術(shù)極限井距影響因素，并將其運用于指導(dǎo)勝利油田某低滲透油藏的徑向鉆孔設(shè)計中。該成果對低滲透油藏的徑向鉆孔
特種油氣藏 2018年3期2018-07-02
- 低滲油藏CO2驅(qū)合理技術(shù)注采井距探討
確定合理技術(shù)注采井距以克服流體滲流啟動壓力梯度，是確保低滲透油藏高效注氣開發(fā)的關(guān)鍵之一。近年來，一些學(xué)者對低滲透油藏注水井與采油井合理技術(shù)井距進行了深入的研究[4-7]，但未考慮地層條件下CO2流體相態(tài)特征、井網(wǎng)類型等因素，此外也少有針對低滲透率注CO2驅(qū)注氣井與采油井合理技術(shù)井距相關(guān)研究報道。本文以CO2在油藏狀態(tài)下的物化特征分析為基礎(chǔ)，應(yīng)用滲流力學(xué)基本理論，在綜合考慮井網(wǎng)類型、注采量等因素影響下，推導(dǎo)注CO2氣井與采油井之間的壓力梯度分布公式，表征注采
鉆采工藝 2018年3期2018-06-13
- 透鏡狀油藏差異化調(diào)整對策研究
——以現(xiàn)河莊油田河146塊為例
質(zhì)性強，造成井網(wǎng)井距適應(yīng)性差、注采矛盾突出、開發(fā)效果差異大[1～4]。因此有必要針對該類油藏的差異化調(diào)整對策進行研究，以提高該類油藏的采收率。1 區(qū)塊概況河146塊區(qū)域上位于東營凹陷中央隆起帶的現(xiàn)河莊油田，為典型的一般低滲透透鏡狀巖性油藏。含油層系沙河街組三段，面積6.9km2，儲量729.2×104t，埋藏深度3050m，含油井段長度400m，滲透率19.3mD，儲量豐度105.7×104t/km2，壓力系數(shù)1.46。2 差異化調(diào)整對策研究2.1 層系適
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2018年3期2018-03-13
- 特高含水砂巖油田直平組合井距優(yōu)化研究
砂巖油田直平組合井距優(yōu)化研究李雅南，孟凡秋(中國石油遼河油田公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)哈薩克斯坦K油田儲層巖性復(fù)雜，以反九點井網(wǎng)為主，部分反七點和四點井網(wǎng)組合注水開發(fā)已達37年，綜合含水已達90.5%。為了充分挖潛、提高儲量動用程度，探索通過直井注水、水平井采油的直平組合開發(fā)方式動用剩余油。應(yīng)用地質(zhì)、測井、油藏工程等多學(xué)科理論，結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，論證不同平面位置組合、不同井距條件下儲量動用效果。直平組合注采井距和油層厚度、注水井位置等
承德石油高等?？茖W(xué)校學(xué)報 2017年6期2018-01-09
- 薩中開發(fā)區(qū)高臺子油層井網(wǎng)井距優(yōu)化
區(qū)高臺子油層井網(wǎng)井距優(yōu)化朱博敏(大慶油田有限責(zé)任公司 第六采油廠，黑龍江 大慶 163000)薩中開發(fā)區(qū)高臺子油層初期采用300 m反九點法面積注水井網(wǎng)，開發(fā)到中后期，注采關(guān)系復(fù)雜、注采井距過大、儲量動用不充分以及剩余油富集嚴重等矛盾日益突出，有必要開展注采井網(wǎng)的優(yōu)化研究。結(jié)合高臺子油層的實際生產(chǎn)資料，基于注采強度、采油速度以及水驅(qū)控制程度對大慶油田常見的3種面積注水井網(wǎng)進行研究。從工程技術(shù)和經(jīng)濟兩個方面對研究區(qū)不同井網(wǎng)的技術(shù)經(jīng)濟極限井距進行了論證，在此基
遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報 2017年5期2017-11-02
- 特低滲透油藏CO2非混相驅(qū)井距與產(chǎn)量關(guān)系理論模型
藏CO2非混相驅(qū)井距與產(chǎn)量關(guān)系理論模型遲杰1鞠斌山1呂廣忠2汪佳蓓1房平亮11.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院依據(jù)預(yù)期產(chǎn)量建立井距模型對于確定合理井網(wǎng)密度具有重要意義?；谔氐蜐B透油藏非線性滲流理論，考慮CO2對原油的降黏作用及油相啟動壓力梯度變化，建立了一維CO2非混相驅(qū)滲流數(shù)學(xué)模型。在此基礎(chǔ)上，應(yīng)用Buckley-Leverett驅(qū)替理論和滲流理論，建立了特低滲透油藏CO2非混相驅(qū)井距與產(chǎn)量關(guān)系理論模型，開發(fā)了井
石油鉆采工藝 2017年2期2017-06-05
- 聚合物驅(qū)合理井距優(yōu)選及其適應(yīng)性分析
8)聚合物驅(qū)合理井距優(yōu)選及其適應(yīng)性分析師 昊， 李占東， 張海翔， 梁 順(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)葡Ⅰ2-3油層經(jīng)過多年注水開發(fā)目前已處于特高含水開采階段，截止2016年，研究區(qū)綜合含水率為92.5%。在水淹測井解釋成果、密閉取心資料的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬法對剩余油分布規(guī)律進行了研究。結(jié)果表明，研究區(qū)綜合采出程度為43.02%，剩余油主要分布在河道砂內(nèi)，仍具有較大的聚驅(qū)潛力。通過礦場試驗數(shù)據(jù)分析和室內(nèi)實驗研究表明，注聚時機
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2017年2期2017-05-02
- 啟動壓力影響下注采井間有效驅(qū)替規(guī)律
替面積、有效注采井距的方法，得到不同開發(fā)條件下井間滲流場分布和注采單元中有效驅(qū)替范圍變化的規(guī)律．結(jié)合典型低滲透油藏參數(shù)進行的研究表明，根據(jù)有效驅(qū)替要求確定有效注采井距，并以此為基礎(chǔ)部署開發(fā)井網(wǎng)，能在更大程度上有效驅(qū)動注采單元內(nèi)的流體，進而提高低滲透油藏的開發(fā)效果．油田開發(fā)；低滲透；啟動壓力梯度；滲流場；有效驅(qū)替；注采井距與常規(guī)油藏相比，低滲透儲層具有較為明顯的啟動壓力梯度，在水驅(qū)開發(fā)過程中，流體在多孔介質(zhì)中的滲流偏離達西定律，導(dǎo)致在注采井間部分區(qū)域內(nèi)，若驅(qū)
深圳大學(xué)學(xué)報（理工版） 2017年1期2017-01-19
- 致密氣井有效井距數(shù)值試井模擬分析
8）致密氣井有效井距數(shù)值試井模擬分析王東，梁倚維，馬力，彭清明（中國石油長慶油田公司蘇里格南作業(yè)分公司，陜西西安710018）致密氣井有效井距的確定對氣田的井間加密、長期穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率和開發(fā)效益具有重要意義，致密氣井有效井距主要受控制砂體的形態(tài)、儲層和流體屬性及措施效果影響，該文采用數(shù)值試井模擬方法，主要模擬分析在矩形砂體（地層線性流）的地質(zhì)條件下，滲透率、砂體寬度、砂體長度、裂縫半長、產(chǎn)層厚度對致密氣井有效泄氣距離的影響，并通過數(shù)值試井模擬對比分析找出
石油化工應(yīng)用 2016年12期2017-01-04
- 特低滲透油藏水平井井網(wǎng)極限注采井距的確定
平井井網(wǎng)極限注采井距的確定呂棟梁，徐偉，唐海，唐瑞雪（西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都610500）為了確定特低滲透油藏水平井注采井網(wǎng)的極限注采井距，考慮低速非線性滲流段，運用二參數(shù)運動方程建立非線性滲流模型，將其引入到Comsol仿真軟件建立的物理模型中。采用試算法，不斷調(diào)整注采井距，直至水驅(qū)前緣在到達采油井時的壓力梯度等于啟動壓力梯度，最終得到極限注采井距。以新疆油田某特低滲透油藏為例進行分析，結(jié)果表明：隨著水平井長度的增加和裂縫間距的減小，
斷塊油氣田 2016年5期2016-11-01
- 合理井距選擇的多方法研究與論證
——以S區(qū)為例
63318）合理井距選擇的多方法研究與論證 ——以S區(qū)為例王麗婭，周福（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶，163318）為了提高氣藏采收率，實現(xiàn)低投入高回報的經(jīng)濟效益，本文以S區(qū)為例，根據(jù)該區(qū)砂巖巖性氣藏特征，在長方形井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，研究該區(qū)合理的井距選擇方法；分別采用經(jīng)濟評價法、合理采氣速度法、滲透率與泄流半徑法和數(shù)值模擬論證法4種方法進行論證，并對上述論證結(jié)果進行對比分析。研究結(jié)果表明：采用不規(guī)則布井方式，井網(wǎng)形式選擇800 m排距，儲滲性能差的部位
工業(yè)技術(shù)創(chuàng)新 2016年4期2016-09-26
- 特低滲透油藏井網(wǎng)適應(yīng)性評價
差下技術(shù)極限注采井距；應(yīng)用油藏工程方法中的油井滲流速度公式與產(chǎn)量公式，建立不同注采壓差、不同井距對應(yīng)儲層滲透率下限表達式；此外，井距關(guān)系到經(jīng)濟效益的好壞，應(yīng)用曲線交匯法計算井網(wǎng)密度，將開發(fā)投入將來值與總產(chǎn)出相比較，當(dāng)總利潤最大時計算得到經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度，當(dāng)總利潤為0時，對應(yīng)經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度。研究結(jié)果表明隨注采壓差增大，技術(shù)極限注采井距增大，滲透率下限隨注采井距的增加而增大，X區(qū)塊經(jīng)濟極限井距為154 m，經(jīng)濟合理井距為202 m。技術(shù)極限井距；滲透率下限；
當(dāng)代化工 2016年6期2016-09-19
- 低滲透油藏不同井網(wǎng)系統(tǒng)注采井距研究
不同井網(wǎng)系統(tǒng)注采井距研究鄭偉(中海石油研究總院，北京 100027)根據(jù)滲流理論，推導(dǎo)了水平井注采井網(wǎng)井間壓力及壓力梯度分布公式，分析了水平井注采井網(wǎng)、混合井網(wǎng)和直井井網(wǎng)不同井網(wǎng)系統(tǒng)沿程壓力及壓力梯度分布規(guī)律，提出了低滲透油藏極限注采井距確定方法，并對其影響因素進行了分析。結(jié)果表明，直井井網(wǎng)系統(tǒng)驅(qū)替壓力梯度在注采井附近較大，而在注采井間較大范圍內(nèi)較??；水平井井網(wǎng)系統(tǒng)的流體在注采井間內(nèi)為近似線性流動，壓力降幾乎呈線性變化，壓力損失明顯低于直井，具有更大的驅(qū)替
石油地質(zhì)與工程 2016年4期2016-08-24
- 滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計與調(diào)整研究
確定等價各向同性井距之后，根據(jù)坐標變換方法確定各向異性井距，設(shè)計方法如下。1) 井排方向與滲透率主方向平行或垂直。滲透率主方向指裂縫方向或沉積過程中的物源方向。2) 各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計的計算公式如下：式中：a、d分別為各向異性氣藏設(shè)計井網(wǎng)的井距和排距，m；a′、d′分別為等價各向同性氣藏井網(wǎng)的井距和排距，m。4.氣藏目前開發(fā)井網(wǎng)評價以長度油田某氣藏為例。經(jīng)過儲層三維地質(zhì)建模數(shù)據(jù)分析，Psh8u(2)(盒八段上亞段2小層)和Psh8L(盒八段下亞段)是該區(qū)
石油天然氣學(xué)報 2016年2期2016-05-12
- 喇嘛甸中塊層系井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)經(jīng)濟界限
塊層系井網(wǎng)調(diào)整的井距、縱向滲透率變異系數(shù)、層系組合厚度和層系組合跨度等參數(shù)的技術(shù)經(jīng)濟界限。其中，通過動態(tài)分析方法研究在現(xiàn)井網(wǎng)條件下逐步加密時水驅(qū)控制程度的變化規(guī)律；應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)研究井距與采收率關(guān)系，綜合確定合理井距；在合理井距研究的基礎(chǔ)上，通過概念模型確定滲透率變異系數(shù)界限；運用經(jīng)濟評價方法，依據(jù)盈虧平衡原理，計算合理井距、不同油價下的合理層系組合厚度；基于井距和層系組合厚度界限，通過理論計算，確定合理層系組合跨度；通過數(shù)值模擬和經(jīng)濟評價方法確定井網(wǎng)調(diào)
油氣地質(zhì)與采收率 2015年5期2015-10-15
- 低滲、特低滲油藏極限井距計算新方法
、特低滲油藏極限井距計算新方法胡書勇1，李勇凱1，馬超1,2，尹昭云3，陳力4 （1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油吉林油田分公司新民采油廠，吉林松源138000；3.中海石油深圳分公司，廣東深圳518000；4.中國石油渤海鉆探工程公司，天津300457）克服低滲透油層啟動壓力梯度所需的最小驅(qū)替壓力梯度所對應(yīng)的注采井距，是注水井和生產(chǎn)井之間能夠建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的極限注采井距。采用一源一匯不等產(chǎn)量注采模型
新疆石油地質(zhì) 2015年4期2015-10-10
- 克拉瑪依油田中低滲礫巖油藏合理井距評價方法
低滲礫巖油藏合理井距評價方法楊新平，張利鋒，楊作明，羅官幸，陽旭，汪洋（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）綜合運用數(shù)理統(tǒng)計、油藏工程、特征模型正交試驗等多種方法，確定了克拉瑪依油田中低滲礫巖油藏合理井距的4個主控因素，分別為砂體形態(tài)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率和水驅(qū)油效率。通過對主控因素不同開發(fā)階段多因素敏感性分析，找出了各主控因素的權(quán)重變化規(guī)律，并建立了中低滲礫巖油藏合理井距分階段評價數(shù)學(xué)模型。將模型應(yīng)用于已開發(fā)調(diào)整區(qū)塊的井
新疆石油地質(zhì) 2015年6期2015-09-22
- 紅河油田致密砂巖油藏油井合理井距的確定
立確定水平井合理井距的方法，指導(dǎo)致密砂巖油藏開發(fā)。1 啟動壓力梯度1.1 實驗方法低滲透油藏的啟動壓力梯度與地層平均滲透率的關(guān)系滿足冪函數(shù)[1]：式中：λ-啟動壓力梯度，MPa/m；K-地層平均滲透率，mD；α、n-回歸系數(shù)，采用油藏實測巖心啟動壓力梯度實驗數(shù)據(jù)回歸獲得。1.2 數(shù)據(jù)處理圖1 啟動壓力梯度與巖心滲透率的關(guān)系Fig.1 Relationships between start-up pressure gradient and permeabil
石油化工應(yīng)用 2015年9期2015-08-10
- 普通稠油油藏聚合物驅(qū)合理井距研究
——以古城油田泌125區(qū)塊為例
油藏聚合物驅(qū)合理井距研究 ——以古城油田泌125區(qū)塊為例高雙華1，張連鋒1，崔 燦2，趙春旭1，常曉平1(1.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450000；2.中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院)以古城油田泌125區(qū)塊為例,針對普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流動呈非牛頓流體特性，應(yīng)用油藏工程方法計算了注入能力、采液能力與油藏注采井距的關(guān)系；針對稠油油藏存在啟動壓力梯度的情況開展了有效驅(qū)替對井距的研究，結(jié)果顯示，驅(qū)替壓力梯度在注采
石油地質(zhì)與工程 2015年4期2015-07-02
- 低滲透油藏高含水期技術(shù)極限井距計算方法
，存在一個最大的井距能使注采井間的流體充分流動，這一井距即為技術(shù)極限井距，因此低滲透油藏井網(wǎng)部署時必須確定技術(shù)極限井距[11]。中外學(xué)者對低滲透油藏技術(shù)極限井距的研究較多，谷維成等推導(dǎo)出主流線中點處的壓力梯度，通過使其大于該點處的啟動壓力梯度計算得到了給定注采壓差和油層滲透率條件下的技術(shù)極限井距[12]；熊敏基于均質(zhì)地層等產(chǎn)量一源一匯穩(wěn)定滲流時源匯連線中點處的壓力，給出了由啟動壓力梯度計算極限注采井距的公式，并推導(dǎo)了定井底壓力和定注水量2種情況下的極限注采
油氣地質(zhì)與采收率 2015年2期2015-05-26
- 多層復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)策略研究
間設(shè)定為10a，井距設(shè)計為250m。根據(jù)正常開采配比，合理設(shè)計開采方案：1.1 1號方案：將10個小層同步開發(fā)，使用合注合采方式；1.2 2號方案：將10個小層劃分為2個層面進行開發(fā)（1—5生產(chǎn)6a、6—10生產(chǎn)4a），采取上返開采方式；1.3 3號方案：將10個小層劃分為3個層面進行開發(fā)（1—3生產(chǎn)3.5a、4—6生產(chǎn)3a、7—10生產(chǎn)3.5a），采取上返開采方式；1.4 4號方案：將10個小層劃分為5個層面進行開發(fā)，采取上返開采方式。從方案對比可以看出
化工管理 2015年24期2015-03-28
- 復(fù)雜斷塊合理井距確定新方法
)?復(fù)雜斷塊合理井距確定新方法畢永斌，趙隆順，張 梅，趙森林，房夢齋(中國石油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)冀東油田屬于典型的復(fù)雜斷塊油藏，整體采用注水開發(fā)方式。綜合運用理論分析、礦場統(tǒng)計等方法，以油砂體鉆遇連通方向概率法計算技術(shù)合理井距為基礎(chǔ)，以復(fù)雜斷塊油藏加密井平均單井增加可采儲量與井網(wǎng)密度關(guān)系計算經(jīng)濟極限井距為界限，確定了復(fù)雜斷塊注水開發(fā)油藏合理開發(fā)井距研究的新方法。實例應(yīng)用表明，該方法可以確定高深南區(qū)注水開發(fā)的合理井距，提高了水驅(qū)儲量控
特種油氣藏 2015年4期2015-02-17
- 鄂爾多斯盆地大牛地氣田老區(qū)合理井網(wǎng)井距研究
，因此，開展井網(wǎng)井距的研究可為研究區(qū)井網(wǎng)加密提供有力的技術(shù)支撐。2 井網(wǎng)井距確定方法2.1 經(jīng)濟評價法經(jīng)濟評價方法綜合考慮了地質(zhì)、開發(fā)和經(jīng)濟等因素,可計算出極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度。計算公式如下：（2）經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度：按照氣價為1.47元/m3，評價期為20年的情況下，計算得研究區(qū)的經(jīng)濟極限井距為410.2 m，經(jīng)濟合理井距為459.8 m(表1)。表1 經(jīng)濟評價法合理井距2.2 合理采氣速度法合理采氣速度法的基本原理是：根據(jù)地質(zhì)和流體物性,計算在一定
天然氣勘探與開發(fā) 2014年3期2014-10-24
- 薄差層極限注采井距求解新方法探討
力梯度。由于注采井距不合理，注采關(guān)系不完善，導(dǎo)致注水井注水效果差，采油井采出效果差，形成“注不進，采不出”，薄差儲層得不到有效動用［4］。面積波及效率可以對有效動用程度進行定量描述，建立起面積波及效率與注采壓差和注采井距之間的數(shù)學(xué)模型，對注采壓差和注采井距與有效動用程度的定量描述之間的關(guān)系進行探討，根據(jù)面積波及效率的定義，確定出不同注采壓差下薄差儲層有效動用的極限注采井距。1 面積波及效率擬合公式分析區(qū)塊取心井的啟動壓力梯度實驗數(shù)據(jù)，得到啟動壓力梯度與滲透
特種油氣藏 2014年3期2014-10-17
- 普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)有效注采井距的確定*
水驅(qū)開發(fā)有效注采井距的確定*陳民鋒 蓋 建 王 敏 時建虎(中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院)基于典型注采條件下的滲流模型,在分析一注一采滲流場分布特點的基礎(chǔ)上,通過研究注采井間壓力、壓力梯度的變化規(guī)律,提出了實現(xiàn)水驅(qū)開發(fā)有效驅(qū)替的條件,并建立了注采單元內(nèi)流體可驅(qū)動面積的計算方法。利用本文建立的方法,結(jié)合油田實例進行計算分析,通過研究注采單元中驅(qū)替壓力梯度與有效驅(qū)替范圍的變化關(guān)系,確定了普通稠油油藏水驅(qū)開發(fā)的有效注采井距,結(jié)果表明本文方法具有良好的操作性,
中國海上油氣 2014年4期2014-08-02
- 低滲透油田加密調(diào)整注采井距適配新方法*
油田加密調(diào)整注采井距適配新方法*焦紅巖1；2董明哲1肖淑明2全宏21中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；2中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠史深100沙三中低滲透油田反九點注采井網(wǎng)在加密調(diào)整過程中，開展了技術(shù)極限井距、經(jīng)濟極限以及經(jīng)濟合理井距研究。針對低滲透油田儲層厚度變化大、儲量豐度不均勻、儲層非均質(zhì)性強的特點，建立了考慮油層厚度、有效滲透率等因素下的注采井距優(yōu)化圖版；針對現(xiàn)注采井網(wǎng)井距不規(guī)則性，提出了新鉆井點位置、壓裂改造半縫長的確定方法，保障了井網(wǎng)加密調(diào)
油氣田地面工程 2014年10期2014-03-22
- 寶浪油田寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組合理注采井距研究
—Ⅱ油組合理注采井距研究黃金山（中國石化集團油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京100728）寶浪油田寶北區(qū)塊儲層滲透率低，Ⅰ—Ⅱ油組當(dāng)前注采井距為260 m，難以建立有效驅(qū)動體系。應(yīng)用啟動壓力梯度法、低滲透油藏經(jīng)驗公式法和壓力恢復(fù)測試法，對研究區(qū)技術(shù)極限合理注采井距進行了研究，3種方法計算的合理注采井距分別為174，170和168 m。分析寶北區(qū)塊Ⅰ—Ⅱ油組調(diào)整井新井投產(chǎn)或老井上返補孔初期產(chǎn)油量統(tǒng)計結(jié)果可知，平均單井初期產(chǎn)油量約為6 t/d，現(xiàn)有井網(wǎng)條件下單井控制石
油氣地質(zhì)與采收率 2014年2期2014-03-08
- 薄差儲層有效動用井距和合理井排距比研究
——以大慶油區(qū)杏六東塊為例
薄差儲層有效動用井距和合理井排距比研究 ——以大慶油區(qū)杏六東塊為例梁 爽1，劉義坤1，于倩男1，陳 實2，張 寧3（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶163318；2.中國石油吉林油田分公司采油工藝研究院，吉林松原138001；3.中海油能源發(fā)展有限公司鉆采工程研究院，天津300452）隨著油氣田開發(fā)的深入，水驅(qū)開發(fā)的主要對象已由中高滲透層轉(zhuǎn)變?yōu)楸〔顑?，薄差儲層開發(fā)井網(wǎng)部署存在注采關(guān)系不完善、地層壓力水平低、動用程度低等問題。以大
油氣地質(zhì)與采收率 2014年1期2014-03-06
- 文33塊沙三上高壓低滲油藏開發(fā)技術(shù)研究
m ～250m 井距逐層上返注水開發(fā)先導(dǎo)試驗。2.1 試驗?zāi)康脑囼災(zāi)康模?）研究、探討文南油田地質(zhì)條件下注水開發(fā)的可行性，尋求這種類型油藏開發(fā)的有效途徑；2）試驗縮小井段，解決層間矛盾的可行性；2）試驗縮小井距，解決平面矛盾的可行性；4）尋求合理的開發(fā)技術(shù)政策：即合理的層系組合、井網(wǎng)密度、注水方式等。試驗方式：縱向上，將原來兩套層系（S3 上1-5、S3 上6-10）細分為兩套井網(wǎng)（S3 上1-3、S3 上4-10）五套層系（S3 上1-3、S3 上4-6
科技傳播 2013年16期2013-08-15
- 芳深2區(qū)塊250m井距開發(fā)效果分析
采用的是250m井距、2個斷塊采用的是300m井距。1 250m井距和300m井距區(qū)塊開發(fā)效果對比分析1）開發(fā)效果 通過對這部分井的分析，發(fā)現(xiàn)有以下特點：250m井距開發(fā)斷塊綜合含水要高于300m井距斷塊的5%～10%。根據(jù)綜合含水與采出程度曲線，250m井距開發(fā)斷塊開發(fā)效果相對較好。相同采出程度下，芳深2井區(qū)的6個小斷塊的綜合含水要高于300m井距的祝三試驗區(qū)和芳507地區(qū)。2）原因分析 一是砂體多呈條帶狀分布，250m井距開發(fā)達到了一定的水驅(qū)控制儲量，
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年20期2013-03-31
- 基于兩相流低滲油藏合理注采井距確定方法
低滲油藏合理注采井距確定方法汪全林1，柴世超1，程自力2，程明佳2，任會玲2（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)公司，天津300452）目前確定低滲油藏合理注采井距的方法，主要以啟動壓力梯度為判斷基礎(chǔ)，而實際生產(chǎn)過程中兩相滲流阻力也有影響.從滲流力學(xué)出發(fā)，考慮非活塞驅(qū)替兩相流及啟動壓力梯度，分別以油相區(qū)、油水兩相區(qū)及純水區(qū)的滲流數(shù)學(xué)表達式為基礎(chǔ)，得出基于兩相滲流低滲油藏合理注采井距的新方
東北石油大學(xué)學(xué)報 2012年4期2012-09-07
- 元壩氣田開發(fā)經(jīng)濟合理井距研究
氣田開發(fā)經(jīng)濟合理井距研究王秀芝1，石志良1，龍勝祥1，吉芳旋2，魏星3（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001；3.中國石化中原油田分公司采油五廠，河南 濮陽 457001）元壩氣田長興組氣藏是國內(nèi)目前發(fā)現(xiàn)的埋藏最深、高含硫化氫和二氧化碳、礁灘相氣藏，儲集層為中低孔、中低滲碳酸鹽巖。目前國內(nèi)外關(guān)于類似氣藏井網(wǎng)井距研究的相關(guān)報道較少，因此，確定元壩氣田長興組氣藏井網(wǎng)合理井距對于
斷塊油氣田 2012年3期2012-05-05
- 低滲透復(fù)雜小斷塊油藏合理井網(wǎng)模式探討
塊油田開發(fā)井網(wǎng)和井距做了較多的研究，主要提出采用行列注水井網(wǎng)、三角形的反七點、正方形反九點井網(wǎng)、菱形反九點井網(wǎng)和五點井網(wǎng)［1－8］。本文結(jié)合豐探區(qū)塊低滲小斷塊油藏的地質(zhì)和開發(fā)特征，通過數(shù)值模擬預(yù)測地層壓裂情況下不同井網(wǎng)井距注水開發(fā)的開發(fā)指標，探討低滲小斷塊油藏的合理井網(wǎng)部署。提出了在低滲小斷塊油田井網(wǎng)部署建議優(yōu)先采用矩形反五點井網(wǎng)，以及對低滲小斷塊油田，隨儲層滲透率的增加，合理注采井距不斷增加；隨儲層厚度的增加，合理注采井距不斷減小的規(guī)律。1 油田的地質(zhì)特
石油化工高等學(xué)校學(xué)報 2012年3期2012-01-16
- 遼河油田特高含水期油藏二元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)井距優(yōu)化研究
藏二元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)井距優(yōu)化研究溫 靜(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)在總結(jié)國內(nèi)成功經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，通過精細地質(zhì)建模、數(shù)值模擬結(jié)合室內(nèi)物理模擬實驗，充分考慮油藏地質(zhì)特點，從夾層控油因素、化學(xué)驅(qū)控制程度、中心井組完善程度、注入采出能力、注入速度、采收率提高值、經(jīng)濟效益等方面，對遼河油田錦16塊二元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)模式、井排方位以及合理井距進行優(yōu)化研究，對比分析技術(shù)經(jīng)濟效果，為開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換作必要的前期技術(shù)儲備，以實現(xiàn)油田產(chǎn)量的有效接替。二元復(fù)合驅(qū);井網(wǎng)井距
特種油氣藏 2012年2期2012-01-03
- 低滲透氣田合理井網(wǎng)井距研究
滲透氣田合理井網(wǎng)井距研究李 爽1,2,朱新佳2,靳 輝2,井元帥2(1.中國石油大學(xué),山東 東營 257061; 2.中油長城鉆探工程有限公司,遼寧 盤錦 124010)蘇里格氣田蘇 53區(qū)塊盒 8、山 1段氣藏為低滲低豐度巖性氣藏。在分析該區(qū)塊地質(zhì)特征基礎(chǔ)上,結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)資料,采用經(jīng)濟極限單井面積法、技術(shù)最優(yōu)單井面積法及數(shù)值模擬法探討了低滲透、低豐度巖性氣藏合理井網(wǎng)井距。3種井距設(shè)計方案結(jié)果表明:采用南北向排距大于東西向井距的 600 m×1 200
特種油氣藏 2010年5期2010-09-15
- 低滲透壓敏油藏極限注采井距研究
壓敏油藏極限注采井距研究陳民鋒1姜漢橋1鄭 偉1蔣 珍1谷建偉2（1.中國石油大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，北京 102249；2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東 東營 257061）確定合理注采井距對低滲透油田經(jīng)濟、有效地開發(fā)具有重要意義。考慮低滲透油藏壓敏效應(yīng)對滲透率的影響，基于滲透率與有效覆壓的關(guān)系，以及啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系推導(dǎo)了低滲透應(yīng)力敏感性油藏啟動壓力梯度分布公式。對油水井間壓力分布公式進行修正，取壓力等于供給壓力處對應(yīng)的半徑分別為極限生產(chǎn)半徑
斷塊油氣田 2010年5期2010-09-09