确定低渗透油藏开发手段的方法

摘要

本公开提供了一种确定低渗透油藏开发手段的方法，属于石油开发领域。所述方法包括：确定低渗透油藏的技术极限井距；确定低渗透油藏的经济极限井距；当技术极限井距大于经济极限井距时，将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段；当技术极限井距不大于经济极限井距时，建立低渗透油藏的开发手段选择模型，基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段。本公开通过确定低渗透油藏开发手段的方法，可以确定出选择合适的开发手段。

说明书

技术领域

本公开属于石油开发领域，特别涉及一种确定低渗透油藏开发手段的方法。

背景技术

水驱是常规的油藏开发手段，其具有操作简单、环保的特点，从而广泛应用于油藏开发中。

在油藏开发中，渗透率是指油藏整体在一定压差下允许流体通过的能力，是表征油藏物性的一个重要指标，渗透率越高，水驱效果越好，因此，对于渗透率较高的油藏取得的经济效益就越大。

然而，针对低渗透率油藏(渗透率小于50mD)，由于低渗透油藏具有低丰度和低压的特点，所以水驱开发效果较差。导致有可能在水驱后，也无法开采出较多的原油，经济效益较差，造成人力和物力的浪费。

发明内容

本公开实施例提供了一种确定低渗透油藏开发手段的方法，可以选择合适的开发手段，避免人力和物力的浪费。所述技术方案如下：

本公开实施例提供了一种确定低渗透油藏开发手段的方法，所述方法包括：

确定低渗透油藏的技术极限井距，所述技术极限井距为所述低渗透油藏中，采用水驱采油法的采油井的极限生产半径和对应的注水井的极限注水半径之和，所述极限生产半径为所述采油井能够控制的最大径向距离，所述极限注水半径为所述注水井能够控制的最大径向距离；

确定所述低渗透油藏的经济极限井距，所述经济极限井距为采用所述水驱采油法作为开发手段，所述低渗透油藏的开发净利润为零时，所述采油井和对应的所述注水井之间的井距；

当所述技术极限井距大于所述经济极限井距时，将所述水驱采油法作为所述低渗透油藏的开发手段；

当所述技术极限井距不大于所述经济极限井距时，建立所述低渗透油藏的开发手段选择模型，基于所述开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为所述低渗透油藏的开发手段。

可选地，所述建立所述低渗透油藏的开发手段选择模型，包括：

分别建立所述体积压裂渗析采油法、所述增能吞吐采油法和所述气驱采油法的影响因子判别表；

基于所有所述影响因子判别表建立所述开发手段选择模型。

可选地，所述分别建立所述体积压裂渗析采油法、所述增能吞吐采油法所述和气驱采油法的影响因子判别表，包括：

将所述低渗透油藏的地质参数作为每个所述影响因子判别表中的各项影响因子；

对每个所述影响因子判别表中的各项影响因子的因子得分进行赋值。

可选地，所述将所述低渗透油藏的地质参数作为每个所述影响因子判别表中的各项影响因子，包括：

将所述低渗透油藏的地质参数中的渗透率、油藏厚度、油藏深度、地质储量、距离水层厚度和油藏倾角作为每个所述影响因子判别表中的各项影响因子。

可选地，所述基于所述开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为所述低渗透油藏的开发手段，包括：

获取所述低渗透油藏的实际地质参数，所述低渗透油藏的实际地质参数包括渗透率、油藏厚度、油藏深度、地质储量、距离水层厚度和油藏倾角；

将所述低渗透油藏的实际地质参数，代入每个所述影响因子判别表，计算得到每个所述影响因子判别表的总因子得分；

将总因子得分最高的所述影响因子判别表所对应的开发手段作为所述低渗透油藏的开发手段。

可选地，所述确定低渗透油藏的技术极限井距，包括：

所述技术极限井距满足以下公式：

其中，G为所述低渗透油藏的启动压力梯度，P

可选地，所述确定所述低渗透油藏的经济极限井距，包括：

确定所述低渗透油藏的极限井网密度；

根据所述低渗透油藏的极限井网密度和所述低渗透油藏的不同井网排列方式，确定所述低渗透油藏在不同井网排列方式下的所述经济极限井距。

可选地，所述确定所述低渗透油藏的极限井网密度，包括：

所述极限井网密度满足以下公式：

其中，N为油田地质储量，a为井网系数，b为平均单井投资总额，A为含油面积，B为原油售价，C为生产操作费，f

可选地，所述确定所述低渗透油藏的极限井网密度，还包括：

通过以下公式计算得到所述井网系数：

其中，K

可选地，所述根据所述低渗透油藏的极限井网密度和所述低渗透油藏的不同井网排列方式，确定所述低渗透油藏在不同井网排列方式下的所述经济极限井距，包括：

当所述低渗透油藏的井网排列方式为五点法或九点法时，通过以下公式计算得到所述经济极限井距：

r＝1000*f

当所述低渗透油藏的井网排列方式为七点法时，通过以下公式计算得到所述经济极限井距：

r＝1000*(1.1547f

其中r为所述经济极限井距，f

本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

通过本公开提供的确定低渗透油藏开发手段的方法，在确定低渗透油藏的开发手段时，首先，确定低渗透油藏的技术极限井距，从而可以确定在保证注水井对采油井正常注水，采油井可以正常采油的基础上，采油井和注水井之间的最大间距。然后，确定低渗透油藏的经济极限井距，从而可以确定在什么井距下，采用水驱采油法可以有经济收益，便于后续技术极限井距与经济极限井距的对比。接着，当技术极限井距大于经济极限井距时，将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。由于井距直接影响到水驱采油法作为开发手段时的开发成本，低渗透油藏中采油井和注水井之间井距越大，水驱采油法的开发成本就越低，也就是说经济收益越高。而当采油井和注水井之间的井距大于经济极限井距时，使用水驱采油法能够获得经济效益，那么此时就可以使用水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。反之，当技术极限井距不大于经济极限井距时，就表明在此情况下，如果选择可以保证采油井和注水井正常工作的井距，那么该井距必然不大于技术极限井距，此时使用水驱采油法的收益不大于零。如此一来，就不能再使用水驱采油法作为开发手段，那么需要选择其余的开发手段。

进一步地，建立低渗透油藏的开发手段选择模型，基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段，从而根据开发手段选择模型，选择体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的任意一种作为低渗透油藏的开发手段，进而实现对低渗透油藏的开发。

也就是说，本公开先通过水驱采油法下的技术极限井距和经济极限井距，以二者的大小作为判断是否可以使用水驱采油法的依据，如果可以使用水驱采油法作为开发手段，则使用，如果不可以，则继续通过开发手段选择模型，选择其余的开发手段，例如体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法，来保证开发的经济收益，从而避免因误用开发手段，而造成人力和物力的浪费。

附图说明

为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本公开实施例提供的一种确定低渗透油藏开发手段的方法的流程图；

图2是本公开实施例提供的另一种确定低渗透油藏开发手段的方法的流程图；

图3是本公开实施例提供某油藏井网密度的交汇图。

具体实施方式

为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。

图1是本公开实施例提供的一种确定低渗透油藏开发手段的方法的流程图，如图1所示，该开发方法包括：

S101、确定低渗透油藏的技术极限井距。

步骤S101中，技术极限井距为低渗透油藏中，采用水驱采油法的采油井的极限生产半径和对应的注水井的极限注水半径之和，极限生产半径为采油井能够控制的最大径向距离，极限注水半径为注水井能够控制的最大径向距离。

需要说明的是，低渗透油藏孔吼细小，储层渗流阻力大，因此采油井和注水井之间必须有足够的驱替压力梯度才能实现水驱，因此二者之间的井距不能过大，这就是需要确定低渗透油藏的技术极限井距的原因。

S102、确定低渗透油藏的经济极限井距。

步骤S102中，经济极限井距为采用水驱采油法作为开发手段，低渗透油藏的开发净利润为零时，采油井和对应的注水井之间的井距。

S103、当技术极限井距大于经济极限井距时，将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段，当技术极限井距不大于经济极限井距时，建立低渗透油藏的开发手段选择模型，基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段。

通过本公开提供的确定低渗透油藏开发手段的方法，在确定低渗透油藏的开发手段时，首先，确定低渗透油藏的技术极限井距，从而可以确定在保证注水井对采油井正常注水，采油井可以正常采油的基础上，采油井和注水井之间的最大间距。然后，确定低渗透油藏的经济极限井距，从而可以确定在什么井距下，采用水驱采油法可以有经济收益，便于后续技术极限井距与经济极限井距的对比。接着，当技术极限井距大于经济极限井距时，将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。由于井距直接影响到水驱采油法作为开发手段时的开发成本，低渗透油藏中采油井和注水井之间井距越大，水驱采油法的开发成本就越低，也就是说经济收益越高。而当采油井和注水井之间的井距大于经济极限井距时，使用水驱采油法能够获得经济效益，那么此时就可以使用水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。反之，当技术极限井距不大于经济极限井距时，就表明在此情况下，如果选择可以保证采油井和注水井正常工作的井距，那么该井距必然不大于技术极限井距，此时使用水驱采油法的收益不大于零。如此一来，就不能再使用水驱采油法作为开发手段，那么需要选择其余的开发手段。

进一步地，建立低渗透油藏的开发手段选择模型，基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段，从而根据开发手段选择模型，选择体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的任意一种作为低渗透油藏的开发手段，进而实现对低渗透油藏的开发。

也就是说，本公开先通过水驱采油法下的技术极限井距和经济极限井距，以二者的大小作为判断是否可以使用水驱采油法的依据，如果可以使用水驱采油法作为开发手段，则使用，如果不可以，则继续通过开发手段选择模型，选择其余的开发手段，例如体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法，来保证开发的经济收益，从而避免因误用开发手段，而造成人力和物力的浪费。

需要说明的是，水驱采油法比体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法，具有环保和操作简单的特点，因此，水驱采油法是低渗透油藏开发手段的较优选择，应当首先考虑。

图2是本公开实施例提供的另一种确定低渗透油藏开发手段的方法的流程图，如图2所示，该方法包括：

S201、确定低渗透油藏的技术极限井距。

步骤S201中，技术极限井距为低渗透油藏中，采用水驱采油法的采油井的极限生产半径和对应的注水井的极限注水半径之和，极限生产半径为采油井能够控制的最大径向距离，极限注水半径为注水井能够控制的最大径向距离。

在上述实施方式中，可以确定采油井和注水井之间的最大间距，以便后续与经济极限井距对比。

可选地，确定低渗透油藏的技术极限井距，包括：

技术极限井距满足以下公式：

其中，G为低渗透油藏的启动压力梯度，P

需要说明的是，其中P

S202、确定低渗透油藏的极限井网密度。

可选地，极限井网密度满足以下公式：

其中，N为油田地质储量，a为井网系数，b为平均单井投资总额，A为含油面积，B为原油售价，C为生产操作费，f

可选地，通过以下公式计算得到井网系数：

其中，K

在上述实施方式中，通过联立公式(2)和(3)可以计算出极限井网密度，便于后续结合井网排列方式得到经济极限井距。

需要说明的是，油田地质储量N、含油面积A、驱油效率E

S203、根据低渗透油藏的极限井网密度和低渗透油藏的不同井网排列方式，确定低渗透油藏在不同井网排列方式下的经济极限井距。

步骤S203中，经济极限井距为采用水驱采油法作为开发手段，低渗透油藏的开发净利润为零时，采油井和对应的注水井之间的井距。

步骤S203包括：

(1)当低渗透油藏的井网排列方式为五点法或九点法时，通过以下公式计算得到经济极限井距：

r＝1000*f

(2)当低渗透油藏的井网排列方式为七点法时，通过以下公式计算得到经济极限井距：

r＝1000*(1.1547f

其中r为经济极限井距，f

在上述实施方式中，根据极限井网密度，通过建立不同井网排列方式可以确定出相应的经济极限井距，从而增大本方法的适用范围。

S204、判断技术极限井距与经济极限井距的大小。当技术极限井距大于经济极限井距时，执行步骤S2041，当技术极限井距不大于经济极限井距时，执行步骤S2042。

S2041、将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。

容易理解的是，井距直接影响到水驱生产开发的成本，低渗透油藏中采油井和注水井之间井距越大，水驱开发成本就越低，也就是当采油井和注水井之间的井距大于经济极限井距，使用水驱能够获得经济效益，即技术极限井距大于经济极限井距，水驱能够获得经济效益，可以使用水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。

S2042、建立低渗透油藏的开发手段选择模型。

步骤S2042包括：

(1)、分别建立体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法的影响因子判别表。

在上述实施方式中，设置影响因子判别表便于后续对各项影响因子的因子得分进行赋值。

可选地，分别建立体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法的影响因子判别表，包括：

a、将低渗透油藏的地质参数作为每个影响因子判别表中的各项影响因子。

b、对每个影响因子判别表中的各项影响因子的因子得分进行赋值。

在上述实施方式中，通过各项影响因子的因子得分进行赋值从而将采油效果具体化。

示例性地，将低渗透油藏的地质参数作为每个影响因子判别表中的各项影响因子，包括：

将低渗透油藏的地质参数中的渗透率、油藏厚度、油藏深度、地质储量、距离水层厚度和油藏倾角作为每个影响因子判别表中的各项影响因子。

在上述实施方式中，渗透率、油藏厚度、油藏深度、地质储量、距离水层厚度和油藏倾角等影响因子直接影响采油效果，也就便于后续通过这些影响因子的实际地质参数结合起来，而最终确定出低渗透油藏的开发手段。

(2)、基于所有影响因子判别表建立开发手段选择模型。

在上述实施方式中，开发手段选择模型可以视为体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法的影响因子判别表的集合，其中影响因子影响低渗透油藏采油的效果，通过对影响因子判别表对各项影响因子的因子得分进行赋值，即因子得分赋值越高，则说明采油效果越好，因子得分赋值越低，则说明采油效果越差，进而便于后续通过实际地质参数来代入影响因子判别表来求算总因子得分。

S2043、基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段。

可选地，S2043可以通过以下步骤实现：

a、获取低渗透油藏的实际地质参数，低渗透油藏的实际地质参数包括渗透率、油藏厚度、油藏深度、地质储量、距离水层厚度和油藏倾角。

b、将低渗透油藏的实际地质参数，代入每个影响因子判别表，计算得到每个影响因子判别表的总因子得分。

需要说明的是，在本实施例中，影响因子判别表的总因子得分为，该影响因子判别表中所有因子得分的乘积。

c、将总因子得分最高的影响因子判别表所对应的开发手段作为低渗透油藏的开发手段。

在上述实施方式中，通过实际地质参数和每个影响因子判别表，确定总因子得分，从而在各种影响因子下选择出最优的开发手段。也就是说，通过每个影响因子判别表的总因子得分，可以综合考虑各影响因子对采油效果的影响，从而确定出合适的开发手段。

通过本公开提供的确定低渗透油藏开发手段的方法，在确定低渗透油藏的开发手段时，首先，确定低渗透油藏的技术极限井距，从而可以确定在保证注水井对采油井正常注水，采油井可以正常采油的基础上，采油井和注水井之间的最大间距。然后，确定低渗透油藏的经济极限井距，从而可以确定在什么井距下，采用水驱采油法可以有经济收益，便于后续技术极限井距与经济极限井距的对比。接着，当技术极限井距大于经济极限井距时，将水驱采油法作为低渗透油藏的开发手段。

进一步地，建立低渗透油藏的开发手段选择模型，基于开发手段选择模型，将体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的一种确定为低渗透油藏的开发手段，从而根据开发手段选择模型，选择体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法中的任意一种作为低渗透油藏的开发手段，进而实现对低渗透油藏的开发。

也就是说，本公开先通过水驱采油法下的技术极限井距和经济极限井距，以二者的大小作为判断是否可以使用水驱采油法的依据，如果可以使用水驱采油法作为开发手段，则使用，如果不可以，则继续通过开发手段选择模型，选择其余的开发手段，例如体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法，来保证开发的经济收益，从而避免因误用开发手段，而造成人力和物力的浪费。

以下结合具体实施例对上述步骤进行说明：

某油藏含油面积A为4.1km

1、由启动压力梯度G为0.19MPa/m，并通过公式(1)计算求得技术极限注采井距R＝50m。

2、由公式(3)计算求得a＝0.0707。

3、由公式(2)计算求得f

需要说明的是公式(2)中含有对数，直接求解难度大，因此用交会法求取(见图3)。

4、计算经济极限井距。

当油藏的井网排列方式为五点法或九点法时，通过公式(4)计算得到经济极限井距r＝84m。

当油藏的井网排列方式为七点法时，通过公式(5)计算得到经济极限井距r＝89m。

5、判断能否采用水驱采油法。

有上述计算可知，因为技术注采井距(50m)小于井网排列方式下的经济极限井距，所以不能采用水驱采油法。

6、建立影响因子表，确定开发手段。

某油藏的影响因子及实际地质参数如下：

渗透率分别为14md，油藏厚度为21m，油藏深度3800m，地质储量为685×10

表1体积压裂渗析采油法的影响因子判别表及某油藏总因子得分

由上表1可知，当某油藏渗透率分别为14md时，其因子得分为0.8。当油藏厚度为21m时，其因子得分为0.8。当油藏深度3800m时，其因子得分为0.8。地质储量为685×10

表2增能吞吐采油法的影响因子判别表某油藏总因子得分

由上表2可知，同理可计算出增能吞吐采油法总因子得分为0.64。

表3气驱采油法的影响因子判别表的影响因子判别表某油藏总因子得分

由上表3可知，同理可计算出增能吞吐采油法总因子得分为0.4096。

有上述计算可知，根据体积压裂渗析采油法、增能吞吐采油法和气驱采油法的影响因子判别表，计算得到三种方法的总因子得分为：0.512、0.64和0.4096，因此选择增能吞吐采油法作为该低渗透油藏的开发手段。

以上所述仅为本公开的较佳实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。