合理井距

摘要： 为了确定考虑井间干扰的低渗透气藏压裂井的合理井距,以低渗透气藏压裂井为研究对象,分析了考虑井间干扰条件下的低渗透气藏压裂井流动单元内任一点处压力梯度计算公式,并推导得出不同可驱动面积比下启动压力梯度与任一点压力梯度的关系,采用非线性回归和多元线性回归数学方法,建立描述考虑井间干扰条件下的气井压裂产量递减模型,最终建立了两口压裂井间合理生产井距的计算方法。研究结果表明:①压裂井井距随储层物性、裂缝半长的增大而增大,随预期产量的增大而减小;②有效流动范围越大,合理井距越小。结论认为:①新的方法在DND气田压裂井合理井距的计算过程中效果合理,基础条件和有效流动面积比为0.9时的两口生产井井距分别为194.54 m、197.32 m;②有效渗流半径比越大,压力梯度比越小,有效面积比越大,渗流单元中有效流动面积内流体启动压力梯度应大于等于启动压力梯度;③新方法能够较准确地反映地层流体流动压力系统,该研究成果有助于低渗透气藏压裂井合理井距的确定,可以指导低渗透气藏的效益合理开发。

摘要： 南川区块平桥背斜五峰—龙马溪组含气页岩厚度大,目前采用一套层系开发,水平井井距500 m的条件下,存在着纵向动用程度低,平面动用不充分,未能实现页岩储量的充分动用.为了指导该地区页岩气的合理高效开发,提高储量动用程度和采收率,基于储层精细描述,重点刻画纵向上岩石微相及应力特征,明确其对压裂缝高和缝长的影响,利用微地震监测、气井生产数据历史拟合等技术方法,明确开发层系的划分和平面合理井距的优化.研究结果:①南川地区五峰—龙马溪组含气页岩划分为9个小层21个亚层,开发层系划分为上、下2套气层,其中下部气层为①—⑤小层,厚度35 m,上部气层为⑥—⑨小层,厚度76 m;②平桥背斜合理水平井间距在250 m.

摘要： 为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合"一注一采"模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版.结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15～25 MPa条件下,同一岩心水驱的最小启动压力梯度为二氧化碳驱的2～4倍;储层渗透率低于0.10 mD时,二氧化碳驱的合理井距上限大于水驱,更具效益开发优势,渗透率为0.05～0.10 mD时对应的合理井距为120～380 m;储层渗透率大于0.10 mD时,水驱成本更低,更具开发优势,渗透率为0.10～0.20 mD时对应的合理井距为70～120 m.该研究成果对吉林油田扶余油层不同介质驱替下合理井距选择有借鉴意义.

摘要： 水平井分段多簇压裂是开发页岩凝析气藏的有效手段,通过加密井网来提高地质储量动用程度的同时,往往造成钻井投资大,井间干扰严重的问题.结合微地震裂缝监测、井间干扰分析和油藏数值模拟三种方法,综合分析得出页岩凝析气藏分段压裂水平井最优井距.研究结果表明,基于微地震裂缝监测得出井距为裂缝有效半长的2倍,但在生产中存在明显的井间干扰;进一步结合精细的油藏数值模拟,得出合理井距与裂缝半长呈现良好的线性关系.当井距等于裂缝半长与缝外弱改造区之和的2倍时,能充分利用井间改造体积,并且避免井间干扰,大幅减少钻井数、节省投资,显著提高单井开发效益.研究成果为页岩凝析气藏分段多簇压裂水平井网部署提供了参考.

摘要： 为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键.在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法.为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价.研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8％;②井距控制在330～380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益.结论 认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础.

摘要： 储层非均质性的分布规律是影响油藏天然能量的主要地质因素,如何量化储层非均质性对油田开发的影响,这一直是地质研究者关注的重要问题.文中以涠西南凹陷古近系陆相三角洲为研究对象,利用工区内大量的基础数据,总结了储层非均质性分布规律,确定了储层单砂层厚度和韵律指数中值是表征储层平面及纵向非均质性的主要参数;根据单砂层厚度的差异,建立了储层连通率与注采井距的关系,明确了该区不同三角洲前缘类型的合理注采井距范围;结合储层非均质性主要表征参数,优化了不同油藏类型区域的采收率动态预测公式,计算采收率与实际采收率吻合度达到80％以上.该研究方法现场应用效果较好,可为后续油气田开发井网的调整部署提供依据,具有一定的适用性和推广性.

摘要： SB气田储层岩石疏松,气井普遍出砂;气层薄而层数多(层数60-80个),层间非均质严重;构造平缓,纵向高点一致,顶薄翼厚,完整无断层,同沉积背斜.气田从1995年开始经过试采评价、规模产建,目前已经进入开发调整阶段,目前气田开发面临出水加剧、压力下降、稳产基础薄弱等问题,气田稳产形势不容乐观.针对目前情况,为精细管理目标区块,增产上储,特进行合理井距精细化论证.

摘要： 为了确定海上裂缝性低渗透油藏采用矩形五点法井网的合理井距,尽量平衡海上少井高产与建立有效注采之间的矛盾,根据谢卡尔乔夫公式提出了利用海上平均单井累产油最大化来确定油井井距的方法.方法计算结果表明:随着井距的增加,井组累产油呈现先增加后减少的趋势,即存在一个最佳的井距使得井组累产油最高,且这个最佳井距随着渗透率的增加而增大.该方法与考虑启动压力梯度的极限井距相结合可以综合判断海上裂缝性油藏采用矩形五点法井网开发的可行性,指导海上裂缝性低渗透油藏合理井距的设计.

摘要： 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.胜利油区低渗透油藏具有埋藏深、储量丰度低、平面和纵向上非均质严重等不利因素，与国内其它油区的低渗油藏相比，其开发效果相对较差，目前标定采收率仅为18.6％.本文内容包括： 一、砂岩储层渗流机理室内实验研究 二、低渗透油藏平面径向渗流流态分布研究 三、合理井距确定方法及现场应用实例分析

摘要： 徐深气田A区块火山岩气藏地质特征复杂,表现为岩性岩相变化快,有效储层分布不连续,整体物性差的特征,因此,如何确定该气藏合理井距与井型对于最大限度动用A区块地质储量,实现最佳开采效果和效益具有重要意义.本文通过综合考虑火山岩气藏启动压力梯度、裂缝半长、试井探测范围、井控储量折算范围、经济极限井距来综合确定了A区块合理井距,在此基础上制定了直井和水平井部署的经济界限和储层标准,根据这套方法和研究成果,在A区块新部署设计了5口井,完钻试气结果表明,5口井地层压力均为原始压力,且试气无阻流量均超过了百万方,验证了合理井距与储层部署标准是可靠和有效的.

摘要： 枣园油田枣南孔一段油藏主要含油层位为孔一段的枣IV、V油组，油层平均有效厚度58.3m/19层；断块内有17条断层，划分为9个断块区，平均断块面积为0.19km2。油层连通差、储层物性变化大，平面上注水井吸水状况不均衡，位于构造边部的采油井见不到注水效果，表现为低能低产，剩余油的潜力无法动用。通过天然岩心进行室内驱替实验和理论公式计算得出枣南孔一段油藏构造边部相对低渗区的合理井距为75m；应用概率公式法和经验公式法以及井网密度与采收率关系，计算平均井距75m时井网水驱控制程度分别达到88.5%和89.6%，可提高最终采收率2.12%。超小井距注水开首先在3个井组进行先导性试验，累计增油1337t，然后又在5个井组进行推广，受益油井日产油量由39.1t上升到54.7t，日增油15.6t，累积增油2172t，预测油藏最终采收率从30.2%提高到31.3%。

摘要： 徐深气田D区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、气井产量低、开发难度大的特点。本文以气藏的埋深、储层发育特征及气藏开发投入的经济成本依据，研究气藏的有效开发动用界限，优选经济有效开发的区块，论证和优化了火山岩气藏的合理工作制度及采气速度，为气藏开发方案的整体部署及分批实施奠定基础，为气田经济有效开发起到重要的指导作用。本研究形成的方法和技术对松辽、新疆等地区类似的火山岩气藏开发具有良好的推广和应用前景。

摘要： 徐深气田D区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、气井产量低、开发难度大的特点。本文以气藏的埋深、储层发育特征及气藏开发投入的经济成本依据，研究气藏的有效开发动用界限，优选经济有效开发的区块，论证和优化了火山岩气藏的合理工作制度及采气速度，为气藏开发方案的整体部署及分批实施奠定基础，为气田经济有效开发起到重要的指导作用。本研究形成的方法和技术对松辽、新疆等地区类似的火山岩气藏开发具有良好的推广和应用前景。

摘要： 徐深气田D区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、气井产量低、开发难度大的特点。本文以气藏的埋深、储层发育特征及气藏开发投入的经济成本依据，研究气藏的有效开发动用界限，优选经济有效开发的区块，论证和优化了火山岩气藏的合理工作制度及采气速度，为气藏开发方案的整体部署及分批实施奠定基础，为气田经济有效开发起到重要的指导作用。本研究形成的方法和技术对松辽、新疆等地区类似的火山岩气藏开发具有良好的推广和应用前景。

摘要： 徐深气田D区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、气井产量低、开发难度大的特点。本文以气藏的埋深、储层发育特征及气藏开发投入的经济成本依据，研究气藏的有效开发动用界限，优选经济有效开发的区块，论证和优化了火山岩气藏的合理工作制度及采气速度，为气藏开发方案的整体部署及分批实施奠定基础，为气田经济有效开发起到重要的指导作用。本研究形成的方法和技术对松辽、新疆等地区类似的火山岩气藏开发具有良好的推广和应用前景。

摘要： 汪深1区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、开发难度大的特点, 本文采用多学科的方法针对性的进行了研究与评价。在此基础上，结合国内外气田开发经验，论证和优化了火山岩气藏的开发模式、开发方式、开发层系、合理井网井距、合理工作制度及采气速度，并制定了合理的初步开发方案，方案技术效果和经济效益显著。为了降低方案的风险，采取了整体部署及分批实施、优先开展水平井开发中基性岩的先导试验、加强跟踪研究、及时调整开发策略。

摘要： 汪深1区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、开发难度大的特点, 本文采用多学科的方法针对性的进行了研究与评价。在此基础上，结合国内外气田开发经验，论证和优化了火山岩气藏的开发模式、开发方式、开发层系、合理井网井距、合理工作制度及采气速度，并制定了合理的初步开发方案，方案技术效果和经济效益显著。为了降低方案的风险，采取了整体部署及分批实施、优先开展水平井开发中基性岩的先导试验、加强跟踪研究、及时调整开发策略。

摘要： 汪深1区块火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层裂缝发育、物性差、非均质性强、开发难度大的特点, 本文采用多学科的方法针对性的进行了研究与评价。在此基础上，结合国内外气田开发经验，论证和优化了火山岩气藏的开发模式、开发方式、开发层系、合理井网井距、合理工作制度及采气速度，并制定了合理的初步开发方案，方案技术效果和经济效益显著。为了降低方案的风险，采取了整体部署及分批实施、优先开展水平井开发中基性岩的先导试验、加强跟踪研究、及时调整开发策略。

摘要： 本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种双控菱形井网的差异化井距适配方法。所述方法包括以下步骤：确定双控菱形井网形式；确定经济合理井网密度；确定菱形井网的长短轴距离；确定径向水射流工艺适配长度。本发明方法克服了常规井网沿主水道与地应力方向易发生水窜的问题，利用径向水射流工艺适配井网建立有效驱替，建立不同剩余油饱和度下的水井无因次适配长度图版，开发效果最佳。

摘要： 本发明提供一种直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法，该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法包括：步骤1、确定各层启动压力梯度；步骤2、根据各层压裂缝长确定各层等效井径；步骤3、给定一个注采井距L，计算各层初始产量；步骤4、计算投产N年后各层累积产油量；步骤5、计算井组N年后总的累积产油量；步骤6、确定最优注采井距。该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法求得的注采井距充分考虑了压裂直井的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

摘要： 本发明公开了一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，属于低渗致密储层的开发领域。本发明以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则，同时应用现代油藏递减分析方法，建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％‑50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。

摘要： 本实用新型公开了一种用于测量零井源距和小井源距垂直地震剖面的震源设备，主要由电机和锤砧座组成。所述电机是圆筒型三相直线电动机，包括外壳、轴承、初级绕组和次级锤杆；锤砧座与次级锤杆同轴，通过带动密封的砧子滑动轴承与电机连接。该实用新型具有激震频带宽，频率高，激震波重复性、一致性好，避过了地面低速带层和低能耗等特点。

摘要： 本发明涉及一种超深层礁滩相气藏合理井距多目标优化方法，涉及油气藏开发技术领域，用于解决现有技术中存在的最优开发井网没有综合考虑经济效益最大化、采收率最大化及具有一定稳产期的多个目标的技术问题。本发明的方法包括建立礁滩相气藏合理井距的多目标函数的步骤；建立约束条件函数的步骤以及根据约束条件函数求解多目标函数的步骤；通过建立约束条件函数对多目标函数进行求解，获得的最优化合理井距所对应的多目标函数的值，能够同时满足利润最大、采收率最大以及稳产期最大，因此该最优化合理井距可为油田的勘探提供有价值的指导依据，从而获得良好的社会效益和经济效益。

摘要： 本发明公开了一种立体开发井网的合理井距计算及布井方法。所述方法包括如下步骤：S1、根据目标储层的基础物性，在纵向上划分开发单元，各个开发单元呈叠合状且渗流场相互独立；S2、根据下述步骤得到适用于单独的开发单元的井距；S3、针对每一个单独的开发单元，重复步骤S2，得到立体井网中所有开发单元的合理井距，实现立体开发井网的井距计算；S4、按照立体井网中各个开发单元对应的合理井距部署水平井，实现立体开发井网的合理井距计算及布井，其中，相邻两开发单元中的水平井纵向上交错布置。本发明能够克服目前公知井距计算的方法中，难以快速得到成本底线的井距界限并判断方法是否可行的难点和缺陷。

摘要： 本发明提供一种二氧化碳驱开发模式下合理井距设计方法，包括：包括：步骤1，筛选二氧化碳驱提高采收率主控因素，建立主控因素表征函数，构造二氧化碳驱开发模式下提高采收率评价理论模型；步骤2，求解理论模型未知系数，建立二氧化碳驱开发模式下提高采收率评价模型公式；步骤3，依据合理井网密度和极限井网密度设计理论，建立二氧化碳驱开发模式下经济最优井距和经济极限井距模型公式；步骤4，建立不同地层非均质性条件下二氧化碳驱合理井距设计图版，提出二氧化碳驱开发模式下合理井距设计方法。该二氧化碳驱开发模式下合理井距设计方法对二氧化碳驱开发模式下合理井距的油藏工程方法研究和科学设计具有重要的现实意义。

摘要： 本发明涉及一种超深层礁滩相气藏合理井距多目标优化方法，涉及油气藏开发技术领域，用于解决现有技术中存在的最优开发井网没有综合考虑经济效益最大化、采收率最大化及具有一定稳产期的多个目标的技术问题。本发明的方法包括建立礁滩相气藏合理井距的多目标函数的步骤；建立约束条件函数的步骤以及根据约束条件函数求解多目标函数的步骤；通过建立约束条件函数对多目标函数进行求解，获得的最优化合理井距所对应的多目标函数的值，能够同时满足利润最大、采收率最大以及稳产期最大，因此该最优化合理井距可为油田的勘探提供有价值的指导依据，从而获得良好的社会效益和经济效益。

摘要： 本发明公开了一种低渗透油藏合理井距的确定方法，包括以下步骤：1)进行室内渗流实验，采集室内渗流速度实验数据与时间的对应关系数据以及压力梯度与时间的对应关系数据；2)根据上述数据建立了压力梯度与渗流速度的三参数数学模型：3)采用室内渗流实验数据对模型参数进行拟合确定待定参数；4)根据三参数模型推导等产量一源一汇平面径向稳定流压力P分布公式；5)计算不同岩心渗透率下产能与合理井距关系，获得不同渗透率条件下，油井配产与合理井距关系图版；6)根据压力分布和油井配产与合理井距关系图版，确定合理井距。本发明通过建立储层物性、井距、注采压差与产能的关系，确定低渗透油藏合理井距，有效指导了井距优化及配产。

摘要： 本发明公开了一种小井距立体开发的井网优化部署方法、系统及立体井网，其中，井网优化部署方法包括步骤：根据开发参数构建立体开发的井网井距优化模型；求解所述井网井距优化模型的最优解，获取最优开发参数；实现小井距立体开发井网的优化，即能够在立体井网的开发初期，一次布井井网井距设计时，将现场油藏立体开发参数与综合采收率、开发总利润以及合理井距系数联合起来，通过多元协同优化的方法，找到合理井距系数最优的范围内，综合采收率和开发总利润协同最优的开发参数，最终对立体井网设计、施工参数设计提供建议，提升致密油藏开发的经济效益。本发明的井网优化部署系统及立体井网是基于或采用了本发明的井网优化部署方法。