注采井距

摘要： H油田A201区三叠纪延长组C61沉积期处于定边浅水台地型曲流河三角洲平原相带,发育了北东向带状展布的分流河道砂体,单期河道砂体规模大小不一,类型多样.利用工区内垂直河道水平井测井资料及加密井岩电曲线对比,C61单期河道砂体宽度大多小于100m,河道砂体接触方式既存在连通较好的多层式及切叠式接触,也存在弱连通或不连通的拼接式接触及孤立的透镜体;一次井网控制程度较低是导致油井长期不见效的直接原因.通过量化砂体连通率,结合加密井网开发动态特征,确定了工区开发井网井距、排距界限,对油藏后期井网调整具有指导意义.

摘要： 非均相复合驱是提高聚合物驱后油藏采收率的开发技术,而合理的井网调整是提高非均相复合驱增油效果的主要手段.通过数值模拟,对双河油田Ⅳ1-3层系井网调整的井网形式、井距大小、流线转变角度等开展了系统研究,并从技术、经济方面进行了综合对比论证.研究结果表明:注入体系与原油的黏度比、地层的非均质性对井网流线调整效果具有决定性影响.对于双河油田Ⅳ1-3层系,在充分利用老井的前提下,采用五点法面积井网、井距150～300 m,较大幅度地调整流线角度,能够进一步提高非均相复合驱的降水增油效果.

摘要： 构造、储层再认识及注水开发模式研究是面积井网断块油藏开发调整的基础。对于面积井网断块油藏,单纯采用缘外注水,水驱开发效果差,注采井距大,水窜严重是影响开发效果的主要因素。采用内部点状注水与外部仿边水驱动的方式更适合开发此类油藏。纵向含油小层多,可采用细分开发方式,细分主力层和非主力层两套层系,通过分注合采的方式可提高储量动用程度。后期可根据实际生产动态,通过油井提液引效的方式增加非主流线上的水驱动用程度,边部注水井可适当增注,保持适当的注采比和采液速度,以实现面积井网油藏高效稳产开发。

摘要： 低渗透储层具有明显的启动压力梯度,导致注采井间的渗流场分布与常规条件存在一定差异.基于典型注采条件下的渗流特点和驱替过程分析,在产量方程中引入启动压力梯度,构建出考虑启动压力影响下一注一采定产渗流模型.通过推导得出注采井间压力场、速度场分布的数学表达式,并建立计算注采井间有效驱替面积、有效注采井距的方法,得到不同开发条件下井间渗流场分布和注采单元中有效驱替范围变化的规律.结合典型低渗透油藏参数进行的研究表明,根据有效驱替要求确定有效注采井距,并以此为基础部署开发井网,能在更大程度上有效驱动注采单元内的流体,进而提高低渗透油藏的开发效果.%Due to the existence of significant threshold pressure gradient,the flow in low permeability reservoirs is low-speed non-Darcy flow.Under these conditions,interwell flow filed has significant difference compared to the fields of conventional reservoirs.In view of the flow characteristics and displacement process analysis of a typical water flooding regime,threshold pressure gradient is introduced into the basic flow equation and combined with the condition that both production and injection wells are working in a constant rate.A mathematical model is established for one injector producer pair in infinite formation.According to the initial and boundary conditions,interwell pressure and velocity field distribution function are deduced from the model.Based on the mathematical description,interwell pressure and velocity field distribution and variation could be defined.The analysis shows that for the waterflood development of low permeability oilfield,only by taking effective flooding strategy,can the oil between the injection and production wells be effectively displaced to a greater extent and can the development effectiveness of low permeability reservoirs be improved.

摘要： 石油资源中的低渗透油田,因其孔隙结构和非均质特性而只能采用特殊的开采技术.众多开采技术中,注水开发技术是现阶段运用最广的低渗透油田开采技术.该文章剖析了低渗透油田的特点,并依据大量物理实验和理论探究,对低渗透油田注水开发技术进行了剖析和说明.

摘要： 渤海辽东湾区域X油田构造陡,地层倾角约25°,地层厚,原油为轻质油,水油密度差大,注水开发中注入水受重力影响非常明显.基于渗流理论,推导了考虑重力的一维两相活塞式驱替油水界面移动到任意点处的时间,得到构造高部位和低部位油井同时见水的注采井距.通过贝克莱方程和数值模拟,研究了针对该油田的最佳注采井距,对陡构造轻质油油藏注采井距的优化具有指导意义.

摘要： 胡七南断块油藏储层非均质性十分严重，制约着油藏开发水平的进一步提高。为提高开发水平，需进行注采技术政策研究。通过对区块注采井距、注采厚度及注采方式的研究，确定出不同开发阶段及好、差层的合理井网密度和极限井网密度的技术界线，为该类型油藏精细挖潜提供了理论基础。

摘要： 国内外的研究实践表明,低渗透油藏的渗流特征不符合达西定律,即渗流呈"非线性"特征,储层具有较高的启动压力梯度,因此克服流体渗流启动压力梯度,确定有效的注采井距,对于不同沉积相接触关系的注采井,采取不同的动态调整方式,形成井间的有效驱替,是提高油藏驱油效率的关键之一.本文以渗流力学理论为基础,应用生产试井资料,回归分析计算出低渗透油层的启动压力梯度关系式,并经过实验室岩心试验测定、验证其准确性.同时应用数模研究了16种不同沉积相接触关系下的驱动压力梯度、注采压差与有效注采井距关系,确定了水驱、聚合物驱的有效驱替井距界限.在研究区块进行现场应用表明,对不同类型的油层平面、纵向接触关系下选择合理的补孔、压裂、调剖、新钻井等方式完善注采关系,达到缩小井距、实现有效驱动的目的.研究区通过新钻井25口、调剖40口、压裂85口和油水井补孔26口等措施调整,聚合物驱控制程度提高了2.4个百分点,采油井含水率回升速度得到控制,完善了单砂体注采关系,改善了地层导流能力,提高了油层的驱油效率.研究区目前提高采收率18.13％,较数模高6.13个百分点,预测最终采收率在19.0个百分点以上.

摘要： 我国东部渤海湾盆地老油田已陆续进入开发中后期,但仍有超过一半的剩余油蕴藏在储层中未被采出,调整和构建更加高效的水驱体系,进一步增大水驱波及系数和水驱程度,是老油田实现高效开发、提高水驱采收率的必由之路.由于陆相沉积的复杂性,成因单元砂体的渗透率具有矢量特征,即兼具数量大小和方向性,由此导致油藏开发中存在层间动用差异和平面动用差异,水驱不均衡.针对储层的矢量特征及水驱动用差异,以油水两相渗流公式为基础,提出了产层流动指数的概念来表征特高含水后期砂体间的渗流差异,利用产层流动指数级差进行层系细分重组的设计和筛选,从而实现纵向均衡水驱.以平面上注入水自水井端向油井端各向运移时间相等为边界条件,推导出了储层、流体与开发方式之间的三元平衡关系,据此定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例关系,从而实现平面均衡水驱.应用结果表明,矢量化水驱调整能够减小储层非均质性对水驱开发的影响,提高注水利用率,有效改善老油田开发效果.

摘要： 低流度油藏是指流度低于30 × 10-3 μm2/(mPa·s)的油藏.实验研究表明,低流度油藏储层具有启动压力梯度,并且启动压力梯度的大小与储层岩石的渗透率及流体本身的粘度具有相关性.一般来说,随着储层渗透率的增大,流体粘度一定的情况下,启动压力梯度减小,并且启动压力梯度与渗透率之间满足幂指数的变化关系.综合考虑启动压力梯度、储层岩石渗透率、流体粘度三者之间的关系,即启动压力梯度与流度之间也具有相关性非常好的幂指数变化关系,随着流度的增大,启动压力梯度有明显的降低趋势.启动压力梯度的存在表明了开发低流度油藏需要较大的生产压差或注采压差.根据渗流理论计算得到的低流度油藏合理注采井距表明,当注采压差在50～60 MPa时,合理注采井距在200 m左右.

摘要： 大庆油田萨中开发区自20世纪60年代投入开发,采取分阶段多次布井、分层开采综合调整技术和三次采油技术.先后部署了6～7套井网开发三套含油组合,目前已进入水驱、聚合物驱、三元复合驱并存的开发阶段,地面井网密度80～150 口/km2,井网间开采对象存在交叉现象,在特高含水期开发,井网的调整、优化利用方面显得尤为重要.本文针对这一问题对萨中开发区油层性质驱替方式及注采井距三者之间的匹配关系进行了较为细致的研究,初步确定了与油层性质相对应的驱替方式及合理井距,建立了特高含水期由水驱开发转向聚合物驱(三元复合驱)开发阶段的井网演变模式.

摘要： 江苏油田在二十多年的勘探和开发过程中，已经发现并开发了三十多个油田，其中中低渗油藏开发单元35个，构造复杂，含油面积小，储层层间、层内、平面非均质性严重，油田开发和稳产难度较大。本文介绍了中低渗油藏地质特征；进行了合理注采井距的研究、细分层开发技术和经济界限研究；进行了室内试验研究及实例应用。

摘要： 本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种注采同井装置和注采同井系统。旨在解决注采同井装置只能适用于特定注采关系的储层开发，储层不同层系的注采关系改变时不能适用，导致油水井的利用率较低，储层开发效果较差的问题。该注采同井装置包括同轴设置的套管和油管，在套管与油管之间形成的环空区内设置有多个配注器和多个封隔器组，每个配注器与一个注水层相通，每个封隔器组与一个产油层相通。当储层不同层系的注采关系改变时，根据改变后的注采关系调整配注器和封隔器组的位置关系，就可以使注入水的流动方向根据储层的开发需要进行改变，提高油水井的利用率，进而适用于不同注采关系的储层开发，提高储层开发效果，达到控水增油的目的。

摘要： 本发明公开了一种针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法。该方法针对水平井排状正对注采井网特点，以提高采收率机理为基础，通过对中高含水期油田开发现状分析以及数值模拟技术等确定合理注采比、单井注水能力和产液能力，利用周期注水、周期不稳定交替注水、周期不稳定交替注采以及异步周期交替注采四步法工作流最大限度的提高水驱驱油效率和波及体积。本发明由于与实际动、静资料结合紧密，科学系统的注采调整工作流，并有针对性的提高水平井排状正对注采井网的水驱剩余油开发效果，使此类型井网中高含水期注采调整更科学可行，为油田带来更高的经济效益。

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： 本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：计算注水井周围压力分布及极限注水半径；计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏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： 本发明提供了一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法，涉及油藏开发技术领域，方法包括：在注水系统和采油系统连通时，根据注水系统的数据和采油系统的数据确定各低渗透油藏拟线性渗流阻力梯度；根据低渗透油藏的类型，确定各拟线性渗流阻力梯度与各类型的低渗透油藏的流度的第一对应关系信息；获取注水井与采油井之间距离的二分之一位置的驱替压力梯度与平均注采压力差、采油井井底半径以及有效驱替注采井距的计算关系信息；根据第一对应关系信息和计算关系信息，确定有效驱替注采井距在不同平均注采压力差条件下与流度的第二对应关系信息；根据第二对应关系信息和流度，确定在不同平均注采压力差条件下的有效驱替注采井距。

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： 本发明涉及一种天然气重力驱注采井距的优化方法。利用探井测试数据进行试井解释，获得不同注采井距条件下实现的稳定产能；考虑油气密度差的重力分异作用和压差驱替作用，获得不同井距条件下实现稳定重力驱的临界产能；建立考虑有效驱替和稳定重力驱的注采井距优化图版；根据注采井距和产油量的关系图版，基于目标油田注采井组的地层倾角、注采井数比、井型的不同，选择不同井组的有效驱替曲线和稳定重力驱曲线交点处对应的注采井距作为最优注采井距，以确定天然气稳定重力驱注采井距。可以用于优化天然气重力驱的注采井距，给出了定量化、可操作的技术方法和实施步骤。

摘要： 本发明实施例提供一种井距确定方法及注采排距确定方法，属于油田开发技术领域。所述井距确定方法包括：获取采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度；以及根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定所述井网中的直井最大极限注采井距。采用本发明提供的技术方案，在确定井网中的井距和排距时，能够依据实际情况考虑现有的注水工艺技术水平、采油工艺技术水平、储层的启动压力梯度、注采方向以及储层改造等参数对井距的影响，以及注采方向对排距的影响等等，通过这种方法确定的井距和排距更加合理和可靠。

摘要： 本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：计算注水井周围压力分布及极限注水半径；计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏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： 本发明提供了一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法，涉及油藏开发技术领域，方法包括：在注水系统和采油系统连通时，根据注水系统的数据和采油系统的数据确定各低渗透油藏拟线性渗流阻力梯度；根据低渗透油藏的类型，确定各拟线性渗流阻力梯度与各类型的低渗透油藏的流度的第一对应关系信息；获取注水井与采油井之间距离的二分之一位置的驱替压力梯度与平均注采压力差、采油井井底半径以及有效驱替注采井距的计算关系信息；根据第一对应关系信息和计算关系信息，确定有效驱替注采井距在不同平均注采压力差条件下与流度的第二对应关系信息；根据第二对应关系信息和流度，确定在不同平均注采压力差条件下的有效驱替注采井距。