二次开发合理井网井距分析方法

合理井网密度及合理井距分析应用研究为合理区域的油田开发工作，获得更大的经济效益，满足预期的经济目标，因此需要在一定程度上调整井网密度。

标签：井网密度;经济效益;1合理井网密度及合理井距分析合理井网密度的概念为在当下的开发环境和具备的条件下，为实现最低的储量损失，尽可能的提升开发效率，维持更长时间的稳定产出，在经济层面所能接受的最大采收率对应的分布密度。

这里的“合理”是相对特定的环境来说的，当环境和外部条件出现改变的时候，之前的平衡可能被打破，那么就演变为“不合理”。

所以，在不同环境、不同条件以及不同时间下，合理井网密度会出现变化，并非维持固定数值。

而关系到井网密度数据的因素重点为以下几个部分：（1）储层的分层性、连续性及宏观非均质性对井网密度影响这里的分层性就是油藏板块垂直方向划分的单油层的具体数目，具体环境中考虑运用每口井钻发现的油层数目进行描述。

而连续性即为小层在特定平面中分布区域的数值大小，通常借助相应的分布函数来进行描述，而非均质性即为不同油层之间水平方向以及垂直方向渗透率的差异状态。

通常而言，砂岩分层性越明显，连续性不足，非均质现象突出，在这种情况下需要设定更大的井网密度。

（2）储层流体流度对井网密度的影响流体流度是关系到采收率的物理因素。

当注采压差维持不变时，采油效率跟稳产界限保持不变的情形中，流度越小要的井距离就变小。

（3）油藏的储量丰度及构成对井网的影响储量丰度的概念为在一定区域面积中，地质储水量以及相应开采储量的大小，而这里的采储量运算时，将一定区域面积中的储量跟水驱采收率进行相乘而得到。

在另外的条件保持大致相同时，考虑到实现经济效益最大，油藏可采储量的丰度越大，那么更深入提升井网密度的空间也变大。

在储量构成方面，低渗透区域所占比例越大，意味着难开采部分变多，因此设定的井网密度相应提升。

（4）油田每口井生产能力及加密调整边际经济效益对于开采油井的产出能力进行加密调整十分有必要，这也会直接关系到油田的累积增加产能。

胜利油田老油田二次开发实践及认识首届石油石化产业发展论坛于5月22-23日在北京召开。

本次论坛的目的在于为政府与企业、企业与企业之间搭建一个交流平台，使石油石化企业能够准确了解在世界经济动荡形势下，本行业、本企业的优势和劣势，尽早制定出趋利避害的发展战略，实现自身持续、稳定、健康发展。

凤凰网财经进行全程图文报道。

主持人：今天下午的主题是：油价走低时勘探开发领域的应对之策。

我是来自中国石化[0.00% 资金研报]石油勘探开发研究院的副主任。

首先有请中国石化胜利油田分公司，他们原定的发言是副总经理毕义泉先生，而下面由孙女士代他发言。

(中石化胜利油田)孙梦茹：我今天发言的题目是“胜利油田老油田二次开发实践及认识”。

作为我国第二大油田，胜利油田已经开发了45年，油区大多数主力油田相继进入“高含水、高采出程度、高剩余速度”三高开发阶段，原油生产呈现递减趋势，老区新增可采储量逐年减少，地面设施老化严重，油田高含水期开发矛盾日益凸显，老油田挖潜难度日益增加。

面对严峻的开发生产形势，近年来，胜利油田通过加强基础研究和理论创新，转变开发调整思想，加大新工艺新技术的推广应用力度，强化地下地面一体化治理等工作，群面试时老油田“二次开发”工作，形成了适合胜利油田油藏特点的系列二次开发研究和配套技术。

通过现场实施，取得显著成效，实现了新一轮有效开发，为老油田提高高采收率探索了一条新路。

一、胜利油田发展现状。

胜利油田地处山东省东北部的黄河三角洲地带。

主要油区集中在东部的济阳坳陷及滩海地区和昌潍坳陷。

截止08年底，探明油田70个，气田2之，累计探明含油面积27.99.65平方千米，探明石油地质储量48.34。

探明天然气地质储量23.00.4。

胜利油田为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、符合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。

自1964年投入开发以来，胜利油田经历了稳步建产64-80年、高速生产81-87年、高速稳产88-95年、持续稳定发展96年到目前四个阶段。

收稿日期:2006-05-22;改回日期:2006-07-30 作者简介:杨小平(1967-),男,高级工程师,1990年毕业于西安石油学院测井专业,现为中国石油大学(华东)石油地质专业在读硕士研究生,主要从事油气田开发研究工作。

文章编号:1006-6535(2006)06-0064-03动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距杨小平1,2,唐　军2(11中国石油大学,山东　东营　257061;21中石化胜利油田分公司,山东　东营　257015)摘要:低渗油田开发方案设计必须同时考虑经济合理井距和技术极限井距。

现场可进行几种不同井距下的注采试验,然后根据各种井距下采油井的动态情况来定性判断低渗透砂岩油藏技术极限井距。

如果技术极限井距大于或等于经济合理井距,则该井距就是低渗透砂岩油藏的合理井距,油藏工程方案就可据此部署井网。

如果技术极限井距小于经济合理井距,则该油藏必须经改造后才能进行开发。

关键词:低渗透砂岩油藏;方案设计;技术极限井距;合理经济井距;动态分析中图分类号:TE324 文献标识码:A引　言在中、高渗透砂岩油藏开发过程中,由于井距对开发效果的影响不很突出,故开发方案井距设计中更多的是考虑开采速度、稳产期、储量控制程度、最终采收率以及如何取得较好的经济效益等,而较少关注技术井距问题,无论在哪种设计井距下,注采井间都能够建立起有效驱替体系。

而低渗透砂岩油田油藏不同,开发实践表明,井距设计是否合理是低渗砂岩油田开发成功的关键[1]。

低渗透砂岩油藏开发方案设计(实施)必须考虑技术井距问题。

为了取得一定的经济效益,一般采用稀井网,大井距(大于300m )使采油井控制较多的地质储量。

但低渗油藏开发过程中存在的一个最大问题就是:大井距条件下,注水井注不进水,采油井采不出油,注入水难以形成有效驱替,造成难注难采的局面。

为解决这一矛盾,近几年国内开展了加密井网试验,取得了初步效果,使一些原来陷于瘫痪的低渗透油田得以继续开发[2]。

杜255块薄互层稠油油藏二次开发实践研究摘要：针对薄互层状稠油油藏蒸汽进入吞吐开发后期，存在地层压力低、井网不完善、现开发方式下达不到标定采收率的问题，通过精细地质研究、优化井网部署、优选完井工艺等手段，利用水平井实施整体二次开发，取得较好效果。

该研究对同类油藏改善开发效果研究提供了一定的借鉴。

关键词：互层状稠油油藏；水平井；二次开发；开发效果；杜255块【中图分类号】te3451 区块概况截至2011年底，该块共有采油井66口，开井27口，断块日产油为75t/d，日产液为296m3/d，综合含水为71%，采油速度为0.57%，采出程度为17.1%，可采储量采出程度为79.2%。

2 水平井二次开发潜力研究2.1 一次开发存在的问题（1）直井开发出砂现象较严重。

该块杜家台油层储层粒度中值为0.18mm，泥质胶结，岩性疏松，边部杜239井区直井均因出砂关井，严重影响油田的开发效果。

（2）油井利用率低，老井实施各项增产措施余地较小。

截至2007年底，区块油井利用率仅为37%，以调补层为主的地质措施潜力越来越小，该块自2002年进行3个井次的调补层措施后，就未再实施该措施，措施年增油量逐年下降。

2.2 水平井开发可行性分析国内外的研究和实践证明，水平井技术是高效开发油气田的有效手段。

水平井具有增加油层泄油面积、提高油井产量、改善开发效果的作用，适用于多种油藏类型的开发。

2.2.1 油藏条件适合2.2.2 局部采出程度低，主体部位井间剩余油富集该块西部直井开发受出砂影响，储量基本未动用，主体区域受蒸汽吞吐开发加热半径限制，直井井间仍有一定剩余油。

数值模拟结果表明，井间剩余油饱和度在55%左右，区块剩余可采储量为37×104t。

2.2.3 油层产能落实根据区块动态监测资料及后期实施新井生产动态分析，主力层杜ⅰ3油层、杜ⅱ1-2油层均具备较高产能，为区块主力产层。

3 二次开发方案研究3.1 目的层选择根据目前水平井钻井技术条件及稠油开发产能情况，确定水平井目的层厚度在4m以上，且具有一定的连续分布范围，最终优选出杜ⅰ32、杜ⅱ11-2、杜ⅱ21 3套目的层。

低渗透油藏合理井距的确定⽅法.低渗透油藏合理井距的确定⽅法孤东采油⼚新滩试采矿裴书泉摘要：为了经济有效地开发低渗透油藏，合理井⽹密度的确定是低渗透油⽥开发的⼀个重要问题。

本⽂对低渗油⽥开发存在的问题，井⽹井距对低渗油⽥开发的影响，确定了低渗透油藏的开采原则，给出了经济极限和经济最佳井距的计算公式，总结了技术合理井距的多种⽅法。

当技术合理井距⼤于经济极限井距时，应取技术合理井距，结合具体实例进⾏了计算，计算出了合理井距，并分析了合理井距与各个物理量之间的关系，为低渗油⽥的开发提供了很好的理论依据。

关键词：低渗；井⽹；井距；渗流规律；1引⾔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。

胜利油区从“六五”以来，平均每年新增探明低渗透储量1000～2000万吨。

2003年上报探明储量为2325万吨（占2003年度上报探明地质储量的21%），成为胜利油⽥的重要的增储阵地之⼀。

截⾄到2003年底为⽌，胜利油⽥低渗透油⽥共上报探明储量5.87×810t ，占胜利油⽥上报探明储量的13.3%。

其中，已开发低渗透油⽥储量为4.11×810t ，占胜利油⽥已开发储量的11.37%。

未开发低渗透油⽥储量为1.76×810t ，占胜利油⽥未开发储量的30%。

胜利油区低渗藏具有埋藏深，储量丰度低，平⾯和纵向上⾮均质严重等不利因素，与国内其他油区的低渗透油藏相⽐，其开发效果相对较差。

合理井⽹密度的确定是低渗透油⽥开发的⼀个重要问题。

⽬前，普遍的确定⽅法是，从⽔驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压⼒梯度、有效渗透率与探测半径、类⽐、三维数值模拟以及动态分析等8个⽅⾯与井⽹密度之间的关系。

2低渗透油藏井距井⽹对开发的影响2.1井距对开发低渗透油藏的影响众所周知，低渗透油层⼀般连续性差，渗流阻⼒⼤，必须缩⼩井距，加⼤井⽹密度，才能提⾼井⽹对油层的控制程度，使油井见到较好的注⽔效果。

不少低渗透油⽥采⽤以加密井⽹为主要内容的综合治理措施，改变了低产低效的被动局⾯，取得了良好的开发效果。

利用水平井技术实现洼38块东二段二次开发摘要:洼38块东二段为薄层边水普通稠油油藏,地质储量1076×104t。

油藏含油饱和度低、含水高,长期处于低速开采状态。

自2006年以来,在综合地质研究的基础上,利用水平井提液增油思路,在2、3、4、7小层开展水平井二次开发试验,部署水平井14口,截至目前完钻并投产水平井13口,累产油50051t,取得了良好的开发效果。

实践证明,水平井提液增油适合低含油饱和度油藏的二次开发。

关键词:洼38块东二段开发1 油藏地质特征东二段油层为洼38块的主力开发层系,含油面积3.7km2,地质储量为1076×104t,油藏类型为层状边水普通稠油油藏。

1.1 构造平缓受大洼断层和洼38断层夹持的宽缓断鼻构造,呈扇形展开,向南倾没,构造幅度50～80m,构造平缓,腰部略陡,倾角2～6°。

1.2 沉积稳定洼38块东二段主要为扇三角洲前缘亚相沉积。

1.3 储层物性好东二段地层为一套浅灰色、灰色中、粗砂岩、粉细砂岩与灰绿色泥岩的频繁互层的岩性组合。

1.4 含油层数多、单层厚度小东二段油层埋深1160～1330m,地层厚度85～115m,平均约100m。

1.5 油品性质较差洼38块东二段油品性质属普通稠油,具有高密度、高粘度、高胶质沥青质含量、低含蜡量的特征,地层水总矿化度1174mg/L,属NaHCO3水型。

2 开发概况2.1 开发历程洼38块东二段油层1992年采用正方形、反九点井网、140m井距,以蒸汽吞吐方式投入开发,直井开发于1994年达到产量高峰期日产油117t/d,随后进入高含水期。

至2005底日产油降至84t/d。

2006年起开始进行水平井二次开发,截止2010年12月份共完钻水平井13口。

2.2 开发现状洼38块东二段至2010年12月共有油井103口,开井63口,断块核实日产油为176t/d,日产液为2683m3/d,综合含水为93.4%,累计产油量为87.6×104t,累计产水量为486.1×104m3,采油速度为0.57%,采出程度为8.1%。

油井的二次开发覃太贵孙茂斌白林林张建(三峡大学理学院，湖北宜昌443002)摘要：本文提出了油井的二次开发和注水，对老井在规划期内进行了预测，建立了整数线性规划模型，通过数字实验得到了最大产油量为7269．936万吨。

关键词：二次开发；油井生命周期；注水井；最大产油量中图分类号：G712文献标识码：A1问题来源油田为了实现规划期(五年)的各项规划指标(主要包括产油量、综合含水及费用三项指标)，首先要计算在规划初期老井(规划期之前实施的增产措施)的各项指标在规划期的五年内的预测值。

与此同时，要想完成规划指标，就要采取大量的增产措施。

编制油田开发规划方案，就是在满足油田最大生产能力的前提下。

制定出采取各种增产措施的数量，使得尽可能达到规划指标。

井网类型包括：“七五”期间开发的油井(简称“七五”井)、“八五”井、“九五”井以及“十五”井四种。

该油区各类井网在近几年的产油量、产水量；在“十一五”规划期内。

各类井网的年总费用(万元)预测值、各项规划；假设该油区有7种增产措施，在“十一五”期间，每种增产措施的工作量上限；在规划期内，每种增产措施的单井年产油量、产水量及费用等相关数据参见：200"／年大连理工大学第14届数学建模竞赛A题。

另外，在制定规划方案时要尽可能做到均衡安排各项增产措施，实现科学开采、持续发展。

试根据以上数据，为该油区提高科学、合理的“十一五”开发规划方案；2问题分析根据题目分析这是一个多目标规划问题，即在规划期限内实现对油田产量、综合含水量、费用等的合理决策。

本文以油田的最大产油量为目标函数，以增产措施的产油量下限、产水量和费用的上限、以及增产措施的工作量上限为约束条件建立了规划期内增产措施产油量最大的整数线性规划模型。

首先，我们认为每一口油井都有一个生命周期，随着油井的使用寿命的延长，油井的产油量是呈每年递减的，那么可以推断“七五”井在2001年的产油量一定比“八五”井在2001年的产油量要少，但由表反映出的产油量信息却恰恰相反。

251二次开发是提高进入中高含水期的油田的一项重要措施。

通过对大庆油田采取的二次采油示范表明，通过科学有效的二次采油措施，能够实现老油田采收率10%～20%的提升。

所谓老油田的二次开发，指的是对于那些采用传统的开发措施已基本达到开采极限甚至是接近废弃的老油田，采取重构地下认识体系、重建井网结构、充足地面工艺流程的技术思路，对其实施新一轮的开发，从而提高老油田的采收率，实现更加高效的开发。

1 老油田二次开发的必要条件若要采取二次开发措施，则这些老油田必须符合一定的前提条件。

首先，油田需达到一定的开发年限，就现阶段我国各油田的开发年限及国内的技术水平而言，油田要实施二次开发，必须达到开发年限超过30年的标注。

其次，可采储量的采出程度较高。

由于二次开发需要进行新一轮的地质分析、井网构建等措施，因而将耗费比较多的人力、物力，且对于开发的技术要求也很高，因此，这应该是当一次采油能力几乎发挥到极限时才要采用的一种开发方式。

所谓的“几乎达到极限”要求油田可猜出来的采出程度需至少达到70%，甚至更高。

第三，油田的综合含水率也比较高。

我国绝大部分油田现阶段已进入注水开发阶段，油田的综合含水率随着注水开发年限的增加而不断升高，只有达到一定的含水率水平，才能说明油田在一次开发的措施下已几乎难以实现高效开发，现阶段，将综合含水率符合二次开发的条件界限定为90%，即只有综合含水率达到90%的老油田才符合二次开发的要求。

2 老油田二次开发的技术思路老油田的二次开发其核心在于相比一次采油而言更高的油藏管理水平以及更科学的二次采油技术。

如前文所述，老油田在进行二次开发的过程中，需通过重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程的技术思路来实现。

2.1 重构地下认识体系在重新构建地下认识体系时，要注意摆脱老旧资料对于油藏认识的不利影响。

由于我国大部分油田、特别是东部油田已经历了数十年的开发，所使用的包括地震资料、测井资料等地质数据资料限于当年的采集技术水平很难实现完全的准确，甚至会对新一轮的地质认识起到误导作用。

复杂地质体采用多种井型实现二次开发摘要：锦612-12-18块兴隆台油层位于欢西油田锦612块西北部，为典型的薄层稠油藏。

由于储层平面变化大、井控程度低，储量难以得到有效动用。

利用三维地震解释技术，根据波形变化，针对不同砂体采用多种井型进行优化部署各类井位8口。

新井投产初期单井平均日产油达16.5t/d，其中多分支水平井日产油高达40.3t/d，成为整个辽河油田薄层稠油开发的一大亮点，区块采油速度也史无前例地达到2.2%，全面实现了区块的高效开发，对同类油藏也具有借鉴意义。

关键词：稠油追踪刻画地质体兴隆台油层水平井锦612-12-18块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段，含油面积0.645km2，石油地质储量83.8×104t。

开发目的层为沙一+二段的兴隆台油层。

因受沉积条件控制明显，储层横向变化快，不同部位油层厚度差异大，2001年进行储层评价并进行试采，因油层薄、原有粘度大，无法投入开发。

2006年以来通过加强地质研究，在区块边部油层较厚地区开展布井工作，但由于储层变化快，区块大部分储量还是无法有效动用，因此有必要采用先进的技术展开相关研究工作。

一、油藏基本情况1.主要地质简况锦612-12-18块为锦612块的次级断块，开发目的层为沙一+二段的兴隆台油层，平均厚度为12米。

含油面积0.645km2，地质储量83.8×104t。

油藏高点埋深为-920米，为稠油纯油藏。

锦612-12-18块兴隆台油层属西八千扇三角洲前缘亚相沉积体，储层岩性主要为细砂岩，其次是砂砾岩和粗砂岩。

主力层兴Ⅱ油层组平均孔隙度35.0%，渗透率4849×10-3μm2，属高孔高渗储层。

原始地层压力11.0MPa，地层温度为40.5℃。

20℃时原油密度平均0.9935g/cm3；50℃地面脱气原油粘度平均11342mPa·s；胶质+沥青质含量平均38.52%；凝固点平均13.0℃；含蜡量平均2.30%。