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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。
秦家屯油田低渗裂缝油藏调剖技术优化探索许雅【摘要】通过分析秦家屯油田SN142低渗裂缝油藏区块近两年的调剖现场实践,在对储层特征及注水水质与堵调剂配伍性实验分析的基础上,进行了调剖剂的优选及相关堵调工艺参数的优化,通过“乳液聚合物+聚合物微球”、“铬冻胶+核壳体”两种调剖体系现场实施效果,开展适合秦家屯低渗裂缝油藏区块调剖技术研究.现场试验结果表明,优化后的调剖体系和注入工艺降水增油效果显著.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2017(031)005【总页数】4页(P110-112,116)【关键词】秦家屯油田;低渗裂缝储层;深部调剖;效果分析【作者】许雅【作者单位】中国石化东北油气分公司石油工程技术研究院,吉林长春130062【正文语种】中文【中图分类】TE348秦家屯油田为两侧凹、中间隆起的构造格局，经历了多次构造运动，构造断裂系统发育，断层呈多、碎、杂状态分布。
秦家屯油田SN142区块油藏埋深930～1 200 m，开发层系多，主力小层为农V2、农V3，农VI1，层间非均质强，储层单层厚度差异大，厚度1～6 m，平均孔隙度为17%，平均渗透率19.5×10-3 μm2，为中孔低渗储层；地层水平均矿化度3 392.5 mg/L，主要为NaHCO3水型，地温梯度为3.3 ℃/100 m，压力梯度为1.09 MPa/100 m，属于常温常压系统。
秦家屯油田SN142区块的储层为低渗储层，以压裂方式投产，天然裂缝与人工裂缝交错分布。
SN142区块于2006年投入注水开发，目前区块注采比高，井网相对完善，已处于中、高含水期，含水呈“凸”型上升趋势，区块总体开发效果较差，呈现“三高两低”特点，即：累积注采比高（1.8）、综合含水高（86.7%）、自然递减率高（39.4%）、平均单井日产油低（1.1 t/d）、采出程度低（6.2%），急需采取有效控水稳油措施，实施有效注水，提高低渗裂缝油藏采收率[1-3]。
1631 计算及应用1.1 体积波及系数与井网密度根据谢尔卡乔夫方法的变型得到：Ev=e^-a/（1）a =18.14（k/μ0）^0.4218 （2）式中：Ev为体积波及系数，f；a为井网指数，f；n为井网密度，口/km 2；k为空气渗透率，10-3μm 2，取0.5；μ0为地层条件下原油粘度，mpa·s；取4.29。
表1、图1即为不同体积波及系数与井网密度、井距关系，可以看出随体积波及系数增大，井网密度越大，相应井距越小。
表1 不同体积波及系数下与井网密度关系体积波及系数井网密度/（口·km -2） 井距/m 0.510.59 3070.614.37 2640.720.58 2200.832.89174图1 波及体积系数与井网密度关系曲线1.2 满足一定采油速度要求的井网密度根据我国砂岩油藏开发条例要求及对原油的需求，初期采油速度都力争在1.0%以上，满足一定采油速度的井网密度可由下式确定：n =（1+β）·V·N/（q o ·t·A）（3）式中：β为 注采井数比，f；V为采油速度，f；取0.01；N为地质储量×104t；取806.5；q o 为平均单井日产油，t/d，取0.42；t为年有效生产时间，d，取300；A为含油面积，km 2，取15.99。
1.3 满足单井控制可采储量的井网密度以单位含油面积计算，井网密度与单井控制可采储量有如下关系：knim R N s E a ⋅=⋅（4）式中：N kmin 为单井控制可采储量×104t/口；E R 为采收率，%；a为储量丰度，×104t /km 2；s为井网密度，口/km 2。
本区目前动用地质储量为806.5×104t，储量丰度49.0×104t /km 2，采收率按18.0%、单井控制可采储量0.5×104t计算，可打油水井290口；单井控制可采储量按0.4×104t计算，可打油水井363口；15.99km 2的面积对应的井网密度分别是18.14，22.68井/km 2；相应的井排距是235，210m。
油田经济极限井网密度计算方法探讨
刘斌
【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2001(016)001
【摘要】从描述油田井网密度与采收率之间关系的谢尔卡乔夫公式入手，推导得出了计算油田经济极限井网密度的方法，通过实际资料验证，是切实可行的.这种方法既涉及了油田的地质开发参数，又考虑了目前的经济技术参数，是一个较为全面的计算公式，它无论对新油田开发设计，还是老区开发调整都具有较强的适用性.研究经济极限井网密度的意义在于使决策者掌握油田井网加密的下限，以经济效益观念指导油气生产，杜绝盲目钻井，避免勘探开发投资的浪费.
【总页数】3页(P31-32,35)
【作者】刘斌
【作者单位】辽河石油勘探局勘探开发研究院,
【正文语种】中文
【中图分类】TE324
【相关文献】
1.油田经济极限井网密度的确定 [J], 朱文娟;喻高明;严维峰;张娜;柴军良;王德龙
2.经济极限法确定油田合理井网密度方法研究 [J], 闫宝云
3.基于单井控制储量与井网密度的老油田经济极限井网密度计算新方法 [J], 梁凇;贾京坤;杨航
4.油田经济极限井网密度计算新方法 [J], 黄金山
5.经济极限井网密度计算新方法 [J], 贾洪革
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秦家屯油田低渗裂缝性油藏调剖技术邵立民【摘要】针对秦家屯油田进行注水井调剖,通过试验优化了聚合物、交联剂、助剂等添加剂的浓度,得出配方为0.3％～0.4％聚合物+0.25％～0.3％交联剂+0.25％～0.3％助剂+0.4％～0.5％核壳体的调剖体系,并对该体系进行了室内试验评价.结果表明,该调剖体系性能良好,溶解性、增黏性、流变性、触变性、热稳定性等均满足秦家屯油田低渗裂缝性油藏调剖要求.现场实施5井次,取得了良好的效果.【期刊名称】《精细石油化工进展》【年(卷),期】2014(015)003【总页数】4页(P23-26)【关键词】秦家屯油田;调剖;铬冻胶;低渗透【作者】邵立民【作者单位】中国石化东北油气分公司工程技术处,长春130062【正文语种】中文秦家屯油田是东北油气分公司的开发老区，位于松辽盆地南部东南隆起，自2001年注水开发以来，已有十多年的水驱开发历史，目前综合含水率已高达85%。
由于长期注水冲刷形成部分高渗通道，使注入水沿高渗主吸水通道单方向指进，导致周围连通的采油井含水上升过快，甚至因过早水淹而停产；而部分注水层受吸水能力控制，出现供液能力不足等现象，影响油田的整体开发效果，急需对水井采取有效稳水、控水措施，实施有效注水[1]。
2012年采用“铬冻胶+核壳体”调剖体系进行调剖工艺，矿场实施了5口井，调剖增油效果显著。
1 调剖体系配方确定经现场试验分析，秦家屯油田储层非均质性强及裂缝发育致SN142区块窜流是开发低效的重要原因。
2012年进行了调剖体系优化，采用“铬冻胶+核壳体”调剖体系。
铬冻胶是由聚丙烯酰胺、铬交联剂及其他交联剂等组成，低温下能够成胶，成胶后强度高。
选取的无机颗粒堵剂为核壳体，该堵剂为带内核的刚性物质，主要用于增强封堵体系强度，便于调剖体系在地层中堆积形成物理堵塞。
其交联原理是：聚丙烯酰胺中的羧基电离成为羧酸根和氢离子；聚丙烯酰胺通过羧酸根与铬交联剂反应，整个体系交联成体型聚合物。
多目标优化法确定油田合理井网密度
刘秀婷;王胜义;杨军
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2004(025)001
【摘要】为弥补目前合理井网密度确定方法存在的不足,在对谢尔卡乔夫采收率-井网密度公式修正的基础上,结合经济分析,运用动态经济方法及最优控制理论,提出确定已开发油田优化及极限井网密度的公式--多目标合理井网密度公式.为验证多目标合理井网密度公式的可行性和正确性,将其应用于稀油及稠油油田(区块)的测算,测算实例取得了令人满意的效果.
【总页数】3页(P74-76)
【作者】刘秀婷;王胜义;杨军
【作者单位】中国石油,辽河油田分公司,勘探开发研究院,辽宁,盘锦,124010;中国石油辽河石油勘探局钻井一公司,辽宁,盘锦,124010;中国石油,辽河油田分公司,勘探开发研究院,辽宁,盘锦,124010
【正文语种】中文
【中图分类】TE-92;TE313.4
【相关文献】
1.产量分成模式开发油田的合理井网密度确定 [J], 贾红兵;樊晓东;杨丽君
2.确定水驱油田合理井网密度的新方法 [J], 吴琼
3.经济极限法确定油田合理井网密度方法研究 [J], 闫宝云
4.确定老油田合理井网密度和极限井网密度的新方法 [J], 刘世良;郑应钊
5.超低渗油藏合理井网密度确定——以南泥湾油田松树林新窑区松700井区为例[J], 胥昊;邵先杰;董新秀;武泽;王海洋;孙玉波
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秦家屯油田集输工艺参数测试分析与应用【摘要】针对秦家屯油田产液高含水的特点，通过室内理论研究分析原油乳状液特性，室内对原油进行粘温曲线和流变曲线测试，得出秦家屯油田原油在输送过程中的摩阻变化规律，同时在室内对现场情况进行模拟实验预测，找出主要影响因素。
通过现场实验、采集数据，分析确定了原油输送过程中掺水边界的确定和减掺方案。
通过室内研究和现场实验，为秦家屯油田停掺或减掺提供技术支撑，同时也为类似集输工艺参数调整方面的开发和应用提供技术储备技术借鉴。
【关键词】高含水粘温流变乳状液掺水边界1 掺水输送室内研究机理掺水输送一般流程是，油气水三相分离器分出的油井采出水在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配并输送至各井井口。
热水由井口掺入油井出油管线。
热水提高井流物温度、降低液相粘度的同时也增加了出油管线的输量。
从井口到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热水管线，属双管流程。
1.1 乳状液特性1.1.1 乳状液的类型在油田开发过程中，含水原油一般形成油包水型乳状液。
当含水量增加到一定数量时，乳状液中出现游离水，并开始转相，向水包油型乳状液转换，此时的含水率称乳状液的转相点，或称临界含水率。
掺水输送的一个目的就是通过增加水相体积，是乳状液转相，从而降低乳状液的粘度，达到降低输送摩擦阻力，输送减少能耗。
1.1.2 乳状液粘度影响乳状液粘度的因素很多，主要有：（1）外相粘度；（2）内相体积浓度；（3）温度；（4）分散相粒径；（5）乳化剂及界面膜性质；（6）内相颗粒表面带电强弱等。
原油乳状液粘度随含水率的变化却呈现较为复杂的关系。
含水率较低时乳状液粘度随含水率的增加而缓慢上升；含水率较高时，粘度迅速上升；当超过某一数值（约为65%～75%）时，粘度又迅速下降，此时W/ O型乳状液变为O/W 型或W/O/W型乳状液。
此后，随含水率进一步增加，油水混合物的粘度变化不大。
1.1.3 含水率对乳状液转相的影响在理想条件下，转相点为74.02%，但实际的原油乳状液中的液珠大小很不均匀，而且当内相浓度很高时，乳状液的液珠可被挤压成多面体，外相液体则被挤成很薄的液膜，这使得内相体积分数可以大于74%。
低渗透油藏注水开发合理采油速度研究摘要通过对宝北区块低渗透油藏地质、开发特征的综合分析研究，除应用传统的实际开发资料计算法、数值模拟法对油田合理采油速度进行预测外，还收集整理了全国25个低渗透油田区块的资料，统计回归出采油速度与地层流动系数以及井网密度关系，绘制了预测采油速度图版。
运用以上方法，针对宝北区块的开发地质现状，对目前井网条件下的合理采油速度进行了预测评价，确定Ⅱ油组和Ⅲ1小层的合理采油速度分别为2.00%和2.50%。
主题词宝北区块低渗透油气藏采油速度预测评价前言根据国内有关低渗透油田文章的论述，低渗透油田一般是指储层渗透率在（10～100）×10-3μm2的油田[1]。
河南油田焉耆盆地的宝北区块，主力开发单元的渗透率均在100×10-3μm2以下，其中Ⅱ油组渗透率为19.09×10-3μm2，Ⅲ1小层渗透率为30.25×10-3μm2，该区块属于典型的低渗透油田。
油藏地质特征焉耆盆地宝北构造形态为一两翼不对称的高陡背斜构造，油层平均埋深在2156～2377m，含油井段最长的187 m，单井平均碾平有效厚度45.3m。
三工河组含油层共分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个油组8个小层。
储层沉积相类型主要为辫状河三角洲水下分流河道、河坝，储层渗透率变异系数0.64～0.76，渗透率级差31.2～245.2，平均孔隙度为12.17%～13.49%，平均渗透率为7.71×10-3～30.25×10-3μm2。
据宝北区块4口井岩心天然裂缝发育特征研究，裂缝分布密度为0.13～22条/m。
储层岩石润湿性特征为水湿特点。
油井见水后，无因次采油（液）指数大幅度下降，含水到64%（一般50%～60%），无因次采油指数仅有0.1左右。
油藏类型总体上以背斜构造油藏为主。
流体性质较好，地面油密度平均为0.791 g/cm3，粘度70°C为1.27mPa.s；地层油密度为0.6157～0.6475 g/cm3，粘度为0.292～0.534 mPa.s，原始气油比162～188m3/m3，体积系数1.5312～1.5836。
