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低渗油藏开发中确定井距的方法作者：杨前锋来源：《中国科技博览》2016年第06期[摘要]就目前我国油气藏总地质储量来看，低渗透油气藏地质占到百分之六十左右，在开采低渗透油藏的过程中，开发的主要方法是注水，对于低渗多孔介质来说，启动压力梯度存在于流体当中，因而注采井距就会在这这个生产压差下存在一个极限值，如果井距超过这个极限值，水井压力就会波及到油井，从而造成水注不进去，采不出油的情况，可见井距确定的合理设定对低渗透油藏开采的重要性，然而在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发。
文章从低渗透油藏开发中存在的问题出发，对低渗油藏开发中确定井距的原则做了有关论述，旨在为确定出合适的井距，保证低渗油藏开发的采油率提供参考。
[关键词]油藏开采低渗油藏井距确定原则中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0017-011 引言对于低渗透油藏来说，井距是油藏开发过程中设计的重要依据，但是就目前对于低渗透油藏开发的情况来看，对井距的重视程度还远远不够，在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发。
重视的只是开发效果，开发的速度以及采收率，而恰恰相反，合理的井距对油藏的开发具有重要的作用，是开采油田的基础和关键，注采井距就会在这这个生产压差下存在一个极限值，如果井距超过这个极限值，水井压力就会波及到油井，从而造成水注不进去，采不出油的情况，可见加大对低渗油藏开发中井距的确定具有重要的现实意义，因此要不断加强对确定井距的研究。
2 低渗透油藏开发中存在的问题由于在低渗透油藏开采的过程中，储层空喉比较小，造成在注采的时候存在着一定的困难，使得在油藏开发的过程中会表现成为不同的形式，在现在的低渗透油藏开发的过程中还存在一些问题影响着低渗透油藏的开发，造成低渗透油藏的开采率下降，具体如下：（1）注水压力较高。
在低渗透油藏的开发过程中常用的方法是采用注水的方法，然而由于油层本身对水的吸附能力不强，吸附面不均匀，造成注采水平不高，使得油井和油井之间的连通性比较差，还有就是有时候注水的压力会发生突然增大的现象，因此在注水的时候会有困难的存在。
低渗油藏油井合理沉没度确定方法作者：刘爱辉来源：《科学与财富》2019年第15期摘要：有杆泵抽油机井工况分为 9 种类型，油井处于正常的生产状态、抽油杆断脱、油井出砂、油管结蜡严重、油井出砂、泵漏、气锁、油稠以及供液不足。
为提高工况分析的准确性，利用泵效、排量、泵吸入口压力三项工况指标进行一次工况诊断分析，对于一次诊断难以确定工况的抽油井，利用其他各项指标进行工况分析，并且总结出各种工况下的指标界限，分析整个系统的工作状况。
关键词：低渗透；油井；开发开采；沉没度；指标界限在油田开发过程中，低渗透、薄差油层的开发开采难度大。
当前，油田已处于中、高含水阶段，产量递减，成本上升，经济效益变差，如何保持油田的高产、稳产，保证可持续发展是摆在我们面前的一大难题。
目前，通过同步测试资料发现，正常生产沉没度过低的抽油机井数量很多，这部分井在生产过程中具有供液能力差、产液量低、泵效低、运转负荷大、检泵周期短等许多不利因素。
为了有效控制油田的生产成本，降低机采井运转负荷，延长检泵周期，提高经济效益。
对抽油机井处于低沉没度工作状态下而造成的不利因素进行了分析，结合生产实际，采取相应措施，保证油井在合理沉没度区域正常生产。
根据分析结果，本着“长冲程、慢冲次、先调参、后换泵、合理控制套压”的原则，我们挑选沉没度低，冲程、冲次相对较高的油井进行措施调整，对措施后油井的产液、沉没度、泵效、耗电等参数进行分析对比。
对沉没度低的抽油机井，降低其生产参数，在确保产液、产油稳定的同时，可以提高单井的泵效，降低单井日耗电量，提高系统效率，减少生产成本投入。
1、沉沒度分布现状以及负面影响某管理区正常生产井59口，其中沉没度介于0—100m之间的井数达到17口，占统计井数的28.8%，平均泵效仅为37%。
目前，调整后平均泵效达到57%。
从泵效与沉没度关系曲线中可以看出，当沉没度小于100m时，泵效相对比较低。
沉没度比较低所造成的负面影响：沉没度太低会导致系统效率偏低、泵效低、负荷增加、结蜡严重。
第22卷第2期油气地质与采收率Vol.22,No.22015年3月Petroleum Geology and Recovery EfficiencyMar.2015—————————————收稿日期：2015-01-26。
作者简介：郭迎春（1964—），男，湖北英山人，高级工程师，博士，从事油气田开发研究。
联系电话：（0546）8715275，E-mail ：guoycslof@ 。
基金项目：国家科技重大专项“胜利油田薄互层低渗透油田开发示范工程”（2011ZX05051）。
低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法郭迎春（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）摘要：低渗透油藏开发到高含水期阶段，钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。
技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。
针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征，以油水两相稳定渗流理论为基础，通过引入视粘度和拟势的概念，采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式，并以实际油藏参数为例，分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。
结果表明，技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。
将计算结果应用到实际油藏井网部署中，储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域，技术极限井距最大约为350m ；储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域，技术极限井距最小约为250m 。
调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强，预测提高采收率4.1%。
关键词：低渗透油藏高含水期拟势叠加原理技术极限井距提高采收率中国分类号：TE348文献标识码：A文章编号：1009-9603（2015）02-0088-05A calculation method of technical limited well spacing in the low permeability reservoir at high water cut stageGuo Yingchun（Geoscience Research Institute ，Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ，Dongying City ，Shandong Province ，257015，China ）Abstract ：When the development of low permeability reservoir reaches the high water-cut stage ，infill well or well spacing adjustment is needed to exploit the remaining oil and enhance the oil recovery efficiency.The technical limited well spac⁃ing is an important factor of tapping the potential of the remaining oil.Based on the feature of start-up pressure gradient inthe low permeability reservoir and the theory of the oil-water two-phase flow ，concepts of pseudo-viscosity and pseudo-po⁃tential were introduced.A calculation formula of the technical limited well spacing in the low permeability reservoir was es⁃tablished based on the potential superposition principle.The influencing factors such as the reservoir permeability ，water saturation and the inject-production pressure difference were analyzed with the actual reservoir parameters.The resultsshow that the technical limited well spacing increases with the reservoir permeability ，water saturation and the inject-pro⁃duction pressure difference.The calculation results were applied into the actual well pattern arrangement.The maximum well spacing is about 350m in the areas with better physical properties and low remaining oil saturation and the minimum one is about 250m in the areas with poor physical properties and high remaining oil saturation.Adjusted well pattern has stronger control ability on remaining recoverable reserves and the oil recovery efficiency will be enhanced by 4.1percent.Key words ：low permeability reservoir ；high water cut stage ；pseudo potential ；potential superposition principle ；technicallimited well spacing ；enhanced oil recovery低渗透油藏具有渗透率低、孔隙度小、孔隙结构复杂和固液表面分子力作用强烈［1-4］等特点，在流体渗流过程中，只有当驱替压力梯度超过某一临界压力梯度时，流体才能够流动，并呈现出非达西渗流特征［5-10］，这一临界压力梯度即为启动压力梯度。
低渗透油藏合理井距的确定方法
1.渗透率法：该方法是根据油藏的渗透率进行计算。
根据渗透率和井
底压力，可以计算出有效井距。
有效井距应该保证储层能够有效被利用，
即根据地质条件和储层性质确定最优的有效井距。
2.井间干扰法：该方法是通过实际井网动态监测和分析，确定合理的
井距。
通过对存在的井网进行动态监测和干扰分析，可以判断不同井距下
的井间干扰情况，从而确定合理的井距。
3.水驱试井法：该方法是通过进行水驱试井，确定合理的井距。
通过
在水驱试井区进行不同井距下的试采，观察试采效果，评估油藏的水驱过程，进而判断合理的井距。
4.数值模拟法：该方法是通过建立数学模型，模拟油藏开发过程，确
定合理的井距。
通过建立数学模型，可以模拟不同井间距离下的生产情况，评估油藏开发效果，从而确定合理的井距。
5.试井法：该方法是通过进行试井，确定合理的井距。
试井是指在已
有的井网中选择一部分井进行试井，通过观察试井的结果，可以判断不同
井距下的采收率和产能，从而确定合理的井距。
总的来说，确定低渗透油藏合理井距的方法有很多种，可以根据具体
的情况选择适合的方法进行确定。
综合应用不同的方法，可以更准确地确
定低渗透油藏的合理井距，提高油田开发的效益和经济效益。
低渗透油藏小井距开发试验研究低渗透油藏的非均质性较强，并且孔隙率较低，利用数值模拟方法对小井距开发进行层系划分，优化组合井网和裂缝之间的配置分析，结合低渗透油藏的特点来确定最佳层系组合方式，当程序含水率达到70%应当采用合理的注水井排与裂缝方向，裂缝穿透率应当控制在35%左右，加强低渗透油藏的小井距开发，能够有效提升低渗透油藏的开采效率。
标签：低渗透油藏;小井距;试验研究随着工业的不断发展，对油气的需求量也越来越高，油气资源已经出现了供不应求的局面，因此需要对低渗透油藏进行开发，低渗透油藏在油气资源开发中的地位也越来越高。
国内外很多学者认为低渗透油藏的开采前景非常好，但是由于低渗透油藏的地质特征比较特殊，拥有较强的非均质性，并且孔喉半径较小，含水饱和度较高等特点。
因此对低渗透油藏的开采与传统的开采方式不同。
大量实践证明，针对低渗透油藏采用平行裂缝方向注水，垂直裂缝方向驱油的方式可以在最大程度上提升低渗透油藏的开采效率，并且能够减少底水锥进以及水淹现象，从而有效提升注入水波及体积，充分提升油田的开采效率。
裂缝性低渗透油藏利用现状注水方式，加大井距，缩小井排距离能够有效提升开发效果。
目前，我国对低渗透油藏进行小井距实验，通过研究结果可以，利用相同工艺技术，根据实际情况将井距缩小以后也可以提高开发效果和经济效益。
我国XM油藏为裂缝性低渗透油藏，自1985年进行开发，该油藏非均质性强、孔隙率低、非均质性强，开发效果差。
为了提高该邮政的开发效果，改善水区开采效率，利用CMG数字模型软件，进行地质模型构建，对XM油藏进行小井距开发可行性论证，并对开发方案进行优化，开展小井距开发实验，从而提高XM油藏的开发效果。
1油藏概况1.1地质特征XM油藏非均质性强、孔隙率低、非均质性强。
XM油藏构造形态为东南单斜，天然裂缝发育情况较好，裂缝主要为直劈缝和高角度缝。
1.2开发历程XM油藏在1985年采用反九点井网进行开发，并且经过2次加密综合治理，井距从600米加密到325米，实行注水开发。
79油田位于坳陷南部储层砂体属于辫状河道沉积，平均有效孔隙度为10.8 %，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。
启动压力梯度大，油井技术极限井距小是影响油田区的致密砂岩油藏储量提高的重要阻碍，这使得储层压裂改造亟不可待。
储层普遍发育裂缝，天然裂缝、压裂人工缝的综合作用，使得确定油井井距的工作变得愈加困难。
本文首先是通过实验测定启动压力梯度，接着得出了启动压力梯度与渗透率的关系，在此基础上本文进一步确定了储层油井技术极限井距。
本文认为，为更有效更准确地确定油井的井距，在工作中应该测量储层裂缝发育程度。
一、启动压力梯度1.实验方法低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数。
n K αλ= （1）式中：λ一启动压力梯度，MPa/m；K一地层平均渗透率，mD；α、n—回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。
2.数据处理对11块储层岩心进行室内单相流体渗流实验。
实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。
通过对实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线，和回归关系式为：383.0050.0−=K λ （2）由资料分析可知，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。
岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。
二、技术极限井距在一定技术极限条件下，油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。
常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2倍看作为技术极限井距。
技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：d r d P d r d P w2l n ⋅∆= （3）式中：ΔP—生产压差，MPa；d一技术极限生产（泄油）半径，m；rw一井筒半径，m。
若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（2）（3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：383.0050.02l n −=⋅∆K d r d P w（4）油田储层平均渗透率为0.4mD，原始地层压力为20.0 MPa，初期生产压差为8.0 MPa~10.0 MPa，根据式（4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38 m~46 m，技术极限井距为76 m~92 m。
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。
根据地下实际情况，许多低渗透油田都需要缩小井距，加密井网。
但过去油价偏低，都因经济效益而未能进行加密调整。
现在油价已经开放，基本保持正常状态，为加大井网密度，改善和开发好低渗透油田提供了非常有利的条件。
当然，也不是说井距越小越好，密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果为原则。
同时还要保持较好的经济效益。
今年来，各油田都进行了经济最佳井网密度和极限井网密度的研究和测算。
有关低渗透油田的资料数据如表2-1。
长庆油田在编制安赛油田坪桥区开发方案时，根据新的价格和费用，对不同井网密度的技术和经济指标做过初步计算：简单数据见表2-2和图2-1。
滨南8.9--11.8--5.8图2-1 安塞油田坪桥区总利润与井距关系曲线表2-2 安塞油田坪桥区井网密度数据表开发，开发效果和经济效益都和不错。
并于布井方式和注采系统，对正常砂岩油田来说，一般认为初期采用正方形井网，反九点法注采比较合适，这种方式调整比较灵活。
2.2井网部署对开发低渗透油藏的影响低渗透油田绝大多数都程度不同的存在各种形态的裂缝。
这些裂缝的存在，在很大程度上主宰了油气水的渗流通道。
因此，对低渗透油田来说，研究裂缝形态，合理部署采油井网特别重要。
我国裂缝性油田井网部署与裂缝方向的关系，在认识和实践上，大体经历过三个阶段。
早期阶段，注水井排平行于主裂缝方向，如扶余油田等。
这种方式，生产井排见水时间推迟，采油状况改善，注水井排上得采油井水窜，水淹状况仍然严重。
为了减缓注水井排上采油井的水窜，水淹状况，80年代开发的新立，乾安和朝阳沟等油田，都将井排方向与裂缝方向错开22.5度。
见图2-2。
这样调整的结果，注水井排上采油井的见水和水淹以及初期油田开发状况是改善了一些，但有暴露出了新的矛盾，就是每口注水井沿裂缝方向，与错开两个井位(相距750m)的每口生产井都可能形成水线，生产井一旦见水，则含水上升速度很快，很难调整改善。
目前，在总结吸取前两种布井方式得经验教训得基础上，吉林在开发新民油田时，将正方形井网的井排方向与主裂缝方向错开45度，见图2-3。
注水井投注后，沿裂缝方向的角井首先见水，因其井距较大（正方形井网井距为300m 时，角井井距为420m ），见水时间较晚，初期效果较好。
到油田开发中后期，待角井水淹后，可转为注水井，这样就形成了与裂缝方向平行的五点法注采方式。
注水井井距为420m ，注采井距为300m ，注采井排为212m 。
从目前开采状况看来，效果比较好。
图2-2 井排与裂缝方向关系（22.5°）图2-3 井排与裂缝方向关系（45°）对比上述三种作法，初步认为第三种井网部署和注采方式比较合适一些。
其基本点时：平行裂缝方向布井和注水，注水井井距可大一些，开始间隔注水，待井排上得采油井水淹后，可试验间隙轮换注水或到中后期转注。
注采井距要小，主产井距初期要大，到中后期注采布局条件小效果很好得实践井组。
3极限井距及合理井距的确定方法3.1经济极限井距与技术极限井距低渗透油藏孔喉细小、小喉道连通的孔隙体积比例高、储层渗流阻力大，因此，注采井之间必须有足够的驱替压力梯度才能实现水驱，即注采井距不能太大，井网密度必须合理。
在一定注采压差下（工艺技术水平），油井能够控制的最大径向距离称为极限生产半径，在一定注水压差下，水井能够控制的最大径向距离称为极限注水半径。
极限生产半径与极限注水半径的和称为技术极限注采井距。
见图3-1。
图3-1 技术极限井距示意图然而，受到经济指标的制约，井网不能太密，否则开发低渗透油藏将无法取得经济效益。
在原油价格一定的情况下，在一定经济技术和井网形式下,井网所控制的可采储量的价值等于钻井总投资和基本生产运行费用时的注采井距叫做经济极限井距。
见图3-1。
因而，要保证新投入开发的低渗透油田或者将实施措施调整的老油田的开发效果和经济效益，必须对其合理井网密度，即合理井距进行优化研究。
当技术极限控制井距大于等于经济极限井距时,按通常的确定合理井距的方法来部署井网。
当技术极限井距小于经济极限井距时，如果按照经济极限井距来部署井网，储层中就会存在不流动区，这时可根据压裂工艺水平，进行整体压裂改造设计，人工改造出一定长度的、具有有效导流能力的裂缝，弥补技术极限控制井距和经济极限井距的差值。
如果工艺水平难以有效解决，那么该油藏就暂时无法经济有效动用。
因此，最后的井距，应该是技术上可行，经济上合理的井距。
既要考虑技术的要求，又要顾及经济上的可行性。
图3-1 经济极限井距示意图3.2合理井距的确定方法合理井距的确定方法有很多。
本文对各种确定合理井距的方法做了总结，分别是水驱控制程度与井网密度关系法，井网密度与原油采收率关系法，满足一定采油速度法，根据启动压力梯度确定合理井距法，稳态法确定合理井距以及非稳态法确定合理井距，将这六种方法所得的技术极限井距进行平均，如果最终结果大于经济极限井距的时候，合理井距应选技术极限井距。
（1）井网密度与原油采收率关系法根据谢尔卡乔夫公式，导出了井网密度与原油采收率的关系。
谢尔卡乔夫公式：-asE=E e(3-1) R D北京石油勘探开发科学研究院参照谢尔卡乔夫方程，根据我国144个油田或开发单元的实际资料，按不同流度分为5个区间归纳出最终采收率与井网密度的关系式(见表3-1)由此表结合具体油藏的流度(我国绝大多数低孔低渗油藏属表中的3，5类)，即可确定其采收率与井网密度的相关公式，计算其达到较高采收率对应的井网密度[12]。
（我国低渗透砂岩油藏开发条例要求在20～30年内采出可采储量的70%～80%，因此要求初期采油速度力争在1.5%以上，满足一定采油速度的井网密度可由下式确定:())A⨯⨯+=1β(3-2)⨯S⨯qNVT根据实际油藏的上述各参数，即可计算得到满足一定采油速度的井网密度。
取得很好开发效果，如华北油田留17断块沙三下油藏、吉林新民油田、胜利渤南油田、大港马西深层系、新疆都善油由以及长庆马岭油田等。
（3）根据启动压力梯度计算合理井距法 根据渗流理论，等产量一源一汇稳定径向流的水动力场中，所有各流线中主流线上的渗流速度最大。
而在同一流线上，与汇源等距离处的渗流速度最小。
实际油藏的注采井连线为其主流线，在主流线中点处渗流速度最小，压力梯度亦相应最小。
由产量公式推导出主流线中点处的压力梯度为：2h w wP P R R ln r λ-=⋅ (3-3) 式中： h P ——注水井井底流压，MPa ； w P ——采油井井底流压，MPa ； R ——注采井距，m ；w r ——井筒半径，一般取0.1m 。
若要中点处的油流动，驱动压力梯度必须大于该点处的启动压力梯度。
理论计算推导可得到塑性条件下的启动压力梯度为：00024.Kμλ=(3-4) 令两种启动压力梯度表达式相等，可得到给定注采压差和油层渗透率条件下的极限注采井距，即：200024h w wP P .R R K ln r μ-= (3-5) 根据上式便可计算出不同注采压差，不同渗透率条件下的最大注采井距。
（4）稳态法确定合理井距 由非达西渗流渗流方程可知：λπμ+=rkh q dr dp 12 (3-6) 从上式可以看出：当储层处在刚性渗流条件下，驱替压力梯度dr dp /等于最小驱替压力梯度min λ，油井的产量等于零，液体质点不再流动，这时对应的半径r 为油井的极限控制半径。
当r 为极限半径时，下述关系式成立： min λr kh q dr dp ==极限12πμ (3-20) 由胜利油田地质科学院的内部资料，求得最小启动压力与地层渗透率、流体的粘度之间的关系式如下：5992.0)(1945.0-=μgmin K λ (3-7)可得极限半径的表达式为：5992.0)(389.02μπμπμg min K kh q kh λq r ==极限 (3-8)（5）非稳态确定合理井距的方法在地层中任取一宽度为dr 的微小环柱体，设dt 时间内在r+dr 面上流入的液体为Q ，同时间在r 面上流出为Q+dQ ，环形柱体内的压力下降了dp 。
显然，dV 即为环形柱体内岩石和其中的液体释放弹性能而增加的体积。
由质量守恒方程可以得到：tphrdrC dQ t ∂∂=π2 (3-9) 对r 求偏导，得：tprhr C r Q t ∂∂=∂∂π2 (3-24)另一方面，如果这时液体的渗滤服从达西定律（可以看成瞬时满足），则，)(2B rphr KQ -∂∂=πμ（3-10）对r 求偏导，得：)(222B r prp r Kh r Q -∂∂+∂∂=∂∂μπ （3-11）令两式相等，得：)(2222B r p rp r Kh t p hr C t -∂∂+∂∂=∂∂μππ （3-12）化简得：tpB r p r r p ∂∂=-∂∂+∂∂η1)(122 （3-13） 由于B 值很小可以忽略，则上式可写成：t pr p r rp ∂∂=∂∂+∂∂η1122 （3-14） 此时存在两个边界条件，分别是投产前折算压力处处相等和井径无穷小。
