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低渗油藏水平井开发方式研究锦150块目前主要开采层系为中生界油层，地层属敏感性，经过多年的注水，导致油层憋压严重，严重制约了该区块的进一步开发。
根据区块地层特征，结合水平井开发的优势，认为该区块更适合水平井开发。
对部署水平井的方位及后续生产工艺技术进行优化设计，为同类油藏的开发提供技术借鉴。
标签：储层敏感;憋压;水平井1.油藏基本情况锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区，北为锦45块，南部紧邻锦271块，呈近东西走向，断块东西长近1.5km，南北宽近0.8km，构造面积约为1.2km2，地质储量209×104t。
储层矿物成分以蒙皂石为主，平均含量为69.6%，其次为伊利石，平均含量为18.0%。
储层孔隙为中等大小，孔隙连通较差。
储层物性较差，为低孔、低渗储集层，油层孔隙度为8.7%～18.8%，平均为14.2%;渗透率为 4.1×10-3～236.4×10-3μm2，平均为38.5×10-3μm2。
2.区块存在的主要问题区块自2001年至今经历了天然能量开发到试注水到2005年按反九点法注采井网实施全面转注，取得明显的注水效果，2009年5月以后，由于地层堵塞，区块出现诸多生产问题，再加上油水井井况问题日益严重，导致区块全面停注。
2.1注水压力高，吸水能力差，油井产液能力低区块转注初期平均注水压力为7.3MPa，视吸水指数为14.2。
2007年注水压力上升至16.1MPa，视吸水指数为3.1。
通过统计历年来吸水剖面，断块整体的吸水厚度百分比呈现下降趋势，由注水开发初期的70.86%下降至40.43%。
由于注水注不进，导致油井有油采不出。
2.2储层物性差，憋压严重锦150块储层敏感性较强，经过多年的注水，目前油层憋压严重，导致水井泄压周期长，钻井出现溢流等现象。
锦150-19-K105井在钻井过程中，在1723.11m 处，距离原井底20m处发生溢流。
contents •引言•低渗透气藏水平井开发技术概述•水平井开发技术经济界限研究•低渗透气藏水平井开发技术方案优化•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究结论与建议•低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究案例分析目录研究背景与意义低渗透气藏在我国天然气资源中占据重要地位，但由于其储层物性较差，开发难度大，需要采用水平井等先进技术提高单井产量和采收率。
目前，对于低渗透气藏的开发技术经济界限研究尚不充分，缺乏定量分析方法和相关指标体系，导致开发决策缺乏科学依据，存在一定的盲目性。
因此，开展低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究具有重要的理论和实践意义，可以为优化开发方案、提高投资效益和降低开发风险提供指导。
研究目的研究方法研究目的与方法低渗透气藏特点03水平井技术的适用范围水平井开发技术简介01水平井技术定义02水平井技术的优势技术经济界限研究的重要性控制开发成本通过技术经济界限研究，可以找出最适合的钻井方案和生产方案，从而降低开发成本。
指导未来开发通过技术经济界限研究，可以了解不同开发方案的技术经济效果，从而指导未来的开发规划和决策。
提高开发效益开发方案和技术路线，从而提高开发效益。
基于给定的地质储量和工程条件，预测不同开发方案的经济效益，选择最优方案。
动态分析法考虑资金的时间价值，预测未来现金流，计算开发方案的内部收益率和净现值等指标。
静态分析法技术经济界限研究方法VS不同渗透率和储层深度的影响水平井长度和钻井液的影响优化目标与约束条件优化目标提高低渗透气藏采收率、降低开发成本和提高经济效益。
约束条件资源储量、地质条件、技术水平、经济因素等。
方案优化与对比分析水平井设计优化包括井眼轨迹优化、水平段长度优化、钻井液体系优化等。
压裂技术优化针对低渗透气藏特点，采用多段压裂、水力喷射压裂等技术。
增产措施优化采用综合酸化、二氧化碳吞吐等措施提高单井产能。
方案对比分析通过对不同方案的开发效果、成本投入等方面进行对比分析，选择最优方案。
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。
低渗透气藏直井合理井距研究
郭奇;李祯;陈开远
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2016(023)004
【摘要】针对低渗透气藏渗流过程中受启动压力梯度和井间干扰作用影响的问题,结合2口采气井流线场分布特点,运用渗流力学原理,建立流动单元内可驱动面积比、有效渗流半径比、有效压力梯度比及渗流单元内压力梯度与低渗透气藏启动压力梯度之间关系,计算获得低渗透气藏天然能量开发合理生产井距结果表明,在1个有效渗流单元内,有效渗流半径比越大,则压力梯度比越小,有效面积比越大.将新方法应用于实际区块合理井距计算中,对比区块实际井距,计算准确率达到93％.新方法对低
渗透气藏合理井距确定具有重要意义.
【总页数】3页(P109-111)
【作者】郭奇;李祯;陈开远
【作者单位】中国地质大学(北京),北京100083;胜利油田森诺胜利工程有限公司,
山东东营257000;中国石化胜利石油工程有限公司,山东东营257000;中国地质大
学(北京),北京100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE348
【相关文献】
1.低渗透煤层气藏直井开采数值模拟研究 [J], 汪志明;李晓益;张健
2.低渗透气藏合理井距计算 [J], 周春香
3.低渗透气藏直井压裂产能评价公式 [J], 冷润熙;郭肖
4.非达西渗流效应对低渗透气藏直井产能的影响 [J], 张楠;鲜波;陈亮;徐锋;严仁田;罗华
5.非均质低渗透气藏压裂直井产能计算 [J], 王宏; 赖枫鹏; 张伟; 陈野啸
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（强烈推荐）低渗气田储层保护及水平井开采可行性研究报告储层的低渗透性是我局油气开发面临的主要问题，这种储层一般会出现单井产能低，经济效益差，生产压差大，储层易受污染等状况。
其中，前三个因素人力无法避免，而对于储层的伤害是人为可以防止的。
“预防”是油气层保护的全部内容。
一旦储层受到污染，要想改善或恢复需付出极大代价，有时甚至是无法实现的。
因此，“预防”油气层损害是关键。
低渗透储层的孔喉小或连通性差，胶结物含量高，这样它容易受到粘土水化膨胀、乳化堵塞、分散运移、水锁和贾敏效应的损害，而受工作液（钻井液、完井液、射孔液等）固相颗粒侵入影响较小。
保护油气层技术是油气开发过程中一项非常具有现实意义的技术。
油气层保护做得好，则投资的收益就大，反之会导致油气层不能发挥应有的生产能力，大大降低投资的回报率。
据胜利油田开展油气层保护的经验，开展油气层保护比不进行油气层保护产能普遍提高1~2倍，可见油气层保护之重要性。
保护油气层技术也是一项系统工程，所涉及的专业知识面广，科技含量高，需多方协同努力方可实现。
其中胜利油田的成功经验可作一借鉴，通过在东营的参观我们了解到，胜利油区以局长亲自挂帅，地质研究院牵头，全局形成了一套完整的油气层保护体系，取得了巨大的经济效益。
就我国来说，油气层保护有以下几个方面的工作内容： 1．岩芯分析岩芯分析实验是油气开发工作的最基础部分，一般包括孔隙度、渗透率、流体饱和度实验，X射线衍射实验，储层敏感性矿物分析等，结果产生两个表格，即全岩矿物分析表和粘土矿物分析表。
国外在这方面还应用了CT扫描、核磁共振等技术更深层次地研究油气层损害机理。
2．储层敏感性评价包括水敏、速敏、盐敏、酸敏和碱敏性实验。
对于低渗储层，重点是做好水敏性评价。
国内外在这方面现已产生了一系列敏感性评价软件，这些软件不需要室内实验，仅通过岩芯分析结果即可迅速确定储层敏感性，解释结果可靠性较高，例如石油大学自行研制的一套软件，其解释结果与实际实验的符合率可达到80%左右。
特低渗透油藏水平井井网极限注采井距的确定吕栋梁;徐伟;唐海;唐瑞雪【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2016(023)005【摘要】为了确定特低渗透油藏水平井注采井网的极限注采井距,考虑低速非线性渗流段,运用二参数运动方程建立非线性渗流模型,将其引入到Comsol仿真软件建立的物理模型中.采用试算法,不断调整注采井距,直至水驱前缘在到达采油井时的压力梯度等于启动压力梯度,最终得到极限注采井距.以新疆油田某特低渗透油藏为例进行分析,结果表明:随着水平井长度的增加和裂缝间距的减小,极限注采井距增加,但增加不是无限的,存在一定的临界值;水平井注水-水平井采油、水平井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂水平井采油这3种井网形式的极限注采井距依次增大;在油田开发初期,可以优先采用压裂水平井注水-压裂水平井采油的井网形式.【总页数】4页(P634-637)【作者】吕栋梁;徐伟;唐海;唐瑞雪【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE355.6【相关文献】1.特低渗透浅层油藏水平井开发参数及井网优化 [J], 曹勋臣;刘小钰;邓亚;张文军;宋刚祥2.低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定 [J], 郑伟;姜汉桥;陈民锋;辛俊武;赵刚3.特低渗透油藏水平井-直井混合井网压裂产能理论研究 [J], 高瑞民;王小锋;4.低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法 [J], 徐伟;唐海;吕栋梁;唐瑞雪;5.低渗透油藏混合井网极限注采井距确定新方法 [J], 徐伟;唐海;吕栋梁;唐瑞雪因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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。
