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原油价格,元/t最佳经济条件极限经济条件密度,口/km2井距,m 采收率,%密度,口/km2井距,m 采收率,%773 12.3 284 23.6 29.418429.9800 13.9 268 24.7 40.015831.21000 16.1 248 26.0 55.613432.4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：-as R D E =E e (3-1)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]。

油藏类型流度，310-μm 2 /s mPa ⋅ 油藏个数,个经验公式1 300～600 13 s /012.2R e 6031.0E -=2 100～300 27 s /354.2R e 5508.0E -=3 30～100 67 s /635.2R e 5227.0E -=4 5～30 19 s /423.5R e 4832.0E -= 5<518s /148.10R e 4015.0E -=（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 T q N V S ⨯⨯⨯⨯+=001β (3-2) 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 。