井网井距

摘要： 苏53区块自2010年实施水平井整体开发以来,主产区已基本完成井位部署及产能建设,水平井开发正从富集区转向接替区;而东南区储层物性变差,储量丰度减小,原有的井网井距、裂缝参数及压裂方案必然难以继续适应。针对东南区的地质特征,通过气藏精细描述和数值模拟手段,开展了压裂水平井井网优化设计,并优选出最佳井网部署方案:菱形平行水平井井网,井数83口,水平段长度1200 m,井距600 m,单井8条横切缝,裂缝半长220 m,裂缝导流能力20 D·cm。该优化设计成果已应用于苏53区块东南接替区域的开发实践,对同类致密气藏的开发也具有一定的参考和指导意义。

摘要： 曲流河复合砂体的沉积模式、级次和中低渗透性构型界面影响储层流体动态特征和剩余油分布.以渤海Q油田明化镇组R13油层为研究对象,基于以地震资料为主的研究方法,建立构型界面地质模型,分析构型界面特征,研究曲流河复合点坝级别构型界面的渗透率与几何形态对注采效果和剩余油分布的影响.结果表明:地震识别复合砂体构型地质模型能够反映物源变化和构型界面分布特征,砂体构型界面渗透率权重接近0时,阻隔作用显现;单河道级别界面长度超过3倍井距时,阻隔作用影响显著;界面纵向完全隔断整个油层时,有阻隔作用.该结果对河流相砂体特征研究及剩余油预测具有指导意义.

摘要： 苏53区块自2010年实施水平井整体开发以来,主产区已基本完成井位部署及产能建设,水平井开发正从富集区转向接替区;而东南区储层物性变差,储量丰度减小,原有的井网井距、裂缝参数及压裂方案必然难以继续适应.针对东南区的地质特征,通过气藏精细描述和数值模拟手段,开展了压裂水平井井网优化设计,并优选出最佳井网部署方案:菱形平行水平井井网,井数83口,水平段长度1200 m,井距600 m,单井8条横切缝,裂缝半长220 m,裂缝导流能力20 D·cm.该优化设计成果已应用于苏53区块东南接替区域的开发实践,对同类致密气藏的开发也具有一定的参考和指导意义.

摘要： 梨树断陷已开发气田五个,开发层系从浅层泉头组至深层沙河子组,气藏类型包括中孔中低渗构造气藏和低孔低渗构造-岩性气藏,目前已进入开发末期,气井低压低产,气藏采收率偏低。本文从决定气藏采收率的废弃压力及动用程度入手,分析研究了五个气田中井网井距、射孔程度、储层渗透性差异、井底流压等不同因素对不同气田采收率的影响,认为目前浅层气藏采收率主要受井筒流体影响、深层气藏采收率主要受低孔低渗储层平面连通性及波及范围影响,对梨树断陷已开发气田的开发效果认识及提高采收率潜力方向具有指导意义。

摘要： 作为开发低渗透油藏的主要开发方式,缝网压裂技术的可行性和合理井网井距的研究十分重要.为进一步改善油田的开发效果,在详细研究Z油田地质特征和合理井网井距论证方法基础上,结合储层岩石力学和地应力场的特点,从岩石矿物成分、脆性指数等角度论证直井缝网压裂的可行性;并利用压力叠加理论和直井、压裂井地层压力分布函数,确定直井、缝网压裂井的极限技术井距,为油田缝网压裂技术的大规模开展提供一定的理论支持.

摘要： 樊庄区块经历了十多年的煤层气开发,目前区块处于开发调整阶段.本次主要对煤层气田开发后期调整技术的方法与效果进行探讨.首先明确了区块内煤层气井在井网调整前的存在的开发问题,通过分析直井压降扩展模型,确定了剩余资源分布情况;再通过数值模拟与生产实践,明确了渗透率与井距对采收率的影响,制定了调整井井距的确定方法,通过井网调整后,取得了较好的开发效果.樊庄区块开发调整技术的方法及成效,对我国其它区块煤层气田的后期开发调整具有借鉴意义.

摘要： 杜84XL台区块自投入开发以来,开发井网不断完善,井间加密水平井规模不断扩大,目前受井网井距等影响,区块汽窜矛盾愈加突出,注汽运行难度增大.我们根据近年来各种组合注汽方式及规模的分析,从中寻找最佳的注汽组合及运行模式,为区块后期正常开发提供有力保障.同时也为同类型区块的吞吐开发提供可借鉴的经验.

摘要： 应用水平井开发油藏,可以增加单井控制储量和单井产能,但水平井注水开发仍然不同于常规井网开发,需要合适的注采井网,合理的注采参数以确保取得较好的开发效果[1].宁东26井区延安组延5油藏为低压低渗边水油藏,利用水平井通过合理的井网部署,注水后加强精细注采管理,对注水受效特征进行分析,明确主流线方向,以此为依据,理论联系实际,确定合理的注采比,采油速度,生产压差等参数.宁东26井区延5油藏通过水平井开发取得了较好的开发效果,预测最终采收率在30％,成为水平井开发取得较好开发效果的典型例子.

摘要： 透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差.为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究.结果表明:基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1:2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200 m时,最优采油井井距分别为300 m和250 m.该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴.

摘要： 基于页岩气一井一藏及工厂化作业的开发特点,一次性部署开发井是区块效益开发的关键,故合理的井网井距对于提高页岩气采收率具有重要的意义.为此,以国家级页岩气开发示范区长宁区块为例,以单井动态分析结果为依据,以“多井平台”数值模拟为分析手段,建立以基质接触面积、缝间干扰、井间干扰、裂缝—基质流入流出4种关系为核心的井网井距优化设计方法,并论证井网井距优化流程:通过干扰测试分析和施工参数类比,定性判断井距范围;建立以支撑剂总体积为约束的裂缝参数优化模型,形成页岩气开发井距理论分析方法,定量评价以簇为单元的主裂缝长度、间距、条数、导流能力以及裂缝穿透比,确定最优井距;通过网格指数加密精细数值模拟,初步论证了下志留统龙马溪组一段采用“W”形的上下两层交错水平井部署的立体开发效果.结果表明:天然裂缝是影响井距优化的关键因素,长宁示范区天然裂缝不发育,现有压裂规模下采用300m井距、采用“W”形的上下两套水平井部署立体开发,页岩气采收率可提高15％以上.

摘要： 米脂气田上古发育多套含气层,整体属于致密储层,本文在对米脂气田现有地质认识(沉积特征、砂体展布、储层特征等)的基础上,重点对生产动态、气井产能、井网井距开展初步论证,并与邻近类似的神木气田进行对比研究,深化气藏认识.另外本文研究成果直接指导近年产能建设,实施效果较好,为进一步大规模开发米脂气田提供重要依据.

摘要： 本文简要回顾了大宁-吉县区块近10年内的煤层气勘探开发现状,通过煤层气基本地质、成藏和富集因素方面的分析,对该区煤层气勘探潜力进行评价,再从午城井组及部分区探井的试采数据入手,评价区内煤层气开发潜力.分析结果认为,本区煤层气资源利用率较低,成藏类型复杂;储集性能随煤层埋深而变化,提出该区煤层气开发,必须缩小井网井距,坚持长期连续抽排和稳定降压采气的主要认识。

摘要： 本成果针对1980年投入开发的老区块--曙1-6-12块主体部位经过三次大规模部署后,井网井距已经调整到位、只有区块东南部井点稀疏,构造不落实,储层展布范围不能确定的现状,进行精细油藏研究.在研究过程中,对资料的运用根据不同情况有所侧重:在井网密度大的主体区域,以测井资料为主;在区块边部井点稀少、储层延伸范围和边界断层位置不能确定的情况下,利用测井资料分辨率高、物探资料覆盖面积大的特性,点面结合,优势互补,通过三维地震资料精细解释和VSP测井,以现有井点作控制,追踪储层,落实构造,预测有利区域,进行产能部署,实现了扩边增储.,取得良好的开发效果,日产油由调整前的233吨上升到的357吨,目前稳定在300吨左右;年产油量调整前的8.8万吨上升12.9万吨,目前稳定在11.0万吨左右,使区块在开发16年后,再次进入上产、稳产阶段.

摘要： 榆林气田南区以20亿/年规模已稳产13年,整体开发效果良好,大部分井区井网基本完善,储量动用程度高.自2009年少数气井出现递减,且近年来持续高位运行,放大压差生产,递减井数逐渐增多,产量递减程度不断加大;目前井口压力接近系统压力,油压小于6MPa气井占总井数61.4％,气田整体已进入递减阶段,亟需开展开发调整技术研究,以弥补产量递减.通过加深地质研究、气藏工程研究,优选潜力区,实施内部加密、滚动扩边两项开发调整技术,进一步完善井网系统,弥补产量递减,提高储量动用程度和采收率,并为后期增压开采奠定基础,实现气田全面科学高效开发.

摘要： 榆林气田南区以20亿/年规模已稳产13年,整体开发效果良好,大部分井区井网基本完善,储量动用程度高.自2009年少数气井出现递减,且近年来持续高位运行,放大压差生产,递减井数逐渐增多,产量递减程度不断加大;目前井口压力接近系统压力,油压小于6MPa气井占总井数61.4％,气田整体已进入递减阶段,亟需开展开发调整技术研究,以弥补产量递减.通过加深地质研究、气藏工程研究,优选潜力区,实施内部加密、滚动扩边两项开发调整技术,进一步完善井网系统,弥补产量递减,提高储量动用程度和采收率,并为后期增压开采奠定基础,实现气田全面科学高效开发.

摘要： 榆林气田南区以20亿/年规模已稳产13年,整体开发效果良好,大部分井区井网基本完善,储量动用程度高.自2009年少数气井出现递减,且近年来持续高位运行,放大压差生产,递减井数逐渐增多,产量递减程度不断加大;目前井口压力接近系统压力,油压小于6MPa气井占总井数61.4％,气田整体已进入递减阶段,亟需开展开发调整技术研究,以弥补产量递减.通过加深地质研究、气藏工程研究,优选潜力区,实施内部加密、滚动扩边两项开发调整技术,进一步完善井网系统,弥补产量递减,提高储量动用程度和采收率,并为后期增压开采奠定基础,实现气田全面科学高效开发.

摘要： 榆林气田南区以20亿/年规模已稳产13年,整体开发效果良好,大部分井区井网基本完善,储量动用程度高.自2009年少数气井出现递减,且近年来持续高位运行,放大压差生产,递减井数逐渐增多,产量递减程度不断加大;目前井口压力接近系统压力,油压小于6MPa气井占总井数61.4％,气田整体已进入递减阶段,亟需开展开发调整技术研究,以弥补产量递减.通过加深地质研究、气藏工程研究,优选潜力区,实施内部加密、滚动扩边两项开发调整技术,进一步完善井网系统,弥补产量递减,提高储量动用程度和采收率,并为后期增压开采奠定基础,实现气田全面科学高效开发.

摘要： 榆林气田南区以20亿/年规模已稳产13年,整体开发效果良好,大部分井区井网基本完善,储量动用程度高.自2009年少数气井出现递减,且近年来持续高位运行,放大压差生产,递减井数逐渐增多,产量递减程度不断加大;目前井口压力接近系统压力,油压小于6MPa气井占总井数61.4％,气田整体已进入递减阶段,亟需开展开发调整技术研究,以弥补产量递减.通过加深地质研究、气藏工程研究,优选潜力区,实施内部加密、滚动扩边两项开发调整技术,进一步完善井网系统,弥补产量递减,提高储量动用程度和采收率,并为后期增压开采奠定基础,实现气田全面科学高效开发.

摘要： 本文针对基础井网注水井排附近三次采油井"受效井比例低、含水最大降幅低、单位厚度累计产油量低"的开发特点，深入分析了基础井网注水井排附近剩余油潜力及分布特点，研究了基础井网注水井排附近三次采油井受效特点、影响因素及配套调整挖潜技术，对后续三次采油区块基础井网注水井排附近的井网布署及调整挖潜具有重要的指导意义。

摘要： 本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种双控菱形井网的差异化井距适配方法。所述方法包括以下步骤：确定双控菱形井网形式；确定经济合理井网密度；确定菱形井网的长短轴距离；确定径向水射流工艺适配长度。本发明方法克服了常规井网沿主水道与地应力方向易发生水窜的问题，利用径向水射流工艺适配井网建立有效驱替，建立不同剩余油饱和度下的水井无因次适配长度图版，开发效果最佳。

摘要： 本发明提供一种制作压裂水平井井网模型的方法和压裂水平井井网模型。该方法包括如下步骤：从天然露头岩心中选取岩心；将所选取的岩心切割成预先设计的形状，在岩心上布置直井和水平井；在岩心上形成裂缝；向裂缝中填入具有根据裂缝无因次导流能力确定的渗透率的人造岩心；向水平井中填入具有根据水平井压降确定的渗透率的人造岩心。

摘要： 本发明涉及致密气藏开采技术领域，具体地涉及一种确定致密气藏定向井井网的布井方法。一种确定致密气藏定向井井网的布井方法，该步骤如下：步骤1：获取目标井的等效井距范围，即ws,min≤ws≤ws,max；步骤2：根据井距范围确定最多可布定向井井数nmax及最少可布定向井井数nmin；步骤3：计算相邻骨架井之间能够布定向井的数目，以判断是否满足布定向井条件；步骤4：在满足布定向井条件的前提下，布定向井；步骤5：判断所布定向井Yj‑k是否满足砂体边界布定向井条件。本发明提出的确定致密气藏定向井井网的布井方法，奠定了致密气藏规模化和数字化开发的基础，保障了致密气藏的经济、高效和科学开发。

摘要： 本发明公开了一种直井分层注汽多分支水平井开采的立体井网结构和方法，该直井分层注汽多分支水平井开采的立体井网结构包括一口多分支水平井(10)和多口直井(20)，该多分支水平井(10)含有一条竖直段和多条分支水平段，所述分支水平段位于上部油层(30)或下部油层(40)，所述多条分支水平段在水平面上的投影交错排布。该直井分层注汽多分支水平井开采的立体井网结构和方法采用多分支井水平段和直井分层注入高热蒸汽的方式，利用高热蒸汽辅助重力泄油，它解决了单一水平井受效面积小，单井产量不高和冷凝水引起损害储层性质等问题，扩大了多分支井的受效面积，提高了热利用率，提高了油汽比，使得稠油开采的效果显著提升。

摘要： 本发明公开了一种立体开发井网的合理井距计算及布井方法。所述方法包括如下步骤：S1、根据目标储层的基础物性，在纵向上划分开发单元，各个开发单元呈叠合状且渗流场相互独立；S2、根据下述步骤得到适用于单独的开发单元的井距；S3、针对每一个单独的开发单元，重复步骤S2，得到立体井网中所有开发单元的合理井距，实现立体开发井网的井距计算；S4、按照立体井网中各个开发单元对应的合理井距部署水平井，实现立体开发井网的合理井距计算及布井，其中，相邻两开发单元中的水平井纵向上交错布置。本发明能够克服目前公知井距计算的方法中，难以快速得到成本底线的井距界限并判断方法是否可行的难点和缺陷。

摘要： 本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种双控菱形井网的差异化井距适配方法。所述方法包括以下步骤：确定双控菱形井网形式；确定经济合理井网密度；确定菱形井网的长短轴距离；确定径向水射流工艺适配长度。本发明方法克服了常规井网沿主水道与地应力方向易发生水窜的问题，利用径向水射流工艺适配井网建立有效驱替，建立不同剩余油饱和度下的水井无因次适配长度图版，开发效果最佳。

摘要： 本发明提供一种制作压裂水平井井网模型的方法和压裂水平井井网模型。该方法包括如下步骤：从天然露头岩心中选取岩心；将所选取的岩心切割成预先设计的形状，在岩心上布置直井和水平井；在岩心上形成裂缝；向裂缝中填入具有根据裂缝无因次导流能力确定的渗透率的人造岩心；向水平井中填入具有根据水平井压降确定的渗透率的人造岩心。

摘要： 本发明提供了一种油藏井网井距确定方法及装置，该油藏井网井距确定方法包括：对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型；选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度；确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量；基于地质储量及不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度；绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据曲线图确定待测区块的油藏井网井距。本发明确定了合理的油藏井网井距，同时还与数值模拟研究结果相结合，提升了评价结果的准确性及可靠性。

摘要： 本发明公开了一种小井距立体开发的井网优化部署方法、系统及立体井网，其中，井网优化部署方法包括步骤：根据开发参数构建立体开发的井网井距优化模型；求解所述井网井距优化模型的最优解，获取最优开发参数；实现小井距立体开发井网的优化，即能够在立体井网的开发初期，一次布井井网井距设计时，将现场油藏立体开发参数与综合采收率、开发总利润以及合理井距系数联合起来，通过多元协同优化的方法，找到合理井距系数最优的范围内，综合采收率和开发总利润协同最优的开发参数，最终对立体井网设计、施工参数设计提供建议，提升致密油藏开发的经济效益。本发明的井网优化部署系统及立体井网是基于或采用了本发明的井网优化部署方法。

摘要： 本发明提供了一种油藏井网井距确定方法及装置，该油藏井网井距确定方法包括：对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型；选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度；确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量；基于地质储量及不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度；绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据曲线图确定待测区块的油藏井网井距。本发明确定了合理的油藏井网井距，同时还与数值模拟研究结果相结合，提升了评价结果的准确性及可靠性。