井距

摘要： 中盐龙祥公司在前期投入生产的四对定向水平井连通井组井距均在350m左右,水平段长度150m左右,由于各种原因,生产运行时间较短。本文以Y9和Y10连通井组为例,系统的分析了溶腔通道堵塞的原因,提出了在Y9和Y10连通井组间施工X10井并与Y10进行连通,通过优化钻井轨迹,缩短水平井段长度,有效减少了溶腔通道堵塞。在实际生产中提高了连通井组产能,取得了较好的经济效益。

摘要： 目前在页岩油藏的多段压裂水平井压-闷-采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法。首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多段压裂水平井的井底压力数值解;然后,应用动态分析方法,建立了包括段间距、闷井时间和井距的优化方法。应用建立的优化方法对长庆页岩油XC井进行实例分析,结果表明,实例井合理段间距为100~125 m,合理闷井时间为25~35 d,合理井距为590~610 m。研究结果为长庆油田页岩油藏压-闷-采参数优化提供了理论基础。

摘要： 低渗透油田储层应力敏感性较强,导致渗透率损失严重,引起启动压力梯度变大,渗流阻力增大,降低油田水驱效果。目前已有的见水时间预测模型未同时考虑应力敏感性和变启动压力梯度等因素,导致运算结果不符合矿场实际。为此,首次推导了考虑应力敏感性和变启动压力梯度的不等排距及井距条件下的五点法、四点法、反九点法井网见水时间预测模型。新模型计算结果误差相对较小,更符合现场实际,研究成果可指导区块措施调整,为改善水驱油田开发效果提供理论支撑。

摘要： 中原油田低渗透油藏具有埋藏深、渗透率低、高温、高压的特点,天然气驱是该类油藏提高采收率的重要手段,注天然气开发能有效补充地层能量,具有不腐蚀,产出气无需分离等优势.为进一步提高天然气驱油效率,应用数值模拟方法对渗透率、井距、人工裂缝、启动压力、高注低采、气油比、沉积微相、微裂缝等影响因素进行研究,明确了渗透率、井距是影响天然气驱最主要的因素.

摘要： 为提高鸡西盆地梨树镇凹陷的煤层气单井产能和实现该区的煤层气长期持续稳产,需要在该区进行井网设计.通过对研究区落实目的层构造、厚度、含气量、含气饱和度等实验参数,并结合微地震和数值模拟等技术手段,确定了试验区的井排方向、井网形式和井距.首先,通过微地震确定人工裂缝方向,也即NE40°为井排方向;其次,通过对不同井网形式对比分析,确定为三角型井网为最佳井网;最后,运用COMET3软件对250m×200m、300m×200m、350m×200m三种不同井距模拟,结果对比分析表明,井距350m×200m为最佳井距.通过微地震监测确定井排方向为NE40°,利用COMET3软件开展数值模拟,通过,最后确定井距350×200m为最佳井距,三角型井网为最佳井网形式.

摘要： 海上厚层油藏长期注聚后进入高含水期,由于非均质性影响,层间动用程度差异较大,厚度法等传统分层注水方法无法考虑到层间剩余油分布、井距及横向厚度变化带来的剩余储量差异影响.以渤海L油田为研究对象,基于吸水剖面资料,引入无因次吸水强度表征参数,考虑早期注聚,以非活塞式水驱油理论为基础,定量计算了各小层平均剩余油饱和度,建立了基于各小层剩余油分布、不同井距、横向厚度变化情况下分层精细配注新方法.该方法考虑了纵向水淹、井距及横向厚度变化带来的剩余储量差异影响,依据井组不同方向注水井控制剩余储量进行注水量调整,减少剩余储量小且动用程度较高层的无效水循环,增加剩余储量大且动用程度较低层的驱替强度.应用于渤海L油田,井组含水从实施前的92％下降至80％,单井日增油26m3/d,累增油 1.1×104 m3.

摘要： 渤中19-6气田为裂缝性低渗巨厚储层,如何开展井网部署是亟需解决的重要问题.建立了微观渗流模型,模型尺寸为30 cm(高)×80 cm(长)×1 cm(厚);模型基质平均渗透率为0.1mD,裂缝平均渗透率为2～4 mD;采取注气开发的方式,注气井部署在储层上1/3处,生产井全部射开气层.实验结果表明,裂缝性巨厚储层应充分利用重力辅助驱油机理进行开发.为进一步提高单井产量及气驱开发效果,开展了立体注采井位、井轨迹数值模拟研究、合理注采井距公式推导.结果 表明,储层顶部注气、中下部采气的空间立体井网开发效果较好;井方位角及注采井主流线方向与裂缝走向呈45°夹角,可提高单井产量,增大注气波及面积,增强气驱开发效果;根据裂缝分布及公式计算,确定合理井距为1000～1200 m.本文研究在渤中19-6试验区进行了现场应用,单井平均钻遇裂缝密度3.6条/m,开发井实施后初期产能较同类型储层明显提高.

摘要： 为研究不同多孔介质对地下水源热泵采能区温度场的影响,建立了地下含水层水-热耦合模型,对地下水源热泵在5种多孔介质条件下运行时地下温度场的变化进行了模拟分析,根据发生热贯通的时间及回灌水的温度扩散程度提出了合理井距和优化运行模式.结果表明:在地下水自然横流自抽水井一侧流向回灌井的条件下,细砂最易发生热贯通,其次为中砂、中粗砂,粗砂和砂砾最不易发生热贯通;回灌水热影响半径随着渗透系数增大而减小的明显程度由大到小为粗砂、中粗砂、砂砾、中砂、细砂,但砂砾热影响半径明显小于其他多孔介质;由拟合曲线可得出不同多孔介质在不同渗透系数下的合理井距;以大温差小流量模式运行有助于缓解或避免热贯通,多孔介质为细砂时优化效果更为明显.

摘要： 近年来,"水平井+体积压裂"技术在非常规油气藏开发过程中应用越来越普遍,压裂水平井的开发动态特征成为一项重要研究课题.本文通过对压力、产量、动态监测数据、压裂参数的分析,研究体积压裂水平井的生产动态规律,探索生产制度、井距、压裂规模等开发参数对油气井生产的影响,为后续的生产参数调整、井位部署、可采储量标定提供技术支撑.

摘要： 澳大利亚苏拉特(Surat)盆地西部的D气田为低煤阶煤层气田,有Juandah和Taroom煤层组,采用单层与合层直井开采方式.通过该气田131 口井的历年生产数据分析,根据单井高峰产气量及产气、产水量曲线划分出5种气井产能模式,合层开采的产量远大于单层开采的产量;对关键气井进行数值模拟分析,明确了控制产能的主要因素为煤层渗透率、含气量和厚度.认为可通过优化井型和井距来提高采收率:针对埋深小于400 m的储层,继续采用直井开发;针对埋深大于400 m的储层,采用四丛式定向井开发.在埋深小于350 m的储层,最优井距为1 200～1 500 m;在埋深为350～450 m的储层,最优井距为1 000 m;在埋深大于450 m的储层,最优井距为700～800 m.

摘要： 为提高重32井区浅层超稠油油藏最终采收率,对小井距蒸汽驱扩大实施区域进行加深认识,在井网、井距适应性评价和射孔井段优化的基础上,结合超稠油油藏汽驱动态特征,应用油藏工程及数模方法,对蒸汽驱调控时机、转驱控关、注采参数、吞吐引效、间歇注汽、井网转换等调控技术进行研究.并结合前期先导试验结果,形成并完善一整套适合浅层超稠油油藏特点的蒸汽驱开发技术,从而实现转驱区域稳定生产,保障汽驱的开发效果,预计最终采收率达到52％.

摘要： 低渗透储层相对于中高渗透储层,空隙和喉道更加细小,流体和孔道表面的界面作用力达到了不可忽略的程度,使储层中流体的渗流不再符合达西定律,本文依据低渗透砂岩储层室内非达西渗流机理试验,对低渗透油藏合理井距设计这一难题进行了较系统的理论研究.推导出了单相平面径向渗流流态分布规律公式、将低渗储层的渗流状态分为拟达西线性流、非线性性流和非流动等三种渗流状态,并以此为依据建立了低渗透油藏合理井距确定方法和理论公式.研究结果以应用于胜利油区低渗透油藏加密试验区块的井距设计.

摘要： 苏里格气田储集层为低孔低渗致密砂岩,存在复杂的孔隙结构、物性的非均质性、储层孔喉细小、渗透率低、以及复杂的气、水关系和分布规律等诸多问题,因此如何合理确定苏里格气藏井网井距对于低孔低渗气藏高效开发研究具有重要意义.本文运用了经济极限方法、试井法、合理井网密度法等方法计算了其极限井距和技术合理井距,最后通过数值模拟方法优选了最优的井排井距.研究认为:只要技术合理,井距不低于其经济极限井距都是可行的.最终推荐苏75区块山西组致密砂岩采用600m井距600m井排的方形井网进行气藏开发.

摘要： 本文针对低渗透油田采收率评价中存在的问题,结合朝阳沟油田矿场实际,提出了一种新的采收率评价方法.该方法一方面引入了室内岩心驱油效率、井网密度、油水井数比、砂体发育规模、水驱控制程度等其它采收率计算方法所常用的参数,另一方面又引入了启动压力梯度、砂体水驱方向数、井排与裂缝方向等其它采收率计算方法所没有考虑的参数.这使得该计算方法更贴近低渗透油藏的开发实际.

摘要： 本文针对低渗透油田采收率评价中存在的问题,结合朝阳沟油田矿场实际,提出了一种新的采收率评价方法.该方法一方面引入了室内岩心驱油效率、井网密度、油水井数比、砂体发育规模、水驱控制程度等其它采收率计算方法所常用的参数,另一方面又引入了启动压力梯度、砂体水驱方向数、井排与裂缝方向等其它采收率计算方法所没有考虑的参数.这使得该计算方法更贴近低渗透油藏的开发实际.

摘要： 本文针对低渗透油田采收率评价中存在的问题,结合朝阳沟油田矿场实际,提出了一种新的采收率评价方法.该方法一方面引入了室内岩心驱油效率、井网密度、油水井数比、砂体发育规模、水驱控制程度等其它采收率计算方法所常用的参数,另一方面又引入了启动压力梯度、砂体水驱方向数、井排与裂缝方向等其它采收率计算方法所没有考虑的参数.这使得该计算方法更贴近低渗透油藏的开发实际.

摘要： 本文针对低渗透油田采收率评价中存在的问题,结合朝阳沟油田矿场实际,提出了一种新的采收率评价方法.该方法一方面引入了室内岩心驱油效率、井网密度、油水井数比、砂体发育规模、水驱控制程度等其它采收率计算方法所常用的参数,另一方面又引入了启动压力梯度、砂体水驱方向数、井排与裂缝方向等其它采收率计算方法所没有考虑的参数.这使得该计算方法更贴近低渗透油藏的开发实际.

摘要： 本实用新型公开了一种用于测量零井源距和小井源距垂直地震剖面的震源设备，主要由电机和锤砧座组成。所述电机是圆筒型三相直线电动机，包括外壳、轴承、初级绕组和次级锤杆；锤砧座与次级锤杆同轴，通过带动密封的砧子滑动轴承与电机连接。该实用新型具有激震频带宽，频率高，激震波重复性、一致性好，避过了地面低速带层和低能耗等特点。

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： 本发明提供一种直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法，该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法包括：步骤1、确定各层启动压力梯度；步骤2、根据各层压裂缝长确定各层等效井径；步骤3、给定一个注采井距L，计算各层初始产量；步骤4、计算投产N年后各层累积产油量；步骤5、计算井组N年后总的累积产油量；步骤6、确定最优注采井距。该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法求得的注采井距充分考虑了压裂直井的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

摘要： 本发明公开了一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，属于低渗致密储层的开发领域。本发明以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则，同时应用现代油藏递减分析方法，建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％‑50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。

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： 本发明提供一种直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法，该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法包括：步骤1、确定各层启动压力梯度；步骤2、根据各层压裂缝长确定各层等效井径；步骤3、给定一个注采井距L，计算各层初始产量；步骤4、计算投产N年后各层累积产油量；步骤5、计算井组N年后总的累积产油量；步骤6、确定最优注采井距。该直井多层压裂注水开发最优注采井距确定方法求得的注采井距充分考虑了压裂直井的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

摘要： 本发明公开了一种小井距、多层系、密切割的长水平井页岩油布井方法，属于低渗致密储层的开发领域。本发明以页岩油含油储层模式分类为基础，建立了不同含油储层模式下水平井井型和长度的确定原则，同时应用现代油藏递减分析方法，建立了水平井分区渗流模型及理论图版，依据不同区域压力传导的差异性，精细刻画人工裂缝有效缝长为微地震监测信号带长的30％‑50％；以此为基础，首次采用数值模拟反演和矿场实践相结合的方法，提出人工压裂缝有效带宽为“米”级的新认识，为水平井井距和人工裂缝间距的优化提供了重要依据，实现了提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量、提高采收率和降低投资的目标，助推了该类油藏规模效益开发。