CB油田合理井网适应性评价研究
合理井网密度及合理井距分析应用研究
合理井网密度及合理井距分析应用研究为合理区域的油田开发工作，获得更大的经济效益，满足预期的经济目标，因此需要在一定程度上调整井网密度。
标签：井网密度;经济效益;1合理井网密度及合理井距分析合理井网密度的概念为在当下的开发环境和具备的条件下，为实现最低的储量损失，尽可能的提升开发效率，维持更长时间的稳定产出，在经济层面所能接受的最大采收率对应的分布密度。
这里的“合理”是相对特定的环境来说的，当环境和外部条件出现改变的时候，之前的平衡可能被打破，那么就演变为“不合理”。
所以，在不同环境、不同条件以及不同时间下，合理井网密度会出现变化，并非维持固定数值。
而关系到井网密度数据的因素重点为以下几个部分：（1）储层的分层性、连续性及宏观非均质性对井网密度影响这里的分层性就是油藏板块垂直方向划分的单油层的具体数目，具体环境中考虑运用每口井钻发现的油层数目进行描述。
而连续性即为小层在特定平面中分布区域的数值大小，通常借助相应的分布函数来进行描述，而非均质性即为不同油层之间水平方向以及垂直方向渗透率的差异状态。
通常而言，砂岩分层性越明显，连续性不足，非均质现象突出，在这种情况下需要设定更大的井网密度。
（2）储层流体流度对井网密度的影响流体流度是关系到采收率的物理因素。
当注采压差维持不变时，采油效率跟稳产界限保持不变的情形中，流度越小要的井距离就变小。
（3）油藏的储量丰度及构成对井网的影响储量丰度的概念为在一定区域面积中，地质储水量以及相应开采储量的大小，而这里的采储量运算时，将一定区域面积中的储量跟水驱采收率进行相乘而得到。
在另外的条件保持大致相同时，考虑到实现经济效益最大，油藏可采储量的丰度越大，那么更深入提升井网密度的空间也变大。
在储量构成方面，低渗透区域所占比例越大，意味着难开采部分变多，因此设定的井网密度相应提升。
（4）油田每口井生产能力及加密调整边际经济效益对于开采油井的产出能力进行加密调整十分有必要，这也会直接关系到油田的累积增加产能。
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法
不同形式井网适应性及油田开发合理井网部署方法摘要本文基于油藏在开发中面临的实际问题，在总结前人已有成果的基础上，对不同形式井网的适应性进行了研究并且针对不同油田采用合理的井网部署方法。
关键词：井网，注水，裂缝。
一、不同形式井网适应性1.1研究背景及意义我国近年新增探明储量的油藏的特点较以往的显著不同点在于储量品味越来越差，以岩性为主的隐蔽油气藏和低渗透、特地渗透油藏越来越多，增加了储量动用、产能建设的难度，已开发的油田如何进一步改善开发效果，未动用的油田储量如何尽快有效的投入开发，这就需要我们针对不同的油藏采用合理有效的井网部署，对保持我国石油工业持续稳定发展有着十分重要的意义。
1.2常规油藏井网部署根据油层分布状况、油田构造大小与断层、裂缝的发育状况、油层及流体的物理性质、油田的注水能力及强化开采措施，我们将注水方式分为边缘注水、切割注水、面积注水。
1.2.1边缘注水方式对油层结构比较完整、油层分布比较稳定的中小型油田，鉴于其含油边界位置清楚、内外连通性号、流动系数高，我们选择采用边缘注水：对于含水区内渗透性较好、含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层的油藏，我们采用边缘外注水，注水井按与等高线平行的方式分布在外油水边缘处，向边水中注水；对于在含水边缘以外的地层渗透率显著变差的油藏，为了提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油能力，我们采用边缘上注水，将注水井分布在含油边缘上，或在油藏以内距离含油边缘不远的位置；如果地层渗透率在油水过渡带很差，或者过渡带注水根本不适宜，那么我们采用边缘内注水，将注水井分布在含油边缘以内，以保证油井充分见效和减少注水外逸量。
由于油水边界比较完整，采用常规油藏井网分布可以使水线推进均匀，控制相对容易，污水采收率和低含水采收率高，最重要的需要部署的注水井少，设备投资相对较小，经济效益高；但同时，在较大油田的构造顶部效果差，容易出现弹性驱动和溶解气驱，井排产量会递减，对此我们可以采用边缘注水与顶部点状中注水相结合的方法改善驱油效果，除此之外注水利用率不高、水向四周扩散也是无法避免的问题。
低渗透油藏注水开发井网适应性分析
低渗透油藏注水开发井网适应性分析我国油区中分布着较为广泛的低渗透油藏，气开采过程呈非线性趋势，且在启动压力梯度和感应力上的敏感性都比较强。
本文中，作者分析了低渗透油藏在不同井网参数以及裂缝参数下的开发效果，并对如何选取恰当的网井和网井参数提供了一些建议。
标签：低渗透油藏注水开发适应性随着社会的不断发展，石油所发挥的功能越来越强烈，巨大的市场需求致使石油工业出现了前所未有的发展趋势。
低渗透油藏具有一些严重的缺陷，例如：渗透率低、非均性质严重以及天然能量不足等。
这些问题的存在无疑会增加石油开采的难度。
如何经济高效的对低渗透油藏进行开采已经成为当前石油开采行业研究的重点。
1低渗透油藏的特点由于存在喉孔细小、渗透率低等问题，加上启动时存在压力梯度，故低渗透井的开采不合符达西透定律。
所谓启动压力梯度，就是驱动流体流动，从而克服粘滞阻力的驱动力。
低渗透率的范围内，随着渗透率的下降，压力梯度将急速增加，因此作用规律较为明显。
应力的敏感性是指储层演示的渗透率等物质特征会随着参数的变化而改变。
由于低渗透油藏的原始渗透率和空隙能见度都很低，所以会影响到生产的可靠性，由此而引起的敏感性是不容忽视的。
2低藏注水开发直井井网适应性研究选择油田低渗透区域为低渗透油田注水直井井网的研究对象，建立五种井网的数据模型进行模拟运算，这五种井网分别为：（1）反九点井网；（2）菱形反九点井网；（3）不等距线状井网；（4）五点井网；（5）矩形五点井网。
通过分析以上五种数据模型可以发现，当井网密度相同时，石油开采速度最快、见水时间最短的是反九点井网，在主渗流方向上，生产井和注水井的差异最大。
由于主渗透流方向会有潜在的生产井水淹现象发生，为此在开采的初期，地层压力的维持以及采油速度的提升都会受到一定的阻碍。
总的来水，建议在石油开采的初级阶段使用菱形反九点井网，后期再根据实际需求调成不等距线状的井网和矩形五点井网。
3低渗透油藏注水开发水平井井网适应性研究钻入储集层井眼后呈水平状态的井被称之为水平井。
采油方式综合优选评价与适应性比较
采油方式综合优选评价与适应性比较摘要：随着油田开发程度的深入，各区块相继进入高含水开发阶段，勘探、开发、采收率等工作受到较大的影响，经济效益下降。
如何为油井选择最佳的采油方式，进而指导其所在区块的生产，成为油井开发首先解决的问题。
由于各采油方式的工作原理各有特点，因而都具有各自的优缺点，具有不同的应用范围和适应性，在了解了它们各自的适应性后，在此基础上进行了采油方式的初选，进而确定了采油方式优选的综合评价指标体系，开展了以模糊一致矩阵为理论指导的采油方式优选研究，对各个采油方式进行技术经济综合评价。
通过研究，在确定油井的采油方式之前，应该考虑采油方式的综合评价指标体系，全面指导采油方式的优选。
同时，优选模型的应用离不开数据的支持，应该尽量保证所采集到的油井数据在其所在区块的代表性和完整性，保障采油方式优选结果的准确性。
关键字：采油方式；适应性；优选；综合评价1 采油方式优选模型研究1.1 采油方式初选现有的采油方式优选方法[1]效用函数法、逼近理想解的排序等方法虽然都能确定出最终的优选方案，但存在一定的主观因素、评价结果不够客观，应该确定一种能更多地避免主观性，计算简单且评价结果更客观的采油方式优选方法。
采油方式适应性评价就是对机械采油设备所处的油田自然环境、油井开采条件等因素进行评价，从中初选出技术上可行的采油方法。
在进行经济评价之前要考虑举升工艺对生产条件的适应性[2]，适应性对应表选定后利用评价和选择采油方式的等级加权法进行初选：将参数分为两大类，一是与可行性有关的参数，分为最好（4），好（3），适合（2），不好（1），不可行（0）五个等级，二是与复杂性等有关的一些参数，分为高（3），中（2），低（1）三个等级。
1.2 采油方式优选模型初选后，会存在几种可选采油方式，还需要对技术、经济指标进行评价。
对抽油机等三种举升方式，设定工艺成本、投资回收期、检泵周期三个经济评价指标和产油量、举升效率、泵效三个技术评价指标。
油藏开发井网适应性论证方法及分析
88一、井网形式已有理论及经验论证井网形式是否适应油田开发主要判断依据有三点：一为是否可以以较高的采油速度在开发初期生产，并且实现无水采油期的最大化；二是井网形式在开采末期是否达到较高的采收率；三是必须有利于油田开发中的井网调整。
由于低渗透油藏储层非均质行严重，单井储量较低，注采井网的井排距不能过大以保持合理的驱替效率；同时还要保证不能由于距离的过小发生过早水淹和水窜现象。
在考虑经济效益因素的前提下，已有的同类油藏开发实践表明：在井网密度相同的条件下，菱形九点井网和矩形五点井网的采油速度和采出程度均高于正方形九点井网（图1）。
结合低渗透油田的实际情况，宜选用菱形反九点井网和矩形五点井网。
并且菱形反九点井网是低渗透油田井网加密调整的推荐形式。
图1 低渗透油藏常用井网采出程度对比图二、井网形式的数值模拟论证针对低渗透油藏主要采用的井网形式—矩形五点法和菱形反九点发井网通过数值模拟对油田某区进行开发效果预测。
参考该油田其他区块开发经验，在采用相同的合理经济井网密度12.3口/km2、井排方向为NE70°～75°的前提下，分别进行540（井距）×150（排距）的矩形五点法井网和菱形反九点法井网进行布井，采用相同地层、生产参数进行15年生产预测。
数值模拟结果表明（图2）：在菱形反九点井网在15年的生产中产量明显较高，其初期最大产量也较大。
油藏开发井网适应性论证方法及分析刘 冉 胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司 【摘 要】由已有理论、开发经验以及数值模拟论证方法可以看出，在低渗透油藏开发过程中，由于储层低压、低渗、低丰度的特征，菱形反九点法井网在开发中对产量和开采程度的提升有较为显著的特征。
【关键词】井网形式；油田开发；适应性研究图2 不同井网累计产油量曲线对比图三、结论及建议由已有理论、开发经验以及数值模拟论证方法可以看出，在低渗透油藏开发过程中，由于储层低压、低渗、低丰度的特征，菱形反九点法井网在开发中对产量和开采程度的提升有较为显著的特征。
新民油田民36区块合理开发井网研究与认识
现井 网馒 年数
｛ ｝
８
（ １ ） 尽 可能地 延 长无水 采油期 ， 提 高开 发初 期 的采油速 度 ； （ ２ ） 较快 地建 立驱替 体 系 ， 获得 较高 的水驱 控制 程度和 最 终采收 率 ； （ ３ ） 井 网系统 对于 后期 调整 有较 大的灵 活性 。
在４ ２ ５×１ ４ Ｏ ／ １ ０ ６ 米 井 网中 ， 垂直于 裂 缝方 向上 的中心 点处 的压 力梯 度最 小， 如果 该点 的压力 梯度 不能超 过最大启 动压 力梯度 ， 那 么整个 注采 单元的 驱 替体 系便 无法 建立 ， 表ｌ 中可 以看 出 ： 民３ ６ 区块 现井网 已开 发生产８ 年， 以有效水 驱控 制程度大 于８ ０ ％、 采 收率大于２ ４ ＊ ／ ， 、 采油速度 大于０ ． ５ ％为判断井 网是否适 应
（ １ ） 合理 井网密度 的确定 以谢 尔卡乔夫 公式和经济 极限井 网密 度公 式为标 准； （ ２ ） 井排 方 向 ， 与 最大 主应 力方 向一 致 ， 同时参 考沉 积微 相 中砂体 延伸 方
向； （ ３ ） 确定 井距 ， 根 据沉 积微相 中单 砂体 最小 宽度及 最大 半缝 长确 定 ；
采 糕 艘 采 油速度 水瓠静忿 永 动念
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ｌ ６ ， ６ Ｏ ． ８ ９ ３ ． ４ ４ ３ ． ５ ０ ３ 。 ？ ２ ４ ． ６
点驱动压力梯度均大于最大启动压力梯度， 使注采井间处于拟达西或接近拟达 西渗流状 态。 最大 启动压力 梯度主 要与驱 动压差 、 储层渗透 率 、 注 采井距 等因素
低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山V油组为例
低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山 V油组为例摘要：本文根据各项动静态资料和油藏工程理论，对油藏各类开发指标进行计算，对南翼山Ⅴ油组加密后井网适应性进行论证。
找出制约油藏开发效果的主要矛盾。
并进一步从井网适应性着手提出了改善油层开发效果的调整方案，对改善南翼山油田开发现状有重要现实意义。
关键词：低渗油田井网加密井网适应性1、南翼山Ⅴ油组概况南翼山构造Ⅴ油层组主要为（下油砂山组）沉积，其相序在纵向上为半深湖相与浅湖相频繁交替，半深湖相相对发育。
该油层组在平面上分布稳定，连片性好，储层分布稳定。
Ⅴ油层组储层岩性以碳酸盐岩为主，孔隙度峰值集中分布在8.5%～14%，平均孔隙度为11.1%；渗透率主要分布在0.1～12.8mD，平均渗透率为2.43mD，系低孔—特低渗储层。
2010年11月～12月，南翼山Ⅴ油组投产NⅤ10-2井与NⅤ6-2井，随后以“270×370水平井+直井”开发模式开发，其中包含直采井34口、水平井10口。
在开发过程中，该井组存在的问题主要为：①纵向上缺乏对主力产层的识别，且分布不集中；②水井注不进水、油井采不出油。
为进一步优化该油组开发方式，2016年该油组井网调整为“270×185水平井+直井”的开发模式开发，对该井网中5个井组进行菱形反九点直井加密，但注水见效慢现象依旧存在，注水不受效井数量依旧多。
以有效提高难采储量动用程度为目的，2018年底该油组开始尝试大规模部署加密长井段水平井。
截止2018年12月，南翼山Ⅴ油组共部署油水井89口，其中直采井52口，水平井12口，注水井25口，平均单井日产油量1.16吨，平均单井日注水量11.32方；年产油量1.91×104吨，年产液量3.13×104方，年注水量9.1×104方；累计产油量14.2×104吨，累计产液量36.70×104方，累计注水量59×104方，综合含水率62.9%，可采地质储量的采油速度1.73%，采出程度6.7%。
中低渗透油藏井网适应性分析
中低渗透油藏井网适应性分析摘要：井网部署是油田开发中的重要问题，适宜的井网形式有利于提高开发效果。
本文分析提出了制约中低渗透油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层分布和构造背景，分析了井网适应性判断依据，提出了根据裂缝发育情况来选择调整方式，并且根据开发情况选择调整时机的方法，来进行井网调整，以改善油田开发效果。
关键字：中低渗透；井网；适应性低渗透砂岩油藏储层条件差，产液指数随着含水的上升急剧降低，造成产量递减快。
在延长低含水期的前提下，应尽量保证油田达到最大的产液量，减缓产量递减。
因此，有必要对合理的注采井网调整进行研究，改善油田开发效果。
1中低渗透油藏开发影响因素完善井网需要首先掌握影响注水开发的主要地质因素。
分析油井见效规律，认为影响井网开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造。
1.1裂缝裂缝发育是影响开发效果的主要因素。
复杂的地下裂缝分布，降低了水驱效果。
区块地层存在较多的压裂裂缝，裂缝的存在充当了油水渗流的主要通道，注入水沿裂缝推进比较快，方向性比较强，因此控制了生产井的见水时间和含水上升速度。
从油田的开发过程来看，不利的裂缝展布，使油田见水早，整个区块水井排油井的见水时间和含水上升速度要明显大于油井排油井。
另外，由于油层在垂向、水平方向的非均质，注水开采一定时间，注入水与边水沿高渗透层或厚层正韵律底部高渗透部位向生产井不均匀推进。
在垂向上的单层或局部突进造成了开采中的“层间”和“层内”矛盾；而在平面上水沿高渗透方向向生产井推进，产生了“水舌”并形成了“平面”矛盾。
这些均可造成油井水淹。
1.2储层分布储层平面分布和纵向韵律特征对水驱效果具有明显的影响。
区块平面上水淹差异比较大，砂体主体部位储层厚度大、分布稳定、物性好，含水上升速度慢、含水较低，说明注入水水线推进速度慢、波及面积大，水驱效果较好；纵向上区块以正韵律为主，下部4、5砂体物性明显好于上部1、2、3砂体，注入水沿底部推进，储层上部采出程度低。
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CB油田合理井网适应性评价研究
针对CB油田构造破碎，断层发育，低渗透储层物性差的特点，结合油藏工程及数值模拟方法开展合理井网部署方式、井网密度以及井网井距研究，最终确定CB油田采用五点法，25口/km2的井网密度，400×100m井距排距开发。
此种方法在低渗透油藏井网设计中见到较好效果，也为类似油藏井网优化设计提供了理论依据。
标签：低渗透；井网部署；数值模拟
1 概况
CB油田油藏表现为构造较破碎、断层发育，同时储层渗透率偏低，低/特低渗储层比例大，因此井网部署即要适应复杂断块油藏的特点，又要有利于建立低/特低渗储层的有效驱替压力系统，为此开展合理井网适应性评价研究意义重大。
2 合理注采井网形式
一套井网是否合理，主要从以下3个方面衡量：一是能否延长无水采油期，提高开发初期的采油速度；二是能否获得较高的最终采收率；三是井网调整是否具有较大的灵活性。
对于复杂断块油藏，主要考虑以下几点：
2.1断层分布及砂层空间展布
合理注采井网型式能够适应复杂断块油藏断层发育、砂层被断层功割的特点，充分利用有效储层布井，使油层尽可能处于水驱条件下开发。
2.2储层注采能力
合理注采井网型式注采井数比要适应地层吸水能力与采油能力大小比例，满足一定采油速度的同时能够保持合理地层压力水平。
2.3注采系统的完整性
合理井网型式要能适应油藏特点灵活布井，尽可能地形成完整注采系统。
2.4开发后期调整
油田开发初期由于各方面因素不可避免存在认识上的局限性，合理注采井网要求能够为后期注采井网调整留有余地。
為进一步确定CB油田合理注采井网型式，设计了五种不同注采型式井网：五点井网、斜五点井网、七点井网、斜七点井网和菱形反九点井网进行了数值模
拟及效果对比。
为保证各井网计算结果的可比性，保持每种井网密度均为25口/Km2，井距为200米。
根据不同井网型式井排距及单井控制储量油藏数值模拟计算结果表明：评价期内五点井网采出程度最高，5年、10年、15年、20年采出程度分别达12.27%、19.76%、24.51%、27.59%，其次为菱形反九点井网，斜五点井网、七点井网和斜七点井网采出程度最低；评价期内综合含水也是五点井网最低，菱形反九点井网次之，斜五点井网、七点井网和斜七点井网最高。
五点井网由于注采井数比为1：1，采油井单井产量较高；同时，五点井网型式能规避注入水沿裂缝快速推向油井的情况，因此，开发效果较理想。
综合油藏数值模拟结果、地质对沉积相、砂体展布的认识等，认为CB油田整体适合采用五点井网方式布井，局部可考虑三角形井网方式，进一步提高水驱控制程度，改善开发效果。
3 合理井网密度研究
复杂断块油藏合理井网密度需要同时从技术和经济两个角度去考虑，井网密度要尽可能提高油藏水驱控制程度，合理井网密度要满足一定采油速度要求，合理井网密度要求有一定的单井控制储量，合理井网密度要满足一定经济界限，合理井网密度要求在尽可能提高水驱控制程度的前提下必须考虑油田经济效益最大化。
为此根据油藏工程方法开展技术合理井网密度、水驱控制程度法、采油速度法及经济合理井网密度四种方法多方面研究。
根据以上方法，确定CB油田合理井网井距范围11-25口/km2。
为进一步细化研究，保持方案的可对比性，采用数值模拟方法设计三种不同井网密度和单井控制储量下的五点井网形式，井网密度分别取为11口/km2、16口/km2和25口/km2。
从油藏数值模拟计算的采出程度和综合含水结果来看，尽管井网密度越大，综合含水上升的速度越快，但是整体而言，评价期内井网密度为25口/km2时采出程度最高，且同一含水率水平下，其采出程度也比另两种井网密度要高。
整体而言，该地区合理井网在16～25口/km2比较合适。
4 合理井排距研究
低/特低渗透油藏合理井排距考虑因素主要包括，合理井排距要能够建立低渗油藏有效驱动压力系统及合理井排距要考虑与裂缝系统的适配性。
为此采用数值模拟方法，以五点井网为基础井网，在井网密度为25口/km2的条件下，设计了200m井距200m排距，300m井距150m排距，400m井距100m排距三种不同井距和排距方案进行对比，考虑单井压裂开采的情况，油藏数值模拟计算结果表明，井网密度为25口/km2时，400×100m井网评价期内采出程度最高，5年、10年、15年、20年采出程度分别达17.5%、26.2%、29.8%、31.8%；其次为300×150m 井网，5年、10年、15年、20年采出程度分别达13.9%、22.2%、26.8%、29.6%。
400×100m井网由于缩小了排距拉长了井距，从而延缓了油井见水时间，导致开发效果好于其它排距井网，评价期末采出程度也最高。
5 认识
综合CB油田储层发育特点，以油藏工程方法为依据，油藏数值模拟为手段，开展合理井网适应性评价研究，最终确定CB油田采用五点法，25口/km2的井网密度，400×100m井距排距开发。
同时在井网部署研究中，重点考虑合理井排距与裂缝系统的适配性，为CB油田低渗储层合理的开发提供技术保障。