余家坪区合理井网研究
吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究
158吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。
构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330~2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km 2，探明含油面积92.09km 2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。
1 榆树坪区注水开发现状榆树坪区水驱控制面积1.35km 2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m 3、吴92注水站200m 3），设计注水规模600m 3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m 3，单井日注量14.57m 3，累积注水量1.38×104m 3，累计地下亏空30.31×104m 3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。
区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究赵艳延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600摘要：随着油藏进入开发后期，含水逐渐上升，递减加大，有效增产措施不明确，油田稳产难度大。
为了改善吴起油田榆树坪区开发效果差的现状，在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上，评价油藏开发现状，并针对性提出了调整政策；并对主力油层地质基础研究、油藏特征研究、储量计算以及开发特征进行分析，优化延安组注水方式，调整注釆井网，实现延9、延10注水高效开发，查层补孔，提高注采对应率，挖潜未动用储层，制定综合调整方案，提高油井利用率，达到提高最终采收率的目的，为延长油田同类型油藏整体开发提供借鉴依据。
《长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场研究》范文
《长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场研究》篇一一、引言长庆油田作为我国重要的石油生产基地之一，其低渗透油田的开采与开发一直备受关注。
五里湾一区作为长庆低渗透油田的重要区域，其井网布局与渗透场的形成直接影响着整个区域的开发效率和开采效益。
本文将就长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场进行研究，以期为该区域的石油开采提供理论支持和实践指导。
二、研究背景及意义长庆油田作为我国典型的低渗透油田，其开发难度较大，对技术和管理水平要求较高。
五里湾一区作为长庆油田的重要区域，其井网布局和渗透场的形成对于提高采收率和降低开发成本具有重要意义。
因此，对五里湾一区井网渗透场进行研究，不仅有助于提高该区域的石油开采效率，还可以为其他低渗透油田的开发提供借鉴和参考。
三、研究方法与数据来源本研究采用地质勘探、数值模拟和现场试验相结合的方法，对五里湾一区井网渗透场进行研究。
首先，通过地质勘探获取该区域的地质资料，包括地层结构、岩性、孔隙度等；其次，利用数值模拟软件对井网布局和渗透场进行模拟分析；最后，结合现场试验数据，对模拟结果进行验证和修正。
四、井网布局与渗透场分析1. 井网布局五里湾一区的井网布局主要采用五点法或七点法进行布井。
通过合理选择井距、排距和钻井数量等参数，使井网布局能够满足开发需求。
在布井过程中，还需考虑地层的非均质性和各向异性等因素，以实现最佳的开发效果。
2. 渗透场分析渗透场是影响低渗透油田开发效果的重要因素之一。
通过对五里湾一区的地质资料进行综合分析，发现该区域的渗透性较差，需要采取一定的措施来提高采收率。
在井网布局的基础上，通过数值模拟软件对渗透场进行分析，发现合理的井网布局可以有效地改善渗透场的分布情况，提高油藏的开采效益。
五、影响因素与对策建议1. 影响因素在五里湾一区井网渗透场的研究中，发现以下因素对采收率产生较大影响：地层的非均质性和各向异性、井网的布局和参数选择、开发方式的合理性和时效性等。
2. 对策建议针对《长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场研究》篇二一、引言长庆油田作为我国重要的油气田之一，其低渗透油田的开采一直是国内外石油工程领域研究的热点。
《长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场研究》范文
《长庆低渗透油田五里湾一区井网渗透场研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，低渗透油田的开发与利用显得尤为重要。
长庆低渗透油田五里湾一区作为国内典型代表之一，具有很高的研究和开发价值。
该区低渗透特性及复杂地质环境为高效开发和油田增产带来了一定难度，井网布局及渗透场的深入研究显得尤为关键。
本文以五里湾一区为研究对象，对井网渗透场进行深入研究，旨在为该区的开发提供理论依据和技术支持。
二、研究区域概况五里湾一区位于长庆油田区域内，地质构造复杂，岩性多样，主要油气藏类型为低渗透油藏。
低渗透油田的特点是渗透率低、孔隙度小、储层非均质性强等，这给油田开发带来了极大的挑战。
因此，对该区井网渗透场的研究具有重要的现实意义。
三、井网布局与渗透场分析（一）井网布局现状针对五里湾一区的低渗透特性，我们首先对现有井网布局进行了分析。
根据实际开发需求和地质条件，该区采用了合理的井网布局方式，即“三角形”和“正方形”的井网排列方式。
这种布局方式有利于提高油田的采收率，同时也便于进行后续的开采管理。
（二）渗透场研究方法本研究采用了地质资料综合分析、物理模拟和数值模拟等方法，对五里湾一区的渗透场进行了深入研究。
其中，数值模拟方法主要是通过建立数学模型，利用计算机软件对井网渗透场进行模拟分析。
该方法可以有效地反映实际地下的流体流动情况，为后续的油田开发提供有力支持。
（三）渗透场特征分析通过对五里湾一区井网渗透场的深入研究，我们发现该区的渗透场具有以下特征：一是渗透率较低，储层非均质性强；二是流线分布不均匀，局部地区存在流线堵塞现象；三是不同井间存在较大的压力差异。
这些特征对油田的开发和管理都带来了极大的挑战。
四、提高采收率的技术措施针对五里湾一区井网渗透场的特征，我们提出了以下技术措施以提高采收率：一是优化井网布局，根据实际地质条件调整井网密度和排列方式；二是采用先进的开采技术和管理方法，如水平井技术、注水技术等；三是加强监测和预警系统建设，及时发现并处理潜在问题。
《杏南扶杨油层有效开发方式及过渡带井网优化研究》范文
《杏南扶杨油层有效开发方式及过渡带井网优化研究》篇一一、引言随着社会经济的快速发展，对能源的需求日益增长，而石油作为重要的能源之一，其开发利用显得尤为重要。
杏南扶杨地区作为我国重要的油田之一，其油层开发对于保障国家能源安全具有重要意义。
本文旨在研究杏南扶杨油层的有效开发方式以及过渡带井网优化问题，为该地区的油藏开发提供理论依据和技术支持。
二、研究区域概况杏南扶杨地区位于我国某省份，该地区拥有丰富的油藏资源。
油藏具有多层系、多类型、非均质性强等特点，其中扶杨油层是该地区的主要产油层系之一。
然而，由于地质条件复杂、油藏非均质性强等因素，使得该地区的油藏开发面临诸多挑战。
三、杏南扶杨油层有效开发方式研究针对杏南扶杨油层的特性，本文提出以下有效开发方式：1. 精细地质研究：通过地质勘探、岩心分析、地球物理测井等手段，对扶杨油层进行精细地质研究，明确油藏的分布、储量、物性等参数，为开发提供可靠的地质依据。
2. 优化钻井工程：根据地质资料，优化钻井工程设计，选择合适的钻井工艺和设备，提高钻井效率，降低开发成本。
3. 合理开采方式：根据油藏的物理性质和地质特征，选择合适的开采方式，如垂直井、水平井、注水开发等，以实现高效开采。
4. 强化采收率技术：采用先进的采收率技术，如酸化、压裂等措施，提高油井的采收率。
四、过渡带井网优化研究过渡带是油藏开发中的重要区域，其井网布局直接影响到开发效果和经济效益。
针对杏南扶杨地区过渡带的井网优化问题，本文提出以下研究内容：1. 井网布局优化：根据地质资料和开发需求，优化井网布局，合理确定井距、排距等参数，提高采收率。
2. 井位调整：根据生产实际和地质变化情况，对井位进行调整，确保各井之间的连通性和协调性。
3. 强化注水管理：加强注水管理，合理控制注水量和注水时机，保持油藏压力稳定，提高采收率。
4. 引入先进技术：引入先进的井网优化技术和方法，如数值模拟、人工智能等手段，提高井网优化的准确性和效率。
志丹油田双707井区水平井开发及井网部署方案研究
志丹油田双707井区水平井开发及井网部署方案研究【摘要】本研究旨在探讨志丹油田双707井区水平井开发及井网部署方案。
在我们介绍了研究背景和研究目的。
接着，对志丹油田双707井区水平井开发现状进行了分析，并研究了水平井开发技术方案。
在井网部署方案设计中，我们考虑了多种因素并提出了优化方案。
在总结了研究成果并展望了未来。
通过本研究，我们希望为志丹油田的水平井开发和井网部署提供科学的参考，促进油田开发的进一步发展。
【关键词】志丹油田、水平井、井网部署、开发技术、考虑因素、优化方案、研究成果、未来展望1. 引言1.1 研究背景志丹油田是我国重要的油气田之一，位于陕西省西北部。
随着油田的逐步开发，水平井技术在油田开发中得到了广泛应用。
双707井区是志丹油田的重要开发区域，拥有丰富的油气资源。
目前该井区的水平井开发存在一些问题和挑战，如井网布局不合理、开发效率低下等。
本文对志丹油田双707井区水平井的开发及井网部署方案进行研究是非常必要的。
通过对该区域水平井开发现状进行分析，研究水平井开发技术方案，设计合理的井网部署方案，并考虑各种因素对方案进行优化，旨在提高双707井区水平井的开发效率和采收率。
通过本研究，可以为志丹油田双707井区的水平井开发提供科学的理论依据和实际指导，推动油田的进一步开发和生产，实现资源的有效利用和经济效益的最大化。
也可以为我国其他油气田的水平井开发提供借鉴和参考。
1.2 研究目的本文旨在探讨志丹油田双707井区水平井开发及井网部署方案，旨在通过对该区域水平井开发现状的分析和技术方案的研究，提出合理的井网部署方案设计。
研究目的主要包括以下几个方面：1.了解志丹油田双707井区水平井开发的现状，对比分析不同开发方式的效益和影响，为优化开发方案提供依据。
2.研究水平井开发技术方案，探讨不同技术方案的优缺点，为选取最适合的开发方案提供技术支持。
3.设计合理的井网部署方案，考虑井位布局、井间距、井网结构等因素，确保井网的效益最大化。
安塞油田杏河中部加密区合理开发技术政策研究
安塞油田杏河中部加密区合理开发技术政策研究摘要：杏河中部采取缩小井排加密后，面临水驱复杂，压力恢复不均，老井递减加大等问题。
本文通过研究并制定出合理的加密井网、井排距、注水时机、地层压力保持水平及注水政策，同时利用油藏数字模拟预测实施效果，解决开发难题，提高杏河中部开发效果。
关键词：井网加密方式合理井排距注水强度采收率杏河中部自1993年开始开发，采取300×300m正方形反九点井网，受储层非均性质影响，注水开发后沿砂体主向油井逐渐水淹，采取转注、地关主向油井形成线性注水井网。
目前主要存在问题：一是加密区油水井比例大，老井液量下降快。
二是加密区见水快（NE70°），侧向油井见效程度低，平面水驱不均；三是压力分布不均，平面和剖面上差异大，局部注采不对应。
一、井网加密调整方式优选加密调整目的是在满足产量要求及经济效益的同时，使地下油层能充分发挥其生产能力，改善区块开发效果，提高采收率。
本次井网加密调整方式优选主要依据概念模型数值模拟结果进行研究。
利用油藏工程论证及数值模拟方法综合分析，依据井网加密调整的总体原则，结合研究区开发特征及剩余油分布规律，推荐的3种加密调整方案分别为：反十一点、不对称反九点、转换方向的小井距正方形反九点（图1）。
图1 三种井网加密方案示意图二、合理井排距根据长庆油田低渗透油田储层渗透率与启动压力梯度关系，可计算出浅层储层启动压力梯度，进一步确定最大排距。
从不同排距注水井和采油井间的地层压力梯度分布曲线看，当渗透率为0.5mD时，由于储层物性差，渗流阻力大（图2）。
当排距为250m时，地层能量主要消耗在注采井近井地带，即注水井附近约80m、采油井附近约65m的范围内，在距生产井65m～170m范围内，存在一平缓压力直线段；而当排距从250m 减小到80m时，驱动压力分布曲线的平缓段消失，逐渐趋近于陡峭直线。
从排距与地层压力梯度关系图可以看出，排距在不超过200m时，储层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，可建立有效驱替压力系统。
原地浸出采铀合理井型与井距研究
原地浸出采铀合理井型与井距研究The research of reasonable well spacing and well pattern on in-situ leaching of uranium苏 学 斌1,2 王海峰2 韩青涛2Su xuebin W ang Haifeng Han qingtao（1.中国地质大学（北京），北京 100083；2.核工业北京化工冶金研究院，北京 101149）（1. China University of Geosciencs （Beijing ），Beijing 100083； 2.Beijing Research Institute of Chemical Engineering andMetallurgy,CNNC ，Beijing 101149）摘要：选择合理的井网布置是原地浸出采铀研究重要内容。
本文通过对矿体埋藏深度、矿石渗透性、矿体形态、矿石平米铀量、单孔抽液量及抽注液量比值等多种因素的分析, 提出了确定原地浸出采铀的井型与井距的原则。
通过运用溶浸液运移的模拟和技术经济比较等方法，指出了选择合理井型时，应根据砂岩铀矿床的具体条件而选择与之相适应的井型；当确定了井型时，应选取吨金属成本较低或经济效益最大时的井距作为合理的井距。
关键词：原地浸出采铀 井型 井距 溶浸液运移Abstract: It is important that the well pattern and well spacing are detemined reasonably during in-situ leaching mining of uranium.This paper analyzes various factors that inf luence the pattern and spacing of well, f or example: the depth of mineralization, the permeability of ore, the f orms of orebodies, uranium contents per square meter, the rate of pumping well and the ratio of the pumping to injecting, etc.. The reasonable principles of well pattern and well spacing are brought f orward: by the simulations of lixiviant transport models and the compares of technique economy, the appropriat e well patterns based on the actual conditions of the uranium deposits are pointed out; when reasonable well patterns are chosed, the reasonable well spacing may be detemined by the biggest economic benef its or the lower cost products.Key words: in-situ leaching of uranium; well pattern; well spacing; lixiviant transport; echnique economy前言原地浸出采铀是通过钻孔工程，借助化学试剂，从天然埋藏条件下把矿石中的铀溶解出来的集采、选、冶于一体的铀矿开采方法。
仿水平井注水开发裂缝井网适配优化设计研究
仿水平井注水开发裂缝井网适配优化设计研究
随着油田开发的的深入，水平井注水技术被广泛应用。
由于注水量大、注水强度高等原因，常常会出现井网裂缝的问题。
这些裂缝会导致水平井的注水效果降低，甚至降低油井开采率。
本文针对水平井注水开发中存在的问题，提出一种适配优化设计方案，以提高注水井网的技术效果。
针对裂缝问题，我们需要了解其产生的原因。
裂缝的产生主要有两个原因，一是由于地层力学性质不匹配，造成井网在注水过程中受到不均匀的应力作用，从而导致裂缝的发生；二是由于注水流量和压力过大，超过井网的承载能力，也会导致井网产生裂缝。
针对以上问题，我们提出了适配优化设计方案。
通过地质勘探和实地调研，获取地层的物理性质和力学性质，建立地质模型。
然后，利用数值模拟软件进行水平井注水过程的模拟分析，评估井网的受力情况。
根据数值模拟结果，我们可以确定注水井的布置位置、注水流量和注水压力等参数。
在确定了井网的参数后，我们还可以通过优化设计来进一步提高注水效果。
这里的优化设计包括两个方面：井网布置优化和注水井参数优化。
井网布置优化是指确定注水井的位置和间距，以确保井网的覆盖范围和覆盖密度均匀。
注水井参数优化是指确定注水流量和注水压力等参数，使其既满足开采需要，又不会对井网造成不均匀的应力作用。
通过适配优化设计方案，我们可以有效地降低注水井网裂缝的发生几率，提高注水效果。
这对于提高油田的开采率和经济效益具有重要的意义。
超低渗透油藏水平井注采井网设计优化研究
樊建明1，2 *，屈雪峰1，2，王 冲1，2，张庆洲1，2，王选茹1，2
1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018
摘 要：针对超低渗油藏水平井开发面临的稳产问题，在超低渗透油藏水平井见水、见效分析及开采规律认识的基础 上，形成了适合超低渗透油藏水平井注采井网设计的基本原则：（1）人工压裂缝三维空间拓展范围是注采井网设计的 基础；（2）井排方向与最大主应力方向垂直；（3）井网以侧向驱替补充能量为主；（4）提高水驱控制面积比，优化井距、 排距和水平段长度；（5）提高单段改造强度，缩小段间距，实现缝间储量的有效动用。以注采井网设计的基本原则为 基础，采用矿场统计和理论分析相结合的方向，提出了进一步改善水平井开发效果的技术方向和政策：（1）提高水平 井单段产量；（2）提高井网压力保持水平，优化井距为 500∼600 m，I 类、II 类，III 类油藏水平段长度分别为 500∼550， 450∼500 和 400∼450 m，I 类、II 类、III 类油藏排距分别为 150，120∼130 和 100∼120 m；（3）采用小水量温和注水的技 术，分类优化单井注水强度；（4）水平井合理初期产量根据存地液量、排距和水线推进速度的关系来确定，合理生产流 压注水未见效前略大于饱和压力，注水见效后保持不低于饱和压力的 2/3。 关键词：超低渗透；水平井；见效程度评价方法；注采井网；优化调整；适应性
为了大幅度提高该区单井产量和实现能量的有效22水平井注水开发见效及见效程度评价补充2010年开展了直井注水水平井大规模压裂定向采油井注水开发见效判断相对应用较多的采油的交错排状七点井网试验水平段长度800m是根据油井产量和含水的变化曲线来判断一般来人工裂缝间距为60?80m井距600?700m排距讲日产油上升动液面保持平稳或上升油井为i类150m腰部注水井部署在两段人工压裂缝之间采见效井日产油基本保持平稳动液面保持平稳或用均匀布缝方式当年实施6口水平井有3口投产上升为ii类见效井日产油下降动液面保持平稳3个月左右水淹见水井比例达到50动态验证都或上升为iii类见效井
井网井距设计概要
开发井网类型
• (3)七点井网
• 注水井布置在正六边形的中心,周围6口采油井位于正 六边形的6个顶点,这样的面积注水井网就称为七点井 网(图4-4-10).在七点井网中,每口注水井影响周围6口采 油井,而每口采油井又受周围3口注水井影响.在这种井 网中,注水井井数与采油井井数之比为1：2,即每口注水 井平均承担两口采油井的注水量任务,这样的注水量任 务当然比四点井网与五点井网的注水井承担的任务重, 但对非均质性较弱的油层来说,还是比较正常、可以接 受的.由于七点井网的注水井数较少,采油井点较多,这 就使生产成本较省.这种井网对于一些裂缝不发育、注 水水窜不严重的具中等以上渗透率的油藏比较适用,因 而在油藏开发生产中也有比较广泛的应用.
图4-4-7 四点井网示意图
开发井网类型
• 四点井网的缺点是注水井数太多,导致生产 成本较高,这就限制了这种井网的使用.一般 来说,四点井网可以用于一些裂缝发育、但 裂缝方向性不明显、注水水窜严重的油藏. 这种油藏由于裂缝发育导致水窜严重,不得 不实行多井少注,以减少单井日注水量来降 低水窜危害.此外,四点井网有时也用在一些 含油面积狭窄,井网回旋余地不大的窄条状 油藏(图4-4-8)
开发井网类型
• 1．衰竭式开发的井网类型 • 对于不需补充能量进行开发的油藏,只能依靠原始
能量进行衰竭式开采,不需要设计注入井,所有的钻 井都用于采油,因此勿需考虑注采井点的配置,其井 网设计比较简单.它一般采用两种井网类型： • ①方形井网：全部钻井采用正方形井网等间距布 置(图4-4-1). • ②交错井网：全部钻井采用三角形井网等间距布 置(图4-4-2).
开发井网类型
• (2)边内切割注水 • 所谓边内切割注水,是指对于含油面积较大的油藏
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余家坪区合理井网研究
摘 要：本文从达西渗流基本理论出发，以反九点井网为基础，确定最优
化井网，以期满足最大单井控制储量，满足最大经济效益，改善现有的注采关系，
提高本区的波及效率和最终采收率。
关键词：余家坪 合理井网 井距
一、区域概况
余家坪区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，
地层倾角小于1°（千米坡降为7~10m），内部构造简单，局部具有差异压实形成
的低幅度鼻状隆起。余家坪中区一般钻达长3地层顶部，钻遇地层由新到老依次
为第四系、侏罗系以及三叠系上统延长组。受印支运动的影响，盆地抬升使延长
组顶部地层遭受不同程度的剥蚀，第三系、白垩系、侏罗系上统在本区缺失。第
四系直接不整合覆盖在三叠系或侏罗系之上。 本区延长组一般按岩性分为五个
岩性段（T3y1~T3y5），再根据岩性、电性和含油性特征又将其划分长1、长2、
长3、长4+5、长6、长7、长8、长9及长10等10个油层组。长2油层组是本
工区主要含油层段。一般划分为长21、长22、长23等3个油层亚组（简称亚组）。
余家坪处于开发中区，注采井网以不规则反九点法为主，本区裂缝方向为北
东-南西方向。开发前期本区井网密度过小，井排距较大，单井控制储量低，后
期调整以改善注采井网，加密井网为主。
二、合理井网研究
1.应用极限渗透法确定井距上限
假设本区后期以正方型反九点井网为主建立注采模型，用一源一汇模型求注
采井距。由渗流力学理论知，同一流线中点处流速最小，所以合理的注采井距应
该主流线中点处的驱动压力梯度大于该处启动压力梯度。
流线中点处的压力梯度为：
=λ（1）
当λ>dp/dr，流线中点油可正常渗流。
等产量一源一汇最大压力梯度的等值线方程为:
(2)
等产量一源一汇渗流时，产量与注采压差的关系为：
（3）
设：R=2 ,r1=r2=R/2，将（1），（2），（3）式联立得：
(4)
即：
(5)
(6)
代入实际生产数据，研究区主流线中点启动压力0.0102mPa，原油体积系数
B为1.023，注采压差
=8.4 mPa。求得： R≤233m
2.合理井距下限确定
假设设计产量为Qs ，根据H Krutter[1] 所求得的正方形反九点井网系统极
限单井稳态产量公式，构造有效注采系统评价参数Csp：
(7)
若Csp≥1，说明系统实际产量大于设计产量，注采井网符合开发要求，反之
注采系统无效。
假设在现有开发井网下求得q，作为井网调整时的设计产量Qs。
将（3）代入（7）中化简得：
（8）
代入生产参数解得：R≥120m
3.最优化井距设计
3.1同类型油藏类比法
根据国内外低渗透油田开发经验，由于低渗透油层渗流阻力大，压力传导能
力差，且由于油层平面变化大，一般均采用小井距开发。余家坪区长2油层储层
物性差，地层原油密度为0.7830g/cm3，地层原
油粘度为2.771mPa·S，与其相似的油田均采用小井距开发，井距180~235m，
开发效果较理想。
3.2单井产能公式法
利用单井产能公式求出本区的井网密度：
（9）
式中：S-井网密度，口/km2；
N-地质储量，69.02×104t；
VO-给定的采油速度，f；
A-含油面积，1.19km2；
qO-给定的单井产能，t/d；
EY-油井综合利用率，0.98；
RNO-采油井数占总井数的比值，0.87。
按照本区实际开发现状及开发方案设计，本区理想采油速度为1.7%，平均
单井产量0.84t/d，代入（9）式得井网密度38口/km2。由上式求得最佳井网密
度S，可求得最佳单井控制面积Ad [2]：
Ad=1/S=dx·dy （10）
根据计算合理井网密度，将井网密度计算结果由式12，折算成井距。
（11）
代入井网密度解得：dx=174m，为了现场便于管理取井距180m，符合余家
坪区井距极限值。
由式（10）知，井排dy≈140m。式中：dx，dy-dx最佳井距，dy最佳井排。
4.井网方向确定
在实际开发中由于油藏的非均质性，为了获得最大的经济效益，实际采用的
井网为矢量井网。井网的方向定义为井排方向与最大渗透率方向的夹角 。
=arctan(0.76)=38°（12）
三、结论
1.余家坪区为低渗透油藏，非均质性较弱，根据本区开发地质参数，确定井
距上下限。
2.根据本区单井产能公式求出本区最优化井网密度，确定最佳井排、井距
140×180m。
3.部署本区井网方向，计算得井排与最大渗透率方向为38°时能取得最佳开
发效果。参考文献[1]Krutter H．Nine—Spot Flooding Program [J].Oil and Gas
Journal，1939，38(14)：50—52．[2]李传亮. 油藏工程原理[M].北京：石油工业
出版社.2005:360-379.作者简介：魏建朋（1983~），男，工程师，2008年毕业于
西安石油大学石油工程专业，目前主要油气田开发方面的研究和管理工作。