CN110469315A - 井距确定方法及注采排距确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供一种井距确定方法及注采排距确定方法，属于油田开发技术领域。所述井距确定方法包括：获取采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度；以及根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定所述井网中的直井最大极限注采井距。采用本发明提供的技术方案，在确定井网中的井距和排距时，能够依据实际情况考虑现有的注水工艺技术水平、采油工艺技术水平、储层的启动压力梯度、注采方向以及储层改造等参数对井距的影响，以及注采方向对排距的影响等等，通过这种方法确定的井距和排距更加合理和可靠。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体地涉及一种井距确定方法及注采排距确定方法。
背景技术
在石油开采过程中，注水开发是目前最经济有效的技术方法。但是深层低渗透油藏埋藏深、物性差、渗透率低和注水难度大，再加上储层具有各向异性，注水推进速度慢且具有一定方向性，如果注采井排距及主材方向部署不合理，容易造成注水不见效或暴性水淹，严重影响油藏开发效果。如何科学且合理的确定深层低渗透油藏注采井距、注采井排距及注采方向是一个复杂的技术难题。
现有的确定注采井距的方法主要有以下几种：经验公式、数值模拟、油藏工程及理论图版法。如李松泉等在“特低渗透油藏合理井距确定新方法”一文中指出合理井距的确定依赖四个因素即储层渗透率、流体粘度、注采压差和期望产油量，并给出了单因素对井距影响的关系图版(李松泉等，特低渗透油藏合理井距确定新方法，西南石油大学学报，2008年4月，第30卷第5期)。如姚猛等在“考虑启动压力梯度的面积井网极限井距计算”一文中指出，低渗透油藏存在非达西流，注采井距的大小与启动压力梯度相关，在达西公式的基础上推导出了低渗透油藏极限注采井距计算公式(姚猛等，考虑启动压力梯度的面积井网极限井距计算，科学技术与工程，2013年9月，第13卷第25期)。现有技术确定合理井排距的确定方法主要是根据裂缝发育程度和渗透率高低确定，如李道品在《低渗透砂岩油田开发》一书中给出的“低渗透油藏布井方案参考表”中有关于井排距的建议(李道品等著，1997年9月，第226页)。
然而由于深层低渗透埋藏深，其注采井网的确定更加复杂，现有技术及文献资料中都没有提及针对深层低渗透油藏的井距和排距等确定方法，因此，急需提出一种科学合理确定低渗透油藏合理的注采井、排距的确定方法，以便于对深层低渗透油藏进行高效率的开发。
发明内容
本发明实施例的目的是提供一种井距确定方法及注采排距确定方法，用于解决上述技术问题中的一者或多者。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种井距确定方法，上述方法包括：获取采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度；以及根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定井网中的直井最大极限注采井距。
可选的，根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定所述井网中的井距包括通过以下公式确定所述直井最大极限注采井距：其中，Re表示直井最大极限注采井距，Piwf表示井注水最大井底流压，Pwf表示采油井最小井底流压，λ表示启动压力梯度，rw表示井径。
可选的，所述方法还包括通过以下公式确定所述注水井井底最大流压：其中，Piwf表示注水井井底最大流压，Pb表示井口最大注入压力，Ph表示静水柱压力，Ps表示摩阻，Qw表示单井日注水量，Jw表示吸水指数，ΔP启表示注水启动压差，即地层开始吸水时的井口临界注入压力。
可选的，所述方法还包括通过以下公式确定所述采油井最小井底流压：Pwf＝Ho-Hpump+H沉×ρ液/100，其中，Pwf表示采油井最小井底流压，Ho表示油层中深，Hpump表示泵下入最大深度，H沉表示合理沉没度，ρ液表示井筒流体相对密度。
相应的，本发明实施例还提供一种井距确定方法，上述方法包括：在所述井网中的采油井压裂时，通过以下方式确定修正后的注采井距：确定注采方向角和压裂缝长度；以及根据极限井距、所述压裂缝长度和所述注采方向角确定所述修正后的注采井距，其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力向的夹角或注采方向与裂缝方向之间夹角，其中，所述极限井距由上述中任一项所述的井距确定方法确定。
可选的，所述注采方向角的角度范围为15°至45°。
可选的，在所述井网中只有采油井压裂时，通过以下公式确定所述修正后的注采井距：其中，R'e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
可选的，在所述井网中的采油井和注水井均压裂时，通过以下公式确定所述修正后的注采井距：R'e＝Re+Lcosθ，其中，R'e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
相应的，本发明实施例还提供一种注采排距确定方法，所述方法包括：获取注采方向角；以及根据直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距与所述注采方向角确定注采排距其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力向的夹角或注采方向与裂缝方向之间夹角。
可选的，所述方法还包括通过以下公式确定注采排距：d＝Re1×sinθ，其中，d表示注水井排与采油井排之间的垂直距离，Re1表示直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距，θ表示注采方向角。
通过上述技术方案，在确定井网中的井距和排距时，能够依据实际情况考虑现有的注水工艺技术水平、采油工艺技术水平、储层的启动压力梯度、注采方向以及储层改造等参数对井距的影响，以及注采方向对排距的影响等等，通过上述技术方案确定的井距和排距更加合理和可靠，能够克服以往确定井距及排距时考虑的因素少，不适合确定深层低深有油藏注采井网的井距及排距的问题。
本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：
图1是本发明实施例提供的井距确定方法的流程示意图；
图2是本发明实施例提供的井距确定方法的流程示意图；
图3是本发明实施例提供的注采排距确定方法的流程示意图；
图4是本发明实施例提供的启动压力梯度与流度的关系示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。
图1是本发明实施例提供的井距确定方法的流程示意图，如图1所示，所述井距确定方法包括步骤S110至S120。
在步骤S110，获取采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度。
上述中的各个参数可以通过现有的任意方法获取，本发明对此不进行限制。
可选的，本发明实施例提供一种能够根据目前采油工艺水平(包括考虑到泵能下入最大深度以及合理沉没度等等)来确定采油井最小井底流压的方法，所述方法包括通过以下公式来确定采油井最小井底流压Pwf：Pwf＝Ho-Hpump+H沉×ρ液/100，其中，Pwf表示采油井最小井底流压，Ho表示油层中深，Hpump表示泵下入最大深度，H沉表示合理沉没度，ρ液表示井筒流体相对密度。
可选的，井筒流体相对密度可以通过以下公式确定：其中，fw表示井筒流体含水率，ρ油地面表示地面原油密度，ρ油地下表示地下原油密度。
可选的，本发明实施例还提供了一种注水井井底最大流压的确定方法，该方法根据目前注入工艺技术水平(如井口最大注入压力等)和单井日注水量，确定注入水克服井筒摩阻、克服注入水所需要的压力损耗后剩余的井底最大注入流压。具体的，可以通过以下公式确定所述注水井井底最大流压：其中，Piwf表示注水井井底最大流压，Pb表示井口最大注入压力，Ph表示静水柱压力，Ps表示摩阻(可以取静水柱压力的0.0015倍)，Qw表示单井日注水量，Jw表示吸水指数，ΔP启表示注水启动压差，即地层开始吸水时的井口临界注入压力。
其中，所述注水启动压力差可以通过多口井测得的不同注水指示曲线递归2出不同区块启动压力梯度与渗透率的关系式，在此基础上，本发明实施例还提供了一个能够针对不用的油田或区块的注水启动压差计算经验公式：ΔP启＝326.5×0.098k-0.258，其中，k表示空气渗透率。
其中，对于一个未投入开发的油藏来说，很难有可用的吸水指数，因此本发明实施例还提供了一种可以参考已有油井(例如探井或者评价井的试油及试采资料等)的采油指数来确定吸水指数的方法，具体通过以下公式确定吸水指数Jw：其中，Jo表示采油指数，表示油水流度比，Bo表示原油体积系数，ro表示地面原油密度。
其中，油水流度比可以通过以下公式确定：其中，μo表示地层原油粘度，μw表示地层水粘度，Kro(Swi)表示束缚水状态下油相渗透率，表示水驱前缘水相渗透率。
可选的，在没有启动压力梯度数据的研究区，可以通过室内试验来分析研究启动压力梯度，即通过储层渗透率即地层原油粘度计算出所需的启动压力梯度参数。具体的，先选取具有代表性的实验岩心，确定具有代表性的原油粘度(可以是多个原油粘度)进行驱替试验，落实启动压力梯度与渗透率即原油粘度之间的关系曲线，并获取以下公式中的回归系数：λ＝a(K/μ)-n，其中，λ表示启动压力梯度，K表示地层平均渗透率，μ表示地层原油粘度，a和n为回归系数，可以通过实测岩心启动压力梯度数据拟合获得。
在步骤S120，根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定所述井网中的直井最大极限注采井距。
具体的，可以通过以下公式确定所述直井最大极限注采井距：其中，Re表示直井最大极限注采井距，Piwf表示井注水最大井底流压，Pwf表示采油井最小井底流压，λ表示启动压力梯度，rw表示井径。
本发明该实施例提供的井距确定方法，能够综合考虑现有的注水工艺技术水平、采油工艺技术水平及储层的启动压力梯度，通过该实施例提供的井距确定方法确定的井距更加合理可靠。
图2是本发明实施例提供的井距确定方法的流程示意图，如图2所示，所述井距确定方法包括步骤S210至S220。
在步骤S210，确定注采方向角和压裂缝长度。
为了改善油藏在地下的流动环境，提高油井产量，可能会人为的使地层产生裂缝，即压裂。在通过人工压裂储层改造时，可以适当的放大井距，因此有必要在已确定井距的基础上进行进一步的修正。
其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力方向的夹角或者注采方向与裂缝之间的夹角。
优选的，所述注采方向角的角度范围为15°至45°。
在步骤S220，根据极限井距、压裂缝长度和注采方向角确定修正后的注采井距。
在通过人工压裂储层进行改造时，在已确定井距的基础上根据注采方向角和压裂缝长度对其进行修正，其中，所述已确定井距可以为通过现有的任意一种方法确定的井距，优选为通过本发明上述实施例中的任一种方法确定的极限井距。
可选的，在只有采油井压裂时，可以通过以下公式确定修正后的注采井距：其中，R'e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
可选的，在采油井和注水井均压裂时，可以通过以下公式确定修正后的注采井距：R'e＝Re+Lcosθ，其中，R'e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
通过设置合理的注采方向角能够避免油井过早水淹，提高采收率，因此本发明该实施例提供的井距确定方法，还考虑到了注采方向以及储层改造对井距的影响，克服了现有的井距确定方法不适合深层低深有油藏注采井网的井距确定的问题。
图3是本发明实施例提供的注采排距的确定方法的流程示意图。如图3所示，所述注采排距的确定方法的流程示意图包括步骤S310至S320。
在步骤S310，获取注采方向角。
其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力方向的夹角或者注采方向与裂缝之间的夹角。
优选的，所述注采方向角的角度范围为15°至45°。
在步骤S320，根据直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距与所述注采方向角确定注采排距。
可选的，在已确定的井距的基础上可以通过以下公式确定注采排距：d＝Re1×sinθ，其中，d表示注水井排与采油井排之间的垂直距离，Re1表示已确定的井距，θ表示注采方向角。
其中，所述已确定的井距可以为通过现有的任意一种井距确定方法确定的井距，优选为通过本发明实施例提供的井距确定方法确定的示直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距。
通过本发明实施例提供的排距确定方法，在确定排距的过程中还考虑到了注采方向对排距的影响和制约，因此通过这种方法确定的注采排距更加准确可靠。
现以一具体实施例详细解释本发明实施例提供的技术方案。
首先，选取具有代表性岩心70块，渗透率划分4个级别，分别是0.1×10-3μm2～l×10-3μm2、1×10-3μm2～10×10-3μm2、10×10-3μm2～50×10-3μm2以及>50×10-3μm2。选取3种有代表性的实验流体粘度，分别是2.38mPa·s、7.36mPa·s、14.5mPa·s。测取每块岩心在不同原油粘度下的启动压力梯度，做出启动压力梯度λ与储层渗透率K、原油粘度μ之间的关系曲线，并得到回归公式。有关启动压力梯度与流度的关系示意图见图4，最后得到的回归公式为：λ＝0.491×(K/μ)-0.5423。
第二步：依据研究区块的平均空气渗透率9×10-3μm2和地层原油粘度4.5mPa·s，根据上述确定的回归公式计算出研究区块的启动压力梯度为0.34Mpa/m。
第三步：根据研究区注采工艺技术现状，确定井口最大注入泵压35Mpa、最大泵挂深度为3506m、合理最小沉没度300m。
第四步：根据研究区油藏埋深3800m，注水井单井配注量20m3，采油指数2.745t/d·Mpa，原油体积系数1.316，地层水粘度0.5mPa·s，地层原油粘度4.5mPa·s，根据研究区油水相对渗透率曲线，确定水驱前缘水相渗透率为0.085、束缚水条件下油相渗透率为1.0，再依据公式ΔP启＝326.5×0.098k-0.258、以及计算出注入井最大井底流压为42.15Mpa。
第五步：根据研究区油藏埋深3800m，油井开采初期含水率0.2，以及地面、地下原油密度等参数，依据公式Pwf＝Ho-Hpump+H沉×ρ液/100和计算出采油井最小极限井底流压为4.84Mpa。
第六步：根据最大主应力方向和油藏实际情况确定出注采方向与最大主应力方向的夹角，本次研究取45°(夹角度数的取值可变)。再给出压裂缝设计长度，本研究给出的压裂缝长度为200m(值可变，也可不考虑压裂缝长度)。
第七步：根据第四、五步计算出的注入井最大井底流压、采油井最小极限井底流压，并依据公式计算出不考虑压裂时直井最大极限注采井距为110m。
第八步：可以根据公式计算出只考虑采油井压裂时的最大极限注采井距为180m
第九步：可以根据公式R'e＝Re+Lcosθ计算出注水井、采油井均压裂时的最大极限注采井距320m。
第十步：可以根据公式d＝Re1×sinθ计算出不考虑压裂时的注采排距为80m、只考虑采油井压裂时的注采排距为130m、注水井和采油井均压裂时的注采排距为226m。
有关该具体实施例的相关参数详见表1。
表1
以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。
本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。
Claims (10)
1.一种井距确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度；以及根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定井网中的直井最大极限注采井距。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据采油井最小井底流压、注水井井底最大流压、井径以及启动压力梯度确定所述井网中的井距包括通过以下公式确定所述直井最大极限注采井距：
其中，Re表示直井最大极限注采井距，Piwf表示井注水最大井底流压，Pwf表示采油井最小井底流压，λ表示启动压力梯度，rw表示井径。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括通过以下公式确定所述注水井井底最大流压：
其中，Piwf表示注水井井底最大流压，Pb表示井口最大注入压力，Ph表示静水柱压力，Ps表示摩阻，Qw表示单井日注水量，Jw表示吸水指数，ΔP启表示注水启动压差，即地层开始吸水时的井口临界注入压力。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括通过以下公式确定所述采油井最小井底流压：
Pwf＝Ho-Hpump+H沉×ρ液/100，
其中，Pwf表示采油井最小井底流压，Ho表示油层中深，Hpump表示泵下入最大深度，H沉表示合理沉没度，ρ液表示井筒流体相对密度。
5.一种井距确定方法，其特征在于，所述方法包括：在所述井网中的采油井压裂时，通过以下方式确定修正后的注采井距：
确定注采方向角和压裂缝长度；以及
根据极限井距、所述压裂缝长度和所述注采方向角确定所述修正后的注采井距，
其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力向的夹角或注采方向与裂缝方向之间夹角，
其中，所述极限井距由权利要求1至4中任一项所述的井距确定方法确定。
6.根据权利要求5所述的确定方法，其特征在于，所述注采方向角的角度范围为15°至45°。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在所述井网中只有采油井压裂时，通过以下公式确定所述修正后的注采井距：
其中，R′e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在所述井网中的采油井和注水井均压裂时，通过以下公式确定所述修正后的注采井距：
R′e＝Re+Lcosθ，
其中，R′e表示修正后的注采井距，Re表示直井最大极限注采井距，L表示压裂缝长，θ表示注采方向角。
9.一种注采排距确定方法，其特征在于，所述方法包括：
获取注采方向角；以及
根据直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距与所述注采方向角确定注采排距，
其中，所述注采方向角为注采方向与地层最大主应力向的夹角或注采方向与裂缝方向之间夹角。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述方法还包括通过以下公式确定注采排距：
d＝Re1×sinθ，
其中，d表示注水井排与采油井排之间的垂直距离，Re1表示直井最大极限注采井距或者修正后的注采井距，θ表示注采方向角。
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