CN111075423B - 确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，包括：步骤1，测算注水开发低渗透砂岩油藏的理论技术极限井距，经济极限井距和经济合理井距；步骤2，判识采油井能否见到注水效果；步骤3，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；步骤4，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；步骤5，定量判识油藏地层渗流能力的强弱；步骤6，确定油藏实际技术极限井距；步骤7，确定低渗透砂岩油藏注水开发井距。该确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法确保在开发方案设计的井距下，注、采井之间能建立起有效的驱替体系，井网所控制的储量能真正得以动用，油藏生产能力能真正得到释放，以避免注水开发的低渗透砂岩油藏投产后陷入瘫痪。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法。
背景技术
中、高渗透砂岩油藏开发过程中，井距对开发效果的影响不很突出。油藏开发方案设计井距时更多的是考虑开采速度、稳产期、储量控制程度、最终采收率、经济效益等方面，而较少关注井距问题。因为一般地，中、高渗透砂岩油藏无论在哪种设计井距下，注采井之间水动力是连通的，注采井之间都能够建立起有效驱替体系，井网控制区域内的储量能得以动用，而低渗透砂岩油藏则不同。
低渗透砂岩油藏开发实践中，普遍特点是水井注不进水，油井采不出油。注水开发过程中油层吸水能力不断下降，注水压力不断上升，导致注水困难。其根本原因是井距太大，注采井之间不能建立起有效驱替压差。
低渗透砂岩油藏储量丰度普遍较低。为了取得一定的经济效益，油藏开发方案设计中往往要求采用稀井网，大井距。结果大井距往往造成难注难采的局面，最终导致低渗油田开发陷于瘫痪。为解决这个矛盾，近些年国内开展了加密井网试验，将注采井距减小到一定程度，取得了不错的效果，一些原本陷于瘫痪的低渗透砂岩油藏得以继续开发。然而，过小的井距，又往往使得低渗透砂岩油藏开发没有经济效益，而失去开发价值。
因此，井距设计是否合理是低渗砂岩油藏注水开发成功与否的关键。低渗透砂岩油藏开发方案设计中不但要考虑经济合理井距、经济极限井距，还必须考虑技术极限井距，进而确定可行井距。以保证在设计的井距下井网所控制的储量能真正得以动用，油藏生产能力能真正得到释放。
在申请号：201510353756.9的中国专利申请中，涉及到一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法，应用于由多口注水井和多口采油井按井网方式分布组成的注采系统，所述多口注水井组成注水系统，所述多口采油井组成采油系统；所述方法包括：获取所述注采系统中的注水系统的数据和采油系统的数据；根据所述注水系统的数据和采油系统的数据判断所述注水系统和采油系统是否连通；若所述注水系统和采油系统连通，确定低渗透油藏为有效驱替状态；根据各低渗透油藏的注水系统的数据和采油系统的数据确定各低渗透油藏拟线性渗流阻力梯度；根据低渗透油藏的类型，确定各低渗透油藏拟线性渗流阻力梯度与各类型的低渗透油藏的流度的第一对应关系信息；获取低渗透油藏的注水井与采油井之间距离的二分之一位置的驱替压力梯度与平均注采压力差、采油井井底半径以及有效驱替注采井距的计算关系信息；根据所述第一对应关系信息和所述计算关系信息，确定各类型的低渗透油藏的有效驱替注采井距在不同平均注采压力差条件下与所述流度的第二对应关系信息；根据所述第二对应关系信息和所述流度，确定各类型的低渗透油藏在不同平均注采压力差条件下的有效驱替注采井距。该专利从低渗透非达西流理论出发，得出了低渗透油藏有效驱替注采井距的理论计算公式。由于该理论公式所需的拟线性渗流阻力梯度参数与低渗透油藏类型有关，该专利发明者总结了诸多类型的低渗透油藏后，回归得出了三种类型的低渗透油藏的拟线性渗流阻力梯度参数计算的经验公式。据此制作了根据注采压差和流度来确定三种低渗透油藏有效驱替注采井距的图版。本质上，该发明提供了另一种确定低渗透油藏理论技术极限井距的经验方法，即图版。矿场实践表明，没有哪一种理论公式和图版能完全可靠地确定某一具体的低渗透油藏的实际技术极限井距。
在申请号：201611268862.8的中国专利申请中，涉及到一种低渗透油藏合理井距的确定方法，包括以下步骤：1)进行室内渗流实验，采集室内渗流速度实验数据与时间的对应关系数据以及压力梯度与时间的对应关系数据；2)根据上述数据建立了压力梯度与渗流速度的三参数数学模型：3)采用室内渗流实验数据对模型参数进行拟合确定待定参数；4)根据三参数模型推导等产量一源一汇平面径向稳定流压力P分布公式；5)计算不同岩心渗透率下产能与合理井距关系，获得不同渗透率条件下，油井配产与合理井距关系图版；6)根据压力分布和油井配产与合理井距关系图版，确定合理井距。该专利从低渗透非达西渗流力学理论出发，建立了压力梯度与渗流速度的三参数数学模型，进而建立了产量-源-汇平面径向稳定流压力的分布公式。再根据室内低渗透岩心驱替试验，获得不同渗透率条件下的三参数，据此建立了不同渗透率条件下油井配产与合理井距关系图版，来确定合理井距。此方法制作图版所需要的三参数均由室内岩心驱替试验获得。由于实际油藏在地下的条件与室内试验条件不同，且室内岩心驱替试验所使用的岩心相对于整个油藏来讲只是一点之见，不能反映真实油藏的全貌。因此用该方法确定的低渗透油藏井距可靠性不强。且该方法所确定的井距没有考虑到低渗透油藏的技术极限井距问题。因此所制作的图版不可避免有很大的局限性。
在申请号：201910775153.6的中国专利申请中，涉及到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。该专利根据低渗透油藏存在启动压力梯度理论，建立了最大极限井距的理论公式。使用该专利的关键是如何确定低渗透油藏启动压力梯度。该发明采用两种方法获得启动压力梯度：室内驱替试验数据拟合获得、经验公式获得。同样，由于实际油藏在地下的条件与室内试验条件不同，且室内岩心取样有限，无法代表真实油藏。因此通过拟合室内岩心驱替试验数据来确定启动压力梯度可靠性不强。因而通过渗透率、流体流度与启动压力梯度回归所得的经验公式来计算获得低渗透油藏启动压力梯度，从而确定低渗透油藏井距不可避免有很大的局限性。
为此我们发明了一种新的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种根据注水开发的低渗透砂岩油藏生产动态分析来确定低渗透砂岩油藏合理井距的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，该确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法包括：步骤1，测算注水开发低渗透砂岩油藏的理论技术极限井距，经济极限井距和经济合理井距；步骤2，判识采油井能否见到注水效果；步骤3，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；步骤4，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；步骤5，定量判识油藏地层渗流能力的强弱；步骤6，确定油藏实际技术极限井距。步骤7，确定低渗透砂岩油藏注水开发井距。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，测算理论上的注水开发低渗透砂岩油藏技术极限井距的公式为:
Rh＝7.14ΔPK0.865/μo
式中，ΔP为注采压差，MPa；K为油层渗透率,10-3μm2；μo为地下原油粘度，mPa﹒s；
上述公式来自于室内试验样品分析结果回归得到的一个经验公式。由于试验分析样品取样的局限,试验分析所得的油层渗透率和地下原油粘度与地层真实状况存在一定程度的差异，且实际油藏在地下的条件与室内试验条件不同，所以用公式来确定低渗透油藏技术极限井距受局限。进一步地，采用试验图版进行技术极限井距校核，来确定理论技术极限井距。
在步骤1中，根据下面的公式确定经济极限井网密度：
式中：ID为单井钻井投资,万元人民币；IB为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er，采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2；
井网密度的倒数就是单井控制面积；对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，测算出经济极限井距。
在步骤1中，根据下面的公式确定经济合理井网密度：
式中，L为合理利润，油价的20％；ID为单井钻井投资,万元人民币；IB为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er为采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2。A为单井控制面积，km2；d为井距，km；
井网密度的倒数就是单井控制面积；对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，测算出经济合理井距。
在步骤2中，根据注水开发低渗透砂岩油藏动态分析结果，判识采油井能否见到注水效果，采油井见到注水效果体现在相同工作制度下，油井地层压力上升，采液量上升；否则，则表明油井不能见到注水效果。
在步骤3中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水效果分析，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；如果采油井能见到注水效果，则表明在目前井距下，驱动压力梯度大于启动压力梯度；将此时的实际井距与理论计算、图版校核所得的技术极限井距进行对比，分析产生偏差的原因。
在步骤4中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水的快慢程度，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；油层物性越好，渗透率越高，地层能量传递越快，注入水推进速度快；反之，油层物性越差，油层渗透率越低，则地层能量传递越慢。
在步骤4中，注水开发低渗透油藏很多时候注入水推进到一定程度后，不再流动；正常注水情况下，中高渗透砂岩油藏注入水推进速度在1—3m/d，低渗透砂岩油藏注入水推进速度在0.8m/d以下；低渗透油藏矿场实践经验表明，如果低渗透砂岩油藏注入水推进速度大于0.2m/d，则据此定量判定该低渗透油藏能量传递快，该井距下适合注水开发。
在步骤5中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井产液量大小，定量判识油层渗流能力的强弱。
在步骤5中，根据大量低渗透油藏矿场实践统计结果，以5m3/d作为界限；油井见水后，无论含水率大小，油井产液量大于5m3/d，则定量判定该低渗透油藏渗流能力强，该井距下适合注水开发。
在步骤6中，以步骤1中测算的技术极限井距为基础，在正式开发方案实施前，利用既有老井或钻部分新井，开辟不同井距下的注采试验，获得采油井压力或动液面动态数据，分析采油井注水见效情况；测算注入水推进速度，记录见水后的采液量数据。
在步骤6中，注入水推进速度以0.2m/d作为界限，见水后的采液量以5m3/d作为界限，将此界限上的注采井距确定为该低渗透砂岩油藏实际技术极限井距。
在步骤7中，将油藏实际技术极限井距和测算的经济极限井距、经济合理井距进行比较，最终确定注水开发低渗透砂岩油藏的可行井距。
在步骤7中，若实际技术极限井距大于经济合理井距，则经济合理井距就是可行井距；若实际技术极限井距小于经济合理井距但大于经济极限井距，则实际技术极限井距就是可行井距；若实际技术极限井距小于经济极限井距，则该油藏暂时无法动用，应该放弃开发。
本发明中的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，确保在开发方案设计的井距下，注、采井之间能建立起有效的驱替体系，井网所控制的储量能真正得以动用，油藏生产能力能真正得到释放，以避免注水开发的低渗透砂岩油藏投产后陷入瘫痪。本发明具有预警作用，可避免投入开发的低渗透砂岩油藏陷入瘫痪、导致投资无法回收的局面。本发明不但考虑了低渗透砂岩油藏的理论技术极限井距，还考虑了经济极限井距、经济合理井距，再根据油藏动态资料分析，建立了一套确定注水开发的低渗透砂岩油藏实际技术极限井距的方法。通过分析论证，最终确定注水开发的低渗透砂岩油藏合理井距。确保在该井距下，注水井、采油井之间能够建立起有效的驱替体系，井网所控制的储量能真正得以动用，油藏生产能力能真正得到释放，以避免注水开发的低渗透砂岩油藏投产后陷入瘫痪。
附图说明
图1为本发明的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中驱替压力梯度与岩心渗透率关系图版。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法的流程图。
步骤101，测算注水开发低渗透砂岩油藏的理论技术极限井距，经济极限井距和经济合理井距；
步骤102，根据注水开发低渗透砂岩油藏动态分析结果，判识采油井能否见到注水效果；
步骤103，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水效果分析，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；
步骤104，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水的快慢程度，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；
步骤105，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井产液量大小，定量判识油藏地层渗流能力的强弱；
步骤106，以测算的理论技术极限井距为基础，在正式开发方案实施前，利用既有老井或钻少量新井，开辟不同井距下的注采试验。根据采油井动态分析结果，确定油藏实际技术极限井距。
步骤107，将油藏实际技术极限井距和测算的经济极限井距、经济合理井距进行比较，确定低渗透砂岩油藏注水开发井距。
在本发明的一具体实施例中，具体包括了以下步骤：
在步骤1中，根据油田开发行业中所定义的低渗透砂岩油藏技术极限井距概念：在一定注采压差下，油水井周围处在拟达西流或接近拟达西流态下的径向距离即为低渗透油藏的技术极限井距，据此来测算理论上的注水开发低渗透砂岩油藏技术极限井距为:
Rh＝7.14ΔPK0.865/μo
式中，ΔP为注采压差，MPa；K为油层渗透率,10-3μm2；μo为地下原油粘度，mPa﹒s；
上述理论公式由于受试验分析样品取样点的影响,试验分析所得的油层渗透率和地下原油粘度与地层真实状况存在一定程度的差异，导致计算的技术极限井距可靠性受影响。进一步地，用图2的试验图版进行技术极限井距校核，确定理论技术极限井距。
只有在小于技术极限井距条件下，油藏流体渗流处于拟达西流或接近拟达西流态，此时驱动压力梯度大于启动压力梯度，油层水动力连通，注采井间才能够建立起有效的驱替体系。此时注水，油井才会受效。
在步骤2中，测算注水开发低渗透砂岩油藏的经济极限井距之前，首先根据下面的公式确定经济极限井网密度：
式中：ID为单井钻井投资,万元人民币；IB为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er，采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2。
井网密度的倒数就是单井控制面积。对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，就可以测算出经济极限井距。
在步骤3中，测算注水开发低渗透砂岩油藏的经济合理井距之前，首先根据下面的公式确定经济合理井网密度
式中，L为合理利润，油价的20％；ID为单井钻井投资,万元人民币；IB为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er为采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2。A为单井控制面积，km2；d为井距，km；
井网密度的倒数就是单井控制面积。对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，就可以测算出经济合理井距。
从井网密度公式看出，经济合理井距小于经济极限井距。
在步骤4中，根据采油井动态分析，判识采油井能否见到注水效果。采油井见到注水效果体现在相同工作制度下，油井地层压力(动液面)上升，采液量上升。否则，则表明油井不能见到注水效果
在步骤5中，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的关系。如果采油井能见到注水效果，则表明在目前井距下，驱动压力梯度大于启动压力梯度。将此时的实际井距与理论计算、图版校核所得的技术极限井距进行对比，分析产生偏差的原因。
在步骤6中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水的快慢程度，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度。油层物性越好，渗透率越高，地层能量传递越快，注入水推进速度快。反之，油层物性越差，油层渗透率越低，则地层能量传递越慢。注水开发低渗透油藏很多时候注入水推进到一定程度后，不再流动。正常注水情况下，中高渗透砂岩油藏注入水推进速度一般在1—3m/d，低渗透砂岩油藏注入水推进速度一般在0.8m/d以下。如果低渗透砂岩油藏注入水推进速度大于0.2m/d，则可据此定量判定该低渗透油藏能量传递快，该井距下适合注水开发。
在步骤7中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井产液量大小，定量判识油层渗流能力的强弱。低渗透油藏生产井的初始产量不能完全表征油层的渗流能力，尤其不能完全表征注入水在油层中的渗流能力。只有当采油井见到注入水后，根据采液量的大小，才能可靠地判识油层渗流能力的大小。根据低渗透油藏矿场实践统计结果，可以以5m3/d作为界限。油井见水后，无论含水率大小，油井产液量大于5m3/d，则可定量判定该低渗透油藏渗流能力强，该井距下适合注水开发。
在步骤8中，以步骤1中测算的技术极限井距为基础，在正式开发方案实施前，利用既有老井或钻部分新井，开辟不同井距下的注采试验，获得采油井压力(或动液面)动态数据，分析采油井注水见效情况；测算注入水推进速度，记录见水后的采液量数据。注入水推进速度以0.2m/d作为界限，见水后的采液量以5m3/d作为界限，将此界限上的注采井距确定为该低渗透砂岩油藏实际技术极限井距。
步骤9，将油藏实际技术极限井距和测算的经济极限井距、经济合理井距进行比较，最终确定注水开发低渗透砂岩油藏的可行井距。若实际技术极限井距大于经济合理井距，则经济合理井距就是可行井距；若实际技术极限井距小于经济合理井距但大于经济极限井距，则实际技术极限井距就是可行井距。若实际技术极限井距小于经济极限井距，则该油藏暂时无法动用，应该放弃开发。
以一个注水开发的低渗透砂岩油藏打10口新井进行测算。新井单井钻深平均1500m，单井钻井投资1000元/m，管柱和射孔以及地面建设投资单井200万元，则一次性所需投资3500万元。利用既有老井或探井，最多只需要钻2口新井就可以实施本发明方法。钻2口新井一次性投资700万元。应用本发明方法，至少可以节约投资2800万元。
在应用本发明的一具体实施例中，该发明方法在八面河油田滩23块进行了具体应用。滩23块含油层系为下第三系沙四段，属于浅湖—半深湖沉积环境。砂体薄，平面分布稳定，呈席状。储量丰度小，仅71×104t/km2。平均孔隙度为22.2％，平均渗透率为65.4×10-3μm2。该块自然产能非常低，压裂后单井产量由措施前的0～1.4t/d上升到措施后的1.6～5.6t/d。但压裂有效期短，压裂后2周单井产量即恢复到压裂前的水平。
该块共有7口试采井。为了确定该块低渗透砂岩油藏的可行井距，不另钻新井，完全利用已有的7口老井(试采井)，组合成4种不同注采井距，进行注水采油试验。经测算，该块的经济合理井距为250m，经济极限井距为180m。
根据理论公式和图版，确定该块理论技术极限井距150～210m。则注采井距试验采用180m、200m、220m、250m进行对应注水采油试验。
采用本发明方法，确定该块实际技术极限井距为200m。
最终确定该块可行井距为200m。实施后，使原本陷入瘫痪的油藏得以盘活，继续开发。
Claims (12)
1.确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，该确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法包括：
步骤1，测算注水开发低渗透砂岩油藏的理论技术极限井距，经济极限井距和经济合理井距；
步骤2，判识采油井能否见到注水效果；
步骤3，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；
步骤4，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；
步骤5，定量判识油藏地层渗流能力的强弱；
步骤6，确定油藏实际技术极限井距；
步骤7，确定低渗透砂岩油藏注水开发井距；
在步骤1中，根据下面的公式确定经济极限井网密度：
式中：Id为单井钻井投资,万元人民币；Ib为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er为采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2；
井网密度的倒数就是单井控制面积；对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，测算出经济极限井距；
根据下面的公式确定经济合理井网密度：
式中，L为合理利润，油价的20％；Id为单井钻井投资,万元人民币；Ib为单井地面投资,万元人民币；IE为单井投产投资,万元人民币；O为吨油操作费，元/吨；TAX为吨油销售税,元/吨；PO为油价,元/吨；R为贷款利率，无因次；T为评价年限，年；Er为采收率，无因次；α0为原油商品率，无因次；N为地质储量，万吨；Ao为含油面积，km2；A为单井控制面积，km2；d为井距，km；
井网密度的倒数就是单井控制面积；对于三角形井网，单井控制面积与井距的关系如下
式中：A1为单井控制面积，km2；d为井距，km；
根据单井控制面积，测算出经济合理井距。
2.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤1中，测算理论上的注水开发低渗透砂岩油藏技术极限井距的公式为:
Rh＝7.14ΔPK0.865/μo
式中，ΔP为注采压差，MPa；K为油层渗透率,10-3μm2；μo为地下原油粘度，mPa﹒s；
上述理论公式由于受试验分析样品取样点的影响,试验分析所得的油层渗透率和地下原油粘度与地层真实状况存在一定程度的差异，采用试验图版进行技术极限井距校核，确定理论技术极限井距。
3.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤2中，根据注水开发低渗透砂岩油藏动态分析结果，判识采油井能否见到注水效果，采油井见到注水效果体现在相同工作制度下，油井地层压力上升，采液量上升；否则，则表明油井不能见到注水效果。
4.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤3中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水效果分析，确定驱动压力梯度与启动压力梯度的大小关系；如果采油井能见到注水效果，则表明在目前井距下，驱动压力梯度大于启动压力梯度；将此时的实际井距与理论计算、图版校核所得的技术极限井距进行对比，分析产生偏差的原因。
5.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤4中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井见注水的快慢程度，定量判识油藏地层能量传递的快慢程度；油层物性越好，渗透率越高，地层能量传递越快，注入水推进速度快；反之，油层物性越差，油层渗透率越低，则地层能量传递越慢。
6.根据权利要求5所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤4中，注水开发低渗透油藏很多时候注入水推进到一定程度后，不再流动；正常注水情况下，中高渗透砂岩油藏注入水推进速度在1—3m/d，低渗透砂岩油藏注入水推进速度在0.8m/d以下；低渗透油藏矿场实践经验表明，如果低渗透砂岩油藏注入水推进速度大于0.2m/d，则据此定量判定该低渗透油藏能量传递快，该井距下适合注水开发。
7.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤5中，根据注水开发低渗透砂岩油藏采油井产液量大小，定量判识油层渗流能力的强弱。
8.根据权利要求7所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤5中，根据低渗透油藏矿场实践统计结果，以5m3/d作为界限；油井见水后，无论含水率大小，油井产液量大于5m3/d，则定量判定该低渗透油藏渗流能力强，该井距下适合注水开发。
9.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤6中，以步骤1中测算的技术极限井距为基础，在正式开发方案实施前，利用既有老井或钻部分新井，开辟不同井距下的注采试验，获得采油井压力或动液面动态数据，分析采油井注水见效情况；测算注入水推进速度，记录见水后的采液量数据。
10.根据权利要求9所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤6中，注入水推进速度以0.2m/d作为界限，见水后的采液量以5m3/d作为界限，将此界限上的注采井距确定为该低渗透砂岩油藏实际技术极限井距。
11.根据权利要求1所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤7中，将油藏实际技术极限井距和测算的经济极限井距、经济合理井距进行比较，最终确定注水开发低渗透砂岩油藏的可行井距。
12.根据权利要求11所述的确定低渗透砂岩油藏注水开发井距的方法，其特征在于，在步骤7中，若实际技术极限井距大于经济合理井距，则经济合理井距就是可行井距；若实际技术极限井距小于经济合理井距但大于经济极限井距，则实际技术极限井距就是可行井距；若实际技术极限井距小于经济极限井距，则该油藏暂时无法动用，应该放弃开发。
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