CN113818859A - 一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置，属于低渗透油藏技术领域。其中，极限井距确定方法通过确定各个岩样的渗透率频率累积百分数，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，并根据该关系曲线，能够确定渗透率频率累积百分数为设定百分数时对应的渗透率，利用该渗透率计算得到了合理的极限井距，可靠性高。本发明的极限井距确定方法简单，能够快速计算出极限井距，且采用该极限井距进行油藏开发，不必重新钻井，能够有效降低开发成本，提高开发效益，具有较好的矿场应用价值。

Description

一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置

技术领域

本发明属于低渗透油藏开发技术领域，具体涉及一种低渗透油藏的极限井距确定方法、判定方法与装置。

背景技术

对于致密油油藏的开发，合理的井网井距是油藏高效开发的关键技术，目前，关于极限井距的确定方法有很多，但均存在各种问题。例如，矿场上，一般根据达西定律推导出的极限泄油半径公式，将岩样渗透率的算术平均值或岩样渗透率中值带入该极限泄油半径公式，根据求出的极限泄油半径计算得到极限井距。

但是，由于目的油藏层位的渗透率数值变化区间大，一旦渗透率参数的选用不合理，那么，确定的极限井距也不合理。采用此极限井距参数进行油藏开发时，由于储层的非均质性差异，若油藏在某一层位的渗透率低，将造成井与井之间区域无法动用，而形成滞油区，若需要动用这部分油层的储量，则必须新钻调整井才能有效动用，并且，很大程度上会产生井距过小，相对应同样面积的井数增加的问题，增加了开发成本，降低了开发效益。

现有技术中，存在其它极限井距的计算方法，例如，公开号为CN107832540A、名称为“一种致密油藏技术极限井距确定方法”的中国发明专利申请，该方法是通过收集整理选定致密油藏计算参数，利用致密油藏定产量生产时技术极限生产井井距的数学模型计算原油在易流区内流动时生产井极限泄油半径、原油在不易流动区内流动时的生产井极限泄油半径；确认该致密油油藏技术极限生产井井距；根据该致密油藏布井方式，计算技术极限注采井距。该专利全面考虑致密油线性、非线性渗流定律的不稳定流规律，推导出了计算致密油藏定产量生产条件下的技术极限生产井井距的数学模型。但是该专利申请提供的方法步骤过于复杂，不能快速确定极限井距，不适合矿场上的实际应用。

发明内容

本发明的目的是提供一种低渗透油藏的极限井距确定方法，用于解决因现有极限井距确定方法不合理而造成开发成本增加的问题；以及解决现有极限井距的计算方法过于复杂、计算速度慢，不适用实际矿场的问题。同时，本发明提出一种低渗透油藏的极限井距确定装置，同样用于解决上述问题。

本发明还提供一种低渗透油藏的极限井距判定方法，用于解决因现有极限井距确定方法不合理而造成的开发成本增加的问题。同时，本发明提出一种低渗透油藏的极限井距判定装置，用于解决上述问题。

基于上述目的，一种低渗透油藏的极限井距确定方法的技术方案如下：

(1)获取目的油藏层位的各岩样的渗透率，按照渗透率从小到大依次确定各岩样的顺序号N_i，N_i＝1,2,…,n，其中n为岩样数量；计算各岩样的渗透率频率累积百分数，计算式如下：

式中，f_i为第i个岩样的渗透率频率累积百分数；

(2)根据各岩样的渗透率频率累积百分数与渗透率，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据所述关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为设定百分数时对应的渗透率，所述设定百分数的取值范围为30％～45％；

(3)获取地层压力、井底流压和原油粘度，根据所述地层压力和井底流压间的压差，结合所述原油粘度和所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的渗透率，计算低渗透油藏的极限泄油半径，根据所述极限泄油半径计算得到低渗透油藏的极限井距。

基于上述目的，一种低渗透油藏的极限井距确定装置的技术方案如下：

包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的极限井距确定方法。

上述两个技术方案的有益效果是：

本发明通过确定各个岩样的渗透率频率累积百分数，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据该关系曲线，能够确定渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率，利用该渗透率计算得到了合理的极限井距，可靠性高。本发明的极限井距确定方法简单，能够快速计算出极限井距，且采用该极限井距进行油藏开发，不必重新钻井，能够有效降低开发成本，提高开发效益，具有较好的矿场应用价值。

进一步的，为了确认上述极限井距的合理性，还包括：

计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，当所述油层厚度的控制程度大于设定的第一阈值，且所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度大于设定的第二阈值时，判定所述极限井距计算合理。

进一步的，为了判断极限井距是否计算合理，所述油层厚度的控制程度的计算步骤如下：

S1，计算各岩样的岩样间距厚度百分数X_i，计算公式如下：

式中，X_i为第i个岩样相应的岩样间距厚度百分数，H_i为第i个岩样的累加岩样间距厚度，h_j为第j个岩样间距厚度，h_总为岩样间距总厚度；

S2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数；

S3，根据渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数，计算得到油层厚度的控制程度。

进一步的，为了判断极限井距是否计算合理，所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度的计算步骤如下：

P1，计算各岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i；计算式如下：

式中，P_i为第i个岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，K_i为逐个岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加和，k_总为岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加总和，h_j为第j个岩样间距厚度，

为第j个岩样孔隙度，

为第i个岩样孔隙度；

P2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与所述岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数和岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数；

P3，根据所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，计算得到所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度。

进一步的，将所述极限泄油半径的二倍，作为低渗透油藏的极限井距。

基于上述目的，一种低渗透油藏的极限井距判定方法的技术方案如下：

(1)获取目的油藏层位的各岩样的渗透率，按照渗透率从小到大依次确定各岩样的顺序号N_i，N_i＝1,2,…,n，其中n为岩样数量；计算各岩样的渗透率频率累积百分数，计算式如下：

式中，f_i为第i个岩样的渗透率频率累积百分数；

(2)根据各岩样的渗透率频率累积百分数与渗透率，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据所述关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为设定百分数时对应的渗透率；

(3)获取地层压力、井底流压和原油粘度，根据所述地层压力和井底流压间的压差，结合所述原油粘度和所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的渗透率，计算低渗透油藏的极限泄油半径，根据所述极限泄油半径计算得到低渗透油藏的极限井距；

(4)计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，当所述油层厚度的控制程度大于设定的第一阈值，且所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度大于设定的第二阈值时，判定所述极限井距计算合理。

基于上述目的，本发明的低渗透油藏的极限井距判定装置的技术方案如下：

包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现所述的低渗透油藏的极限井距判定方法。

上述技术方案的有益效果是：

本发明的极限井距判定方法与装置，确定各个岩样的渗透率频率累积百分数，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据该关系曲线，能够确定渗透率频率累积百分数为设定值时对应的渗透率，利用该渗透率计算得到一个极限井距，最后根据计算的油层厚度的控制程度，以及油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，来判定计算的极限井距是否合理，判定的可靠性高。本发明的极限井距判定方法简单，当判断出合理的极限井距时，能够有助于降低油藏开发成本，提高开发效益，具有较好的矿场应用价值。

进一步的，所述油层厚度的控制程度的计算步骤如下：

S1，计算各岩样的岩样间距厚度百分数X_i，计算公式如下：

式中，X_i为第i个岩样相应的岩样间距厚度百分数，H_i为第i个岩样的累加岩样间距厚度，h_j为第j个岩样间距厚度，h_总为岩样间距总厚度；

S2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数；

S3，根据渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数，计算得到油层厚度的控制程度。

进一步的，所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度的计算步骤如下：

P1，计算各岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i；计算式如下：

式中，P_i为第i个岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，K_i为逐个岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加和，k_总为岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加总和，h_j为第j个岩样间距厚度，

为第j个岩样孔隙度，

为第i个岩样孔隙度；

P2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与所述岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数和岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数；

P3，根据所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，计算得到所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度。

附图说明

图1是本发明方法实施例的低渗透油藏的极限井距确定方法流程图；

图2是本发明方法实施例的油藏渗透率频率累积分布曲线图；

图3是本发明方法实施例的绘制渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度百分数X_i的关系曲线，以及渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的关系曲线图；

图4是本发明方法实施例的三种方法计算的渗透率条件下生产压差与极限泄油半径关系图；

图5是本发明装置实施例的低渗透油藏的极限井距确定装置示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。

方法实施例：

本实施例提出一种低渗透油藏的极限井距确定方法，其方法流程如图1所示，下面具体阐述该方法流程中的步骤：

(1)获取目的油藏层位的各岩样的渗透率，按照渗透率从小到大依次确定各岩样的顺序号；计算各岩样的渗透率频率累积百分数。

具体的，以一个地质层位为K1b2x的低渗透油藏为目的油藏层位，分为3个砂组(K1b2x-1、K1b2x-2、K1b2x-3)，其中K1b2x-3为主力砂组，该油藏取芯井有4口，分别为PG4、PG7、PG8、PGC1，获取油藏的原始岩心取样化验分析数据，对该数据进行以下处理：

a.通过岩样在取芯井段的深度位置与地质分层确定岩样的地层层位；

b.根据标定的岩样地层层位，进行数据的第一次筛选，筛选出目的油藏层位的岩样化验分析数据；

c.在第一次筛选出的岩样化验分析数据中，进行数据的再次筛选，即通过岩样的岩性描述筛选出油迹、油浸和油斑样品，最后将得到的岩样数据按照渗透率从小到大排序，如附表1所示。

根据确定的岩样数据排序结果，依次计算各岩样顺序号N_i，例如表中样品编号为11-25、岩性描述为棕褐色油浸砂砾岩的对应渗透率为0.094×10^-3μm²，在岩样数据中的渗透率最小，将其岩样顺序号标为1；样品编号为11-35、岩性描述为棕褐色油浸砂砾岩的对应渗透率次小，将其岩样顺序号标为2；等等，按照渗透率从小到大依次标号，本实施例一共标出155个岩样顺序号，样品编号为6、岩性描述为灰褐色油浸细砂岩的对应渗透率最大，为297.812×10^-3μm²，因此标号为155。

然后，将各岩样顺序号N_i与岩样总数N_总之比记为各岩样渗透率频率累积百分数f_i；计算式如下：

上式中，N_i为第i个岩样顺序号，f_i为第i个岩样的渗透率频率累积百分数，N_总为岩样总数(也可采用n表示)，本实施例中该岩样总数为155。按照上述公式计算得到各岩样的渗透率频率累积百分数见附表1所示。

(2)根据各岩样的渗透率频率累积百分数与渗透率，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为设定百分数对应的渗透率，例如取40％时对应的渗透率，作为其他实施方式，还可以取30％～45％内其他数值对应的渗透率。

具体的，将附表1中各岩样的渗透率和渗透率频率累积百分数是数据取出，根据这些数据，以渗透率为横轴，以渗透率频率累积百分数为纵轴，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，得到油藏渗透率频率累积分布曲线，图2所示。

根据图2中的关系曲线，计算渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率k，为0.875×10^-3μm²＝0.875mD(毫达西)。

(3)获取目标研究油藏的地层压力、井底流压和原油粘度，根据地层压力和井底流压间的压差，结合原油粘度和渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率，计算低渗透油藏的极限泄油半径，根据达西定律，推导出的极限泄油半径计算公式如下：

式中，γ_极限为极限泄油半径，m；p_e为地层压力，MPa；p_w为生产井的井底流压，MPa；k为油藏空气渗透率，mD，本实施例中取渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率；μ为原油地下粘度(即原油粘度)，mPa.s。

本实施例中，目标研究油藏的地层压力与井底流压间的压差为10MPa，原油地下粘度为0.348mPa.s，渗透率为0.875mD，根据上述公式，计算得到极限泄油半径为56.055m。

根据步骤(2)中计算得到的极限泄油半径，按照极限泄油半径的两倍来标定低渗透油藏的极限井距，最终计算得到的极限井距为112.11m。

下面，分别求取油层厚度的动用程度，以及井网对储量的控制程度，以验证本发明方法确定的极限井距的合理性和可靠性。具体的极限井距判定方法如下：

根据上面步骤(1)中确定的岩样数据排序结果，依次计算各岩样的累加岩样间距厚度H_i，计算各岩样的累加岩样间距厚度H_i与岩样间距总厚度h_总之比，记为各岩样相应的岩样间距厚度百分数X_i，计算公式如下：

式中，X_i为第i个岩样相应的岩样间距厚度百分数，H_i为第i个岩样的累加岩样间距厚度，h_j为第j个岩样间距厚度(该值为在取芯井取芯时相邻两个岩样之间的间距厚度，为已知值)，h_总为岩样间距总厚度，n为岩样个数，本实施例中n＝155。

根据上面步骤(1)中确定的岩样数据排序结果，依次计算各岩样的逐个岩样累加岩样间距厚度与孔隙度的乘积，进而计算各岩样相应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i；计算式如下：

式中，P_i为第i个岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，K_i为逐个岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加和，k_总为岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加总和，h_j为第j个岩样间距厚度，

为第j个岩样孔隙度，n＝155。

按照上述公式(3)至公式(6)，计算得到岩样间距厚度百分数X_i，岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的间附表1所示。

然后，根据附表1中确定的岩样间距厚度百分数X_i，渗透率频率累积百分数f_i中的数据，以渗透率频率累积百分数f_i为横轴，以岩样间距厚度百分数X_i为纵轴，绘制渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度百分数X_i的关系曲线，图3所示。

根据附表1中确定的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i，渗透率频率累积百分数f_i中的数据，以渗透率频率累积百分数f_i为横轴，以岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i为纵轴，绘制渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的关系曲线，图3所示。

根据图3所示的渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度百分数X_i的关系曲线，能够求得渗透率频率累积百分数为40％时对应的岩样间距厚度百分数X_i的数值为38.24％，对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的数值30％。

根据渗透率频率累积百分数为40％时对应的岩样间距厚度百分数X_i的数值38.24％，求出油层厚度的控制程度为61.76％(通过100％减去38.24％得到)，即油层厚度的动用程度；根据岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的数值30％，求出厚度与孔隙度乘积的控制程度为70％，即井网对储量的控制程度。

根据砂岩油田开发方案编制技术要求，确定井网控制程度一般应大于60％～70％，而根据本发明采用渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率，计算出的油层厚度的动用程度和井网对储量的控制程度均满足上述要求，因此，采用本发明的方法确定出的极限井距合理，可靠性高，更具有实际应用价值。

为了突显本发明采用渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率，计算得到极限井距的有效性，本实施例中，采用常用的岩样渗透率的算术平均值和岩样渗透率中值分别作为计算极限井距的参数，对比此三个渗透率参数下对应油层厚度的动用程度和井网对储量的控制程度是否满足要求，具体方法为：

如图2所示，根据该图中的关系曲线，计算渗透率频率累积百分数为50％时对应的渗透率，即岩样渗透率中值，为1.187×10^-3μm²，将该值带入上述公式(2)中，最终计算得到的极限井距为134.58m。

然后，根据图3中渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度百分数X_i的关系曲线，能够求得渗透率频率累积百分数为50％时对应的岩样间距厚度百分数X_i的数值50％；根据渗透率频率累积百分数f_i与岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的关系曲线，对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的数值39.5％。对应得到的油层厚度的动用程度为50％，井网对储量的控制程度为60.5％。可见，采用渗透率频率累积百分数为50％时对应的渗透率确定的极限井距，最终对油层厚度的动用程度和对储量的控制程度均较弱，效果欠理想。

本实施例中，利用附表1中各岩样的渗透率数值，能够计算得到岩样渗透率的算术平均值为7.187×10^-3μm²，将该值带入上述公式(2)中，最终计算得到的极限井距为395.93m。

如图2所示，根据该图中的关系曲线，能够确定出岩样渗透率的算术平均值为7.187×10^-3μm²对应的渗透率频率累积百分数为83.3％。然后，根据图3中两种关系曲线，能够分别求得渗透率频率累积百分数为83.3％时对应的岩样间距厚度百分数X_i的数值84.9％，对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i的数值79.4％。可见，采用岩样渗透率的算术平均值确定的极限井距，最终对油层厚度的动用程度和对储量的控制程度均比较差，效果不佳。

下面将岩样渗透率的算术平均值、岩样渗透率中值、渗透率频率累积百分数为40％时对应的渗透率分别计算出的各组数据整理如下表所示：

根据上表可见，采用渗透率算术平均值的方法：在生产压差10MPa时的极限井距395.93m，由于井距过大，井的控制程度很低，渗透率控制程度为16.7％，油层厚度控制程度15.1％，厚度与孔隙度乘积控制程度20.6％；对于采用岩样渗透率中值的方法：生产压差10MPa时的极限井距134.58m，由于井距偏大，井的控制程度偏低，渗透率控制程度为50％，油层厚度控制程度50％，厚度与孔隙度乘积控制程度60.5％；而采用渗透率频率累积分布40％对应渗透率的方法：生产压差10MPa时的极限井距为112.11m，井距合适，井的控制程度达到要求，渗透率控制程度为60％，油层厚度控制程度61.8％，厚度与孔隙度乘积控制程度70.0％。三种方法计算的渗透率条件下生产压差与极限泄油半径关系如图4所示。

上面三种方法中，岩样渗透率的算术平均值最大，因此计算所得的极限井距最大，造成一部分低渗层无法控制，所处的岩样渗透率频率累积分布最高，代表渗透率控制程度最低，同时，油层厚度控制程度和厚度与孔隙度乘积控制程度最低；比较来说，采用岩样渗透率中值计算所得的极限井距居中，所处岩样渗透率频率累积分布为50％，代表的渗透率控制程度为50％，同时油层厚度控制程度为50％，因此油层的一半厚度无法动用，厚度与孔隙度乘积控制程度达到60％以上；岩样渗透率频率累积分布40％对应渗透率计算所得的极限井距比渗透率中值计算所得极限井距稍小，但对应的渗透率控制程度、油层厚度控制程度、厚度与孔隙度乘积控制程度均能够满足要求。因此，选取岩样渗透率频率累积分布40％对应渗透率计算所得极限井距是合理的，能够达到开发方案规范确定井网控制程度一般应大于60％～70％要求。采用岩样渗透率频率累积分布40％对应渗透率计算的极限井距，能够使60％的渗透率频率分布得到动用，60％以上油层厚度得到井网的控制动用。

本发明的方法通过采用岩样渗透率频率累积分布40％对应渗透率，计算得到合理的极限井距，提高了极限井距设计的可靠性和准确程度，增强了井网对油层的控制和动用程度，降低了开发成本，提高了开发效益。

本实施例中，通过计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，判定了渗透率频率累积百分数为40％对应渗透率计算所得的极限井距的合理性，判定了采用岩样渗透率中值和渗透率算术平均值计算所得的极限井距的不合理性；作为其他实施方式，对渗透率频率累积百分数为任意百分数对应渗透率计算得到的极限井距进行合理性判定。

本实施例中，为了能够快速计算出极限井距，将求出极限泄油半径的二倍，作为低渗透油藏的极限井距；作为其他实施方式，还可以在求出极限泄油半径后，再计算极限注水半径，对极限泄油半径和极限注水半径求和，得到极限井距。

综上所述，本发明的低渗透油藏极限井距确定方法的应用前景非常广阔，特别是对低渗透油藏(渗透率10-50×10^-3μm²)，尤其对特低渗油藏(渗透率1-10×10^-3μm²)和超低渗油藏(渗透率0.1-1×10^-3μm²)更实用。

装置实施例1：

本实施例提供了一种低渗透油藏极限井距确定装置，包括存储器和处理器，以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，处理器与存储器相耦合，处理器用于运行存储在存储器中的程序指令，以实现方法实施例中的低渗透油藏极限井距确定方法，由于该方法在方法实例中的记载已经足够清楚、完整，本实施例不再赘述。

也就是说，以上方法实施例中的方法应理解可由计算机程序指令实现低渗透油藏极限井距确定的流程。可提供这些计算机程序指令到处理器(如通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备等)，使得通过处理器执行这些指令产生用于实现上述方法流程所指定的功能。

具体的，如图5所示的低渗透油藏极限井距确定装置，该装置可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或一个以上处理器(central processing units，CPU)和存储器，一个或一个以上存储应用程序或数据的存储介质。其中，存储器和存储介质可以是短暂存储或持久存储。存储在存储介质的程序可以包括一个或一个以上模块(图示没标出)，每个模块可以包括对数据处理设备中的一系列指令操作。更进一步地，处理器可以设置为与存储介质通信，在低渗透油藏极限井距确定装置上执行存储介质中的一系列指令操作。

本实施例的低渗透油藏极限井距确定装置，还可以包括一个或一个以上电源，一个或一个以上有线或无线网络接口；一个或一个以上输入输出接口，用于输入岩样数据，输出数据计算结果；和/或，一个或一个以上操作系统。例如，Windows ServerTM，Mac OS XTM，UnixTM，LinuxTM，FreeBSDTM等。

本实施例所指的处理器是指微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置。

本实施例所指的存储器包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。例如：利用电能方式存储信息的各式存储器，RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的各式存储器，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的各式存储器，CD或DVD。当然，还有其他方式的存储器，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。

作为其他实施方式，本实施例的低渗透油藏极限井距确定装置还可以包括显示器，显示器用于显示计算得到极限井距和极限半径。

装置实施例2：

本实施例提出一种低渗透油藏的极限井距判定装置，包括存储器和处理器，以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机程序，处理器与存储器相耦合，处理器用于运行存储在存储器中的程序指令，以实现方法实施例中的低渗透油藏的极限井距判定方法，由于该方法在方法实例中的记载已经足够清楚、完整，本实施例不再赘述。

本实施例的极限井距判定装置，在硬件构成上，与装置实施例1在的极限井距确定装置相同，不同的是本实施例的极限井距判定装置，其处理器执行指令实现的步骤是，在确定出极限井距后，还包括计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，以判断该极限井距是否合理。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种低渗透油藏的极限井距确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)获取目的油藏层位的各岩样的渗透率，按照渗透率从小到大依次确定各岩样的顺序号N_i，N_i＝1,2,…,n，其中n为岩样数量；计算各岩样的渗透率频率累积百分数，计算式如下：

式中，f_i为第i个岩样的渗透率频率累积百分数；

(2)根据各岩样的渗透率频率累积百分数与渗透率，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据所述关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为设定百分数时对应的渗透率，所述设定百分数的取值范围为30％～45％；

(3)获取地层压力、井底流压和原油粘度，根据所述地层压力和井底流压间的压差，结合所述原油粘度和所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的渗透率，计算低渗透油藏的极限泄油半径，根据所述极限泄油半径计算得到低渗透油藏的极限井距。

2.根据权利要求1所述的低渗透油藏的极限井距确定方法，其特征在于，还包括：

计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，当所述油层厚度的控制程度大于设定的第一阈值，且所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度大于设定的第二阈值时，判定所述极限井距计算合理。

3.根据权利要求2所述的低渗透油藏的极限井距确定方法，其特征在于，所述油层厚度的控制程度的计算步骤如下：

S1，计算各岩样的岩样间距厚度百分数X_i，计算公式如下：

式中，X_i为第i个岩样相应的岩样间距厚度百分数，H_i为第i个岩样的累加岩样间距厚度，h_j为第j个岩样间距厚度，h_总为岩样间距总厚度；

S2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数；

S3，根据渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数，计算得到油层厚度的控制程度。

4.根据权利要求2所述的低渗透油藏的极限井距确定方法，其特征在于，所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度的计算步骤如下：

P1，计算各岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i；计算式如下：

式中，P_i为第i个岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，K_i为逐个岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加和，k_总为岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加总和，h_j为第j个岩样间距厚度，

为第j个岩样孔隙度，

为第i个岩样孔隙度；

P2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与所述岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数和岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数；

P3，根据所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，计算得到所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度。

5.根据权利要求1所述的低渗透油藏的极限井距确定方法，其特征在于，将所述极限泄油半径的二倍，作为低渗透油藏的极限井距。

6.一种低渗透油藏的极限井距判定方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)获取目的油藏层位的各岩样的渗透率，按照渗透率从小到大依次确定各岩样的顺序号N_i，N_i＝1,2,…,n，其中n为岩样数量；计算各岩样的渗透率频率累积百分数，计算式如下：

式中，f_i为第i个岩样的渗透率频率累积百分数；

(2)根据各岩样的渗透率频率累积百分数与渗透率，绘制渗透率频率累积百分数与渗透率之间的关系曲线，根据所述关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为设定百分数时对应的渗透率；

(3)获取地层压力、井底流压和原油粘度，根据所述地层压力和井底流压间的压差，结合所述原油粘度和所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的渗透率，计算低渗透油藏的极限泄油半径，根据所述极限泄油半径计算得到低渗透油藏的极限井距；

(4)计算油层厚度的控制程度，计算油层厚度与孔隙度乘积的控制程度，当所述油层厚度的控制程度大于设定的第一阈值，且所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度大于设定的第二阈值时，判定所述极限井距计算合理。

7.根据权利要求6所述的低渗透油藏的极限井距判定方法，其特征在于，所述油层厚度的控制程度的计算步骤如下：

S1，计算各岩样的岩样间距厚度百分数X_i，计算公式如下：

式中，X_i为第i个岩样相应的岩样间距厚度百分数，H_i为第i个岩样的累加岩样间距厚度，h_j为第j个岩样间距厚度，h_总为岩样间距总厚度；

S2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数与岩样间距厚度百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数；

S3，根据渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度百分数，计算得到油层厚度的控制程度。

8.根据权利要求6所述的低渗透油藏的极限井距判定方法，其特征在于，所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度的计算步骤如下：

P1，计算各岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数P_i；计算式如下：

式中，P_i为第i个岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，K_i为逐个岩样的岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加和，k_总为岩样间距厚度与孔隙度乘积的累加总和，h_j为第j个岩样间距厚度，

为第j个岩样孔隙度，

为第i个岩样孔隙度；

P2，根据各岩样的渗透率频率累积百分数与所述岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，绘制岩样的渗透率频率累积百分数和岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数之间的关系曲线，根据该关系曲线，确定渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数；

P3，根据所述渗透率频率累积百分数为所述设定百分数时对应的岩样间距厚度与孔隙度乘积百分数，计算得到所述油层厚度与孔隙度乘积的控制程度。

9.一种低渗透油藏的极限井距确定装置，其特征在于，包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现1-5任一项所述的低渗透油藏的极限井距确定方法。

10.一种低渗透油藏的极限井距判定装置，其特征在于，包括存储器和处理器，以及存储在所述存储器上并在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器与所述存储器相耦合，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现6-8任一项所述的低渗透油藏的极限井距判定方法。

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