压裂技术在低渗透油藏毕业论文

油井压裂的风险分析与安全对策论文

摘要：对油井压裂过程中存在的安全风险进行了分析，梳理了安全管理的重点环节，提出了相应的安全管理对策措施。

关键词：油井压裂；风险分析安全对策

引言

油井压裂作业设备多、环节多，具有技术含量高、施工难度大、作业环境恶劣、救援及逃生困难的特点，安全管理工作难度大，极易酿成重大的人员伤亡和财产损失事故。笔者就油井压裂过程中存在的安全风险进行了分析，并提出了相应的安全管理对策措施。

1、压裂施工风险分析

人员与设备高度集中压裂作业井场占地一般1600m2左右；压裂设备包括压裂车、混砂车、仪表车、管汇车、砂罐车及立式砂罐、大罐等。在特殊情况下，如压力高或需要更大排量施工的井，还要增加压裂车和仪表车。井场人员和设备密集，管理难度大。

井场布置易存在隐患由于受井场场地的限制，施工车辆距离井口过近，压裂仪表车、其他辅助车辆和仪器距离高压区的距离较近，存在安全隐患。

施工过程危险性高压裂作业施工，尤其是老井、重复压裂井、大型酸化压裂，工序复杂，地面压力在30MPa-60MPa之间，极易造成井身结构破坏、管线爆裂，发生卡钻、砂堵油管、管柱断脱、井口设备刺漏等工程事故，极易引发井喷事故和物体打击事故。

救援及逃生困难由于井场摆放着各种车辆和压裂罐，视野较窄，一旦发生事故，很难迅速逃生和得到救援，极易升级为不良事件。

环境保护要求高如果压裂失控、压裂管柱破裂或者高压井口、管线泄漏，极易发生压裂液、有毒有害气体和原油的泄露，污染大气层和地表层，造成重大地面污染事故。

2、安全管理的重点环节

作业人员的管理应对设计人员进行井控培训，施工人员需穿戴好劳保用品并持证上岗，非本岗位工作人员要限入高压区。

生产设备的管理使用压裂设备前，必须对设备的气控系统、液压系统、吸入排出系统、仪表及执行机构系统、设备故障诊断系统等十个系统进行认真检查，并对仪表进行校正。

井场布置的管理压裂施工的井场布置应严格按高压区、低压区、井口区和辅助区划分，设立好警戒线，非工作人员严禁入内。油井压裂的所有生产设备，必须停放在上风方向，并与井口保持30m距离。

试压工序的管理井口要用钢丝绳固定牢固，高压管汇要安装泄压阀及安全阀。排空试压并保持15min，仔细检查无刺漏后再放空。要确定最高限压压力，现场施工中严禁超压操作，超压时应紧急停车。

施工过程的管理施工过程主要包括：循环、试压、试挤、压裂、支撑剂、替挤、反洗或活动管柱等环节，压裂施工期间应统一现场的操作指挥，必须对施工的设计要求、井下情况、地面设备及各个岗位的技术情况清楚，落实各项安全防范措施。在生产过程中，要保存安全生产的相关资料，主要包括作业人员名册、工作日志、培训记录、事故和险情记录、安全设备维修记录情况等。

安全管理的法规标准油井压裂作业安全管理须遵守SY6443-2000《压裂酸化作业安全规定》等有关的安全管理规定。

3、安全对策

规范人的安全行为

①压裂前召开安全会议，以保证所有的`现场人员都知道压裂施工程序，现场人员都应清楚自己在压裂施工中的职责和在应急情况下的处理措施。对施工现场人数进行统计，在应急情况下的人员逃生路线明确，在实施压裂过程中，暂无施工任务的人员应到指定位置待命。

②员工是油井压裂作业的主体，要从关爱员工生命及保护生产力的角度出发，严格压裂作业从业人员的选择任用。规范安全行为，加强安全教育及操作技能的培训，使其能够按规程、标准上岗操作，减少人为操作失误，降低因不安全行为引起的事故。

③压裂施工过程中，要严格按照操作规程的要求进行，不满足安全要求的井场坚决不能作业。高、低压管汇吊装、压裂车并入管汇、砂罐车倒车等重点工序，必须由专人指挥方能进行，提高操作的准确性及可靠性，有效避免人员伤亡事故的发生。

④要消除工作环境中的有害因素，创造适合人的工作环境，从而减少人失误的可能性。

控制设备设施的不安全状态

①压裂作业生产设施，要根据施工耐压等级，确定油井压裂生产设施和专业设备的选型，抓好设备的运行检查、定期校验、日常维护保养、维修改造、报废处理等环节的管理，杜绝设备带病运行，是确保油井压裂作业安全的重要途径。

②安全检查是监测单位生产作业情况与国家、地方及企业标准不符合程度的过程，是发现危害因素的方法，是安全管理工作的重要内容。通过安全检查，掌握油井压裂生产设备的安全运行状况，确保生产安全。

③严格按标准布置井场压裂设备，配备齐全的消防设施，消除压裂现场的机械设备、化学药剂的潜在危险。

④设备的安全附件要定期校验，不符合安全标准的安全附件要及时更换或修复，以消除作业中的安全隐患。

⑤安全管理部门要依据安全检查及隐患排查结果、隐患评价及隐患分级情况，提出隐患治理计划并组织实施。

抓好安全管理和应急救援工作

①油井压裂作业单位要依据国家有关安全生产的各项法律、法规和标准，结合单位的生产经营实际，制定单位安全生产管理的各项规章制度，要及时修订或完善，并组织员工对新制度进行学习培训。

②压裂作业单位要建立与单位生产和发展相适应的安全生产管理模式，建立健全安全管理网络，并配备好安全工程师，对于改善单位的安全管理、提高单位安全生产保障能力具有良好的作用。

③抓好应急救援工作。事故应急救援能有效降低事故发生后的人员伤亡和财产损失。油井压裂作业单位应建立并不断完善油井压裂作业配套的应急救援预案，强化应急演练，提高处理事故的应急技术，储备充足的应急物资和装备设施。同时，应建立可靠的通信联络与警报系统，加强与兄弟应急救援机构的信息沟通和交流，确保在应急状况下，及时得到救助，避免大的人员伤亡和财产损失。

王文环 袁向春 王光付

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 本文针对特低渗透砂岩油藏裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流以及开采特征具有较大差异等特点，在对特低渗透砂岩油藏体系特征参数进行系统分析的基础上，通过对特低渗透砂岩油藏驱替及开采特征影响因素的研究，确定了分类参数，并对特低渗透砂岩油藏进行了分类；在分类的基础上，通过对不同类型特低渗透砂岩油藏特殊的油藏工程技术——最佳匹配井网形式、合理注采井距以及合理注水时机等进行研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏的油藏工程技术，对提高我国特低渗透砂岩油藏开发效果具有重要的指导意义。

关键词 特低渗透砂岩油藏 油藏分类 启动压力梯度 最佳匹配井网 合理井网密度合理注水时机

Study of Classifying and Development Techniques of Ultra-Low Permeable Sandstone Reservoirs

WANG Wen-huan，YUAN Xiang-chun，WANG Guang-fu

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing 100083）

Abstract The ultra-low permeability sandstone reservoirs should possess some unique characteristics that are different from the high-permeability reservoirs as they have the characteristics of fractures，pressure sensibility and nonlinearity this paper，with the respect to the unique characteristics of ultra-low permeability sandstone reservoirs，firstly the classifying parameters have been confirmed and ultra-low permeability reservoirs have been classified through the study of influence factors to displacement and development characteristics，based on systemic analyzing characteristics parameter of ultra-low permeability sandstone then the development techniques，such as best fit pattern，optimum well density and proper injection time，have been to that，a series of corresponding reservoir engineering techniques have been presented：The optimum pattern that best fit to fractures is rectangular pattern of five-spot and the direction of injection wells row is in the same with fracture；the optimum well density to different type of ultra-low permeability reservoir has been resulted；and the proper injection time to different type of ultra-low permeability reservoir has been pointed sum up，the development techno-policies to different types of ultra-low permeability reservoir have been formed，which has very important directing action to effectively developing different types of ultra-low permeability reservoir.

Key words Ultra-low permeability sandstone reservoirs Reservoir classify Start-up pressure gradientBest fit pattern optimum well density proper injection time

低渗透砂岩油藏是一个相对的概念，目前世界上没有统一的标准和界限，由各国不同时期的资源状况及技术经济条件而定。我国将空气渗透率小于或等于50×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，又进一步将其划分为3种类型：渗透率为（50～10）×10-3μm2的称为一般低渗透油藏，渗透率为（10～1）×10-3μm2称为特低渗透油藏，渗透率为（1～）×10-3μm2称为超低渗透油藏［1］。目前，我国探明特低渗透砂岩油藏地质储量所占比例越来越大，2004年探明特低渗透砂岩油藏新增地质储量占新增砂岩储量的29%。但由于特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、压力敏感性高及非达西渗流等特性，造成特低渗透砂岩油藏开发难度大，动用程度低，仅动用40%左右，开发效果差；且各开发单元开采特征差异较大，存在问题和暴露的矛盾亦不同。如何开发好特低渗透砂岩油藏，形成有效开发技术，已成为石油界人士所关注的问题，亦是富有挑战性的研究难题。针对以上难题，以80多个特低渗开发单元的现场实践为依托，以计算机数值模拟为手段，综合利用油藏工程、高等渗流力学理论，在对油藏进行分类的基础上，针对其裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流等特性，开展与其相适应的最佳匹配井网形式、利用合理注采井距以及合理注水时机等油藏工程技术研究，以形成适合不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术。

1 特低渗透砂岩油藏分类

特征指标体系分类及分析

油藏开发过程，实际上是流体在多孔介质中的渗流过程，其渗流特征取决于渗流三大要素：①渗流的环境（即多孔介质），主要是多孔介质的孔隙结构和物理化学性质；②流体，主要是流体的组成和物理化学性质；③流动的状态，主要是流动的环境、条件和流固体之间的相互作用。这三大因素决定着流体渗流规律和油藏开发效果［1～6］。因此，影响油藏开发效果分类体系的指标亦可相应地概括为三大类：一是油藏评价特征指标体系（如储层的沉积成因特征、储层的孔喉结构特征、裂缝发育特征等）；二是油藏开发特征指标体系（主要包括油田流体系统、地层压力系统、驱替能量等特征）；三是流固耦合特征指标体系（即润湿性特征和压力敏感性特征）。

评价特征指标体系

特低渗透砂岩储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关［2］。根据上述不同地质因素在特低渗透砂岩储层形成过程中控制作用的大小，可将特低渗透砂岩储层分为原生（沉积型）特低渗透砂岩储层、次生（成岩型）特低渗透砂岩储层和裂缝性特低渗透砂岩储层。但原生和次生特低渗透砂岩储层对开发效果的影响主要通过渗透率指标参数和裂缝发育情况来体现。

油藏开发特征指标体系

我国特低渗透砂岩油藏流体性质和驱替能量差异不大，原油性质一般都比较好，其特点是密度比较小、黏度低、含胶质和沥青少，另外凝固点比较高、含蜡量比较多。油藏基本上都为低饱和油藏，驱替能量主要为弹性驱动。但地层压力系统差异较大，压力系数在～之间。

流固耦合特征指标体系

流固耦合特征主要表现为流体与流动环境之间的关系。首先是流体与岩石之间的亲和性，即润湿性，统计表明，我国特低渗透砂岩油层润湿性以亲水为主［2］；其次是在油藏开采过程中，由于地层压力的改变引起储层结构的变化，而这种变化又必然反作用于储层内流体的渗流，影响到油藏的开发，这是一种流固耦合过程［7］。由此可见：储层的变形是一种被动的变化，其变化程度和类型取决于主动因素（主要是地层压力）的变化情况，即压力系统是影响储层压力敏感性的重要因素。异常高压油藏的储层变形比常压油藏储层变化明显得多［7～9］。因此，影响特低渗透砂岩油藏开发效果的流固耦合特征指标也主要为地层的压力系数。

综合以上分析可见：影响特低渗透砂岩油藏开发效果的特征指标主要是储层渗透率、裂缝的发育、压力系统及储层敏感程度等。

特征指标对开发效果的影响

特低渗透砂岩油藏驱替特征影响因素

应用非达西渗流理论，在建立非达西渗流数学模型的基础上，通过求解不同条件下水驱前缘含水饱和度和驱替相压力的分布情况，来分析影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要因素及影响。

考虑毛细管压力的两相驱替前缘含水饱和度方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：ϕ为孔隙度；t为某一时刻，s；x为距离点源的位置，cm；A为过水断面面积，cm2；q（t）为体积流量，cm3/s；λo为油的流度，μm2/MPa·s；Sw为水相饱和度；pc为毛管压力，MPa；fw为含水率。

水相压力分布方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：λ为油、水相流度之和，10-3μm2/（MPa·s）；pw为井底压力，MPa；qv为油、水总流量，cm3/s；

方程（1）和（2）均为非线性方程，解析求解已不可能，数值计算采用IMPES分别进行差分，隐式求解压力，显式求解饱和度。

求解结果表明：启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要指标。首先，启动压力梯度的存在造成了见水前缘平均含水饱和度的降低和驱替相压力的升高（图1）。同时，毛细管压力的存在能使含水饱和度前缘超前，水淹区内的含水饱和度趋于均匀，同样亦造成驱替相压力的增加（图2）。总之，启动压力梯度和毛细管压力的存在使特低渗透砂岩油藏油井见水早，含水上升快；水井注水困难，驱替效果变差。而储层的启动压力梯度和毛细管压力是由储层渗透率决定的，即渗透率是决定油藏开发效果的主要因素之一。

特低渗透砂岩油藏开采特征影响因素

应用非线性弹性渗流理论，在建立非线性弹性渗流数学模型的基础上，通过求解不同渗透率变化系数（压力敏感程度）条件下地层压力的分布情况，来研究影响特低渗透砂岩油藏（变形介质油藏）开发特征的主要因素。

图1 启动压力梯度对前缘含水饱和度、驱替相压力分布的影响

图2 毛管压力对前缘饱和度、驱替相压力分布的影响

非线性弹性渗流的泛定方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

对非线性方程（3）进行有限差分求解，从而求出地层压力和井底流压的分布。

求解结果表明：①在定产条件下，地层渗透率变化系数越大，地层压力降低越急剧；②当井底流压一定时，变形越严重的油藏产量越低；③当产量一定时，变形越严重的油藏井底流压越低，即生产压差越大（图3）。由此可见：油藏的产量和产量递减快慢是受油藏弹塑性影响的，弹塑性越大，产量递减越快。而油藏的弹塑性除了与储层的孔喉大小和裂缝有关外，还与油藏的压力系统有着直接的关系，即高压、常压、低压系统在一定程度上反映油藏的弹塑性［7］。因此，油藏压力系数及裂缝是影响油藏开发效果的另一重要因素。

图3 不同渗透率变化系数条件下地层压力分布及生产井指示曲线

特低渗透砂岩油藏分类指标确定及分类

特低渗透砂岩油藏分类指标确定

综合特征指标分析和影响规律研究，影响油藏开发效果的主要因素主要为裂缝和压力系数（压力系统类型）。

另外，特低渗透砂岩油藏埋深变化范围较大，在1300～4000m之间，是影响油藏经济效益的主要参数。

因此，特低渗透砂岩油藏主要的分类参数为压力系数、油藏埋深以及裂缝是否发育。

特低渗透砂岩油藏分类

综合油藏原始地层压力系数和油藏埋深可将油藏划分为16种类型，再考虑裂缝是否发育，则特低渗砂岩油藏总共可细分为32种类型。

根据中石化81个开发单元的实际情况看，主要存在裂缝性浅层低压特低渗砂岩油藏、裂缝性中深层常压特低渗砂岩油藏和裂缝性深层高压特低渗砂岩油藏3种类型（表1）。

表1 中石化油藏分类及油藏储量分布状况

2 三种不同类型特低渗砂岩油藏开采特征分析

产量递减规律异同

图4 不同类型油藏产量递减规律曲线

通过对中石化81个开发单元、3种不同类型特低渗砂岩油藏产量递减规律分析可见，不同类型特低渗砂岩油藏产量递减均符合指数递减规律，但不同类型特低渗砂岩油藏初始递减产量和递减率差异较大。深层高压特低渗砂岩油藏初始产量高，递减快，初始递减产量为，初始年递减率为；中深层常压特低渗砂岩油藏初始产量较之高压特低渗透砂岩油藏低，递减慢，初始递减产量为，初始年递减率为；浅层低压特低渗砂岩油藏初始递减产量最低，递减最慢，初始递减产量为，初始年递减率为（图4）。

含水上升规律异同

通过对中石化81个开发单元、3种不同类特低渗透砂岩油藏含水上升规律分析可见，不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有见水早、无水采油期短的规律，但不同类型特低渗透砂岩油藏含水上升率差异较大。深层高压特低渗透砂岩油藏含水上升快；中深层常压特低渗透砂岩油藏和浅层低压特低渗透砂岩油藏含水相对深层高压特低渗透砂岩油藏上升较慢（图5）。

图5 不同类型油藏含水与采出程度关系曲线

注水井注水特征异同

不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有吸水能力低、启动压力和注水压力高且上升快的特点。特低渗透砂岩油层渗流阻力大，传导能力差，注水能量很难传导扩散，导致特低渗透油层吸水的启动压力一般较高。再加地层中粘土矿物膨胀和水质不配伍等因素引起的油层伤害使吸水指数下降，致使注水井压力上升很快，在注水井附近憋成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量的递减。

由此可见，不同类型特低渗透砂岩油藏具有明显不同的开采特征，这表明分类参数能够反映油藏的基本特性，具有很好的代表性。

3 特低渗透砂岩油藏有效开发油藏工程技术研究

裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网研究

裂缝性特低渗透砂岩油藏天然裂缝和人工裂缝系统的存在对油藏注水开发起到了双重作用，改善了油层的吸水能力，弥补了储层渗透率的不足，有利于注水补充地层能量。另一方面，注入水在进入裂缝单向突进、形成高压水线、然后向两侧扩散时，如果驱替方向合适，将有利于提高开发效果；若驱替方向不当，将导致油井过早水淹、水窜，严重影响油藏最终采收率。因此，特低渗透砂岩油藏开发井网的研究必须考虑井网与裂缝的最佳匹配形式。井网与裂缝的最佳匹配主要包括两方面内容：①不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度；②最佳的井网形式。特别是井排方向的部署是否合理是裂缝性特低渗透砂岩油藏注水开发成败的关键。

不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度研究

由于多数特低渗透砂岩油藏具有储集层物性差、天然裂缝比较发育、渗透率各向异性明显、基质渗透率低、注水开发所需驱动压力梯度大等特点，行列注水、边缘注水及切割注水等注采井数比低、注采井距偏大的注采方式都不能适应特低渗透砂岩油藏的特性，因此多采用面积注水方式进行开发，如五点法、七点法及九点法等。不同类型井网形式如何部署才能取得好的驱替效果，即注水井排与裂缝方向呈何角度时驱替效果最好？

建立五点法、七点法及九点法概念模型，由注水井排与最大渗透率呈不同角度波及系数和见水时间计算结果对比可见，五点法矩形井网注水井排与裂缝方向一致时，波及系数最高、见水时间最迟，因此五点法矩形井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为0（图6）。同理，斜七点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为°（图7）。反九点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为45°（图8）。

图6 五点法矩形井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图7 斜七点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

最佳匹配井网形式研究

不同类型井网与裂缝具有不同的最佳匹配角度，但哪一种井网形式更适合裂缝性油藏开发，开发效果最好？3种不同井网形式（正方形反九点、菱形反九点、矩形井网）数值模拟结果对比表明，面积注水井网中，矩形井网含水上升最慢，开发效果最好，菱形反九点井网次之，正方形反九点井网最差（图9）。

图8 反九点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图9 不同类型注采井网开发效果对比图

因此，裂缝性砂岩油藏注采井网与裂缝的最佳匹配井网形式为：五点法矩形井网，注水井排与裂缝方向一致。

三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距研究

在对特低渗透砂岩油藏的研究中，存在着一个长期困扰的矛盾：这就是注采井距的经济适应性和技术适应性。从地质和开发的需要看，特低渗透砂岩油藏由于存在启动压力梯度，当井距过大、驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，不能建立有效的驱替压力系统，流体将处于不流动状态，即注采井距影响流体流态分布。因此，应采用较小的注采井距、较大的井网密度，才能建立有效的驱替压力系统，取得好的开发效果。但由于低渗透油藏单井产量低，经济上又不允许。因此，特低渗透油藏注采井距的确定不同于中高渗透油藏，不仅要考虑经济是否合理，还要考虑技术是否可行。

三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距经济适应性研究

经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时，亦即经济效益最大时的井网密度。应用北京石油勘探开发研究俞启泰推导的经济最佳井网密度预测公式［2］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度进行了预测（图10）。浅层低压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为20口/km2，对应的经济合理注采井距为158m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为口/km2，对应的经济合理注采井距为200m；深层高压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为10 口/km2，对应的经济合理注采井距为224m。

图10 不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度测算曲线

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距技术适应性研究

由于特低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度，流体渗流遵循非达西渗流规律。随着驱替压力梯度的变化，存在多种渗流状态，即当驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，流体处于不流动状态；当驱替压力梯度大于最小启动压力梯度而小于临界驱替压力梯度时，流体将处于低速非线性流动状态；当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于拟线性渗流状态（图11）。因此，对于特低渗透油藏存在技术极限泄油半径（驱替压力梯度等于最小启动压力梯度处对应的泄油半径），即存在技术极限注采井距。当实际的注采井距大于技术极限注采井距时，将不能建立连通有效的驱替压力系统，井间存在不流动区，导致水井附近蹩压，注不进水；油井形成低压区，采不出油。所以，特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，除考虑经济因素外，必须考虑技术可行性。

图11 流态分布示意图

应用岩心实验获得的最小启动压力梯度公式与产量公式推导出的技术极限注采井距计算公式［11，12］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距进行了计算。浅层低压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为90m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为80m；深层高压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为160m。

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定

特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，应综合考虑经济合理注采井距和技术极限注采井距而定，即技术可行与经济相对合理相结合。因此，特低渗透砂岩油藏合理注采井距确定的原则是：当技术极限注采井距大于经济合理井距时，取经济合理注采井距；当技术极限注采井距小于经济合理注采井距时，考虑压裂作用，看压裂工艺水平能否补偿经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，如能补偿就采用经济合理注采井距；如压裂无法弥补经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，就考虑与经济极限注采井距的关系，如果技术极限注采小于经济极限注采井距，考虑压裂的作用，合理注采井距取经济极限井距加三分之一经济合理注采井距与经济极限注采井距之差。但如果压裂工艺水平无法弥补经济合理注采井距和技术极限注采井距之差时，那么该油藏就暂时无法经济有效地动用。

根据以上原则，综合经济合理注采井距和技术极限注采井距计算结果，在考虑压裂的情况下，合理注采井距可采用经济合理注采井距。因此，浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距可分别取值为其经济合理注采井距：158m，200m，224m。

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理开采方式研究

由于特低渗透砂岩储层压力敏感性强，在降压开采过程中，孔渗伤害很大，裂缝系统更为显著。即使压力再升高后，渗透率恢复也很小，远低于原始水平。储层压力敏感的不可逆性对特低渗透砂岩油藏开发造成严重不利的影响。因此，研究注水时机，适时注水，对保证特低渗透油田的开发效果具有重要的意义。

特低渗透油田原则上应保证早期同步注水，最好争取提前注水。但对于不同类型的特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机：

（1）异常低压特低渗透砂岩油藏：可考虑超前注水。因为异常低压特低渗透砂岩油藏可建立的驱替压力梯度小（在相同注采井距条件下），提前注水将有利于建立有效的压力系统。实践证实超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右。

（2）常压特低渗透砂岩油藏：可考虑同步注水。同步注水可避免因降压造成的储层伤害。

（3）异常高压特低渗透砂岩油藏：对于欠压实型异常高压特低渗透砂岩油藏，注水时机可以适当推迟一些。因为地层压力本来就高，再加上油层渗透率特别低，如果早期注水，则需要的注水压力很高。一般主张地层压力降至静水柱压力时开始注水。

4 结论

（1）本文从分析控制渗流特征的三大要素出发，应用非达西及非线性弹性渗流理论研究了影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征因素。研究表明，启动压力梯度（储层渗透率）、储层的弹塑性（油藏埋深、裂缝和油藏的压力系统）是影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征的决定因素。因此，油藏埋深、原始压力系数和裂缝可作为油藏的分类参数，形成了特低渗透砂岩油藏分类新的表征指标和方法。

（2）不同类型特低渗砂岩油藏的开采特征研究表明：不同类型特低渗砂岩油藏具有明显差异，从而说明特低渗砂岩油藏分类新的表征指标和方法具有很好的适应性，用其进行分类具有很好的代表性。

（3）针对特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、非达西渗流、压力敏感性强等特性，通过井网与裂缝最佳匹配、合理注采井距和合理注水时机等研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术：①裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网形式为五点法矩形井网、注水井排与裂缝方向一致；②不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的井网密度，研究认为浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距分别取158m，200m，224m；③不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机，浅层低压特低渗透砂岩油藏应提前注水，超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右；中深层常压特低渗透砂岩油藏应同步注水；深层高压特低渗透砂岩油藏应在地层压力降至静水柱压力左右时开始注水。

参考文献

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[石油工程]气藏水平井合理配产摘 要目前，运用水平井开发油气藏受到越来越多的油田工作者推崇。但用水平井开发气藏要受到多种因素的制约，诸如渗透率各向异性、水平井长度、气层厚度、水平井位置、地层损害程度等，对于低渗透气藏还要考虑启动压力梯度、应力敏感等因素的影响。不同的气藏类型，其所考虑的因素也有所不同，产能公式求解也相应不同。运用水平气井流入动态曲线分析可以更直观的分析参数变化所引起的产量变化关系，了解影响产能的因素。本文就气藏水平井合理配产方面，总结了各类气藏水平井开发的实用公式，讨论了气藏开发的影响因素，分析了相关因素对水平井产量和流入动态的影响，最终得到了气藏水平井开发的实用范围及特点。在获得确定气藏水平井产能实用公式基础上，根据气藏水平井配产的相关方法，通过实例分析，了解了气藏水平井长度、避水程度因素对水平井产能的影响，绘制了无阻流量增量随避水程度变化的关系曲线图，最终确定了合理的水平段长度和避水程度，最后应用经验法配产，获得了该井的合理产量。关键词：气藏；水平井；影响因素；配产目 录1 绪论 立论依据及研究的目的及意义 国内外研究现状 水平气井产能公式的提出 水平井产能分析概要 气井配产研究 气藏水平井产能影响因素 气井配产限制因素 本文的研究目标、技术路线及所完成的工作 研究目标 技术路线 本文完成的工作 62 气藏水平井开发公式及影响因素分析 裂缝性气藏水平井求解公式 非达西流动对水平井产能的影响 裂缝性有水气藏水平井公式及分析 凝析气藏水平井的公式及分析 启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透气藏水平井产能的影响 气藏水平井产能影响因素 气层厚度及水平井段长度的影响 各向异性的影响 地层损害的影响 底水驱气藏水平井 底水锥进气井临界产量确定常用方法 边、底水气藏气井开采特征 气井工作制度分析 水平气井流入动态曲线分析 水平气井长度对水平气井流入动态曲线的影响 气层厚度对水平气井流入动态曲线的影响 各向异性对水平气井流入动态曲线的影响 地层损害对水平气井流入动态曲线的影响 313 气藏水平井合理配产方法 气藏配产方法 经验法 系统分析方法 各种方法剖析 经验法剖析 单点法 指数式 二项式 节点分析法剖析 在节点分析基础上引入时间变量的配产方法 优化配产方法 434 实例计算 445 结论及建议 结论 建议 49谢 辞 50参考文献 51