CN104912537B - 一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 - Google Patents
一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104912537B CN104912537B CN201510243975.1A CN201510243975A CN104912537B CN 104912537 B CN104912537 B CN 104912537B CN 201510243975 A CN201510243975 A CN 201510243975A CN 104912537 B CN104912537 B CN 104912537B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mrow
- msub
- fracture
- mfrac
- well
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 4
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 124
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 124
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 40
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims description 4
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 241001269238 Data Species 0.000 description 1
- 206010053206 Fracture displacement Diseases 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，在巨厚潜山裂缝性油藏中部署一套大缝注、小缝采的平面交错、纵向立体、底注顶采的水平井注采井网；其中，大缝注指将注入井部署在巨厚潜山裂缝油藏的大裂缝区，小缝采指将采出井部署在巨厚潜山裂缝油藏的小裂缝区；平面交错是指注入井和采出井投影到平面上之后相互平行但不正对；纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网；底注顶采指注水井布置在巨厚潜山裂缝性油藏底部，采出井布置在巨厚潜山裂缝性油藏顶部。本发明可以有效的解决巨厚潜山储层布井难题，是巨厚潜山裂缝性油藏的一种有效布井方法。
Description
技术领域
本发明涉及一种布井方法，具体涉及一种应用于石油天然气开采中的巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法。
背景技术
目前，国内外现有的布井技术大部分是针对构造型的油气藏，对裂缝性储层尚无成熟的布井技术和布井方法，这也就造成在裂缝性潜山储层布井时对同一现象的处理因人而异，差别较大。
构造型油气藏布井技术是在落实的圈闭构造上进行井位部署，有标准井网做借鉴。而裂缝性储层分布复杂，物性变化大，受断层、裂缝及强非均质性的影响，对于这类油藏，井位部署的关键不仅是要储层存在，而且还要考虑储层不同部位的物性差异，要在一定程度上考虑裂缝发育及裂缝走向、考虑油水井相对位置关系，将油水井布在有利部位。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种应用于石油天然气开采中的巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，在巨厚潜山裂缝性油藏中部署一套大缝注、小缝采的平面交错、纵向立体、底注顶采的水平井注采井网；其中，大缝注指将注入井部署在巨厚潜山裂缝油藏的大裂缝区，小缝采指将采出井部署在巨厚潜山裂缝油藏的小裂缝区；平面交错是指注入井和采出井投影到平面上之后相互平行但不正对；纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网；底注顶采指注水井布置在巨厚潜山裂缝性油藏底部，采出井布置在巨厚潜山裂缝性油藏顶部。
在一个优选的实施例中，水平井方向选择与巨厚潜山裂缝性油藏的主裂缝方向成45°配置关系，此时水平注入井将会与生产井形成较好的注采对应关系，使得注入水波及体积最大，因此驱替效果最好，驱油效率最优。
在一个优选的实施例中，如若未有关于裂缝的准确描述，仅有孔渗场的基础数据，则基于裂缝孔渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，确定大、小裂缝相对位置，以此指导油水井部署位置：
假设大、小裂缝发育段渗滤面积均为A，小裂缝发育段裂缝长度为hf1，裂缝宽度为b1，裂缝密度为n1；大裂缝发育段裂缝长度为hf2，裂缝宽度为b2，裂缝密度为n2，则对于小裂缝发育区：
此时，小裂缝发育区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：
由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量q为：
式中，μ为液体的动力粘度；dp/dx为压力梯度；
在小裂缝发育段裂缝长度为hf1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流量Q为：
又
故
引入裂缝岩石渗透率Kf这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则：
式中，Kf1为小裂缝的裂缝岩石渗透率；
根据等效渗流阻力原理：当两块岩石外部几何尺寸相同，压差、流体粘度亦相同时，若两块岩石渗流阻力相等，则表现为流量亦应相等，故式(6)与式(7)应相等，则：
由式(9)可得：
由式(10)可得：
同理可得，对于大裂缝区域：
式中，为大裂缝的裂缝岩石渗透率；为大裂缝发育区裂缝孔隙度；
由式(11)和式(12)可知：
裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝宽度成正比，因此通过裂缝渗透率和裂缝孔隙度反推裂缝宽度，根据裂缝宽度的相对大小判读大裂缝区和小裂缝区，以指导巨厚潜山裂缝性油藏油水井井位部署。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明根据裂缝孔渗场，对巨厚潜山储层预测“大”、“小”裂缝分布区域，基于裂缝分布考虑一套“大缝注”、“小缝采”的平面交错、纵向立体的水平井注采井网，水平井开发与直井开发相比具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等特点，加之水平井生产压差小，对于底水潜山油藏可以一定程度控制含水上升速度，同时应用水平井开发可以最大程度的保证裂缝钻遇，同时受底水拖进影响可提高波及面积，提高驱油效率。“大缝注”吸水强，保障地层能量，“小缝采”控制采出井含水上升，提供产能保障，两者相互结合提高驱油效率。注入井与采出井平面交错可以提高波及效率，保障驱油效率，纵向立体又可以充分利用重力分异作用，辅助驱油。2、本发明在某潜山实际模型上进行应用验证考虑应用大缝注大缝采、大缝注小缝采、小缝注大缝采和小缝注小缝采四种模式，均部署一注两采井进行验证，模拟结果表明大缝注小缝采开发效果最好，小缝注小缝采次之，而小缝注大缝采效果最差。大缝注小缝采开发模式较小缝注大缝采开发模式15年累产油多出4.6万方。本发明提供的井网部署方法可以有效的解决巨厚潜山储层布井难题，是巨厚潜山裂缝性油藏的一种有效布井方法。
附图说明
图1是巨厚潜山裂缝发育平面图；
图2是巨厚潜山裂缝油藏的井网部署示意图；
图3是水平井与油藏主裂缝方向成0°；
图4是水平井与油藏主裂缝方向成45°；
图5是水平井与油藏主裂缝方向成90°；
图6是本发明的立体注采井网示意图；
图7是岩心小裂缝模式图；
图8是岩心大裂缝模式图；
图9是不同注采模式下累产油对比图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。
在提出本发明的巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法之前，首先需要对巨厚潜山裂缝油藏进行相关的分析，具体包括：
一、巨厚潜山裂缝油藏特点分析：
(1)储层巨厚：巨厚潜山裂缝油藏有效厚度上百米，甚至上千米，纵向含油幅度巨大。
(2)裂缝纵向高角度：受构造应力作用影响，巨厚潜山裂缝油藏多发育中高角度裂缝。
(3)裂缝平面分区：受裂缝分布影响，巨厚潜山裂缝油藏在平面和纵向上裂缝分布均表现出强非均质性，存在“大”、“小”裂缝分区(如图1所示)，“大裂缝区”具有裂缝密度小、开度大等特征，“小裂缝区”具有裂缝密度大、开度小等特征。
(4)裂缝存在方向性：巨厚潜山裂缝油藏受地应力影响，存在主应力方向，导致裂缝存在方向性。
二、井网部署方法分析：
(一)对适合巨厚潜山裂缝油藏的井型进行分析：
(1)水平井开发与直井开发相比具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等特点，加之水平井生产压差小，对于底水潜山油藏可以一定程度控制含水上升速度。
(2)由于巨厚潜山裂缝油藏通常发育以中高角度缝为主，如应用直井开发裂缝钻遇率低，导致产能很差、地层裂缝闭合或因沟通底水导致过快水淹，难以保证开发效益。而应用水平井开发可以最大程度的保证裂缝钻遇，同时受底水拖进影响可提高波及面积，提高驱油效率。
综上所述，考虑在巨厚潜山裂缝油藏中部署水平井开发(如图2所示)。
(二)水平井与裂缝方向分析：
鉴于水平井在开发巨厚潜山裂缝性油藏中具有巨大优势及裂缝性油藏存在主裂缝方向(即裂缝主应力方向)的特征，水平井与巨厚潜山裂缝油藏的主裂缝方向不同角度配比对油藏开发效果也具有一定影响。本发明发考虑水平井布井方向与巨厚潜山裂缝油藏的主裂缝方向成0°、45°及90°不同角度，分析开发效果：
如图3所示，当水平井布井方向与主裂缝方向成0°时，水平注入井(水井)注入水会沿着与主裂缝垂直的大裂缝通道窜流，与采出井(油井)快速连通，影响波及体积和驱油效率。
如图4所示，当水平井布井方向与主裂缝成90°时，水平注入井注入水会沿着众多主裂缝向前驱替，与采出井迅速沟通，导致采出井含水迅速上升而关井，严重影响油藏开发效果。
如图5所示，当水平井布井方向与主裂缝方向成45°时，水平注入井将会与采出井形成较好的注采对应关系，与以上两种方案相比注入水波及体积最大，因此驱替效果最好，驱油效率最优。
综上所述，对于巨厚潜山裂缝性油藏开发，水平井方向选择与巨厚潜山裂缝性油藏的主裂缝方向成45°配置关系。
(三)井网分析：
鉴于巨厚潜山裂缝油藏的裂缝平面分区特征，受裂缝分布影响存在“大”、“小”裂缝分区，且“大裂缝区”具有裂缝密度小、开度大等特征，“小裂缝区”具有裂缝密度大、开度小等特征，综合考虑注入井应部署在“大裂缝区”，“大缝注”吸水强，保障地层能量；采出井应部署在“小裂缝区”，“小缝采”控制采出井含水上升，提供产能保障，两者相互结合提高驱油效率。
三、油水井部署位置分析
基于以上研究，保障巨厚潜山油藏产能的关键因素之一是要实现“大缝注，小缝采”这一井网部署模式，油水井部署位置至关重要。
(1)假设潜山裂缝描述，特别是“大、小缝”相对位置描述明确。
在“大、小缝”相对位置描述清楚的前提下，油水井相对位置遵循在平面上交错、在纵向上立体的注采井网，即部署一套“大缝注”、“小缝采”的平面交错、纵向立体的注采井网(如图6所示)，具体来说要做到两个方面：①平面交错是指注入井(水井)和采出井(油井)投影到平面上之后相互平行但不正对，这样可以提高波及效率，保障驱油效率；②纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网，水平井可以提高单井裂缝钻遇率，保证产能，立体井网又可以充分利用重力分异作用，辅助驱油。同时，注采井网采用底注顶采模式，即注水井布置在油藏底部，采出井布置在油藏顶部，一定程度实现底水拖进。
(2)如若未有关于裂缝的准确描述，仅有孔渗场等基础数据，则可以基于裂缝孔渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，确定“大”、“小”裂缝相对位置，以此指导油水井部署位置。
裂缝介质的渗透率与裂缝孔隙度和裂缝开度之间的理论关系可由以下证明：
如图7、图8所示，假设大、小裂缝发育段渗滤面积均为A，小裂缝发育段裂缝长度为hf1，裂缝宽度为b1，裂缝密度为n1；大裂缝发育段裂缝长度为hf2，裂缝宽度为b2，裂缝密度为n2，则对于小裂缝发育区：
此时，小裂缝发育区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：
由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量q为：
式中，μ为液体的动力粘度；dp/dx为压力梯度。
在小裂缝发育段裂缝长度为hf1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流量Q为：
又
故
引入裂缝岩石渗透率Kf这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则：
式中，Kf1为小裂缝的裂缝岩石渗透率。
根据等效渗流阻力原理：当两块岩石外部几何尺寸相同，其他渗流条件(如压差、流体粘度等)亦相同时，若两块岩石渗流阻力相等，则表现为流量亦应相等，故式(6)与式(7)应相等，则：
由式(9)可得：
由式(10)可得：
同理可得，对于大裂缝区域：
式中，为大裂缝的裂缝岩石渗透率；为大裂缝发育区裂缝孔隙度。
由式(11)和式(12)可知：
裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝宽度成正比，因此可以通过裂缝渗透率和裂缝孔隙度反推裂缝宽度，根据裂缝宽度的相对大小判读大裂缝区和小裂缝区，以指导巨厚潜山裂缝性油藏油水井井位部署。
应用本发明的思路，在某潜山实际模型上进行应用验证。目标区油藏厚度为180m左右，裂缝发育在平面和纵向都存在强的非均质性，为典型的巨厚潜山裂缝性油藏。根据计算确定出大缝区域与小缝区域，考虑应用大缝注大缝采、大缝注小缝采、小缝注大缝采和小缝注小缝采四种模式(如图9所示)，均部署一注两采井进行验证(保证同样井距及对应关系)，模拟结果表明大缝注小缝采开发效果最好，小缝注小缝采次之，而小缝注大缝采效果最差。大缝注小缝采开发模式较小缝注大缝采开发模式15年累产油多出4.6万方。
上述各实施例仅用于对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (3)
1.一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，在巨厚潜山裂缝性油藏中部署一套大缝注、小缝采的平面交错、纵向立体、底注顶采的水平井注采井网；其中，大缝注指将注入井部署在巨厚潜山裂缝油藏的大裂缝区，小缝采指将采出井部署在巨厚潜山裂缝油藏的小裂缝区；平面交错是指注入井和采出井投影到平面上之后相互平行但不正对；纵向立体是指水平井在巨厚潜山裂缝性油藏内不同深度平行排列，在平行于重力方向而垂直于主井筒的截面内形成立体井网；底注顶采指注入井布置在巨厚潜山裂缝性油藏底部，采出井布置在巨厚潜山裂缝性油藏顶部。
2.如权利要求1所述的一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，水平井方向选择与巨厚潜山裂缝性油藏的主裂缝方向成45°配置关系。
3.如权利要求1或2所述的巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法，其特征在于，如若未有关于裂缝的准确描述，仅有孔渗场的基础数据，则基于裂缝孔渗和裂缝开度之间的理论公式等效计算裂缝开度，确定大、小裂缝相对位置，以此指导注入井和采出井部署位置：
假设大、小裂缝发育段渗滤面积均为A，小裂缝发育段裂缝长度为hf1，裂缝宽度为b1，裂缝密度为n1；大裂缝发育段裂缝长度为hf2，裂缝宽度为b2，裂缝密度为n2，则对于小裂缝发育区：
<mrow>
<msub>
<mi>n</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>h</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<mi>A</mi>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>1</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
此时，小裂缝发育区裂缝孔隙度可用裂缝面积与岩样渗流面积的比值表示：
<mrow>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>h</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</mrow>
<mi>A</mi>
</mfrac>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>n</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mo>&CenterDot;</mo>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>2</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
由布辛列克方程可知，流过单位长度裂缝的液体流量q为：
<mrow>
<mi>q</mi>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msup>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mn>3</mn>
</msup>
</mrow>
<mrow>
<mn>12</mn>
<mi>&mu;</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>3</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
式中，μ为液体的动力粘度；dp/dx为压力梯度；
在小裂缝发育段裂缝长度为hf1的情况下，岩石渗流面积内流过全部裂缝的液体流量Q为：
<mrow>
<mi>Q</mi>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>h</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<mo>&CenterDot;</mo>
<mi>q</mi>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>h</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<msup>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mn>3</mn>
</msup>
</mrow>
<mrow>
<mn>12</mn>
<mi>&mu;</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>4</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
又
故
引入裂缝岩石渗透率Kf这一参数，仍按达西定律来表示同一岩石的流体流量，则：
<mrow>
<mi>Q</mi>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>K</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<mi>A</mi>
</mrow>
<mi>&mu;</mi>
</mfrac>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>7</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
1
式中，Kf1为小裂缝的裂缝岩石渗透率；
根据等效渗流阻力原理：当两块岩石外部几何尺寸相同，压差、流体粘度亦相同时，若两块岩石渗流阻力相等，则表现为流量亦应相等，故式(6)与式(7)应相等，则：
<mrow>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>K</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<mi>A</mi>
</mrow>
<mi>&mu;</mi>
</mfrac>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<mi>A</mi>
<mo>&CenterDot;</mo>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<mrow>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msub>
<mo>&CenterDot;</mo>
<msup>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mn>2</mn>
</msup>
</mrow>
<mrow>
<mn>12</mn>
<mi>&mu;</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mfrac>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>p</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>8</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>K</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<mo>&CenterDot;</mo>
<msup>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mn>2</mn>
</msup>
</mrow>
<mn>12</mn>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>9</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
由式(9)可得：
<mrow>
<mfrac>
<msub>
<mi>K</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
</mfrac>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<msubsup>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
<mn>2</mn>
</msubsup>
<mn>12</mn>
</mfrac>
<mo>&Proportional;</mo>
<msubsup>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
<mn>2</mn>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>10</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
由式(10)可得：
<mrow>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mo>=</mo>
<msqrt>
<mfrac>
<mrow>
<mn>12</mn>
<mo>*</mo>
<msub>
<mi>K</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
</msub>
<mo>*</mo>
<mn>100</mn>
</mrow>
</mfrac>
</msqrt>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>11</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
同理可得，对于大裂缝区域：
<mrow>
<msub>
<mi>b</mi>
<mn>2</mn>
</msub>
<mo>=</mo>
<msqrt>
<mfrac>
<mrow>
<mn>12</mn>
<mo>*</mo>
<msub>
<mi>K</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>2</mn>
</msub>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>&phi;</mi>
<msub>
<mi>f</mi>
<mn>2</mn>
</msub>
</msub>
<mo>*</mo>
<mn>100</mn>
</mrow>
</mfrac>
</msqrt>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>12</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
式中，为大裂缝的裂缝岩石渗透率；为大裂缝发育区裂缝孔隙度；
由式(11)和式(12)可知：
裂缝渗透率与裂缝孔隙度的比值与裂缝宽度成正比，因此通过裂缝渗透率和裂缝孔隙度反推裂缝宽度，根据裂缝宽度的相对大小判读大裂缝区和小裂缝区，以指导巨厚潜山裂缝性油藏注入井和采出井的井位部署。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510243975.1A CN104912537B (zh) | 2015-05-13 | 2015-05-13 | 一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510243975.1A CN104912537B (zh) | 2015-05-13 | 2015-05-13 | 一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104912537A CN104912537A (zh) | 2015-09-16 |
| CN104912537B true CN104912537B (zh) | 2017-10-03 |
Family
ID=54081930
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510243975.1A Active CN104912537B (zh) | 2015-05-13 | 2015-05-13 | 一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104912537B (zh) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105239990B (zh) * | 2015-10-30 | 2017-12-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低渗致密油藏拟本井侧向驱替水平井布井方法 |
| CN105738252B (zh) * | 2016-01-28 | 2018-12-14 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种裂缝内稠油可流动开度界限的测量方法 |
| CN105952432B (zh) * | 2016-05-27 | 2018-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低渗致密油藏体积压裂水平井准自然能量开发交错布井方法 |
| CN112483064B (zh) * | 2019-09-12 | 2023-04-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 凝析气藏的布井方式确定方法、装置、设备及存储介质 |
| CN111832962B (zh) * | 2020-07-23 | 2023-12-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种油田探明储量品质快速评价图版的建立方法 |
| CN114622889B (zh) * | 2020-12-11 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 存在高渗层及层间窜流的巨厚孔隙型碳酸盐岩油藏注水井网调整方法 |
| CN113047823B (zh) * | 2021-04-08 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定水平井布井策略的方法及装置 |
| CN112943211B (zh) * | 2021-05-06 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司 | 一种应用于碳酸盐岩油藏的水平布井方法 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217582C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2270332C1 (ru) * | 2004-06-17 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения |
| CN1834403A (zh) * | 2006-04-17 | 2006-09-20 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | 一种古潜山油藏注高温空气平衡采油工艺技术 |
| CN1888382A (zh) * | 2006-07-19 | 2007-01-03 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | 一种深层低渗透油层稀油火驱水平井注气水平井采油工艺技术 |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| CN101806207A (zh) * | 2010-04-26 | 2010-08-18 | 徐萍 | 一种水平井立体交错井网结构 |
| CN101806208A (zh) * | 2010-04-26 | 2010-08-18 | 徐萍 | 一种对水平井平面井网优化的方法 |
| CN201763309U (zh) * | 2010-04-26 | 2011-03-16 | 徐萍 | 一种水平井立体叠加井网结构 |
| CN203463093U (zh) * | 2013-07-16 | 2014-03-05 | 中国石油辽河油田勘探开发研究院 | 一种双重介质储层的注气立体井网结构 |
-
2015
- 2015-05-13 CN CN201510243975.1A patent/CN104912537B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217582C1 (ru) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2270332C1 (ru) * | 2004-06-17 | 2006-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| CN1834403A (zh) * | 2006-04-17 | 2006-09-20 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | 一种古潜山油藏注高温空气平衡采油工艺技术 |
| CN1888382A (zh) * | 2006-07-19 | 2007-01-03 | 尤尼斯油气技术（中国）有限公司 | 一种深层低渗透油层稀油火驱水平井注气水平井采油工艺技术 |
| CN101806207A (zh) * | 2010-04-26 | 2010-08-18 | 徐萍 | 一种水平井立体交错井网结构 |
| CN101806208A (zh) * | 2010-04-26 | 2010-08-18 | 徐萍 | 一种对水平井平面井网优化的方法 |
| CN201763309U (zh) * | 2010-04-26 | 2011-03-16 | 徐萍 | 一种水平井立体叠加井网结构 |
| CN203463093U (zh) * | 2013-07-16 | 2014-03-05 | 中国石油辽河油田勘探开发研究院 | 一种双重介质储层的注气立体井网结构 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 《巨厚潜山油藏水平井立体井网开发方式优化》;丁祖鹏 等;《油气井测试》;20131031;第22卷(第5期);第35-37页 * |
| 《平面非均质性对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响》;屈亚光 等;《西安石油大学学报（自然科学版）》;20140731;第29卷(第4期);第55-58页 * |
| 《强非均质时变性裂缝性油藏数值模拟研究》;丁祖鹏 等;《断块油气田》;20100531;第17卷(第3期);第330-333页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104912537A (zh) | 2015-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104912537B (zh) | 一种巨厚潜山裂缝油藏的井网部署方法 | |
| Yang et al. | Theories and practices of carbonate reservoirs development in China | |
| Jing et al. | Mechanism simulation of oil displacement by imbibition in fractured reservoirs | |
| Yu et al. | Application of cumulative-in-situ-injection-production technology to supplement hydrocarbon recovery among fractured tight oil reservoirs: A case study in Changqing Oilfield, China | |
| CN104879103B (zh) | 一种分层注水效果分析方法 | |
| CN108131122A (zh) | 提高co2封存量和原油采收率的方法 | |
| CN109441422A (zh) | 一种页岩气井间距优化开采方法 | |
| CN105089595B (zh) | 水平压裂裂缝导流作用下的油藏数值模拟方法及装置 | |
| CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
| CN104632157A (zh) | 低渗透油藏均衡驱替方法 | |
| CN106437674A (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN105822284B (zh) | 三角形水平井井网布井方法 | |
| Wang et al. | Reservoir heterogeneity controls of CO2-EOR and storage potentials in residual oil zones: Insights from numerical simulations | |
| CN106014372B (zh) | 一种基于砂体结构的水平井布井方法 | |
| CN110469315A (zh) | 井距确定方法及注采排距确定方法 | |
| CN104405349A (zh) | 利用多段高压水射流提高底水油藏水驱开发效果的方法 | |
| CN110259421A (zh) | 一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法 | |
| CN109577938A (zh) | 一种致密油藏水平井穿层压裂方法 | |
| CN109281642A (zh) | 一种改善聚合物驱后多层油藏开发效果的方法 | |
| Gao et al. | Fine characterization of large composite channel sandbody architecture and its control on remaining oil distribution: A case study of alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding test area in Xingshugang oilfield, China | |
| Tremblay | Cold flow: a multi-well cold production (CHOPS) model | |
| Liu et al. | The Control Theory and Application for Well Pattern Optimization of Heterogeneous Sandstone Reservoirs | |
| Kaijun et al. | Sparse well pattern and high-efficient development of metamorphic buried hills reservoirs in Bohai Sea area, China | |
| Wang | Reservoir Modeling and Production Performance Analysis to Investigate the Impacts of Reservoir Properties on Steam-Assisted Gravity Drainage in Cold Lake Oil Sands, Alberta | |
| RU2519949C1 (ru) | Способ разработки участка нефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder | ||
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: 100010 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 25, No. Co-patentee after: CNOOC research institute limited liability company Patentee after: China Offshore Oil Group Co., Ltd. Address before: 100010 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 25, No. Co-patentee before: CNOOC Research Institute Patentee before: China National Offshore Oil Corporation |