[发明专利]一种特低渗油藏注采井距的确定方法

说明书

本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：计算注水井周围压力分布及极限注水半径；计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；确定注采井距：极限注水半径与极限泄油半径之和即为注采井距。本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

技术领域

本发明属于特低渗油藏技术领域，具体地说，涉及一种特低渗油藏注采井距的确定方法。

背景技术

目前国内特低渗油藏注采井距计算方法研究主要有以下4个方面的特点：第一，目前国内大部分研究是仅考虑单相流情况：现有计算方法多根据一源一汇渗流理论，仅考虑单相流条件下，获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式，得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距。而实际上，低渗透油藏开发过程中，油藏中流体渗流为两相流，流体之间的相互影响，不同相流体与储层岩石相互作用以及在孔喉中流动均存在差异，对建立有效的驱替压力梯度有重要影响。仅考虑单相流而不考虑多相流动，计算结果与实际情况有很大的差距，对于指导油田开发具有不利影响。

第二，目前的研究表明，特低渗油藏的压敏效应比较严重，当油藏地层上覆压力增加时，储层孔隙会发生变形，但孔隙度变化程度不大，而地层孔隙喉道会因此拉长变细，进而油藏的渗透性急剧减小，并且压敏效应造成的渗透性变化具有不可恢复性。在生产过程中，地层压力会不断降低，在地层上覆压力的作用下，相当于岩石骨架受到了额外的压力，会使储层的渗透率急剧降低，从而降低特低渗油藏的开发效果。

目前对启动压力梯度测定及描述的研究很少，多数是采用稳定法即测定流速-压差法得出拟启动压力梯度。实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式，通过改变岩心两端的驱替压差，得到不同驱替压差下的体积流量，处理得到的实验数据，得到“压差一流量”的关系曲线，再利用曲线在坐标轴上的截距来求取岩心的启动压力梯度。大量实验表明，启动压力梯度与油藏渗透率和流体粘度比呈幂函数关系，若地层流体粘度保持不变，地层渗透率越小，启动压力梯度就越大。

多数研究认为低渗油藏启动压力梯度是一定值，并未考虑启动压力梯度随位置而变化的情况，并且很少考虑压敏效应与启动压力的共同作用。目前的注采井距研究采用的方法多是直接引入启动压力梯度，启动压力梯度是渗透率的函数，直接带入注采井距推导公式，并且把启动压力梯度看成定值。这种方法忽略油藏开发过程中储层物性条件的动态变化，对于注采井距一旦确定很难调整的情况来说，不利于油田后续的持续效益开发。

第三，并未考虑随着开采进行，开发措施的实施等对岩石流体物性参数的影响。实际注水开发过程中，地层中为油水两相流，相对渗透率曲线对两相渗流规律有着重要影响，从而影响注采井距，而油田的实际开发措施，比如，加入表面活性剂改变相对渗透率曲线，进而改变储层渗流特征。

第四，目前的研究多认为注水井波及半径与油井泄油半径相同。根据等产量一源一汇稳定径向流渗流理论，若要建立有效驱替压差，注采井连线上的驱替压力梯度均要大于启动压力梯度，而注采井连线中点处的驱替压力梯度最小，因此仅需中点处驱替压力梯度大于启动压力梯度即可。依据这种思路求得注采井距忽略了油井方向动用范围与注水井的差异性。实际生产中发现，注水井波及半径远大于生产井泄油半径。

综上所述，由于低渗油藏储量丰度小，渗透率较低，存在启动压力梯度，压敏，以及开发过程中储层岩石流体物性的变化，导致很难建立有效的驱替压差，后期井网调整困难；另外，油藏开发过程中实际为两相流，目前考虑两相流研究注采井距为空白。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，本发明求得的注采井距充分考虑了特低渗油藏的渗流特征以及注水开发的生产实际，为油田开发提供了可靠依据。

为了解决上述技术问题，本发明公开了一种特低渗油藏注采井距的确定方法，包括以下步骤：

步骤1、计算注水井周围压力分布及极限注水半径；

步骤2、计算采油井周围压力分布及极限泄油半径；