鄂尔多斯盆地道沟区油藏井网系统设计和实现工程管理专业

题 目鄂尔多斯盆地道沟区油藏井网系统设计摘 要道沟区地处陕西境内,具体位置在延安市甘泉县以南,当地的地貌属于斜坡带，最近几年，该地区成为我国石油开采的重要位置，研究区主要产油层为石油开辟的一个重要区块是低渗透油层，因此针对该区域进行开发时，要采取科学的手段。所以选取合适的装置进行注水开发很有必要，同时在开采前，要制定规范化的注水计划，根据水库的前级。全面了解地质特征。因此，研究区，沉积相分析和水库的精细地层划分和比较它是研究的特点和然后掌握贮存器的油和气体分配规则是必不可少的。本文是基于D-G区的长6，长7油层基为研究对象。首先，根据记录和芯体的数据，所述研究区域的地层特性被确定。储层特征，压力系统，贮库型，对石油储层的内部结构进行全面探查后，根据石油开采的规范化技术，例如，常规的油气工程方法和油藏数值模拟技术，研究领域主要发展技术证策论证。演示油田开发，开发方法，开发层系统，以及井网系统的原理的（以及井网方向，井网行式以及密度，行距的确定，以及间隔确定)，单井容量，每日注射容量，确保地层压力保持均衡等。文章最后，对油藏注水开发所运用的技术进行计算，根据生产经验和掌握的数据，制定关于研究区注水开发石油的合理规划。关键词：地层特征、井网系统设计、低渗透、储层特征ABSTRACTD- G oil area is located in the south of Ganquan County, Yan'an City, Shaanxi Province. It is located in the eastern part of northern Shaanxi slope zone. In recent years, it has become an important block of Yan'an Oil Field. An important block of Zhangyu Oil Reservoir in the study area is low permeability reservoir, which must achieve scientific and effective development effect. Therefore, the device of water injection development is particularly important. In order to make a reasonable water injection development plan, we must rely on the front stage of the reservoir. Comprehensive understanding of geological characteristics. Therefore, it is indispensable to study the characteristics of sedimentary facies analysis and reservoir fine stratigraphic division and comparison in the study area and to master the oil and gas distribution rules of the reservoir. This paper is based on Chang 6 and Chang 7 reservoir beds in D-G area. Firstly, the stratigraphic characteristics of the studied area are determined according to the data of the core and the records. Reservoir characteristics, pressure system, reservoir type, a comprehensive understanding of the geological characteristics of its reservoir. Then, according to the basic theory of reservoir development, such as geology, conventional oil and gas engineering methods and reservoir numerical simulation technology, the main research areas are the development of technical proof and demonstration. Demonstrate the principle of oilfield development, development method, development layer system and well pattern system (and well pattern direction, well pattern and density, determination of row spacing, and determination of interval), single well capacity, daily injection capacity, formation pressure maintenance level and other key issues. Finally, the important technical parameters of reservoir waterflooding are calculated and combined with a large number of production. Based on the practical data, the reasonable deployment plan of water injection development in the study area is put forward.Key words: formation characteristics, well pattern system design, low permeability, reservoir characteristicsIII目录目 录摘 要IABSTRACTII目 录III第一章绪论11.1研究目的及意义11.2国内外研究现状11.3研究的主要内容及创新点2第二章地层特征及储层对比研究42.1地层特征研究42.2地层划分和对比42.2.1地层划分的方法与步骤52.3确定地层的标志层62.4储层的非均质性82.4.1储层平面的非均质性82.4.2 层内及层间非均质性9第三章井网系统设计103.1 井排方向103.2井网形式103.3井网密度123.4 排距的确定143.5井距的确定15第四章结论17参考文献18致 谢19V第一章绪论1.1研究目的及意义当前，石油需要的量越来越明显，油田探究开发的趋势越来越困难，开采难度也越来越大，渗透油探究开发面临没有以前的挑战。从进入21世以后，我国石油的开采重点己逐渐向低渗透油田进行发展。在一些地区，开采难度大的发展效益相对较少，且不易低渗透油藏的发展需要开采低渗透油藏一定的工程技术。因此，低渗油藏的地质特征、储层特征、井网系统特征（井网形式、井排方向、井网密度、排距的确定、井距的确定）是主要的研究全面了解和理解。并且以开采更多的日产量，一定会推向低渗藏的开发逐渐取得重大效果，因此以来满足我国国民经济发展增长的经济效益。以前人们对长7油层组的探究虽然很多，但多以深湖相为主要勘探地域，更为是对“张家滩油页岩”探究最多，现在多数认为，延长组多数用 发育比较完整的烃源岩，比如长6、长8等地的油源岩张家滩油页岩 。随现在开采和油气田开发的水平不断提高 ，人们对延长组长7作为储层的探究也越来越多 。道沟区地域为延长南部油区曾量上产的重要区域，厚度约为21-44m的砂岩在该区长层上半部分正常发育，通过这几年探究开发，坐实了该区有明显的工业油气现象，因此表现出该区具有非常大的开发潜力。延长石油道沟区油层大概可以分为L-L-Y 区、Y-C区、B-G 区 和C-Y区四个油田区块 。这几年开发 、开采目标转移L-L-Y 油区和 D-G油区两大油田块。根据开采、探究工作不断进展开采 ，D-G区的油气分布规律特征明显 得也越来越差，对后期的开采开发生产带来大麻烦。现在，研究道沟区主要存在以下几个难题：（1）道沟区延长南部油长7与 长6为空白地带 ，地质特貌特征和油藏油田规律分布了解不明显，不利建产区的明确。（2）对该区的井网系统设计不了解。人们希望，通过该查询信息，以下目标可以被识别：（3）根据相关的信息，所述地质特征，并在D-G区域中的6和长7储层的储层特性被确定。（4）对井网形式，井排方向，以及井网密度，行间距和井间距。提出D-G区长7与长6藏注水开发方案油田注水在全世界油田开发中占很重要的地位。1.2国内外研究现状在中国的许多油田的开发，注水开发的主要能源约占90。因此，结合长7和长6储层特征具备的地下特点，研究我国的注水式石油开采技术，意义重大。根据油田遍布世界的角度来看，他们大多是异构的油层，并有许多开发层。层之间的差是其主要特征。地面沉降是中国最重要的油田开发目标，开发层基本上是一个异类油田。异构和多层油田，如果注水开发没有被优化，并通过合理以及图案参数部署，如果水注入提高回收率，不能达到预先的期望值。因此，在进行注水作业前，需要针对储层的情况进行多方探索和评估。鄂尔多斯盆地是具有丰富的石油和天然气的等同物的区域。鄂尔多斯盆地沉降的主要形式是大型淡水湖泊流域，湖泊振荡和湖泊的演变。1932年，世界上出现了一个崭新的学说-沉积学，在该学说中，详细介绍了1980-1990年期间存在的H-三维地质建模技术。储结构和砂体分布进行了这项技术的立体感。由应用程序操作出现了。正确分析注水开发和地下油的具体情况，同时探究油藏工程技术。油田进入显影之后，整个贮存器是一个动态的变化，和所述贮存器的储量。目前，在水注入海内外时，只有预先存在的水可以保持较高的阶层皮革强度，尤其是对低渗透油田。早期注水相比，早期注水在提高采收率的方面有优势。在研究注水技术层面时，包含的方面有：注水的方式、水流注入的速度、设置的注水井布局。采取不同的注水方式，制约着最终的采收率，与油田的经济利益也有较大关联。鄂尔多斯盆地属于低渗透油田的一种，在对该油田进行石油开采时，随着开采频率的增加，油层中的油量慢慢减少，降低了地层的压力，油层中含有的原油粘膜在油量急剧减少后，慢慢上升，出产的油量也会越来越少，大大降低了采收率。因此，对于鄂尔多斯盆地油田这类特殊的地貌，运用注水的方式开采能够有效地提高石油的开采率。国际上出现注水式开采是在1940年左右，当时一些大型油田根据地质的不同情况将这种开发方式引入其中。1940年左右，美国的油田开始引入注水技术，不久后，前苏联也将这种方式引入，然而最初这种技术实施的方式是从边缘将水注入，有效增加了地层的支撑力，效果不错。此后相关的研究者针对这一领域做出大量研究，一批理论成果涌现出来，油田注水理论逐渐形成体系，加深了居民对油田注水开发的认识。随后，流体力学也在用于油田的开采中，2016年，罗马什金大油田在开采时将内部切割注水法引入其中，这是一种石油开采的新模式，提升了油量开采的效果。1.3研究的主要内容及创新点本文主要采用储数据和研究区划分，并在导购区域对比储层对标志层进行了分析研究，并做了储层的综合评价与井网系统设计，研究主要内容如下；（1） 道沟区的地层特征；（2） 地层的划分和对比；（3） 标志层特征研；（4） 储层的均质性；（5） 井网系统设计；本文的创新点如下本：（1） 本文应用研究的基础数据，储层的均质性和研究区域的地质特征 ，并且将系统的分析方法和贮存比较。综合评价后，发现D-G区域的长6储器适用于井网开口。（2） 采用油藏工程设计理论，根据研究区域的特点，制定了注水开发的有效规划，与现阶段的实际情况充分融合，提出了一些建议，为原油田开发的基础上，研究领域的未来产量的增加。（3）以常规油藏工程方法和油藏数值模拟技术为基本理论指导对研究区主要幵发技术政策进行论证利用计算得到的油藏注水开发的重要技术参数并结合大量的生产实践资料对研究区的注水开发提出合理的部署方案。第二章地层特征及储层对比研究2.1地层特征研究我们将延安地区的甘泉县以南作为研究区，当前将勘探的地点选定在该县的南部区域，该块区域是延长油田股份公司下寺湾采油厂亟待开发的区域。研究区的东北方为我国的南泥湾油田，它的南部方向是直罗油田，长庆安塞油田在北方与它连接。研究区的表面是黄土地，该地的主要地貌均为这种形态。除臼垩系的环河组、华池组、宜君洛河形成的含水层缺少在这方面，和其他阶层在这方面暴露出来。本研究始于井号为74，西至浦丛49-2井，南至浦丛14-3井，北至浦29-3从井，面积约110，主要研究范围（开发区）50 ，主要含油层系为长7、长9油层（图2-2）中生代大型坳陷矿床主要分布在鄂尔多斯盆地，。一般来说，它们在盆地中是稳定的，在盆地中活跃，在北部和南部活跃，以及西崇东，提升结构特征。 该盆地与其它地质接壤的地带地质构成活跃，因此盆地周边有一些断裂褶皱带，但是盆地内部的结构组成呈现出单一化特征。中生代中三叠世期间，随着地质的运动，将这一区域演化为一个大型断层内陆盆地，低东高西和低北高南，南部有一个大坡度。鄂尔多斯盆地的主要构成为几个部分，分别是沂蒙北部隆起，东部金溪弯带，南部渭北隆起，西部边缘毗邻天环凹陷和西缘冲断带，中部陕北斜坡。该研究区位于陕北斜坡带的东部。其中中部陕北斜坡含有6个主要建设单位。2.2地层划分和对比对比原理主要有以下几种方法：将地层进行划分，并清楚了解不同阶层之间在发展时间方面的相互关系，这就是对地层进行对比的方式。将地层单元进行扩大，通过此类方式进行。虽然它们是乘法的，但主要的关键是时间之间的比较。以前，通常的采用厚度旋转法作为对比原理，本文采用如下方式对本地层进行区分：第一，对地质的构造结构和历史演化过程进行充分分析，运用主要测井图和测井资料，以及常规测井曲线，如天然利用伽马和声波。标记层由时间差，自然电位，电阻，感应和厚度确定。然后，根据实际标记层，通过点和线全面地比较线和面 。然后，使用扩展组1 - 10个标记层与辅助标记层（长9）的"李家畔页岩"，"张家滩页岩"（长度7）和"长度8"凝灰岩组合以确定长8和长 7的边界;拥有稳定的结构，地层之间差异较小，不能轻松地对比不同地层的区别。这是对比的方式还应该依靠地层的长度和控制旋转的方式来区分不同地层，同时还需要找出孔与典型体征和形成测井特征标准孔用于小型层分裂和比较，以及执行根据标准孔相邻的孔比较工作。最后，比较工作应覆盖整个研究区域的所有图层。即关闭对比度。接下来，骨干图谱是根据研究区域的特点选择，反复比较都是为了保证分工的合理性和准确性 。从上到下，该地区钻探了侏罗纪富县群，第四纪延安群，三叠纪延伸群和其他阶层。主要研究层是三层堆叠长度6长7（图2-1）地层单元地层厚度（m）岩性特征标志层及位置系组段油层组三叠系延长组第三段长6长 2535黑色泥岩、粉砂岩、中-细沙岩互层，砂岩主要产于中部，局部夹碳质页岩和煤线长2540黑色泥岩、粉砂岩、中-细沙岩互层，砂岩主要产于上部 及下部，以中 -厚层 状为主长2540黑色泥岩、粉砂岩、中-细沙岩互层，中、上部夹较多的薄-中 层状 细砂岩-中（凝灰质泥岩 ）长2030黑色泥岩 、碳质页岩 夹粉粉砂岩 ，局部夹 中-厚细沙 岩-底（凝灰质泥岩）长790110暗色泥岩 、碳质泥岩、油页岩夹薄层粉细砂岩-中 或底（张家滩 页岩）图2-12.2.1地层划分的方法与步骤位于区域G内的油田与延长油田相似。该区域内主要的研究对象为长6和长 7油层。以分层理论为基本依据，把区域沉降的特征划分并与长6和长7油层进行比。1资料选择测井曲线是地层划分的主要理论根据，通常以呈现电气和岩性关系的曲线基本点来研究综合测井曲线。测井数据的选择必须制定以下两个条件：第一点，能够正确的反映上一储层的物理性质即岩石性质和含油特征;第二点可以表现出标记层的不同特征;第二点表现出沉积的节奏和规律性。特征应该是重要的;第四点，能够通过曲线准确的分析出各个岩层的分界线，第五点，获取数据的技术手段足够成熟，有较高的可靠性，高度准确。建议在划分和比较阶段考虑四条测井曲线。顺序是自然潜力，自然伽马电阻率和声学时间差。此时，会根据产生的问题进行详细分析，也会出现研究其他曲线的方式。通过选取样本才能对测井曲线进行分析。2建立骨架井网难以分离不同区块的沉积相出现的参数，这是因为不同地区的地层类型有很大差别，尤其是岩石特性和厚度。所以在采集数据时，要从不同地点找出适合的井位，在分层的地质中，其中的骨架是岩壁，将它们进行不断的对比，找出符合标准的范围，毕竟将此标准作为衡量油田其他部位的精确指标。依据典型井向其他区域扩散骨架，当发现岩性没有太大变化时，该方向即满足，构建井的条件，在此基础上构建辅助辅助剖面，依据骨架剖面向周围扩展，就能够控制整个地层的构造。此类不同方向的岩石层能够让您方便查找出他们的时间和所在的地层，通过单界面和延时的地质特点相结合，同时将沉积韵律、岩性、电性、沉积相序组合指标进行考虑，然后进行精确的区分，就称之为标志层。容易发现当分部的标志成越多时，不同层位的对比变得越发简单，对于那些标志城不容易区分的地界，不能稳定的进行电测，可以对他们采取辅助标志城，也可以选取一小片地区。所以构建正确的标志层对找出井网骨架和剖面意义重大。2.3确定地层的标志层前人对鄂尔多斯盆地陕北地区扩展组进行了大量研究。通常认为陕北地区延伸组具有10个区域标记层，分为 、 、 、 、 、 、 。 而 、 、 、 域最容易识别的标记，和陕北地区，它们易于识别。、 标记层在该区域中不易识别。它仅与其他标记层结合使用。可以识别厚度和周期。志层（李家畔页岩）位于Chang 9的中间，是一组湖泊页岩和油页岩。分布稳定，电气特性时差高，高伽马，电阻高，直径大（图2 -3），度数大于10米。 标层（张家滩页岩）是灰黑色泥页岩和油页岩，厚度为20米至30米，半深湖扣，水平分层。本标层非常稳定。在填海区，延伸组长度7和长8油层组被广泛用作区域标记（图2-4）标记层在长6油层的最下部，是区分长度6和长度7之间界限。由深灰色凝灰岩或凝灰岩泥岩组成，有三米的厚度（盒式带声音）速度曲线"M"），具有高时间差，高伽马低电感特性，中低电阻和锋利的刀形（图2-5。 标记层的电特性是类似于心脏标记层的。厚度为约1m。声速测井具有尖锐的峰形，主要在长63油层（图2-6）的底部（图2-6）。本研究的主要目标层是三叠系延长组的长6层和长7层。 Chang 6和Chang 7的进一步分组主要基于岩性和测井特征的结合，结合长 6和长7油组中微相间断裂的沉积特征和分裂河道的叠加。在辅助标记层的控制下，厚度旋转法用于分割。 长 6油层组的厚度在100和120m之间。根据该地区地层的沉积特征，将长6层划分为长6，次油层组，长62亚层组，长63亚油层组和长64层。分油层组根据沉积循环和厚度（图）。 64英寸层的长度为2030m，是层底部的标记层， 顶部是标记层。此外，在上64层层组中，还有一个高阻力，高响声的泥岩，可用作长64油层组的辅助标志层，、 和较低的辅助符号，层的组合是划分长64层的基本依据，在地质层中有稳定的分布表现，很容易被查找。长 63 汕层组厚度约2540 m ，顶部存在高声速、高电阻率 、 高自然伽马的泥岩 ，它的上方10M 地段也有同样的标志层，在该区域中这两种标志层分布非常均匀，是区分长63 油层组的指标，当发现该两类标志后，通常代表下面的高声速为长63顶部标志。长62 油层有着二十五至四十米的厚度，高电阻泥岩在它的顶部，没有明确的标志，在区分时需要综合旋回结合和地层特点。长油层组有着二十五至三十五的厚度，它的最高部位有高电阻泥岩，在区分时同样需要综合旋回结合和地层特点，不仅如此，长6顶部也有着大量的厚层砂岩。长6与长 4+5地层特征表现为长6自然电位、自然伽马、电阻率系列、感应系列电测曲线往往有明显上升台阶，自然伽马值高、声波时差值也高、井径值也比较大长7油层组的长度为90100m。该组的特点是高阻力部分。每组的划分主要由厚度和周期组成，分为三个子油组：长度71，长度72和长度73. 73层长层的上部和下部用灰黑色开发泥页岩和油页岩，中间形成一层中薄的粉砂细砂岩。测井曲线的特点是高伽马和高伽玛。阻力和高声波，地层厚度为2535m 。长72层的长度为3035m。小层由一个或两个正循环组成，或由正循环和反循环组成。下层为灰色中薄层粉砂细砂岩开发。在上部地层中颜色为深灰灰色泥岩，混有泥质粉砂岩和粉质泥岩。 71段长层类似于长72小层，但顶层标有标记层。测井曲线的特点是薄层高声波时差，自然伽马高，低阻力，低感应，低密度，锋利的刀形大直径。地层厚度约为3142m。2.4储层的非均质性长6储层渗透率区间集中在0.1251.1mD之间，长7储层的渗透率是毫达西0.24和1.1之间，从图2-9的角度来看，长7储层的渗透率分布大，但主流的渗透性范围更集中。长6和长7储层的冲刺系数分别为3.34和4.35，和变异系数分别为0.74和0.81，和该范围差异20.36 28.45和，分别为（表2-10） 。长7储层非均质性评价结果比长6储层非均质性强 。 层位渗透率平均值渗透率最大值渗透率最小值突进系数变异系数极差长60.371.0240.0503.340.7420.36长70.451.4720.0524.350.8128.45表2-10 道沟区长6、长7 储层非均质性数据表格2.4.1储层平面的非均质性在沉积相分布和成岩作用的影响下，研究区长7和长6储层的平面非均质性相对较弱。河流主体储层性好，渗透率在0.3 mD以上，局部发育相对高渗透带。渗透率大于0.5mD，边缘的物理性质差。长72储层的纵向优势更明显。主层长度72主砂带内部孔隙度一般大于11，在蒲20，浦23，浦15井等井区，有一个孔隙度高值区， 孔隙度大于14（图2-11）。在正常情况下，渗透率平面的非均质性可以通过渗透率等效图反映出来。主带的渗透率大于0.27mD，Pu 20，Pu 23和Pu 25井中有渗透率平面的非均质性可以通过渗透率等效图反映出来。主带的渗透率大于0.27mD，Pu 20，Pu 23和Pu 25井中有三个区。2.4.2 层内及层间非均质性 研究隔夹层时，采用的参数有隔夹层厚度、夹层个数。分层系数 、砂岩频率、砂岩密度反映的是纵向上砂岩发育特征。分层系数的含义是均单井钻遇砂层数；砂岩频率指单位厚度地层中钻遇的砂层数；砂岩密度指垂向剖面上砂岩总厚度与地层厚度之比。 在DG区6和长7储层的长度是高度异质性，它可以从四性图，该长6是河砂体阶段的叠加的结果可以看出，与砂泥岩夹层主要发育（图2-12图2-13）。,但沙层的总厚度小，则泥泞隔室和物理层间都非常发达,而长7具有较长的贮存器的优势。 图2-12蒲从井长6层四性关系图 图2-13蒲从井长6层四性关系图第三章井网系统设计当油藏具有低渗透特点时，它的开发要考虑各种要素，比如开采成本，注水产生的压力，产生的水窜以及水淹等要素，它们都和井网系统密切相关。 3.1 井排方向 考虑到储层其他油田开发时的经验，通过盆地中不同油区的力和监测的砂浆、裂缝数据，同时结合施工现场压裂，相邻两个孔中间产生的裂痕，数据为NE80-NE84°之间 。述议井排方向定为NE80°。 3.2井网形式 当油藏具有低渗透特点时，它的开发过程中，使用区域注水的具有绝对的优势，并且有许多具体的网，井网的布置方式 是以油井作为中心井（ 表 3-4 ）： 四点法，五点法，七点法，线性线的方法和蜂窝系统等，相应地 ，良好井网排列居中于注入井是;防四点法，反五点法，反七点法等。 表3-4 面积注水井网特征参数表n4579线性列系统十点蜂窝状十三点蜂窝状x1/21231f5.19622.5981.332A1.7321.732x211/21/311/3.51/5.0f2.59825.196a243.4643.910.4A1.7321.7321.7321.21.73表中：注采单元总井数 ；-注采井数比 ； 每口注水井控制单元面积 ； 每口井的控制面积 ；井距 ； -生产井距 对油田进行开发时，要将各种参数进行综合考虑，有效利用，确保注水和采油达到平衡，还要调整机器的各类参数，选取不同形状的注水井网，根据童宪院士的研究，设。为生产井的平均单井产液指数 ， Jw为注水井的平均单井吸水指数 ，设定，为井网系数，代表单元内的总井数。经过一系列推导，得出：相对生产井数 X=2(n+3m-3)/n-3相对注水井数 Y=n+2m-3 相对总井数 T=(n-1)(n+2m-3)/n-3 ( 3.1)根据油田的m值，井网 的密度和孔的总数，则对应的n值可以计算出，即，面积以及图案布局。m小于0.5后，有利的是使用逆9点方法。 据达西定律，吸水指数的石油生产指数的比率是密切相关的地下泥水和水相渗透率的粘度比。表达式如下 ： m=()/()=/式 中， , 水、油相对渗透率 ，小数 ； ， ，残余油、束缚水饱和度，小数 ； ，地层原油、地层水粘度，.s 。 通过以上公式，得出研究区两种油藏的值是0.44，所以决定使用反九点法。在参考实验对象的地质特征和储层流体参数后决定，采用菱形反九矩形井网基础上制定的实施方案，此方案采用Eclipse的软件计算待开发油井的各项参数，以开发油田，它的各种参数的比较示意图3-63-8。数值模拟结果表明。数值模拟研究结果表明 ：该菱形井网具有更快的油回收率，并在同一时间的恢复时间比所述矩形孔图案的更高。最终回收率也比矩形孔图案的高2.6个百分点;同样的生产工艺菱形反向的九点井网，不具备较高的水分，各项指标均强于矩形井网。 图3-6 菱形、矩网地层压力的对比曲线 图3-7菱形、矩形井网采出程度对比曲线 图3-8 菱形、矩形井网采出程度与含水曲线为了确定研究E的井网方式 ，我们选取了安塞油田杏河区镰12 井区和塞 126 井区的井网 方案作为参考 。 此两种类型井，性质相同，再投入建设时，安塞油田杏河区镰12井区采用钻形反九点井网开发的，具有500孔距离和150米行间距。具有较薄油层的塞126井区域是方形反九点井网。根据实地对比检验，优点较高的是菱形防九点井网，可以产生较好的注水效果。根据研究区长6和长7油藏的地貌特征和内部的特性，同时参考油田开发经验和数值模拟结果，研究区龙井和长7油藏应采用菱形倒井网。3.3井网密度判断是否科学的设置了井网密度，要综合多方面标准进行考量，这里采取的评测方法是，根据每个井采油的数量的最低经济值电网连接密度，看作是单元含油面积，井网密度和单很好地控制采储量之间的关系是：a=s式 中 ： 单井控制可采储量，×10； s井网密度，口/Km ； a储量丰度，/； 采收率，%；通过上式计算，井网密度为17.5 /。经济合理的井网密度。在俞启泰得出的经济最佳井网密度和经济极限在最佳井网密度和经济限制井网密度的良好限定网格密度结果的计算方法。该计算方式使在卡乔夫公式的基础下提出的。A=NVTnca(L-P)/A()1+(t+1/2)r+2 Sm=NVncT(L-P)/A()1+(t+1/2)r+ 其中 ： 一经济极限井网密度，ha/井；N-原油地质储量,；T- 投资回收期,；井网指数（根据实验与经验公式求得此 参数），ha/井 ；n-驱油效率，小数 ； -评价期间平均可采储量采油速度，小数 ； A-单意一地面建设（包括系统的工程和矿山建等）投资，元；c-原油商品率，小数 ；r单井钻井（包括射孔、压裂等）投资，元 ；P -原油成本价,元/；-经济最佳井网密度 ，ha/井 ；L- 原油售价,元/； d-含油面积，ha ；R-贷款年利率，小数 ； 通过计算：研究区长6和长7油层经济最佳井网密度为12.7 口/，经济极井密度为35.7口/（ 图3-9） 。 研究区长6.长7油藏井网密度计算交绘图然后利用“加三分差”计算公式 ，得到本区的经济合理井网密度为 16.1 口 /Km2， 计算公式如下：综合考虑以上两种方法计算出的结果，结合实际情况，最终确定将本区长6、 长7油藏井网密度确定为16.0口/ 。 3.4 排距的确定 在注水时为了达到良好的效果，最重要的因素是设置井距，然而，有效且能够使注水正常运行的条件要求，不同井之间的距离要合理搭配。储层的最初压力和渗透率密切相关。砂浆长度和长截面长度的平均渗透率在0.39md和0.47md之间。有关低渗透性，请按照长庆油田来设置。储层其实压力梯度能够决定它的渗透率。找出研究区长度7和长6储层菱形井网的合理行距不应超过50米。参照2005年时，吴420井区设置的不同井之间距离，在此处将景区设置为120米，100米和50米，行距过小更容易引起洪水泛滥。总之，结合长6 和7在研究区域中的磁导率特性，合理的行距是140米。 ，3.5井距的确定 相同的行距，以实现水喷射的效果最好，井间距不能太大，也不能太小，有井间隔的最佳值，即，合理的良好间隔。同一行间距（140米）进行了仿真，并在三个不同的井间隔分别为520米，400米，400米。结果表明，当井间距为440M与480米之间的最佳发展指标获得。（下图）。综合考虑，我们有理由采取450米区的长6和长7的长度 。 不同井距方案地层压力对比曲线图不同井距方案单井产量对比曲线 第四章结论这篇文章选取的研究对象是D-G 油区长6、长7油层组，并以储层地质学知识和油田开发地质技术为理论基础，笔者翻阅了测井和岩芯方面的大量相关文献，同时将以前学者的探究结论作为参考，对研究区的地质构造、 储层特征、井网系统、油藏类型进行了分析。在油藏工程知识的基础上，构建了测井参数解释模型，以分析该区域内实施注水开发技术的可操作性，选取了长6、长7油层为对象，设计了注水开发方案，分析后，结论如下：1.研究区内的长6和长7油层组沉积相是三角洲前缘亚相 ，其微相主要为分流河道，同时还有分流间湾、河口坝和天然堤。长72 与长63、长62 时期是水下分流河道及河口坝砂体最发育的时期。沉积微相展布与砂体展布具有一致性 。 2.长6和长7油层的地质材料是长石砂岩和岩屑长石砂岩。插页式内容分别占18.4和20.7。间隙材料的种类是绿泥石和方解石两种。孔隙型为晶间孔和长石溶洞两种。孔喉分选的不同之处在于，孔隙位移压力很高，拥有较小的孔隙中值半径。是一种渗透较差的油藏孔。 3.长6和长7油层通过沉积背景和后来成岩相影响，并且储层非均质性强。长6泥屏障和物理层间（钙中间层）都非常发达;而长7反映水库和良好的自组装的优势明显。4.通过核心观察，人造裂纹监测和压裂干扰分析，研究区的裂缝的方位是NE77NE85。平均值为NE80°5.选取储层经验公式，以计算区块的储层，以找出适用于该区域的注水技术。挖井的形状参照钻石型，井外部拥有9个点，不同井之间的距离为455米，每排井间距135米。首先将注水设备的目前容量和压力值进行登记，在注水时确保压力低于25.5MPa，将流动压力调整至2.4MPa。为了发挥最大生产能力，生产压力差控制在4.6MPa ,注水。 1.46米/ DM。优先考虑长72储层，具有良好的物理性质和高产量。长72和长63层压区域采用分裂和组合的方法，其他层如长度62作用。 25致谢参考文献1 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