油田开发课件

第三章油田开发方式的确定主要内容：

驱动方式的选择开发层系的划分与组合油田注水方式的选择开发井网的部署第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析青西油田位于酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷的南部，东距玉门市约30km左右。酒西坳陷位于甘肃省河西走廊西端，东起文殊山，西止红柳峡，北达宽台山、黑山，南抵祁连山北麓，面积约2700km2。青西油田所在区域属大陆性气候。冬季寒冷，且长达5—6个月，夏季凉爽，年温差很大，最高气温可达32℃，最低-26.7℃，日均温差10～15℃；年均降雨量有157.2mm；春秋多季风，风力最大可达9级。青西油田区域地面为戈壁丘陵，平均海拔2500m。其中，南部为陡峭的石山区，地势高；北部多为丘陵戈壁，相对较低，自然条件总体较差。

第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析青西油田属于特殊类型油藏，主要表现在：构造复杂，断层多；

岩相变化大、岩性复杂（泥质白云岩、砂砾岩）；

裂缝发育、储集空间与渗流特征复杂；超深层、特低孔、特低渗、高压、低饱和油藏。解决的关键问题

开发方式；

开发层系的划分开发井网井距；产能规模、开发方案第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析1、衰竭式开采标定采收率弹性驱采收率：10-12%(压力58→25MPa)

溶解气驱采收率：5-5.5%（压力25→20MPa）衰竭式开采产能递减快

★

能量补充不足，压力递减快，产能下降；

★裂缝变形、闭合严重，对产能影响大，将导致采收率降低。根据分析，当压力由原始值(56.59MPa)下降到20MPa时，产能将降65-75%，采收率降低3-4%。

考虑变形的影响，衰竭式采收率最终只能达到12-13%。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性

（1）油层横向连通状况分析窿1块：

★

K1g14

和K1g13亚段连通较好有5口井以上控制的砂体连通厚度分别为251.0m和129.9m，分别占相应亚段油层总厚度的91.3%和53.7%。

★

K1g13相对较差

★

K1g12和K1g11亚段连通性更差由于部分井未钻穿和平面上岩性变化，致使储层厚度变薄，分布零散，连通性更差

K1g13、K1g14亚段（第二套层系）是最有利的注水层段。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析窿1块注水连通图第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析窿5块：

★

K1g13、K1g11和K1g04亚段连通状况最好（不考虑断层）

K1g13考虑断层后连通较差，K1g04带有预测性

★

K1g12亚段次之

★

K1g14亚段最差

K1g11亚段（第二套层系）是最有利的注水层段大部分油层横向连通性较好，具有注水的地质基础

第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析窿5北部注水连通图第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析窿5块南部注水连通图第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性（2）目前生产井射孔段对应状况分析

窿1块射孔段对应性相对较好，但出油段对应差窿5块射孔段基本不对应（Lo4、Q2-2井K1g11亚段顶部射孔段对应，但出油段不对应）

★投产层位较乱，层位对应关系较差；

★投产井段长，层数多，必然造成层间的严重干扰

★由于射孔层多，井段长，对应差，在目前生产过程中，很难看出井间有干扰现象

★由于该油田油层井段太长，又没有考虑合理的层系划分，致使一些Ⅰ+Ⅱ主力油层目前尚未动用，有些主力层即使已射孔也未发挥作用。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性（3）

吸水能力分析

★理论计算

基质:Jw/Jo=0.131裂缝:Jw/Jo=0.853

★

实际能力采液强度：平均1.31m3/m

柳1块：0.83m3/m窿1块：1.28m3/m窿5块：2.14m3/m

吸水强度：为0.3-2.5m3/m；平均吸水强度为1.2m3/m

储层吸水强度与采液强度接近，油层吸水能力是比较强的，采用油水井数比为1：1，可以满足注采平衡（注采比1.0-1.2）第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性（4）

储层破裂压力分析破裂压力梯度：0.0180-0.0198MPa/m

破裂压力：82.4-85.2MPa

闭合压力：71.3-76.7MPa第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性

（5）最大注入压力

最大井底注入流压：不能超过储层的破裂压力（裂缝开启压力）71.3-76.7MPa

最大井底注入压差：19.3-24.7MPa

通过多相垂直管流计算，最大井口注入流压为26.0-31.2MPa，可见，最大井口注入流压小于目前泵的最高压力35.0MPa。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性（6）注水时机

★

在反复降压-升压过程中，岩石形变对渗透率和产能的影响大

★

压力越高时开始恢复地层压力，渗透率恢复的幅度和最高值就越大注水时机：应是越早越好，即早期（或同步）注水比较好第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析2、注水开发的可行性（7）地层压力保持水平注水压力受破裂压力（裂缝开启压力）和注水泵最高压力的限制；考虑到早期注水的优势、注水压力的限制，合理的地层压力保持水平为50MPa（原始地层压力的90%）比较合适。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析3、注气开发的可行性

（1）青西油田注气开发的气源问题按窿5块33万吨产能计算，则年产天然气6988×104m3，

按注采比1.0-1.2计算，每年所需注气量9490-11387×104m3

气源不足，欠缺26-39%第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析3、注气开发的可行性

（2）注气量日注气量：28.8-34.5×104m3

单井日注气量：9.6-11.5×104m3（3口注气井）

（3）最小混相压力：39.0MPa

（4）井口注入压力压力保持水平：50.0MPa（原始压力的90%）注气压差：4.0MPa

注气井底流压：54.0MPa

井口注气压力：40.0MPa第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析3、注气开发的可行性（5）高压压缩机

采用高压压缩机（牙哈：地层压力56MPa，井口注气压力46MPa）最大出口压力：52MPa

额定排气量：50×104m3/d

售价：2500万元人民币/台按注气量考虑：只需一台压缩机考虑备用：需要两台压缩机（5000万元人民币/两台）第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析3、注气开发的可行性（6）注气开采存在的问题★需要开展油气相对渗透率和气驱油实验研究；★混相压力必须通过实验进一步证实；★注气压力和注气能力，需要通过现场注气试验加以证实；★气源不足，需要外来（西气东输）天然气作为补充气源；★裂缝极为发育，容易产生气窜，气驱油波及效率很低；第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析3、注气开发的可行性

（6）注气开采存在的问题★注气开发在我国仍属于新技术，实践过程中还会遇到很多复杂的情况；★

注气开发的建设周期要三年以上；★

技术设备比较复杂，总投资大，经济效益差；解决上述问题不仅有相当大的难度，更要耗费较长的时间。建议目前青西油田不宜注气开发。第一节驱动方式的选择驱动方式选择——实例分析4、注水开采的采油机理及其开发效果

常规注水效果差★裂缝发育，常规（连续）注水水窜、水淹严重，稳产时间短；★注入水首先灌满裂缝，并沿裂缝运移，基质中的油被水封而无法采出。因此，需要优化注水方式。对于青西裂缝性低渗透油藏，采取渗吸采油法和周期注水方法比较合适。第二节开发层系的划分与组合油田—多油层—非均质纵向上平面上影响油田开发部署开发效果注入水的利用率各层储量的动用水淹体积最终采收率开发层系划分的应用情况第二节开发层系的划分与组合

20世纪40年代以前，油田开发采用天然驱动或衰竭式开采方式，开发层系的划分与组合未能引起人们的重视。

20世纪40年代开始重视对油层的划分与组合的研究。划分开发层系的意义划分开发层系的原则胜坨油田开发技术一、多油层油田的非均质特性第二节开发层系的划分与组合1、储油层性质之间的差别

(岩性和物性）粗砂细砂灰岩高渗中渗低渗一、多油层油田的非均质特性第二节开发层系的划分与组合

2、各层油水关系的差别

封闭系统底水油藏边水油藏

3、各层间天然能量驱动方式的差别

一、多油层油田的非均质特性第二节开发层系的划分与组合4、各油层油气水的性质、压力的差别

水层气层油层~~~

异常高压正常压力异常低压流体性质压力状态开发层系：把特征相近的含油小层组合在一起，与其它层分开，用单独一套井网开发，以减少层间干扰，提高注水纵向波及系数及采收率，并以此为基础，进行生产规划、动态分析和调整。二、概念三、开发层系划分的意义第二节开发层系的划分与组合三、开发层系划分的意义三、开发层系划分的意义第二节开发层系的划分与组合1、储层特性相近原则，即同一层系内的油层物性应当接近，尤其是渗透率要接近。

主要体现在：

沉积条件相近；渗透率相近；油层的分布面积接近；层内非均质程度相近；各主要油砂体的几何形态及分布状态相差不大。

I-1I-2II-2II-1III四、划分开发层系的原则2、储量规模原则，即一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量；

一般要求h（有效厚度）>10m，单井控制储量>10万吨。第二节开发层系的划分与组合四、划分开发层系的原则4、隔层原则，即各开发层系间必须具有良好的隔层；

（隔层厚度>3m）第二节开发层系的划分与组合5、压力系统一致性原则6、驱动方式一致性原则3、流体性质相近原则油、气层分采；稠油、稀油分采；重油、轻油分采；差别不大可合采。四、划分开发层系的原则7、层位相近原则，即考虑到采油工艺技术水平，相邻油层尽可能组合在一起。

第二节开发层系的划分与组合12348、与经济技术条件相适应原则四、划分开发层系的原则

层系划分与组合原则

层系划分组合应立足于区块，要考虑纵向和横向上油层变化大的特点，同时要考虑目前的射孔状况，可以打破亚段界限；

一套层系应具有一定的储量，并能满足一定采油速度的需要；

层系控制的油层井段一般在160～200m，

组合在一套层系内的小层，其岩性、物性、流体性质和压力系统应该相近；

层系的有效厚度下限为80-90m；

层系间应有稳定分布的隔层，隔层厚度一般不小于15m。开发层系的划分与组合实例（青西油田）

层系划分的必要性

油层井段长，层数多，厚度大

储层非均质性强

层间干扰严重

层系划分的可能性

有一定的储量基础

具备划分层系的隔层条件开发层系的划分与组合实例（青西油田）

层系划分结果

窿1块

第一套：k1g11

+

2

第二套：k1g13+

4k1g2+3留为接替层

窿5块

第一套：k1g116-k1g04

第二套：k1g124-k1g115

第三套：k1g131-k1g123

k1g14暂留为接替层

北部：第二套、第三套南部：第一套、第二套

开发层系的划分与组合实例（青西油田）窿1块连通图窿5块北部井区连通图窿5块南部井区连通图第三节油田注水方式的选择第一个“五点井网注水”方案，在1924年宾夕法尼亚的Bradford油田实施。1931年，注水应用俄克拉何马，1936年又发展到得克萨斯Fry油田。尽管如此，直到20世纪50年代初，注水才真正得到广泛应用。第三节油田注水方式的选择本节讨论：1、为什么选择注水？2、注水时间的确定。3、注采井网系统。第三节油田注水方式的选择一、为什么选择注水？注水开发之所以能得到广泛的应用，主要有以下几方面的原因：（注水的优点）（1）水易于获得；（2）水对于低相对密度和中等相对密度的原油是一种有效的驱替介质；（驱油效率高）（3）注水的投资和操作费用低，而利润大；（4）水注入地层相对容易；因为在注水井中水柱本身就具有一定的压力。（5）水在油层中容易流动。（波及能力较高）第三节油田注水方式的选择一、为什么选择注水？由于我国油田特定的沉积环境，多数油田的天然能量不充足。天然能量局限性很大，不易控制，作用时间短；能量发挥不均衡，一般初期大，油井高产，但很快递减，不能实现稳产；油田的调整和控制困难（如气顶、边底水、气油比的控制等）；采收率较低。即使有的油藏天然能量充足，当油田依靠天然能量开采时，存在一定的问题，主要表现为：（天然能量的局限性）第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定油田合理的注水时间和压力保持水平是油田开发的基本问题之一

压力界限：一般油田，注水的最合理压力是低于饱和压力20％，此时水驱混气驱油的采收率可增加5％～10％。对原油物性随压力变化大的油田，油层压力可低于饱和压力10％。但对于一些较高粘度的油藏，注水时的地层压力应等于或高于饱和压力。1、注水类型第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定

—般从注水时间上大致可以分为三种类型：早期注水，晚期注水，中期注水。

1、注水类型（1）早期注水在油田投产的同时进行注水，或是在油层压力下降到饱和压力之前就及时进行注水，使油层压力始终保持在饱和压力以上或原始油层压力附近。

第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定（1）早期注水优点：油层内不脱气，原油性质保持较好；油层内只是油、水二相流动，渗流特征清楚；油井产能高——自喷采油期长；采油速度高——较长的稳产期；可采用较稀的生产井网；可减少采出每吨原油所需的注水量；使开发系统灵活并易于调整。第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定（1）早期注水缺点：油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长

适用：地饱压差相对较小的油田。早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，对地饱压差较大的油田更是如此

第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定（2）晚期注水开采初期依靠天然能量开发，在溶解气驱之后注水。特点：溶解气驱后，导致μo↗、Jo↘、Qo↘、Rp↗

注水后，可形成油气水三相流动渗流过程变得复杂

产量不能保持稳定，开采自喷期也较短对脱气后μo高、含蜡量高的油田渗流条件恶化优点：开发初期生产投资少，原油成本低

原油性质好、天然能量足、中小型的油田

适用：第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定（3）中期注水初期依靠天然能量开采，当地层压力降到饱和压力以下，气油比上升到最大值之前开始注水。随注水压力恢复，油层压力保持在饱和压力或略低于饱和压力，形成水驱混气油驱动方式。特点：注水后，油层压力恢复到饱和压力以上，可获得较高的产量。

第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定（3）中期注水优点：开发初期投资少，经济效益较好，也可以保持较长稳产期，并且不影响最终采收率。

适用：对于地饱压差较大，天然能量相对较大的油田，是比较适用的。第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定2、注水时机的选择一个具体油藏要确定最佳注水时机时，要考虑以下几个因素：

1）根据油田天然能量的大小

原则：满足开发要求的前提下，尽量利用天然能量。2）油田大小和对油田产量的要求

小油田，储量小，不求稳产期长——不早期注水大油田，保持较长时间稳产期——宜早期注水

边水充足且活跃，边水驱满足开发要求——不注水地饱压差大，有较大的弹性能量——不采用早期注水

第三节油田注水方式的选择二、注水时间的确定2、注水时机的选择3）油田的开采特点和开采方式

自喷开采——要求注水时间早些，压力保持的水平相对要高一些。另外，还要考虑油田经营管理者所追求的目标，这些目标可能有：(1)原油采收率最高。(2)未来的纯收益最高。(3)投资回收期最短。(4)油田的稳产期最长。

机械采油——不一定早期注水，压力保持低一些。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式注水方式（也称注采系统）：注水方式分类：注水井在油层中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。目前国内外油田应用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式1、边缘注水是指注水井按一定的方式分布在油水边界处（油水过渡带附近）。

缘外注水：将注水井布置在油水边界外的纯水区

缘上注水：将注水井布置在油水过渡带上。

缘内注水：将注水井布置在内油水边界。要求含水区和含油区之间渗透性好，不存在低渗透带或断层外含油边界以外的地层渗透率显著变差，为了保证注水井的吸水能力和保证注入水的驱油作用油水过渡带处有高粘度稠油带，或出现低渗透的遮挡层第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式1、边缘注水第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式1、边缘注水（1）适用条件：（2）优点：①

适用于中小型油田，油层构造比较完整；②

油层分布比较稳定，含油边界位置清楚；③

外部与内部连通性好，流动系数高。①

油水界面比较完整，水线移动均匀，②控制较容易，无水采收率和低含水采收率较高。③注水井少，注入设备投资少。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式1、边缘注水（3）局限性：井排产量递减5：2：1改善：边缘注水＋顶部点状注水②

在较大油田的构造顶部效果差，易出现弹性驱或溶解气驱。①

注入水的利用率不高，部分注入水向边外四周扩散；第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式2、切割注水（行列注水）利用注水井排将油藏切割成为较小单元，每一块面积可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。

切割区：两排注水井排之间的区域

切割距：两个注水井排之间的垂直距离切割方向：注水井排的分布方向一般分为横切割、纵切割和斜切割。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式2、切割注水（行列注水）（1）适用条件（2）优点

②可以优先开采高产地带使产量很快达到设计要求；①可以根据地质特征来选择最佳切割方向和切割区的宽度；①

油层大面积稳定分布且具有一定的延伸长度；②

在切割区内，注水井排与生产井排间要有好的连通性；③

油层渗透率较高，具有较高的流动系数。③

便于修改和调整原来的注水方式。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式2、切割注水（行列注水）④

切割区内的储量能一次全部动用，提高采油速度，这种注水方式能减少注入水的外逸。

切割注水→面积注水（2）优点

①

不适应非均质严重的油层——水线推进不均匀②

注水井间干扰大——吸水能力降低；③

有时出现区间不平衡——加剧平面矛盾；④

内排井生产能力不易发挥，外排井生产能力大，但见水也快；

（3）局限性第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式内部注水的几种其他形式：环状切割注水：注水井按环状分布中央注水：沿R：200m～300m圆周上布4～6口水井，中央布1～2口油井。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水把注水井和生产井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上。

——切割注水的极限形式特点：适应范围广、见效快、采油速度高（1）优点①所有油井都处于注水井第一线，有利于油井受效；②注水面积大，注水受效快；③每口油井有多向供水条件，采油速度高。④便于调整。（2）适用条件①

油层分布不规则，延伸性差；②

油层渗透性差，流动系数低；③

油田面积大，但构造不完整，断层分布复杂；④

油田后期强化开采。第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水（3）几种常用的面积井网系统

面积注水可分为：四点法面积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水、反七点面积注水和正对式与交错式排状注水等。

第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水几点注水系统：指以油井为中心，周围的几口注水井两两相连，构成一个注采单元，单元内的总井数为n，便是n点系统；反过来，若以水井为中心，周围的几口生产井两两相连，构成一个注采单元，其井数为n，则为反n点系统。四点法五点法七点法九点法反九点反四点反七点第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水井网形状特征参数：m—生产井数与注水井数之比；F—每口注水井控制的面积；（注采单元）S—钻井密度（每口井控制的面积）—井网密度三角形井网正方形井网正方形井网dd最小井网单元是正方形的井网井网单元：相邻油井构成的基本单元第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式ad三角形井网（1）五点法m＝1:1da——强注强采的注水方式井距＝a，排距＝d，d/a＝1/2交错排状注水第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水正方形井网系统以正方形井网为基础，井距：a，井距=排距F=2a2S=a2第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式（2）反九点法3、面积注水m＝3:1正方形井网系统F=4a2S=a2dd边井角井角井边井边井第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式（3）正对式排状注水m＝1:13、面积注水正方形井网系统F=2a2

S=a22a第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水正方形井网系统m＝2:1F=3a2

S=a2（4）反七点系统——斜七点第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式（1）交错式排状注水m＝1:13、面积注水三角形井网系统F=1.732a2

S=0.866a2第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水（2）四点法m＝2:1井距＝a，排距＝d，d/a＝da三角形井网系统F=2.598a2

S=0.866a2（3）反九点法

——斜九点m＝3:1第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式3、面积注水三角形井网系统F=3.464a2

S=0.866a2第三节油田注水方式的选择三、油田注水方式4、点状注水点状注水是指注水井零星的分布在开发区内，常作为其它注水方式的一种补充形式。

第四节开发井网部署井网问题一直是油田开发中的一个重要问题。井网的部署需解决三个问题：

布井方式；一次井网与多次井网；井网密度(每口井所控制的面积km2/口，或每平方公里所钻的井数（井/平方公里

)。●排状布井：把井一排排、一圈圈地部署在油田面积上。要确定排距与井距，若为切割注水，要确定切割距。●网状布井：即面积布井，以一定几何形状均匀布置在油田面积上，分正方形井网和三角形井网。要确定井距（钻井井网），若为面积注水开发，要确定面积注水系统（方式）。第四节开发井网部署一、布井方式第四节开发井网部署二、一次布井与多次布井陆上油田多倾向与多次布井（分阶段布井）海上油田主要采用一次井网方式。★分阶段布井（多次布井）产层的非均质性往往在编制开发设计和工艺方案时，不可能全部搞清。为此，对非均质油层合理开发方法是分阶段的布井和钻井。第四节开发井网部署二、一次布井与多次布井★分阶段布井（多次布井）●基础井：详探阶段结束后，除主要油砂体外，对大多数油砂体的了解还很不清楚，可借鉴的生产资料不多，因此，在第一阶段，只能根据主要油砂体均匀布井。这种保证主要油砂体投入开发所布的井为基础井。

●储备井（补充井）：经过对基础井所取得各种资料的分析，在此基础上所钻的第二批生产井和注水井，使没有投入开发的油砂体和开发效果不好的油砂体或油砂体的某一部分全面投入开发，从而达到提高采收率的目的。这种井就称为储备井。基础井网的要求：控制层系80%以上的储量。第四节开发井网部署三、井网密度（钻井密度）（一）井网密度的定义及影响因素

★

井网密度：定义为每平方千米面积上布多少口井（口/千米2）或每口井控制多少面积（千米2/口）。第四节开发井网部署

★影响井网密度的因素分析1、地层物性及非均质性最主要的因素是储层渗透性的变化，尤其是各向异性的变化，它控制着注入流体移动方向。

对于油层物性好的油藏，由于其渗透率高，单井产油能力较高，其泄油范围大，这类油藏的井网密度可适当稀些。三、井网密度（钻井密度）2、原油物性（主要是原油粘度）原油粘度越大，井网密度同原油含水之间关系越明显，差异越大，而对低粘度原油则影响不大。第四节开发井网部署3、开采方式与注水方式凡采用强化注水方式开发的油田，井距可适当放大些，而靠天然能量开发的井距应小些。

★影响井网密度的因素分析三、井网密度（钻井密度）第四节开发井网部署4、油层埋藏深度浅层井网可适当密些，深层则要稀些，这主要是从经济的角度来考虑。5、其它地质因素

如油层的裂缝和裂缝方向、油层的破裂压力、层理、所要求达到的油产量等都有影响，其中裂缝和渗透率方向性、层理主要影响采收率，而其它因素则影响到采油速度及当前的经济效益。

★影响井网密度的因素分析三、井网密度（钻井密度）第四节开发井网部署合理井网的确定，应从本油田的油层分布状况出发，综合运用油田地质学与流体力学/经济学等方面的理论和方法，分析不同布井方案的开发效果，选择最好的布井方案。透镜体被一口井打开时注水开采情况透镜体被两口井打开时注水开采情况1―未被水冲洗的砂岩；2―被水冲洗的砂岩三、井网密度（钻井密度）（二）井网部署原则油田不同井网密度（1km2/口井）的采收率210203050100美国东得克萨期(乌德拜因)0.800.780.760.730.700.59前苏联巴夫雷（某层）0.740.720.690.670.630.52前苏联杜依玛兹（某层）0.690.650.600.560.510.33前苏联罗马什金油田阿布都拉曼若沃区(某层)0.680.620.550.480.430.21第四节开发井网部署不同井网与采收率关系三、井网密度（钻井密度）井网增加到一定程度后，再加密井网，则对油层的控制不会有明显的增加，且会发生井间干扰，以致单井产量降低，经济效果变差，油井管理工作与修井工作大幅度增加。第四节开发井网部署

——合理的布井方式和布井密度应以提高采收率为目标，在此基础上，力争较高的采油速度和较长的稳产时间，以达到较好的经济效果。三、井网密度（钻井密度）第四节开发井网部署1、最大限度地适应油层分布状况，控制住较多的储量；2、所布井网在既要使主要油层受到充分的注水效果，又能达到规定的采油速度的基础上，实现较长时间的稳产；3、所选择的布井方式具有较高的面积波及系数，实现油田合理的注采平衡；三、井网密度（钻井密度）（二）井网部署原则5、不同地区油砂体及物性不同，对合理布井也就要求不同，应分区、分块确定合理密度；4、选择的井网要有利于今后的调整与开发。在满足合理的注水强度下，初期注水井不宜多，以利于后期补充钻注水井或调整，提高开发效果。此外，还应考虑各套层系井网很好的配合，以利后期油井的综合利用。第四节开发井网部署三、井网密度（钻井密度）（二）井网部署原则6、在满足上述要求下，应达到良好的经济效果，包括：投资效果好，原油成本低，劳动生产力高；7、实施的布井方案要求采油工艺技术先进，切实可行。第四节开发井网部署三、井网密度（钻井密度）（二）井网部署原则第四节开发井网部署三、井网密度（钻井密度）（三）井网密度的确定方法

1.根据采油速度的要求确定井网密度由于合理井网密度缺乏定量标准，布基础井网时，只能根据采油速度的要求来确定井网密度。

（1）根据详探成果或用同类型油田的生产资料确定平均单井日产量；（2）确定生产井和注水井井数：生产井井数：由注采系统确定注水井井数：总井数：（3）井网密度：前苏联学者谢尔卡乔夫通过统计前苏联已开发油田井网密度与采出程度的关系，得出了以下表达式：式中：R—采