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[摘 要]启动压力梯度大，油井技术极限井距小是影响红河油田区的致密砂岩油藏储量提高的重要阻碍，这使得储层压裂改造亟不可待。储层普遍发育裂缝，天然裂缝、压裂人工缝的综合作用，使得确定油井井距的工作变得愈加困难。本文首先是通过实验测定启动压力梯度，接着得出了启动压力梯度与渗透率的关系，在此基础上本文进一步确定了储层油井技术极限井距。本文认为，为更有效更准确地确定油井的井距，在工作中应该测量储层裂缝发育程度。
[关键词]红河油田；致密砂岩油藏；启动压力梯度；井距
中图分类号：U386 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0042-01
红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。红河油田延长组长8储层砂体属于辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积，平均有效孔隙度为10.8%，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。基质物性差，局部天然裂缝发育，孔吼细小，连通性差，启动压力梯度明显。通过开展水平井开发试验，水平井水平段长度700m～1100m。通过不断对长8储层启动压力梯度、裂缝发育情况和实际生产进行总结研究，逐步建立确定水平井合理井距的方法，指导致密砂岩油藏开发。
1 启动压力梯度
1.1 实验方法
低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数。
式中：λ一启动压力梯度，MPa/m；K一地层平均渗透率，mD；α、n—回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。
1.2 数据处理
对11块长8储层岩心进行室内单相流体渗流实验。实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。
通过对实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线，和回归关系式为：
由资料分析可知，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。
2 技术极限井距
在一定技术极限条件下，油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2倍看作为技术极限井距。
技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：
式中：ΔP—生产压差，MPa；d一技术极限生产（泄油）半径，m；rw一井筒半径，m。
若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（2）（3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：
红河油田长8储层平均渗透率为0.4mD，原始地层压力为20.0MPa，初期生产压差为8.0MPa～10.0MPa，根据式（4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38m～46m，技术极限井距为76m～92m。
3 实际生产情况确定合理井距
3.1 受裂缝发育影响的最小合理井距
红河油田长8储层最大主应力方向为NE750，储层普遍发育裂缝，裂缝走向主要以NE-SW为主，裂缝倾角以大于600的高角度缝为主。裂缝发育区主要在断层带附近分布。
红河油田开展水平井开发初期，根据油藏工程及压裂工艺，部署水平井井距主要为450m～500m。油井实施压裂投产后，发现油井存在井间干扰、被邻井压窜的情况。
通过对压窜井进行统计，发现由于储层普遍发育裂缝，造成井间干扰，压窜井主要集中在井距小于600m的水平井中。在后期部署工作中考虑裂缝程度，为了避免油井压窜，确定井距扩大到600m～700m，井间干扰现象明显减少。
3.2 经济极限井距
红河油田长8致密砂岩油藏依据方案设计共部署实施水平井341口。首先总结分析水平井生产情况，预测水平井单井产能及累产情况。利用现金流量法，结合不同水平段长度下单井投资、单井产能及采出程度，评价经济极限井距。根据评价结果，确定水平井单井经济极限控制储量为20.6×104t—23.2×104t，经济极限井距为500m～700m。
红河油田长8致密砂巖油藏技术极限井距仅为76m～92m，远小于经济极限井距，必须进行储层压裂，来弥补经济极限井距和技术极限井距的差值。综合考虑红河油田致密砂岩油藏启动压力梯度、裂缝发育情况和经济极限井距，确定水平井合理井距为600m～700m
4 结束语
（1）本文发现低渗透储层流体渗流存在启动压力梯度，而且渗透率越小，启动压力梯度越大。
（2）本文根据实验测试数据建立了启动压力梯度与渗透率的关系，计算出技术极限井距。
（3）启动压力梯度大、天然裂缝发育，在确定致密砂岩油藏的油井井距应综合考虑技术极限井距和经济极限井距，为了解决这一问题，本文认为应该进行储层压裂改造来弥补经济极限井距和技术极限井距的差值。
参考文献
[1] 党文斌，周思宾，王少朋，等.红河油田37井区长8致密砂岩油藏油水微观赋存状态及产出规律研究[J].石油化工应用，2016，35（8）：104-109.
[2] 张永清，张阳，邓红琳，等.红河油田长8油藏水平井钻完井技术[J].断块油气田，2015，22（3）：384-387.
[关键词]红河油田；致密砂岩油藏；启动压力梯度；井距
中图分类号：U386 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0042-01
红河油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部。红河油田延长组长8储层砂体属于辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积，平均有效孔隙度为10.8%，平均有效渗透率0.4×10-3μm2，为低孔、超低渗、低丰度的致密砂岩岩性油藏。基质物性差，局部天然裂缝发育，孔吼细小，连通性差，启动压力梯度明显。通过开展水平井开发试验，水平井水平段长度700m～1100m。通过不断对长8储层启动压力梯度、裂缝发育情况和实际生产进行总结研究，逐步建立确定水平井合理井距的方法，指导致密砂岩油藏开发。
1 启动压力梯度
1.1 实验方法
低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足幂函数。
式中：λ一启动压力梯度，MPa/m；K一地层平均渗透率，mD；α、n—回归系数，采用油藏实测岩心启动压力梯度实验数据回归获得。
1.2 数据处理
对11块长8储层岩心进行室内单相流体渗流实验。实验时根据启动压力梯度的非线性渗流公式得到启动压力梯度。
通过对实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度与渗透率的关系曲线，和回归关系式为：
由资料分析可知，对于低渗透油藏，渗透率对启动压力梯度的影响显著。岩心的渗透率越小，流体流动所需要的启动压力梯度越大，而且当渗透率降低到一定的程度后，其启动压力梯度急剧增大。
2 技术极限井距
在一定技术极限条件下，油井周围处在拟达西流或接近拟达西流状态下的径向距离叫技术极限生产（泄油）半径。常规油田开发中，技术极限生产（泄油）半径的2倍看作为技术极限井距。
技术极限生产（泄油）半径处的驱动压力梯度为：
式中：ΔP—生产压差，MPa；d一技术极限生产（泄油）半径，m；rw一井筒半径，m。
若要实现技术极限生产（泄油）半径处的油流动，驱动压力梯度至少应等于该点处的启动压力梯度，结合式（2）（3），可以确定技术极限生产（泄油）半径：
红河油田长8储层平均渗透率为0.4mD，原始地层压力为20.0MPa，初期生产压差为8.0MPa～10.0MPa，根据式（4）计算得技术极限生产（泄油）半径为38m～46m，技术极限井距为76m～92m。
3 实际生产情况确定合理井距
3.1 受裂缝发育影响的最小合理井距
红河油田长8储层最大主应力方向为NE750，储层普遍发育裂缝，裂缝走向主要以NE-SW为主，裂缝倾角以大于600的高角度缝为主。裂缝发育区主要在断层带附近分布。
红河油田开展水平井开发初期，根据油藏工程及压裂工艺，部署水平井井距主要为450m～500m。油井实施压裂投产后，发现油井存在井间干扰、被邻井压窜的情况。
通过对压窜井进行统计，发现由于储层普遍发育裂缝，造成井间干扰，压窜井主要集中在井距小于600m的水平井中。在后期部署工作中考虑裂缝程度，为了避免油井压窜，确定井距扩大到600m～700m，井间干扰现象明显减少。
3.2 经济极限井距
红河油田长8致密砂岩油藏依据方案设计共部署实施水平井341口。首先总结分析水平井生产情况，预测水平井单井产能及累产情况。利用现金流量法，结合不同水平段长度下单井投资、单井产能及采出程度，评价经济极限井距。根据评价结果，确定水平井单井经济极限控制储量为20.6×104t—23.2×104t，经济极限井距为500m～700m。
红河油田长8致密砂巖油藏技术极限井距仅为76m～92m，远小于经济极限井距，必须进行储层压裂，来弥补经济极限井距和技术极限井距的差值。综合考虑红河油田致密砂岩油藏启动压力梯度、裂缝发育情况和经济极限井距，确定水平井合理井距为600m～700m
4 结束语
（1）本文发现低渗透储层流体渗流存在启动压力梯度，而且渗透率越小，启动压力梯度越大。
（2）本文根据实验测试数据建立了启动压力梯度与渗透率的关系，计算出技术极限井距。
（3）启动压力梯度大、天然裂缝发育，在确定致密砂岩油藏的油井井距应综合考虑技术极限井距和经济极限井距，为了解决这一问题，本文认为应该进行储层压裂改造来弥补经济极限井距和技术极限井距的差值。
参考文献
[1] 党文斌，周思宾，王少朋，等.红河油田37井区长8致密砂岩油藏油水微观赋存状态及产出规律研究[J].石油化工应用，2016，35（8）：104-109.
[2] 张永清，张阳，邓红琳，等.红河油田长8油藏水平井钻完井技术[J].断块油气田，2015，22（3）：384-387.