一种极限井距确定方法与流程

1.本发明属于油气藏勘探与开发或页岩油气藏技术领域，具体涉及一种极限井距确定方法。


背景技术：

2.对于致密油油藏的开发，合理的井网井距是油藏高效开发的关键技术，目前，关于极限井距的确定方法有很多，但均存在各种问题。例如，矿场上，一般根据达西定律推导出的极限泄油半径公式，将岩样渗透率的算术平均值或岩样渗透率中值带入该极限泄油半径公式，根据求出的极限泄油半径计算得到极限井距。
3.但是，由于目的油藏层位的渗透率数值变化区间大，一旦渗透率参数的选用不合理，那么，确定的极限井距也不合理。采用此极限井距参数进行油藏开发时，由于储层的非均质性差异，若油藏在某一层位的渗透率低，将造成井与井之间区域无法动用，而形成滞油区，若需要动用这部分油层的储量，则必须新钻调整井才能有效动用，并且，很大程度上会产生井距过小，相对应同样面积的井数增加的问题，增加了开发成本，降低了开发效益。
4.现有技术中，存在其它极限井距的计算方法，例如，公开号为cn107832540a、名称为“一种致密油藏技术极限井距确定方法”的中国发明专利申请，该方法包括：收集、整理、选定致密油藏计算参数，利用致密油藏定产量生产时技术极限生产井井距的数学模型，计算原油在易流区内流动时生产井的极限泄油半径，以及原油在不易流动区内流动时生产井的极限泄油半径；确认该致密油油藏技术极限生产井井距；根据该致密油藏布井方式，计算技术极限注采井距。该专利全面考虑致密油线性、非线性渗流定律的不稳定流规律，推导出了计算致密油藏定产量生产条件下的技术极限生产井井距的数学模型，可为致密油藏合理井距的确定及开发动用效果评价提供理论依据及技术支持。但是，该方法的实现步骤比较复杂，不能提供井对油层储量控制程度，可能造成井网范围内的储量表面上都控制住了，但是从微观孔隙吼道上讲不能全部有效控制，造成储量不能有效动用形成产能。
5.如公开号为“cn108920852a”，名称为“一种特低渗油藏注采井距的确定方法”的中国发明专利申请，该方法通过计算注水井周围压力分布及极限注水半径，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，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。但是该方法的缺点是步骤比较复杂，同样不能提供井对油层储量控制程度，可能造成井网范围内的储量表面上都控制住了，但是从微观孔隙吼道上讲不能全部有效控制，造成储量不能有效动用形成产能。


技术实现要素：

6.本发明的目的是提供一种极限井距确定方法，用于解决现有方法设计极限井距不合理导致开发成本增加的问题，以及井网有效控制或动用程度低导致的储量无法有效动用的问题。
7.基于上述目的，一种极限井距确定方法的技术方案如下：
8.步骤1，获取目的层位岩样进行毛管压力实验的数据，即岩样实验数据，包括井号、层位、取样点深度、岩样号、渗透率、孔喉半径、孔隙体积、进汞饱和度；
9.步骤2，通过岩样岩性分析描述，筛选出含油样品的岩样实验数据，按照孔喉半径由大到小，对同一个岩样的各条岩样实验数据进行排序；
10.步骤3，按照步骤2中的排序，根据孔隙体积与进汞饱和度的乘积，依次计算前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，i＝1,2,
…
,n，n为岩样的孔喉半径个数；
11.步骤4，根据步骤3中前i个和前i+1个孔喉半径对应的累计孔喉体积之差，计算得到第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积；
12.步骤5，在所有含油样品的岩样实验数据中，按照孔喉半径和渗透率对各条岩样实验数据重新排序，即先按照孔喉半径由大到小排序，对于孔喉半径值相同的岩样化验分析数据，按照渗透率由大到小的方式进行排序；
13.步骤6，根据步骤5的重新排序结果，计算前k个孔喉半径对应的全样累计孔喉体积，计算式如下：
[0014][0015]
式中，vck为前k个孔喉半径对应的全样累计孔喉体积，j＝1,2,
…
,k；v
c1
、
…
、v
ck
为重新排序结果中前k个孔喉体积；
[0016]
步骤7，根据步骤6中得到的各个全样累计孔喉体积，分别计算累计进汞体积百分数，即孔喉体积累计百分数，计算式如下：
[0017][0018]
式中，xk为第k个全样累计孔喉体积的累计进汞体积百分数，vck为全样累计孔喉体积，v
c总
为所有全样累计孔喉体积之和；
[0019]
步骤8，根据步骤7中确定的各个孔喉体积累计百分数，以及每个孔喉体积累计百分数对应的孔喉半径，拟合孔喉半径和孔喉体积累计百分数之间的关系，将设定的油藏地质储量的控制或动用程度作为孔喉体积累计百分数，代入上述关系中，求出对应的孔喉半径；
[0020]
步骤9，根据步骤2的排序结果，获取每块岩样的孔喉半径、渗透率，拟合孔喉半径与渗透率之间的关系；
[0021]
步骤10，获取极限泄油半径与渗透率之间的关系，结合步骤9中的孔喉半径与渗透率之间的关系，求得极限泄油半径与孔喉半径之间的关系；
[0022]
步骤11，利用步骤10中确定的极限泄油半径与孔喉半径之间的关系，结合步骤8中求出对应的孔喉半径，计算出对应的极限泄油半径，根据极限泄油半径的二倍，计算得到目的油藏的极限井距。
[0023]
上述技术方案的有益效果是：
[0024]
本发明的方法，首先，对岩样的毛管压力实验数据进行一系列处理，得到不同孔喉半径的孔喉体积累计百分数，由于孔喉体积累计百分数反映了油藏地质储量的控制或动用程度，因此可通过建立孔喉半径与孔喉体积累计百分数之间的关系，结合设定的控制或动用程度，确定出对应的孔喉半径；然后，利用渗透率与孔喉半径之间的关系，结合已知渗透
率与极限泄油半径之间的关系，推算出孔喉半径与极限泄油半径之间的关系；利用该关系，结合确定的孔喉半径，能够计算出合理的极限泄油半径，进而确定出合理的极限井距，提高了井网有效控制或动用程度，有助于降低开发成本。
[0025]
为了提高确定极限井距的精确性，进一步的，步骤9中的孔喉半径为对岩样进行毛管压力实验时初始进汞的孔喉半径，即最大孔喉半径。
[0026]
为了提高确定极限井距的精确性，进一步的，步骤9中的渗透率为最大孔喉半径对应的平均渗透率，计算式如下：
[0027]
k＝(k1+k2+、..、+km)/m
[0028]
式中，k为最大孔喉半径对应的平均渗透率，m为最大孔喉半径值相同的岩样个数，k1、k2、
…
、km为各岩样的渗透率。
[0029]
进一步的，步骤9中孔喉半径与渗透率之间的关系为线型关系或非线性关系。
[0030]
具体的，步骤3中前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积的计算式如下：
[0031][0032]
式中，vi为前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3；为第i个孔喉半径对应的进汞饱和度，％；v
p
为岩样的孔隙体积，cm3。
[0033]
具体的，步骤4中第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积的计算式如下：
[0034]
vc
i+1
＝v
i+1-vi[0035]
式中，vc
i+1
为第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积，cm3；i为大于0的整数；v
i+1
为前i+1个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3；vi为前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3。
附图说明
[0036]
图1是本发明实施例中极限井距确定方法的流程图；
[0037]
图2是本发明实施例中的孔喉体积累计分布、孔喉体积、孔喉体积百分数与孔喉半径分布关系图；
[0038]
图3是本发明实施例中拟合出的孔喉半径与对应平均渗透率之间的关系图；
[0039]
图4是本发明实施例中的不同孔喉半径、生产压差条件下的极限泄油半径图版。
具体实施方式
[0040]
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。
[0041]
本实施例提出一种极限井距确定方法，整体流程如图1所示，下面以某个目标油藏为例，来介绍该方法的具体实现步骤：
[0042]
步骤1，获取目的层位的岩样毛管压力实验数据。
[0043]
具体的，该目标油藏取芯井7口，对巴音戈壁组细分为两段5个砂组，有效毛管压力样品129块，采用常规压贡法对各岩样进行毛管压力实验，得到岩样实验数据，包括：取样点深度、岩样号、孔隙度、渗透率、孔喉半径、孔隙体积、进汞饱和度等。
[0044]
通过岩样在取芯井段的深度位置与地质分层，确定岩样的地层层位(即目的层位)，筛选出目的层位的岩样实验数据。
[0045]
其中，每个岩样有多条实验数据计录，对于一个岩样来说，由于每个岩样有若干个
大小不同的孔喉半径，以编号为11-22的岩样为例，给出该岩样的各条实验数据计录，如表1所示。
[0046]
步骤2，通过岩样岩性分析描述，筛选出含油样品的岩样化验分析数据，含油样品包括油迹、油浸和油斑样品，其中，每个岩样有多条实验数据计录，对于一个岩样来说，由于每个岩样有若干个大小不同的孔喉半径，因此进行毛管压力实验能够得到多条实验数据计录。
[0047]
对于同一个岩样的多条实验数据计录，按照孔喉半径由大到小，对各条岩样实验数据记录进行排序。以编号为11-22的岩样为例，给出该岩样排序后的各条实验数据记录，如表1所示。
[0048]
表1
[0049][0050][0051]
步骤3，按照上述排序，计算各岩样中各个孔喉半径对应的累计进汞体积，即累计孔喉体积，计算式如下：
[0052][0053]
式(1)中，vi为按照岩样化验分析数据中由大到小的孔喉半径排序时，前i个孔喉
半径对应的累计进汞体积，cm3；其中i＝1,2,
…
,n，n为某个岩样的孔喉半径个数；为第i个孔喉半径对应的进汞饱和度(即压汞饱和度)，％；0.01为转换系数，用于将进汞饱和度由百分数转换成小数；v
p
为岩样的孔隙体积，cm3；
[0054]
将孔喉半径对应的累计进汞体积加入到各岩样实验数据中，以编号为4和8的岩样为例，给出的岩样实验数据如下表所示：
[0055]
表2
[0056][0057]
步骤4，根据步骤3中前i个和前i+1个孔喉半径对应的累计孔喉体积之差，计算得到第i+1个孔喉半径对应的进汞体积，即孔喉体积，计算式如下：
[0058]
vc
i+1
＝v
i+1-viꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0059]
式(2)中，vi为前i个孔喉半径对应的累计进汞体积，cm3；其中i＝1、2、
…
；v
i+1
为前i+1个孔喉半径对应的累计进汞体积，cm3；vc
i+1
为第i+1个孔喉半径对应的进汞体积，cm3；而第1个孔喉体积vc1＝v1。
[0060]
将上面计算得到的孔喉体积加入到各岩样实验数据中，如表2所示。表2中，第1个孔喉体积vc1＝v1＝0.013，按照公式(2)，第2个孔喉体积vc2＝v
2-v1＝0.118-0.013＝0.105；第3个、第4个、
…
、第n个孔喉体积依次按照公式(2)进行求取即可，本步骤不再赘述。
[0061]
步骤5，在所有块岩样实验数据中，按照孔喉半径由大到小多对各条岩样实验数据重新排序，对于孔喉半径值相同的岩样实验数据，按照渗透率由大到小的方式进行排序。
[0062]
本步骤的数据排序与步骤2中的数据排序不同，步骤2中是对同属于一个岩样的化
验分析数据进行排序，属于一个岩样的实验数据按照孔喉半径大小排在一起，而本步骤的排序针对的是所有岩样实验数据记录。按照孔喉半径由大到小、渗透率由大到小的排序方式，排序后，如表3所示：
[0063]
表3
[0064][0065]
步骤6，根据上面步骤5中的重新排序结果，按照所有岩样实验数据中由大到小的孔喉半径排序，计算前j个孔喉半径对应的进汞体积和，即全样累计孔喉体积，计算式如下：
[0066][0067]
式中，vck为前k个孔喉半径对应的累计进汞体积，即全样累计孔喉体积，j＝1,2,
…
,k；全样累计孔喉体积的计算结果如表3所示。表3中显示，前1个全样累计孔喉体积为0.061cm3，前2个全样累计孔喉体积为0.107cm3，即前2个孔喉体积之和；以此类推，前k个全样累计孔喉体积为前k个孔喉体积之和。
[0068]
步骤7，根据步骤6中得到的全样累计孔喉体积，计算累计进汞体积百分数，即孔喉体积累计百分数，计算式如下：
[0069][0070]
式中，xk为第k个数据记录的累计进汞体积百分数，％；vc
总
为所有数据记录的累计进汞体积总和，cm3；孔喉体积累计百分数的计算结果如表3所示，共计1809条数据记录，由于数据量大，表3显示的是部分数据，vc
总
为111个岩样共计1809条数据记录全样累计孔喉体积之和，为153.622cm3。
[0071]
本步骤中，孔喉体积累计百分数客观上代表了油藏地质储量的控制或动用程度，其原理是，采用常规压汞法对各岩样进行压汞时，由于所有岩样的各喉道中进汞的顺序均是按照从大孔喉半径到小孔喉半径的顺序依次进行的，因此步骤5中，按照从大孔喉半径到小孔喉半径的顺序，所有条岩样实验数据重新排序。并且，这个顺序的规律与地层中出油的规律是相一致的，地层中也是按照从大孔喉半径到小孔喉半径的顺序依次出油的，因此，根据此排序计算出的进汞体积百分数客观上代表了油藏地质储量的控制或动用程度。
[0072]
步骤8，根据岩样实验数据中，拟合孔喉半径和孔喉体积累计百分数之间的关系，如图2所示，图2显示的是以孔喉半径为横轴，以孔喉体积累计分布、孔喉体积、孔喉体积百分数为纵轴，绘制的孔喉体积累计分布、孔喉体积、孔喉体积百分数与孔喉半径分布之间的关系图。
[0073]
由于孔喉体积累计百分数代表油藏地质储量控制或动用程度，因此根据井网控制程度一般应在60％～80％之间的要求，确定对应的孔喉半径区间为0.063～0.25μm，对应的孔喉体积累计百分数为82.3％～64.3％，也就是选定的孔喉半径越小，对应的孔喉体积累计百分数越大，从而井网控制程度越大。
[0074]
步骤9，根据步骤2确定的排序结果，获取每块岩样初始进汞时的孔喉半径(即每块岩样的若干孔喉半径中最大的孔喉半径)、岩样的渗透率。岩样初始进汞时的孔喉半径、岩样的渗透率如表4所示。
[0075]
表4
[0076][0077]
按照孔喉半径排序结果，计算每个孔喉半径对应渗透率的算术平均值，计算式如下：
[0078]
k＝(k1+k2+、..、+km)/m
[0079]
式中，k为最大孔喉半径对应的平均渗透率，m为最大孔喉半径值相同的岩样个数，k1、k2、
…
、km为各岩样的渗透率。根据上述公式，孔喉半径与平均渗透率的关系数据如表5所示。
[0080]
表5
[0081]
孔喉半径渗透率(μm)(md)25.00015.89216.00010.94410.0005.7616.3003.7484.0003.1692.5001.9361.6001.0291.0480.9521.0000.6830.6300.3260.4000.1370.1601.3470.0630.064
[0082]
步骤10，根据步骤9中每个孔喉半径对应渗透率的算术平均值，对孔喉半径与对应平均渗透率线性回归。孔喉半径与对应平均渗透率关系图如图3所示。线性关系式如下：
[0083]
k＝0.6439r
孔喉
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0084]
式中，k为平均渗透率，md；r
孔喉
为孔喉半径，μm；相关系数为0.9887。
[0085]
本实施例中，
[0086]
步骤11，将上面步骤10中的线性关系式，代入极限泄油半径的公式(7)中，计算得到极限泄油半径，公式如下：
[0087][0088]
式中，r
极限
为极限泄油半径，m；δp为生产压差，mpa；k为步骤10中确定的油藏空气渗透率(即平均渗透率)，md；μ为原油地下粘度，0.348mpa.s。
[0089]
根据步骤8中确定的孔喉半径区间为0.063～0.25μm，联立公式(6)和公式(7)，计算出生产压差20mpa时的极限泄油半径17.8～40.7m，对应的孔喉体积累计分布百分数82.3％-64.3％。
[0090]
作为其他实施方式，当生产压差调节不同时，计算出来的极限泄油半径也不同，给出不同孔喉半径、生产压差条件下的极限泄油半径计算结果如表6所示。
[0091]
表6
[0092][0093]
利用上述数据，拟合出体现极限泄油半径、孔喉体积累计分布百分数分别与孔喉半径之间关系的关系图版，如图4所示，通过关系图版上可以说明：
[0094]
(1)当生产压差一定时，极限泄油半径与孔喉半径成正相关关系，孔喉半径越大，极限泄油半径越大；
[0095]
(2)当孔喉半径一定时，极限泄油半径与生产压差成正相关关系，生产压差越大，极限泄油半径越大；
[0096]
(3)由于孔喉体积累计分布百分数是从大孔喉到小孔喉累计计算的，孔喉体积累计分布百分数与孔喉半径成负相关关系。
[0097]
由于极限井距为极限泄油半径的二倍，按照生产压差20mpa时对应的极限泄油半径，计算得到极限井距的最佳范围为36～81m。当然，也可根据具体的油藏地质储量的控制或动用程度要求，在步骤8确定的孔喉半径和孔喉体积累计百分数之间的关系中，确定出具体的孔喉半径，将该值代入公式(6)中，计算出具体的平均渗透率值，将该值代入公式(7)中，结合其他具体参数，计算出最终的极限泄油半径，进而确定出最终的极限井距。
[0098]
本发明的方法能够实现极限井距的精确预测，其原理是：
[0099]
采用常规压汞法做毛管压力时，用汞对岩样加压后，汞首先进入岩样的大吼道空间，随着压力增加，汞不断的进入较小吼道半径空间，随着试验压力增加，压力越大，汞进入吼道半径越小的空间，进汞饱和度越高。而汞能进入的吼道半径空间就是油气有效的存储空间、运移时的通道，因此通过岩样的进汞饱和度与岩样孔隙体积的乘积可以计算出单样孔喉半径由大到小，前i个孔喉半径的累计孔喉体积，进而计算出单样每个孔喉半径对应的孔喉体积。
[0100]
而油藏或油井生产过程中，油藏压力逐渐降低，岩石中的原油首先从大吼道流出，逐渐再从小喉道流出，利用此规律，通过对所有样品按照孔喉半径由大到小，同时渗透率也按由大到小排序，再计算全样累计孔喉体积，并计算孔喉体积累计分布百分数。其中，全样累计孔喉体积代表岩样的油量，对于油藏来讲相当于油藏地质储量，孔喉体积累计分布百分数代表岩样的体积控制或动用程度，对于油藏来讲相当于油藏地质储量的控制或动用程度，根据井网需求的控制或动用程度，结合孔喉半径与孔喉体积累计分布百分数间的关系，能够确定出对应的孔喉半径。
[0101]
然后利用渗透率与最大孔喉半径具有的正相关性，即孔喉半径越大渗透率越高，孔喉半径越小渗透率越小，通过建立的渗透率与最大孔喉半径之间的关系式(5)，结合极限泄油半径与渗透率之间的关系式(6)，从而建立起极限泄油半径与孔喉半径之间的关系，再
结合上述确定的孔喉半径，能够计算出极限泄油半径，进而计算出精确的极限井距。
[0102]
作为其它实施方式，由于渗透率与非最大孔喉半径也具有正相关性(相对而言，渗透率与最大孔喉半径的正相关性更强)，因此，在拟合渗透率与孔喉半径之间的关系时，拟合数据不仅限于最大孔喉半径，也可以加入非最大孔喉半径。
[0103]
本实施例中，存在多个岩样的孔喉半径相同、渗透率不同的情况，为了增加拟合准确性，对同一孔喉半径的多个渗透率值进行求平均值处理，作为其它实施方式，还可以在若干个渗透率k1、k2、
…
、km中取中值，作为用于与孔喉半径拟合的渗透率；或者不考虑拟合速度的情况下，保留这些同一孔喉半径的多个渗透率值，直接进行渗透率与孔喉半径的关系拟合。
[0104]
本实施例中，采用渗透率与孔喉半径的关系为线性关系，如图3所示，作为其它实施方式，还可以拟合非线性关系，例如单调递增的指数关系等。
[0105]
本实施例中，通过对目的油藏进行大量取芯井的化验试验数据分析和处理，筛选出含油层的样品，以方便进行后续步骤的开展。对于一个油藏来说，只要平面区间、纵向上不同油层都有样品，并具有代表性，样品越多，代表性越强，越能代表整个油藏，最终确定出极限井距的结果越可靠，精度越高。
[0106]
本发明的极限井距确定方法，可以有效结合孔喉体积累计分布百分数(实际上就是油藏地质储量控制程度)与微观孔喉半径结合，可以有效提高地质储量动用程度，最大限度的有效动用地质储量，形成产油能力，提高效益；本发明的极限井距确定方法，可以算出不同孔喉半径对应的合理极限井距，并且知道确定的合理极限井距能够达到的有效的体积控制或动用程度，克服了现有极限井距设计方法的弊端，提高了井距设计的可靠性和准确程度，增强了井网对油层的有效控制或动用程度，避免了由于井距设计不合理，造成井与井之间区域无法动用而形成滞油区的问题，以及由于确定井距过大导致的注采不见效的问题，提高了井网有效控制或动用程度。
[0107]
本发明的极限井距确定方法的应用前景非常广阔，特别是对低渗透油藏(渗透率10-50
×
10-3
μm2)，尤其对特低渗油藏(渗透率1-10
×
10-3
μm2)和超低渗油藏(渗透率0.1-1
×
10-3
μm2)更实用，为油藏工程井距论证提供可靠依据。
[0108]
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

技术特征：
1.一种极限井距确定方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1，获取目的层位岩样进行毛管压力实验的数据，即岩样实验数据，包括井号、层位、取样点深度、岩样号、渗透率、孔喉半径、孔隙体积、进汞饱和度；步骤2，通过岩样岩性分析描述，筛选出含油样品的岩样实验数据，按照孔喉半径由大到小，对同一个岩样的各条岩样实验数据进行排序；步骤3，按照步骤2中的排序，根据孔隙体积与进汞饱和度的乘积，依次计算前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，i＝1,2,
…
,n，n为岩样的孔喉半径个数；步骤4，根据步骤3中前i个和前i+1个孔喉半径对应的累计孔喉体积之差，计算得到第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积；步骤5，在所有含油样品的岩样实验数据中，按照孔喉半径和渗透率对各条岩样实验数据重新排序，即先按照孔喉半径由大到小排序，对于孔喉半径相同的岩样实验数据，按照渗透率由大到小的方式进行排序；步骤6，根据步骤5的重新排序结果，计算前k个孔喉半径对应的全样累计孔喉体积，计算式如下：式中，vc
k
为前k个孔喉半径对应的全样累计孔喉体积，j＝1,2,
…
,k；v
c1
、
…
、v
ck
为重新排序结果中前k个孔喉体积；步骤7，根据步骤6中得到的各个全样累计孔喉体积，分别计算累计进汞体积百分数，即孔喉体积累计百分数，计算式如下：式中，x
k
为第k个全样累计孔喉体积的累计进汞体积百分数，vc
k
为全样累计孔喉体积，v
c总
为所有全样累计孔喉体积之和；步骤8，根据步骤7中确定的各个孔喉体积累计百分数，以及每个孔喉体积累计百分数对应的孔喉半径，拟合孔喉半径和孔喉体积累计百分数之间的关系，将设定的油藏地质储量的控制或动用程度作为孔喉体积累计百分数，代入上述关系中，求出对应的孔喉半径；步骤9，根据步骤2的排序结果，获取每块岩样的孔喉半径、渗透率，拟合孔喉半径与渗透率之间的关系；步骤10，获取极限泄油半径与渗透率之间的关系，结合步骤9中的孔喉半径与渗透率之间的关系，求得极限泄油半径与孔喉半径之间的关系；步骤11，利用步骤10中确定的极限泄油半径与孔喉半径之间的关系，结合步骤8中求出对应的孔喉半径，计算出对应的极限泄油半径，根据极限泄油半径的二倍，计算得到目的油藏的极限井距。2.根据权利要求1所述的极限井距确定方法，其特征在于，步骤9中的孔喉半径为对岩样进行毛管压力实验时初始进汞的孔喉半径，即最大孔喉半径。3.根据权利要求1或2所述的极限井距确定方法，其特征在于，步骤9中的渗透率为最大孔喉半径对应的平均渗透率，计算式如下：
k＝(k1+k2+、..、+k
m
)/m式中，k为最大孔喉半径对应的平均渗透率，m为最大孔喉半径值相同的岩样个数，k1、k2、
…
、k
m
为各岩样的渗透率。4.根据权利要求1所述的极限井距确定方法，其特征在于，步骤9中孔喉半径与渗透率之间的关系为线型关系或非线性关系。5.根据权利要求1所述的极限井距确定方法，其特征在于，步骤3中前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积的计算式如下：式中，v
i
为前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3；为第i个孔喉半径对应的进汞饱和度，％；v
p
为岩样的孔隙体积，cm3。6.根据权利要求1所述的极限井距确定方法，其特征在于，步骤4中第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积的计算式如下：vc
i+1
＝v
i+1-v
i
式中，vc
i+1
为第i+1个孔喉半径对应的孔喉体积，cm3；i为大于0的整数；v
i+1
为前i+1个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3；v
i
为前i个孔喉半径对应的累计孔喉体积，cm3。

技术总结
本发明涉及一种极限井距确定方法，该方法通过对岩样毛管压力实验数据进行一系列处理，得到不同孔喉半径的孔喉体积累计百分数，由于孔喉体积累计百分数反映了油藏地质储量的控制或动用程度，因此可通过建立孔喉半径与孔喉体积累计百分数之间的关系，结合设计井需要达到的控制或动用程度，确定出对应的孔喉半径；然后，利用渗透率与孔喉半径之间的关系，结合已知渗透率与极限泄油半径之间的关系，推算出孔喉半径与极限泄油半径之间的关系；利用该关系，结合确定的孔喉半径，能够计算出合理的极限泄油半径，进而确定出合理的极限井距，提高了井网有效控制或动用程度，有助于降低开发成本。本。本。


技术研发人员：刘国旗 蔡军星 高鹏 王军 崔英琢 杨玉娥 王金志 单玲
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探开发研究院
技术研发日：2020.11.05
技术公布日：2022/5/25