CN104453834A - 一种井组注采关系优化调整方法 - Google Patents

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    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
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Abstract

本发明提供了一种井组注采关系优化调整方法，属油田开发工程领域，通过编制待调整区块沉积微相分布图、砂层组构造图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图，建立待调整区块三维相控地质模型，确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态，对待调整区块井组注采关系进行优化调整。通过沉积微相控制，建立起与真实地层符合率更高的地质模型；在进行井组数值模拟过程中，充分考虑沉积微相的影响，不同沉积微相赋予其相应渗流特征的相对渗透率曲线数据，模拟出的不同相带内的剩余油分布状态更加准确。在此基础上得到的井组调整参数更加可靠，为油田的持续高效开发和科学决策提供更客观的理论依据。

Description

一种井组注采关系优化调整方法
技术领域
本发明涉及一种井组注采关系优化调整方法，属油田开发工程领域，具体属于油田开发后期井组注采关系优化调整技术领域。
背景技术
国内多数老油田采取水驱开发方式，目前已进入高含水开发阶段，剩余油分布零散，调整挖潜的难度大，大范围调整已无法适应开发要求。井组优化调整可以针对性的对目标区域进行优化，提高储量水驱动用程度，减小产量递减，对老油田的持续稳产有重大意义。
常规井组优化调整的主要方法：(1)矿场实践类比方法，类比相似区域的开发参数进行调整。该方法考虑因素少，对调整区域的适应性差，仅能作为井组调整的参考。(2)理论计算调整参数。由于调整受到多种地质因素制约，理论公式更注重体现一般规律，无法考虑地质参数在平面上的连续性变化等具体因素的影响，计算的调整参数适应性差。(3)直接建立井组模型计算调整参数。该方法未考虑边界条件对模型的影响，计算精度低。(4)利用随机模拟方法所建立的模型，进行大规模数值模拟，以此为依据开展井组优化调整。此方法没有体现沉积相对储层物性的控制作用，建立的模型与油藏储层实际符合率低；数值模拟过程采用单一相对渗透率数据，无法反映不同相带的实际渗流规律，与实际的渗流规律符合率低。
发明内容
本发明的目的是为了克服上述现有技术存在的考虑因素单一、模型符合率低的缺陷，提供一种井组注采关系优化调整方法。
本发明具体包括以下步骤：
1、编制待调整区块砂层组构造图、沉积微相分布图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图
利用地震资料、钻井地质资料、流体分析资料、岩石分析资料、开发动态资料，进行流动单元的划分对比、测井资料二次解释，建立沉积微相知识库，编制待调整区块砂层组构造图、沉积微相分布图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图。
2、建立待调整区块三维相控地质模型
2.1建立待调整区块构造模型：利用步骤1所提供的砂层组构造图，结合钻井地质资料中的井斜数据、断点数据、单井流动单元数据，建立构造模型。
2.2建立待调整区块沉积微相模型：在步骤1所提供的沉积微相分布图的基础上，确定流动单元不同微相的平面、垂向概率分布趋势，利用序贯指示模拟算法，建立沉积微相模型。
2.3建立待调整区块储层属性模型：利用步骤2.1所建立的构造模型，结合步骤1所提供的有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图的数据，采用在沉积微相控制下的序贯高斯模拟算法，建立有效厚度、孔隙度及渗透率模型。
2.4建立待调整区块三维相控地质模型：通过对步骤2.1、2.2、2.3得出的构造、沉积微相、储层属性模型进行叠加，建立三维相控地质模型。
3、确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态
3.1确定原始含油饱和度分布状态：利用岩心驱替实验测定岩样相对渗透率曲线数据，应用算术平均方法计算不同沉积微相岩样的特征值，通过相对渗透率曲线归一化处理，绘制不同沉积微相岩样的平均相对渗透率曲线；依据步骤1提供的沉积微相分布图，在步骤2.4所得到的三维相控地质模型内添加不同相对渗透率曲线数据，确定区块原始含油饱和度分布状态。
3.2确定区块剩余油分布状态：利用步骤3.1所得出的原始含油饱和度分布图，结合区块开发动态资料，在步骤2.4所得到的三维相控地质模型内进行待调整区块全油藏及单井历史动态拟合，研究开发状况与动态分析结果的一致性，确定区块剩余油分布状态。
3.3确定井组剩余油饱和度分布状态：利用步骤3.2所得到的区块剩余油分布状态，在保持原渗流场的前提下，以井组为中心结合沉积微相分布图切取井组模型，通过网格加密，对井组进行精细数值模拟，得到井组剩余油饱和度分布图，确定井组剩余油饱和度分布状态。
4、井组注采关系优化
4.1合理井距优化：利用步骤3.3所得到的井组剩余油饱和度分布图及井组模型，模拟出不同相带、不同井距下的开发指标，包括井组累积产油、采出程度、含水率，通过对比其开发指标，优选出合理井距。
4.2注采井网优化：利用步骤3.3所得到的井组剩余油饱和度分布图及步骤4.1所确定的合理井距，在步骤3.3所得到的井组模型内，模拟出不同相带组合关系的开发指标，包括井组累积产油、采出程度，通过对比其开发指标，确定注采井网组合方式。
本发明提供了一种井组注采关系优化调整方法，通过沉积微相控制，建立起与真实地层符合率更高的地质模型；在进行井组数值模拟过程中，充分考虑沉积微相的影响，不同沉积微相赋予其相应渗流特征的相对渗透率曲线数据，模拟出的不同相带内的剩余油分布状态更加准确。在此基础上得到的井组调整参数更加可靠，为油田的持续高效开发和科学决策提供更客观的理论依据。
附图说明
图1为本发明技术路线框图；
图2为中原油田卫42块流动单元对比图；
图3为中原油田卫42块孔隙度与渗透率相关关系图；
图4为中原油田卫42块孔隙度与声波时差相关关系图；
图5为中原油田卫42块沉积微相测井曲线特征图；
图6为中原油田卫42块沉积微相综合柱状图；
图7为中原油田卫42块44流动单元构造平面图；
图8为中原油田卫42块44流动单元沉积微相分布图；
图9为中原油田卫42块44流动单元有效厚度等值图；
图10为中原油田卫42块44流动单元孔隙度等值图；
图11为中原油田卫42块44流动单元渗透率等值图；
图12为中原油田卫42块构造模型；
图13为中原油田卫42块沉积微相平面分布趋势图；
图14为中原油田卫42块沉积微相垂向概率分布趋势图；
图15为中原油田卫42块沉积微相模型；
图16为中原油田卫42块有效厚度模型；
图17为中原油田卫42块孔隙度模型；
图18为中原油田卫42块渗透率模型；
图19为中原油田卫42块水下河道相平均相对渗透率曲线；
图20为中原油田卫42块前缘相平均相对渗透率曲线；
图21为中原油田卫42块远砂相平均相对渗透率曲线；
图22为中原油田卫42块原始含油饱和度分布状态图；
图23为中原油田卫42块剩余油饱和度分布状态图；
图24为中原油田卫42块卫42-23井组剩余油饱和度分布状态图；
图25为中原油田卫42块卫42-23井组不同井距下井组累产油对比曲线；
图26为中原油田卫42块卫42-23井组不同井距下含水率对比曲线；
图27为中原油田卫42块卫42-23井组不同井距下采出程度对比曲线；
图28为中原油田卫42块卫42-23井组不同相带组合关系下井组累积产油对比图；
图29为中原油田卫42块卫42-23井组不同相带组合关系下采出程度对比图；
图30为中原油田卫42块卫42-23井组调整前井网图；
图31为中原油田卫42块卫42-23井组调整后井网图。
具体实施方式
下面结合中原油田卫42块卫42-23井组的优化调整实例和附图，对本发明实施方式做进一步详细说明，由图1可知，本发明具体步骤如下：
1、编制中原油田卫42块沉积微相分布图、砂层组构造图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图
1.1中原油田卫42块资料的收集整理：基础资料包括5种资料：地震资料、钻井地质资料、流体分析资料、岩石分析资料、开发动态资料。
地震资料：顶面构造数据、砂体分布数据、属性分布数据和断层数据。
钻井地质资料：钻井地质信息、井斜数据、断点数据、单井流动单元数据、储层性质数据、测井解释数据、油气水界面、储量计算数据。
流体分析资料：高压物性数据、地面原油常规分析数据及水分析数据。
岩石分析资料：岩心常规分析数据、相对渗透率实验数据、毛细管压力实验数据、孔隙体积压缩系数实验数据和润湿性测定数据。
开发动态资料：采油井月度数据、注入井月度数据、射孔井段数据、封堵数据、动静液面数据、流静压数据、产出剖面测试数据、注入剖面测试数据及试油记录数据。
1.2资料的处理：包括流动单元的划分对比、测井资料二次解释、沉积微相知识库的建立。
流动单元的划分对比：由钻井地质资料中的单井流动单元数据绘制如图2所示的卫42块流动单元对比图，由图2可知，卫42块共划分出11个流动单元，其中沙三中3分为5个，沙三中4分为6个。
测井资料二次解释：采取趋势面分析法对钻井地质资料中的测井解释数据进行二次解释处理，建立物性解释模型，得到如图3所示的孔隙度与渗透率相关关系图和图4所示的孔隙度与声波时差相关关系图。
沉积微相知识库的建立：根据岩石分析资料中的岩心常规分析数据，绘制如图5所示的中原油田卫42块沉积微相测井曲线特征图和图6所示的沉积微相综合柱状图，由图5和图6建立如表1所示的沉积微相知识库，得到各沉积微相测井曲线特征。由表1可知，水下河道相：自然电位形态呈箱型和钟型，微电级存在大幅度差，声波时差为240-300微米/秒；前缘砂相：自然电位形态呈指状，微电级存在较大幅度差，声波时差为240-270微米/秒；远砂相：自然电位形态呈小尖指状，微电机存在小幅度差，声波时差为220-260微米/秒。
表1卫42块沉积微相知识库
相型 自然电位形态 微电级 声波时差，微米/秒
水下河道(Sh) 箱型、钟型 大幅度差 240-300
前缘砂(Q) 指状 较大幅度差 240-270
远砂(Y) 小尖指状 小幅度差 220-260
湖泥坪(M) 平直 无幅度
1.3沉积微相分布图、砂层组构造图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图的编制
利用步骤1.2所得到的测井资料二次解释结果、沉积微相知识库，编制卫42块构造平面图、沉积微相分布图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图，其中图7截取的是44流动单元构造平面图、图8截取的是44流动单元沉积微相分布图、图9截取的是44流动单元有效厚度等值图、图10截取的是44流动单元孔隙度等值图、图11截取的是44流动单元渗透率等值图。
2、中原油田卫42块三维相控地质模型的建立
2.1建立中原油田卫42块构造模型：利用步骤1.1中地震资料、钻井地质资料、岩石分析资料中的岩心常规分析数据和步骤1.2所得到的流动单元的划分对比、测井资料二次解释的结果，结合步骤1.3所提供的卫42块砂层组构造图，通过空间映射技术，建立如图12所示的卫42块构造模型，反映油藏的构造特征。
2.2建立中原油田卫42块沉积微相模型
2.2.1确定流动单元不同沉积微相的平面、垂向概率分布趋势：利用步骤1.3所得到的卫42块沉积微相分布图及步骤1.2所建立的沉积微相知识库，采用概率分析方法，确定水下河道、前缘砂、远砂三种沉积微相如图13所示的平面分布趋势图、如图14所示垂向概率分布趋势图，反映出基准面由下降到上升的两个沉积旋回过程。
2.2.2建立沉积微相模型：在步骤2.2.1所得出的沉积微相的平面、垂向概率分布趋势的约束下，采用序贯指示模拟算法，模拟出如图15所示的沉积微相模型。
2.3建立中原油田卫42块储层属性模型：利用步骤2.1所建立的卫42块构造模型，结合步骤1.3所提供的有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图的数据，采用在沉积微相控制下的序贯高斯模拟算法，建立如图16所示的有效厚度模型、如图17所示的孔隙度模型及如图18所示的渗透率模型。
2.4建立中原油田卫42块三维相控地质模型：通过对步骤2.1、2.2、2.3得出的构造、沉积微相、储层属性模型进行叠加，建立三维相控地质模型。
3、确定中原油田卫42块卫42-23井组剩余油饱和度分布状态
3.1确定中原油田卫42块原始含油饱和度分布状态
3.1.1按照SY/T5345-1999标准，通过岩心驱替实验，结合步骤1.1中流体分析资料及岩石分析资料，测定卫42块内12块取芯岩样的相对渗透率曲线数据，应用算术平均方法计算不同沉积微相岩样的特征值，通过相对渗透率曲线归一化处理，绘制如图19所示的水下河道相平均相对渗透率曲线、如图20所示的前缘砂相平均相对渗透率曲线、如图21所示的远砂相平均相对渗透率曲线。
3.1.2依据步骤1.3提供的附图8沉积微相分布图，在步骤2.4所得到的卫42块三维相控地质模型内添加步骤3.1.1所得到的三种相对渗透率曲线，得出如图22所示的原始含油饱和度分布状态图，确定卫42块原始含油饱和度分布状态。
3.2确定中原油田卫42块剩余油分布状态
利用步骤3.1所得出卫42块原始含油饱和度分布状态，结合步骤1.1中卫42块的开发动态资料，在步骤2.4所得到的三维相控地质模型内进行卫42块油藏及单井历史动态拟合，得出如图23所示的卫42块剩余油饱和度分布状态图、如表3所示的流动单元开发指标，确定卫42块剩余油分布状态。
表3中原油田卫42块流动单元开发指标表
3.3确定井组剩余油饱和度分布状态
利用步骤3.2所得到的卫42块剩余油分布状态，在保持原渗流场的前提下，以卫42-23井组为中心，结合步骤1.3所得到的沉积微相分布图，切取井组模型；通过对井组模型进行网格加密，对卫42-23井组进行精细数值模拟，得到如图24所示的井组剩余油饱和度分布状态图，确定卫42-23井组剩余油饱和度分布状态。
4、注采关系优化
4.1合理井距优化
利用步骤3.3得到卫42-23井组剩余油饱和度分布图，在步骤3.3所得到的井组模型内模拟150m、200m、250m井距下采用固定单井日产液的方式对井组累积产油、采出程度、含水率进行预测，得到表4所示的卫42-23井组不同井距下开发指标预测表、如图25所示的卫42-23井组不同井距下井组累积产油对比图、如图26所示的卫42-23井组不同井距下含水率对比图、如图27所示的卫42-23井组不同井距下采出程度对比图。由表4和图25、26、27可以看出：采用较小的井距，可以提高油藏的水驱效率，获得较高的采出程度；但井距过小，则水淹过快；采用较大井距，采出程度相对较低。对比这三种井距，卫42-23井组采用200m井距。
表4卫42-23井组不同井距下开发指标预测表
4.2注采井网优化：利用步骤3.3所得到的卫42-23井组剩余油饱和度分布图及步骤4.1确定的卫42-23井组的合理井距，在步骤3.3所得到的井组模型内研究水下河道注水－水下河道采油、水下河道注水-前缘砂采油、前缘砂注水-水下河道采油三种不同相带组合关系对开发效果的影响，得到如表5所示的不同相带组合关系下开发指标预测表、如图28所示的卫42-23井组不同相带组合关系下井组累积产油对比图、如图29所示的卫42-23井组不同相带组合关系下采出程度对比图。由表5和图28、29可以看出：注采井网建立方式以水下河道注水－水下河道采油，开发效果最佳；水下河道注水-前缘砂采油，开发效果其次；前缘砂注水-水下河道采油，开发效果最差。
表5不同相带组合关系下开发指标表
利用步骤4.1、4.2所得到的卫42-23井组井距、注采井网优化结果，结合沉积微相分布情况，在如图30所示的卫42-23井组调整前井网图的基础上，通过加密调整油井、水井各1口，开展卫42-23井组注采关系优化工作，得到如图31所示的卫42-23井组调整后井网图。经过调整，卫42-23井组注采井距由300m缩小到200m，注水井网由前缘砂注水-水下河道采油调整为水下河道注水-前缘砂采油，半年后对应油井见效，日增油20吨，累增油3500吨。

Claims (5)

1.一种井组注采关系优化调整方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）编制待调整区块沉积微相分布图、砂层组构造图、有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图；
（2）建立待调整区块三维相控地质模型：在步骤（1）编制的沉积微相分布图、砂层组构造图、有效厚度等值图、孔隙度等值图及渗透率等值图的基础上，构建待调整区块的构造模型、沉积微相模型、储层属性模型，通过叠加，建立待调整区块的三维相控地质模型；
（3）确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态：依据步骤（1）编制的沉积微相分布图，在步骤（2）所建立的三维相控地质模型内添加不同沉积微相相对渗透率曲线数据，确定区块原始含油饱和度分布状态；利用待调整区块原始含油饱和度分布状况，结合区块开发动态资料，对待调整区块全油藏及单井进行历史动态拟合，确定待调整区块剩余油分布状态；在确定待调整区块原始含油饱和度分布状态及剩余油分布状态的基础上，通过对井组模型进行精细数值模拟，确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态；
（4）待调整区块井组注采关系优化：利用步骤（3）确定的待调整区块井组剩余油饱和度分布状态，在井组模型内研究注采关系对井组开发的影响，确定井组注采关系优化调整方案。
2.根据权利要求1所述的井组注采关系优化调整方法，其特征是建立待调整区块三维相控地质模型，其步骤如下：
（1）建立待调整区块构造模型：利用砂层组构造图，结合钻井地质资料中的井斜数据、断点数据、单井流动单元数据，建立构造模型；
（2）建立待调整区块沉积微相模型：在待调整区块区块沉积微相分布图的基础上，确定流动单元不同微相的平面、垂向概率分布趋势，利用序贯指示模拟算法，建立沉积微相模型；
（3）建立待调整区块储层属性模型：利用待调整区块构造模型，结合待调整区块有效厚度等值图、孔隙度等值图、渗透率等值图的数据文件，采用在沉积微相控制下的序贯高斯模拟算法，建立有效厚度、孔隙度及渗透率模型；
（4）建立待调整区块三维相控地质模型：通过对构造、沉积微相、储层属性模型进行叠加，建立三维相控地质模型。
3.根据权利要求1所述的井组注采关系优化调整方法，其特征在于：确定待调整区块原始含油饱和度分布状态，其步骤如下：
（1）利用岩心驱替实验测定岩样相对渗透率曲线数据，应用算术平均方法计算不同沉积微相岩样的特征值，通过相对渗透率曲线归一化处理，绘制不同沉积微相岩样的平均相对渗透率曲线；
（2）依据待调整区块沉积微相分布图，在三维相控地质模型内添加不同相对渗透率曲线数据，确定区块原始含油饱和度分布状态。
4.根据权利要求1或2或3所述的井组注采关系优化调整方法，其特征在于：利用待调整区块剩余油分布状态，确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态，其步骤如下：
（1）利用待调整区块剩余油分布状态，在保持原渗流场的前提下，以待调整区块井组为中心，结合待调整区块沉积微相分布图，切取井组模型；
（2）通过对井组模型进行网格加密，对待调整区块井组进行精细数值模拟，得到待调整区块井组剩余油饱和度分布图，确定待调整区块井组剩余油饱和度分布状态。
5.根据权利要求4所述的井组注采关系优化调整方法，其特征是：待调整区块井组注采关系优化，其步骤如下：
（1）合理井距优化：利用待调整区块井组剩余油饱和度分布图及井组模型，模拟出不同相带、不同井距下的开发指标，包括井组累积产油、采出程度、含水率，通过对比其开发指标，优选出合理井距；
（2）注采井网优化：利用待调整区块井组剩余油饱和度分布图及所确定的合理井距，在井组模型内，模拟出不同相带组合关系的开发指标，包括井组累积产油、采出程度，通过对比其开发指标，确定注采井网组合方式。
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