CN105239998A - 一种基于海上油田储层细分的部井方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于海上油田储层细分的部井方法，它包括以下步骤：1)在河流相沉积储层中结合实际油田已有的油组划分，对实际油田已钻井的测井曲线进行最大熵法计算，依据INPEFA曲线拐点变化初步确定沉积旋回；2)在每一大级次沉积旋回内确定小级次沉积旋回，并计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂/地比的大小；3)在目标油田储层中将河道砂体厚度为3～10m、砂地比＞40％的小级次沉积旋回划分为第一开发层系，将河道砂体厚度为3～8m、砂地比为30％～40％的小级次沉积旋回划分为第二开发层系，将河道砂体的厚度为1～4m、砂地比＜30％的小级次沉积旋回划分为第三开发层系；4)满足步骤3)中第一开发层系的位置采用水平井，满足第二开发层系的位置采用水平井和定向井相结合，满足第三开发层系的位置采用定向井。

Description

一种基于海上油田储层细分的部井方法

技术领域

本发明涉及一种油田部井方法，特别是关于一种基于海上油田储层细分的部井方法。

背景技术

储层细分是进行海上油田生产规划、开发过程的动态分析和调整的重要基础。由于我国陆相沉积是一个复杂非均质体系，具有多旋回性、岩相岩性变化大和内部结构复杂等特点。因此在海上油田注水开发过程中,受陆相储层严重非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进明显、含水上升快、采出程度低等问题。目前，储层细分主要是基于层序地层学理论以及生物地层学的方法，针对井网密集的油田的地层油组进行划分，无法准确预测生产油田储集体的空间分布形态和规模等，也很难直接应用于生产油田的开发层系的划分。如何细分储层和确定油藏的开发层系,以及如何科学的确定海上油田的部井方案，是强非均质油藏在开发后期调整中面临的重要问题。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种基于海上油田储层细分的部井方法。能够为井网密度稀疏、储层厚度较大和岩相岩性变化大的海上油田部井提供理论依据和指导。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种基于海上油田储层细分的部井方法，它包括以下步骤：1)在河流相沉积储层中结合实际油田已有的油组划分，对实际油田已钻井的测井曲线进行最大熵法计算，依据特定积分处理曲线拐点变化初步确定沉积旋回；2)在每一大级次沉积旋回内确定小级次沉积旋回，并计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小；3)在目标油田储层中将河道砂体厚度为3～10m、砂地比＞40％的小级次沉积旋回划分为第一开发层系，将河道砂体厚度为3～8m、砂地比为30％～40％的小级次沉积旋回划分为第二开发层系，将河道砂体的厚度为1～4m、砂地比＜30％的小级次沉积旋回划分为第三开发层系；4)满足步骤3)中第一开发层系的位置采用水平井进行部井，满足步骤3)中第二开发层系的位置采用水平井和定向井相结合进行部井，满足步骤3)中第三开发层系的位置采用定向井进行部井。

所述步骤1)中进行最大熵法计算所依据的公式为：

$p\left(f\right)=\frac{{\mathrm{\Δt\Δp}}_m}{{\left|1+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{r}_k{e}^{i2\mathrm{\π}fk\mathrm{\Δ}t}\right|}^2}$

其中，△t为采样间隔，r_k为预测误差滤波器系数，p_m为预测误差的方差，f为采样频率，i为虚数单位，k为采样的样本点，m为预测误差滤波器的阶数，即滤波窗口的大小。

所述步骤2)中计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小过程如下：①选取自然伽玛曲线或自然电位曲线计算出泥质体积曲线；②根据选取的每一小级次的沉积旋回确定出泥质含量上限值，结合测井曲线采样率，从而计算得到每一小级次沉积旋回内的每一砂层厚度；③将每一个小级次沉积旋回内的每一砂层厚度相加，计算得到每一小级次沉积旋回的河道砂体厚度；④测量得到每一小级次沉积旋回厚度，将同一小级次沉积旋回的河道砂体厚度除以与之相对应的小级次沉积旋回厚度，得到每一小级次沉积旋回内河道砂体的砂地比。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明从储层沉积角度，首先在河流相沉积储层中进行了沉积旋回的划分，在每一大级次沉积旋回内确定小级次沉积旋回，并且计算得到了每一小级次沉积旋回内河道砂体的厚度和与之相对应的每一小级次沉积旋回的厚度，还计算得到了每一个小级次沉积旋回内的砂地比，层次清楚，能够对每个目标油田的储层进行初步预测。2、本发明进行了目标油田开发层系的划分，能够解决海上油气藏层间非均质强，层间矛盾突出的问题。3、本发明在目标油田不同的开发层系位置进行了相应的部井，能够有效地提高海上油田采收率，本发明可以广泛用于井网密度稀疏、油田开发的前期阶段和中后期调整阶段的海上油田的勘探开发。

附图说明

图1是本发明河道砂体结构沉积演化规律的示意图

图2是本发明河道砂体结构储层细分的示意图

图3是本发明目标油田开发层系划分结果的示意图

图4是本发明实际油田开发层系划分结果的示意图

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供一种基于海上油田储层细分的部井方法，它包括以下步骤：

1)在河流相沉积储层中初步确定沉积旋回

在河流相沉积储层中，结合实际油田已有的油组划分，对实际油田已钻井的测井曲线进行最大熵法计算，从而求取出INPEFA曲线(特定积分处理曲线)。依据INPEFA曲线拐点变化，完成河流相沉积储层沉积旋回的初步的大级次划分，每一大级次沉积旋回均包括叠置型河道1、搭接型河道2和孤立型河道3(如图1所示)中的任意两类。

步骤1)中进行最大熵法计算所依据的公式如下：

$p\left(f\right)=\frac{{\mathrm{\Δt\Δp}}_m}{{\left|1+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{r}_k{e}^{i2\mathrm{\π}fk\mathrm{\Δ}t}\right|}^2}$

其中，△t为采样间隔，r_k为预测误差滤波器系数，p_m为预测误差的方差，f为采样频率，i为虚数单位，k为采样的样本点，m为预测误差滤波器的阶数，即滤波窗口的大小。

如图1所示，叠置型河道砂体1、搭接型河道砂体2和孤立型河道砂体3均包括多个呈深灰色的河道砂体和多个与河道砂体相连接呈浅灰色的天然堤或决口扇以及与河道砂体和天然堤或决口扇相连接呈白色的泛滥平原。其中，叠置型河道砂体1中的砂体之间相互叠置，搭接型河道砂体2中的砂体之间依次相互搭接，孤立型河道砂体3中的砂体之间相互孤立。

2)在每一大级次沉积旋回内确定小级次沉积旋回，并计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小

通过实际油田已钻井的测井解释，依据测井曲线的幅度变化和组合特征，对每一大级次沉积旋回再次进行小级次沉积旋回的划分。每一小级次沉积旋回为叠置型河道1、搭接型河道2和孤立型河道3其中的一类。

测井曲线的组合特征指测井曲线在垂向的叠合样式，一般表现为箱状、指状、钟形、圣诞树状等，不同的形状沉积相存在差异。

在此基础上，计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小，其包括以下步骤：

①选取自然伽玛曲线或自然电位曲线计算出泥质体积曲线；

②根据选取的每一小级次的沉积旋回确定出泥质含量上限值，结合测井曲线采样率(测井曲线采样率一般为12.5cm，不同测井曲线采样率会有差异)，从而计算得到每一小级次沉积旋回内的每一砂层厚度；

③将每一个小级次沉积旋回内的每一砂层厚度h1、h2、……、hn相加，计算得到每一小级次沉积旋回的河道砂体厚度h＝h1+h2+…+hn；

④测量得到每一小级次沉积旋回厚度为H，将同一小级次沉积旋回的河道砂体厚度h除以与之相对应的小级次沉积旋回厚度H，得到每一小级次沉积旋回内河道砂体的砂地比(h/H)。

3)进行目标油田储层细分对比和开发层系划分

依据步骤2)，将河道砂体厚度为3～10m、砂地比＞40％的小级次沉积旋回划分为第一开发层系5；将河道砂体厚度为3～8m、砂地比为30％～40％的小级次沉积旋回划分为第二开发层系6；将河道砂体的厚度为1～4m、砂地比＜30％的小级次沉积旋回划分为第三开发层系7(如图2所示)。

如图2所示，随着河道平面4的不断升高和可容纳空间与沉积物供给比值(A/S)的不断增大，河道砂体结构之间由相互连通向孤立发展，河道砂体之间的连通性逐渐减弱且河道砂体规模依次减小。

4)确定目标油田部井方案

确定部井方案：满足步骤3)中第一开发层系5的位置采用水平井进行部井，满足步骤3)中第二开发层系6的位置采用水平井和定向井相结合进行部井，满足步骤3)中第三开发层系7的位置采用定向井进行部井。

选定实际已开发的油田，依据储层沉积特性相近、油气性质相同、压力系统相同的层段进行合理组合，对实际油田开发层系进行划分。选择地质参数与之相类似的目标油田，依据步骤2)、3)对目标油田进行开发层系划分。如图3、图4所示，可以得到：目标油田第一开发层系5的河道砂体结构特征和实际油田开发层系10与开发层系9的河道砂体结构特征结果相一致，目标油田第二发层系6的河道砂体结构特征和实际油田开发层系8的河道砂体结构特征相一致。

从上面的目标油田储层划分和油田实际开发层系对比的结果，得到依据河道砂体结构特征进行储层划分可以进行开发层系的划分，进而在相应的开发层系中采取不同的部井方案。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (3)

1.一种基于海上油田储层细分的部井方法，它包括以下步骤：

1)在河流相沉积储层中结合实际油田已有的油组划分，对实际油田已钻井的测井曲线进行最大熵法计算，依据特定积分处理曲线拐点变化初步确定沉积旋回；

2)在每一大级次沉积旋回内确定小级次沉积旋回，并计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小；

3)在目标油田储层中将河道砂体厚度为3～10m、砂地比＞40％的小级次沉积旋回划分为第一开发层系，将河道砂体厚度为3～8m、砂地比为30％～40％的小级次沉积旋回划分为第二开发层系，将河道砂体的厚度为1～4m、砂地比＜30％的小级次沉积旋回划分为第三开发层系；

4)满足步骤3)中第一开发层系的位置采用水平井进行部井，满足步骤3)中第二开发层系的位置采用水平井和定向井相结合进行部井，满足步骤3)中第三开发层系的位置采用定向井进行部井。

2.如权利要求1所述的一种基于海上油田储层细分的部井方法，其特征在于：所述步骤1)中进行最大熵法计算所依据的公式为：

$p\left(f\right)=\frac{{\mathrm{\Δt\Δp}}_m}{{\left|1+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{r}_k{e}^{i2\mathrm{\π}fk\mathrm{\Δ}t}\right|}^2}$

其中，△t为采样间隔，r_k为预测误差滤波器系数，p_m为预测误差的方差，f为采样频率，i为虚数单位，k为采样的样本点，m为预测误差滤波器的阶数，即滤波窗口的大小。

3.如权利要求1所述的一种基于海上油田储层细分的部井方法，其特征在于：所述步骤2)中计算每一小级次沉积旋回内的河道砂体厚度与砂地比的大小过程如下：

①选取自然伽玛曲线或自然电位曲线计算出泥质体积曲线；

②根据选取的每一小级次的沉积旋回确定出泥质含量上限值，结合测井曲线采样率，从而计算得到每一小级次沉积旋回内的每一砂层厚度；

③将每一个小级次沉积旋回内的每一砂层厚度相加，计算得到每一小级次沉积旋回的河道砂体厚度；

④测量得到每一小级次沉积旋回厚度，将同一小级次沉积旋回的河道砂体厚度除以与之相对应的小级次沉积旋回厚度，得到每一小级次沉积旋回内河道砂体的砂地比。