CN105822269A - 多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，该方法包括：步骤1，进行精细油藏地质综合研究；步骤2，利用建模数模一体化技术研究二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，研究动静态因素对二元驱后剩余油分布的影响，并根据数值模拟研究结果，建立多层油藏二元驱后剩余油分布模式；步骤3，对多层油藏利用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化流线调整方案以挖潜二元驱后剩余油。该多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法提高多层油藏二元驱后单元采收率，对国内外同类油藏提高采收率技术也具有重要的指导意义。

Description

多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法

技术领域

本发明涉及油田勘探技术领域，特别是涉及到一种多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法。

背景技术

多层油藏二元复合驱结束转后续水驱，含水上升快，油井产量大幅下降，层间矛盾突出，平面上注采流线长期较为固定，驱替程度不均衡。为了提高层间及平面驱替程度，需开展研究多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法。为此我们发明了一种新的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整挖潜剩余油方法，能较好的指导同类油藏挖潜剩余油，提高层间及平面驱替程度。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，该多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法包括：步骤1，进行精细油藏地质综合研究，包括对油藏地质特征的研究，和对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究；步骤2，利用建模数模一体化技术研究二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，研究动静态因素对二元驱后剩余油分布的影响，并根据数值模拟研究结果，建立多层油藏二元驱后剩余油分布模式；步骤3，对多层油藏利用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化流线调整方案以挖潜二元驱后剩余油。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，对油藏地质特征的研究，包括地层、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统和地质储量的研究；在储层特征研究方面，明晰了二元驱前后储层参数变化特征，随注水开发，渗透率、孔隙度增大，泥质含量减小，但二元驱后，单位注水倍数下变化幅度减小；注水开发非均质性变强，但二元驱后孔喉半径略有减小，均质性变好。

在步骤1中，对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究，包括二元驱前后自然电位曲线、电阻曲线及声波时差曲线变化规律及影响因素的研究，地层水矿化度增大，自然电位曲线幅度差增大；含水饱和度与地层水矿化度增大，导致电阻率减小；随注水冲刷孔隙度增大，声波时差增大，与二元剂浓度无关，并重建了二元驱后孔隙度、渗透率、含水饱和度测井解释模式。

在步骤2中，建模数模一体化技术为在精细油藏地质综合研究的基础上，建立了三维油藏地质模型和数值模拟模型。

在步骤2中，利用数值模拟研究结果，结合取心井、监测资料、生产动态资料，研究了二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，二元驱后，平面剩余油富集区规模小，层内上下含油饱和度差异小，层间饱和度差异仍然存在。

在步骤2中，动态因素方面，研究了井网形式、井距、排距等因素对剩余油分布的影响；静态因素方面分别从平面、层间和层内研究了非均质性对剩余油饱和度的影响，其中，平面非均质性指的是渗透率平面变异系数，层间非均质性指的是层间渗透率级差，层内非均质性包括韵律性、隔夹层、厚度这些因素。

在步骤2中，根据数值模拟研究成果，分别从平面、层间、层内建立了12种二元驱后剩余油分布模式，每种分布模式都描述了其影响因素和影响程度。

在步骤3中，层系细分重组四级优化方法是指先后按照拟渗流阻力级差、储量基础、开发指标和经济指标四级指标优选出最佳的层系细分方案。

在步骤3中，在层系细分的基础上，根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化出流线调整方案，调整井网、转变流线，通过“转变流线”的方式，提高分流线及油井间等弱驱部位的驱油效率。

本发明中的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，采用“油藏地质”、“油藏工程”与“数值模拟”相结合的手段，借助胜利油田多层油藏二元复合驱后单元的动静态资料，建立了精细油藏三维地质模型及数值模型，揭示油藏地质特征和开发规律，阐明了二元驱后剩余油分布特征，建立了二元驱后剩余油分布模式，并提供了多层油藏层系细分方法及二元驱后流线调整方法。该方法首先对多层油藏二元驱后剩余油分布特征及影响因素进行研究，建立二元驱后剩余油分布模式；再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，在层系细分的基础上，结合井网、井距状况，设计优化出流线调整方案，以挖潜多层油藏二元驱后剩余油。在多层油藏二元驱后剩余油分布特征及影响因素研究的基础上，建立了二元驱后剩余油分布模式，并根据剩余油分布特征及模式，提供了一种层系细分及流线调整挖潜剩余油方法。该多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法分别从平面、层间、层内描述了二元驱后剩余油分布特征，建立了剩余油分布模式，并提出了层系细分重组四级优化方法及流线调整方法进行剩余油挖潜，进一步提高多层油藏二元驱后单元采收率。本发明实用性强，具有较强的指导作用。这对国内外同类油藏提高采收率技术也具有重要的指导意义，推广应用前景广阔。

附图说明

图1为本发明的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实例中的二元驱后含油饱和度分布图；

图3为本发明的一具体实例中的二元驱后平面剩余油分布模式的示意图；

图4为本发明的一具体实例中的二元驱后层间剩余油分布模式的示意图；

图5为本发明的一具体实例中的二元驱后层内剩余油分布模式的示意图；

图6为本发明的一具体实例中的层系细分重组四级优化方法流程图；

图7为本发明的一具体实例中的212m×106m正对行列井网抽稀调整为两套212×212m交错行列式井网示意图；

图8为本发明的一具体实例中的212m×106m正对行列井网抽稀变井别调整为两套212×212m正对行列式井网示意图；

图9为本发明的一具体实例中的212m×106m正对行列井网调整为上层系转为九点井网、下层系新钻212m×212m正对行列井网示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法的流程图。

步骤101，精细油藏地质综合研究，一方面是对油藏地质特征的研究，另一方面是对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究。对油藏地质特征的研究，包括地层、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统和地质储量的研究。在储层特征研究方面，明晰了二元驱前后储层参数变化特征，随注水开发，渗透率、孔隙度增大，泥质含量减小，但二元驱后，单位注水倍数下变化幅度减小；注水开发非均质性变强，但二元驱后孔喉半径略有减小，均质性变好。对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究，包括二元驱前后自然电位曲线、电阻曲线及声波时差曲线变化规律及影响因素的研究，地层水矿化度增大，自然电位曲线幅度差增大；含水饱和度与地层水矿化度增大，导致电阻率减小；随注水冲刷孔隙度增大，声波时差增大，与二元剂浓度无关。另外，重建了二元驱后孔隙度、渗透率、含水饱和度测井解释模式。

步骤102，利用建模数模一体化技术研究了二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，研究了动静态因素对二元驱后剩余油分布的影响，并根据数模研究成果，建立了多层油藏二元驱后剩余油分布模式。所述的建模数模一体化技术就是在在精细油藏地质综合研究的基础上，建立了三维油藏地质模型和数值模拟模型；利用数值模拟研究结果，结合取心井、监测资料、生产动态资料，研究了二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征。二元驱后，平面剩余油富集区规模小，层内上下含油饱和度差异小，层间饱和度差异仍然存在。所述动态因素方面，研究了井网形式、井距、排距等因素对剩余油分布的影响；静态因素方面分别从平面、层间和层内研究了非均质性对剩余油饱和度的影响，其中，平面非均质性指的是渗透率平面变异系数，层间非均质性指的是层间渗透率级差，层内非均质性包括韵律性、隔夹层、厚度等因素。根据数模研究成果，分别从平面、层间、层内建立了12种二元驱后剩余油分布模式，每种分布模式都描述了其影响因素和影响程度。

步骤103，首先对多层油藏利用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化流线调整方案以挖潜二元驱后剩余油。所述层系细分重组四级优化方法是指先后按照拟渗流阻力级差、储量基础、开发指标和经济指标四级指标优选出最佳的层系细分方案。在层系细分的基础上，根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化出流线调整方案。调整井网、转变流线，通过“转变流线”的方式，提高分流线及油井间等弱驱部位的驱油效率。

下面通过具体实例(胜利油区孤东油田六区Ng5⁴-6⁸示范区)进一步说明本发明。

孤东油田六区Ng5⁴-6⁸于2004年1月实施了二元复合驱，含水最大下降9％，最高峰日油是见效前的5.0倍，取得了明显的降水增油效果。但二元驱结束转后续水驱后，由于该单元多层合采合注，层间矛盾突出，二元驱后剩余油认识不清等存在问题，油井产量大幅下降，含水上升快，孤东六区Ng5⁴-6⁸单井日油水平2.2t/d，综合含水96.5％，采出程度41.5％，仍然有相当的剩余油留在地层中。为了挖潜剩余油，对多层油藏二元驱后剩余油分布规律研究工作的开展迫在眉睫，并制定出有针对性的开发调整方案，以提高层间及平面驱替程度，从而进一步提高单元采收率。为慎重起见，在孤东六区Ng5⁴-6⁸中西部选取能代表全区的示范区开展了研究，为下步推广全区及类似油藏提供可靠的依据。

1、精细油藏地质综合研究

一方面是对孤东六区Ng5⁴-6⁸油藏地质特征的研究，包括地层、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统和地质储量的研究。在储层特征研究方面，利用取心井资料，对比研究了孤东六区Ng5⁴-6⁸单元二元驱前后储层参数的变化，明晰了二元驱后孔隙度、粒度中值、渗透率、泥质含量、孔喉半径的变化特征。随注水开发，渗透率、孔隙度增大，泥质含量减小，但二元驱后，单位注水倍数下变化幅度减小；注水开发非均质性变强，但二元驱后孔喉半径略有减小，均质性变好。

另一方面对孤东六区Ng5⁴-6⁸单元二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究，包括二元驱前后自然电位曲线、电阻率曲线及声波时差曲线变化规律及影响因素的研究。二元驱后，受矿化度与泥质含量的影响，自然电位曲线幅度差减小；含水饱和度与地层水矿化度增大，导致电阻率减小；随注水冲刷孔隙度增大，声波时差增大，与二元剂浓度无关。

另外，重新建立了孤东六区Ng5⁴-6⁸单元二元驱后测井解释模式，通过多元线性回归方程、阿尔奇公式重建了二元驱后孔隙度、渗透率和含水饱和度解释模型。

利用二元驱后密闭取心井分析孔隙度与声波时差关系，建立二元驱后孔隙度解释新模型：

Φ＝0.055Δt+31.8

式中：Φ—孔隙度；

Δt—声波时差，μs/ft。

储层渗透率与孔隙度、泥质含量和粒度中值有较好相关性，运用多元线性回归法进行渗透率解释：

LgK＝0.196+5.32Φ+8.49Vsh+6.87Md

式中：K—渗透率，10^-3μm²；

Φ—孔隙度；

Vsh—泥质含量；

Md—粒度中值，mm。

实验表明，阿尔奇公式仍适用于含二元注剂水淹层的含水饱和度解释，即含水饱和度解释模型为：

$S_w=\sqrt[n]{\frac{\mathrm{ab}{R}_w}{R_t{\mathrm{\φ}}^m}}$

式中：a、b、m、n为岩电参数，根据二元注剂水淹状况选取。

Rt为地层电阻率；

Rw为地层水电阻率，水淹后为地层混合液电阻率；

Φ—孔隙度；

Sw为含水饱和度。

2、二元驱后剩余油分布模式的建立

在精细地质研究的基础上，建立符合矿场需求的三维油藏地质模型，并输出Eclipse数模软件格式，开展数值模拟研究。利用数值模拟研究结果，结合取心井、监测资料、生产动态资料，研究了二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征。二元驱后，平面剩余油富集区规模小，层内上下含油饱和度差异小，层间饱和度差异仍然存在。

根据数模结果，从孤东六区Ng5⁴-6⁸示范区二元驱后含油饱和度分布图(如图2)上看，油井间、油水井排间分流线水淹较弱，剩余油富集，油井排附近40-80m范围内，以及部分井排间区域，含油饱和度高>50％；从孤东六区Ng5⁴-6⁸示范区分小层剩余油状况统计如表1所示：

表1各小层平均剩余油饱和度统计表

从表1可看出，二元驱后，层间饱和度差异仍然存在，主力小层Ng5⁴、Ng5⁵、Ng6²平均剩余油饱和度35.2％，其它非主力层平均剩余油饱和度44.2％。

对二元驱后剩余油分布影响因素开展了数值模拟研究，动态因素方面包括井网形式、井距、排距等因素，静态因素方面分别从平面、层间和层内研究了非均质性对剩余油饱和度的影响。其中，平面非均质性指的是渗透率变异系数，层间非均质性指的是层间渗透率级差，层内非均质性包括韵律性、隔夹层、厚度等因素。根据数模研究结果，建立了平面、层间、层内12种二元驱后剩余油分布模式(如图3、图4、图5)，每种分布模式都描述了其影响因素和影响程度。研究结果表明：(1)井网形式对二元驱效果影响较小，井距、排距影响较大，单井控制面积越小，二元驱后剩余油饱和度越小；(2)平面渗透率变异系数0.3时二元驱效果最好，渗透率变异系数大于0.5时二元驱效果明显变差；(3)各小层二元驱后含油饱和度均有大幅度下降，层间差异较水驱大；(4)层内调剖效果明显，同样厚度下，反韵律二元驱效果最好，其次为均质段，正韵律最差；隔夹层对正韵律储层二元驱影响较大，注水井存在隔夹层可使上下驱替更均匀；(5)储层厚度大于12m后，储层厚度对二元驱效果影响减弱。

3、多层油藏二元驱后层系细分重组及流线调整

孤东六区Ng5⁴-6⁸示范区二元驱后油井产量大幅下降，含水上升快，开发矛盾突出。该示范区油层多、储量大、层间物性及采出状况差异大，需要进行开发层系的合理细分和组合；研究发现油井间、油水井排间分流线剩余油仍比较富集，需通过“调整井网、转变流线”的方式，提高弱驱部位的驱油效率。

为了挖潜孤东六区Ng5⁴-6⁸示范区多层油藏二元驱后剩余油，首先进行层系细分重组，按照一般层系细分原则(具有稳定的隔夹层；层间渗透率级差小于3)，设计出几套不同的层系细分方案；再按照层系细分重组四级优化方法(如图6)，即先后按照拟渗流阻力级差、储量基础、开发指标和经济指标四级指标进行优化，进而优选出最佳的层系细分方案，即Ng5⁴、5⁵层作为一套开发层系，Ng6^1-8作为一套开发层系。

在层系细分为2套Ng5⁴-5⁵层及Ng6¹-6⁸层基础上，根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，开展流线调整方案设计。鉴于目前采用212m×106m正对行列井网开采，在充分利用老井、尽量减少投资以及改变液流方向的条件下，设计三种有代表性的流线调整方案。

方案一：油水井隔一抽一，形成两套212×212m交错行列式井网，交替开采(如图7)。该方案可以改变流线方向27°，挖掘排间剩余油。

方案二：抽稀变井别，上下两套层系均抽稀并进行井别转换，形成流线转变90°后的212×212m的正对行列井网(如图8)。该方案的优点充分利用老井，改变流线90°，充分挖潜油水井井排剩余油。

方案三：上层系Ng5⁴-5⁵油井排隔一转注，形成正九点井网，边井井距分别为106、212m，角井井距为237m，下层系Ng6¹-6⁸层钻新井形成212×212m的正对行列井网(如图9)。该方案的优点是充分利用老井，上层系进行强注强采，充分挖潜剩余油，下层系新井网流线转变90°，挖潜排间剩余油。

通过数值模拟技术对这三种方案指标进行预测，方案一投入产出比最大，为最佳方案，即：老井抽稀成2套层系，并分别形成212×212m的交错行列井网。

本发明主要是对多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法的研究，明晰了二元驱前后储层参数变化特征，重建了二元驱后孔隙度、渗透率、含水饱和度测井解释模式，建立了平面、层间、层内12种二元驱后剩余油分布模式，对多层油藏采用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，并提出了二元驱后采用井网调整以转变流线方向挖潜剩余油的开发调整方法。该多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法实用性强，能较好的指导同类油藏挖潜剩余油，提高采收率。

Claims (9)

1.多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，该多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法包括：

步骤1，进行精细油藏地质综合研究，包括对油藏地质特征的研究，和对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究；

步骤2，利用建模数模一体化技术研究二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，研究动静态因素对二元驱后剩余油分布的影响，并根据数值模拟研究结果，建立多层油藏二元驱后剩余油分布模式；

步骤3，对多层油藏利用层系细分重组四级优化方法进行层系细分，再根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化流线调整方案以挖潜二元驱后剩余油。

2.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤1中，对油藏地质特征的研究，包括地层、构造、储层、沉积相、油水系统、温压系统和地质储量的研究；在储层特征研究方面，明晰了二元驱前后储层参数变化特征，随注水开发，渗透率、孔隙度增大，泥质含量减小，但二元驱后，单位注水倍数下变化幅度减小；注水开发非均质性变强，但二元驱后孔喉半径略有减小，均质性变好。

3.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤1中，对二元驱前后测井响应特征差异及机理的研究，包括二元驱前后自然电位曲线、电阻曲线及声波时差曲线变化规律及影响因素的研究，地层水矿化度增大，自然电位曲线幅度差增大；含水饱和度与地层水矿化度增大，导致电阻率减小；随注水冲刷孔隙度增大，声波时差增大，与二元剂浓度无关，并重建了二元驱后孔隙度、渗透率、含水饱和度测井解释模式。

4.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤2中，建模数模一体化技术为在精细油藏地质综合研究的基础上，建立了三维油藏地质模型和数值模拟模型。

5.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤2中，利用数值模拟研究结果，结合取心井、监测资料、生产动态资料，研究了二元驱后平面、层间、层内剩余油分布特征，二元驱后，平面剩余油富集区规模小，层内上下含油饱和度差异小，层间饱和度差异仍然存在。

6.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤2中，动态因素方面，研究了井网形式、井距、排距等因素对剩余油分布的影响；静态因素方面分别从平面、层间和层内研究了非均质性对剩余油饱和度的影响，其中，平面非均质性指的是渗透率平面变异系数，层间非均质性指的是层间渗透率级差，层内非均质性包括韵律性、隔夹层、厚度这些因素。

7.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤2中，根据数值模拟研究成果，分别从平面、层间、层内建立了12种二元驱后剩余油分布模式，每种分布模式都描述了其影响因素和影响程度。

8.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤3中，层系细分重组四级优化方法是指先后按照拟渗流阻力级差、储量基础、开发指标和经济指标四级指标优选出最佳的层系细分方案。

9.根据权利要求1所述的多层油藏二元驱后剩余油分布模式及开发调整方法，其特征在于，在步骤3中，在层系细分的基础上，根据多层油藏二元驱后剩余油分布特征及模式，结合井网、井距状况，设计优化出流线调整方案，调整井网、转变流线，通过“转变流线”的方式，提高分流线及油井间等弱驱部位的驱油效率。