CN107178357A - 碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油的方法。其中方法包括：对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理；根据所述缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对所述缝洞单元储集体结构的连通性进行评价；根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果，进行缝洞单元内部的流势表征；根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果和所述缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价；根据流势表征和储量动用情况评价结果，重新构建所述缝洞单元的流势平衡。本方法通过对缝洞单元流势的调整，可以经济高效地实现缝洞单元的均衡开发，不仅可以有效防止或抑制底水的过快地锥进，而且不会被动的损失油井产能。

Description

碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法

技术领域

本发明涉及油气藏能源开发技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法。

背景技术

(1)控水稳油主要技术

针对储层特征和油藏流体动力学特征，缝洞型碳酸盐岩油藏在开发过程中控水的技术对策主要包括以下几个方面:

①合理控制单井采油速度和生产压差，延长无水采油期防止油井过早水淹：合理控制单井采油速度和生产压差，是油田开发的重要原则。塔河油田开发初期大多数高产油井在生产过程中采取了放嘴提高油井产量的措施，导致油井采油强度过大，过早见水，反过来造成产量的迅速递减。适当减小油嘴，控制生产压差可以降低水锥高度，从而推迟油井见水时间和减缓含水上升速度，使得产量相对稳定或产量递减速度变缓。采油速度主要影响油田开发效果和水驱采收率。只有合理控制采油速度，才能达到较好的开发效果和较高的采收率。根据地质及开采条件分析，塔河油田的采油速度一般应控制在1.5％～2.0％。大量油田开发实践表明，在一定地质条件下，油田的合理采油速度与其驱动方式和注采井网系统密切相关。在地层能量比较充足、注采井网比较完善的条件下，油田可以相对较高的采油速度生产并能达到较长的相对稳产期；反之，如果地层能量供应不足，注采井网不够完善，油田只能以较低的采油速度生产，而且产量递减快，生产过程不稳定。

②油井见水初期或出现见水信号时，主动降低采速大幅度缩小生产压差，防止油井含水进一步上升或水淹：缝洞型碳酸盐岩油藏由于其储集体结构的特殊性，常常会出现油井一旦见水，含水在短时间内快速上升至100％，显著地不同于常规均质砂岩油藏含水缓慢上升或带水稳定生产。针对这一特点，塔河缝洞型油藏开发中探索和实践缩小工作制度降低生产压差的控水技术政策，鲁新便、罗娟、龙喜彬等人还针对油井见水前出现的异常信号来预判油井见水，提前控制生产压差，能更有效的控制底水突破和含水进一步上升。

③油井中高含水后的关井压锥控水技术：2010年荣元帅、涂兴万、刘学利等人提出针对缝洞型油藏的关井压锥技术，其理论依据主要是利用油水的重力分异实现水锥的自然回落，降低含水。关井压锥应主要选择边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率呈缓慢上升型或台阶型、前期缩嘴压锥或控液压锥有效的高含水油井；油井应在含水率大于80％后开始实施关井压锥；在关井压锥期间，关井时间须根据油井具体情况而定，一般为10～20d，开井后工作制度保持在前期正常生产时产液量的75％左右为宜。

④缝洞型油藏单井、单元注水技术：

单井注水压锥技术：2009年陆正元、窦之林等针对塔河油田四区TK440，TK449H和TK424C井等3口相互连通的油井见水直至水淹的开发过程表明产油层存在多个不同的边底水侵入通道，并不遵循由低到高逐渐见水的常规特征。在3口油井水淹之后，通过低部位的TK440井探索性注水使高部位TK424C井含水下降，而TK449H则变成不产水，使两口井的油产量明显提高。根据注水过程中的油水关系变化研究，提出TK440井组的储层概念模式和全新的注水压锥模式，即低部位注水可能实现对高部位水淹井从原水侵相反方向上补充剩余油体能量，导致高部位水淹井含水下降起到压制水锥的效果，从而达到提高采收率的作用。

缝洞型碳酸盐岩油藏单元注水驱油技术：缝洞型碳酸盐岩油藏是多期构造运动与古风化岩溶共同作用形成的，主要以缝洞为储集体，裂缝为流动通道的强非均质油藏。开发井网也以不规则井网模式部署，在油井开采至高含水期井间仍有大量剩余的存在，因此塔河油田自2005年开始在多井缝洞单元进行注水开发试验，实现剩余油的横向驱替动用，降低含水。实践中窦之林、张烈辉、鲁新便、刘学利等开展了碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究，完善了缝洞型油藏单元注水方式，优化了缝洞型油藏单元注水的注采参数，进一步完善了不同类型岩溶缝洞储集体注水技术政策。此后任文博、陈小凡等人针对油藏因极强的非均质性，注水极易形成优势通道，导致油井快速水淹的问题，提出了缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水完善了缝洞型碳酸盐岩油藏的注水技术。通过塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞油藏的开发实践证明进一步证实了“单元注水是缝洞型碳酸盐岩油藏减缓自然递减的主要方式之一”。

⑤缝洞型油藏单井、单元注气技术：缝洞型碳酸盐岩油藏开发后期，油井产层水淹，剩余油在纵向上主要富集于油藏中高部位，平面上剩余油主要分布于井间及未布井部位，通过注气驱油能有效动用油藏中高部位的原油。注氮气驱油提高采收率的作用机理是：氮气溶解于原油降低原油黏度以改善流动性，通过体积膨胀补充地层能量，较小的油气界面张力可驱替出微小孔径中的原油，通过重力分异置换油藏顶部剩余油。塔河油田自2012开始实施注气实践，效果显著。

⑥采用物理、化学等方法堵水调整产出剖面，抑制地层水的产出：针对含水80％以上的油井，塔河油田开展了调剖堵水的治理实践。常用的堵水方法通常可分为化学堵水和机械堵水两大类：化学堵水工艺是注入化学堵剂封堵大裂缝，建立大压差，采出中小裂缝的低含水原油；机械堵水工艺简单，是采用封隔器或水泥塞等机械方式封堵主要产水层段，释放油层产能实现控水稳油。随着技术的进步，还发展形成了适合于缝洞型储层油水同出井堵水密度选择性堵水工艺。堵水可作为碳酸盐岩缝洞型油藏治水控水的常规有效措施之一，已在塔河油田取得了较好的应用效果和较大的技术进步。

(2)现有碳酸岩盐缝洞型油藏控水稳油技术存在以下问题

上述碳酸岩盐缝洞型油藏控水稳油技术覆盖了油藏的开发初期-中期和后期，包含了油藏开发理论和采油工艺技术，能够较好的解决绝大部分油井控水问题。但遗憾的是，上述技术除了单元注水以外，其余的控水措施均从采油井的角度提出治理对策，而缺乏油藏开发单元的整体均衡把控。另外上述的控水技术也普遍存在“被动”和“牺牲产能”的不足。具体如下：

①控制合理压差的控水方法，理论上这是控水的最佳手段，只要能够从一开就以“合理的”压差生产，就能实现控水提高采收率和效益的最大化。但是由于油藏的复杂性和差异性，难以确定每一口油井合理压差，而且受油价的变化不同的时间段合理采速也不尽相同，因此实际开发过程这种合理压差的确定是提高采收率和效益最大化相互妥协的结果。

②油井见水初期或出现见水信号时，主动降低采速大幅度缩小生产压差控水的方法：这是油田开发实践的普遍做法，它确实能有效地控制含水的上升，但是这种方式会大幅度的降低油井产能，关井压锥更是一种极端的手段，将生产压差降为0。

③注水是行之有效地控水、提高采收率的手段，但是单井注水压锥的适用范围太窄，仅在特殊的井储结构下有效，不具备大范围推广价值。

④缝洞型油藏单井、单元注气技术，其作用主要原理是利用氮气的难混相，几乎不溶于原油的特性在地下形成人工气顶驱替油井产层溢出口以上的“阁楼油”，并降低油水界面。但这种控水方式对于构造平缓的油井或单元，控水增油作用不明显，而且受地层压力高的影响注气成本较高。

⑤堵水技术，可作为碳酸盐岩缝洞型油藏治水控水的常规有效措施之一，但是该技术在选井选层上有比较严格的要求，特别是机械堵水；另外从前期实践来看单次堵水作业有效期通常难以超过200天，增油在1000吨左右，作业成本高，经济效益比较差。

发明内容

鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法。

根据本发明的一个方面，提供了一种碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法，包括：

对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理；

根据所述缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对所述缝洞单元储集体结构的连通性进行评价；

根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果，进行缝洞单元内部的流势表征；

根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果和所述缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价；

根据所述缝洞单元内部的流势表征和所述缝洞单元的储量动用情况评价结果，重新构建所述缝洞单元的流势平衡。

进一步地，所述对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画进一步包括：

对溶洞储集体首先采用振幅梯度属性或瞬时能量属性进行轮廓识别，再结合最大曲率属性和相干属性进行地震溶洞相的聚类分析，进行地震溶洞相的识别和刻画；

对裂缝储集体首先利用最大曲率属性进行裂缝识别，再结合地层倾角和相干属性，进行地震裂缝相的识别和刻画。

进一步地，根据所述缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对所述缝洞单元储集体结构的连通性进行评价进一步包括：

采用蚂蚁体追踪技术进行静态连通缝洞的追踪，对所述缝洞单元内储集体结构的连通关联关系进行划分；

结合所述缝洞单元油井的井间干扰、生产特征相似性、水淹特征、示踪剂监测开发动态信息进行动态连通性验证。

进一步地，根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果，进行所述缝洞单元内部的流势表征进一步包括：

以所述缝洞单元的储集体的边界作为约束，根据所述缝洞单元的储集体的内部结构以及充填程度确定流体流动和所述缝洞单元的储集体介质流势表征的方向；

应用所述缝洞单元内油井的井底压力差异来计算所述流势表征的大小。

进一步地，根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果和所述缝洞单元内部流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价进一步包括：

通过标定所述缝洞单元内油井的控制储量范围，确定剩余未控制储量的分布；

采用容积法计算已动用储量的大小，并结合水淹特征，确定已动用储量中剩余油的分布特点。

进一步地，所述根据所述缝洞单元内部的流势表征和所述缝洞单元的储量动用情况评价，重新构建所述缝洞单元的流势平衡包括：建立所述缝洞单元的流势调整关系和设计优化调整参数。

进一步地，建立所述缝洞单元的流势调整关系进一步包括：

对于未见水的缝洞单元，根据水锥高度和油水界面调整油井压差；

对于已经见水的缝洞单元，根据所述缝洞单元内油井的位置，选择一个或多个油井进行抽水处理。

对于有注气计划的缝洞单元，根据所述缝洞单元内油井的位置，选择一部分油井进行注气处理，另一部分油井进行抽水处理。

进一步地，所述设计优化调整参数包括：根据所述缝洞单元的流势表征结果，确定削弱水锥需要的压差、抑制底水需要的压差，据此设计抽水井和采油井分别需要改变的压差。

本发明通过对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理；根据缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对缝洞单元储集体结构的连通性进行评价；根据缝洞单元储集体结构的连通性评价结果，进行缝洞单元内部的流势表征；根据缝洞单元储集体结构的连通性评价结果和缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价；根据缝洞单元内部的流势表征和缝洞单元的储量动用情况评价结果，重新构建缝洞单元的流势平衡。本发明通过对缝洞单元流势的调整，可以经济高效地实现缝洞单元的均衡开发，不仅可以防止或抑制底水的过快锥进，而且在调控过程中不会被动的损失油井产能，为缝洞型油藏控水稳油提供了一个全新的思路，本发明从缝洞单元调控的角度出发实现控水，避免了针对单井治理造成的井间储量的损失，并且本发明不是被动的牺牲产能，而是通过调控引流改变底水流势实现控水、降水的目标，油井产能不仅不受损失甚至会得到恢复，最后本发明的调控方式以动态调整为主，不会增加额外的成本投入，经济效益优势显著，应用范围广泛，而且调整过程以油藏的动态调整为主，调整过程基本可逆，不同于堵水等措施一旦实施井筒资源等再难以恢复。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：

图1示出了根据本发明一种碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法的流程图；

图2示出了塔河油田AD4缝洞单元流势调控部署图；

图3示出了塔河油田AD4井组流势调控效果图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。

本发明在广泛调研现有技术方法的基础上，创新性的提出了碳酸盐岩缝洞型油藏单元流势调控控水稳油方法。单元流势调控是指针对缝洞单元内现有井组通过改变各油井的生产压差，以实现缝洞单元内流势和油水关系的重新分布，从而达到削弱已经形成的水锥或者减缓底水的局部锥进的目的，最终实现缝洞单元的均衡控水开采的目的。

图1示出了本发明提供的碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法的流程示意图，该方法包括如下步骤：

步骤S100，对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理。

针对缝洞型油藏具有的强非均质性的特征，采用地球物理方法进行缝洞单元储集体结构的识别和刻画。对溶洞储集体首先采用振幅梯度属性或瞬时能量属性进行轮廓识别，再结合最大曲率属性和相干属性进行地震溶洞相的聚类分析，进行地震溶洞相的识别和刻画；

对裂缝储集体首先利用最大曲率属性进行裂缝识别，再结合地层倾角和相干属性，进行地震裂缝相的识别和刻画。

利用多属性融合的岩溶地震相分析技术将同类特征的地震响应归类，能够降低对地质特征解释的多解性，从而实现缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画。

步骤S200，根据缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对缝洞单元储集体结构的连通性进行评价。

在缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画的基础上，对缝洞单元储集体结构的连通性进行评价。首先采用蚂蚁体追踪技术进行静态连通缝洞的追踪，对缝洞单元储集体结构的连通关联关系进行划分，根据缝洞单元储集体结构的连通关联关系评价的结果确定缝洞单元内井组之间的关联关系，一个关联井组就代表了在静态上具有连通关系的井组，从而确定缝洞单元内井组的静态连通结构；

再结合缝洞单元油井的井间干扰、生产特征相似性、水淹特征、示踪剂监测开发动态信息进行动态连通性验证。

以静态连通结构为基础，动态连通信息为手段，对缝洞单元储集体结构的连通性进行分析。

步骤S300，根据缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果，进行缝洞单元内部的流势表征。

在缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果的基础上，进行缝洞单元内部的流势表征。油藏开发过程中，储集体内流体所具有的势能主要包括位能、压能、动能和界面能。结合缝洞型油藏不同储集体类型的特殊性，对缝洞单元内流势的大小、方向进行表征。以储集体的边界作为约束，根据缝洞单元的储集体的内部结构以及充填程度确定流体流动和储集体介质流势表征的方向，应用油井的井底压力差异来计算流势表征的大小。

步骤S400，根据缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果和缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价。

在缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果和缝洞单元内部的流势表征的基础上，进行储量动用情况计算和标示。由于缝洞型油藏以缝洞为储集体空间，且组合关系复杂，通过标定油井的控制储量范围，确定剩余未控制储量的分布；同时采用容积法计算已动用储量的大小，并结合水淹特征，确定已动用储量中剩余油的分布特点，为缝洞单元的均衡开发和剩余油挖潜确定目标。

步骤S500，根据缝洞单元内部的流势表征和缝洞单元的储量动用情况评价，重新构建缝洞单元的流势平衡。

在缝洞单元的流势表征和储量动用情况评价的基础上重新构建缝洞单元的流势平衡，包括：建立缝洞单元流势调整关系和设计优化调整参数，其中，建立缝洞单元流势调整关系的目的是通过对缝洞单元内油井的油水情况分析，确定抽水井和采油井；设计优化调整参数的目的是根据缝洞单元的流势表征结果，确定抽水井和采油井分别需要调整的参数以及参数的大小。

具体地，建立缝洞单元流势调整关系包括：

对于未见水的缝洞单元，对一部分油井进行控制压差，一部分油井进行放大压差，从而均衡缝洞单元的油水界面，避免局部锥进，通过对水锥高度和油水界面进行分析，确定抽水井和采油井；

对于已经见水的缝洞单元，选择一个或多个油井进行抽水处理，削弱已见水的油井水锥能量、降低含水，降低未见水的油井水侵风险，根据缝洞单元内油井的位置，确定抽水井和采油井。

对于有注气计划的缝洞单元，根据缝洞单元内油井的位置，选择一部分油井进行注气处理，另一部分油井进行抽水处理，控水效果更佳。

具体地，设计优化调整参数包括：根据缝洞单元的流势表征结果，确定削弱水锥需要的压差、抑制底水需要的压差，据此设计抽水井和采油井分别需要改变的压差。

本发明通过对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理；根据缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对缝洞单元储集体结构的连通性进行评价；根据缝洞单元储集体结构的连通性评价结果，进行缝洞单元内部的流势表征；根据缝洞单元储集体结构的连通性评价结果和缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价；根据缝洞单元内部的流势表征和缝洞单元的储量动用情况评价结果，重新构建缝洞单元的流势平衡。本发明通过对缝洞单元流势的调整，可以经济高效地实缝洞单元的均衡开发，不仅可以防止或抑制底水的过快锥进，而且在调控过程中不会被动的损失油井产能，为缝洞型油藏控水稳油提供了一个全新的思路，本发明从缝洞单元调控的角度出发实现控水，避免了针对单井治理造成的井间储量的损失，并且本发明不是被动的牺牲产能，而是通过调控引流改变底水流势实现控水、降水的目标，油井产能不仅不受损失甚至会得到恢复，最后本发明的调控方式以动态调整为主，不会增加额外的成本投入，经济效益优势显著，应用范围广泛，而且调整过程以油藏的动态调整为主，调整过程基本可逆，不同于堵水等措施一旦实施井筒资源等再难以恢复。

图2示出了塔河油田AD4缝洞单元流势部署图。

如图2所示出的，塔河油田AD4缝洞单元根据储集体结构刻画和识别以及储集体结构连通性评价可以划分为AD4、TH12507和TH12514三个连通井组。三个井组相互连通但也存在差异，其中TH12507井组能量充足但水体发育，AD4和TH12514两个井组底水不发育。

2016年8月，AD4井累产油46万吨后见水，含水快速上升至30％左右，根据缝洞单元储集体结构连通性识别和单元流势表征，确定为缝洞单元底水是从强底水的TH12507井组由北东方向向南西方向侵入，导致AD4井见水。通过剩余储量评级，认为AD4井等井储量丰富，是主要挖潜目标。据此确定TH12507井组抽水，AD4井组采油的缝洞单元均衡政策。

图3示出了塔河油田AD4井组流势调控效果图。

如图3所示出的，通过缝洞单元北东部的TH12507井组内TH12507井、TH10545井和TH2550井抽水，AD4井组内AD4井初实现了含水的稳定，并在持续抽水120天后含水出现明显的下降，至2017年5月初日含水已经降为0％，同时AD4井组内TH12523井含水也出现明显下降，缝洞单元控水效果显著。

本方法在塔河油田多个单元进行了现场试验，实践证明该方法确实可行。而且本发明还可以指导开发井网的完善，对于现有井网无法控制和动用储量可以通过部署新井进行控制和动用，甚至在缝洞单元开发方案编制初期就从缝洞单元流势整体均衡的方面部署井网，本发明针对现有控水稳油技术手段存在影响产能、成本高等不足，从缝洞单元整体流势调整的角度实现缝洞单元均衡开发，削弱水锥降低含水实现控水稳油的目标。本发明提出的分析思路、形成的构建步骤能较为合理的、全面的表征和反应碳酸盐岩缝洞型油藏的地质特点，该方法针对性强、涉及信息量大，现场应用适应性好，属系统、高效、适用的调控方法，对缝洞型油藏的控水开发具有重要的意义。

在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。

类似地，应当理解，为了精简本公开并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。

在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。

类似地，应当理解，为了精简本公开并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。

本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。

此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此所述的一些实施例包括其它实施例中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。

应该注意的是上述实施例对本发明进行说明而不是对本发明进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本发明可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。

Claims (8)

1.一种碳酸盐岩缝洞型油藏控水稳油方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画处理；

根据所述缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对所述缝洞单元储集体结构的连通性进行评价；

根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果，进行缝洞单元内部的流势表征；

根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价结果和所述缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价；

根据所述缝洞单元内部的流势表征和所述缝洞单元的储量动用情况评价结果，重新构建所述缝洞单元的流势平衡。

2.根据权利要求1述的方法，其特征在于，所述对缝洞单元储集体结构进行精细识别和刻画进一步包括：

对溶洞储集体首先采用振幅梯度属性或瞬时能量属性进行轮廓识别，再结合最大曲率属性和相干属性进行地震溶洞相的聚类分析，进行地震溶洞相的识别和刻画；

对裂缝储集体首先利用最大曲率属性进行裂缝识别，再结合地层倾角和相干属性，进行地震裂缝相的识别和刻画。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述缝洞单元储集体结构的精细识别和刻画处理的结果，对所述缝洞单元储集体结构的连通性进行评价进一步包括：

采用蚂蚁体追踪技术进行静态连通缝洞的追踪，对所述缝洞单元内储集体结构的连通关联关系进行划分；

结合所述缝洞单元油井的井间干扰、生产特征相似性、水淹特征、示踪剂监测开发动态信息进行动态连通性验证。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果，进行所述缝洞单元内部的流势表征进一步包括：

以所述缝洞单元的储集体的边界作为约束，根据所述缝洞单元的储集体的内部结构以及充填程度确定流体流动和所述缝洞单元的储集体介质流势表征的方向；

应用所述缝洞单元内油井以及注水井的井底压力差异来计算所述流势表征的大小。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述缝洞单元储集体结构的连通性评价的结果和所述缝洞单元内部的流势表征，对缝洞单元的储量动用情况进行评价进一步包括：

通过标定所述缝洞单元内油井的控制储量范围，确定剩余未控制储量的分布；

采用容积法计算已动用储量的大小，并结合水淹特征，确定已动用储量中剩余油的分布特点。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述缝洞单元内部的流势表征和所述缝洞单元的储量动用情况评价，重新构建所述缝洞单元的流势平衡包括：建立所述缝洞单元的流势调整关系和设计优化调整参数。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，建立所述缝洞单元的流势调整关系进一步包括：

对于未见水的缝洞单元，根据水锥高度和油水界面调整油井压差；

对于已经见水的缝洞单元，根据所述缝洞单元内油井的位置，选择一个或多个油井进行抽水处理；

对于有注气计划的缝洞单元，根据所述缝洞单元内油井的位置，选择一部分油井进行注气处理，另一部分油井进行抽水处理。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述设计优化调整参数包括：根据所述缝洞单元的流势表征结果，确定削弱水锥需要的压差、抑制底水需要的压差，据此设计抽水井和采油井分别需要改变的压差。