CN111350485B - 井网调整方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种井网调整方法及装置，属于油藏开发技术领域。该方法包括：获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整。该方法提高了井网调整方法的全面性和调整层系井网后的效果。

Description

井网调整方法及装置

技术领域

本发明涉及油藏开发技术领域，特别涉及一种井网调整方法及装置。

背景技术

水驱开发油藏的过程中，由于对油藏开发的不均衡性，导致不同储层的开发效果存在很大的差异，而且由于储层在不同方向上的渗透率不同，注入水沿不同方向运动的速度不同，导致储层在不同方向上的注水量存在很大的差异。因此，开发效果的差异以及注水量的差异导致各向异性逐步凸显，而这些各向异性会导致水驱开发效果变差。目前主要采取层系井网调整的方法来改善水驱开发效果。

相关技术中，在进行层系井网调整时，考虑储层受注水冲刷影响的时变特征对层系井网重组过程的影响，首先根据储层渗透率随含水量的变化规律，建立时变模型，再根据相对渗透率在不同含水时期的变化规律建立数值模拟模型，采用数值模拟模型确定层系井网重组技术界限指标后，将所有的层系划分为主力层和非主力层，之后改变主力层中不同油层的组合方式，并将这些重组的油层的井网分别进行叠加，得到多个井网调整的方案，再进行指标预测和评价，从多个调整方案中选取最佳的调整方案，按照该最佳的调整方案调整井网。

上述调整层系井网的方案，均由油层中现有井网的简单叠加得到，调整的方法不全面，调整层系井网后的效果不佳。

发明内容

本发明实施例提供了一种井网调整方法及装置，可以解决相关技术中的井网调整的方法不全面，调整层系井网后的效果不佳的问题。

一方面，提供了一种井网调整方法，所述方法包括：

获取目标区块的地质特征，根据所述地质特征建立三维地质模型，所述目标区块包括多个油层；

根据所述三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对所述数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；

所述多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个所述一类油层和每个所述二类油层，获取所述油层的第二属性参数，并根据所述第二属性参数和所述层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；

基于获取的多个层间均衡系数及所述多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于所述待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；

基于所述平面剩余油分布规律，对所述重组后的平面井网进行调整。

在一种可能实现方式中，所述方法还包括：

分别获取每个油层的第一属性参数，所述第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

基于所述每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以所述一种第一属性参数的频率为纵坐标；

获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取所述多个油层的边界属性参数，所述边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

基于所述每个油层的第一属性参数和所述边界属性参数，将所述油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

在一种可能实现方式中，所述对于每个所述一类油层和每个所述二类油层，获取所述油层的第二属性参数，并根据所述第二属性参数和所述层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数，包括：

从所述层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值；

采用以下公式，获取所述层间均衡系数：

E_c表示所述层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示所述油层含水饱和度最大值，S_wi表示所述油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i—油层压力值，P_j表示压力级差界限。

在一种可能实现方式中，所述基于获取的多个层间均衡系数及所述多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，包括：

获取所述多个层间均衡系数的平均值；

分别计算所述多个层间均衡系数与所述平均值的差值；

当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将所述任一油层过滤；或者，

当任一油层对应的差值的绝对值不小于所述第一预设阈值时，将所述任一油层作为待重组的油层。

在一种可能实现方式中，所述基于获取的多个层间均衡系数及所述多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于所述待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网之后，所述方法还包括：

将所述重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，所述第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

对于所述第一井网中的每一个注采井组，获取所述注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

将所述第一井网投影至渗透率等值线图上，获取所述注采井组对应的第二渗透率级差，基于所述第一渗透率级差与所述第二渗透率级差，将所述第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网。

在一种可能实现方式中，所述基于所述平面剩余油分布规律，对所述重组后的平面井网进行调整，包括：

基于所述平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将所述第二井网投影到所述剩余油饱和度图上；

对于所述第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取所述每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差；

基于获取的最小方差，将所述第二注采井距之比调整为与所述最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

在一种可能实现方式中，所述获取所述第二井网中的每个油井的单井控制水驱可动剩余油，包括：

采用以下公式，获取所述单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表所述单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

另一方面，提供了一种用于调整井网的装置，所述装置包括：

地质模型建立模块，用于获取目标区块的地质特征，根据所述地质特征建立三维地质模型，所述目标区块包括多个油层；

拟合模块，用于根据所述三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对所述数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；

均衡系数获取模块，用于所述多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个所述一类油层和每个所述二类油层，获取所述油层的第二属性参数，并根据所述第二属性参数和所述层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；

重组模块，基于获取的多个层间均衡系数及所述多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于所述待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；

调整模块，用于基于所述平面剩余油分布规律，对所述重组后的平面井网进行调整。

在一种可能实现方式中，所述装置还包括：

属性获取模块，用于分别获取每个油层的第一属性参数，所述第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

绘制模块，用于基于所述每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以所述一种第一属性参数的频率为纵坐标；

边界获取模块，用于获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取所述多个油层的边界属性参数，所述边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

划分模块，用于基于所述每个油层的第一属性参数和所述边界属性参数，将所述油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

在一种可能实现方式中，所述均衡系数获取模块还包括：

饱和度获取单元，用于从所述层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值；

均衡系数获取单元，用于采用以下公式，获取所述层间均衡系数：

E_c表示所述层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示所述油层含水饱和度最大值，S_wi表示所述油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i—油层压力值，P_j表示压力级差界限。

在一种可能实现方式中，所述重组模块包括：

平均值获取单元，用于获取所述多个层间均衡系数的平均值；

差值获取单元，用于分别计算所述多个层间均衡系数与所述平均值的差值；

对比单元，用于当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将所述任一油层过滤；或者，

当任一油层对应的差值的绝对值不小于所述第一预设阈值时，将所述任一油层作为待重组的油层。

在一种可能实现方式中，所述装置还包括：

优化模块，用于将所述重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，所述第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

数据获取模块，用于对于所述第一井网中的每一个注采井组，获取所述注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

调整模块，用于将所述第一井网投影至渗透率等值线图上，获取所述注采井组对应的第二渗透率级差，基于所述第一渗透率级差与所述第二渗透率级差，将所述第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网。

在一种可能实现方式中，所述调整模块包括：、

投影单元，用于基于所述平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将所述第二井网投影到所述剩余油饱和度图上；

剩余油获取单元，用于对于所述第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取所述每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差；

井距获取单元，用于将所述第二注采井距之比调整为与所述最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

在一种可能实现方式中，所述剩余油获取单元还用于：

采用以下公式，获取所述单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表所述单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

本发明实施例提供一种井网调整方法及装置，通过获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整，不仅通过获取层间均衡系数，确定了目标区块中需要重组的油层，而且对重组后的油层形成的平面井网进行了调整，提高了调整方法的全面性，提高了调整层系井网后的效果。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的一种井网调整方法的流程图；

图2是本发明实施例提供的一种井网调整方法的流程图；

图3为本发明实施例提供的一种五点法注采井网的示意图；

图4是本发明实施例提供的一种用于调整井网的装置的结构示意图；

图5是本发明实施例提供的一种用于调整井网的服务器的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

图1是本发明实施例提供的一种井网调整方法的流程图，参见图1，该方法包括：

101、获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层。

102、根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间的剩余油分布规律和平面剩余油分布规律。

103、多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数。

104、基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网。

105、基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整。

本发明实施例提供的方法，通过获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整，不仅通过获取层间均衡系数，确定了目标区块中需要重组的油层，而且对重组后的油层形成的平面井网进行了调整，提高了调整方法的全面性，提高了调整层系井网后的效果。

在一种可能实现方式中，方法还包括：

分别获取每个油层的第一属性参数，第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

基于每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以一种第一属性参数的频率为纵坐标；

获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取多个油层的边界属性参数，边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

基于每个油层的第一属性参数和边界属性参数，将油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

在一种可能实现方式中，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数，包括：

从层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值；

采用以下公式，获取层间均衡系数：

E_c表示层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示油层含水饱和度最大值，S_wi表示油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i—油层压力值，P_j表示压力级差界限。

在一种可能实现方式中，基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，包括：

获取多个层间均衡系数的平均值；

分别计算多个层间均衡系数与平均值的差值；

当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将任一油层过滤；或者，

当任一油层对应的差值的绝对值不小于第一预设阈值时，将任一油层作为待重组的油层。

在一种可能实现方式中，基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网之后，方法还包括：

将重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

对于第一井网中的每一个注采井组，获取注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

将第一井网投影至渗透率等值线图上，获取注采井组对应的第二渗透率级差，基于第一渗透率级差与第二渗透率级差，将第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网。

在一种可能实现方式中，基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整，包括：

基于平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将第二井网投影到剩余油饱和度图上；

对于第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差；

基于获取的最小方差，将第二注采井距之比调整为与最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

在一种可能实现方式中，获取第二井网中的每个油井的单井控制水驱可动剩余油，包括：

采用以下公式，获取单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

图2是本发明实施例提供的一种井网调整方法的流程图，参见图2，该方法包括：

201、将目标区块的油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

目前，多采用注水开发的方式开发油田中某一个油藏中的石油，随着长时间的注水开发，含水与采出程度关系高于理论曲线，导致该油藏的水驱开发效果变差，因此需要对该油藏进行井网调整研究，从而改善水驱开发效果。该油藏即为目标区块。

通常情况下，目标区块包括多个油层，该油层为强非均质多层砂岩油层，其中有一部分油层储量大，且按照目前使用的井网开发效果也很高，那么这部分油层可以继续沿用目前使用的井网；而有一部分油层虽然储量大，但是按照目前使用的井网开发的效果却很差，那么这部分的油层需要进行井网调整，以提高这些油层的开发效果。因此，首先需要确定目标区块中需要调整的油层。

本公开实施例在确定需要调整的油层时，首先基于每个油层的属性参数，将目标区块中的所有油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。其中，划分过程可以采用以下步骤2011-2014。

2011、分别获取每个油层的第一属性参数，第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量。

其中，每个油层的第一属性参数均可由目标区块中的资料中获取。

2012、基于每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以一种第一属性参数的频率为纵坐标。

以一种第一属性参数为含油面积为例，每个油层均对应一个含油面积，在获取到所有油层的含油面积后，可以获取每个含油面积对应的油层的频率，从而可以以含油面积为横坐标、以含油面积对应的频率为纵坐标，绘制出含油面积的概率曲线图。

相应的，地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量均可按照相同的方式绘制出关于不同第一属性参数的概率曲线图。

2013、获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取多个油层的边界属性参数，边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量。

例如，根据含油面积的概率曲线图，获取在累积频率为预设频率时的横坐标，作为边界含油面积，根据地质储量的概率曲线图，获取在累积频率为预设频率时的横坐标，作为边界地质储量，根据采出程度的概率曲线图，获取在累积频率为预设频率时的横坐标，作为边界采出程度，据累计注采比的概率曲线图，获取在累积频率为预设频率时的横坐标，作为边界累计注采比，根据剩余可采储量的概率曲线图，获取在累积频率为预设频率时的横坐标，作为边界剩余可采储量。

其中，本发明实施例对预设频率不作具体限定，示例性地，该预设频率为80％。而边界属性参数为将油层分为一类油层、二类油层和三类油层的依据。

2014、基于每个油层的第一属性参数和边界属性参数，将油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

其中，边界属性参数包括含油面积边界属性参数、地质储量边界属性参数、采出程度边界属性参数、累计注采比边界属性参数和剩余可采储量边界属性参数。每种边界属性参数可以将对应的第一属性参数划分为两个属性范围，则多项边界属性参数可以将多项第一属性参数划分为多个属性范围，基于该多个属性范围可以实现油层的划分。

对于每个油层来说，每一种第一属性参数均可与对应的边界属性参数进行比较，可通过油层的第一属性参数与对应边界属性参数的大小关系，确定一类油层、二类油层和三类油层。

以含油面积边界属性参数为0.5平方千米，地质储量边界属性参数为20万吨、采出程度边界属性参数为7％、累计注采比边界属性参数为0.6以及剩余可采储量边界属性参数为4万吨，划分一类油层、二类油层和三类油层的方式参见表1。

其中，一类油层中的每一个油层的砂体范围大，储量大，动用程度高且井网完善，二类油层中的每一个油层储量大，但比一类油层的动用程度差、水驱动用的潜力大，且井网完善，三类油层中的每一个油层砂体范围小、连通差，动用程度低，且井网不完善。因此，在后续确定需要调整井网的油层时，不再对三类油层进行分析，仅需在调整井网后，根据三类油层中任一油层的位置，就近选择该油层的井网，从而实现对三类油层的开发。

表1

202、获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型。

根据新井钻遇情况、岩心实验分析和油水井生产动态等资料，对目标区块的地质特征进行重新认识，并结合调整区地质再认识成果，建立与之相符的精细三维地质模型。

203、根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律。

在研究精度范围内粗化三维地质模型并导入Eclipse数模软件，建立数值模拟模型后，依据已开发阶段生产井史进行精细历史拟合，依据拟合结果结合油水井动态资料，测井及动态监测资料运用油藏工程方法分析当前阶段油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律。结果表明：平面剩余油主要分布在井间水驱滞留区及井网不完善的区域，纵向上层间动用差异较大，差动用层剩余油较富集。

204、对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数。

本发明实施例中，针对每个一类油层和每个二类油层的油层，研究渗透率级差、含油饱和度级差、压力级差、含水级差和厚度级差五种主要参数层系细分组合技术界限，在确定界限的基础上定义各参数权重，建立以下层间均衡系数公式，并采用以下公式，获取每个一类油层和二类油层的层间均衡系数：

E_c表示层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示油层含水饱和度最大值，S_wi表示油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i—油层压力值，P_j表示压力级差界限。

其中，油层含水饱和度最大值S_wmax和每个油层含水饱和度值S_wi均可从层间剩余油分布规律中获取，油层压力最大值P_max和每个油层压力值P_i均可从油藏的分层测试资料中获取；渗透率级差界限K_j可通过数值模拟方法和矿场统计方法获取；厚度级差界限h_j、饱和度级差界限S_j、含水级差界限f_j和压力级差界限P_j均可通过数值模拟方法获取，剩余其他的参数，如：油层渗透率最大值K_max以及每个油层渗透率值K_i均可由目标区块中的资料中获取。

本发明实施例仅是先执行步骤201为例进行说明，在另一种可能实现方式中，步骤201还可以在步骤203之后，步骤204之前执行。

205、基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层。

由步骤204获取每个一类油层和二类油层的层间均衡系数后，可获取这些油层的层间均衡系数平均值。再通过计算任一油层的层间均衡系数与该层间均衡系数的平均值的差值，得到任一油层对应的差值，从而根据一类油层和二类油层中每个油层对应的差值，确定需要进行井网调整的油层。

其中，当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，即表明该油层按照目前使用的井网进行开发时，水驱动用效果较好，因此将该油层过滤，不进行井网调整。而当任一油层对应的差值的绝对值不小于第一预设阈值时，说明该油层按照目前使用的井网进行开发时，水驱动用效果差，因此需要调整井网，故将该油层作为待重组的多个油层。

其中，本发明实施例对第一预设阈值的数值不进行具体限定，示例性地，第一阈值为0。

206、基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网。

将待重组的多个油层进行重新组合，即，在这些油层上部署一套新的注采井网，从而得到重组后的平面井网。

207、将重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，调整第一井网的注采井距之比，得到第二井网。

本发明实施例中，将重组后的平面井网进行优化主要是调整平面井网中注水井的井排方向，使得注水井的井排方向与河道的高渗方向平行，从而得到第一井网。

第一井网中包括多个注采井组，每个注采井组包括一个注水井和多个油井，该油井的数量与井网形式有关，若井网形式为五点法，则油井的数量为4个，且这4个油井位于以注水井为中心的正方形的四个端点处。若井网的形式为七点法，则油井的数量为6个，且这6个油井位于以注水井为中心的正六边形的六个端点处。因此，无论采用哪种井网形式，均会由于不同方向的渗透率不同，而导致注入水流入每个油井的时间不一致，而这种不一致会造成水驱开发效果变差。

图3为本发明实施例提供的一种五点法注采井网的示意图，其中三角形标记表示注水井，圆形标记表示油井。参见图3，x方向是高渗方向，y方向是低渗方向，在注水井注水时，在井距相同的情况下，水必然是先到达x方向油井，因此，为了让注入水到达x、y方向油井的时间相同，则需要通过调整两个方向的注采井距之比来实现。

为了解决这个问题，本发明实施例对第一井网注采井距之比进行了调控，从而保证注水井中的注入水到达不同方向的油井的时间相同。

其中注采井距之比指代的是在低渗方向上的油井与注水井之间距离，与在高渗方向上油井与注水井之间的距离之比。其中，调控注采井距之比的过程，可以包括以下步骤2071-2072。

2071、对于第一井网中的每一个注采井组，获取注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比。

2072、将第一井网投影至渗透率等值线图上，获取注采井组的第二渗透率级差，基于第一渗透率级差与第二渗透率级差，将第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网。

其中，本发明实施例对基于第一渗透率级差与第二渗透率级差，获取第二注采井距之比的具体方式不作具体限定，示例性地，当第一渗透率级差小于第二渗透率级差时，增大注采井距之比，当调控后的注采井距之比对应的渗透率级差为第一渗透率级差时，该注采井距之比即为第二注采井距之比。

208、基于层间剩余油分布规律，对第二井网进行调整。

其中，层间剩余油分布规律用于获取剩余油饱和度图，在获取剩余油饱和度图后，将第二井网投影到剩余油饱和度图上。

在剩余油饱和度图上，对于第二井网中的每一个注采井组，确定某一个油井后，圈定该油井的单井控制面积后，可以相应获取每个油井的单井控制油层厚度、孔隙度、剩余油饱和度、残余油饱和度和原油密度的数值。因此，可以采用以下公式，获取单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；

其中，N_Si代表单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

而为了获取最好的水驱开发效果，还需保证待重组的油层的储量的均衡性，因此在后续过程中，获取了每一个单井控制水驱可动剩余油的方差，并将注采井距调整为与最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。其中，可采用以下公式获取最小方差：

其中，

代表单井控制水驱可动剩余油的平均值，n代表第二井网中油井的数量。

需要说明的一点是，步骤207-208为可选方案，在另一实施例中，也可以基于平面剩余油分布规律对重组后的平面井网进行调整，其调整方式与对第二井网的调整方式相同，在此不再赘述。

需要说明的另一点是，为获得最好的水驱开发效果，即使得未来采油量最高，在对平面井网进行调整时，还可以分别采用了五点法和七点法两种井网形式，并按照步骤207-208分别得到了两种井网。

之后，将按照这两种井网分别导入Eclipse数值模拟模型，预测两种井网在未来一段时间内的采出程度，从而将采出程度较高的井网，确定为要调整的井网。

采用本发明提供的方法，进行井网调整共部署新钻井36口(其中油井21口，注水井15口)，井距180-230m，新建产能5.04万吨，预计增加可采储量61.5万吨，采收率提升3.4％，注采井网控制程度、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度分别提高1.3、16.0、11.5个百分点。

本发明提供的方法，通过获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整，不仅通过获取层间均衡系数，确定了目标区块中需要重组的油层，而且对重组后的油层形成的平面井网进行了调整，提高了调整方法的全面性，提高了调整层系井网后的效果。

针对层系重组技术，本发明在静态参数基础上加入了压力、饱和度等动态参数技术界限研究，并将动、静态参数综合考虑建立了层间均衡系数公式，进一步优化了层系重组技术界限；针对平面井网调整技术，本发明在各向物性差异基础上综合考虑了沉积微相以及各向饱和度差异，建立了多级次的井网差异调整技术流程，确保了当前流场条件下的最优井网形式，以实现水驱波及最大化、提升水驱采收率的最终目的。

图4是本发明实施例提供的一种用于调整井网的装置的结构示意图，参见图4，该装置包括：

地质模型建立模块401，用于获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层；

拟合模块402，用于根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；

均衡系数获取模块403，用于多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；

重组模块404，用于基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；

调整模块405，用于基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整。

本发明提供的装置，通过获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型，目标区块包括多个油层；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数及多个层间均衡系数的平均值，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整，不仅通过获取层间均衡系数，确定了目标区块中需要重组的油层，而且对重组后的油层形成的平面井网进行了调整，提高了调整方法的全面性，提高了调整层系井网后的效果。

在一种可能实现方式中，装置还包括：

属性获取模块，用于分别获取每个油层的第一属性参数，第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

绘制模块，用于基于每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以一种第一属性参数的频率为纵坐标；

边界获取模块，用于获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取多个油层的边界属性参数，边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

划分模块，用于基于每个油层的第一属性参数和边界属性参数，将油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

在一种可能实现方式中，均衡系数获取模块403还包括：

饱和度获取单元，用于从层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值；

均衡系数获取单元，用于采用以下公式，获取层间均衡系数：

E_c表示层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示油层含水饱和度最大值，S_wi表示油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i—油层压力值，P_j表示压力级差界限。

在一种可能实现方式中，重组模块404包括：

平均值获取单元，用于获取多个层间均衡系数的平均值；

差值获取单元，用于分别计算多个层间均衡系数与平均值的差值；

对比单元，用于当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将任一油层过滤；或者，

当任一油层对应的差值的绝对值不小于第一预设阈值时，将任一油层作为待重组的油层。

在一种可能实现方式中，装置还包括：

优化模块，用于将重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

数据获取模块，用于对于第一井网中的每一个注采井组，获取注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

调整模块，用于将第一井网投影至渗透率等值线图上，获取注采井组对应的第二渗透率级差，基于第一渗透率级差与第二渗透率级差，将第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网。

在一种可能实现方式中，调整模块405包括：

投影单元，用于基于平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将第二井网投影到剩余油饱和度图上；

剩余油获取单元，用于对于第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差；

井距获取单元，用于将第二注采井距之比调整为与最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

在一种可能实现方式中，剩余油获取单元还用于：

采用以下公式，获取单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表单井控制水驱可动剩余油，

_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

图5是本发明实施例提供的一种用于调整井网的服务器的结构示意图，该服务器500可因配置或性能不同而产生比较大的差异，可以包括一个或一个以上处理器(centralprocessing units，CPU)501和一个或一个以上的存储器502，其中，存储器502中存储有至少一条指令，至少一条指令由处理器501加载并执行以实现上述各个方法实施例提供的方法。

当然，该服务器500还可以具有有线或无线网络接口、键盘以及输入输出接口等部件，以便进行输入输出，该服务器还可以包括其他用于实现设备功能的部件，在此不做赘述。

服务器500可以用于执行上述井网调整方法中装置所执行的步骤。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种井网调整方法，其特征在于，所述方法包括：

获取目标区块的地质特征，根据所述地质特征建立三维地质模型，所述目标区块包括多个油层；

根据所述三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对所述数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；

所述多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，从所述层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值，采用以下公式，获取层间均衡系数：

其中，E_c表示所述层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示所述油层含水饱和度最大值，S_wi表示所述油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i-油层压力值，P_j表示压力级差界限；

获取多个层间均衡系数的平均值，分别计算所述多个层间均衡系数与所述平均值的差值，当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将所述任一油层过滤，或者，当任一油层对应的差值的绝对值不小于所述第一预设阈值时，将所述任一油层作为待重组的油层，基于所述待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；

将所述重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，所述第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

对于所述第一井网中的每个注采井组，获取所述注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

将所述第一井网投影至渗透率等值线图上，获取所述注采井组的第二渗透率级差，基于所述第一渗透率级差与所述第二渗透率级差，将所述第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网；

基于所述平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将所述第二井网投影到所述剩余油饱和度图上，对于所述第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取所述每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差，基于所述方差中的最小方差，将所述第二注采井距之比调整为与所述最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

分别获取每个油层的第一属性参数，所述第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

基于所述每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以所述一种第一属性参数的频率为纵坐标；

获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取所述多个油层的边界属性参数，所述边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

基于所述每个油层的第一属性参数和所述边界属性参数，将所述油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取所述第二井网中的每个油井的单井控制水驱可动剩余油，包括：

采用以下公式，获取所述单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表所述单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

4.一种用于调整井网的装置，其特征在于，所述装置包括：

地质模型建立模块，用于获取目标区块的地质特征，根据所述地质特征建立三维地质模型，所述目标区块包括多个油层；

拟合模块，用于根据所述三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对所述数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；

均衡系数获取模块，用于所述多个油层按照第一属性参数划分为一类油层、二类油层和三类油层，从所述层间剩余油分布规律中获取油层含水饱和度最大值和油层含水饱和度值，采用以下公式，获取层间均衡系数：

其中，E_c表示所述层间均衡系数，K_max表示油层渗透率最大值，K_i表示油层渗透率值，K_j表示渗透率级差界限，h_max表示油层厚度最大值，h_i表示油层厚度值，h_j表示厚度级差界限，S_wmax表示所述油层含水饱和度最大值，S_wi表示所述油层含水饱和度值，S_j表示饱和度级差界限，f_wmax表示油层含水最大值，f_wi表示油层含水值，f_j表示含水级差界限，P_max表示油层压力最大值，P_i-油层压力值，P_j表示压力级差界限；

重组模块，用于获取多个层间均衡系数的平均值，分别计算所述多个层间均衡系数与所述平均值的差值，当任一油层对应的差值的绝对值小于第一预设阈值时，将所述任一油层过滤，或者，当任一油层对应的差值的绝对值不小于所述第一预设阈值时，将所述任一油层作为待重组的油层，基于所述待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；

优化模块，用于将所述重组后的平面井网进行优化，得到第一井网，所述第一井网的井排方向与河流高渗方向平行；

数据获取模块，用于对于所述第一井网中的每一个注采井组，获取所述注采井组的第一渗透率级差和第一注采井距之比；

调整模块，用于将所述第一井网投影至渗透率等值线图上，获取所述注采井组对应的第二渗透率级差，基于所述第一渗透率级差与所述第二渗透率级差，将所述第一注采井距之比调整为第二注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第二井网；

调整模块，用于基于所述平面剩余油分布规律获取剩余油饱和度图，将所述第二井网投影到所述剩余油饱和度图上，对于所述第二井网中的每一个注采井组，获取每个油井的单井控制水驱可动剩余油，并获取所述每个油井的单井控制水驱可动剩余油的方差，基于所述方差中的最小方差，将所述第二注采井距之比调整为与所述最小方差对应的第三注采井距之比，得到由多个注采井组调整注采井距之比后确定的第三井网。

5.根据权利要求4所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：

属性获取模块，用于分别获取每个油层的第一属性参数，所述第一属性参数包括含油面积、地质储量、采出程度、累计注采比和剩余可采储量；

绘制模块，用于基于所述每个油层的第一属性参数，分别绘制多条概率曲线，每条概率曲线以一种第一属性参数为横坐标，以所述一种第一属性参数的频率为纵坐标；

边界获取模块，用于获取每条概率曲线在累计频率为预设频率时的横坐标，获取所述多个油层的边界属性参数，所述边界属性参数包括边界含油面积、边界地质储量、边界采出程度、边界累计注采比和边界剩余可采储量；

划分模块，用于基于所述每个油层的第一属性参数和所述边界属性参数，将所述油层划分为一类油层、二类油层和三类油层。

6.根据权利要求4所述的装置，其特征在于，所述调整模块还用于：

采用以下公式，获取所述单井控制水驱可动剩余油：

N_Si＝A_i×h_i×(S_oi-S_or)×ρ₀；其中，N_Si代表所述单井控制水驱可动剩余油，A_i代表单井控制面积，h_i代表单井控制油层厚度，φ_i代表孔隙度，S_oi代表剩余油饱和度，S_or代表残余油饱和度，ρ₀代表原油密度。

Images