CN111550231B - 缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，涉及油气勘探技术领域，本发明的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，根据缝洞型油藏储集体离散分布、储量主要集中在洞中等的地质特征，提出以井网控储指数和井网控洞指数为评价指标对缝洞型油藏井网完善程度进行评价，能够反映缝洞型油藏以洞为开发中心的特点，从而使评价结果更准确、更具针对性。

Description

缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法

技术领域

本发明涉及油气勘探技术领域，特别地涉及一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法。

背景技术

海相碳酸盐岩油气藏在全球油气生产中占据极为重要的地位。据IHS 2000 年统计，海相碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源总量的70％，已探明的油气可采储量约占全球油气可采储量总量的50％。2011年全球油气产量，海相碳酸盐岩约占其总量的63％(赵文智,胡素云,刘伟,王铜山,李永新.再论中国陆上深层海相碳酸盐岩油气地质特征与勘探前景[J].天然气工业,2014,34(04):1-9.)。

我国海相碳酸盐岩分布范围较广，总面积超过450×104km2，其中，陆上海相盆地28个，面积约330×104km2，海域海相盆地22个，面积约125×104km2。国家新一轮油气资源评价表明，中国陆上海相碳酸盐岩石油地质资源量为340× 108t，天然气地质资源量为24.3×1012m3(马永生,何登发,蔡勋育,刘波.中国海相碳酸盐岩的分布及油气地质基础问题[J].岩石学报,2017,33(04):1007-1020.)，是我国油气增储上产的重要领域。

截止2015年，我国陆上已探明石油地质储29.34×108t，主要分布在塔里木盆地奥陶系。其中，塔河油田、哈拉哈塘油田、英买力油田、轮南油田、塔中I 号油田等的缝洞型碳酸盐岩累积探明石油地质储量已达18×108t，占近2/3，储层类型以缝洞型为主。

塔河油田1997年发现并投入开发，其奥陶系油藏是我国目前已发现的规模最大的缝洞型油藏。截至2016年底，探明石油地质储量已达13.36×108t。

塔河缝洞型油藏开发经历了3个阶段：天然能量开发阶段、注水开发阶段和提高采收率阶段。从目前主体区的开发情况看，天然能量开发阶段采收率在13％左右，注水采收率在15％左右，相比天然能量开发仅提高2个百分点左右。而陆相碎屑岩油藏，50％～70％的可采储量在注水开发阶段采出。说明，同陆相碎屑岩油藏相比，缝洞型碳酸盐岩油藏天然能量开发阶段是最主要的开发阶段。

在油气田生产中,井网的选择、部署和调整是开发方案的重要内容,同时也是油气田企业提高经济效益的关键因素之一，也是人们重视的课题。20世纪40 年代,Muskat对简单井网的渗流机理进行了深入的研究；同时,人们在油层均质和流度比为1的条件下,提出了见水时刻油层波及系数和注水方式(即井网形式) 之间的理论。其后,在50年代,人们研究并且搞清了在任意流度比的条件下,见水后油层波及系数在水驱油过程中的变化。而在50年代末,有人倡导“稀井网大压差”生产,并且大规模地付诸实施,但是在实践中却失败了。60年代末,谢尔卡乔夫(苏联)提出了油田最终采收率和井网密度的经验公式；与此同时,大庆油田提出了“按油砂体大小布井”的观点,按油砂体图来统计水驱控制程度和井网的关系。80年代初,Tong Xian-zhang(即童宪章)提出了获得最大产量的井网形式。90年代初,齐与峰提出了井网系统理论。从90年代开始,郎兆新等人开始研究水平井井网的开采问题。鉴于井网在油气田的生产中的重要地位,井网问题成为一个既古老又充满挑战的课题(彭昱强,涂彬,魏俊之,何顺利.油气田开发井网研究综述[J].大庆石油地质与开发,2002(06):22-25+63.)。

井网完善程度评价是井网研究的重要内容。现有井网完善程度评价指标主要有注采比、注采井数比、井网密度、水驱控制程度、水驱动用程度、井网对储量的控制程度等。

①注采比

注采比是指某段时间内注入剂的地下体积与相应时间采出物的地下体积之比(SY/T 6366-2005,油田开发主要生产技术指标及计算方法[S].)。它在一定程度上可以表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映地层压力与产液量、注水量之间的联系，可以用来作为设计油田注水量的依据。计算方法见公式(1)。

式中：

R_IP为注采比，无量纲；

q_j为注入水地下体积，m³；

q_l为产出液量，t；

B_o为原油体积系数，无量纲；

f_w为含水率，％；

ρ_o为原油密度，t/m³；

ρ_w为产出水密度，t/m³。

②注采井数比

注采井数比是水驱开发油田(或区块)注水井总数与采油井总数之比(SY/T 6366-2005,油田开发主要生产技术指标及计算方法[S].),计算方法见公式(2)。

式中，

R为注采井数比，无量纲；

n_I为开发油田(或区块)注水井总数，口；

n_p为开发油田(或区块)采油井总数，口。

③井网密度

井网密度是油田(或区块)单位面积已投人开发的总井数即为井网密度(SY/T6366-2005,油田开发主要生产技术指标及计算方法[S])，计算方法见公式(3)。

式中，

f为井网密度，口/km²；

n为油田(或区块)井数，口；

A_o为油田(或区块)面积，km²。

④水驱控制程度

水驱控制程度是现有井网条件下水驱控制储量与地质储量之比。水驱控制程度反映了当前水驱条件下，注水井所控制到的油藏地质储量，主要受断块的复杂程度、注采井网完善程度、储层的非均质性的综合影响(如图1所示)。水驱控制程度有两种计算方法，实际生产中一般用开发单元内与注水井连通的采油井射开有效厚度与总有效厚度之比来表示(SY/T 6366-2005,油田开发主要生产技术指标及计算方法[S].)，计算方法见公式(4)。

式中，

R_c为水驱控制程度，无量纲；

H_p为与注水井连通的采油井射开厚度，m；

H为采油井钻遇层有效厚度，m；

h_pi为与注水井连通的采油井射开层i的层厚度，m；

h_j为采油井钻遇未与注水井连通(或未射开)层j的层厚度，m；

n为射开层层数；

m为钻遇未连通(或未射开)层数。

另一种方法为概率法(姚雪.水驱油田驱替及井网评价体系研究[硕士]:中国石油大学(华东)；2015.)。用概率法计算井网水驱控制程度见公式(5)。

式中，

ε为注采井数比；

m为常数，一般取0.635；

C_s为含油砂体面积中值，m²；

n为因数；

d为平均井距，m；

θ(ε)为与注采比有关的校正系数。

⑤水驱动用程度

水驱储量动用程度(也称油层动用程度)是指总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度的比值，或总产液厚度与油井总射开厚度之比值。储量动用程度的上限既为其控制程度，开发某一阶段时的水驱控制程度的差值可以在一定程度上反映油田总体开发效果(如图2所示)。其计算方法也有两种，一是根据定义计算，即利用产液剖面或吸水剖面测试资料，总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度的比值，或总产液厚度与油井总射开厚度之比值(SY/T 6366-2005,油田开发主要生产技术指标及计算方法[S].)。计算方法见公式(6)。

式中，

R_M为水驱动用程度，无量纲；

H_l为注水井吸水厚度或采油井产液厚度，m；

H_p为射开厚度，m。

另一种是采用丙型水驱曲线计算(姚雪.水驱油田驱替及井网评价体系研究 [硕士]:中国石油大学(华东)；2015.)，计算方法见公式(7)-(9)。

R_M＝N_ON·R_gm(9)

式中，

L_p为累积产液量，万吨；

N_p为累积产油量，万吨；

N_ON为水驱控制储量，万吨；

N为地质储量，万吨；

R_gm为油藏最终采出程度，无量纲；

R_M为储量动用程度，无量纲。

⑥井网对储量控制程度

井网对储量的控制程度，即当前井网控制范围内的地质储量与油藏地质储量的比值。求解井网对储量控制程度的关键是计算井网控制范围内的地质储量。对于水驱油藏而言，主要是确定井网的水驱控制面积(如图3所示)。对于水驱油藏井网控制储量的计算，统计方法比较传统，一般是将整个油藏作为一个均质体进行计算，通过画圆作切线来圈定井网控制面积，采用笼统计算法，见公式(10)。

式中，

N_k为井网控制储量，万吨；

N为油藏地质储量，万吨；

A_k为井网控制面积，km²；

h_k为井网控制有效厚度，m；

A₀为油藏含油面积，km²；

h₀为油藏有效厚度，m。

其中井网控制面积Ak的计算方法为：注水井以注采井距的一半为半径画圆圈，油井以三分之一注采井距为半径画圆圈，以切线相连，线内即为井网控制面积(姚雪.水驱油田驱替及井网评价体系研究[硕士]:中国石油大学(华东)； 2015.)。

通过调研可以发现，综合现行标准《油田开发主要生产技术指标及计算方法》(SY/T 6366-2005)以及文献《水驱油田驱替及井网评价体系研究》(姚雪，2015)，井网完善程度的评价指标主要有6个，可以简单的分为两类：一类是针对注水开发油藏，如注采比、注采井数比、水驱控制程度、水驱动用程度；另一类则既可针对注水开发油藏也可针对天然能量开发油藏，如井网密度、井网对储量的控制程度。从其计算方法看，主要针对非均质性弱的层状油藏。

现有技术存在的主要问题是：针对储集体连续分布的层状油藏建立的注水开发阶段评价指标及方法，不适用于储集体离散分布的块状缝洞型油藏天然能量开发阶段基础井网的评价。

注采比、注采井数比、水驱控制程度、水驱动用程度主要针对注水开发阶段的评价，不能用于天然能量开发阶段基础井网的评价。天然能量开发阶段，主要依靠弹性能量及天然水体能量开发，不存在注水井，也就谈不上“注采”及“水驱”。陆相碎屑岩油藏，50％～70％的可采储量在注水开发阶段采出，陆相碎屑岩的井网主要就是指“注采井网”，而缝洞型油藏，绝大部分储量要靠天然能量采出，其井网，不仅有注采井网，还有天然能量开发阶段构建的基础井网，从另一个角度说，基础井网对其开发效果影响更大，所以，陆相碎屑岩油藏井网完善程度评价可以主要针对注采井网，但缝洞型油藏则需将基础井网和注采井网放到同等重要的位置。井网密度、井网对储量的控制程度指标及其评价方法主要针对非均质性弱的层状油藏，不适用于储集体离散分布的强非均质性“块状”缝洞型油藏。利用井网密度评价缝洞型油藏井网完善程度意义不大。层状碎屑岩油藏，非均质性相对较弱，不同区域间的井网密度存在可比性，缝洞型油藏非均质性强，原油储量集中分布在溶洞中，因此一般根据洞的分布打井，不同区域间溶洞的分布差异很大，井网密度不存在对比性，也就是说两个区块井网密度可能差异很大，但储量都控制住了，所以开发效果都很好，所以井网密度对缝洞型油藏布井及最终采收率研究意义不大。井网对储量的控制程度，指标同样适合于缝洞型油藏，但据前所述，其评价方法的基本前提是，非均质性弱，因此可以通过绘制圆形区域确定其井控范围，但缝洞型油藏非均质性极强，通过绘制圆形区域是无法圈定其控制面积的，因此其评价方法并不适用。

发明内容

本发明提供一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，针对现有井网完善程度评价指标及方法在评价缝洞型油藏基础井网中存在的问题，根据缝洞型油藏储集体离散分布、储量主要集中在洞中等的地质特征，提出新的评价指标，建立评价方法，以满足缝洞型油藏基础井网完善程度评价及开发部署、调整的需要。

本发明提供一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，包括以评价对象中目标单元的井网控储指数和井网控洞指数为评价指标，以评价对象中所有单元的井网控储指数平均值和井网控洞指数平均值为评价标准，对目标单元基础井网完善程度进行评价的操作步骤。

在一个实施方式中，在对目标单元基础井网完善程度进行评价时，先根据地质资料建立目标单元地质模型，并根据目标单元地质模型确定目标单元中的连通体。

在一个实施方式中，所述井网控储指数C_R满足以下定义式：

其中，N_k为井控储量，单位为万吨，N_k满足以下定义式：

其中，m为连通体的数目，个；

n为连通体i内网格的数目，个；

ρ_ij为连通体i中网格j的流体密度，t/m³；

V_ij为连通体i中网格j的体积，m³。

在一个实施方式中，所述井网控洞指数C_V满足以下定义式：

其中，N_Vk为井网控制的连通体内溶洞型储集体的地质储量，万吨；

N_V为目标单元内溶洞型储集体的地质储量，万吨。

在一个实施方式中，根据目标单元地质模型确定目标单元中的连通体包括以下步骤：

确定评价对象的井间连通性；

基于目标单元地质模型，根据连通性结果确定合理的渗透率截断值，根据渗透率截断值划连通体的数量。

在一个实施方式中，通过示踪剂测试资料确定评价对象的井间连通性，或

通过生产动态数据确定评价对象的井间连通性。

在一个实施方式中，根据所述井网控储指数和所述井网控储指数平均值之间的大小关系，以及所述井网控洞指数和井网控洞指数平均值之间的大小关系，采取不同的完善基础井网的措施。

在一个实施方式中，若目标单元的井网控储指数大于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则采取钻新井和侧钻井的措施来完善基础井网；

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数大于井网控洞指数平均值，则采取酸压的措施来完善基础井网；

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则远井地带的大洞采取钻新井的措施、近井地带大洞通过采取侧钻井的措施以及近井地带其他类型储集体采取酸压的措施来完善基础井网。

在一个实施方式中，若目标单元的井网控储指数大于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，

则针对未控溶洞在井间且与最近的井距离大于或等于500m的情况，则采取钻新井的措施来完善基础井网；

针对未控溶洞在井间且与最近的井距离小于过500m的情况，则采取侧钻井的措施来完善基础井网。

在一个实施方式中，所述目标单元为缝洞单元，所述地质资料包括示踪剂测试资料以及生产动态资料。

与现有技术相比，本发明的优点在于：根据缝洞型油藏储集体离散分布、储量主要集中在洞中等的地质特征，提出以井网控储指数和井网控洞指数为评价指标对缝洞型油藏井网完善程度进行评价，能够反映缝洞型油藏以洞为开发中心的特点，从而使评价结果更准确、更具针对性。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。

图1是现有技术中水驱控制程度计算方法示意图；

图2是现有技术中水驱动用程度计算方法示意图；

图3是现有技术中井网控制面积示意图；

图4是本发明的实施例中缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法的流程图；

图5a是本发明的实施例中评价单元地质模型示意图；

图5b是本发明的实施例中渗透率截断值为0.001mD时形成的不同的连通体示意图；

图5c是本发明的实施例中渗透率截断值为0.01mD时形成的不同的连通体示意图；

图5d是本发明的实施例中渗透率截断值为0.5mD时形成的不同的连通体示意图；

图6是本发明的实施例中评价单元地质模型示意图；

图7是本发明的实施例中渗透率阶段是0.01mD时评价单元连通体分布图；

图8是本发明的实施例中渗透率阶段是0.1mD时评价单元连通体分布图；

图9是本发明的实施例中渗透率阶段是1mD时评价单元连通体分布图；

图10是本发明的实施例中渗透率阶段是10mD时评价单元连通体分布图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

如图4所示，本发明提供一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，包括以评价对象中目标单元的井网控储指数和井网控洞指数为评价指标，以评价对象中所有单元的井网控储指数平均值和井网控洞指数平均值为评价标准，对目标单元基础井网完善程度进行评价的操作步骤。

如上所述，现有技术中的评价指标，例如注采比、注采井数比、水驱控制程度、水驱动用程度等，都是针对注水开发阶段的评价，不能用于天然能量开发阶段基础井网的评价，因此本发明提出采用井网控储指数和井网控洞指数为评价指标对基础井网完善程度进行评价，上述的两个指标将在下文进行详细的说明。

由于层状碎屑岩油藏非均质性相对较弱，储集体连通性好，因此井网控制范围一般取两井井距之半；而缝洞型油藏非均质性强，储集体连通性差，井与储集体关系复杂，近井地带的缝洞储集体可能未被生产井控制，远井地带的缝洞储集体可能由于裂缝的沟通作用而被生产井控制，因此，沿袭砂岩油藏根据井距圈定井控范围的方法是不合理的。因此本发明中，通过井网控制范围来确定井网控储指数和井网控洞指数。

在一个实施例中，确定井网控制范围包括以下步骤：

第一步，获得地质资料。

缝洞型油藏井网完善程度评价是以缝洞单元为目标，其中缝洞单元是缝洞型油藏的基本开发单元。需要收集的资料包括：单元地质模型、示踪剂测试资料、生产动态资料(产油量、产液量、含水、油压、套压、流压、静压、油嘴、泵深、排量、冲程、冲次等)。

第二步，根据地质资料建立目标单元地质模型，确定井网控制范围。

具体来说，首先，根据目标单元地质模型，确定评价对象的井间连通性。

可以采用通过示踪剂测试资料确定评价对象的井间连通性，或通过生产动态数据确定评价对象的井间连通性。

示踪剂测试是通过在一口井注入示踪剂，在临近井监测，如果监测到示踪剂则两井连通，检测不到则说明两井不连通，监测时间一般为半年。利用示踪剂测试资料判断井间连通性是目前非常成熟的测试技术。

如果没有示踪剂测试资料，则通过生产动态数据判断。两口井连通，一口井生产制度改变，另一口井会有响应。比如：一口井注水，连通井油压、流压会升高，产液量会增加，含水率、产油量的变化规律也会发生改变；一口井新投产或者有提液措施，连通井产量会下降。

其次，基于目标单元地质模型，根据目标单元地质模型确定目标单元中的连通体。具体来说，根据连通性结果确定合理的渗透率截断值，根据渗透率截断值划连通体的数量。

基于建立的地质模型，给定不同的渗透率截断值，会得到不同的连通体。地质模型是一套包含属性的网格数据体，渗透率是网格属性之一，渗透率是描述流体在不同网格内流动能力的参数。

从理论上说，只要网格的渗透率不为0，流体即可流动，实际上这种非常“微弱”的流动在实际的产能并没有贡献，因此需要确定对产能有贡献的渗透率的截断值。

如图5a所示，某一维地质模型，在X方向上有5个网格，渗透率分别为1mD、 0.2mD、10mD、0.002mD和5mD。如果渗透率截断值取0.001mD，则流体可以由网格1流入网格5，5个网格为一个连通体(如图5b所示)；如果截断值取为 0.01mD，则流体无法由网格3进入网格5，该模型有两个连通体(如图5c所示)；如果阶段值取为0.5mD，则会出现3个连通体(如图5d所示)。

综上可见，确定渗透率截断值是确定连通体的关键。而本发明的关键就在于通过连通性结果来确定合理的渗透率截断值。亦即，通过设定不同的渗透率截断值确定不同的连通体，将连通体划分结果与连通性结果对比，根据二者符合率最高的方案确定渗透率截断值。

最后，根据连通体确定井网控制范围。一般来说，连通体内有一口生产井，该连通体即为井网控制。

第三步，计算井网控储指数C_R和井网控洞指数C_V。

井网控储指数C_R满足以下定义式：

其中，N_k为井控储量，单位为万吨，N_k满足以下定义式：

其中，m为连通体的数目，个；

n为连通体i内网格的数目，个；

ρ_ij为连通体i中网格j的流体密度，t/m³；

V_ij为连通体i中网格j的体积，m³。

井网控洞指数C_V满足以下定义式：

其中，NVk为井网控制的连通体内溶洞型储集体的地质储量，万吨；

NV为目标单元内溶洞型储集体的地质储量，万吨。

第五步，根据井网控储指数和井网控储指数平均值之间的大小关系，以及井网控洞指数和井网控洞指数平均值之间的大小关系，采取不同的完善基础井网的措施，为未开发调整提供建议。

对目标单元基础井网完善程度进行评价的主要目的是未开发调整提供建议，即采取不同的完善基础井网的措施，其中，完善基础井网的措施主要包括钻新井、侧钻、酸压等。

具体来说，若目标单元的井网控储指数大于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则采取钻新井和侧钻井的措施来完善基础井网。

进一步地，针对未控溶洞在井间且与最近的井距离大于或等于500m的情况，采取钻新井的措施来完善基础井网；针对未控溶洞在井间且与最近的井距离小于过500m的情况，则采取侧钻井的措施来完善基础井网。

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数大于井网控洞指数平均值，则采取酸压的措施来完善基础井网。

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则远井地带的大洞采取钻新井的措施、近井地带大洞通过采取侧钻井的措施以及近井地带其他类型储集体采取酸压的措施来完善基础井网。

下面以某缝洞单元为例，阐述缝洞型油藏基础井网完善程度评价方法。

如图6所示，该单元地质储量872.00万吨，内部共有7个溶洞型储集体，编号为V₁-V₇，该单元共有5口井，编号为P₁-P₅，其中P₂井进行过示踪剂测试，测试结果显示P₂井与P₃井连通。

第一步，标定渗透率截断值，确定单元内的连通体。

采用试凑法，使渗透率截断值分别为0.01mD、0.1mD、1mD和10mD。

当渗透率截断值取0.01mD时，单元地质模型中渗透率小于0.01mD的网格不连通。因此单元内有两个连通体，其中P₁、P₂、P₃和P₄井位于同一连通体，P5 井位于另一连通体(如图7所示)。

当渗透率截断值取0.1mD时，单元地质模型中渗透率小于0.1mD的网格不连通，因此单元内有4个连通体，其中P₁、P₅井分别位于两个连通体内，P₂、P₃和P₄井位于另一连通体内(如图8所示)。

当渗透率截断值取1mD时，单元地质模型中渗透率小于1mD的网格不连通，因此单元内有5个连通体，其中P₂和P₃井位于同一连通体内，P₁、P₄和P₅井分别位于另外3个连通体内(如图9所示)。

当渗透率截断值取10mD时，单元地质模型中渗透率小于10mD的网格不连通，因此单元内有7个连通体，其中P₁、P₂、P₃、P₄和P₅分别位于不同的连通体内(如图10所示)。

结合示踪剂测试结果，P₂井与P₃井连通，说明P₂、P₃井位于同一连通体内， P₂、P₄、P₅井分别位于不同的连通体内。因此，渗透率截断值取1mD更合理。此时，单元内共有5个连通体。

第二步：分别计算5个连通体的地质储量及其内部溶洞型储集体的地质储量。

根据上文中提到的地质储量及其内部溶洞型储集体的地质储量的计算公式，计算得到的地质储量及其内部溶洞型储集体的地质储量如表1所示。

表1单井内连通体及溶洞型储集体地质储量

第三步：计算井网控储指数和井网控洞指数。

由于连通体C1、C2、C3、C5都钻有生产井，因此井网控制储量为：

171.10+362.25+101.22+105.45＝740.02

则根据上述公式，井网控储指数为C_R为：

井网控制溶洞型储集体地质储量为：

78.00+45.21+162.2+90.50+89.33+79.66＝544.90

则井网控洞指数C_V为：

第四步：评价井网完善程度并提出调整建议。

通过前期评价，该区井网控储指数平均值为85％，井网控洞指数平均值为90％。因此，单元的井网控储指数为C_R和井网控洞指数C_V均低于均值，但是井网控洞指数C_V与平均值十分接近，说明主要问题是井网控洞程度低，从而给出的调整建议是，下一步应以钻新井或侧钻为主要调整方向。

综上所述，针对现有井网完善程度评价方法主要针对储集体连续分布的层状碎屑岩油藏，不适用于储集体离散分布的块状缝洞型油藏这一问题，本发明通过利用连通性测试结果标定渗透率截断值，从而确定连通体；并基于连通体确定井网控制的地质储量以及井网控制的溶洞型储集体地质储量，进而计算井网控储指数和井网控洞指数。利用上述两个指数对缝洞型油藏井网完善程度进行评价。

与现有通过井距确定井网控制地质储量的方法相比，本发明通过连通体确定井控储量的方法更准确，并且井网控洞指数体现了缝洞型油藏以洞为核心的开发特点，更具针对性。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (6)

1.一种缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，包括以评价对象中目标单元的井网控储指数和井网控洞指数为评价指标，以评价对象中所有单元的井网控储指数平均值和井网控洞指数平均值为评价标准，对目标单元基础井网完善程度进行评价的操作步骤；

在对目标单元基础井网完善程度进行评价时，先根据地质资料建立目标单元地质模型，并根据目标单元地质模型确定目标单元中的连通体；

所述井网控储指数C_R满足以下定义式：

其中，N_k为井控储量，单位为万吨，N_k满足以下定义式：

其中，m为连通体的数目，个；

n为连通体i内网格的数目，个；

ρ_ij为连通体i中网格j的流体密度，t/m³；

V_ij为连通体i中网格j的体积，m³；

所述井网控洞指数C_V满足以下定义式：

其中，N_Vk为井网控制的连通体内溶洞型储集体的地质储量，万吨；

N_V为目标单元内溶洞型储集体的地质储量，万吨；

根据所述井网控储指数和所述井网控储指数平均值之间的大小关系，以及

所述井网控洞指数和井网控洞指数平均值之间的大小关系，采取不同的完善基础井网的措施。

2.根据权利要求1所述的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，根据目标单元地质模型确定目标单元中的连通体包括以下步骤：

确定评价对象的井间连通性；

基于目标单元地质模型，根据连通性结果确定合理的渗透率截断值，根据渗透率截断值划连通体的数量。

3.根据权利要求2所述的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，通过示踪剂测试资料确定评价对象的井间连通性，或

通过生产动态数据确定评价对象的井间连通性。

4.根据权利要求1所述的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，若目标单元的井网控储指数大于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则采取钻新井和侧钻井的措施来完善基础井网；

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数大于井网控洞指数平均值，则采取酸压的措施来完善基础井网；

若目标单元的井网控储指数小于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，则远井地带的大洞采取钻新井的措施、近井地带大洞通过采取侧钻井的措施以及近井地带其他类型储集体采取酸压的措施来完善基础井网。

5.根据权利要求4所述的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，若目标单元的井网控储指数大于井网控储指数平均值，且井网控洞指数小于井网控洞指数平均值，

则针对未控溶洞在井间且与最近的井距离大于或等于500m的情况，则采取钻新井的措施来完善基础井网；

针对未控溶洞在井间且与最近的井距离小于过500m的情况，则采取侧钻井的措施来完善基础井网。

6.根据权利要求1所述的缝洞型油藏基础井网完善程度的评价方法，其特征在于，所述目标单元为缝洞单元，所述地质资料包括示踪剂测试资料以及生产动态资料。

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