CN112632864B - 一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法 - Google Patents

一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，其包括：判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；计算油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。采用上述方案，本发明将注水井为开始点，采油井为结束点，研究油水井间的通路作用，准确、快速、简单地实现高耗水层带的识别，目的是挽救特高含水后期整装油田，准确识别并治理高耗水层带，提高采收率，延长特高含水油田经济寿命期，因此具有很高的市场应用价值。

Description

一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法
技术领域
本发明涉及特高含水油田矿场领域，尤其涉及的是，一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法。
背景技术
受储层非均值以及长期注水开发的影响，特高含水油田高耗水层带发育，注水低效无效循环，不利于提高采收率而且大大增加了运行成本。所以特高含水后期整装油田，准确识别并治理高耗水层带已经成为水驱开发油藏，提高采收率，延长经济寿命期的一个重要方向。
具体地，油田开发进入特高含水后期，受储层非均值性的影响，注入水在平面和纵向上沿着高渗透段发生突进，形成注水低效无效循环的高耗水层带。在高耗水层带发育的区域，注入水并没有起到驱油的效果，而是直接从采油端采出，大大增加了运行成本。矿场统计结果表明，随着含水上升，运行成本逐渐增加，当含水大于95％时，水油比呈直线上升，运行成本呈现非线性增加。因此，准确识别高耗水层带，对于改善特高含水期油藏开发效果、降低生产成本具有重要意义。
国内外关于高耗水层带的描述已有多年，美国Brigham等人采用井间示踪剂技术研究油藏的非均值性；王祥等利用注水剖面测井资料识别低效、无效循环带；赵永强等应用放射性同位素示踪剂技术研究油水井间高渗透层；刘月田等研究了低效、无效循环带的模糊识别方法；宋考平的使用模糊综合、数值模拟等方法判断低效、无效循环带；姜汉桥建立了优势渗流通道的动态判别预警方法；刘志宏等运用数值模拟方法划分高耗水层带的发育级别；黄迎松提出了利用干扰试井方法定量解释高耗水层带的方法；王森等利用油藏数值模拟器建立油藏数值模拟模型识别所述耗水层带的发育级别并对其进行定量表征。
但是，目前国内外大多数油田对水驱油藏的研究工作仍然停留在低效无效循环带及优势渗流通道、高渗透条带等方面，过于强调单一因素诸如储层绝对渗透率对油田开发效果的影响，或者需要采用油藏数值模拟器建立油藏数值模拟模型以调整开发策略。
因此，现有技术存在缺陷，需要改进。
发明内容
本发明提供一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，所要解决的技术问题包括：如何通过从注水井到采油井的油水井间的通路作用，以动静结合的方式准确、快速、简单地实现高耗水层带的识别等。
本发明的技术方案如下：一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，其包括：
判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；
判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；
计算油水井间的渗流阻力系数；
计算分层注水量；
统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。
优选的，判断油水井间是否连通之前，所述矿场方法还包括：为矿场建立注采关系系统，其中具有复数的油水井。
优选的，进行小层精细对比和单砂体精细对比，确定注采关系；建立分小层和分单砂体的注采流动关系，进一步建立分小层、分单砂体的动态注采井网图作为所述注采关系系统。
优选的，还进行分层注水量劈分，分割小层注水量，并为所述注采关系系统建立小层注采井网连通图。
优选的，计算油水井间的渗流阻力系数，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，计算各通路的渗流阻力系数和水流量。
优选的，计算分层注水量，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，结合各通路上的注水井的历史数据和当前数据，分析计算瞬时注水量，用于体现各层的各方向的注水流量。
优选的，统计流量分布，包括：统计分析累计注水量以体现注水的主要流向；统计分析注水强度以作为判别高耗水层带的指标参数。
优选的，确定是否存在高耗水层带，包括：根据瞬时注水量、累计注水量和注水强度判定是否存在高耗水层带。
优选的，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足其中一个或两个判定条件，则判定存在高耗水层带。
优选的，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足全部判定条件，则判定存在高耗水层带。
采用上述方案，本发明将注水井为开始点，采油井为结束点，研究油水井间的通路作用，准确、快速、简单地实现高耗水层带的识别，目的是挽救特高含水后期整装油田，准确识别并治理高耗水层带，提高采收率，延长特高含水油田经济寿命期，因此具有很高的市场应用价值。
附图说明
图1为本发明的一个实施例的示意图；
图2为本发明的另一个实施例的示意图；
图3为本发明的另一个实施例的瞬时注水量次数概率分布示意图；
图4为本发明的另一个实施例的累计注水量次数概率分布示意图；
图5为本发明的另一个实施例的注入强度次数概率分布示意图；
图6为本发明的另一个实施例的Ng35沉积单元优势水流分布示意图；
图7为本发明的另一个实施例的Ng42沉积单元优势水流分布示意图；
图8为本发明的另一个实施例的Ng44沉积单元优势水流分布示意图；
图9为本发明的另一个实施例的Ng44高耗水层带分布图示意图；
图10为本发明的另一个实施例的Ng35沉积单元优势水流分布的油水井分析示意图。
具体实施方式
为了便于理解本发明，下面结合附图和具体实施例，对本发明进行更详细的说明。但是，本发明可以采用许多不同的形式来实现，并不限于本说明书所描述的实施例。需要说明的是，当元件被称为“固定于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。
除非另有定义，本说明书所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本说明书中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是用于限制本发明。本说明书所使用的术语“及/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
由于高耗水层带发育是从注水井为开始点，采油井为结点，油水井间为“通路”。因此，本发明适用于特高含水油田的矿场，如图1所示，本发明一实施例是，一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，其包括：判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；计算油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。采用上述方案，本发明将注水井为开始点，采油井为结束点，研究油水井间的通路作用，准确、快速、简单地实现高耗水层带的识别，目的是挽救特高含水后期整装油田，准确识别并治理高耗水层带，提高采收率，延长特高含水油田经济寿命期，因此具有很高的市场应用价值。
判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；油水井间的连通与否是高耗水层带判定的先决条件，如果油水井间相互不连通，则不存在高耗水层带，可以继续注水进行生产。油水井间的连通与否经常会体现在采油工作中，有经验的工人往往可以凭借矿场生产定性判断油水井间是否连通。实际生产中存在油水井间连通但不流动。在实践中也可以配合油水井间是否流动来一并执行，优选的，判断油水井间是否连通和流动，例如，同时判断油水井间是否连通和流动。
优选的，判断油水井间是否连通之前，所述矿场方法还包括：为矿场建立注采关系系统，其中具有复数的油水井。所述油水井包括注水井和采油井；注水井的数量为至少一个，采油井的数量为至少一个。例如，注水井的数量为一个、两个或者多个，采油井的数量为一个、两个或者多个。如图2所示，本发明一实施例是，一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，其包括：为矿场建立注采关系系统，其中具有复数的油水井；判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；计算油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。其他实施例以此类推，下面不再赘述。优选的，进行小层精细对比和单砂体精细对比，确定注采关系；建立分小层和分单砂体的注采流动关系，进一步建立分小层、分单砂体的动态注采井网图作为所述注采关系系统，也就是说，所述注采关系系统包括分小层、分单砂体的动态注采井网图。优选的，还进行分层注水量劈分，分割小层注水量，并为所述注采关系系统建立小层注采井网连通图，也就是说，所述注采关系系统还包括小层注采井网连通图。较好的，根据所述注采关系系统判断油水井间是否连通；由于所述注采关系系统中具有注采关系，还有分小层和分单砂体的注采流动关系，还有分小层、分单砂体的动态注采井网图，所以能够快速、简单地就判断油水井间是否连通。
判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；较好的，通过在注水井配合水源共同注入荧光标记微球体的方式，以每立方米的水源配套100至1000颗直径小于2mm的荧光标记微球体，在特定时间内于采油井采油时判断是否存在荧光标记微球体，是则判定油水井间连通并且油水井间流动，否则判定不存在高耗水层带。较好的，通过在注水井配合水源共同注入荧光标记微球体的方式，以每立方米的水源配套100至1000颗直径小于2mm的荧光标记微球体，在特定时间内于采油井采油时判断是否存在荧光标记微球体，是则进一步判断荧光标记微球体的数量，当荧光标记微球体的数量大于特定数值时则判定油水井间连通并且油水井间流动，否则判定不存在高耗水层带；较好的，特定时间为24至72小时，例如24小时、48小时或72小时等。较好的，荧光标记微球体的直径小于1mm。较好的，特定数值为大于等于5的自然数，较好的，特定数值为大于等于10的自然数，例如20或30等。也就是说，如果只有一两个荧光标记微球体，则油水井间连通但是情况不严重，可以近似认为不存在高耗水层带，如果荧光标记微球体的数量较多，则判定油水井间连通，而且油水井间流动。还可以通过在注水井配合水源共同注入放射性标记微球体的方式判断油水井间是否连通和流动。较好的，采用荧光标记微球体的出现数量和出现时间，验证所述注采关系系统，并反馈修改所述注采关系系统。较好的，还根据油水井间的连通和流动，设置相应的连通系数，连通系数越大表示油水井间的连通流动性越好和流动性越好。
计算油水井间的渗流阻力系数；渗流阻力系数也可以称为油井阻力系数，其体现油水井间的渗流阻力。较好的，根据所述注采关系系统中的小层注采井网连通图，配合计算油水井间的渗流阻力系数。优选的，计算油水井间的渗流阻力系数，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，计算各通路的渗流阻力系数和水流量。较好的，计算油水井间的渗流阻力系数之前，所述矿场方法还包括：判断油水井是否在同一砂体，判断油水井是否同时处于生产状态，判断油水井间的通道是否客观存在，判断油水井间是否存在干扰井，判断压力传导是否合理。这些判定结果有助于计算油水井间的渗流阻力系数。或者，较好的，计算油水井间的渗流阻力系数，包括：判断油水井是否在同一砂体，判断油水井是否同时处于生产状态，判断油水井间的通道是否客观存在，判断油水井间是否存在干扰井，判断压力传导是否合理；根据上述判断结果反馈调整所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，计算各通路的渗流阻力系数和水流量。
较好的，在计算油水井间的渗流阻力系数时，还考虑：相邻两层间的采油井和注水井在垂直方向的相互关联，同一层中的注水井在平面方面对于采油井的干扰。在垂直方向的相互关联强，则油水井间的渗流阻力系数小，在平面方面的干扰大，则油水井间的渗流阻力系数小。
较好的，在计算油水井间的渗流阻力系数后，得到高耗水层带中的优势水流方向，然后再计算分层注水量。
计算分层注水量；优选的，计算分层注水量，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，结合各通路上的注水井的历史数据和当前数据，分析计算瞬时注水量，用于体现各层的各方向的注水流量。较好的，计算分层注水量，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，结合各通路上的注水井的历史数据和当前数据，结合所述渗流阻力系数，分析计算瞬时注水量，用于体现各层的各方向的注水流量。较好的，计算分层注水量，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，结合各通路上的注水井的历史数据和当前数据，结合所述渗流阻力系数和高耗水层带中的优势水流方向，分析计算瞬时注水量，用于体现各层的各方向的注水流量。
统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。较好的，根据分层注水量统计流量分布。优选的，统计流量分布，包括：统计分析累计注水量以体现注水的主要流向；统计分析注水强度以作为判别高耗水层带的指标参数。优选的，确定是否存在高耗水层带，包括：根据瞬时注水量、累计注水量和注水强度判定是否存在高耗水层带。较好的，统计流量分布，确定是否存在高耗水层带，包括：统计流量分布，确定是否存在高耗水层带并确定高耗水层带的分布位置。
优选的，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足其中一个或两个判定条件，则判定存在高耗水层带。也就是说，瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，分别作为确定是否存在高耗水层带的判定条件。或者，优选的，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足全部判定条件，则判定存在高耗水层带。在实践中发现，对于高耗水层带，这三个判定条件往往会同时成立。例如，利用精细小层、单砂体对比并确定注采关系，建立分层、分单砂体的注采流动关系，建立分小层、分单砂体的动态注采井网图。二是利用分层注水量劈分(也称作匹分)技术，分割小层注水量，并结构小层注采井网连通图，计算各条“通路”上的渗流阻力、水流量。三是根据上面技术的各条“通路”结合历史与目前的注水井的情况，如图3所示，分析瞬时注水量情况来反映不同方向的注水流量；如图4所示，分析累计注水量来反映注水的主要流向；如图5所示，分析注水强度来作为高耗水层带的重要指标参数，根据这三个参数建立优势水流方向判别标准：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米的可以判断为高耗水层带并且得到了高耗水层带的具体位置。
较好的，判断油水井间是否连通之前，或者为矿场建立注采关系系统之后，所述矿场方法还包括：多参数模糊评判法识别高耗水井点；多资料定性定量分析识别高耗水层段。
较好的，所述矿场方法包括：结合渗流阻力分析确定高耗水层带的分布位置，所述结合渗流阻力分析确定高耗水层带的分布位置包括：判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；判断油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；计算油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。较好的，所述矿场方法包括：多参数模糊评判法识别高耗水井点；多资料定性定量分析识别高耗水层段；结合渗流阻力分析确定高耗水层带的分布位置，所述结合渗流阻力分析确定高耗水层带的分布位置包括：判断高耗水层段的油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；判断高耗水层段的油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；计算高耗水层段的油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布，确定是否存在高耗水层带。
较好的，统计流量分布，确定是否存在高耗水层带并确定高耗水层带的分布位置。较好的，确定高耗水层带的分布位置后，所述矿场方法还包括：通过补孔和调层治理高耗水层带。由此可以快速识别高耗水层带后有效治理，拯救特高含水油田，提升出油量。优选的，确定高耗水层带的分布位置之后，还进行验证。优选的，采用饱和度资料对高耗水层带分布进行验证。优选的，采用饱和度资料对高耗水层带分布进行验证，得到验证结果；然后根据验证结果通过补孔和调层治理高耗水层带。利用华北某油田西区北馆某单元矿场饱和度监测资料，来证实本发明所述矿场方法判断的该单元矿场高耗水层带的可靠性，申请人对比了该单元矿场全区的饱和度资料与本发明所述矿场方法所识别得到的高耗水层带，确认两者分布吻合程度高达95.83％，在实际应用中，对于该单元矿场的某一口油井，通过补孔和调层治理高耗水层带后，日产油量从22吨提升到了100吨多一点，另一口油井的日产油量从19吨出头提升到了接近80吨，由此可见准确地识别高耗水层带，然后通过有效治理，确实可以在一定程度上提升产量。而在对于该油田的另一单元矿场全区的比对判定，两者分布吻合程度也达到了91.44％；由此可见，利用本发明所述矿场方法判断高耗水层带的结果是合理可靠的，也有助于治理后实现增产，提高了采收率，延长了特高含水油田经济寿命期。
优选的，所述多参数包括：渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数及单位厚度累注水量。优选的，所述多参数模糊评判法包括：设置高耗水层带影响参数，确定评价因素；其中，所述影响参数包括：渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数及单位厚度累注水量；进行高耗水层带等级划分，建立评语集；关联评价因素对评语集中各因素的隶属度，建立评价决策矩阵；采用层次分析法构造判断矩阵并设置评价因素权重系数，进行一致性验证；得到综合评价结果，按最大隶属度原则得到最终评价结果。较好的，所述多参数模糊评判法包括：采用渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数及单位厚度累注水量作为影响因素，为每一影响因素建立数字评分体系并进行评分，为每一影响因素设置权重系数，将每一影响因素的评分乘以相匹配的权重系数，统计总分值作为综合评价结果或者最终评价结果。
优选的，依据矿场生产情况、历史经验划分高耗水层带等级；也就是说，进行高耗水层带等级划分，包括：依据矿场生产情况和历史经验划分高耗水层带等级。优选的，采用层次分析法以向量形式确定权重系数；也就是说，采用层次分析法构造判断矩阵并设置评价因素权重系数，包括：采用层次分析法构造判断矩阵并采用层次分析法以向量形式确定评价因素的权重系数。较好的，根据矿场生产情况和历史经验划分高耗水层带等级，建立评语集；较好的，评语集包括文字集和数字集，文字集是相对意义的，数字集是绝对意义的。识别高耗水井点往往是定性分析，确定是否存在，所以在实践中可以用文字集，在做综合评价结果和最终评价结果时为了便于机器识别，最好以数字形式体现出来。
依据华北某油田西区北馆某单元矿场生产情况、历史经验进行高耗水层带等级划分，建立评语集；还可以依据矿场生产情况、历史经验设置高耗水层带的影响参数，以影响参数作为评价因素。所述影响参数包括：渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数、单位厚度累注水量。单位厚度累注水量亦可称为单位厚度累注量。较好的，所述影响参数包括：平均渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数、单位厚度累注水量。较好的，还可以依据矿场生产情况、历史经验划分评价参数等级，层次分析法确定权重系数。较好的，采用与评价因素一一对应的评价标准作为数字形式的评语集。较好的，评价因素包括影响参数及其单位指标。较好的，评价因素包括平均渗透率(10-3μm2)、有效厚度(m)、日注水量(m3)、注水油压(MPa)、视吸水指数(m3/MPa)和单位厚度累注量(104m3/m)，评价标准对应平均渗透率(10-3μm2)为870，也就是870×10-3μm2，评价标准对应有效厚度为20m，评价标准对应日注水量为160m3，评价标准对应注水油压为9MPa，评价标准对应视吸水指数为19m3/MPa，评价标准对应单位厚度累注量为8×104m3/m；较好的，权重系数对应平均渗透率(10-3μm2)为0.075，权重系数对应有效厚度(m)为0.09，权重系数对应日注水量(m3)为0.168，权重系数对应注水油压为(MPa)0.088，权重系数对应视吸水指数(m3/MPa)为0.255，权重系数对应单位厚度累注量(104m3/m)为0.324。这是由于单位厚度累注量的影响最大，视吸水指数也就是指注水井日注入量与井口压力的比值的影响次之，日注水量的影响更低一级。如果从提高计算效率的角度来看，在实践中可以考虑简化计算平均渗透率、有效厚度和注水油压的影响。但是如有平均渗透率、有效厚度和注水油压的数据，有助于提高综合评价结果或者最终评价结果的准确度。
优选的，所述多资料定性定量分析识别高耗水层段包括：定性识别井资料确定高耗水层段；其中，从新取心井、新钻井和老井资料，定性判断可能的高耗水层段发育位置与分布规律；从吸水剖面、分层测试和岩心水洗特征定量确定高耗水层段。优选的，定性识别井资料确定高耗水层段；从新取心井、新钻井和老井资料，初步定性判断可能的高耗水层段发育位置与分布规律；较好的，对于新取心井以岩心观察方式进行定性识别，岩心观察方式包括强水洗和正韵律底部观察。正韵律油层注水开采过程中，注入水受重力影响总是首先沿底部高渗透带向前突进，底部水洗严重，最先出现强水洗段。水洗厚度、强水洗厚度随注水倍数的增加增长缓慢。水洗厚度和强水洗厚度小，强水洗段平均驱油效率高，导致层内动用状况很不均匀，水驱波及体积小。较好的，新取心井符合以下取心井判定条件的至少一个条件或全部条件，则定性判断存在高耗水层段；取心井判定条件包括：相对高渗段分布于正韵律叠合分段底部并且相对高渗段发育厚度比例为大于15％，相对高渗段平均厚度大于0.35米，相对高渗段平均渗透率大于5500×10-3μm2，相对高渗段平均渗透率与附近储层渗透率级差2.5倍以上。较好的，对于新钻井分别进行测井曲线分析及水淹特征评价。测井曲线分析包括自然电位幅度上升配合电阻率幅度差下降进行曲线分析；水淹特征评价包括强水淹、中水淹段和厚层底部的特征评价，也就是水淹层地质特征分析评价。较好的，新钻井判定条件包括：测井曲线中的自然电位幅度上升至少一倍，及/或电阻率幅度差下降至少80％；则定性判断存在高耗水层段。较好的，对于老井进行自然电位(SP)曲线幅度及组合分析，特别是在河流相优势能量相段内进行SP曲线幅度及组合分析。老井自然电位幅度大于预设自然电位幅度阈值，则定性判断存在高耗水层段。较好的，定性识别井资料确定高耗水层段；或者，从新取心井、新钻井和老井资料，定性判断可能的高耗水层段发育位置与分布规律；包括：新取心井符合以下取心井判定条件的至少一个条件或全部条件，则定性判断存在高耗水层段；取心井判定条件包括：相对高渗段分布于正韵律叠合分段底部并且相对高渗段发育厚度比例为大于15％，相对高渗段平均厚度大于0.35米，相对高渗段平均渗透率大于5500×10-3μm2，相对高渗段平均渗透率与附近储层渗透率级差2.5倍以上；对于新钻井分别进行测井曲线分析及水淹特征评价；对于老井进行自然电位曲线幅度及组合分析。其他实施例以此类推，下面不再赘述。从某单元矿场西区北中部主河道部位的取心井GDX4J13井岩心分析来看，相对高渗段分布于正韵律叠合分段底部，相对高渗段发育厚度比例为15％-25％，相对高渗段平均厚度为0.48m。相对高渗段平均渗透率在6000×10-3μm2以上，与附近储层渗透率级差3倍以上.
新钻井测井曲线分析：自然电位幅度上升，电阻率幅度差下降。从成对的新钻对子井GDX5XJ131与GDX5-131的测井曲线分析来看，两口井距离50米，GDX5-131是二十多年完钻投产，GDX5XJ131是近年完钻的取心井，对比两口对子井可以看出，新钻井的自然电位的幅度比老井GDX5-131井增加了7个，相差近一倍左右，而就电阻率而言，新井比老井的幅度差下降了80个左右，具有近十倍的差距。表明经过水驱后，地层中的泥质被冲刷采出，自然电位幅度增加，含油井大幅度下降表明水洗程度高。两者幅度差越大，证明耗水越严重。水淹程度越高，高耗水层段越发育。
老井原始的自然电位幅度越大，表明古沉积环境的能量大，沉积的砂岩粒度与孔隙大，原始孔渗条件好，开发后期形成高耗水层段的可能就大。
从吸水剖面、分层测试和岩心水洗特征定量确定高耗水层段；较好的，单层相对吸水量为全井单层平均相对吸水量的2.0倍以上为高耗水层段，单层吸水指数为全井单层平均吸水指数的1.5倍以上为高耗水层段，及/或驱油效率达40％以上为高耗水层段。优选的，单层相对吸水量为全井单层平均相对吸水量的2.0倍以上为高耗水层段，单层吸水指数为全井单层平均吸水指数的1.5倍以上为高耗水层段，或驱油效率达40％以上为高耗水层段。往往这三者是共存的。
较好的，所述结合渗流阻力分析确定高耗水层带的分布位置包括：根据静态因素确定高耗水层段的平面关联性，判断油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；根据动态因素确定高耗水层段的垂直关联性；根据高耗水层段的平面关联性和垂直关联性判断油水井间是否流动，确定高耗水层带存在，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向；根据优势水流方向，确定高耗水层带的分布位置。其中，结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向，包括：计算油水井间的渗流阻力系数；计算分层注水量；统计流量分布；判识高耗水层带中的优势水流方向。优选的，所述静态因素包括：井间能量相类型、连通砂岩厚度、储层物性、井距、连通井数、测井水淹；所述动态因素包括：注水速度、累计注入量、注入强度。较好的，根据高耗水层段的平面关联性和垂直关联性判断油水井间是否流动，还包括：采用直径小于2mm的放射性标记微球体测试高耗水层段的平面关联性和垂直关联性，获取其回收时间和回收数量，根据回收时间和回收数量判断油水井间是否流动；并且，结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向，还包括：采用回收时间和回收数量配合判识高耗水层带中的优势水流方向。较好的，采用直径小于1mm的放射性标记微球体，从注水井分批次放入特定数量的所述放射性标记微球体，在采油井回收所述放射性标记微球体，获取所述放射性标记微球体的回收时间和回收数量，根据回收时间和回收数量确定高耗水层带存在。分批次的作用是在分析研究优势水流方向的同时，一并研究速度变化趋势，在定性确定高耗水层带的前提下，定量分析优势水流速度，从而更准确地确定高耗水层带的分布位置。由于天然放射性核素一般半衰期比较长，本发明的实施例可选用人工放射性核素；也可以换用荧光标记微球体测试高耗水层段的平面关联性和垂直关联性。较好的，放射性标记微球体或者荧光标记微球体的直径小于1mm。
较好的，放射性标记微球体或者荧光标记微球体的数量配合井距、连通井数和注入量而设置，井距越长则数量越大，连通井数越多则数量越大，注入量越大则数量越大。放射性标记微球体有助于分析高耗水层带中的优势水流速度，可以多批顺序投放，而荧光标记微球体往往定性作用比较明显，难以反映时间因素去做多批顺序投放。
较好的，结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向包括：将油藏假想为平面上不用区带(相带)相连和垂向上不用小层相连，以渗流力学理论和油藏工程方法为基础，运用达西公式(Darcy's law)和水电相似性原理，从水井出发，计算任一小层、任一油水井间的渗流阻力、水井强度和流量指标，判识优势水流方向。较好的，结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向包括：从水井出发，计算任一小层、任一油水井间的渗流阻力、水井强度和流量指标，根据渗流阻力、水井强度和流量指标，判识优势水流方向。较好的，根据渗流阻力、水井强度和流量指标和所述动态因素，判识优势水流方向。较好的，根据优势水流方向和速度变化趋势，确定高耗水层带的分布位置。较好的，根据优势水流方向，确定高耗水层带的分布位置，包括：根据优势水流方向和储层能量带，确定高耗水层带的分布位置。储层能量带(相带)也就是储层能量的分布带。
利用华北某油田西区北馆某单元矿场进行矿场判别，确定油水井间连通并且流动，然后基于储层和注采关系，应用渗流阻力控制原理，首先确定出各小层、各注采井之间的优势水流方向，发现优势水流方向主要位于Ng35、Ng42和Ng44。
然后分别对Ng35、Ng42和Ng44进一步深入分析，确定Ng35沉积单元优势水流分布如图6所示，Ng42沉积单元优势水流分布如图7所示，Ng44沉积单元优势水流分布如图8所示。
再配合计算分层注水量和统计流量分布，发现Ng44高耗水层带分布如图9所示。
最后还对Ng35进一步深入分析，如图10所示，两口注入井，包括西6-171和西7-14，其间有一油井，具体为西6-斜162，判断油水井间的连通状态和流动状态，计算连通系数和油井阻力系数，统计累积注水量、瞬时注水量和注水强度，判断是否存在高耗水层带，结果如下表1所示。
表1
之后对西6-斜162井测到Ng35层上部4.0米含油饱和度为35.49％，为中水淹层，中下部7.2米的含油饱和度为18.73％，为强水淹层，与所述矿场方法识别高耗水层带的结果一致，验证了所述矿场方法的准确性和有效性。
进一步地，本发明的实施例还包括，上述各实施例的各技术特征，相互组合形成的动静结合识别高耗水层带的矿场方法。
需要说明的是，上述各技术特征继续相互组合，形成未在上面列举的各种实施例，均视为本发明说明书记载的范围；并且，对本领域普通技术人员来说，可以根据上述说明加以改进或变换，而所有这些改进和变换都应属于本发明所附权利要求的保护范围。

Claims (10)

1.一种动静结合识别高耗水层带的矿场方法，其特征在于，包括：
多参数模糊评判法识别高耗水井点，其中，所述多参数模糊评判法包括：采用渗透率、有效厚度、日注水量、注水油压、视吸水指数及单位厚度累注水量作为影响因素，为每一影响因素建立数字评分体系并进行评分，为每一影响因素设置权重系数，将每一影响因素的评分乘以相匹配的权重系数，统计总分值作为综合评价结果或者最终评价结果；
多资料定性定量分析识别高耗水层段，其中，定性识别井资料确定高耗水层段；从新取心井、新钻井和老井资料，初步定性判断可能的高耗水层段发育位置与分布规律；
新取心井符合以下取心井判定条件的至少一个条件或全部条件，则定性判断存在高耗水层段；取心井判定条件包括：相对高渗段分布于正韵律叠合分段底部并且相对高渗段发育厚度比例为大于15％，相对高渗段平均厚度大于0.35米，相对高渗段平均渗透率大于5500×10-3μm2，相对高渗段平均渗透率与附近储层渗透率级差2.5倍以上；
对于新钻井分别进行测井曲线分析及水淹特征评价，测井曲线分析包括自然电位幅度上升配合电阻率幅度差下降进行曲线分析；水淹特征评价包括强水淹、中水淹段和厚层底部的特征评价；新钻井判定条件包括：测井曲线中的自然电位幅度上升至少一倍，及/或电阻率幅度差下降至少80％；则定性判断存在高耗水层段；
对于老井进行自然电位曲线幅度及组合分析，自然电位幅度大于预设自然电位幅度阈值，则定性判断存在高耗水层段；
判断高耗水层段的油水井间是否连通，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；
判断高耗水层段的油水井间是否流动，否则判定不存在高耗水层带，是则执行下一步；
计算高耗水层段的油水井间的渗流阻力系数；
计算分层注水量；
统计流量分布，确定是否存在高耗水层带并确定高耗水层带的分布位置；
采用饱和度资料对高耗水层带分布进行验证，得到验证结果；然后根据验证结果通过补孔和调层治理高耗水层带。
2.根据权利要求1所述矿场方法，其特征在于，判断油水井间是否连通之前，所述矿场方法还包括：为矿场建立注采关系系统，其中具有复数的油水井。
3.根据权利要求2所述矿场方法，其特征在于，进行小层精细对比和单砂体精细对比，确定注采关系；建立分小层和分单砂体的注采流动关系，进一步建立分小层、分单砂体的动态注采井网图作为所述注采关系系统。
4.根据权利要求3所述矿场方法，其特征在于，还进行分层注水量劈分，分割小层注水量，并为所述注采关系系统建立小层注采井网连通图。
5.根据权利要求4所述矿场方法，其特征在于，计算油水井间的渗流阻力系数，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，计算各通路的渗流阻力系数和水流量。
6.根据权利要求5所述矿场方法，其特征在于，计算分层注水量，包括：根据所述注采关系系统及其小层注采井网连通图，结合各通路上的注水井的历史数据和当前数据，分析计算瞬时注水量，用于体现各层的各方向的注水流量；其中，结合渗流阻力分析判识高耗水层带中的优势水流方向，包括：将油藏假想为平面上不用区带相连和垂向上不用小层相连，以渗流力学理论和油藏工程方法为基础，运用达西公式和水电相似性原理，从水井出发，计算任一小层、任一油水井间的渗流阻力、水井强度和流量指标，根据渗流阻力、水井强度和流量指标和动态因素，判识优势水流方向；并且，根据静态因素确定高耗水层段的平面关联性，判断油水井间是否连通；根据动态因素确定高耗水层段的垂直关联性，根据高耗水层段的平面关联性和垂直关联性判断油水井间是否流动；其中，所述静态因素包括：井间能量相类型、连通砂岩厚度、储层物性、井距、连通井数、测井水淹；所述动态因素包括：注水速度、累计注入量、注入强度。
7.根据权利要求6所述矿场方法，其特征在于，统计流量分布，包括：统计分析累计注水量以体现注水的主要流向；统计分析注水强度以作为判别高耗水层带的指标参数。
8.根据权利要求7所述矿场方法，其特征在于，确定是否存在高耗水层带，包括：根据瞬时注水量、累计注水量和注水强度判定是否存在高耗水层带。
9.根据权利要求8所述矿场方法，其特征在于，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足其中一个或两个判定条件，则判定存在高耗水层带。
10.根据权利要求8所述矿场方法，其特征在于，判定条件包括：瞬时注水量大于20方/天、累计注水量大于10万方以及注水强度大于3方/天/米，满足全部判定条件，则判定存在高耗水层带。
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