CN114810009A - 一种超低渗透油藏分层异步注水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及非常规油藏油气开发技术领域，具体涉及一种超低渗透油藏分层异步注水方法，包括以下步骤：步骤一，通过静态划分和动态划分，对异步注水开发层系进行确定；步骤二，根据井区取芯井不同层系岩心的渗流机理研究，对不同单层的岩心多相渗流特征进行归一化处理，结合渗吸特征、启动压力梯度实验结果，明确层系驱油机理；步骤三，在层系划分和驱油机理研究的基础上，确定不同层系的异步注水开发方式和注水参数。本发明有效解决了超低渗透油藏注水利用率低、注不进、采不出、注水开发效益差等难题，能够使油井连续生产，停层不停井，能够充分发挥渗吸作用，保持好地层能量，提高单井产能，改善注水开发效果，达到经济高效开发超低渗透油藏。
Description
技术领域
本发明涉及非常规油藏油气开发技术领域，具体涉及一种超低渗透油藏分层异步注水方法。
背景技术
低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，是一个相对的概念，没有固定统一的标准界限，其根据不同区域、不同时期的资源状况和技术经济条件的变化而变化。我国按照油层平均渗透率的大小，将低渗透油藏划分为一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层三种。超低渗透储层具有渗透率低，地层致密、非均质强、孔喉小、物性差、渗流阻力大等地质特点。
异步注采是注水井注水时关停油井，防止注入水沿裂缝水窜，在注水压力和毛管压的双重作用下，使注入水进入基质岩块较深部位的含油孔隙中；地层压力恢复后注水井停注，平衡压力场，使整个区域油水重新分布；油水分异一段时间后油井复产，裂缝与基质岩块间存在的压差加速了毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸作用下，使更多进入基质岩块中的注入水被滞留下来，从而替换出等量的原油进入裂缝系统。其实质是充分发挥裂缝系统作为供水和油流通道的有利因素，利用驱替压差、基质岩块压缩和膨胀、毛管渗吸作用等，促使原油从基质岩块流向裂缝系统，从而扩大基质岩块的注水波及体积，提高驱油效率。
针对超低渗透油藏，其在开发过程中，地层压力下降幅度越大，孔隙度降低幅度就越大，油层物性变差，渗透率降低幅度也越大，渗流阻力增加，最终导致产量递减速度加快。而且，当地层压力下降到低于饱和压力时，地层原油脱气，使原油粘度增大，渗流能力降低，导致产油井产油量降低，甚至无产油量。降压开采后，由于采油井附近的储层物性存在差异，会造成区域性的亏空，孔隙度和渗透率较好的区段亏空程度大，而孔隙度和渗透率较差的区段亏空程度相对较小，注水后，会造成水线的不均匀推进，亏空大的地段会吸引较多的水流，亏空小的地方流入的较少，油很难被驱替出来，长期会形成死油区。
针对这类油藏，国内外专家进行了大量研究，提出了一些新的思维和新的技术方法，比如超前注水、同步注水、单井吞吐，周期注水等。这些新方法的应用，在一定程度上改善了超低渗透油藏的开发效果，但总体上开发效果仍不理想，经济效益较差。
发明内容
本发明的目的在于提供一种超低渗透油藏分层异步注水方法，以解决现注水开发方式下注水利用率低、注水开发效益差的问题。
为实现上述目的，本发明中的超低渗透油藏分层异步注水方法采用如下技术方案：
一种超低渗透油藏分层异步注水方法，包括以下步骤：
步骤一，对异步注水开发的层系进行静态划分和动态划分，依据划分结果，对异步注水开发层系进行确定；
步骤二，根据井区取芯井不同层系岩心的渗流机理研究，对不同单层的岩心多相渗流特征进行归一化处理，结合渗吸特征、启动压力梯度实验结果，明确层系驱油机理，即驱油机理是以驱替为主、驱替和渗吸共同作用还是渗吸作用为主；
步骤三，在层系划分和驱油机理研究的基础上，确定不同层系的异步注水开发方式和注水参数。
上述技术方案的有益效果在于：本发明通过对异步注水开发的层系进行静态划分和动态划分，确定了异步注水开发层系，然后根据井区取芯井不同层系岩心的渗流机理研究，对不同单层的岩心多相渗流特征进行归一化处理，结合渗吸特征、启动压力梯度实验结果，明确了层系驱油机理，即驱油机理是以驱替为主、驱替和渗吸共同作用还是渗吸作用为主，最后在层系划分和驱油机理研究的基础上，确定不同层系的异步注水开发方式和注水参数。本发明针对目标区块的储层物性、不同层系驱油机理存在差异、渗吸现象在超低渗透油藏开发过程中起到重要作用的情况下，采用分层异步注水方法有效解决了超低渗透油藏注水利用率低、注不进、采不出、注水开发效益差等难题，能够使油井连续生产，停层不停井，能够充分发挥渗吸作用，保持好地层能量，提高单井产能，改善注水开发效果，达到经济高效开发超低渗透油藏。
进一步地，为了方便进行动态划分，在步骤一中，应用生产数据和测试数据，采用油藏工程方法进行油水井动态分析，对异步注水开发的层系进行动态划分。
进一步地，为了保证采用的生产数据的全面性，所述的生产数据包括油井产出的产液、产油、产水、油压、套压，以及水井注入的注入量、压力，以及单层的含水变化规律。
进一步地，所述的测试数据包括产液剖面和吸水剖面。
进一步地，为了方便进行静态划分，在步骤一中，依据静态资料对异步注水开发的层系进行静态划分，静态资料包括油层特征的差异、单一开发层系的储量、层系之间的隔层及压温系统、原油物性。
进一步地，为了保证数据全面，所述的油层特征包括沉积条件、沉积环境、储层岩性、渗透率、主要油砂体的几何形态和分布状态。
进一步地，为了方便获得数据并保证数据准确，在进行步骤二之前，首先对井区取芯井的岩心进行归位、取样、进行室内实验，测试多相渗流特征、渗吸特征和启动压力梯度特征。
附图说明
图1为本发明方法实施例中33 3层砂体等厚图；
图2为本发明方法实施例中33 2层砂体等厚图；
图3为本发明方法实施例中33 1层砂体等厚图；
图4为本发明方法实施例中2-28-5井组砂体连通图；
图5为本发明方法实施例中2-28-8井组砂体连通图；
图6为本发明方法实施例中33 1油层有效厚度等值线图；
图7为图6中的局部放大图；
图8为本发明方法实施例中33 2油层有效厚度等值线图；
图9为图8中的局部放大图；
图10为本发明方法实施例中2-28-5井吸水剖面图；
图11为本发明方法实施例中2-28-8井吸水剖面图；
图12为本发明方法实施例中2-28-5井注采连通图；
图13为本发明方法实施例中2-28-8井注采连通图；
图14为本发明方法实施例中研究区主河道储层油水相渗曲线形态图；
图15为本发明方法实施例中次河道储层油水相渗曲线形态图；
图16为本发明方法实施例中渗吸时间与渗吸采收率关系图；
图17为本发明方法实施例中不同样品渗吸时间与渗吸速度关系图；
图18为本发明方法实施例中3储层气测渗透率与启动压力梯度的关系图；
图19为本发明方法实施例中分层异步注水的原理图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明了，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，可能出现的术语如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何实际的关系或者顺序。而且，术语如“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”等限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
以下结合实施例对本发明的特征和性能作进一步地详细描述。
本发明中超低渗透油藏分层异步注水方法的实施例：以某低渗区块为研究对象，油藏类型为超低压、低孔超低渗岩性油藏，该油藏的分层异步注水方法具体包括以下步骤：
步骤一，对异步注水开发的层系进行静态划分和动态划分，依据划分结果，对异步注水开发层系进行确定。
(一)依据静态资料对异步注水开发的层系进行静态划分。
静态资料包括油层特征的差异、单一开发层系的储量、层系之间的隔层及压温系统、原油物性。其中，油层特征包括：沉积条件、沉积环境、储层岩性、渗透率、层内非均质程度、主要油砂体的几何形态和分布状态；单一开发层系的储量指一个独立的开发层系需要有一定的储量，以保证在开发过程中能够有一定的采油速度，具有一定的稳产时间，能够达到较好的经济指标；隔层用以保证在注水开发过程中层系间不发生串通和干扰；原油物性主要考虑密度、粘度、凝固点和溶解性。
(1)目标区油层组小层划分与地层、砂体厚度
目标区油组主要目的层地层平均厚度145m，埋藏浅，平均埋深550m。划分为31、32、33三个亚油组，其中主力含油层33地层平均厚度为79.7m，33又划分为三个小层，分别为33 1、33 2、33 3，地层平均厚度分别为27.5m、26.1m、26.1m。砂层平层厚度分别为11.3m、12m、7m(如表1)。
表1 3油层组小层划分与地层、砂体厚度表
(2)沉积特征及砂体展布特征
目标区3组储层属于辫状河三角洲沉积体系，亚相为辫状河三角洲前缘沉积，主要微相类型为水下分流河道、河口坝、分流间湾，有利沉积微相以水下分流河道、河口坝为主(如表2)。
表2沉积相划分表
目标区3段砂体呈北东向展布，纵向上砂体主要分布在33 1、33 2、33 3三个小层。33 3期水下分流河道处于发展期，33 2水下分流河道处于鼎盛期，33 1水下分流河道处于能量回返期。总体，33 1、33 2时期水体能量最强，其砂体发育也最好。
①33 3砂体展布
该砂层组砂体主要由研究区东南部和东北部物源提供，可见区内发育的2条砂体分支及一块独立砂体。发育的分支砂体延伸距离较长，呈条带状分布，但未贯穿整个研究区，砂体厚度中心主要分布于主分支砂体，厚度不均匀(如图1)。砂体宽度约3.1～5.2m，砂体厚度1.8～18.9m，平均砂体厚度为8.6m。有效砂体厚度0.3～8.9m，平均厚度为3.8m。该时期区块内从东南及东北向北发育2支小规模辫状河三角洲前缘水下分流河道向研究区中部延伸，呈条带状，并向中部过渡为河道侧翼。
②33 2砂体展布
该砂层组砂体主要由研究区东南部和东部物源提供，可见区内发育的4条砂体分支，由东南部及东部向北方向延伸，发育的分支砂体延伸距离较长，贯穿整个研究区。砂体厚度总体较33 3厚，砂体厚度中心主要分布于中部(如图2)。西部物源口相对孤立，砂体相对较薄，且总体上具有向北西方向减薄，大片连续，厚度不均匀的特点。该时期内区块沉积相总体上继承33 3发育特征，从东南向西北发育辫状河三角洲前缘水下分流河道，在中部交汇，而东部另发育2条具有一定规模的辫状河三角洲前缘水下分流河道，并向中部过渡为河道侧翼砂体。
③33 1砂体展布
该砂层组砂体主要由研究区东南部和东北部物源提供，区内发育有4条砂体分支，分别向北和北东方向延伸，4条主要分支砂体在前端分叉交汇，单支砂体呈条带状展布，有向研究区中北部汇聚的趋势。砂体较33 2段变薄，在东部物源口处及探区中部最厚，以15、46、55井为代表呈现出3个高值区(如图3)。该时期沉积相未发生大的改变，区块内依然以辫状三角洲前缘的水下分流河道为主，东南部和东北部的砂体在中部发生交汇并过渡为河道侧翼砂体。
(3)储层特征
①岩石学特征
目标区3组主要发育岩屑长石砂岩、长石-石英砂岩，岩石矿物成分以石英为主，长石次之。
3组储层填隙物总含量12.4％，以碳酸盐、方解石和自生粘土为主。粘土矿物以伊利石和伊蒙间层为主，高岭石次之，少量绿泥石。
②物性特征
3组储层平均孔隙度12.2％，平均渗透率0.76mD。
③孔隙结构特征
储层类型为孔隙性储层，以粒间溶孔为主。
压汞资料表明孔喉不均匀，孔喉半径分布范围大，峰值不明显，平均最大孔喉半径0.31μm，平均孔喉中值压力5.97MPa，平均中值半径0.23μm，说明孔喉细，孔隙结构复杂。
通过铸体薄片图像分析可知，该区平均孔隙半径属中孔低值，平均喉道宽度属微细喉，总体属于中孔-细到特细喉类型，孔隙形状因子小，配位数低，说明孔隙结构复杂、孔隙间连通性较差(如表3)。
表3图像分析33孔隙特征及喉道宽度统计表
(4)温度与压力
3组油藏埋深350-650m，原始地层压力2.06MPa(压力系数0.45-0.6)，饱和压力0.65MPa，地温梯度2.7℃/100m。
(5)流体性质
3组地层原油密度0.8102g/cm3，地层原油粘度6.64mPa·s，体积系数1.0295，凝固点25℃，初馏点78.5℃～89℃，属于中质I类原油。地层水总矿化度33447.89～49692.04mg/L，氯根含量18540.8mg/L，水型CaCl2型。
在进行了区块静态资料的论述后，本发明在此以两个井组(如表4)做进一步的说明。
表4井组油水井对应情况
(1)砂体厚度及连通性
两个井组9口井33 1、33 2层砂体均有一定的厚度。整体上看，2-28-5井组储层较2-28-8井组厚，两个井组33 2层砂体厚度均比33 1层厚，其中33 1层最大砂体厚度约11.4m，最小1m，平均5.57m。33 2层最大砂体厚度约16m，最小2.6m，平均8.07m(如表5)。纵向上两个井组主要发育33 1砂体、33 2砂体，从砂体连通性分析，砂体连通好(如图4、图5)。
表5井组砂厚统计表
(2)油层分布特征
井组整体含油级别高，油斑占比基本在65％以上(如表6)，油层厚度大，由于受河道形态及叠合程度影响，各井小层油层发育情况有所不同：
表6录井显示表
| 井号 | 荧光(m) | 油迹(m) | 油斑(m) | 油斑占比(％) |
| 2-28-1 | 7.0 | 100 | ||
| 2-28-2 | 25.0 | 100 | ||
| 2-28-7 | 0.9 | 18.4 | 95.4 | |
| 2-8-3 | 1.2 | 4.2 | 3.5 | 39.3 |
| 2-28-3 | 14.9 | 100 | ||
| 2-28-4 | 0.5 | 11.0 | 95.6 | |
| 2-28-6 | 6.7 | 12.6 | 65.3 |
33 1层油层厚度整体相对较薄，油层主要集中发育在2-28-3井区和2-28-7井以西，最大有效厚度约10.5m，最小0.5m(如图6和图7)。
33 2油层平面上分布范围较大，是33层主力油层。油层主要集中发育在2-28-7井区周缘，最大有效厚度11m，最小3m(如图8和图9)。
(3)井组储量计算
通过对目标区各小层油层有效储层逐层识别与刻画，计算2个井组9口井含油面积0.71km2，地质储量22.29×104t，平均单井控制储量为2.47×104t左右(如表7)。
表7井区分层异步注采井组储量计算表
(二)应用生产数据和测试数据，采用油藏工程方法进行油水井动态分析，对异步注水开发的层系进行动态划分。生产数据包括油井产出的产液、产油、产水、油压、套压，以及水井注入的注入量、压力，以及单层的含水变化规律。测试数据包括产液剖面和吸水剖面。
(1)井组生产情况
井组共有7口油井，从油井的压裂方式及生产情况分析(如表8)，周围油井2-28-1、2-8-3投产时是机械分压，2-28-2、2-28-3、2-28-4、2-28-6等4口井进行重复压裂，能够保证33 1、33 2两个层均压开。截止目前7口油井日产液在0.7-4m3，日产油在0.5-1.8t，阶段累产液13677m3，累产油7868.8t。从2-28-6井2020年4月6日补孔33 1(2)，补孔后初期产油1.3t，比措施前日增油1t；2-28-3井2020年3月22日补孔33 2(1)，补孔后初期日产油2.2t，比措施前日增油1.8t，说明井组33 1、33 2层均有一定出液能力，具有一定产能。
表8井组油井生产情况
井组共有2口注水井，从注入情况分析(如表9)，两口井阶段累计注水量都比较高，2-28-5井总注水量为10280.4m3，2-28-8井总注水量为12367.6m3，两口水井的33 1、33 2层均有一定的吸水能力。2-28-5井从初期吸水剖面分析(如图10)，2-28-5井吸水层为33 1(3)、33 2层，33 1(2)不吸水，从2014年8月该井分注情况分析，套管层33 1(2)也有一定的吸水能力，累计注水2438m3，说明2-28-5井的33 1、33 2层均能吸水；2-28-8井从初期吸水剖面分析(如图11)，主要吸到33 1层；分注后油管层也吸水，从复注后注水情况分析，33 2层比33 1层吸水好，总体说明2-28-8井的33 1、33 2层均吸水。
表9井组注水井注入情况
(2)注采连通情况
2-28-5井组：从注采连通图上分析(如图12)，33 1、33 2层砂体连通好；从油水井射孔段来分析，注采对应率高，均可以分层异步注采，并且对应油井2-28-3、2-28-4、2-28-6进行重复压裂过，可以满足分层开采时各层都有一定产液量。
2-28-8井组：从注采连通图上分析(如图13)，33 1、33 2层砂体厚度大，从油水井射孔段分析，注采对应率高，仅2-28-3井33 1(1)层没有注水井对应，均可以分层异步注采，并且周围油井2-28-1、2-8-3投产时是机械分压，2-28-2进行重复压裂过，2-28-7井重复压裂方案已出，且2-28-7井分层试采过，可以满足分层开采，且各层均有一定产液量。
(3)受效特征
根据油水井生产曲线及注采连通情况，结合吸水剖面、储层物性以及砂体叠合厚度对井组7口油井和2口注水井进行动态分析，油井均有不同程度受效，主要原因是井组处于物性较好、砂体有效厚度相对较大的区域(如图10、图11)，注采连通状况好(如图12、图13)，对应水井累计注水量相对较高，氯离子下降明显，后期随着累计注水量增加，在生产过程中，部分井含水呈台阶上升，经过态调整，含水下降，总体见效相对较好，单井主要受效方向(如表10)。
表10油井受效方向统计表
步骤二，对井区取芯井的岩心进行归位、取样、进行室内实验，测试多相渗流特征、渗吸特征和启动压力梯度特征。根据井区取芯井不同层系岩心的渗流机理研究，对不同单层的岩心多相渗流特征进行归一化处理，结合渗吸特征、启动压力梯度实验结果，明确层系驱油机理，即驱油机理是以驱替为主、驱替和渗吸共同作用还是渗吸作用为主。
(1)不同类型储层相渗曲线特征
3储层主体分为两大类：主河道储层以及次河道储层，两类储层在物性、岩石学特征、孔喉结构特征等方面有一定的差异，其相渗曲线也表现出不同的特征(如表11)。
表11 3段不同类型储层油水相渗实验相渗曲线数据统计表
主河道储层：样品平均孔隙度为13.16％，平均渗透率为1.01mD，平均束缚水饱和度为35.6％，等渗点含水饱和度为54.7％，等渗点处油水相渗透率为0.11，残余油饱和度为32.4％，残余油时水相渗透率为0.568，无水期驱油效率平均为18.9％，最终期平均驱油效率为49.7％。主河道储层样品物性相对较好，孔隙度、渗透率平均值最大；束缚水饱和度相对较低，残余油时水相对渗透率最大，两相共渗区范围最宽，驱油效率也最高。由此可见，主河道储层相渗曲线为研究区3储层渗流能力较好的储层类型，该类储层渗流能力强，有利于油水流动(如图14)。
次河道储层：样品平均孔隙度为10.53％，平均渗透率为0.42mD，平均束缚水饱和度为46.9％，等渗点含水饱和度为61.1％，等渗点处油水相渗透率为0.063，残余油饱和度为30.4％，残余油时水相渗透率为0.348，无水期驱油效率平均为17.9％，最终期平均驱油效率为43.0％。次河道储层样品物性相对较差，孔隙度、渗透率平均值较小；束缚水饱和度相对较高，残余油时水相对渗透率小，两相共渗区范围较窄，驱油效率也相对较低。次河道储层相渗曲线为研究区3储层渗流特征较差储层类型代表，渗流能力相对主河道储层弱(如图15)。
(2)储层渗吸特征
本次渗吸水驱油实验过程共计10天左右，渗吸逐渐达到平衡状态。渗吸后样品重量高于饱和油后湿重，根据公式计算驱水效率(表12)。
表12渗吸水驱油采收率统计
渗吸实验表明：基质岩心直接水渗吸采收率分布在15.22-38.62％之间，平均为23.2％；裂缝型岩心直接水渗吸采收率介于26.72-39.52之间，平均为34.8％。裂缝型储层渗吸采收率高于基质型储层，说明裂缝的存在使得渗吸采收率大大提高。
岩心直接水渗吸，在自然渗吸前50h，随着时间的变化，渗吸采收程度增长迅速，此时渗吸置换出的非润湿相流体较多；在50h之后，渗吸速度慢慢减弱，自发渗吸趋于平稳，最终润湿相不再置换出非润湿相流体(如图16)。渗吸初期渗吸速度较高，驱油效率增加较快，随着渗吸时间的延长，渗吸速度整体呈递减趋势，驱油效率的增加逐渐减慢直至渗吸停止(如图17)。
(3)启动压力梯度特征
3油层地层温度为34.5℃，地层原油粘度3.5mPa.s，地层水矿化度为35.1。因此，在室温下分别用采用34600ppm的标准盐水和34.5℃下粘度为3.5mPa.s的地层原油进行了30块岩心启动压力梯度测量。实验测试结果如下(如表13)。
表13地区启动压力梯度统计表
岩样的孔隙度主要分布范围在7.35-16.74％，平均为10.68％。气测渗透率分布范围为0.202-2.474mD，平均为0.878mD。启动压力梯度主要分布在0.019-0.436MPa/m，平均启动压力为0.087MPa/m。
油田岩样的气测渗透率与启动压力梯度均具有较好的乘幂关系，岩样的渗透率越小，启动压力呈递进式增高(如图18)；渗透率K<0.3mD时启动压力较大；渗透率K分布在0.3mD～0.7mD时随渗透率减小启动压力上升缓慢；渗透率K>0.7mD储层启动压力梯度较小；即主河道储层启动压力梯度小于次河道储层。这种现象表明低渗透油藏开发过程中，当实际渗透率减小到一定数值时，启动压力梯度对油藏的开发将带来巨大的影响。即在渗透率K<0.3mD时，驱油机理是以渗吸方式为主，渗透率K分布在0.3mD～0.7mD时，驱油机理是以驱替和渗吸共同作用，透率K>0.7mD时，驱油机理是以驱替方式为主。
步骤三，在层系划分和驱油机理研究的基础上，确定不同层系的异步注水开发方式和注水参数。
采用油藏工程方法、矿场试验法及数值模拟方法，最终确定油田分层异步注采井组的注采方式为：先生产33 2层，再生产33 1层；换层条件为：井组日产油量小于3m3(平均单井低于0.6t)时进行换层(如图19)；异步注采过程中单层注水量为：9m3/d。
上述实施案例取得的成果是：(1)有效地解决了超低渗透油藏注水开发过程中由于注水压力高、注不进和注水利用率低的问题；(2)与逐层上返生产相比，采油速度提高了21.06％，节约注水量28.19％，预测最终采收率提高4.7％。超低渗透油藏依据驱油机理的不同，采取分层异步注水方式，有效提高了超低渗透油藏的经济效益，为同类油藏经济高效开发提供了借鉴经验。
在超低渗透油藏分层异步注水方法的其他实施例中：根据实际情况，多相渗流特征、渗吸特征和启动压力梯度特征等数据可以是现成的，无需进行实验。
在超低渗透油藏分层异步注水方法的其他实施例中：油层特征、静态资料、测试数据、生产数据等也可以包含更多的参数，包括动态划分的参考数据也可以有更多。
以上所述，仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，本发明的专利保护范围以权利要求书为准，凡是运用本发明的说明书及附图内容所作的等同结构变化，同理均应包含在本发明的保护范围内。
Claims (7)
1.一种超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，对异步注水开发的层系进行静态划分和动态划分，依据划分结果，对异步注水开发层系进行确定；
步骤二，根据井区取芯井不同层系岩心的渗流机理研究，对不同单层的岩心多相渗流特征进行归一化处理，结合渗吸特征、启动压力梯度实验结果，明确层系驱油机理，即驱油机理是以驱替为主、驱替和渗吸共同作用还是渗吸作用为主；
步骤三，在层系划分和驱油机理研究的基础上，确定不同层系的异步注水开发方式和注水参数。
2.根据权利要求1所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，在步骤一中，应用生产数据和测试数据，采用油藏工程方法进行油水井动态分析，对异步注水开发的层系进行动态划分。
3.根据权利要求2所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，所述的生产数据包括油井产出的产液、产油、产水、油压、套压，以及水井注入的注入量、压力，以及单层的含水变化规律。
4.根据权利要求2所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，所述的测试数据包括产液剖面和吸水剖面。
5.根据权利要求1～4任意一项所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，在步骤一中，依据静态资料对异步注水开发的层系进行静态划分，静态资料包括油层特征的差异、单一开发层系的储量、层系之间的隔层及压温系统、原油物性。
6.根据权利要求5所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，所述的油层特征包括沉积条件、沉积环境、储层岩性、渗透率、主要油砂体的几何形态和分布状态。
7.根据权利要求1～4任意一项所述的超低渗透油藏分层异步注水方法，其特征在于，在进行步骤二之前，首先对井区取芯井的岩心进行归位、取样、进行室内实验，测试多相渗流特征、渗吸特征和启动压力梯度特征。
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