CN115130268A - 油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备 - Google Patents

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CN115130268A CN202110319201.8A CN202110319201A CN115130268A CN 115130268 A CN115130268 A CN 115130268A CN 202110319201 A CN202110319201 A CN 202110319201A CN 115130268 A CN115130268 A CN 115130268A
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康志江
张慧
张允�
曹丽丽
李红凯
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Abstract

本发明提供了一种油藏注采方案设计方法、装置、存储介质及电子设备，涉及油气勘探开发技术领域，所述方法包括：基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。本发明提供的技术方案，能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。

Description

油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备
技术领域
本发明涉及油气勘探开发技术领域，特别地涉及一种油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备。
背景技术
塔河油田缝洞型油藏，通过注水替油和单元注水，有效补充地层能量，一定程度上改善了开发效果。但随着注水效果变差，为了动用近井缝洞体高部的剩余油，2012年油田实施单井注氮气替油试验。在较早开发的塔河油田4区S48缝洞单元北部选择TK440井开展注液氮替油试验。试验采用段塞式注入方式，累计注液氮700方，闷井10天后开井反排求产。截止同年9月底，累计增油2600吨，单井现场注氮气增油效果显著。
为了挖潜井间缝洞体高部位的剩余油，2009年11月，康志江首次提出洞顶气驱高效采油机理。2014年，塔河油田正式实施氮气驱试验。截止到2017年6月，共实施氮气驱井组43个，覆盖单元32个，注气覆盖地质储量8549万吨，累计注入氮气1.94亿方，累计伴水量30.15万方，累计增油32.74万吨，累计方气换油率0.53吨/方。井组氮气驱整体取得较好开发效果，已经发展为继水驱后油藏提高采收率的重要技术。
但油藏注气开发中后期逐渐出现注气效果变差，大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果，需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。但目前尚未有一套系统、完整的油藏注采方案设计方法。
发明内容
针对上述现有技术中的问题，本申请提出了一种油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备，能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
第一方面，本发明实施例提供了一种油藏注采方案设计方法，所述方法包括：
基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
进一步地，在所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组之前，所述方法还包括：
基于所述油藏的类型、当前开发阶段和历史开发信息，确定注采方案类型。
优选地，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多个待选井；其中，所述待选井为已注气井；
基于所述待选井的地质信息、施工信息和注气信息，确定与每个所述待选井对应的选井参数；
将每组所述选井参数作为预先训练的注气增油预测模型的输入，预测获得与每个所述待选井对应的増油效果；
基于所述増油效果，从所述多个待选井中选取目标井作为所述注采井组。
优选地，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多组待选井；其中，所述待选井为已注水井；
基于每组所述待选井中各井之间的连通性，确定目标井组；
基于预先获取的示踪剂监测数据，确定所述目标井组中的注气井和采油井以确定所述注采井组。
优选地，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的图版确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案；其中，所述图版反映了油藏的缝洞成因类型与注采参数之间的对应关系。
优选地，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案或单元注氮气方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的所述注采井组的地质模型和多组预设的注采参数，模拟计算在每组所述预设的注采参数下的増油效果；
基于所述増油效果，从所述多组预设的注采参数中选取目标注采参数作为所述注采井组的注采参数。
优选地，所述待设计油藏的地质信息包括：所述待设计油藏的历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据；所述基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型，包括：
基于所述历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据，获取所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息；
基于所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型；
将所述溶洞模型、所述溶蚀孔洞模型和所述断裂模型进行融合，获得所述油藏的三维地质模型。
进一步地，所述方法还包括：
基于所述油藏中已钻井的单井动态资料，对所述三维地质模型进行校正，获得校正后的三维地质模型；
所述对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息，包括：
对所述校正后的三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息。
进一步地，所述方法还包括：
基于预先建立的经济评价模型，对所述油藏的注采方案的经济效益进行评价。
第二方面，本发明实施例提供了一种油藏注采方案设计系统，所述系统包括：
三维建模模块，用于基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
数值模拟模块，用于对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
注采井组确定模块，用于基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
注采参数确定模块，用于确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
第三方面，本发明实施例提供了一种存储介质，所述存储介质上存储有程序代码，所述程序代码被处理器执行时，实现如上述实施例中任一项所述的油藏注采方案设计方法。
第四方面，本发明实施例提供了一种电子设备，所述电子设备包括存储器、处理器，所述存储器上存储有可在所述处理器上运行的程序代码，所述程序代码被所述处理器执行时，实现如上述实施例中任一项所述的油藏注采方案设计方法。
本发明实施例提供的油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备，通过对建立的待设计油藏的三维地质模型进行油藏数值模拟，能够获得油藏中剩余油分布信息；基于该剩余油分布信息、油藏中已钻井的分布信息和已钻井的基本特性，能够确定注采井组；确定该注采井组的注采参数后即可获得油藏的注采方案。与现有技术相比，本发明提供了一套系统、完整的油藏注采方案设计，能够在电子设备/电子终端上自动执行，因此能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
附图说明
通过结合附图阅读下文示例性实施例的详细描述可更好地理解本发明公开的范围。其中所包括的附图是：
图1为本发明实施例的方法流程图一；
图2为本发明实施例的方法流程图二；
图3为本发明实施例建立的两组断裂模型的示意图；
图4为本发明实施例建立的待设计油藏的三维地质模型的示意图；
图5A和图5B为本发明实施例中采油井的产油量和含水率的预测曲线；
图6为为本发明实施例的系统结构图一；
图7为本发明实施例的系统结构图二。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方法，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，本发明的保护范围并不受下面公开的具体实施例的限制。
实施例一
根据本发明的实施例，提供了一种油藏注采方案设计方法，如图1所示，本实施例所述的方法包括：
步骤S101，基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
本实施例中，所述待设计油藏的地质信息包括：所述待设计油藏的历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据；所述基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型，包括：
基于所述历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据，获取所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息；基于所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型；将所述溶洞模型、所述溶蚀孔洞模型和所述断裂模型进行融合，获得所述油藏的三维地质模型。
具体地，上述历史地震数据可通过该油藏的地震资料获取，测井数据可通过诸如成像测井等各类测井方式获取，通过历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据来综合描述溶洞、溶蚀孔洞、断裂和裂缝空间展布、物性。采取分级分类建模的方法，分别建立不同尺度的溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型，并将上述不同类型的模型融合成为该待设计油藏的三维地质模型。本实施例中，该三维地质模型为缝洞型碳酸盐岩油藏三维地质模型。依托该三维地质模型，可确定该油藏中缝洞体类型、连通关系、缝洞体物性和非均质性等关键参数。
本实施例中，在建立上述三维地质模型之后，所述方法还包括：基于所述油藏中已钻井的单井动态资料，对所述三维地质模型进行校正，获得校正后的三维地质模型，以综合描述油藏中缝洞体的空间展布特征。则，本实施例中的步骤S102包括：对所述校正后的三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息。
步骤S102，对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
本实施例中，对油藏的三维地质模型按照复合介质模型进行油藏数值模拟，具体地，依据油藏中各储集体的类型、尺度和储集体的流态分类进行数值模拟，反映油藏中大缝大洞内流体流动特征，定量表征水驱后剩余油类型、赋存方式、空间展布特征、不同类型的剩余储量，综合评价油藏水驱后的剩余油，并获得油藏中剩余油分布信息。
进一步地，本实施例还可依托上述三维地质模型，主要通过缝洞型油藏数值模拟方法，定量计算“井控剩余储量”、“洞顶剩余储量”、“残丘剩余储量”和“构造顶面下60m内剩余储量”等关键参数，定量评价目标区块的注氮气潜力。
步骤S103，基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
本实施例中，在所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组之前，所述方法还包括：基于所述油藏的类型、当前开发阶段和历史开发信息，确定注采方案类型以确定研究目标。其中，历史开发信息包括该油藏当前所面临的主要问题，根据上述方式来综合确定注采方案类型。
本实施例所述的注采方案类型具体有4种，分别为：单井注氮气吞吐方案、单井氮气驱方案、多井氮气驱方案和单元注氮气方案。当然，在实际应用中，还可根据实际情况提出其它类型的注采方案，本实施例对此不做限制。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多个待选井；其中，所述待选井为已注气井；基于所述待选井的地质信息、施工信息和注气信息，确定与每个所述待选井对应的选井参数；将每组所述选井参数作为预先训练的注气增油预测模型的输入，预测获得与每个所述待选井对应的増油效果；基于所述増油效果，从所述多个待选井中选取目标井作为所述注采井组。
具体地，对于单井注氮气吞吐方案，采用以下方式来选井：
首先，基于剩余油分布信息和已钻井的分布信息，选择油藏研究区注水替油失效、高含水(含水率大于85％)或者低产井(日产小于5t/d)作为待选井。
然后，根据现场采集的上述待选井的地质信息、该待选井的历史施工信息和历史注气信息，从中确定与每个待选井对应的选井参数。为了全面反映待选井特征，每个待选井的选井参数需大于5个，且需要包括地质类、施工类与注气效果类参数。
本实施例中，每个待选井的选井参数共有17个，对于每一个选井参数，当其具有不同的属性/类型时，通过对其赋不同的数值来区分：
·缝洞成因类型：为表层岩溶(赋值1)、暗河岩溶(赋值0.5)、断裂控制岩溶(赋值0.1)；
·储集体类型：为溶洞型(赋值1)、裂缝-孔洞型(赋值0.5)、裂缝型(赋值0.1)；
·储量规模：根据油藏工程方法计算的实际数值；
·注气层段剩余油储量规模：根据油藏工程方法计算的实际数值；
·井储关系：井位于储集体上部(赋值1/4)，位于储集体中部(赋值1/2)，位于储集体下部(赋值3/4)；
·底水能量：根据油藏工程方法计算的实际数值；
·断裂配置关系：过通源大断裂(赋值0.5)，不过通源大断裂(赋值1)；
·储集体倾斜角度：根据地质分析得出；
·等效孔隙度：根据测井数据计算得出；
·采出程度：根据油藏工程方法计算的实际数值；
·总注气量：实际注气施工数据；
·注气速度：实际注气施工数据；
·注水时机：含水多少时开始注气，以生产井实际数据为准；
·总伴注水量：实际注气施工数据；
·注水速度：实际注气施工数据；
·焖井时间：实际注气施工数据；
·注气后可采储量：根据油藏工程方法计算的实际数值。
确定每个待选井的上述选井参数后，将每组选井参数作为预先训练的注气增油预测模型的输入，由该注气增油预测模型预测获得与每个待选井对应的増油效果。其中，注气增油预测模型是通过神经网络训练学习已注气井的选井参数和增油量所构建的预测模型，采用该模型来预测注氮气增油效果。
之后，基于每个待选井的注氮气增油量大小，结合各井剩余油储量规模、井储关系、井况等资料，排序优选注气井，从优选注气井中选取目标注采井组。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多组待选井；其中，所述待选井为已注水井；基于每组所述待选井中各井之间的连通性，确定目标井组；基于预先获取的示踪剂监测数据，确定所述目标井组中的注气井和采油井以确定所述注采井组。
具体地，对于单井氮气驱方案或多井氮气驱方案，采用以下方式来选井：
首先，基于剩余油分布信息和已钻井的分布信息，选择低产(日产低于3t/d)、高含水(含水率大于97％)井为注气井，且选取的注气井为已注水井，同时，将每组待选井中各井之间具有较好连通性的待选井确定为目标井组。
然后，结合剩余油分布成果，重点考虑井周是否高点或洞顶、阁楼剩余油大小，没有大型断裂，排序优选注气井组。同时，基于示踪剂监测数据，确定所述目标井组中的注气井和采油井。
本实施例中，当所述注采方案类型为单元注氮气方案时，采用以下方式来选井：
由于油藏单元内，既有单井氮气吞吐，又有单井/多井氮气驱；也有的注气井先单井氮气吞吐、后加大注气量气驱，因此，选择具有相对封闭边界，独立压力系统的井，作为单井注氮气井(详见上文所述的单井注氮气吞吐选井方案)；选择连通性较好的，作为单井/多井井组(详见上文所述的单井氮气驱方案或多井氮气驱选井方案)。
步骤S104，确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的图版确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案；其中，所述图版反映了油藏的缝洞成因类型与注采参数之间的对应关系。
本实施例中，根据油藏中缝洞的成因类型，结合缝洞油藏单井注氮气注采参数图版确定注采参数，具体为：根据表层岩溶、暗河岩溶、断裂控制岩溶三种缝洞成因类型的周期注气量、注气速度、采液强度、焖井时间等与剩余可采储量的关系图版来确定实际的注气参数。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案或单元注氮气方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的所述注采井组的地质模型和多组预设的注采参数，模拟计算在每组所述预设的注采参数下的増油效果；基于所述増油效果，从所述多组预设的注采参数中选取目标注采参数作为所述注采井组的注采参数。
其中，注采参数主要包括：注采位置、注气方式、注气量、注气速度、伴注水量、注气时机、采液强度、焖井时间、注采比等。
具体地，首先建立单井、井组的地质模型，进行注氮气地下流动相态模拟和生产历史拟合；然后预设多组注采参数，模拟计算不同的注采参数下的增油效果，确定增油效果最好，即增油量最大的那组注采参数，以确定最优的注氮气开发方案。
进一步地，本实施例中，所述方法还包括：基于预先建立的经济评价模型，对所述油藏的注采方案的经济效益进行评价。
具体地，综合考虑经济参数和合同财税条款建经济评价模型，计算最优注氮气开发方案的总投资收益率和投资回收期等参数，评价最优注氮气开发方案的经济效益。
本发明实施例提供的油藏注采方案设计方法，通过对建立的待设计油藏的三维地质模型进行油藏数值模拟，能够获得油藏中剩余油分布信息；基于该剩余油分布信息、油藏中已钻井的分布信息和已钻井的基本特性，能够确定注采井组；确定该注采井组的注采参数后即可获得油藏的注采方案。与现有技术相比，本发明提供了一套系统、完整的油藏注采方案设计，能够在电子设备/电子终端上自动执行，因此能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
实施例二
本实施例以国内塔河油田SY单元、并以操作人员的实际具体操作过程为例，详细描述了油藏注采方案设计方法。
如图2所示，本实施例所述的方法包括：
步骤S201，基于待设计油藏的类型、当前开发阶段和历史开发信息，确定研究目标；
本实施例中，确定研究目标即确定注采方案类型。本实施例所述的注采方案类型具体有4种，分别为：单井注氮气吞吐方案、单井氮气驱方案、多井氮气驱方案和单元注氮气方案。
SY单元位于上奥陶统覆盖区，以加里东中期断控岩溶为主，是典型的断溶体油藏。单元地质储量509万吨，累产油84万吨，标定采出程度16.4％。目前综合含水55％，单元处于中高含水开发阶段。单元先后实施了单元注水开发和单井注氮气吞吐，目前主要水驱受效井发生水窜，注水效果变差。井组气驱呈单向受效，注气累增油0.32万吨，单元气驱初见成效。整体上，单元处于注水调整和试注气阶段。基于上述信息，确定研究目标为单元注氮气方案。
步骤S202，建立待设计油藏的三维地质模型，并基于该三维地质模型进行油藏评价；
本实施例中，基于待设计油藏的历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据，获取所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息；基于所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型；将所述溶洞模型、所述溶蚀孔洞模型和所述断裂模型进行融合，获得所述油藏的三维地质模型。
具体地，上述历史地震数据可通过该油藏的地震资料获取，测井数据可通过诸如成像测井等各类测井方式获取，通过历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据来综合描述溶洞、溶蚀孔洞、断裂和裂缝空间展布、物性。采取分级分类建模的方法，分别建立不同尺度的溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型，并将上述不同类型的模型融合成为该待设计油藏的三维地质模型。本实施例中，该三维地质模型为缝洞型碳酸盐岩油藏三维地质模型。依托该三维地质模型，可确定该油藏中缝洞体类型、连通关系、缝洞体物性和非均质性等关键参数。
在实际操作过程中，通过“地震剖面”、“钻井”和“测井”等多类型数据信息，综合描述单元T74不整合面以下0-60m内的溶洞型储集体的发育规模，结果表明，0-60m内的溶洞型储集体的发育规模较大，而在60m-120m内零散分布。通过曲率蚂蚁体刻画，揭示单元发育北东、北西两组断裂，如图3所示。采用分类建模方法，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型，并将这些模型融合形成油藏的三维地质模型，如图4所示。
之后，对油藏的三维地质模型按照复合介质模型进行油藏数值模拟，具体地，依据油藏中各储集体的类型、尺度和储集体的流态分类进行数值模拟，反映油藏中大缝大洞内流体流动特征，定量表征水驱后剩余油类型、赋存方式、空间展布特征、不同类型的剩余储量，综合评价油藏水驱后的剩余油，并获得油藏中剩余油分布信息。
依托上述三维地质模型，主要通过缝洞型油藏数值模拟方法，定量计算“井控剩余储量”、“洞顶剩余储量”、“残丘剩余储量”和“构造顶面下60m内剩余储量”等关键参数，定量评价目标区块的注氮气潜力。
按照上述方法，综合评价SY单元静态地质储量509万吨，水驱后剩余储量425万吨。剩余潜力集中分布在单元南部，且以洞顶阁楼油为主。确定单元南部G1和G2井组是氮气驱甜点区域，注气潜力大。
步骤S203，基于剩余油分布信息、已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
由于本实施例确定的研究目标(即确定的注采方案类型)为单元注氮气方案，因此，基于实施例一中所述的当注采方案类型为单元注氮气方案时的选井方式来确定注采井组：
由于油藏单元内，既有单井氮气吞吐，又有单井/多井氮气驱；也有的注气井先单井氮气吞吐、后加大注气量气驱，因此，选择具有相对封闭边界，独立压力系统的井，作为单井注氮气井(详见实施例一所述的单井注氮气吞吐选井方案)；选择连通性较好的，作为单井/多井井组(详见实施例一所述的单井氮气驱方案或多井氮气驱选井方案)。
按照上述选井方法，本实施例中，G1井和G2井目前日产油均低于3吨/天，含水率97％以上，如以下表1所示。且示踪剂监测表明：G1井对应受效井为P1井，井距612m，16天见剂。G2井对应受效井为P2井，井距552m，70天见剂。根据“低产高含水的”原则，确定G1井和G2井为注气井，P1和P2井为采油井。
表1
Figure BDA0002992121410000131
步骤S204，确定所述注采井组的注采参数以获得待设计油藏的注采方案；
由于本实施例确定的研究目标(即确定的注采方案类型)为单元注氮气方案，因此，确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的所述注采井组的地质模型和多组预设的注采参数，模拟计算在每组所述预设的注采参数下的増油效果；基于所述増油效果，从所述多组预设的注采参数中选取目标注采参数作为所述注采井组的注采参数。
其中，注采参数主要包括：注采位置、注气方式、注气量、注气速度、伴注水量、注气时机、采液强度、焖井时间、注采比等。
具体地，首先建立单井、井组的地质模型，进行注氮气地下流动相态模拟和生产历史拟合；然后预设多组注采参数，模拟计算不同的注采参数下的增油效果，确定增油效果最好，即增油量最大的那组注采参数，以确定最优的注氮气开发方案。表2为根据上述方法所确定的G1井、G2井、P1井和P2井的实际注采参数：
表2
Figure BDA0002992121410000132
Figure BDA0002992121410000141
步骤S205，编制单元注氮气开发方案；
实际操作中，需对注气开发方案进行具体编制。本实施例中，缝洞型油藏注氮气开发方案需满足以下编制要求：
①开发地质再认识
包括缝洞储集体测井识别、缝洞储集体地震精细描述、缝洞分布及油水关系、三维缝洞体地质建模、地质储量再评价等。
②开发效果及注氮气潜力评价
包括开发现状、前期注水效果评价、能量状况、连通性评价、可采储量与采收率分析、注气潜力评价等。
③缝洞型油藏注氮气数值模拟评价井间及洞顶剩余油潜力
包括油藏模型导入、注氮气相平衡计算数据、相渗曲线、岩石数据、油藏初始条件、完井与措施、生产历史拟合、剩余油分布特征、剩余油潜力等。
④缝洞型油藏注气开发方案设计及开发指标预测
注气开发方案设计包括注采井网设计、注采层位设计、注采参数设计；开发指标预测包括增油量、含水下降幅度、能量保持程度、方气换油率。形成不少于3套开发方案。对比每套方案的注气增油效果，确定注氮气推荐开发方案。
具体地，本实施例中，以单元地质再认识，开发效果及注气潜力综合评价为基础。结合数值模拟定量评价井间及洞顶剩余潜力，预测注气增油量、含水下降幅度等，形成了3套开发方案。由于油藏具有不确定性，对比每套方案的注气增油效果，最终确定注氮气开发最优方案，如以下表3所示。在该最优开发方案中，P1井和P2井的开发指标预测曲线如图5A和图5B所示。
表3
Figure BDA0002992121410000151
步骤S206，基于预先建立的经济评价模型，对所述油藏的注采方案的经济效益进行评价。
本实施例中，综合考虑经济参数和合同财税条款建经济评价模型，计算最优注氮气开发方案的总投资收益率和投资回收期等参数。评价注氮气开发最优方案的累计增油1.58万吨，收益4900万元。
需要说明的是，实施例二是基于操作人员的角度描述的具体实施方式，而上述方法流程均可通过电子终端自动执行相应的计算机程序实现。
本发明实施例提供的油藏注采方案设计方法，通过对建立的待设计油藏的三维地质模型进行油藏数值模拟，能够获得油藏中剩余油分布信息；基于该剩余油分布信息、油藏中已钻井的分布信息和已钻井的基本特性，能够确定注采井组；确定该注采井组的注采参数后即可获得油藏的注采方案。与现有技术相比，本发明提供了一套系统、完整的油藏注采方案设计，能够在电子设备/电子终端上自动执行，因此能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
本实施例具体形成了一种缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气开发方案设计方法，该方法是一套系统、完整的设计方法。旨在通过确定研究目标，明确注氮气的适应性、确定注氮气井及配套参数，提出注氮气最优方案。
实施例三
与上述方法实施例相对应地，本发明还提供一种油藏注采方案设计系统，如图6所示，所述系统包括：
三维建模模块301，用于基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
数值模拟模块302，用于对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
注采井组确定模块303，用于基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
注采参数确定模块304，用于确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
进一步地，如图7所示，本实施例所述的系统还包括：
注采方案类型确定模块305，用于基于所述油藏的类型、当前开发阶段和历史开发信息，确定注采方案类型。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述注采井组确定模块303包括：
第一待选井确定单元，用于基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多个待选井；其中，所述待选井为已注气井；
选井参数确定单元，用于基于所述待选井的地质信息、施工信息和注气信息，确定与每个所述待选井对应的选井参数；
预测单元，用于将每组所述选井参数作为预先训练的注气增油预测模型的输入，预测获得与每个所述待选井对应的増油效果；
第一选取单元，用于基于所述増油效果，从所述多个待选井中选取目标井作为所述注采井组。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案时，所述注采井组确定模块303包括：
第二待选井确定单元，用于基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多组待选井；其中，所述待选井为已注水井；
目标井组确定单元，用于基于每组所述待选井中各井之间的连通性，确定目标井组；
第二选取单元，用于基于预先获取的示踪剂监测数据，确定所述目标井组中的注气井和采油井以确定所述注采井组。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述注采参数确定模块304用于基于预先建立的图版确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案；其中，所述图版反映了油藏的缝洞成因类型与注采参数之间的对应关系。
本实施例中，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案或单元注氮气方案时，所述注采参数确定模块304包括：
模拟计算单元，用于基于预先建立的所述注采井组的地质模型和多组预设的注采参数，模拟计算在每组所述预设的注采参数下的増油效果；
第三选取单元，用于基于所述増油效果，从所述多组预设的注采参数中选取目标注采参数作为所述注采井组的注采参数。
本实施例中，所述待设计油藏的地质信息包括：所述待设计油藏的历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据；所述三维建模模块301包括：
信息获取单元，用于基于所述历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据，获取所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息；
模型建立单元，用于基于所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型；
模型融合单元，用于将所述溶洞模型、所述溶蚀孔洞模型和所述断裂模型进行融合，获得所述油藏的三维地质模型。
进一步地，本实施例所述的系统还包括：
模型校正单元，用于基于所述油藏中已钻井的单井动态资料，对所述三维地质模型进行校正，获得校正后的三维地质模型；则，
所述数值模拟模块302还用于对所述校正后的三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息。
进一步地，如图7所示，本实施例所述的系统还包括：
经济效益评价模块306，用于基于预先建立的经济评价模型，对所述油藏的注采方案的经济效益进行评价。
上述装置的工作原理、工作流程等涉及具体实施方式的内容可参见本发明所提供的油藏注采方案设计方法的具体实施方式，此处不再对相同的技术内容进行详细描述。
本发明实施例提供的油藏注采方案设计系统，通过对建立的待设计油藏的三维地质模型进行油藏数值模拟，能够获得油藏中剩余油分布信息；基于该剩余油分布信息、油藏中已钻井的分布信息和已钻井的基本特性，能够确定注采井组；确定该注采井组的注采参数后即可获得油藏的注采方案。与现有技术相比，本发明提供了一套系统、完整的油藏注采方案设计，能够在电子设备/电子终端上自动执行，因此能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
实施例四
根据本发明的实施例，还提供了一种存储介质，所述存储介质上存储有程序代码，所述程序代码被处理器执行时，实现如上述实施例任一项所述的油藏注采方案设计方法。
该方法的工作原理、工作流程等涉及具体实施方式的内容可参见本发明所提供的油藏注采方案设计方法的具体实施方式，此处不再对相同的技术内容进行详细描述。
实施例五
根据本发明的实施例，还提供了一种电子设备，所述电子设备包括存储器、处理器，所述存储器上存储有可在所述处理器上运行的程序代码，所述程序代码被所述处理器执行时，实现如上述实施例任一项所述的油藏注采方案设计方法。
该方法的工作原理、工作流程等涉及具体实施方式的内容可参见本发明所提供的油藏注采方案设计方法的具体实施方式，此处不再对相同的技术内容进行详细描述。
本发明实施例提供的油藏注采方案设计方法、系统、存储介质及电子设备，通过对建立的待设计油藏的三维地质模型进行油藏数值模拟，能够获得油藏中剩余油分布信息；基于该剩余油分布信息、油藏中已钻井的分布信息和已钻井的基本特性，能够确定注采井组；确定该注采井组的注采参数后即可获得油藏的注采方案。与现有技术相比，本发明提供了一套系统、完整的油藏注采方案设计，能够在电子设备/电子终端上自动执行，因此能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
本设计方法依据油藏不同开发阶段及面临主要问题，共设计了4个开发方案类型：“单井注氮气吞吐”、“单井氮气驱”，“多井氮气驱”和“单元注氮气方案”。首先，以油藏静态地质评价为基础，开展缝洞体分布、剩余油评价和注气潜力评价，明确注氮气适应性及潜力。其次，通过确定待选井，计算选井参数，预测注氮气增油效果，综合分析选井，确定注氮气井和采油井。针对单井注氮气吞吐，通过图版法确定合理的注采参数。针对氮气驱，通过建模-数模方法优化注氮气井及采油井配套参数。最后，开展方案对比分析，确定最优方案，综合评价方案的经济效益。因此，本发明是一套系统、完整的油藏注采方案设计方案，能够准确、有效地确定待设计油藏的注采方案，从而大大提高油藏注采工作效率。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。
作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本发明实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以是两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分，或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台电子设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (12)

1.一种油藏注采方案设计方法，其特征在于，所述方法包括：
基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
2.根据权利要求1所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，在所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组之前，所述方法还包括：
基于所述油藏的类型、当前开发阶段和历史开发信息，确定注采方案类型。
3.根据权利要求2所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多个待选井；其中，所述待选井为已注气井；
基于所述待选井的地质信息、施工信息和注气信息，确定与每个所述待选井对应的选井参数；
将每组所述选井参数作为预先训练的注气增油预测模型的输入，预测获得与每个所述待选井对应的増油效果；
基于所述増油效果，从所述多个待选井中选取目标井作为所述注采井组。
4.根据权利要求2所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案时，所述基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组，包括：
基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定多组待选井；其中，所述待选井为已注水井；
基于每组所述待选井中各井之间的连通性，确定目标井组；
基于预先获取的示踪剂监测数据，确定所述目标井组中的注气井和采油井以确定所述注采井组。
5.根据权利要求2所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，当所述注采方案类型为单井注氮气吞吐方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的图版确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案；其中，所述图版反映了油藏的缝洞成因类型与注采参数之间的对应关系。
6.根据权利要求2所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，当所述注采方案类型为单井氮气驱方案或多井氮气驱方案或单元注氮气方案时，所述确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案，包括：
基于预先建立的所述注采井组的地质模型和多组预设的注采参数，模拟计算在每组所述预设的注采参数下的増油效果；
基于所述増油效果，从所述多组预设的注采参数中选取目标注采参数作为所述注采井组的注采参数。
7.根据权利要求1所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，所述待设计油藏的地质信息包括：所述待设计油藏的历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据；所述基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型，包括：
基于所述历史地震数据、缝洞储集体类型、测井数据、岩心实验数据和钻井实验数据，获取所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息；
基于所述油藏的溶洞信息、溶蚀孔洞信息、断裂信息和裂缝空间展布信息，分别建立溶洞模型、溶蚀孔洞模型和断裂模型；
将所述溶洞模型、所述溶蚀孔洞模型和所述断裂模型进行融合，获得所述油藏的三维地质模型。
8.根据权利要求7所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，所述方法还包括：
基于所述油藏中已钻井的单井动态资料，对所述三维地质模型进行校正，获得校正后的三维地质模型；
所述对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息，包括：
对所述校正后的三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息。
9.根据权利要求1所述的油藏注采方案设计方法，其特征在于，所述方法还包括：
基于预先建立的经济评价模型，对所述油藏的注采方案的经济效益进行评价。
10.一种油藏注采方案设计系统，其特征在于，所述系统包括：
三维建模模块，用于基于获取的待设计油藏的地质信息，建立所述油藏的三维地质模型；所述三维地质模型包括所述油藏中已钻井的分布信息；
数值模拟模块，用于对所述三维地质模型进行油藏数值模拟，获得所述油藏中剩余油分布信息；
注采井组确定模块，用于基于所述剩余油分布信息、所述已钻井的分布信息和预先获取的所述已钻井的基本特性，确定注采井组；
注采参数确定模块，用于确定所述注采井组的注采参数以获得所述油藏的注采方案。
11.一种存储介质，所述存储介质上存储有程序代码，其特征在于，所述程序代码被处理器执行时，实现如权利要求1至9中任一项所述的油藏注采方案设计方法。
12.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括存储器、处理器，所述存储器上存储有可在所述处理器上运行的程序代码，所述程序代码被所述处理器执行时，实现如权利要求1至9中任一项所述的油藏注采方案设计方法。
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