基于均衡驱替海上油田井网的部署方法与流程

本发明涉及海上油田，尤其涉及一种基于均衡驱替海上油田井网的部署方法。属于油气田勘探开发领域。

背景技术：

我国海上河流相油田储量丰富，在陆地油田呈现递减趋势的背景下，海上河流相油田的持续高效开发是石油产量增长以及产量接替的重要组成部分，而合理部署开发井网是高效开发的前提。

目前，陆地油田采用滚动开发技术，即：在初期部署基础井网或先期试验井，在此基础上开展钻后认识以及地质油藏综合研究，随后进行加密形成最终井网。海上油田受到开发成本的制约，探井以及资料相对较少，同时受到平台空间以及寿命的限制，后期调整比较困难。因此，急需建立一种针对海上河流相油藏，具有较高适应性以及较强操作性的井网部署方法，用以指导海上油田的高效开发。

技术实现要素：

本发明的主要目的在于克服现有技术存在的上述缺点，而提供一种基于均衡驱替海上油田井网的部署方法，其不仅建立了油藏不同开发方案部署下的采收率，解决了油田井网部署的问题；而且，还为海上复杂河流相油田实现均衡驱替、井网一次成型提供了技术支撑，解决了由于平台空间以及寿命的限制，油田井网后期调整比较困难的问题。

本发明的目的是由以下技术方案实现的：

一种基于均衡驱替海上油田井网的部署方法，其特征在于：采用以下步骤：

第一步：使油藏的驱替效果最大化，对于各向异性介质油藏，可以根据渗透率的性质调整某个方向上的井距，以达到注入流体的均衡驱替的目的：

第二步：确定砂体展布与井网的适应性

①选取待分析的海上油田区块，对地质油藏特征进行分析，确定该区块的主要特征参数，用以确定该断块的几何形态，并确定合理的开发井型；

②利用所建立的采收率计算公式，计算不同井数条件下单井的增油量，结合经济指标确定合理的井数；

③在现有井、井网密度以及不同注采井数比的情况下，计算油田的采收率，论证区块的合理采油速度，确定合理的注采井数比；

④针对片状砂体的水平井网，并根据砂体物源沉积方向，确定合理的水平布井方向，根据优化的结果，部署合理的注采井网；

第三步：确定井控储量和注采井数比

井控储量、注采井数比关系式：

式中，m——注采井数比，n——井控储量；

第四步，开发井网部署

建立油藏不同开发部署下的采收率，确定最优的井网部署的预测公式如下：

式中，f1(θ)——布井方位对采收率影响系数，f2(m,n)——油水井数对采收率影响系数，f3(a,h/w)——砂体宽厚比对采收率影响系数。θ——水平井布井方位与河道夹角，dx——x方向上的井距，dy——y方向上的井距，m——注采井数比，n——井控储量，h/w——砂体宽厚比；ed——驱油效率，％，a——井网系数。

所述第一步中，各向异性介质油藏不同方向上的井距须按下式进行调整：

式中，dx—x方向上的井距，m；dy—y方向上的井距，m；

在各向异性油藏中，要实现注入流体的均衡驱替，注入井排方向与最大渗透率方向的夹角为：

建立各向异性因素对采收率的影响因子公式：

f1(θ)取值为0～1，当井网方向最优时，f1(θ)取值为1；并绘制储层各向异性影响因素图版。

所述第二步中，采收率具体计算公式：

f3(a,h/w)＝a·(h/w)^b

式中，a—井网系数；h/w——砂体宽厚比。

本发明的有益效果：本发明由于采用上述技术方案，其不仅建立了油藏不同开发方案部署下的采收率，解决了油田井网部署的问题；而且，还为海上复杂河流相油田实现均衡驱替、井网一次成型提供了技术支撑，解决了由于平台空间以及寿命的限制，油田井网后期调整比较困难的问题。

附图说明

图1为本发明流程示意图。

图2为本发明水平与河道角度对采收率的影响示意图。

图3为本发明水平与河道方向最优角度示意图。

图4为本发明不同宽厚比下开发井型对采收率的影响示意图。

图5为本发明井控储量对采收率的影响示意图。

图6为本发明注采井数比对采收率的影响示意图。

图7为本发明不同宽厚比分级下合理的注采井网部署示意图。

具体实施方式

如图1—图7所示，本发明采用以下步骤：

如图1所示，根据油藏工程理论分析，确定影响油藏采收率的地质以及开发因素，并建立了采收率预测模型，具体包括：

第一步，使油藏的驱替效果最大化，对于各向异性介质油藏，可以根据渗透率的性质调整某个方向上的井距，即：储层各向异性开发井网设计的一个基本原则，就是使油藏的驱替效果最大化，对于各向异性介质油藏，可以根据渗透率的性质调整某个方向上的井距，以达到注入流体的均衡驱替的目的。若要实现注入流体的均衡驱替，各向异性介质油藏不同方向上的井距须按下式进行调整：

式中，dx—x方向上的井距，m；dy—y方向上的井距，m；

在各向异性油藏中，要实现注入流体的均衡驱替，矢量井网的方向，即：注入(采油)井排方向与最大渗透率方向的夹角为：

建立各向异性因素对采收率的影响因子公式：

f1(θ)取值为0～1，当井网方向最优时，f1(θ)取值为1；根据以上研究，绘制储层各向异性影响因素图版(如图2和图3所示)。

第二步，确定砂体展布与井网的适应性

⑴选取待分析的海上油田区块，开展地质油藏特征分析工作，确定该区块的主要特征参数，用以确定该断块的几何形态，并确定合理的开发井型；

⑵利用所建立的采收率计算公式计算不同井数条件下单井的增油量，结合经济指标确定合理的井数；

⑶计算在现有井型以及井网密度前提下，不同注采井数比情况下，油田的采收率，论证区块的合理采油速度，在此技术上确定合理的注采井数比；

⑷针对片状砂体的水平井网，并根据砂体物源沉积方向，确定合理的水平布井方向，根据优化的结果，部署合理的注采井网；

以渤海南部海域油田为例：在渤海南部海域油田中，有三角洲相沉积的片状砂体，也有河流相沉积的窄薄砂体，不同展布形态的砂体采用不同井型开发其采收率会不同。因此，我们通过数值模拟方法、油藏工程方法建立了采收率与井网系数、砂体宽厚比的关系式。井网系数反应井型对采收率的影响，砂体宽厚比反应砂体展布形态，砂体宽厚比越大，砂体展布范围越大，更偏向片状砂体；砂体宽厚比越小，砂体展布范围小，偏向窄薄砂体；

f3(a,h/w)＝a·(h/w)^b

式中，a—井网系数；h/w——砂体宽厚比。

砂体展布与井网的适应性图版(如图4所示)；

第三步，确定井控储量和注采井数比

苏联学者谢尔卡乔夫在假设非均质油层、均匀布井、保持地层压力及饱和着牛顿流体开采等条件下，推导出井网密度与水驱采收率关系表达式为：

er＝ede^-as

但该表达式只考虑了井网密度对水驱采收率的影响，而没有考虑注水方式和注采井数比对注水波及体积及水驱采收率的影响。油藏工程理论及现场实践表明，注水开发砂岩油田及其注水方式和注采井数比对注水波及体积及水驱采收率有较大影响。在井网密度和注水生产时间一定时，随着注采井数比的增加，油井受效方向数增多，水驱控制程度提高，注水波及系数也将随之增大。在油田注采井网实际调整中，井网密度保持不变，通过改变注采井数比、调整液流方向，改善开发效果、增加水驱可采储量、提高水驱采收率。

通过数值模拟方法，回归得到了采收率与井控储量、注采井数比关系式：

式中，m——注采井数比，n——井控储量。

根据注采井数比、井控储量对井网开发效果的影响绘制影响因素图版(如图5和图6所示)：

第四步，开发井网部署

通过以上物理模拟方法、数值模拟方法、油藏工程方法，分析了不同因素对采收率的影响关系，建立了多影响因素耦合的采收率预测公式：

式中，f1(θ)——布井方位对采收率影响系数，f2(m,n)——油水井数对采收率影响系数，f3(a,h/w)——砂体宽厚比对采收率影响系数。θ——水平井布井方位与河道夹角，dx——x方向上的井距，dy——y方向上的井距，m——注采井数比，n——井控储量，h/w——砂体宽厚比；ed——驱油效率，％，a——井网系数。

建立油藏不同开发方案部署下的采收率研究，结合经济评价确定最优的井网部署，为海上复杂河流相油田实现均衡驱替、井网一次成型提供技术支撑。

如图7所示，不同宽厚比分级下合理的注采井网部署的具体内容为：宽比在50-100的片状砂体，适合部署交错水平井，水平井方向沿物源45°，注采井数比为1:2，井控储量为50万吨左右，采收率为40％；宽厚比为30-40的单一河道砂体，适合部署定向井与水平井混合交错井网，注采井数为1:2，井控储量为35万吨左右，采收率为40％；宽厚比为20-30的单一河道砂体，适合部署定向井交错井网，注采井数为1:2-1:1，井控储量为35万吨左右，采收率为35％。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。