前缘单砂层平面能量差异表征方法与流程

本发明涉及油田储层研究技术领域，特别涉及前缘单砂层平面能量差异表征方法。

背景技术：

前缘单砂层是指在垂向上已经细分到最小沉积单元，具有层位单一稳定，平面砂体席状分布，可追溯特点的砂层。是油田二次和三次加密水驱开发的主要对象，经过多年的注水开发，虽然整体动用厚度达到82.4％，但是进入高含水期后，表面看单层之间接触关系较好，但受效结果差异较大，砂体平面渗流规律认识不清，增大了剩余油分析和措施调整的难度。在目前精准开发的要求下，针对前缘单砂层，提供一种能够反映平面渗流差异的表征方法是非常重要的。

中国专利cn201310517846.8公开了一种“薄单砂层厚度预测方法”，是利用三维地震提取的平均反射强度属性简单、快捷定量描述薄单砂层厚度的有效预测方法，包括地震属性的优选、确定提取属性的时窗范围、提取平均反射强度属性并归一化处理、建立平均反射强度值与单砂层厚度的关系式、单砂层厚度计算及极值校正、编制单砂层厚度图。提高了薄单砂层预测的效率和有效性，使得单砂层厚度预测吻合率大于80％。

但发现相关技术至少存在以下问题：主要侧重于井震结合预测薄单砂层厚度，解决的是钻井提高单砂层砂岩钻遇率的问题，而对于薄层砂大面积席状发育区块，进入高含水后期由于平面渗流能量的变化，导致受效不均衡矛盾突出问题没有解决。

技术实现要素：

本发明所要解决的技术问题是克服背景技术中存在的对于薄层砂大面积席状发育区块进入高含水后期由于平面渗流能量的变化导致受效不均衡矛盾突出的问题，而提供一种前缘单砂层平面能量差异表征方法，该前缘单砂层平面能量差异表征方法，提高了对前缘单砂层平面非均质特征的认识，适用于中低渗透率储层连通关系分析。

本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：该前缘单砂层平面能量差异表征方法，包括以下步骤：

1)、收集沉积单元分层界限数据库、井位坐标数据库、井斜数据、分层数据库及生产井测井曲线矢量化数据，利用油藏自动绘图软件，加载数据，通过分层界限相类型及连通关系计算，软件自动生成各沉积单元随机相带图；

2)、在步骤⑴沉积单元随机相带图基础上，将平面上薄层砂大面积发育呈席状分布，具备能量衰减变化的沉积单元相带底图挑选出来，利用取心井岩心综合图，分析岩性及测井曲线差异，建立能量微相测井模式，利用步骤⑴中分层数据库做有效厚度及渗透率直方图，结合能量微相测井模式，建立能量微相分类标准；

3)利用步骤⑵中能量微相分类标准，在油藏自动绘图软件中，定义沉积微相，将各能量微相用不同的颜色表征，重新生成具有能量微相变化的沉积单元随机相带图；

4)在步骤⑶能量微相变化的沉积单元随机相带图基础上，结合砂体分布规模、物源方向、测井曲线形态，人机交互绘制薄层砂具有平面能量衰减变化的的相带图，归类为四种砂体类型。

所述步骤⑵建立能量微相测井模式的方法为利用取心井岩心综合图，分析岩性特征(包括粒度、泥质含量变化)；分析测井曲线特征(包括微电极曲线幅度差及幅值起伏变化，自然电位负异常值及形态变化)，根据岩性及测井曲线差异，建立能量微相测井模式。

所述步骤⑵中能量微相测井模式包括：坝核部、坝主体、坝边部，残留水下分流河道、主体一类席状砂、主体二类席状砂、非主体席状砂、表外储层共8种微相模式。

所述步骤⑵中建立能量微相分类标准方法为利用步骤⑴中分层数据库统计单砂层岩性参数即有效厚度、物性参数即渗透率分布范围，做直方图，确定各能量微相分布区间，结合能量微相测井模式，分别建立不同砂体类型的能量微相分类标准；

所述步骤⑷中具有平面能量衰减变化的四种砂体类型包括河控含残留水下河道型、河控浪控过渡型、浪控远砂坝型、浪控滨外坝型。

本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：

1、本发明建立了能量微相分类标准。前缘单砂层常规沉积微相分类，是按照有效厚度级别分为砂坝、主体席状砂、非主体席状砂、表外储层四种沉积微相。而本发明沉积微相分类方法，充分考虑沉积环境背景，根据曲线形态和厚度、渗透率参数分布范围，将沉积微相按照能量变化进一步细化，确定分级标准。浪控型砂坝进一步细分为坝核部、坝主体、坝边部，河控型主体席状砂进一步细分出残留水下分流河道微相，河控浪控过渡型主体席状砂细分为主体一类席状砂、主体二类席状砂。分类更精细和科学，充分反映了平面岩性物性差异，能够实现判断沉积微相依据定量，可操作性强。

2、本发明绘制了具有平面能量衰减变化的四种砂体类型相带图，与常规做法相比，常规做法是软件自动生成各沉积单元随机相带图，没有结合测井曲线特征，缺少物源方向性，平面非均质特征不清晰。而本发明是利用能量微相分类标准，平面将各能量微相用不同的颜色表征，结合砂体分布规模、物源方向、测井曲线形态，人机交互绘制，更有利于识别出水驱优势通道及变差带，井间连通程度更加清楚。

3、根据本发明研究成果，总结出剩余油类型，制定了挖潜对策。

应用研究成果，对前缘单砂层呈大面积席状分布，且具备能量变化的薄层砂体，易形成平面渗流差异型剩余油，采取堵水、压裂及平面调整等对策，优化渗流方向。

附图说明

附图1是本发明实施例中步骤⑴中软件自动生成各沉积单元随机相带图；

附图2是本发明实施例中步骤⑵中具备能量衰减变化的沉积单元相带底图；

附图3是本发明实施例中步骤⑵中生产井连井剖面对比图；

附图4是本发明实施例中步骤⑵中能量微相测井模式图；

附图5是本发明实施例中步骤⑵中浪控滨外坝砂体类型有效厚度分布比例直方图；

附图6是本发明实施例中步骤⑵中浪控滨外坝砂体类型渗透率分布比例直方图；

附图7是本发明实施例中步骤⑵中具备能量衰减变化的砂体类型内部能量微相分类标准；

附图8是本发明实施例步骤⑶中能量微相软件沉积相类型设置图；

附图9是本发明实施例中步骤⑷中绘制完成的具有能量变化的四种砂体类型图；

附图10是本发明实施例步骤⑷中具有能量变化形成的平面渗流差异型剩余油采取对策的分析图。

具体实施方式：

下面结合附图及实施例将对本发明作进一步说明：

实施例1：

使用本发明所述的前缘单砂层平面能量差异表征方法，以大庆油田杏十区纯油区东部为例，说明本发明方法的实施过程。

步骤⑴收集沉积单元分层界限数据库、井位坐标数据库、井斜数据、分层数据库及生产井测井曲线矢量化数据，利用gptmap油藏自动绘图软件，加载数据，通过分层界限相类型及连通关系计算，软件自动生成各沉积单元随机相带图(见附图1)；

步骤⑵在步骤⑴沉积单元随机相带图基础上，将平面上薄层砂大面积发育呈席状分布，具备能量衰减变化的沉积单元相带底图挑选出来(见附图2)。例如：杏十区纯油区东部垂向发育59个沉积单元，挑选出具备能量衰减变化的沉积单元相带底图是30个。建立生产井连井剖面(见附图3)，分析测井曲线形态变化，建立能量微相测井模式(见附图4)，包括坝核部、坝主体、坝边部，残留水下分流河道、主体一类席状砂、主体二类席状砂、非主体席状砂、表外储层共8种微相模式。利用步骤⑴中分层数据库，统计单砂层岩性参数即有效厚度、物性参数即渗透率分布范围，做直方图，确定各能量微相分布区间，结合能量微相测井模式，建立能量微相分类标准。

以浪控滨外坝发育的砂体类型为例(见附图5、附图6)，统计杏十区东部500口井s215a沉积单元的有效厚度及渗透率，做直方图，从分布特点看，有效厚度集中发育在1.5m至3.0m之间，比例为63.58％。其中，有效厚度≥2.5m以上的单砂层占到22.3％，曲线形态具有坝核部特征，渗透率>＝230md；有效厚度在(2.5m～2.0m]的单砂层占到34.6％，曲线形态具有坝主体特征，渗透率在180～230md之间；有效厚度在(2.0m～1.5m]的单砂层占到28.9％，曲线形态具有坝边部特征，渗透率在120～180md之间。主体席状砂、非主体席状砂、表外储层按照《大庆油田单砂层沉积相带图编制技术规范》厚度划分标准，参考渗透率直方图分布范围，确定主体席状砂有效厚度在(1.5m-0.5m]之间，渗透率<120md；非主体席状砂有效厚度在(0.5m-0)之间，渗透率<50md；表外储层有效厚度等于0。通过新老沉积微相分类方法对比，将原来的砂坝和主体席状砂微相按照能量微相测井模式，结合有效厚度及渗透率分布区间，进一步细分为坝核部、坝主体、坝边部、主体席状砂。分类更精细和科学，充分反映了平面岩性物性差异，能够实现判断沉积微相依据定量，可操作性强。其他砂体类型按照以上方法以此类推，确定了研究区块具备能量衰减变化的砂体类型内部能量微相分类标准(见附图7)。说明：杏十区东部只有浪控滨外坝砂体类型生产井渗透率数值差异较大，而其他砂体类型生产井渗透率数值普遍偏低，区分不开，因此在该区块其他砂体类型分类只是参考了能量微相测井模式及有效厚度分布区间。

步骤⑶利用步骤⑵中能量微相分类标准，在gptmap软件中，定义沉积微相，将各能量微相用不同的颜色表征。以杏十区东部区块为例，首先根据分类标准进行沉积相设置。在gptmap软件中，选择菜单栏中的“设置”—“沉积相设置”—“沉积相类型”，设置出九类能量微相—坝核部a，坝主体b、坝边部c，残留水下分流河道d，主体一类席状砂e，主体二类席状砂f，非主体席状砂g，表外储层h，尖灭j，设置每种能量微相颜色(见附图8)，重新生成具有能量微相变化的沉积单元随机相带图。

步骤⑷在步骤⑶能量微相变化的沉积单元随机相带图基础上，首先根据能量微相测井模式，对软件生成的能量微相进行单井判相校正，然后结合分布规模、物源方向，将同一微相按物源方向进行组合，勾绘出不同微相类型相带边界，人机交互绘制薄层砂具有平面能量衰减变化的的相带图，归类为四种砂体类型，包括河控含残留水下河道型、河控浪控过渡型、浪控远砂坝型、浪控滨外坝型(见附图9)。

由于以前常规方法没有按照能量变化进行研究，表面看比较均质的砂体，实际非均质性复杂，动态受效不均衡矛盾突出。杏十区东部区块应用前缘单砂层平面能量差异表征方法，对单砂体发育规模大、由于能量变化形成的平面渗流差异型剩余油，采取堵水、压裂及平面调整等对策，优化渗流方向，改善了开发效果。

以杏十区纯油区东部萨ii15a沉积单元为例(见附图10)，该单元属于浪控滨外坝型砂体，解剖前，杏10-4-更水44井组砂坝连片分布，表面看连通无差别，注采完善，但从连通油井含水看，有差异。应用前缘单砂层平面能量差异表征方法，重新绘制能量变化相带图后，砂体物源方向顺着西北-东南方向，顺物源西北方向，连通较好，存在优势通道，垂直物源方向，油水井之间存在砂体变差部位，平面渗流差异明显。对该层水驱优势方向高含水的杏10-3-更丙43井实施堵水、杏10-5-丙43调小参缩小生产压差。实施后与水井之间存在砂体变差遮挡的杏10-5-丙43、杏10-5-丙44井受效明显，渗流方向得到改善，低效循环方向得到控制，含水下降了0.3个百分点。

应用前缘单砂层平面能量差异表征方法，对前缘单砂层呈大面积席状分布，且具备能量变化的薄层砂体，易形成平面渗流差异型剩余油，采取堵水、压裂及平面调整等对策，优化渗流方向，该区块拓展潜力67井次，制定方案33口，已实施注水方案11口、堵水1口，实施薄差层单砂体对应精控压裂4口。实施后，已累积受效增油0.38×10⁴吨，按80％的技术贡献率计算，直接获得经济效益414.81万元，取得了较好的开发效果。