基于储层物性时变模型的层系井网再建方法
【专利摘要】本发明提供一种基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法包括：步骤1，根据储层渗透率随含水的变化规律，建立描述储层物性时变的精细油藏三维地质模型；步骤2，根据相渗在不同含水时期变化规律，建立数值模拟模型；步骤3，确定层系井网重组技术界限指标；以及步骤4，根据该层系井网重组技术界限指标，设计层系井网重组方案，利用油藏数值模拟方法对方案进行优选。该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法针对性强，具有很好的实用性，能够有效提高特高含水老油田的采收率，大幅度的增加老油田的累积产油量。
【专利说明】基于储层物性时变模型的层系井网再建方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及中高渗透油藏特高含水后期开发综合调整领域，特别是涉及基于储层物性时变模型的层系井网再建方法。
【背景技术】
[0002]油田开发进入中后期以后，需要根据各阶段面临的不同开发矛盾进行综合调整，达到经济高效开发的目的。实践表明，在不同开发阶段，中高渗透油藏经过长期注水冲刷以后，储层的渗透率会发生变化，油藏物性会发生变化，尤其在正韵律储层底部，渗透率明显增加，形成优势渗流通道，该通道直接影响油藏开发效果。因此，对同一油藏，我们在不同阶段进行调整时所面临的油藏物性其实是不一样的，需要重点研究的内容也会随之发生细微变化。特别是油田开发进入特高含水后期后，储层物性变化明显，固有的综合调整模式已不再适应生产需要，需要考虑这种储层物性随开发时间或注水冲刷倍数的影响，需要重新建立基于物性时变的层系井网再建方法，确保编制的方案在实施过程中能取得预期效果。
【发明内容】
[0003]本发明的目的是提供一种针对性强，具有很好的实用性，能够有效提高特高含水老油田的采收率，大幅度的增加老油田的累积产油量的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现:基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法包括:步骤1，根据储层渗透率随含水的变化规律，建立描述储层物性时变的精细油藏三维地质模型；步骤2，根据相渗在不同含水时期变化规律，建立数值模拟模型；步骤3，确定层系井网重组技术界限指标；以及步骤4，根据该层系井网重组技术界限指标，设计层系井网重组方案，利用油藏数值模拟方法对方案进行优选。
[0004]本发明的目的还可通过如下技术措施来实现:
在步骤I中，根据取心井资料和新井测井解释资料，确定储层渗透率随含水的变化规律，结合精细油藏地质特征研究，建立起精细表征层内夹层、描述储层物性事变的该精细油藏三维地质模型。
[0005]在确定储层渗透率随含水的变化规律时，利用不同含水时期的取心井资料和新井测井解释资料，建立渗透率与含水的数学关系式。
[0006]该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法还包括，在步骤I之前，进行精细油藏地质特征研究，该精细油藏地质特征研究包括地层对比、构造、储层、沉积相、油水系、温压系统。
[0007]在步骤2中，利用不同含水时期取心井相对渗透率资料，研究相渗在不同含水时期变化规律，建立岩石模型；在建立了动态模型、PVT模型后，建立该数值模拟模型。
[0008]在建立该岩石模型时，利用不同含水时期取心井的相渗资料，分析油水相对渗透率曲线的变化规律，并建立相应的数学表达式。
[0009]在步骤3中，该层系井网重组技术界限指标包括:渗透率级差界限、地层系数界限、剩余油饱和度级差界限、单井控制剩余地质储量界限、井网井距建议、注采参数等界限。
[0010]在步骤3中，利用油藏工程方法，特别是油藏数值模拟方法，以及室内物理模拟及化学实验的方法，确定该层系井网重组技术界限指标。
[0011]在步骤4中，在该层系井网重组技术界限指标范围内，结合研究对象的实际情况，设计多套层系井网再建方案，利用数值模拟方法进行方案比选，确定最优方案，并进行指标预测和经济初评。
[0012]该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法还包括，在步骤4之后，对最优层系井网重组方案进行指标预测及经济评价，完成层系井网再建并部署实施。
[0013]本发明中的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，通过对储层物性时变的准确描述并应用在油藏数值模拟中，重新建立了层系井网重组技术界限及程序方法。其通过取心井、新井测井资料等，研究特高含水期储层物性及渗流规律的变化，建立起物性时变模型及相渗时变模型，同时建立起能反应这两种时变的实际和概念数值模拟模型，论证渗透率级差界限、地层系数级差界限、单井控制剩余地质储量界限、剩余油饱和度级差界限、井网井距界限、单井合理液量界限、地层压力保持水平界限等。
【专利附图】
【附图说明】
[0014]图1为本发明的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实例中渗透率随含水变化关系曲线；
图3为本发明的一具体实例中不同含水时期岩石模型；
图4为本发明的一具体实施例中Ng34层系井网部署图；
图5为本发明的一具体实施例中Ng321+33层系井网部署图；
图6为本发明的一具体实施例中Ng25层系井网部署图。
【具体实施方式】
[0015]为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
[0016]如图1所示，图1为本发明的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法的一具体实施例的流程图。该方法考虑油藏所处特高含水开发后期外，还考虑了储层物性时变和相渗时变。
[0017]在步骤101.精细油藏地质特征研究，主要研究地层对比、构造、储层、沉积相、油水系、温压系统。流程进入到步骤102。
[0018]在步骤102，根据取心井资料和新井测井解释资料，研究储层渗透率随含水的变化规律模型，结合精细地质研究，建立起精细表征层内夹层、合理描述储层物性事变的精细油藏三维地质模型。其中，在研究渗透率随含水变化规律时，利用不同含水时期的取心井资料和新井测井解释资料，建立渗透率与含水的数学关系式。精细油藏三维地质模型能够反映储层的物性变化，即时变模型。流程进入到步骤103。[0019]在步骤103，利用不同含水时期取心井相对渗透率资料，研究相渗在不同含水时期变化规律，从而建立起了岩石模型；在建立了动态模型、PVT模型后，从而建立数值模拟模型。在研究岩石模型时，利用不同含水时期取心井的相渗资料，分析油水相对渗透率曲线的变化规律，并建立相应的数学表达式。流程进入到步骤104。
[0020]在步骤104，层系井网重组技术界限指标的设计及研究提出。在研究层系井网再建技术界限时，利用油藏工程方法，特别是油藏数值模拟方法，必要时还会用到室内物理模拟及化学实验的方法，研究层系井网再建技术政策界限，主要包括:渗透率级差界限、地层系数界限、剩余油饱和度级差界限、单井控制剩余地质储量界限、井网井距建议、注采参数等界限等。流程进入到步骤105。
[0021]在步骤105，在技术界限指导下，设计层系井网重组方案，利用油藏数值模拟方法对方案进行优选。在研究层系井网再建方案设计及优化时，在层系井网再建技术政策界限范围内，结合研究对象的实际情况，设计多套层系井网再建方案，利用数值模拟方法进行方案比选，确定最优方案，并进行指标预测和经济初评。流程进入到步骤106。
[0022]在步骤106，对最优层系井网重组方案进行指标预测及经济评价，完成层系井网再建并部署实施。流程结束。
[0023]为使本发明的上述内容能更明显易懂，下面以胜利油区埕东东区为例，作详细说明如下:
埕东东区自1974年投入开发以来，到目前已经经历了 38年的高效水驱开发。截止到目前，埕东东区单井日液水平220t/d，单井日油水平4.2t/d，综合含水98.3%，采出程度46.8%，目前已进入特高含水后期。目前开发面临着层间干扰严重、正韵律油层底部水淹严重、平面驱替不均衡的矛盾，亟待进行层系井网再建调整，改善开发效果。
[0024]1、物性时变模型的建立
如图2所示，图2为渗透率随含水变化关系曲线。储层长期经注入水冲刷后，储层渗透率会变大。统计不同含水时期渗透率的变化，建立与主要开发阶段相适应的渗透率阶段模型(必要时建立渗透率随含水变化规律模型)，并应用到数值模拟中研究剩余油的分布规律，同时也为研究技术界限时建立数值模拟概念模型提供时变依据。
[0025]2、相渗时变模型的建立
如图3所示，图3为不同含水时期岩石模型。根据不同含水阶段相对渗透率资料，统计其相渗特征值，分别建立各阶段的相对渗透率模型。同样将不同的相对渗透率模型应用到数值模拟及概念模型中。
[0026]3、技术政策界限
油藏经高注水倍数冲刷后，储层平面及纵向上非均质加剧、不均衡驱替现象明显，提出了多层油藏层系井网重组技术对策，改善驱替效果，主要从层间、平面、注采参数三个方面优化论证关键参数界限。层间参数界限主要降低层间渗透率和饱和度差异，重点考虑在同一层系内各小层物性基本接近、层系厚度符合界限标准、保证层系具有一定的储量规模、要满足剩余可采储量的要求、层系内各小层开发效果接近等。平面参数界限主要减小不同微相、流线饱和度差异，重点考虑井网、流线的改变，实现平面均衡驱替。注采参数界限主要减小平面及纵向开采动态差异，重点考虑从开采动态上实现均衡驱替。
[0027]根据研究区地质特征，考虑储层物性时变和相渗时变，建立反映目前含油饱和度、含水差异的概念模型，应用油藏数值模拟方法，结合室内物理模拟研究，提出层系井网再建技术政策界限包括有:层系内各小层间最大渗透率级差小于5、地层系数的级差小于6、水驱单井控制储量大于5万吨、剩余油饱和度级差小于1.25、井网形式采用变流线交错井网、平均单井日产液量300方、地层压力保持为原始地层压力的0.85倍。
[0028]4、层系井网再建方案设计优化
在层系井网再建原则及技术政策界限指导下，结合试验区油藏地质特征和开发状况，设计不同层系组合方式、不同开发方式、不同流线方向的层系井网重整方案，进行数值模拟方案指标预测，通过技术指标对比以及经济初评，确定层系井网重整最优方案，进行详细部署实施。
[0029]试验区内，Ng2\2\3\ 322四个非主力韵律层储量分别为2 X 104t、I X 104t、lX104t、0，储量规模均在5X104t以下，总和仅为4X104t，砂体都呈小土豆块，且都有不同程度动用，因此，层系井网重整方案设计时，主要以Ng251、252、321、331、332共6个主力韵律层为重点，兼顾考虑非主力韵律层。
[0030]其中，高渗区带发育的Ng34层，由于含水高达98.3%，采出程度高达48.4%，单井控制剩余地质储量8.3 X 104t，井网适应性差，继续水驱开发效果不理想，因此，将Ng34层单独作为一套层系，进行化学驱井网重整，开展二元复合驱，进一步提高主力层采收率。
[0031]共设计四套方案:方案一分为Ng251+321+332、Ng252 +331、Ng34三套层系；方案二分为Ng25+321+332、Ng331、Ng34 三套层系；方案三分为 Ng251+321+332、Ng252、Ng331、Ng34 四套层系?’方案四分为Ng25、Ng321+33、Ng34三套层系。
[0032]四套方案中，Ng34层始终作为一套层系，单独一套井网，且进行二元复合驱开发，其它层系进行水驱开发。
[0033]
【权利要求】
1.基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法包括: 步骤1，根据储层渗透率随含水的变化规律，建立描述储层物性时变的精细油藏三维地质模型； 步骤2，根据相渗在不同含水时期变化规律，建立数值模拟模型； 步骤3，确定层系井网重组技术界限指标；以及 步骤4，根据该层系井网重组技术界限指标，设计层系井网重组方案，利用油藏数值模拟方法对方案进行优选。
2.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在步骤I中，根据取心井资料和新井测井解释资料，确定储层渗透率随含水的变化规律，结合精细油藏地质特征研究，建立起精细表征层内夹层、描述储层物性事变的该精细油藏三维地质模型。
3.根据权利要求2所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在确定储层渗透率随含水的变化规律时，利用不同含水时期的取心井资料和新井测井解释资料，建立渗透率与含水的数学关系式。
4.根据权利要求2所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法还包括，在步骤I之前，进行精细油藏地质特征研究，该精细油藏地质特征研究包括地层对比、构造、储层、沉积相、油水系、温压系统。
5.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在步骤2中，利用不同含水时期取心井相对渗透率资料，研究相渗在不同含水时期变化规律，建立岩石模型；在建立了动态模型、PVT模型后，建立该数值模拟模型。
6.根据权利要求5所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在建立该岩石模型时，利用不同含水时期取心井的相渗资料，分析油水相对渗透率曲线的变化规律，并建立相应的数学表达式。
7.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在步骤3中，该层系井网重组技术界限指标包括:渗透率级差界限、地层系数界限、剩余油饱和度级差界限、单井控制剩余地质储量界限、井网井距建议、注采参数等界限。
8.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在步骤3中，利用油藏工程方法，特别是油藏数值模拟方法，以及室内物理模拟及化学实验的方法，确定该层系井网重组技术界限指标。
9.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，在步骤4中，在该层系井网重组技术界限指标范围内，结合研究对象的实际情况，设计多套层系井网再建方案，利用数值模拟方法进行方案比选，确定最优方案，并进行指标预测和经济初评。
10.根据权利要求1所述的基于储层物性时变模型的层系井网再建方法，其特征在于，该基于储层物性时变模型的层系井网再建方法还包括，在步骤4之后，对最优层系井网重组方案进行指标预测及经济评价，完成层系井网再建并部署实施。
【文档编号】E21B43/16GK103924966SQ201310008895
【公开日】2014年7月16日 申请日期:2013年1月10日 优先权日:2013年1月10日
【发明者】王延忠, 唐从见, 黄迎松, 曹绪龙, 贾俊山, 柳世成, 郭士博, 谭保国, 许强, 陈燕虎, 刘志宏, 陈瑞, 贾元元, 孙永杰, 何娟, 苏红红, 佟颖, 张伟伟, 房士然, 李琴 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院