一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法.pdf

本发明提供了一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法，其特征在于，将注采井网信息已知的油气藏进行纵向划分和平面划分，以将油气藏划分为2个以上开发单元，其中平面划分进行了静态连通性和动态连通性关系分析，并进一步判断断层性质、水动力性质以及计算相邻生产井产出量比例，最终确定渗流场范围和主流线位置。本发明与现有技术相比，本发明开发单元的划分结合了油气藏动静态资料，以开发中的渗流场为单元进行的开发单元划分更加符合油气藏的实际生产。在本发明基础上进行的碎屑岩油气藏开发效果评价更为合理，剩余油分布更明确、可靠，对油气藏下步生产措施的实施以提高采收率更具有指导意义。

权利要求书
1.  一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法，其特征在于，将注采井网信息已知的油气藏进行纵向划分和平面划分，以将油气藏划分为2个以上开发单元，具体包括以下步骤：
(1)依据油气藏开发层系的划分方法，对油气藏进行纵向划分，使油气藏在纵向上划分为一个或两个以上油组；
(2)对油气藏按照以下步骤进行平面单元的划分：
(2-1)获得静态连通性关系：根据注采井网信息中的各砂体的砂体类型、发育状况、以及、厚度判断相邻砂体是否连通，最终得到储层内砂体的个数以及相邻砂体间的连通关系；
(2-2)获得动态连通性关系：
判断相邻的注水井与生产井是否连通：若注水井注水时生产井井底流压回升、注水井停止注水时生产井井底流压下降，则该相邻的注水井和生产井连通性好；判断相邻的生产井与生产井是否连通：若一口生产井投产时相邻生产井井底流压下降、其中一口生产井调整工作制度后相邻生产井井底流压下降或上升，则相邻生产井间连通；
根据井间动态上连通则静态上连通、井间静态上连通动态上不一定连通的规则，进行动态连通性与静态连通性之间的相互验证，结合静态连通性关系和动态连通性关系进行判断，得到储层的渗流场范围及主流线位置；
(2-3)根据储层的断层信息，判断断层性质：如果断层是封闭的，则过断层的渗流场要绕行，且当断层长度超过渗流场横截范围时，该断层成为该渗流场的封隔边界；如果断层是开启的，则断层起到扩大渗流场范围的作用，渗流场穿过该断层；储层的断层信息已知；
(2-4)判断水动力性质：根据油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布和注采井网注采关系，判断渗流场的优势波动方向，得到注入水、边底水的水进路径；油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布已知；
(2-5)对于相互连通的生产井与生产井，通过计算相邻生产井产出量比例，确定渗流场边界位置，渗流场边界靠近产出量较小的生产井，渗流场边界位置确定使油气藏在平面上划分为2个以上开发单元。

说明书一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法
技术领域
本发明涉及一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法，属于采矿技术领域。
背景技术
油、气作为目前全世界最重要的能源之一，其总储量是有限的，在油气藏开发过程中，合理有效时间内取得最好的开发效果(最大采收率)是其核心目标。然而，如何合理、准确评价油气藏的开发效果，在方法上已经取得相对一致，但在评价尺度上，现有的划分方法在油气藏开发应用中并不是很理想。
评价油气藏开发效果时，目前主要是在单井、流动单元、开发层系和油气藏等几个尺度上进行。按单井进行开发效果评价是目前最小的评价单元，该方法虽然细致，但对缺少测试资料，特别是试井、产剖、剩余油饱和度测试等资料的情况下，以单井为单元进行开发效果评价缺少可靠依据，且以单井为单元进行开发效果评价可能导致同一个渗流场被人为切割，造成评价中的“误判”。按层系或油气藏进行开发效果评价，对认识油气藏整体开发效果是十分必要的，但对油气藏剩余油气聚集区的认识则明显缺乏，而寻找剩余油气富集区是展开提高采收率措施的必要步骤。目前使用最多的评价单元为流动单元，流动单元是介于单井与油气藏之间，由储层砂体间物性、岩性界面及封闭断层所分割出来的储层单元体。其定义有很多，但总的来说，流动单元是具有相似的岩石物理性质(包括孔隙度、渗透率、非均质性等)并使流体连续流动的储集层段。流动单元划分方法在地质上具有充足的依据，且目前各油田应用很多，但是，流动单元的划分主要参考了静态地质参数，而缺乏考虑井网部署、水动力条件变化及开发过程中开发方式转变等开发因素，因此按流动单元进行开发效果评价，其评价结果只能发现动用较差的储集层段，但层段内剩余油气的分布则不清楚，同时，也会造成局部区域开发效果评价结果与真实情况的偏差。
发明内容
为了解决现有技术的不足，本发明提供了一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法，从油气藏动静结合的角度出发，考虑储层地质、断层、水动力、生产井网及单井产率等因素，提出在碎屑岩油气藏开发中，以开发单元为基本单元进行开发效果评价，该评价尺度在油气藏开发评价中更为合理、准确。
本发明为解决其技术问题所采用的技术方案是：提供了一种碎屑岩油气藏开发单元划分方法，将注采井网信息已知的油气藏进行纵向划分和平面划分，以将油气藏划分为 2个以上开发单元，具体包括以下步骤：
(1)依据油气藏开发层系的划分方法，对油气藏进行纵向划分，使油气藏在纵向上划分为一个或两个以上油组；
(2)对油气藏按照以下步骤进行平面单元的划分：
(2-1)获得静态连通性关系：根据注采井网信息中的各砂体的砂体类型、发育状况、以及、厚度判断相邻砂体是否连通，最终得到储层内砂体的个数以及相邻砂体间的连通关系；
(2-2)获得动态连通性关系：
判断相邻的注水井与生产井是否连通：若注水井注水时生产井井底流压回升、注水井停止注水时生产井井底流压下降，则该相邻的注水井和生产井连通性好；判断相邻的生产井与生产井是否连通：若一口生产井投产时相邻生产井井底流压下降、其中一口生产井调整工作制度后相邻生产井井底流压下降或上升，则相邻生产井间连通；
根据井间动态上连通则静态上连通、井间静态上连通动态上不一定连通的规则，进行动态连通性与静态连通性之间的相互验证，结合静态连通性关系和动态连通性关系进行判断，得到储层的渗流场范围及主流线位置；
(2-3)根据储层的断层信息，判断断层性质：如果断层是封闭的，则过断层的渗流场要绕行，且当断层长度超过渗流场横截范围时，该断层成为该渗流场的封隔边界；如果断层是开启的，则断层起到扩大渗流场范围的作用，渗流场穿过该断层；储层的断层信息已知；
(2-4)判断水动力性质：根据油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布和注采井网注采关系，判断渗流场的优势波动方向，得到注入水、边底水的水进路径；油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布已知；
(2-5)对于相互连通的生产井与生产井，通过计算相邻生产井产出量比例，确定渗流场边界位置，渗流场边界靠近产出量较小的生产井，渗流场边界位置确定使油气藏在平面上划分为2个以上开发单元。
本发明基于其技术方案所具有的有益效果在于：
本发明开发单元的划分结合了油气藏动静态资料，以开发中的渗流场为单元进行的开发单元划分更加符合油气藏的实际生产。在本发明基础上进行的碎屑岩油气藏开发效果评价更为合理，剩余油分布更明确、可靠，对油气藏下步生产措施的实施以提高采收率更具有指导意义。
附图说明
图1是本发明实施例的流程示意图。
图2是本发明实施例中砂体剖面对比图。
图3是本发明实施例中砂体对比剖面中相关井的平面分布图。
图4是本发明实施例中注水井与生产井间动态连通性分析过程图。
图5是本发明实施例中生产井与生产井间动态连通性分析过程图。
图6是本发明实施例中II上油组渗流场分布范围及主流线分布图。
图7是本发明实施例中II下油组渗流场分布范围及主流线分布图。
图8是本发明实施例中II上油组断层对开发单元范围限制图。
图9是本发明实施例中II下油组断层对开发单元范围限制图。
图10是本发明实施例中II上油组开发单元划分结果图。
图11是本发明实施例中II下油组开发单元划分结果图。
图12是本发明实施例中II上油组流动单元划分结果图。
图13是本发明实施例中II下油组流动单元划分结果图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。
参照图1，本实施例以某正在开发的碎屑岩稀油油藏(以下称为“M油藏”)为对象，平面上以Ⅱ为例，进行开发单元划分。M油藏采用9采6注井网，采油井有A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7h、A15、A17h井，注水井有A8、A9、A10、A11、A12Sa、A13、A16井，采用一套开发层系，具体包括以下步骤：
(1)对M油藏进行纵向划分：
考虑到开发工艺技术与经济效益，其纵向划分以开发层系为单位。由于开发层系的划分目前在学界已经取得了认识的相对一致，划分方法、依据均已确定，因此，在此不再做重点说明。M油藏纵向上分为L1Ⅰ、L1Ⅱ上、L1Ⅱ下、L1Ⅳ上和L1Ⅳ下五个油组。
(2)对M油藏按照以下步骤进行平面单元的划分：
(2-1)获得静态连通性关系：根据注采井网信息中的各砂体的砂体类型、发育状况、以及、厚度判断相邻砂体是否连通，最终得到储层内砂体的个数以及相邻砂体间的连通关系；所述静态连通性关系为油气藏的储层的砂体与砂体之间的拼接关系；
砂体的连通程度不仅关系到注水开发方式及开发井网的密度，同时还影响到油气最终的开采效率。本实施例主要采用“旋回对比，分级控制”的对比原则，首先对进行油 组及小层划分，然后选择代表性的3条砂体对比剖面对M油藏进行砂体连通性的分析，主要从剖面着手，定性的分析各小层砂体的连通性。M油藏为扇三角洲前缘沉积，主要砂体类型为辫状水道、辫流坝、分支水道和河口坝沉积，其中辫状水道与辫流坝、分支水道多与河口坝的交互叠置通常是连通的。选取代表性的剖面进行分析：
参照图2，为过A10-A4-A5-A6井的砂体对比剖面。
参照图3，剖面位于M油藏西部顺物源方向的扇体的主体部位，整体砂体发育，呈厚层状，连通性好。
①L1Ⅱ下油组：
砂体仅A10井和A4井钻遇，A10井处砂体最厚，主要发育辫流坝和水道间沉积微相；A4井砂体较薄，主要发育辫流坝和水道间沉积微相。砂体向A4井延伸变薄直至部分砂体尖灭。砂体纵向和侧向拼接导致平面和纵向上非均质性较强，连通性较好。
②L1Ⅱ上油组：
A10、A4井砂体规模大，连通性好，主要发育有辫流坝沉积微相，而A5、A6井以辫状水道为主，砂体规模较大，连通性较好。该油组表现为中间好两端差的物性分布规律，砂体厚度也是由小到大到小，砂体平面上延续较好，纵向上夹薄层泥岩，砂地比较大，四口井向上泥岩厚度增大，纵向和横向上非均质性都不强。
依照上述方法，确定各邻井间砂体的联通关系，II油组井间静态连通情况如表1所示。

表1井间静态连通性表
(2-2)获得动态连通性关系：所述的动态连通性关系为储层的相邻的注水井与生产井之间、以及相邻的生产井与生产井之间的动态连通关系：判断相邻的注水井与生产井是否连通：若注水井注水时生产井井底流压回升、注水井停止注水时生产井井底流压下降，则该相邻的注水井和生产井连通性好；判断相邻的生产井与生产井是否连通：若一口生产井投产时相邻生产井井底流压下降、其中一口生产井调整工作制度后相邻生产井井底流压下降或上升，则相邻生产井间连通；
采用井底流压分析法与井间干扰分析法对M油藏的II油组进行动态连通性分析，图4为A3井井底流压曲线图，累产在0～2×104m3间，A9井注水，A3井井底流压回升，A9井停止注水，A3井井底流压下降，说明A9-A3井连通性好，但注水期间A3井井底流压仍有下降趋势，说明A9井欠注；累产在4～4.6×104m3间，A9井和A13井同时注水，A3井井底流压稳定在12.4MPa，累产在6～6.5×104m3间，仅A9井注水，A3井井底流压稳定值小于12.4MPa，分析认为是A13井对A3井增注影响，判断A13-A3井连通。图5为A4井底流压曲线图，累产在3.5～4×104m3间，A15井投产，A4井井底流压10.65突降至10.35MPa，说明A4至A15生产井间存在井间干扰，A4至A15井连通。采用上述判断井间连通性方法对II油组其余井间连通性进行分析，II油组的动态连通性如表2所示。


表2井间动态连通性表
根据井间动态上连通则静态上连通、井间静态上连通动态上不一定连通的规则，进行动态连通性与静态连通性之间的相互验证，结合静态连通性关系和动态连通性关系进行判断，得到储层的渗流场范围及主流线位置，绘制出井网内各个渗流场范围及主流线位置，该渗流场范围为无断层、储层物性等因素限制条件下的理想渗流范围，其中II上油组渗流场分布范围及主流线分布图如图6所示，II下油组渗流场分布范围及主流线分布图如图7所示。
(2-3)根据储层的断层信息，判断断层性质：如果断层是封闭的，则过断层的渗流场要绕行，且当断层长度超过渗流场横截范围时，该断层成为该渗流场的封隔边界；如果断层是开启的，则断层起到扩大渗流场范围的作用，渗流场穿过该断层；储层的断层信息已知：
M油藏的南部存在大断层，A3井东西部各有一条小断层，其余断层处于含有面积外，不做考虑。由于本案例中的断层均处于封闭状态，因此，在路过断层的各渗流场均被切断。封闭断层作为开发单元的一种边界，对开发单元的范围起到限制作用，按断层修正后的开发单元如图8、9所示，其中图8为II上油组断层对开发单元范围限制图，图9为本发明实施例中II下油组断层对开发单元范围限制图。
(2-4)判断水动力性质：根据油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布和注采井网注采关系，判断渗流场的优势波动方向，得到注入水、边底水的水进路径；油气藏的沉积相、储层物性、非均质性分布已知：
M油藏南部封闭为大断层，其边底水来自北部构造低部位，与注水井布置方位一致(除A13井外，所有注水井均布置在油藏北部油水边界附近且井网基本完善)，因此，水动力方向与主要各渗流场主流线方向一致，在本案例中，水动力讨论与连通性结论一致，但并不是所有油气藏均是如此，这取决于油气藏井网布置的完善程度、布井方式和油气藏类型等。
(2-5)对于相互连通的生产井与生产井，通过计算相邻生产井产出量比例，确定渗流场边界位置，渗流场边界靠近产出量较小的生产井，渗流场边界位置确定使油气藏在平面上划分为2个以上开发单元：
在油气藏开发中，影响开发单元大小的因素主要是储层物性和生产压差，而由渗流 力学达西公式可知，油井的产量是渗透率(储层物性)和生产压差的函数，因此，可以通过相邻生产井产量之间的比值来确定相邻开发单元的界线位置。如此，即可得到M油藏最终开发单元的准确范围。图10为II上油组开发单元划分结果图，图11为II下油组开发单元划分结果图。
①对于相邻开发单元边界附近相邻井存在明显干扰情况的，以各生产井初期产量比为劈分依据，开发单元边界按比例靠近产能较小的开发单元。如图10中的A11-A5、A11-A6注采井组合，A11井同时给A5、A6井注水，开发单元界线过A11井，A5与A6井初期产量比为33.6：58.9，因此开发单元界线靠近A5井。
②对于相邻开发单元边界附近相邻井间无干扰情况的，根据各井各层的产量和地层系数(KH)进行综合劈分。如图11中的A16-A15井组，连通性分析A10与A4井动态连通，A16井与A4井不连通，不能确定A16与A15井是否连通，划分开发单元时将A16井划入A15井所在单元，A15井与A4井II下油组生产测试比例为40：67.5，渗透率比值为A15：A4＝69：120，最终划分界线靠近A15井。
各个附图中WZ11-1N-1、WZ11-1N-2、WZ11-1N-3和WZ11-1N-4均为探井。
开发单元划分结果显示，平面上相当于若干个小的渗流场组成，开发单元内部渗流是一致的，开发单元间水动力大小不同，波及范围大小不一。由于油气藏开发过程就是储层内多个渗流场的变化及相互扰动，因此，使用开发单元的划分方案比图12和图13所示的流动单元划分方案更符合油气藏的开发规律，对油气藏开发效果的评价更为准确，其中图12为II上油组流动单元划分结果图，图13为II下油组流动单元划分结果图。