油藏井网井距确定方法及装置 |
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| 申请号 | CN201510847426.5 | 申请日 | 2015-11-27 | 公开(公告)号 | CN105401927A | 公开(公告)日 | 2016-03-16 |
| 申请人 | 中国石油天然气股份有限公司; | 发明人 | 李勇; 田昌炳; 李保柱; 朱怡翔; 钱其豪; 彭晖; 熊礼晖; 张琪; 丁伟; 胡云鹏; | ||||
| 摘要 | 本 发明 提供了一种油藏井网井距确定方法及装置，该油藏井网井距确定方法包括：对全油藏进行 地层 对比，划分出沉积相及储层类型；选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的 水 驱控制程度；确定待测区 块 的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量；基于地质储量及不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度；绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据曲线图确定待测区块的油藏井网井距。本发明确定了合理的油藏井网井距，同时还与数值模拟研究结果相结合，提升了评价结果的准确性及可靠性。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种油藏井网井距确定方法，其特征在于，包括： |
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| 说明书全文 | 油藏井网井距确定方法及装置技术领域[0001] 本发明涉及油藏的井网井距技术领域，特别涉及一种油藏井网井距确定方法及装置。 背景技术[0002] 合理的井网井距是油藏高效开发的关键技术对策，是油藏开发方案中必须要进行详细论证的开发技术对策，也是一直困扰科研研究人员多年的技术难题。对于开发方案中合理井网井距的论证除了采用经验公式或者类比法进行论证外，一般多采用数值模拟方法进行详细论证，而论证结果的可靠性则依赖于地质模型建立的可靠程度及数值模拟研究人员的水平，因此该方法也存在着一定的局限性和不确定性，有时候难以得到可靠的结果。当油田开发后期有大量注采井及注水响应资料后，可以通过评价水驱控制程度来评价目前井网井距的合理性。因此，如何基于地质研究认识，基于油藏工程研究评价不同井网井距情况下的水驱控制程度，分析不同井网井距的合理性，是亟需解决的难题。 发明内容[0003] 本发明实施例提供了一种油藏井网井距确定方法，以基于地质研究认识及于油藏工程研究评价不同井网井距情况下的水驱控制程度，分析不同井网井距的合理性。 [0004] 为了实现上述目的，本发明实施例提供了一种油藏井网井距确定方法，该油藏井网井距确定方法包括： [0005] 对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型； [0006] 选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，并计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度； [0007] 确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量； [0008] 基于所述地质储量及所述不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度； [0009] 绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据所述曲线图确定待测区块的油藏井网井距。 [0010] 一实施例中，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度，包括： [0011] 将不同平面组合模式划分为等间距的网格； [0012] 确定注水井与采油井之间的连通性，根据所述连通性确定注水井可波及/驱替的网格面积； [0013] 根据所述网格面积计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0014] 一实施例中，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度，包括： [0015] 根据注水井采油井之间连通的面积来计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0016] 一实施例中，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度，包括： [0017] 根据待测区块不同层位不同沉积相和储层类型平面组合模式的储量及不同注采井网对应的水驱控制程度评价结果，来计算待测区块对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0018] 一实施例中，根据所述曲线图确定待测区块的油藏井网井距，包括：选择所述曲线图上的拐点对应为该待测区块的井网井距。 [0019] 一实施例中，根据所述曲线图确定待测区块的油藏井网井距，包括：选择水驱控制程度大于设定阈值的井网井距为该待测区块的井网井距。 [0020] 为了实现上述目的，本发明实施例还提供了一种油藏井网井距确定装置，其包括： [0021] 划分单元，用于对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型； [0022] 第一计算单元，用于选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，并计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度； [0023] 地质储量确定单元，用于确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量； [0024] 第二计算单元，用于基于所述地质储量及所述不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度； [0025] 油藏井网井距确定单元，用于绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据所述曲线图确定待测区块的井网井距。 [0026] 一实施例中，所述第一计算单元包括： [0027] 网格划分模块，用于将不同平面组合模式划分为等间距的网格； [0028] 面积计算单元，用于确定注水井与采油井之间的连通性，根据所述连通性确定注水井可波及/驱替的网格面积； [0029] 水驱控制程度计算模块，用于根据所述网格面积计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0030] 一实施例中，所述第一计算单元具体用于： [0031] 根据注水井采油井之间连通的面积来计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0032] 一实施例中，所述第一计算单元具体用于： [0033] 根据待测区块不同层位不同沉积相和储层类型平面组合模式的储量及不同注采井网对应的水驱控制程度评价结果，来计算待测区块对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0034] 一实施例中，所述油藏井网井距确定单元具体用于：选择所述曲线图上的拐点对应为该待测区块的井网井距。 [0035] 一实施例中，所述油藏井网井距确定单元具体用于：选择水驱控制程度大于设定阈值的井网井距为该待测区块的井网井距。 [0037] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。 [0038] 图1为本发明实施例的油藏井网井距确定方法流程图； [0039] 图2为本发明实施例的不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度计算流程图； [0040] 图3A及图3B为本发明实施例中某油田典型的储层平面组合模式示意图； [0041] 图4A为1414m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图； [0042] 图4B为1414m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图； [0043] 图5A为1000m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图； [0044] 图5B为1000m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图； [0045] 图6A为700m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图； [0046] 图6B为700m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图； [0047] 图7A为500m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图； [0048] 图7B为500m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图； [0049] 图8为本发明实施例的典型区块不同井网井距情况下注采井数与水驱控制程度对比图； [0050] 图9为本发明实施例的油藏井网井距确定装置的结构框图； [0051] 图10为本发明实施例的第一计算单元902的结构框图。 具体实施方式[0052] 下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。 [0053] 本发明实施例提供了一种油藏井网井距确定方法，如图1所示，该油藏井网井距确定方法包括： [0054] S101：对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型； [0055] S102：选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，并计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度； [0056] S103：确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量； [0057] S104：基于所述地质储量及所述不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度； [0058] S105：绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据所述曲线图确定待测区块的油藏井网井距。 [0059] 由图1所示的流程可知，本发明基于选取的全油藏的典型区块的精细解剖，确定不同类型储层的分布及连通关系，通过对比不同井网井距的水驱控制程度，最终确定合理的井网井距，从本质上确定了油藏合理井网井距，同时还可以与数值模拟研究结果相结合，大大提升了评价结果的准确性、可靠性。 [0060] S102中，一般需要选择全油藏中具有代表性的沉积相及储层类型平面组合模式。具体实施时，如图2所示，计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度，包括： [0061] S201：将不同平面组合模式划分为等间距的网格； [0062] S202：确定注水井与采油井之间的连通性，根据所述连通性确定注水井可波及/驱替的网格面积； [0063] S203：根据所述网格面积计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0064] 除了图2所示的计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度的方法，本发明还可以采用其他计算方法。一实施例中，可以根据注水井采油井之间连通的面积来计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。另一实施例中，还可以根据待测区块不同层位不同沉积相和储层类型平面组合模式的储量及不同注采井网对应的水驱控制程度评价结果，来计算待测区块对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0065] S105中，根据曲线图确定待测区块的油藏井网井距的方法有很多种，一实施例中，可以选择所述曲线图上的拐点对应为该待测区块的井网井距。另一实施例中，可以选择水驱控制程度大于设定阈值的井网井距为该待测区块的井网井距。 [0066] 为了更好的说明本发明的油藏井网井距确定方法，下面以某油田实例具体说明油藏井网井距确定方法。图3A及图3B所示分别为某油田典型的储层平面组合模式，图3A所示为I类模式，图3B所示为II类模式，主要包括河道砂和泥岩两种储层，河道砂之间相互连通，泥岩之间、泥岩与河道之间均不连通。I类模式河道宽、规模大、整体连通性好，II类模式河道窄、规模小、整体连通性一般。因此，对于某一固定井网来说，I类模式的水驱控制程度应该高于II类模式的水驱控制程度。 [0067] 图4A至图7B分别示出了I类模式和II类模式在不同井网井距条件下的水驱控制程度。图4A为1414m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为68.47％，图4B为1414m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为30.73％，总井数18口(角井按1/4口算，边井按1/2口算)。图5A为1000m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为74.10％，图5B为1000m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为38.81％，总井数36口(角井按 1/4口算，边井按1/2口算)。图6A为700m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为82.02％，图6B为700m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为65.16％，总井数72口(角井按1/4口算，边井按1/2口算)。图7A为 500m反九点法井网下I类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为85.21％，图7B为 500m反九点法井网下II类模式的水驱控制程度示意图，水驱控制程度为80.054％，总井数 72口(角井按1/4口算，边井按1/2口算)。 [0068] 下面以图4A中的I类模式为例来说明在某井网井距条件下某类模式的水驱控制程度的计算方法。首先，将I类模式划分为等间距的网格块，每个网格块面积记为1，共144个网格块，其中河道砂网格块只有108个。对I类模式配置规则的1414m反九点注采井网，确定注水井与采油井之间的连通性，从而确定注水井可波及/驱替的网格面积，如图4A中的数字所示，统计I类模式该井网情况下注水波及的总面积，为73.95，从而计算I类模式1414m反九点注采井网的水驱控制程度为73.95/108*100％＝68.47％。 [0069] 同理，可计算不同模式在不同井网井距条件下的水驱控制程度。当然，对于水驱控制程度的计算方法，也可以采用其他方式进行计算，如可以直接计算注水井采油井之间连通的面积或储量来计算水驱控制程度。 [0070] 该油藏为2层砂岩油藏，选择该油藏典型区块时，该区块第一层为I类模式，地质储量为10万方，第二层为II类模式，地质储量为2.5万方。因此，对于图4A至图7B所示的4种井网井距条件下，S104中该区块模型对应的水驱控制程度计算分别为： [0071] 1414m反九点法井网：(10*68.47％+2.5*30.73％)/(10+2.5)＝60.92％[0072] 1000m反九点法井网：(10*74.10％+2.5*38.81％)/(10+2.5)＝67.04％[0073] 700m五点法井网：(10*82.02％+2.5*65.16％)/(10+2.5)＝78.65％[0074] 500m五点法井网：(10*85.21％+2.5*80.054％)/(10+2.5)＝84.18％[0075] S105中，绘制代表性区块水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线，如图8所示，曲线拐点对应为该区块的合理井网井距，该曲线拐点明显为总井数为72口井的700m五点法井网。即该油藏采用700m五点法井网开发最合理。 [0076] 本发明实施例还提供了一种油藏井网井距确定装置，如图9所示，该油藏井网井距确定装置包括：划分单元901，第一计算单元902，地质储量确定单元903，第二计算单元904及油藏井网井距确定单元905。 [0077] 划分单元901用于对全油藏进行地层对比，划分出沉积相及储层类型； [0078] 第一计算单元902用于选择全油藏的沉积相及储层类型平面组合模式，并计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度； [0079] 地质储量确定单元903用于确定待测区块的不同层位的沉积相及储层类型平面组合模式及其不同平面组合模式的地质储量； [0080] 第二计算单元904用于基于所述地质储量及所述不同注采井网的水驱控制程度，计算不同注采井网情况下待测区块整体的水驱控制程度； [0081] 油藏井网井距确定单元905用于绘制待测区块整体的水驱控制程度与不同井网井距总井数的曲线图，根据所述曲线图确定待测区块的井网井距。 [0082] 一实施例中，如图10所示，第一计算单元902包括：网格划分模块1001、面积计算单元1002及水驱控制程度计算模块1003。 [0083] 网格划分模块1001用于将不同平面组合模式划分为等间距的网格； [0084] 面积计算单元1002用于确定注水井与采油井之间的连通性，根据所述连通性确定注水井可波及/驱替的网格面积； [0085] 水驱控制程度计算模块1003用于根据所述网格面积计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0086] 一实施例中，第一计算单元902具体用于：根据注水井采油井之间连通的面积来计算不同沉积相及储层类型平面组合模式对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0087] 一实施例中，第一计算单元902具体用于：根据待测区块不同层位不同沉积相和储层类型平面组合模式的储量及不同注采井网对应的水驱控制程度评价结果，来计算待测区块对应的不同注采井网的水驱控制程度。 [0088] 一实施例中，所述油藏井网井距确定单元903具体用于：选择所述曲线图上的拐点对应为该待测区块的井网井距。 [0089] 一实施例中，所述油藏井网井距确定单元903具体用于：选择水驱控制程度大于设定阈值的井网井距为该待测区块的井网井距。 [0090] 本发明确定了合理的油藏井网井距，同时还与数值模拟研究结果相结合，提升了评价结果的准确性及可靠性。 [0091] 本发明已经在国内及国外大型海相砂岩油藏的开发方案编制中进行了应用，对采用本发明预测结果与全油藏精细数值模拟结果进行了对比，两者结果也非常一致，更是验证了本发明的可靠性。在多个油田的实际应用效果好，预测结果可靠，减小了油藏开发的风险，提高了油藏开发效益。本发明技术在陆相砂岩油藏或海相砂岩油藏中均适用。 [0092] 本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。 [0093] 本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。 [0094] 这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。 [0095] 这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。 [0096] 本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。 |
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