技术领域
[0001] 本
申请涉及石油勘探与开发技术领域，尤其涉及一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法及装置。
背景技术
[0002] 本部分旨在为
权利要求书中陈述的本
发明实施例提供背景或上下文。此处的描述不因为包括在本部分中就承认是
现有技术。
[0003] 复杂断块油藏在世界石油储备中储量很大，复杂断块油藏中的
断层数量众多且复杂，将油藏切割成很多砂体形态各异的断块。复杂断块油藏含油面积小且复杂，具有多套油
水系统，每套油水系统都具有不同的储层特征和
地层构造，通常天然
能量不足。在复杂断块油藏中，多层状复杂断块油藏更是占有很高的比重，这种复杂断块油藏在纵向上发育众多的油层，层间非均质性较大，不同砂体的储层厚度和地质储量均不同。
[0004] 国内外研究表明，对于一般天然能量充足的油藏宜采用井网加密的方式进行开采。井网加密是在充分分析储量动用程度的
基础上，通过减小井距，增加井网
密度，对未动用的储层和动用程度较差的油层，进行井网重组，调整单位含油面积的井数比，从而实现可采储量的增加。对于天然能量不足的油藏，尤其是处于开发后期、产量递减严重的复杂断块油藏，补充增加
注入井，形成注采井网，可以增加地层能量，提高采收率。因此，加密井的井位优选，可以有效增加技术可采储量，提高储量动用程度，提高油藏采出程度，改善油田的开发效果。
[0005] 目前，常规的选择加密井井位的方法为根据所要部署的井网的类型选择加密井的井位，比如按照九点法、五点法等类型的井网确定所要部署的加密井的井位。但是，复杂断块油藏开采区域的面积通常较小，一般没有明确的井网，难以采用常规的方法确定加密井的井位。即便在复杂断块油藏开采区域中存在明显的井网，该区域地下往往分布多个油层，多套油水系统，通过常规方法选择部署的加密井也不能较好的达到提高储量动用程度的目的。
发明内容
[0006] 本申请实施例提供一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法，用以通过合理的方法确定加密井的井位，提高复杂断块油藏开采区域的储量动用程度，该方法包括：
[0007] 获取根据复杂断块油藏开采区域地质情况建立的三维地质模型，所述三维地质模型由网格构成，网格关联布井情况，以及对应的复杂断块油藏开采区域的剩余油
饱和度及孔隙体积；针对三维地质模型中每一个无井点网格，根据地质情况确定在该无井点网格中钻井时，单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中单井的实际控制面积；根据单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、
原油密度和孔隙体积确定在每个油层中单井的剩余可动油储量；
叠加所有油层的剩余可动油储量，得到单井的总剩余可动油储量；比较所有无井点网格中钻取的单井的总剩余可动油储量，将最大总剩余可动油储量对应的无井点网格确定为加密井的部署井位。
[0008] 本申请实施例还提供一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定装置，用以通过合理的方法确定加密井的井位，提高复杂断块油藏开采区域的储量动用程度，该装置包括：
[0009] 获取模块，用于获取根据复杂断块油藏开采区域地质情况建立的三维地质模型，所述三维地质模型由网格构成，网格关联布井情况，以及对应的复杂断块油藏开采区域的剩余油饱和度及孔隙体积；确定模块，用于针对获取模块获取的三维地质模型中每一个无井点网格，根据地质情况确定在该无井点网格中钻井时，单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中单井的实际控制面积；根据单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、原油密度和孔隙体积确定在每个油层中单井的剩余可动油储量；叠加所有油层的剩余可动油储量，得到单井的总剩余可动油储量；所述确定模块，还用于比较所有无井点网格中钻取的单井的总剩余可动油储量，将最大总剩余可动油储量对应的无井点网格确定为加密井的部署井位。
[0010] 本申请实施例中，计算所有无井点网格中部署单井时，单井的剩余可动油储量，并从中挑选剩余可动油储量最多的网格作为单井的部署井位。通过上述定量计算的方法，可以明确确定在哪个网格中部署单井时，可利用单井开采得到的油量最多，达到提高储量动用程度的目的；并且，上述方法对于认识复杂断块油藏、研究复杂断块油藏的特殊性，特别是研究处于开发后期、产量递减严重的复杂断块油藏如何进行经济合理的开发，具有重要的意义。
附图说明
[0011] 为了更清楚地说明本申请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申请的一些实施例，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。在附图中：
[0012] 图1为本申请实施例中一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法的
流程图；
[0013] 图2为本申请实施例中一种三维地质模型中网格的示意图；
[0014] 图3(a)为本申请实施例中一种斜井的井轨迹示意图；
[0015] 图3(b)为本申请实施例中另一种斜井的井轨迹示意图；
[0016] 图4(a)为本申请实施例中一种水平井水平井段的示意图；
[0017] 图4(b)为本申请实施例中另一种水平井水平井段的示意图；
[0018] 图4(c)为本申请实施例中另一种水平井水平井段的示意图；
[0019] 图4(d)为本申请实施例中另一种水平井水平井段的示意图；
[0020] 图4(e)为本申请实施例中另一种水平井水平井段的示意图；
[0021] 图5(a)为本申请实施例中一种一注一采井网的示意图；
[0022] 图5(b)为本申请实施例中一种不规则点状注水井网的示意图；
[0023] 图5(c)为本申请实施例中一种排状注采井网的示意图；
[0024] 图5(d)为本申请实施例中一种切割注采井网的示意图；
[0025] 图5(e)为本申请实施例中一种枯竭式单井点开采的示意图；
[0026] 图6为本申请实施例中一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定装置的结构示意图。
具体实施方式
[0027] 为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本申请实施例做进一步详细说明。在此，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，但并不作为对本申请的限定。
[0028] 目前复杂断块油藏加密井井位的选择缺少一般定量的详细计算方法研究，往往造成复杂断块油藏部分油层剩余油饱和度较大，而其他油层剩余油饱和度较小或已经水淹，开发不均匀，后续转换开发模式难度大，经济效益低。所以常规井位选择方法并不完全适用于多层复杂断块油藏，应该针对不同断块的规模特点，依据单一或组合油层的砂体的形态、剩余油富集区，采用不均匀布井方式，合理部署加密井，并进行井网优化调整。
[0029] 影响加密井井位确定的主要因素包括如下几种：
[0030] (1)剩余可动油储量。剩余可动油储量是油井产量的物质基础，一般来说，相似的储层物性条件下，油藏剩余可动油储量越大，油井的产油量越多，经济效益就越好。所以加密井应该尽可能控制较大的剩余可动油储量。
[0031] (2)油层物性。一般来说，油层物性越好，油井的产油量越多，但也可能造成油井很快高含水而影响油井产量。
[0032] (3)油层水淹程度。油层水淹程度是反映油层产水率的重要指标之一，通常来说，油层的水淹程度越高，油井的产水率就越高。加密井所控制的油层水淹程度应该尽可能低。
[0033] (4)油层数量。在控制的剩余可动油储量相同的情况下，加密井所钻遇油层数越多，说明每一层的剩余可动油储量越少。因此在剩余可动油储量相同的情况下，钻遇油层数越少的加密井井位越优。
[0034] (5)最大油层深度。油层深度直接决定了井筒深度，油层的深度越大，加密井的井深越大，钻井成本就越高。
[0035] (6)断层等因素。加密井不管是直井、斜井还是水平井，井轨不应该穿过断层，因为位于断层两侧的油藏通常不属于同一压
力系统和油水系统。
[0036] 剩余可动油储量是影响加密井井位选择的最主要因素，一般情况下，加密井控制的剩余可动油储量越大，其累积产油量也就越多。因此，加密井井位选择的基本原则是：以地质模型中某一个无井点网格为中心，计算该加密井在所穿的每个油层的控制面积内的剩余可动油储量，同时记录油井所穿油层的渗透率、含油饱和度等参数，再将该油井在某一套层系所穿的所有油层的剩余可动油储量叠加，确定加密井穿过的所有油层的剩余可动油储量，选择剩余可动油储量最多的无井点网格布设加密井。
[0037] 根据上述加密井井位选择的基本原则，本申请实施例提供了一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定方法，如图1所示，该方法包括步骤101至步骤103：
[0038] 步骤101、获取根据复杂断块油藏开采区域地质情况建立的三维地质模型。
[0039] 其中，三维地质模型由网格构成，网格关联布井情况，以及对应的复杂断块油藏开采区域的剩余油饱和度及孔隙体积。
[0040] 三维地质模型根据复杂断块油藏开采区域的地质情况建立，而每个网格中关联的网格的布井情况、剩余饱和度和孔隙体积需要从油藏数值模拟数据中获取。具体的，根据复杂断块油藏开采区域地质情况及布井情况建立的三维地质模型；获取油藏数值模拟数据，油藏数值模拟数据中包含不同相对坐标处的布井情况、剩余油饱和度及孔隙体积；建立三维地质模型网格的大地坐标与油藏数值模拟数据的相对坐标之间的对应关系；关联每个网格与对应相对坐标处的布井情况、剩余油饱和度及孔隙体积。
[0041] 其中，建立三维地质模型网格的大地坐标与油藏数值模拟数据的相对坐标之间的对应关系，包括：获取设定的三维地质模型与复杂断块油藏开采区域的比例关系；根据比例关系确定三维地质模型网格的深度坐标与相对坐标的深度坐标之间的对应关系；根据三维地质模型网格的深度坐标与相对坐标的深度坐标之间的对应关系，通过插值计算确定三维地质模型网格的横坐标和纵坐标对应的相对坐标。
[0042] 下面将结合附图详细介绍三维地质模型网格相对坐标与油藏数值模拟数据的大地坐标之间对应的过程，以及关联网格与油藏数值模拟数据的过程。
[0043] (1)三维地质模型网格大地坐标与相对坐标对应关系的建立
[0044] Petrel作为复杂断块油藏
三维建模软件、Eclipse作为油藏数值模拟软件正在得到广泛应用，目前已分别成为地质建模和油藏数值模拟的主流工具软件。Petrel产生的三维地质模型数据文件中的网格都是用大地坐标表示，而在油藏数值模拟中所使用的坐标都是相对坐标。进行加密井的井位优选，首先要建立三维地质模型网格大地坐标与油藏数值模拟数据中相对坐标之间的对应关系。
[0045] 三维地质模型中
角点
网格模型包含COORD和ZCORN两个关键字。其中COORD中的数据存储是一条条坐标线，共计(NDIVIX+1)×(NDIVIY+1)条线。每个坐标线由2个不同的点确定，其中每个点都是对应大地坐标的三维数据点，也就是说一条坐标线由6个数据点构成。每条线的前三个数据为
顶点坐标，后三个数据为底点坐标。三维模型网格通过COORD关键字定义所有网格角点(i，j，k)对应的大地坐标(x，y，z)。
[0046] ZCORN关键字中存储的是角点模型的深度数值(k值)。每个网格块有8个角，每个角都对应一个深度值，故该关键字中有8NDIVIX×NDIVIY×NDIVIZ个数据点。而各个网格的i，j方向的坐标数据通过与各个网格的深度值进行插值可以得到。
[0047] 每个网格点相应的对应着四条线和8个角点，如图2所示，则网格(i，j，k)相对应着四条线，其每条线由两个点控制，在COORD关键字中已经给出这两个点的具体的坐标值。
[0048] 通过8个角点的深度值和已知4条线的顶点、底点的相对坐标值，通过插值计算可以该网格8个角点的所有相对坐标值(共24个数据点)，从而建立了网格的相对坐标(i，j，k)与该网格大地坐标之间的一一对应关系。
[0049] (2)三维地质模型网格中相关属性的读取
[0050] 三维模型中饱和度场的变化直接关系到剩余油分布和剩余可动油储量。油藏数值模拟历史拟合完成后，Eclipse软件生成的油藏数值模拟数据文件中包含了历史拟合前后的饱和度场信息。利用Eclipse软件自身的功能，从其生成数据文件中导出含油饱和度场形成一个新的数据文件，其中含油饱和度数据按照先x方向、再y方向、再z方向依次顺序存放，与三维地质模型中网格一一对应，这就建立了含油饱和度(Soil)与网格坐标(i，j，k)之间一一对应关系。
[0051] 网格的渗透率(PERMX、PERMY、PERMZ)、孔隙体积(PORV)等属性与网格的关联关系之间的建立与含油饱和度的读取相类似。
[0052] 对于河流相复杂断块油田来说，断层和废弃河道发育，把单砂层划分成若干个单砂体(独立油气藏)。采用划分平衡区的方法区别不同的单砂体，一个单砂体对应着一个平衡区。按照类似的方法，可以建立分区数据与网格坐标(i，j，k)之间对应关系。
[0053] (3)已有油水井的层位与网格之间关联关系的建立
[0054] 已有油水井的层位坐标是计算油水井与加密井之间距离不可或缺的参数，而三维地质模型中并不包含已有油水井的层位坐标信息，因此须将其加载到三维地质模型中。
[0055] 地质人员提供的油水井层位坐标一般包括井名、层名、垂深、X坐标、Y坐标几部分。如果直接把油水井的层位坐标加载到模型中去，在计算与加密井之间距离时，由于一口油井或水井常常要穿越很多个单砂层，每一个单砂层都要做一次比较运算，计算量较大。仔细观察油水井层位坐标发现，大多数井的井口与井底的平面距离常常小于半个网格的长度，因此将该类油水井的所有穿过的层位的坐标取平均值，即一口该类油水井所穿的任一油层的层位坐标相同，将该层位坐标对应到三维地质模型的网格中，这样就大大简化了计算。
[0056] 步骤102、针对三维地质模型中每一个无井点网格，根据地质情况确定在该无井点网格中钻井时，单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中单井的实际控制面积；根据单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、原油密度和孔隙体积确定在每个油层中单井的剩余可动油储量；叠加所有油层的剩余可动油储量，得到单井的总剩余可动油储量。
[0057] 需要说明的是，无井点网格即为三维地质模型中没有部署任何单井的网格，该网格为三维地质模型中与地面对应的网格。
[0058] 单井有直井、斜井和水平井三种井型，若在选择加密井的井位之前，已确定加密井的井型，则可以直接按照步骤102计算单井的剩余可动有产量。如果没有确定加密井的井型，则需要针对每个无井点网格分别计算不同井型的加密井的剩余可动有产量，并从中选择剩余可动油产量最多的井型和无井点网格作为部署的加密井的井型和井位。
[0059] 具体的，针对三维地质模型中每一个无井点网格，分别根据地质情况确定在该无井点网格中钻不同类型的单井时，不同类型的单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中不同类型的单井的实际控制面积；根据不同类型的单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、原油密度和孔隙体积确定在每个油层中不同类型的单井的剩余可动油储量；叠加所有油层的剩余可动油储量，得到不同类型的单井的总剩余可动油储量；比较所有无井点网格中钻取不同类型的单井的总剩余可动油产量，将最大总剩余可动油产量对应的单井的类型和无井点网格分别确定为加密井的部署类型及部署井位。
[0060] 加密井的井型不同，其实际控制面积不同，下面将详细介绍每种井型的单井的实际控制面积的计算方法。
[0061] (1)直井
[0062] 在进行直井的剩余可动油储量的计算时，结合油田开发实际情况，确定加密井的控制半径为r。假设三维地质模型中的网格数为i×j×k，Gij(其平面坐标为(i，j))是其中的一个无井点网格，以Gij的中心点Oij(其大地坐标为xi，yj)作为加密井的钻井
位置，以r为半径，确定一个圆，以此圆所涵盖的面积Sij作为该加密井的理论控制面积大小。
[0063] 由于油田一般都由很多个油层组成，加密井钻取时也往往会经过多个油层。每个油层的理论控制面积均为以加密井穿过的该油层的网格为中心，控制半径r为半径构成的圆的面积。
[0064] 但是，由于实际油田不同油层注采结构、砂体边界等存在很大差异，每个油层加密井的实际控制面积往往与理论控制面积不同。在实际三维地质模型中，由于断层、边底水、岩性边界等天然条件，砂体大小变化很大，加密井的理论控制面积区域Sij区域可能只包含一个砂体，也可能包含多个砂体。当Sij区域跨越多个砂体时，断层和不渗透条带将区域Sij分割为两部分，Sij
覆盖两个砂体。这种情况，可以用平衡区进行判断。假设油井所在的砂体属于平衡区1，另一部分区域属于平衡区2。加密井的实际控制面积不是整个Sij区域的面积，而是断层等划分的两个或多个砂体中，直井所在砂体的面积作为当前油层直井的实际控制面积，也即平衡区1的面积为加密井的实际控制面积。当计算加密井在该层的剩余可动油储量时，只需计算平衡区1内的剩余可动油储量。
[0065] 当Sij区域包含在一个砂体内时，则可以将理论控制面积作为当前油层直井的实际控制面积。但是由于砂体上油井、水井、断层、废弃河道或者强边水等地质情况的存在，也可能导致直井的实际控制面积不等于其理论控制面积。当存在如下两种情况时，则按照下述方法确定直井的实际控制面积。
[0066] a、当加密井处于规则井网时
[0067] 反九点、五点法、七点法等规则井网加密井的实际控制面积可以通过其分
流线控制的范围来确定。每口油井平分整个注水单元面积，若注水单元面积为1，则加密井的实际控制面积为1/n。
[0068] b、当加密井处于不规则井网中时
[0069] 复杂断块油藏的不规则井网加密，需要考虑现有油井的井位、井别和边界属性。当有注水井时，需要根据加密井与采油井、注水井以及边界的关系，确定加密井实际控制面积，计算实际控制面积内的剩余可采储量；当无注水井时，需要根据砂体面积和储量，分析确定调整注采关系，否则，取衰竭时开采的极限采收率。计算表明，当加密井与油井距离L为2r时，加密井的实际控制面积比距离小于2r时大，当L＝2r时加密井实际控制面积最大。可以选择以加密井穿过的网格为圆心，2r为半径构成的圆的面积作为加密井的实际控制面积。
[0070] (2)斜井
[0071] 斜井是油田现场常见的井型之一，在复杂断块油藏开采中，斜井应用广泛。这是因为复杂断块油藏单砂体在剖面上叠置关系的不规则，斜井控制的剩余可动油储量有可能更大，钻斜井有可能取得更好的经济效益。
[0072] 斜井井位优选方法在三维地质模型网格相对坐标与大地坐标对应关系的建立、剩余可动油储量计算等方面与直井类似，其与直井的最大区别是存在井斜角和井斜方位角。一般来说，斜井的井轨迹在油层中不同深度处的井斜角和井斜方位角一般不同，因此实际的斜井井轨迹是一条三维空间曲线，不是直线，如图3(a)所示。如果按照现场实际的斜井井轨迹模型进行井位优选，计算量非常大，难以实现。
[0073] 这里，以优选的直井为基础将井型改为斜井，根据斜井的斜度确定其穿越不同油层的井位，计算其对不同油层的实际控制面积范围和单井控制的剩余可采储量。通过比较不同倾斜角斜井控制的剩余可采储量，优化斜井井位。
[0074] 为此，本申请中对斜井井轨迹做如下假设：①、从地面到油层顶面，井轨迹为直的，即为直线，从
接触的第一个油层的顶面开始造斜；②、斜井的井斜角α角度为一常数，如图3(b)所示，本文中井斜角α的取值不超过30°；③、井斜方位角的取值固定，一个井位的井轨迹取8个倾斜方向，对应的井斜方位角按8个倾斜方向进行试算，计算8个倾斜方向上斜井的实际控制面积，并选择8个方向中剩余可动油储量最大的方向作为该井点的井轨迹方向。根据以上假设得到的斜井井轨迹是一条直线。其中，8个倾斜方向包括东、南、西、北、东南、东北、西南和西北。
[0075] 具体实施时，改变斜井的倾斜方向，确定在各个倾斜方向上斜井穿过的每个油层的网格，将每个油层斜井穿过的网格作为圆心，以设的单井的控制半径为半径，圆心和半径构成的圆的面积，作为当前倾斜方向、当前油层斜井的理论控制面积；。与直井实际控制面积的确定方法类似，如果理论控制面积内存在一个砂体，则将理论控制面积作为当前倾斜方向上当前油层斜井的实际控制面积；如果理论控制面积内存在多个砂体，则将斜井所在的砂体的面积作为当前倾斜方向上当前油层斜井的实际控制面积。
[0076] (3)水平井
[0077] 因单井控制储量大、产量高、经济效益较好，水平井近年来应用越来越广泛，钻水平井也成为老油田二次开发提高采收率的重要措施之一，在国内得到广泛应用。
[0078] 水平井井位优选方法在三维地质模型网格相对坐标与大地坐标对应关系的建立、剩余可动油储量计算等方面与直井类似，其与直井的主要区别在于其实际控制面积与直井不同。
[0079] 本申请基于如下前提来计算水平井的实际控制面积：①、水平井的水平段只穿越一个油层；②、水平段的方位角取值固定，一个井位的水平段取8个延伸方向，每个井位的水平段按8个延伸方向进行试算，选择剩余可动油储量最大的水平段延伸方向作为该井点的井轨迹方向。其中，延伸方向包括东、南、西、北、东南、东北、西南和西北。
[0080] 在计算水平井的剩余可动油储量时，先优选出剩余可动油储量比较大的油层，作为部署水平井的水平段的油层。
[0081] 在单砂层中计算单井控制的剩余可动油储量时，在没有干扰时，即如果水平井的理论控制面积内不存在岩性边界和强边水边界，且与水平井水平段的垂直距离大于控制半径小于等于2倍控制半径的距离内，不存在油井或水井，则将水平井的理论控制面积确定为实际控制面积。水平井的理论控制面积为以预设的单井的控制半径为半径，水平井水平段的起点和终点为圆心构成的两个半圆的面积，与以水平井水平段的长度为长，2倍控制半径为宽构成的长方形的面积相加，如图4(a)所示中的两个半圆与矩形的面积，其中r为控制半径。
[0082] 由于断层、边水、废弃河道、岩性边界等的干扰的存在，水平井的实际控制面积分下面几种情况进行讨论：
[0083] ①、如果水平井的理论控制面积内存在岩性边界、断层或废弃河道，岩性边界、断层或废弃河道将水平井的理论控制面积划分为两部分，则将两部分中水平井所在的部分的面积确定为水平井的实际控制面积，如图4(b)所示，水平井的实际控制面积为多边形CDFE的面积。
[0084] ②、如果存在油井与水平井的垂直距离大于控制半径且小于等于2倍控制半径，即水平井与油井之间的距离L满足r
[0085] ③、如果存在水井与水平井的垂直距离大于控制半径且小于等于2倍控制半径，即水平井与已存在的水井之间的距离L满足r
[0086] ④、如果水平井的理论控制面积内存在与水平井水平段平行的强边水边界，强边水边界将理论控制面积划分为两部分，根据渗流力学镜像反映原理，以水平井的水平段长度与2倍控制半径长度的加和为长，强边水边界与水平井水平段的垂直距离为宽构成矩形，强边水边界未穿过的一半控制面积与矩形构成多边形，将构成的多边形的面积确定为水平井的实际控制面积。如图4(e)所示，将多边形CEGHFD的面积确定为水平井的实际控制面积。
[0087] 计算出某一单砂层上水平井的控制面积，就可以计算出该水平井控制的剩余开采储量。在水平井井位优选时，将剩余可动油储量最大的方向作为水平井的水平段延伸方向，随着井点的移动，将得到一系列较优的水平井对应的参数，依次类推，在其他单砂层优选水平井井位，将得到的所有适于打水平井的单砂层的所有井位进行比较，优选出剩余可动油储量最大的井位作为水平井井位。
[0088] 确定每个油层中每种井型的单井的实际控制面积之后，根据如下公式计算单个油层中单井的剩余可动油储量Nr(i,j)：
[0089]
[0090] 其中，so(xi,yj,zk)表示网格(i,j,k)处的剩余油饱和度；sor表示残余油饱和度，为常数；ρo表示原油密度；Vφ表示网格(i,j,k)处的孔隙体积；N表示当前油层实际控制面积内包含的网格数；l表示当前油层实际控制面积内包含的网格中的第l个网格。
[0091] 之后，根据如下公式计算所有油层中单井的剩余可动油储量N总：
[0092]
[0093] 其中，p表示第p个油层；layers表示单井穿过的油层的总数量。
[0094] 但需要注意的是，使用上述公式计算时存在约束条件。设(xa，yb，zc)为同一单砂层内已存在的某一采油井或注水井的井位坐标，已存在的井位与加密井Oij之间的距离不能太小，加密井与老井之间的距离应该大于极限井距，也即：
[0095] (xa-xi)2+(yb-yi)2≥r2
[0096] 步骤103、比较所有无井点网格中钻取的单井的总剩余可动油储量，将最大总剩余可动油储量对应的无井点网格确定为加密井的部署井位。
[0097] 苏丹124区处于开发后期高含水阶段，部分复杂断块油藏正在开展注气和注水先导性试验时，采用了本申请上述方法，取得了良好的应用效果。
[0098] 本申请实施例中，计算所有无井点网格中部署单井时，单井的剩余可动油储量，并从中挑选剩余可动油储量最多的网格作为单井的部署井位。通过上述定量计算的方法，可以明确确定在哪个网格中部署单井时，可利用单井开采得到的油量最多，达到提高储量动用程度的目的；并且，上述方法对于认识复杂断块油藏、研究复杂断块油藏的特殊性，特别是研究处于开发后期、产量递减严重的复杂断块油藏如何进行经济合理的开发，具有重要的意义。
[0099] 此外，在剩余可动油储量和采出程度分析的基础上，挑选剩余可动油储量较大、动用程度较低的层位，对剩余可动油储量最高的油藏布置加密井，并对剩余油集中的油层进行射孔。新加密井的井位进一步优化主要基于以下的几个方面：
[0100] (1)可移动的油层有效厚度分布图；
[0102] (3)井型(直井、水平井和斜井)；
[0103] (4)次要射孔位置；
[0104] (5)结合措施效果分析加密井。
[0105] 在加密油井井位优选的基础上，以主力单砂体为基本单元，注水井井位优选应遵循以下原则：
[0106] (1)一般选在构造相对低部位或临近油井的相对低部位；
[0107] (2)一般位于水淹程度相对比较高的区域；
[0108] (3)注水井不要“扎堆”；
[0109] (4)强边水附近一般不部署注水井，底水能量充足的油藏一般不部署注水井；
[0110] (5)注采井数比不低于注采井网优化前。
[0111] 注采井网优化配置时采取的主要方法则包括如下几种：
[0112] (1)将计算选出的符合极限井距条件和单井控制极限剩余可动油储量的井按单井控制可动油储量的大小进行排列，选出最有利的加密井位；
[0113] (2)以主力单砂体和主力加密井位为基础，优选注水井井位。不同规模的单砂体的注采井数比达到一定数值，当不能满足时，从加密井和现有采油井中优选转注井，保证转注后剩余可动油储量最大化；
[0114] (3)依据油藏类型、构造形态和油层分布特点确定井网形式。针对复杂断块油藏的地质特点，井网形式以三角形井网为好。这是因为：a.三角形井网井排是交错分布的，适合不规则的复杂断块油藏，也有利于落实小断层和掌握透镜体砂体的分布；b.复杂断块油藏
破碎，采用不规则点状面积注水，而三角形井网更容易形成比较完善的注采系统，提高注水波及系数。
[0115] 另外，根据国内外调查研究发现，很多复杂断块油藏井网设计原则是以单砂体描述成果和剩余油分布特征为基础，在现有注采井基础上，依据单砂体的形态、剩余油富集区合理部署井网，采取不均匀布井的方式，最大限度地扩大水驱波及体积，并为主力区块深部调驱奠定基础，以国外某油田为例设计了以下几种井网方式：
[0116] (1)一注一采井网
[0117] 如图5(a)所示，对于含油面积小、储量低的条状或三角状砂体，无法针对该类砂体实施钻新井完善井网，可利用主力砂体的新井通过实施定向井来兼顾，从而形成一注一采的井网形式，最大限度的动用该类砂体，充分挖掘该类
型砂体的剩余油。
[0118] (2)不规则点状注水井网
[0119] 对于含油面积稍大，储量稍高的不规则砂体，通过与其他砂体新井的组合，采取多靶点等措施来形成不规则的点状注水井网，一注两采或一注多采，尽量扩大注入水波及体积，挖掘砂体边部的剩余油，如图5(b)所示。
[0120] (3)排状注采井网
[0121] 对于一些断层控制的正向构造砂体，
生产井都集中断层边部的高部位，在低部位部署注水井，形成排状注水井网，结合天然边水推进，对断层根部的剩余油进行深度开发，如图5(c)所示。
[0122] (4)断块内部切割注采井网
[0123] 对于中部水淹严重，含油饱和度低，边部含油饱和度比较高的大块整装砂体，结合目前的油水井现状，在砂体内部注水，边部采油，形成内部切割注采井网，改变原有的注水受益方向，最大限度的挖掘井间剩余油，如图5(d)所示。
[0124] (5)枯竭式单井点开采
[0125] 对于一些含油面积很小，只有单井点控制的砂体，无法形成注采井网，只能采取常规补孔等措施，利用天然能量进行枯竭式开采，如图5(e)所示。
[0126] 本申请实施例还提供了一种复杂断块油藏开采区域加密井井位确定装置，如图6所示，该装置600包括获取模块601和确定模块602。
[0127] 其中，获取模块601，用于获取根据复杂断块油藏开采区域地质情况建立的三维地质模型，三维地质模型由网格构成，网格关联布井情况，以及对应的复杂断块油藏开采区域的剩余油饱和度及孔隙体积。
[0128] 确定模块602，用于针对获取模块601获取的三维地质模型中每一个无井点网格，根据地质情况确定在该无井点网格中钻井时，单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中单井的实际控制面积；根据单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、原油密度和孔隙体积确定在每个油层中单井的剩余可动油储量；叠加所有油层的剩余可动油储量，得到单井的总剩余可动油储量；
[0129] 确定模块602，还用于比较所有无井点网格中钻取的单井的总剩余可动油储量，将最大总剩余可动油储量对应的无井点网格确定为加密井的部署井位。
[0130] 在本申请实施例的一种实现方式中，装置600还包括：
[0131] 模型建立模块603，用于根据复杂断块油藏开采区域地质情况及布井情况建立的三维地质模型。
[0132] 获取模块601，还用于获取油藏数值模拟数据，油藏数值模拟数据中包含不同相对坐标处的布井情况、剩余油饱和度及孔隙体积；
[0133] 模型建立模块603，还用于建立三维地质模型网格的大地坐标与获取模块获取的油藏数值模拟数据的相对坐标之间的对应关系。
[0134] 模型建立模块603，还用于关联每个网格与对应相对坐标处的布井情况、剩余油饱和度及孔隙体积。
[0135] 在本申请实施例的一种实现方式中，模型建立模块603，用于：
[0136] 获取设定的三维地质模型与复杂断块油藏开采区域的比例关系；
[0137] 根据比例关系确定三维地质模型网格的深度坐标与相对坐标的深度坐标之间的对应关系；
[0138] 根据三维地质模型网格的深度坐标与相对坐标的深度坐标之间的对应关系，通过插值计算确定三维地质模型网格的横坐标和纵坐标对应的相对坐标。
[0139] 在本申请实施例的一种实现方式中，确定模块602，用于：
[0140] 针对三维地质模型中每一个无井点网格，分别根据地质情况确定在该无井点网格中钻不同类型的单井时，不同类型的单井钻遇的油层数量，以及在每个油层中不同类型的单井的实际控制面积；根据不同类型的单井在每个油层中的实际控制面积内包含的网格数、每个网格的剩余油饱和度、残余油饱和度、原油密度和孔隙体积确定在每个油层中不同类型的单井的剩余可动油储量；叠加所有油层的剩余可动油储量，得到不同类型的单井的总剩余可动油储量；其中，单井的类型包括直井、斜井和水平井；
[0141] 比较所有无井点网格中钻取不同类型的单井的总剩余可动油产量，将最大总剩余可动油产量对应的单井的类型和无井点网格分别确定为加密井的部署类型及部署井位。
[0142] 在本申请实施例的一种实现方式中，确定模块602，用于：
[0143] 针对直井穿过的每个油层，根据预设的单井的控制半径，计算以控制半径为半径，以直井所在的网格为圆心构成的圆的面积，作为直井的理论控制面积；
[0144] 判断直井的理论控制面积内是否存在多个砂体；
[0145] 如果理论控制面积内存在一个砂体，则将理论控制面积作为当前油层直井的实际控制面积；
[0146] 如果理论控制面积内存在多个砂体，则将直井所在砂体的面积作为当前油层直井的实际控制面积。
[0147] 在本申请实施例的一种实现方式中，确定模块602，用于：
[0148] 改变斜井的井斜方位角，确定在各个井斜方位角方向上斜井穿过的每个油层的网格，其中，井斜方位角方向包括东、南、西、北、东南、东北、西南和西北；
[0149] 针对斜井穿过的每个油层，根据预设的单井的控制半径，计算以控制半径为半径，在当前倾斜方向上以斜井穿过的网格为圆心构成的圆的面积，作为斜井的理论控制面积；
[0150] 如果理论控制面积内存在一个砂体，则将理论控制面积作为当前倾斜方向上当前油层斜井的实际控制面积；
[0151] 如果理论控制面积内存在多个砂体，则将斜井所在的砂体的面积作为当前倾斜方向上当前油层斜井的实际控制面积。
[0152] 在本申请实施例的一种实现方式中，确定模块602，用于：
[0153] 选择剩余可动油储量最多的油层作为水平井的部署油层，在部署油层中改变水平井的延伸方向，确定在各个油层的各个延伸方向上水平井穿过的网格；其中，延伸方向包括东、南、西、北、东南、东北、西南和西北；
[0154] 针对水平井所在的每个油层，以预设的单井的控制半径为半径，水平井水平段的起点和终点为圆心构成的两个半圆的面积，与以水平井水平段的长度为长，2倍控制半径为宽构成的长方形的面积相加，得到水平井的理论控制面积；
[0155] 如果水平井的理论控制面积内存在岩性边界，岩性边界将水平井的理论控制面积划分为两部分，则将两部分中水平井所在的部分的面积确定为水平井的实际控制面积；
[0156] 如果存在油井与水平井的垂直距离大于控制半径且小于等于2倍控制半径，则以油井与水平井水平段中点的连线的一半作为半径，连线的中点为圆心做圆，做出的圆与理论控制面积重叠，将理论控制面积与重叠部分的面积的差值确定为水平井的实际控制面积；
[0157] 如果存在水井与水平井的垂直距离大于控制半径且小于等于2倍控制半径，则以水井为端点向理论控制面积的两个半圆做切线，两条切斜与水平井理论控制面积的边界形成多边形，将理论控制面积与多边形面积的加和确定为水平井的实际控制面积；
[0158] 如果水平井的理论控制面积内存在与水平井水平段平行的强边水边界，强边水边界将理论控制面积划分为两部分，则以水平井的水平段长度与2倍控制半径长度的加和为长，强边水边界与水平井水平段的垂直距离为宽构成矩形，强边水边界未穿过的一半控制面积与矩形构成多边形，将构成的多边形的面积确定为水平井的实际控制面积；
[0159] 如果水平井的理论控制面积内不存在岩性边界和强边水边界，且与水平井水平段的垂直距离大于控制半径小于等于2倍控制半径的距离内，不存在油井或水井，则将水平井的理论控制面积确定为实际控制面积。
[0160] 在本申请实施例的一种实现方式中，确定模块602，用于：
[0161] 根据 计算单个油层中单井的剩余可动油储量Nr(i,j)；
[0162] 其中，so(xi,yj,zk)表示网格(i,j,k)处的剩余油饱和度；sor表示残余油饱和度，为常数；ρo表示原油密度；Vφ表示网格(i,j,k)处的孔隙体积；N表示当前油层实际控制面积内包含的网格数；l表示当前油层实际控制面积内包含的网格中的第l个网格。
[0163] 本申请实施例中，计算所有无井点网格中部署单井时，单井的剩余可动油储量，并从中挑选剩余可动油储量最多的网格作为单井的部署井位。通过上述定量计算的方法，可以明确确定在哪个网格中部署单井时，可利用单井开采得到的油量最多，达到提高储量动用程度的目的；并且，上述方法对于认识复杂断块油藏、研究复杂断块油藏的特殊性，特别是研究处于开发后期、产量递减严重的复杂断块油藏如何进行经济合理的开发，具有重要的意义。
[0164] 本申请实施例还提供了一种计算机设备，包括
存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的
计算机程序，处理器执行计算机程序时实现步骤101至步骤103任一方法。
[0165] 本申请实施例还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有执行步骤101至步骤103任一方法的计算机程序。
[0166] 本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全
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，本申请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。
[0167] 本申请是参照根据本申请实施例的方法、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。
[0168] 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。
[0169] 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。
[0170] 以上所述的具体实施例，对本申请的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本申请的具体实施例而已，并不用于限定本申请的保护范围，凡在本申请的精神和原则之内，所做的任何
修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
