CN111706317B - 一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，选取标准井对目的地层进行地层划分和对比，建立等时地层格架；根据等时地层格架建立对比骨架剖面并进行地层划分的闭合对比，对井进行层序地层的精细划分；对地层进行精细沉积微相划分；确定不同微相的测井曲线特征，建立单井沉积微相划分；建立对比骨架剖面的微相分布；建立不同分层的微相分布；建立地层三维地质模型并加载数据后粗化，得地层初步数值模拟模型；对地层初步数值模拟模型初始化处理后动态历史拟合，得地层修正数值模拟模型；通过地层修正数值模拟模型得加密调整区低渗储层剩余油分布状况。本发明能够确定整个储层剩余油的油层含油饱和度在空间的分布和随时间的变化。

Description

一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法

技术领域

本发明属于石油勘探技术领域，涉及一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法。

背景技术

剩余油是剩余的可动油，是指暂时没有采出的地下可动原油。剩余油分布特征及规律的研究是开发地质工作者的重要工作之一。目前为了提高油田的油气采收率，会在现有井位的基础上进行加密布井并钻探，因此进行剩余油分布影响因素定量分析，得到油田剩余油分布模式和特征，为下一步油田开发加密井位布置提供合适的井位，为油田深度挖潜提供方向性指导。

然而剩余油的分析方法由多种，但是各有利弊。主要的方法有：①岩心分析方法。利用地下岩心在室内进行驱替试验，得到驱替后的剩余油数值。该方法的优点是原理简单，结果直接；但是由于岩心的几何尺寸太小，无法反映地下真实情况。②测井解释方法。利用测井资料可以解释地下油水分布，但是该方法得到的仅仅是井底附近有限范围(3m以内)的剩余油，井间剩余油无法得到，无法形成整个储层剩余油分布。

发明内容

本发明的目的在于提供一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，能够对整个储层剩余油分布进行分析。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，包括以下步骤：

步骤1：选取标准井对目的地层进行初次划分和对比，建立等时地层格架；

步骤2：根据等时地层格架建立多个贯穿整个研究区老井的对比骨架剖面，通过对比骨架剖面进行地层划分的闭合对比，然后对研究区的其他钻遇井进行层序地层的划分；

步骤3：选取取心井的岩心并通过岩心的沉积岩石学标志和沉积构造特征对地层进行沉积微相划分；然后确定目的层不同微相的测井曲线特征，建立单井沉积微相划分；根据单井沉积微相划分建立对比骨架剖面的微相分布；根据对比骨架剖面上的微相分布建立不同分层的微相分布；

步骤4：通过步骤2得到的研究区层序地层的划分数据和步骤3得到的不同分层的微相分布建立地层三维地质模型，将测井二次解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度以及动态数据归位到单井中并加载入地层三维地质模型中后进行粗化，得地层初步数值模拟模型；

步骤5：对地层初步数值模拟模型进行初始化处理后进行动态历史拟合，得地层修正数值模拟模型；通过地层修正数值模拟模型得加密调整区低渗储层剩余油分布状况。

进一步，步骤1中，所述标准井为平面上分布均匀、钻探深度大、层位全和测井曲线形态特征相对明显的井。

进一步，步骤2中所述对比骨架剖面包括多个垂直于物源方向的剖面和平行于物源方向的剖面。

进一步，步骤3中，沉积岩石学标志包括岩心的岩石颜色和岩心的碎屑组分特征及填隙物组成特征；

沉积构造特征包括岩心沉积物粒度分布结构特征和岩心层面构造特征。

进一步，步骤4中，所述地层三维地质模型的建立过程为首先建立地层的三维构造模型，然后将不同分层的微相分布加载入三维构造模型。

进一步，建立地层的三维构造模型过程具体为：

由各个单井坐标数据、井轨迹数据、补心海拔数据以及对比划分的分层数据建立地层的叠合层面模型，结合分层的砂体厚度等值图建立隔夹层厚度和砂层厚度层面模型并内插，然后在叠合层面模型中加载入地震解释构造面和地震解释断层数据建立地层的三维构造模型。

进一步，步骤4中，所述动态数据包括完井、油气历年油水产量、压力及井措施伴随时间变化的数据。

进一步，步骤4中，所述粗化具体为：

对地层的净毛比和孔隙度采用体积加权算术平均方法进行粗化；对地层的渗透率采用全张量方法进行粗化。

进一步，步骤5中，所述初始化处理具体为：

对地层的原始地层压力、储层岩石、油气水的压缩系数、油气水密度、油气水粘度、油藏原始油水饱和度、相渗数据和流体高压物性PTV数据采用预处理共轭梯度法计算，得出油藏含油饱和度场及压力分布场。

进一步，步骤5中，所述动态历史拟合的数据包括单井日产量、累计产量、含水率和压力变化数据。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明提供的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，根据标准井对目的地层进行精细地层划分和对比并建立精细的等时地层格架，然后再根据等时地层格架建立贯穿整个研究区老井的对比骨架剖面并进行地层划分的闭合对比，最终实现目的层所有井的精细划分，然后再建立目的层进行精细沉积微相划分的基础上建立不同分层的微相分布；通过研究区地层的精细划分数据和不同分层的微相分布建立地层三维地质模型，然后载入相关数据进行初始化处理后进行动态历史拟合进而建立地层修正数值模拟模型；其从点到线再到面，到体逐步建立目的层的地层修正数值模拟模型，使建立的模型接近实际地层状态；通过地层修正数值模拟模型就能够得低渗储层的剩余油分布状况。本发明充分考虑与油藏的动态变化相关的因素，对剩余油的认识不仅可以定量化而且可以可视化；其能够确定整个储层剩余油的油层含油饱和度在空间的分布和随时间的变化，而不再局限于较小范围内剩余油的分析；经历史拟合修正后模型的计算结果认识油藏目前的剩余油分布状况，确定下步开发调整技术对策，制定下步开发调整方案，预测油气藏开发指标。

进一步，对地层的净毛比和孔隙度采用体积加权算术平均方法进行粗化进行粗化，对地层的渗透率采用全张量方法进行粗化，网格的精细地质模型“转化”为粗网格模型的过程。在这一过程中，用一系列等效的粗网格去“替代”精细模型中的细网格，并使该等效粗网格模型能反映原模型的地质特征及流动响应。

附图说明

图1为本方法的分析流程图；

图2为储层碎屑组分特征图；

图3为储层水下分流河道测井曲线特征；

图4为储层河口坝测井曲线特征；

图5为储层水下天然堤测井曲线特征；

图6为储层支流间湾测井曲线特征；

图7为储层单井沉积微相划分图；

图8为储层对比骨架剖面的微相分布图；

图9为不同分层的微相分布图；

图10为储层三维地质模型；

图11为储层的相渗曲线，kro代表油相相对渗透率，krw代表水相相对渗透率，sw代表含水饱和度；

图12为储层单井日产量拟合图；

图13为储层累计产量拟合图；

图14为储层含水率拟合图。

具体实施方式

下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。

本发明公开了一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，如图1所示，具体包括以下步骤：

步骤1：选取平面上分布均匀、钻探深度大、层位全和测井曲线形态特征明显的多口井为标准井，对标准井的目的地层进行精细地层划分和对比，建立精细的等时地层格架；其采用“标志层控制、沉积旋回对比、等高程和厚度约束、砂体下切和侧积分析、动态监测资料验证”的沉积小层对比技术，利用测井曲线来进行对比。

所述的钻探深度大没有标准，只是在实际应用中选择数据较好的作为采样井，采样过程没有统一标准，不同储层情况不一样，这只是个相对量。

地层对比和划分要精细到小层，遵循以下原则：

(1)遵循等时性原则，进行对比时从层序地层学原理考虑沉积砂体的连续性，对比时不能出现穿时现象；

(2)标志层控制，依据层序地层学确立长期、中期基准面界面，建立油层组、砂层组的标志层；

(3)沉积旋回、沉积韵律细分小层、单砂体，小层之间泥岩隔层发育，电性标志明显，且在一定范围内可连续追踪；

(4)在旋回性不明显的层段，采用厚度经验法则或等高程约束辅助对比与划分；

(5)横向对比变化大时，依据沉积砂体下切与侧积变化规律辅助对比与划分；

(6)厚砂体劈分遵循相序原则，并在测井曲线上有明显标志；

(7)开发动态资料印证对比，对比结果要能够得到注采、井间监测、示踪剂监测等动态资料的验证，以确保对比与划分成果的有效性和合理性。

步骤2：根据等时地层格架建立多个贯穿整个研究区278口老井的45条对比骨架剖面，其中垂直于物源方向的剖面16条、平行于物源方向的剖面29条，通过对比骨架剖面进行地层划分的闭合对比，然后对研究区的其他钻遇井进行层序地层的划分，实现目的地层的二次精细划分。

步骤3：选取取心井的岩心并根据岩心沉积岩石学标志和沉积构造特征对地层计算后划分储层地理特征微相，进行精细沉积微相划分，具体地划分出水下分流河道、河口坝、水下天然堤和支流间湾沉积微相。

具体地，岩心沉积岩石学标志包括岩心的岩石颜色和岩心的碎屑组分特征(见图2)及填隙物组成特征，沉积构造特征包括岩心沉积物粒度分布结构特征和岩心层面构造特征。

如图3至图6所示，然后确定不同微相的测井曲线特征，具体包括储层水下分流河道测井曲线特征、储层河口坝测井曲线特征、储层水下天然堤测井曲线特征及储层支流间湾测井曲线特征；如图7所示，进而建立研究区278口老井目的层的单井沉积微相划分；如图8所示，根据单井沉积微相划分建立对比骨架剖面的微相分布；如图9所示，根据对比骨架剖面上的微相分布建立不同分层的微相分布。

步骤4：准备三维地质模型所需的以下资料和数据：

①钻井数据：井位坐标数据、井轨迹数据、补心海拔数据。

②层面数据：精细对比划分的分层数据；分层的砂体厚度等值图；分层的沉积微相研究成果。

③测井数据：测井二次解释的孔隙度、渗透率、含油饱和度成果数据。

④地震数据：地震解释构造面、地震解释断层数据。

如图10所示，然后利用以上资料和数据在建模软件Eclipse内由各个单井坐标数据、井轨迹数据、补心海拔数据以及精细对比划分的分层数据建立地层的叠合层面模型，结合分层的砂体厚度等值图建立隔夹层厚度和砂层厚度层面模型并内插，然后在叠合层面模型中加载入地震解释构造面和地震解释断层数据，建立好地层的三维构造模型，然后将不同分层的微相分布加载入三维构造模型，其根据不同沉积相、砂体类型或流动单元的储层参数定量分布规律，分砂体或分流动单元进行井间插值或随机模拟，从而建立地层三维地质模型。

建立构造模型及构造背景下的地层厚度分布变化，垂向地层之间的接触关系等。然后将测井二次解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度以及动态数据归位到单井中并加载入地层三维地质模型中后对地层的净毛比和孔隙度采用体积加权算术平均方法进行粗化，对地层的渗透率采用全张量方法进行粗化，网格的精细地质模型“转化”为粗网格模型的过程。在这一过程中，用一系列等效的粗网格去“替代”精细模型中的细网格，并使该等效粗网格模型能反映原模型的地质特征及流动响应，从而得到地层初步数值模拟模型。

其中孔隙度的测井二次解释模型为通过岩心分析孔隙度和孔隙度系列测井数据的相关关系优选而来，具体的是从岩心分析孔隙度～声波时差交汇图、岩心分析孔隙度～密度交汇图和岩心分析孔隙度～中子孔隙度交汇图优选得到孔隙度的解释模型；然后根据岩心分析的数据制作不同小层的孔隙度和渗透率的分布图版，得到渗透率～孔隙度的解释模型，基于孔隙度解释模型得到渗透率的解释模型。

再通过不同地层的闭取心资料的含水饱和度与渗透率的关系，制作含水饱和度与渗透率的解释模型，进而通过含水饱和度的解释模型得到含油饱和度的解释模型；地层中含油饱和度＝100％-含水饱和度。

具体地，动态数据包括完井、油气历年油水产量、压力及井措施伴随时间变化的数据。

步骤5：如图11所示，对地层的原始地层压力、储层岩石、油气水的压缩系数、油气水密度、油气水粘度、油藏原始油水饱度、相渗数据和流体高压物性PTV数据采用预处理共轭梯度法计算，得出油藏含油饱和度场及压力分布场，完成对地层初步数值模拟模型进行初始化。

如图12至图14所示，然后对单井日产量、累计产量、含水率和压力变化数据分别进行动态历史拟合，进而得地层修正数值模拟模型，地层修正数值模拟模型得到不同时期储层剩余油分布状况，进而形成不同时期的剩余油分布的演变，取得与油藏实际生产动态一致的油藏参数，从而能够更加精确的对剩余油分布进行预测，通过对地层修正数值模拟模型的横纵方向上的剖切能够得低渗储层剩余油分布状况，为后期的生产提供参考，能够提高模型预测结果可信程度。

根据上述研究方法得到的储层剩余油的分布状态，在油田区块内进行加密井位36口，井网加密调整后新增可采储量16.51×10⁴t，提高水驱采收率2.81％，大大提高了区块开发效果。

Claims (6)

1.一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：选取标准井对目的地层进行初次划分和对比，建立等时地层格架；

步骤2：根据等时地层格架建立多个贯穿整个研究区老井的对比骨架剖面，通过对比骨架剖面进行地层划分的闭合对比，然后对研究区的其他钻遇井进行层序地层的划分；

步骤3：选取取心井的岩心并通过岩心的沉积岩石学标志和沉积构造特征对地层进行沉积微相划分；然后确定目的层不同微相的测井曲线特征，建立单井沉积微相划分；根据单井沉积微相划分建立对比骨架剖面的微相分布；根据对比骨架剖面上的微相分布建立不同分层的微相分布；

步骤4：通过步骤2得到的研究区层序地层的划分数据和步骤3得到的不同分层的微相分布建立地层三维地质模型，将测井二次解释的孔隙度、渗透率和含油饱和度以及动态数据归位到单井中并加载入地层三维地质模型中后进行粗化，得地层初步数值模拟模型；

步骤4中，所述地层三维地质模型的建立过程为首先建立地层的三维构造模型，然后将不同分层的微相分布加载入三维构造模型；

建立地层的三维构造模型过程具体为：

由各个单井坐标数据、井轨迹数据、补心海拔数据以及对比划分的分层数据建立地层的叠合层面模型，结合分层的砂体厚度等值图建立隔夹层厚度和砂层厚度层面模型并内插，然后在叠合层面模型中加载入地震解释构造面和地震解释断层数据建立地层的三维构造模型；

测井二次解释的孔隙度为通过岩心分析孔隙度和孔隙度系列测井数据的相关关系优选而来，具体的是从岩心分析孔隙度-声波时差交汇图、岩心分析孔隙度-密度交汇图和岩心分析孔隙度-中子孔隙度交汇图优选得到孔隙度解释模型；然后根据岩心分析的数据制作不同小层的孔隙度和渗透率的分布图版，得到渗透率-孔隙度的解释模型，基于孔隙度解释模型得到渗透率的解释模型；

步骤5：对地层初步数值模拟模型进行初始化处理后进行动态历史拟合，得地层修正数值模拟模型；通过地层修正数值模拟模型得加密调整区低渗储层剩余油分布状况；

步骤5中，所述初始化处理具体为：

对地层的原始地层压力、储层岩石、油气水的压缩系数、油气水密度、油气水粘度、油藏原始油水饱和度、相渗数据和流体高压物性PTV数据采用预处理共轭梯度法计算，得出油藏含油饱和度场及压力分布场；

所述动态历史拟合的数据包括单井日产量、累计产量、含水率和压力变化数据。

2.根据权利要求1所述的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，步骤1中，所述标准井为平面上分布均匀、钻探深度大、层位全和测井曲线形态特征相对明显的井。

3.根据权利要求1所述的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，步骤2中所述对比骨架剖面包括多个垂直于物源方向的剖面和平行于物源方向的剖面。

4.根据权利要求1所述的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，步骤3中，沉积岩石学标志包括岩心的岩石颜色和岩心的碎屑组分特征及填隙物组成特征；

沉积构造特征包括岩心沉积物粒度分布结构特征和岩心层面构造特征。

5.根据权利要求1所述的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，步骤4中，所述动态数据包括完井、油气历年油水产量、压力及井措施伴随时间变化的数据。

6.根据权利要求1所述的一种确定加密调整区低渗储层剩余油分布状况的方法，其特征在于，步骤4中，所述粗化具体为：

对地层的净毛比和孔隙度采用体积加权算术平均方法进行粗化；对地层的渗透率采用全张量方法进行粗化。