深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置与流程

1.本发明涉及碳酸盐岩断溶体油藏开发技术领域，具体地说，涉及一种深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置。


背景技术：

2.根据统计，低效无效井组数量在逐年增加，截至2019年底，塔河油田现有436个注采井组中，按照吨油耗水率大于15计算，已经有84个井组属于低效注采井组，其中断溶体类型的44个占据52.3％，急需强化对断溶体油藏注采井组的治理。生产现场实践表明，低效井组治理的方法包括调流道、调流势、注气、上返、侧钻、靶向酸压、钻加密井等，受到低油价的影响，应该尽可能地选择效果好、费用低、易操作的方法。
3.现有技术一种基于流体势场的剩余油表征方法及装置(cn104881522a)根据油水两相流体渗流数学模型获取开发流体势中各参数的取值；建立了油藏的实际流体势场的分布模型；根据所述实际流体势场的分布模型分析流体势场的高势区与低势区的分布，实现剩余油的表征。
4.现有技术非均质输导层内部优势通道的模拟方法及系统(cn104899383a)给出了一种非均质输导层内部优势通道的模拟方法及系统，能够快速的计算出成藏过程中输导层内通往圈闭的优势通道，而并非简单的选取一条差值最大的路径，优选出目前资料条件下最可能的路径，方式本身相对而言比基于流体势及流迹模拟的效果从实现角度上更为接近现实条件。
5.现有技术油气运聚范围的预测方法及装置(cn104021296a)公开了一种油气运聚范围的预测方法及装置，其中方法包括：根据地质分层、地质录井和地层压力测试资料获得研究区的盖层底面形态数据、储层砂体分布数据和水动力数据，对数据进行归一化处理后确定各类数据的权系数，计算研究区的正规化流体势，根据所述正规化流体势，预测所述研究区的油气运聚范围。
6.现有技术一种基于角点网格的高精度油气运移模拟方法(cn106846470a)通过建立基于角点网格的三维参数空间地质模型，形成一个与自然油气系统相匹配的巨型复杂开放式系统，并在此基础上形成盆地系统和油气系统的反馈控制机制，通过提取排烃数据，计算排烃对生烃模拟的影响；在油气可运移的条件下动态计算油气的运移速度、方向和运移量，最终达到油气运移的相对平衡。可以看出，目前国内外尚未有关裂缝动态识别的专利公开发布。
7.现有技术油势场模拟方法及装置(cn111027780a)提供了一种油势场模拟方法及装置，该方法首先确定目标地质体中断层与烃源岩的接触线；并根据该烃源岩的单位质量总有机碳的生烃量、各岩性的该岩石密度和该有机质丰度，计算该接触线上各点的油势；进而计算该烃源岩的可生油量；再根据原油的密度、岩性的分布数据、各岩性的排驱压力、以及断层的分布数据，确定该目标地质体中的有效储集体；进而计算该目标地质体的可储油量；判断可储油量是否大于可生油量；如果是按预设油气运移规则，确定该有效储集体的实
际含油量，再计算该有效储集体的油势；根据该接触线上各点的油势和该有效储集体的油势，模拟该目标地质体的油势场。
8.现有技术一种油气储层充注势能的确定方法(cn107701178a)涉及油气田勘探技术领域内的一种油气储层充注势能的确定方法，其先建立储层势能求取模型，然后建立流体势求取模型，再建立源储压差求取模型，随后计算储层充注势能指数求，最后利用求得的储层充注势能指数判断油藏可能性，其中储层充注势能指数大于1的能够形成较好的油气充注，数值越大表明油气的充注能力越强，形成油藏的可能性越高，而指数小于1的则表明油气充注能力不足，成藏的可能性小。其能够更全面描述油气充注进入储层的能力，为油气藏预测奠定基础。
9.可以看出，现有技术中并没有涉及深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整的相关技术内容，对于以上情况，本发明提供了一种深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置。


技术实现要素：

10.为解决上述问题，本发明提供了一种深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法，所述方法包含：
11.连通程度计算步骤：明确底水位置和油井射孔位置，对传导率和连通体积初始值进行设定后，通过生产历史拟合，计算得到待分析井组不同生产时刻的连通程度结果；
12.水源确定与流势计算步骤：依据所述连通程度结果中的传导率确定调整方式，其中，所述调整方式包含流道调整以及流势调整；
13.优化与调整步骤：根据等势线以及含水等值线分布图，以累产油体积最大化为约束条件，实时计算注水井与采油井工作制度，以确定实时调整方案，预测所述待分析井组治理效果。
14.根据本发明的一个实施例，所述方法包含：
15.资料收集与分析步骤：选取断溶体油藏地质背景的注采井组作为备选井组，收集所述备选井组的生产动态数据和地震数据，祛除异常数据点后得到历史生产数据。
16.根据本发明的一个实施例，所述方法包含：
17.静态连通分析步骤：基于所述历史生产数据中的地震数据开展所述备选井组的储集体雕刻，分析储集体间的静态连通性，得到所述静态连通性分析结果。
18.根据本发明的一个实施例，所述方法包含：
19.井组确定步骤：基于所述历史生产数据中的生产动态数据开展所述备选井组的生产动态分析，确定所述备选井组是否连通，删除不连通的井号，确定所述待分析井组。
20.根据本发明的一个实施例，所述方法包含：
21.基于所述静态连通性分析结果，分析储集体与底水的沟通情况，确定主要连通的油水井、明确可能的主要来水方向、确定来水主要是底水或注入水或两者都有。
22.根据本发明的一个实施例，所述连通程度结果包括但不限于：注水井与采油井之间、采油井与底水之间的传导率以及连通体积。
23.根据本发明的一个实施例，所述水源确定与流势计算步骤包含：
24.按照传导率大小，确定主要连通的油水井，明确含水来源是底水还是注入水，对与
底水连通的井组以流道调整为主，对注采井连通的以流势调整为主；
25.进行流道调整时，在井底附近注入预设体积的流道调整体系，堵塞储集体与底水之间的连通裂缝，实现流道调整；
26.进行流势调整时，计算井组的流势分布，画出等势线，与注水井连通的油井，根据流势分布，调整连通井组中各井的产量，达到调整井组流势和油水分布，提高油井产量的目的。
27.根据本发明的一个实施例，所述优化与调整步骤包含：
28.以井间和底水间连通程度作为控制变量，油水井的产量和压力作为自变量，将物质平衡方程和开发指标进行迭代计算，获得不同开发时间井组开发指标和流势场分布。
29.根据本发明的另一个方面，还提供了一种存储介质，其包含用于执行如上任一项所述的方法步骤的一系列指令。
30.根据本发明的另一个方面，还提供了一种深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整装置，执行如上任一项所述的方法，所述装置包含：
31.连通程度计算模块：其用于明确底水位置和油井射孔位置，对传导率和连通体积初始值进行设定后，通过生产历史拟合，计算得到待分析井组不同生产时刻的连通程度结果；
32.水源确定与流势计算模块：其用于依据所述连通程度结果中的传导率确定调整方式，其中，所述调整方式包含流道调整以及流势调整；
33.优化与调整模块：其用于根据等势线以及含水等值线分布图，以累产油体积最大化为约束条件，实时计算注水井与采油井工作制度，以确定实时调整方案，预测所述待分析井组治理效果。
34.本发明提供的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置利用注采井组的生产动态数据，经过精细历史拟合，定量化计算井间连通程度、流势和水淹程度分布，基于此，提出流势调整和井组治理方向。经过注采参数实时优化，确定注水量和采液量，形成注采井组的流势调整和治理方案，实现了断溶体油藏注采井组差异化、定量化的治理，为断溶体油藏油井水淹治理和增油降水提供方法。
35.本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
36.附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
37.图1显示了根据本发明的一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法流程图；
38.图2显示了根据本发明的另一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法流程图；
39.图3显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组综合开发曲线图；
40.图4显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组储集体雕刻结果图；
41.图5显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组裂缝追踪和识别结果图；
42.图6显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组井间传导率计算结果图；
43.图7显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组井间连通体积计算结果图；
44.图8显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组当前流势分布图；
45.图9显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组当前水淹程度分布图；
46.图10显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组流势第一阶段调整方案及实施效果图；
47.图11显示了根据本发明的一个实施例的th12120井组流势第二、第三阶段调整方案及实施效果图；
48.图12显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组综合开发曲线图；
49.图13显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组储集体雕刻和裂缝追踪结果图；
50.图14显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组井间连通程度计算结果图；
51.图15显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组当前流势分布图；
52.图16显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组当前水淹程度分布图；
53.图17显示了根据本发明的一个实施例的th12437x井组流势第一、第二阶段调整方案及实施效果图；以及
54.图18显示了根据本发明的一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整装置结构框图。
具体实施方式
55.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本发明实施例作进一步地详细。
56.深层断溶体油藏是塔河外围和顺北等塔里木盆地北缘主力油气藏类型之一，储集体发育主要受到断裂控制，其中坍塌形成少量溶洞、坍塌岩块组成一部分角砾缝及断裂破碎带大量的构造裂缝是最主要三种储集空间。由于裂缝与断裂之间的服从关系，裂缝的发育受控于断裂发育规律，其走向与断裂走向基本一致，裂缝不仅作为碳酸盐岩油气藏的流动通道，也是主要的储集空间类型之一(鲁新便，胡文革，汪彦，等，塔河地区碳酸盐岩断溶体油藏特征与开发实践[j]，石油与天然气地质，2015，36(3)：347-09)。
[0057]
断溶体油藏研究结果表明，在油藏深部发育大量的垂直裂缝，这些垂直裂缝与底水沟通，由于底水能量高体积大，沿着高角度裂缝水窜严重，造成油井快速见水，直接影响了断溶体油藏开发效果(唐海，何娟，荣元帅，李小波，塔河断溶体油藏典型断溶体注水驱替规律及剩余油分布特征[j]，油气地质与采收率，2018，25(3):95-06)。
[0058]
在断溶体油藏开发的中后期，为了保持地层能量，需要将部分开发效果差、高含水油井转注，这样就产生了注水沿横向裂缝向油井指进的情况(刘宝增，漆立新，李宗杰，等，顺北地区超深层断溶体储层空间雕刻及量化描述技术[j].石油学报，2020，40(4):412-09)。随着断溶体油藏开发进行，底水和注入水优先沿着一定的通道流动，驱替通道周围的原油。随着油井见水，通道中的原油被置换成流动阻力更小的地层水或注入水，这时的通道被称为水流通道，之后与水流通道连通的原油很难被继续驱动，形成高导流通道屏蔽的剩
余油，后续水就会注进多少就流出去多少，至此井组注水就称为失效或低效注水井组。可以说，控制和治理裂缝水的流动就控制了整个断溶体油藏开发效果，有效地降低裂缝中的水窜程度是断溶体油藏注采井组治理的核心技术。
[0059]
采用一定的调整措施就可以增加后续注水对原油的驱动程度，改善井组的注水效果，这个过程被称为低效井组治理。根据统计，低效无效井组数量在逐年增加，截至2019年底，塔河油田现有436个注采井组中，按照吨油耗水率大于15计算，已经有84个井组属于低效注采井组，其中断溶体类型的44个占据52.3％，急需强化对断溶体油藏注采井组的治理。生产现场实践表明，低效井组治理的方法包括调流道、调流势、注气、上返、侧钻、靶向酸压、钻加密井等，受到低油价的影响，应该尽可能地选择效果好、费用低、易操作的方法。从生产和科研分析可以看出，基于水动力学的流势调整方法是碳酸盐岩断溶体油藏注采井组治理的最有效的方法之一(刘劲歌，樊洪海，冯德永，等.一种三维地层流体势的计算方法及其应用[j].油气地质与采收率，2014，21(3):41-04)。水动力学方法的调流势它就完全具有这样的优势，目前每年在塔河缝洞型油藏井组治理中调流势占据38％的工作量，而且逐年增加，现在每年完成26个低效井组调流势的工作，年累计增油4.55万吨，效果明显。
[0060]
流势(又称为流体势)就是流体流动能量的总和，因此流势调整就是从能量角度实现油藏能量的均衡化。因此严格说来流势调整应该包括物理和化学两大类方法，包括常规的注水、注气、注聚合物等方法，本专利涉及到基于水动力学方法的调流势措施。其中调流势方法是基于水动力学的方法，就是根据最优控制计算结果，通过对油水井工作制度的改变，实现地层中流势的均衡化，同时提高油井产量，降低水井注水量，达到经济有效开发。然而，现有的流势计算和调整是一个很大的难题，特别是底水发育的断溶体油藏，开发时间短、经验少，而且由于断溶体油藏独特的地质特征，油水沿着纵向流动能力明显高于其他方向，强大的底水能量和高角度裂缝发育，这些都后产生巨大的开发风险，表现在油井一旦见水，开发效果急剧变差。根据现场统计，至此油藏开发的采收率多数在10％左右，油藏中水体与采油井组之间存在着明显水流通道和大量的剩余油，这些剩余油的挖潜是注采井组治理的物质基础。
[0061]
按照现场操作经验，现在调流势的实施一般经过选井和优化两个阶段，其中流势分布、剩余油分布、规模丰度是主要因素，这些指标一般只有经过地质建模和数值模拟计算才能得到，这就需要长时间的拟合、动态分析等，因此制约了缝洞油藏调流势技术的应用和推广。从生产过程看，油井与底水、油井与水井之间的连通性对油水运动规律、含水上升规律、水驱采收率等是制约性的因素，所以依靠油井与天然水体和人工水体间的连通程度，在井组历史拟合基础上，计算流势分布与含水分布的差异性。依据流势和含水分布情况，可以定性开展流势调整；利用生产优化方法进一步定量调整油水井工作制度，在油水井间流势均衡调整的同时，调整油水流动方向和流动程度，达到增油的效果。这样既降低了地质建模和数值模拟计算的工作量，又可以实时调整油水井的工作制度，为塔河油田断溶体油藏注采井组治理提供可实施的方案。
[0062]
20世纪40～50年代，m.k.hubbert用流势(又称为流体势)概念阐述了地下流体(油、气、水)的运动规律(hubbert m k.entrapment of petroleum under hydrodynamic conditions[j].aapg bulletin，1953，37(8)：1 954-2 026)。将单位质量流体具有的机械能量(φ)定义为流体的势。在油藏注水开发过程中，流势能由位能、压能、动能及界面能构
成，是流体在油藏内部受力作用的结果。位能由流体位置决定，油藏内部各点高程存在差异，使各点位能存在差异，同时流体运移过程中位置变化导致其位能发生变化。压能是压力作用在流体上引起的能量，压力包括油藏静压力及外部供给压力，油藏内部各点处流体压能存在差异，使流体发生运动。动能是流体在流动过程中所具有的能量，动能的形成是各种力综合作用的结果，油藏内部各点流体所受作用力不均，使流体动能存在差异。界面能是毛细管力及黏滞力作用在流体上的结果，界面能大小取决于界面张力、孔喉半径及润湿性等储层性质，油藏内部储层存在非均质性特征，使油藏内部流体所具有的界面能存在差异，界面能场分布的差异性控制了流体在油藏中的流动。
[0063]
w.k.england将流势定义为从基准点传递单位体积流体到研究点(地下地层环境)必须做的功(zawisza l，wojna e dylag，smulski r.hydrodynamic conditionsof hydrocarbon migration and accumulation exemplified by the pomorsko，czerwiensk，and zarnowiec oil fields，poland[r].iptc10925，2005)。或者说，相对于基准面，单位体积流体具有的总势能。影响地层孔隙流体总势能的主要因素是重力、弹性力、表面张力3种作用力。若基准面取在地下某一深度时，m.k.hubbert的流势表达式为：
[0064][0065]
w.k.england的流势表达式则为：
[0066][0067]
式中：φ为流势(j)，g为重力加速度(m/s2)，z为地层中某点a到基准面的距离(m)，p为地层流体压力(pa)，po为基准面的地层流体压力(pa)，ρ(p)为流体密度随压力变化的函数(kg/m3)，q为地层流体速度(m/s)，σ为界面张力(n/m)；θ为润湿角，r为a点处岩石孔隙毛细管半径(m)。
[0068]
从流势组成和计算公式可以看出，流势大小主要受到地层压力影响，而地层压力与储层埋藏深度是线性关系，按照常规的油藏参数计算得到表面能的范围为10-1
～10-3
kj之间，按照日产100吨产量计算，动能项的范围在102～103kj之间，对地层深度在5000米以上的油藏势能大小在106～108kj，因此可以忽视界面能和动能，直接用势能或压能代替流势进行计算、分析和调整。这样如何快速计算油藏中流势大小分布的问题就转换为地层压力分布的计算，依照流势分布和流体分布，通过流势调整，保证油气开发中实现均衡受效是计算流势的难点。
[0069]
从流势组成看，流势计算牵涉到很多参数，计算困难，目前常见的计算方法包括数值模拟方法和解析解方法，由于数值模拟方法需要建立地质模型，因此计算精度高、耗时长、不易推广。在进行流势调整和优化中，这个问题更加严重，因为生产优化需要多次调用地质模型和数值模拟计算结果。解析求解方法是基于物质平衡原理建立流动数学物理方程，并进行解析求解，这种方法速度快，因为因素众多，数学模型常常由于建模可能，无法快速求解，严重影响了应用和推广。因此急需寻找一种介于数值模拟和油藏过程方法之间的方法，兼顾两者的优点，提高应用效果。
[0070]
现有技术水驱开发多层油藏井间连通性反演模型(赵辉，康志江，孙海涛,等.水驱开发多层油藏井间连通性反演模型[j].石油与天然气地质，2016,43(1)：99-08)基于流管
方法建立了井间连通性的计算方法，能够实时获得不同开发阶段的井间连通性。但是以上现有技术并未涉及到深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整。
[0071]
基于现有技术的现状，本发明利用生产动态数据，经过生产历史拟合，开展油井与水体间的连通性计算，得到流势分布，将流势与和含水分布进行分析，利用优化方法，提出井组的流势调整意见，确定合理的流势调整和井组治理方案，为低效注水井组织里提供依据。
[0072]
图1显示了根据本发明的一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法流程图。
[0073]
如图1所示，步骤s101为连通程度计算步骤：明确底水位置和油井射孔位置，对传导率和连通体积初始值进行设定后，通过生产历史拟合，计算得到待分析井组不同生产时刻的连通程度结果。
[0074]
在一个实施例中，按照油藏实际钻完井和试油试采结果，明确底水位置和油井射孔位置，对于试油试采阶段产水率大于预设值(例如20％)的井，井底位置设定为底水位置；对试采产水率小于预设值(例如20％)的井，按照邻井的进山深度及产水情况设置。
[0075]
在一个实施例中，传导率和连通体积初始值按照经验设置，其大小不影响后续的计算结果，只影响计算迭代次数。
[0076]
在一个实施例中，连通程度结果包括但不限于：注水井与采油井之间、采油井与底水之间的传导率以及连通体积。具体来说，根据物质平衡原理，利用生产动态数据，建立连通程度与生产数据关联方程，对方程求解得到不同开发阶段井、底水间的连通程度。
[0077]
在一个实施例中，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法还包含资料收集与分析步骤：选取断溶体油藏地质背景的注采井组作为备选井组，收集备选井组的生产动态数据和地震数据，祛除异常数据点后得到历史生产数据。具体来说，祛除异常数据点主要是生产动态数据中短时间内突然变动的数据，这种情况可能是人为误差，应该祛除。
[0078]
在一个实施例中，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法还包含静态连通分析步骤：基于历史生产数据中的地震数据开展备选井组的储集体雕刻，分析储集体间的静态连通性，得到静态连通性分析结果。具体来说，静态连通性分析结果主要说明是否连通，是裂缝还是溶洞连通。
[0079]
在一个实施例中，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法还包含井组确定步骤：基于历史生产数据中的生产动态数据开展备选井组的生产动态分析，确定备选井组是否连通，删除不连通的井号，确定待分析井组。具体来说，确定备选井组是否连通包括含水、产量、压力变化曲线分析油井之间、油水井之间是否连通。
[0080]
在一个实施例中，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法还包含基于静态连通性分析结果，分析储集体与底水的沟通情况，确定主要连通的油水井、明确可能的主要来水方向、确定来水主要是底水或注入水或两者都有。
[0081]
另外，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法还包含来水量计算步骤：基于经过归一化处理得到的连通程度结果，结合来水量计算模型计算得到来水量。
[0082]
在一个实施例中，经过归一化处理得到无因次的传导率a
ijz
和连通体积t
ijz
，其中i为注水井，j为采油井，z为底水。例如第一口井和第7口井间的连通程度计为a
1-7
和t
1-7
，与底水连通程度分别为a
1z
，a
7z
和t
1z
，t
7z
。
[0083]
在一个实施例中，来水量计算模型包含以下公式：
[0084]qin
＝q
out
*a
ijz
*t
ijz
[0085]
其中，q
in
表示来水量，q
out
表示阶段累产液体积，a
ijz
表示传导率，t
ijz
表示连通体积，i表示注水井，j表示采油井，z表示底水。
[0086]
如图1所示，步骤s102为水源确定与流势计算步骤：依据连通程度结果中的传导率确定调整方式，其中，调整方式包含流道调整以及流势调整。
[0087]
在一个实施例中，水源确定与流势计算步骤包含步骤s1021、步骤s1022以及步骤s1023，具体来说：
[0088]
步骤s1021、按照传导率大小，确定主要连通的油水井，明确含水来源是底水还是注入水，对与底水连通的井组以流道调整为主，对注采井连通的以流势调整为主。具体来说，根据连通程度计算结果中的传导率计算结果表格，按照传导率从大至小的顺序，确定主要连通的油水井，明确含水来源是底水还是注入水。
[0089]
步骤s1022、进行流道调整时，在井底附近注入预设体积的流道调整体系，堵塞储集体与底水之间的连通裂缝，实现流道调整。具体来说，由于底水体积大，通过调整流势不易操作且效果不好，通过在井底附近注入一定体积的流道调整体系，堵塞储集体与底水之间的连通裂缝，实现流道调整。
[0090]
步骤s1023、进行流势调整时，计算井组的流势分布，画出等势线，与注水井连通的油井，根据流势分布，调整连通井组中各井的产量，达到调整井组流势和油水分布，提高油井产量的目的。具体来说，与注水井连通的油井，可以简单地根据流势分布，调整连通井组中各井的产量，达到调整井组流势和油水分布，提高油井产量的目的。
[0091]
如图1所示，步骤s103为优化与调整步骤：根据等势线以及含水等值线分布图，以累产油体积最大化为约束条件，实时计算注水井与采油井工作制度，以确定实时调整方案，预测待分析井组治理效果。
[0092]
在一个实施例中，优化与调整步骤包含：以井间和底水间连通程度作为控制变量，油水井的产量和压力作为自变量，将物质平衡方程和开发指标进行迭代计算，获得不同开发时间井组开发指标和流势场分布。
[0093]
图2显示了根据本发明的另一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法流程图。
[0094]
如图2所示，首先基于缝洞单元生产数据以及缝洞单元单元地震数据进行注采井组间连通性定性分析。
[0095]
如图2所示，然后，判断注采井组是否连通，如果不连通，则不作处理；如果连通，则设置井间连通程度初始值，进行迭代计算，在满足拟合精度后计算得到连通程度结果。连通程度结果包含传导率以及连通体积。
[0096]
如图2所示，之后，基于连通程度结果进行流势场分布分析以及水淹程度分布分析，对井组进行生产优化，分别制定对于油井的调整方案以及对于水井的调整方案，综合得到井组流势调整方案。水淹程度用含水等值线作为相似的指标也可以用连通程度追踪饱和度场，作为水淹程度分析的基础。
[0097]
如图2所示，最后，对井组流势调整方案进行实施并实时跟踪，在发现问题时实时调整。
[0098]
综上，本发明以流势均衡调整达到增油降水为目标，利用注采井组的生产动态数据，经过精细历史拟合，定量化计算井组中井间连通程度；之后，将井间连通程度计算结果作为控制变量，计算流势分布计算，分析井间流势差异与水淹程度关系，定性提出流势调整和井组治理意见；最后，开展注采参数实时优化，精确地确定油水井工作制度，提交注采井组的流势调整和治理方案，实现了断溶体油藏注采井组差异化、定量化的治理，为断溶体油藏油井水淹治理提供依据。
[0099]
本发明提供的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置还可以配合一种计算机可读取的存储介质，存储介质上存储有计算机程序，执行计算机程序以运行深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法。计算机程序能够运行计算机指令，计算机指令包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。
[0100]
计算机可读取的存储介质可以包括：能够携带计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(rom，read-only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。
[0101]
需要说明的是，计算机可读取的存储介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读取的存储介质不包括电载波信号和电信信号。
[0102]
实施例a：th12120井组流势调整与治理
[0103]
该井处于塔河油田十二区，属于断溶体地质背景一个注采井组，该井组共有5口井，井区储集体连片性较好，存在连通可能，th12120井组雕刻(如图4)储量规模达到85.13万吨，井组累产油36.18万吨，采出程度35.5％，目前日均产油39.2吨，断续注水开发，井组综合含水73.6％。井组的综合开发曲线见图3。图5显示了th12120井组裂缝追踪和识别结果图，图6显示了th12120井组井间传导率计算结果图，图7显示了th12120井组井间连通体积计算结果图。
[0104]
图8-图9显示了th12120井组当前流势分布图以及当前水淹程度分布图。th12120井组调流势在2020年2月10日第一轮方案实施基础上，累计增油514吨，效果明显(如图10)；之后于2020年4月14日开始实施第二轮方案，th12120井组在第一轮提液后基础上，井组流势调整井由th12199改变为th12121井，累计增油172吨，效果一般；之后将流势调整井由th12121调整为th12116井，实施第三轮流势调整和治理，截至2020年7月10日，累计增油711吨，效果明显(如图11)。三轮流势调整后累计增油1397吨，收益177.8万元，投入几乎为0，采油厂建议延长半个月后，视流势变化改第四轮治理方案。
[0105]
实施例b：th12437x井组流势调整与治理
[0106]
th12437x井组隶属于th12402单元，位于十二区西北部，目的层位奥陶系，井组整体位于断控岩溶背景。截止2020年4月底，th12437x注采井组开油井3口，注水井0口，日油52.1吨/天，井组综合含水69.3％。图12显示了th12437x井组综合开发曲线图。图13显示了th12437x井组储集体雕刻和裂缝追踪结果图。图14显示了th12437x井组井间连通程度计算结果图。
[0107]
图15-图16显示了th12437x井组当前流势分布图以及当前水淹程度分布图。2020
年3月21日实施第一阶段方案，日产40.8t增加到49.6t，第一阶段累计增油267.2t；第二阶段实施后至7月15日，日产油增加到61.6t，该阶段累计增油1769.6t，两个阶段合计增油量2036.8t，效果非常明显(如图17)。
[0108]
综上，截至2020年6月20日，本发明在塔河油田断溶体油藏12个缝洞单元48个注采井组开展了应用，以井组流势均衡化和累产油最大化为约束，得到井组实时调整和治理方案，经过采油厂对调整和治理方案的实施，累计增加原油5.32万吨，累计减少产水量16.8万吨，减少累计注水量6.4万方，井组治理的有效率率高达85.7％以上，具有较高应用价值和应用效果。
[0109]
图18显示了根据本发明的一个实施例的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整装置结构框图。
[0110]
如图18所示，深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整装置1800包含连通程度计算模块1801、水源确定与流势计算模块1802以及优化与调整模块1803。
[0111]
连通程度计算模块1801用于明确底水位置和油井射孔位置，对传导率和连通体积初始值进行设定后，通过生产历史拟合，计算得到待分析井组不同生产时刻的连通程度结果。
[0112]
水源确定与流势计算模块1802用于依据连通程度结果中的传导率确定调整方式，其中，调整方式包含流道调整以及流势调整。
[0113]
优化与调整模块1803用于根据等势线以及含水等值线分布图，以累产油体积最大化为约束条件，实时计算注水井与采油井工作制度，以确定实时调整方案，预测待分析井组治理效果。
[0114]
综上，本发明提供的深层断溶体油藏低效注采井组流势定量调整方法及装置利用注采井组的生产动态数据，经过精细历史拟合，定量化计算井间连通程度、流势和水淹程度分布，基于此，提出流势调整和井组治理方向。经过注采参数实时优化，确定注水量和采液量，形成注采井组的流势调整和治理方案，实现了断溶体油藏注采井组差异化、定量化的治理，为断溶体油藏油井水淹治理和增油降水提供方法。
[0115]
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
[0116]
在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上；术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”、“前端”、“后端”、“头部”、“尾部”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
[0117]
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0118]
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构
或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
[0119]
本发明的实施例是为了示例和描述起见而给出的，而并不是无遗漏的或者将本发明限于所公开的形式。很多修改和变化对于本领域的普通技术人员而言是显而易见的。选择和描述实施例是为了更好说明本发明的原理和实际应用，并且使本领域的普通技术人员能够理解本发明从而设计适于特定用途的带有各种修改的各种实施例。
[0120]
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。