一种碳酸盐岩水平井流动单元划分方法

摘要

本发明公开了一种碳酸盐岩水平井流动单元划分方法，该碳酸盐岩水平井流动单元划分方法包括以下步骤：井间连通关系判断；泄油面积确定；储集体特征认识；数值试井模型建立与验证；能够精确划分流动单元，对于井矿的生产开发管理以及后期挖潜具有十分重要的意义。本发明可针对碳酸盐岩储层非均质性等复杂地质特征，确保开发井钻遇未动用流动单元，可节约大量资金，提高经济效益。本发明的碳酸盐岩水平井流动单元划分方法，能够精确划分流动单元，对于井矿的生产开发管理以及后期挖潜具有十分重要的意义。

说明书

技术领域

本发明属于碳酸盐岩油气藏开发技术领域，尤其涉及一种碳酸盐岩水平井 流动单元划分方法。

背景技术

流动单元是具有相同渗流特征，在生产中可作为一个相对独立开发的储层 单元，位于同一流动单元内的井具有相同的沉积年代和沉积环境，相对一致的 压力降落或压力变化趋势，并具有相同或相似的生产变化特征，且开发生产中 具有井间干扰现象。因此，精确划分流动单元，明确流动单元受控于单井或者 连通井组对于生产开发管理以及后期挖潜具有十分重要的意义。

发明内容

本发明实施例的目的在于提供一种碳酸盐岩水平井流动单元划分方法，旨 在为井矿的生产开发管理以及后期挖潜提供指导。

本发明实施例是这样实现的，一种碳酸盐岩水平井流动单元划分方法，该 碳酸盐岩水平井流动单元划分方法包括以下步骤：

步骤一、选择相邻的两口井，井间连通关系判断；

步骤二、在水平井中下入压力计，测量压力恢复资料；获取压力恢复资料 后，采用不关井试井方法，选取与单个水平井或者连通井组的构造位置、储层 分布范围相符的边界模型计算泄油面积；

步骤三、结合地震反射特征与储层分布范围，在泄油面积内确定单个或者 多个储集体的具体位置；根据单个水平井或者连通井组不同时期PVT取样资料 和油气水化验资料，分析油气水等流体的性质随时间的变化情况，确定各储集 体的流体性质；

步骤四、选用第二步中压力恢复资料，运用Saphir软件中数值试井模块， 建立如下单个水平井或者连通井组的数值试井模型；采用PEBI网格与数值求 解技术，调试泄油面积内各储集体流度比和分散比的数值，直至所建数值试井 模型的压力拟合曲线与实测曲线相似度高，相关系数达到设计要求，各区域解 释的渗透率数量级符合地质特征，则判断单个水平井或者连通井组的流动单元 边界划分合理；反之所建数值试井模型的压力拟合曲线与实测曲线相似度低， 相关系数没有达到设计要求，则需重新开展工作，直至所建数值试井模型的压 力拟合曲线与实测曲线的相关系数达到设计要求为止。

进一步，在步骤一中，井间连通关系判断的方法包括两种方法：

方法一，做干扰试井测试判断相邻井间的连通性，在干扰试井测试中，激 动井发出激动信号，如果在观测井监测到激动井发出的信号则判断两口井连通， 反之则判断不连通；方法二，做示踪剂测试判断相邻井间的连通性，在注水井 中加入示踪剂，如果在观测井中检测出加入的示踪剂则判断两口井连通，反之 则判断不连通。

进一步，如果判断两口井是不连通的，则划分单个水平井流动单元边界， 反之则划分连通井组的流动单元边界。

进一步，在步骤三中，确定单个水平井或者连通井组控制的储集体个数； 通过实时监测单个水平井或者连通井组的生产过程，分析油气随时间的递减规 律，如果油气随时间的递减规律呈双指数递减则判断有多个储集体参与供液， 如果油气随时间的递减规律呈单指数递减则判断是单个储集体参与供液。

进一步，在步骤四中，数值试井模型包括：加载各井全程压力、产量数据， 以中泄油面积作为外围边界，泄油面积内各储集体作为独立的渗流变化区，并 以工区内厚度和孔隙度的加权平均值予以赋值。

本发明提供的碳酸盐岩水平井流动单元划分方法，采用井间连通关系判断； 泄油面积确定；储集体特征认识；数值试井模型建立与验证；能够精确划分流 动单元，对于井矿的生产开发管理以及后期挖潜具有十分重要的意义。本发明 可针对碳酸盐岩储层非均质性等复杂地质特征，确保开发井钻遇未动用流动单 元，可节约大量资金，提高经济效益。

附图说明

图1是本发明实施例提供的碳酸盐岩水平井流动单元划分方法流程图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例， 对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以 解释本发明，并不用于限定本发明。

下面结合附图及具体实施例对本发明的应用原理作进一步描述。

如图1所示，本发明实施例的碳酸盐岩水平井流动单元划分方法包括以下 步骤：

S101：井间连通关系判断；

S102：泄油面积确定；

S103：储集体特征认识；

S104：数值试井模型建立与验证。

本发明的具体步骤为：

第一步，判断相邻井间的连通性；具体方法为：

选取相邻的两口井；

方法一，做干扰试井测试判断相邻井间的连通性。在干扰试井测试中，激 动井发出激动信号，如果在观测井监测到激动井发出的信号则判断两口井连通， 反之则判断不连通；方法二，做示踪剂测试判断相邻井间的连通性。在注水井 中加入示踪剂，如果在观测井中检测出加入的示踪剂则判断两口井连通，反之 则判断不连通；

如果判断两口井是不连通的，则划分单个水平井流动单元边界，反之则划 分连通井组的流动单元边界；

第二步，计算水平井泄油面积；

在水平井中下入压力计，测量压力恢复资料；

获取压力恢复资料后，采用不关井试井方法，选取与单个水平井或者连通 井组的构造位置、储层分布范围相符的边界模型计算泄油面积；

第三步，确定水平井控制的储集体个数和流体性质；

第一步确定单个水平井或者连通井组控制的储集体个数。通过实时监测单 个水平井或者连通井组的生产过程，分析油气随时间的递减规律，如果油气随 时间的递减规律呈双指数递减则判断有多个储集体参与供液，如果油气随时间 的递减规律呈单指数递减则判断是单个储集体参与供液；

结合地震反射特征与储层分布范围，在泄油面积内确定单个或者多个储集 体的具体位置；

根据单个水平井或者连通井组不同时期PVT取样资料和油气水化验资料， 分析油气水等流体的性质随时间的变化情况，确定各储集体的流体性质。

第四步，建立数值试井模型，检验水平井流动单元边界的合理性；

选用第二步中压力恢复资料，运用Saphir软件中数值试井模块，建立如下 单个水平井或者连通井组的数值试井模型：加载各井全程压力、产量数据，以 第二步中泄油面积作为外围边界，泄油面积内各储集体作为独立的渗流变化区， 并以工区内厚度和孔隙度的加权平均值予以赋值；

采用PEBI网格与数值求解技术，调试泄油面积内各储集体流度比和分散 比的数值，直至所建数值试井模型的压力拟合曲线与实测曲线相似度高，相关 系数达到设计要求，各区域解释的渗透率数量级符合地质特征，则判断单个水 平井或者连通井组的流动单元边界划分合理；反之所建数值试井模型的压力拟 合曲线与实测曲线相似度低，相关系数没有达到设计要求，则需重新开展第一 步-第四步的工作，直至所建数值试井模型的压力拟合曲线与实测曲线的相关系 数达到设计要求为止。

下面结合具体实施例对本发明进行进一步详细说明：

截至2014年1月15日，塔中I区共有65口试采井，塔中26、62井区共 43口，占66％，针对塔中26、62井区进行已动用流动单元和未动用流动单元 划分。

1、井间连通关系判断：

表1常用方法对比

连通关系分析：

结合精度高的连通关系判断方法，对塔中26、62井区内井间的连通关系进 行了分析判断，主要包括新井的连通关系判断与老井的连通关系梳理。

(1)TZ26-2H、TZ243井组连通性判断

TZ26-2H井和TZ243井之间距离约900m。该井组进行过干扰试井测试， 测试内容如下：TZ26-2H井为激动井，依次进行回压试井(油嘴大小：4mm、 5mm、6mm、7mm)和压力恢复测试的激动，TZ243井为观测井，在生产制度 不变情况下监测井底的压力变化，在TZ26-2H井进行激动约455小时后，TZ243 井接收到干扰信号，且得到两组斜率不同的趋势线，分析认为此井组连通。

表2TZ26-2H和TZ243井地层压力对比表

TZ243与TZ26-2H分别于2007/7/7和2009/4/22投产，TZ26-2H初始底层 压力约为43MPa，初始地层压力系数约为0.99，地层明显亏空，判断两井连通。 综合以上分析判断TZ26-2H和TZ243井连通。

(2)TZ62-7H、TZ622井组连通性判断

TZ62-7H井和TZ622井之间距离约550m，储层预测图显示两井储层不连 片，连通可能性较小。结合同一时期同一海拔压力对比，两井压力相差较大， 可能不连通。

后期投产井TZ62-7H压力高于早期投产井TZ622，综合以上分析判断 TZ62-7H与TZ622不连通。

表3TZ622与TZ62-7H地层压力对比

(3)TZ622-H2、TZ62-6H井组连通性判断

TZ622-H2井和TZ62-6H井之间距离约920m，根据储层预测，两井储层连 片发育，分析认为存在连通可能。

两井的井底流压监测显示两井压降趋势相近，存在连通可能性；根据初始 地层压力数据，TZ622-H2井后投产，地层压力系数为0.84，存在明显的地层亏 空(如表4)，并且两井的流体性质变化相同(如表5)，综合判断TZ622-H2 与TZ62-6H连通。

表4TZ622-H2与TZ62-6H地层压力对比表

表5TZ622-H2与TZ62-6H地层流体性质对比表

(4)TZ62-1、TZ62-4H井组连通性判断

TZ62-1和TZ62-4H井相距约300m，储层预测图显示两井储层连片发育， 存在连通可能性，而TZ621井与邻井TZ62-4H相距1300m，且储层预测图显示 两井储层发育不连片，连通可能性较小。

TZ62-4H与TZ62-1分别于2009/5/7和2005/11/11投产，TZ62-4H投产初 期压力恢复得到地层压力37.84MPa，压力系数0.8，存在明显的地层亏空(如 表6所示)，符合连通缝洞单元的压降趋势规律。

表6TZ62-1与TZ62-4H井地层压力对比表

井号 测试方式 投产时间 测试日期 产层中深 中深压力 压力系数 TZ62-1 压恢 2005.11.11 2005.09.15-11.02 4932.92 57.84 1.20 TZ62-4H 压恢 2009.05.07 2010.09.03-09.15 4882.97 37.84 0.80

表7TZ62-1与TZ62-4H井地层流体性质对比表

TZ62-1井分别于2011/10/11和2012/12/14两轮注水，TZ62-4H井受效明显， 且后期含水明显升高。综合判断认为TZ62-1井和TZ62-4H井连通。

(5)TZ621、TZ62-4H井组连通性判断

TZ621井处于相对较高部位，井底位置比TZ62-4H井井底位置高，气油比 稳定(约500m左右)，无气顶，根据油气藏成藏性质判断TZ621与TZ62-4H 二者不连通。

表8TZ621与TZ62-4H井地层流体性质对比表

因此，综合判断认为TZ621井和TZ62-4H井不连通。

塔中62井区和塔中26井区，共判断梳理出连通井组6组。

表9塔中62井区与塔中26井区连通井组划分表

对于新井应加强动态资料的监测特别是投产时初始压力的测试，对后续流 动单元的评价提供依据。

步骤二，泄油面积确定：

单井或连通井组的泄油面积分析旨在结合静态地质资料对流动单元的外围 边界进行刻画与约束，结合塔中26、62井区构造位置和储层分布范围，采用矩 形边界进行泄油面积的计算。

据连通关系判断结果，TZ62-1与TZ62-4H相互连通共同控制流动单元， TZ621单独控制另一流动单元。结合“长条矩形状”地质特征、地震反射与属 性分布，利用产量数据与流压历史，采用Ecrin平台Topaze模块中的矩形边界 模型对两个流动单元外围边界进行刻画约束，包括TZ62-1与TZ62-4H井组和 TZ621的矩形泄油面积，各边界参数如表40所示：

表10单井泄油边界距离表

井号 边界1 边界2 边界3 边界4 TZ621 1240 311 671 233 TZ62-1 756 286 255 296 TZ62-4H 715 318 505 397

根据单井控制的泄油边界距离，可勾画出TZ621缝洞系统平面上单井控制 泄油边界分布图，进而为数值试井模型的建立奠定了基础，最终通过数值试井 验证后准确划分出已动用单元和未动用单元分布区域，为今后加密井部署提供 可靠依据。

塔中26、62井区现有试采井40口，结合生产数据和井底流压的变化关系， 各井泄油面积如表11所示。

表11塔中62井区和塔中26井区部分井泄油边界汇总表

步骤三，储集体特征认识：

储集体特征认识需要结合地质、地震、钻录井、测井、储层改造、动态监 测、流体化验等多方面专业资料进行综合分析，其主要内容包括流动单元内储 集体的个数以及相对应的油气特性，以达到刻画流动单元内不同渗流区域分布 的目的，为后续数值试井模型的建立奠定基础。

实例分析：TZ62-7H

TZ62-7H井位于塔里木盆地中央隆起塔中低凸起塔中I号坡折带塔中62号 岩性圈闭北段上的一口水平开发井，于2008年5月6日开钻，9月20日完井， 2008年10月7日经酸压后投产。

该井采用了分4段酸压进行储层改造，根据各段停泵后井底压力与累计注 入液量的关系得知第1、4段打开了相对独立的储集体，第2、3段压开了同一 储集体。

根据压力恢复双对数曲线形态，TZ62-7H存在不同渗流能力区域，可能原 因是外围存在其他储集体，结合不关井试井曲线后期呈现不同斜率的上翘曲线， 为多个储集体参于供液的特征，且地震剖面上显示弱反射、弱串珠与强串珠的 地震反射类型组合，综合判断TZ62-7H控制多套储集体。

根据TZ62-7H试采情况，该井长期带水稳定生产，出水对油气产量不构成 影响，水为单独一套储集体；初期30天平均气油比688，原油与凝析油混出， 油、气可能是互相独立的储集体，结合录井显示上部分C1气测值偏高，底部 C1气测值偏低，测井上TZ62-7H有明显的三套储层分布，且地震剖面上有想 对应的三种不同反射类型(从上到下依次为若反射、弱串珠、强反射)，综合 分析认为TZ62-7H的三套储集体分别为顶部的凝析气(地震反射类型为若反 射)、中间的水(地震反射类型为弱串珠)、底部的油(地震反射类型为强串 珠)。

因此，针对塔中26、62井区40口试采井进行了储集体特征认识，刻画了 各单元内储集体的分布以及油气特性，为后期建立数值试井模型进行单元验证 提供了有力依据，具体分析结果如表12所示。

表12塔中62、26井区储集体特征表

步骤四，数值试井模型建立与验证：

基于连通关系判断、泄油面积刻画以及储集体特征分析，结合单井压力恢 复测试资料，建立数值试井模型以验证流动单元划分的可靠性，达到精细划分 流动单元的目的。

目前已对塔中26、62井区12个流动单元进行数值试井验证，以TZ623-H1、 TZ62-11H与TZ62-2井组、TZ623-H2三个流动单元的数值试井验证为例进行 说明，分析如下：

(1)TZ623-H1

本井于2012年7月10日投入试采，2013年6月11日-6月27日进行压力 恢复测试，采用关井压恢数据，代入saphir试井软件，进行数值试井分析。

本输入参数

表13基本参数表果数据

本井经过分析认为单井控制单元面积较大，按其相对的渗流能力可分为内 部高渗和外围低渗两个区域，内区面积约为1.876x105m2，渗透率1.58md，外 围低渗区供给面积约为2.267x105m2，渗透率0.158md。数值试井拟合效果较 好，说明TZ623-H1井流动单元划分可靠。

(2)TZ62-2和TZ62-11H井组

TZ62-2和TZ62-11H井组是一个连通井组，对两口井的测试资料进行初步 比对筛选，本井组使用TZ62-2井为分析井，TZ62-11H井位辅助参考井。TZ62-2 于2005年12月22日投入试采，2009年1月2日-1月23日进行压力恢复测试， 采用关井压力恢复数据，结合全程压力、产量历史数据代入saphir试井软件， 进行全程压力数值试井分析。

①本输入参数

表14基本参数表

本井组经过分析认为控制单元面积较大，分为三个高渗区和外围两个低渗 区，单元内有断层，但断层不完全封闭。高渗区总面积3.167x105m2，面积加 权平均渗透率13md，外围低渗区总供给面积4.74x105m2，面积加权平均渗透 率0.5376md，数值试井拟合效果较好，说明该井组流动单元划分可靠。

(3)TZ623-H2井

TZ623-H2井于2012年7月31日投入试采，2013年6月14日-7月3日进 行压力恢复测试，采用关井压力恢复数据，结合全程压力、产量历史数据代入 saphir试井软件，进行全程压力数值试井分析。

①基本输入参数

表15基本参数表

本井组经过分析认为控制单元面积较大，分为两个相对高渗区和外围低渗 区。高渗区总面积2.94x105m²，面积加权平均渗透率3.2437md，外围低渗区总 供给面积2.28x105m²，面积加权平均渗透率0.2396md，数值试井拟合效果较好， 说明该井组流动单元划分可靠。

对塔中26井区和塔中62井区所划分流动单元建立数值试井模型进行验证， 如表46所示，单元划分均可靠。

表16数值试井模型

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的 精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范 围之内。