一种河流相砂岩储层的注采井组及其布井方法与流程

1.本技术涉及油田开发技术领域，特别涉及一种河流相砂岩储层的注采井组及其布井方法。


背景技术：

2.在油田开发中，仅仅依靠岩石膨胀、边水驱动、重力、天然气膨胀等天然能量采油方法称为一次采油，一般情况下，一次采油原油的采收率20％左右；通过注水给油层补充能量提高油层压力的采油方法称为二次采油，一般情况下，二次采油原油的采收率可达到50％以上。在二次采油中，布井方式是提高水驱油效果的关键因素。
3.目前，通常会根据油藏类型采取不同的注采井组组合。对于构造油气藏，采取低注高采的注采组合方式；对于岩性油气藏，采取边缘注中间采油的方式或中间注边缘采油的方式；对于复合油气藏，根据具体岩性和构造形态确定注采井组布局关系。
4.然而，以上方法都是从宏观物理位置来确定注采井的组合关系，并没有从微观上以及沉积层理上做统筹考虑，因此，由上述方法确定的注采井组的组合关系是不全面的，其效果也未必尽如人意。


技术实现要素：

5.鉴于此，本技术提供一种河流相砂岩储层的注采井组及其布井方法。
6.具体而言，包括以下的技术方案：
7.第一方面，提供了一种河流相砂岩储层的注采井组，所述注采井组包括采油井和注水井，所述采油井的渗透层和注水井的渗透层均为河流相沉积的斜层理砂岩油层，且所述采油井的渗透层和所述注水井的渗透层属于同一个油砂体，所述注水井位于所述采油井的下游。
8.在一种可能的实施方式中，所述采油井和所述注水井之间的距离为100-500米。
9.第二方面，提供了一种河流相砂岩储层的注采井组的布井方法，所述注采井组包括多个油井，所述布井方法包括：
10.确定所述油井的渗透层均为河流相沉积的斜层理砂岩油层；
11.确定所述油井的渗透层属于同一个油砂体；
12.根据河道水流方向确定各所述油井的位置关系；
13.确定位于上游的至少一个所述油井为采油井，位于下游的至少一个所述油井为注水井。
14.在一种可能的实施方式中，所述确定所述油井的渗透层均为河流相沉积的斜层理砂岩油层，包括：
15.根据所述油井的测井曲线及取芯资料，确定所述油井的渗透层为河流相沉积的斜层理砂岩油层。
16.在一种可能的实施方式中，所述测井曲线包括自然电位曲线和电阻率曲线。
17.在一种可能的实施方式中，所述确定所述油井的渗透层属于同一个油砂体，包括：
18.根据所述油井的测井资料和地震资料，确定所述油井的渗透层属于同一个油砂体。
19.在一种可能的实施方式中，所述根据河道水流方向确定各所述油井的位置关系，包括：
20.确定河道水流方向；
21.根据所述油井的测井资料和地震资料，结合三维成像技术，确定所述油井的平面位置关系。
22.在一种可能的实施方式中，所述确定位于上游的至少一个所述油井为采油井，位于下游的至少一个所述油井为注水井，包括：
23.确定位于上游的一个所述油井为采油井，位于下游的两个所述油井为注水井；两个所述注水井均位于所述采油井的下游。
24.在一种可能的实施方式中，所述确定位于上游的至少一个所述油井为采油井，位于下游的至少一个所述油井为注水井，包括：
25.确定位于上游的两个所述油井为采油井，位于下游的一个所述油井为注水井；两个所述采油井均位于所述注水井的上游。
26.在一种可能的实施方式中，所述确定位于上游的至少一个所述油井为采油井，位于下游的至少一个所述油井为注水井，包括：
27.确定位于上游的三个所述油井为采油井，位于下游的一个所述油井为注水井；三个所述采油井均位于所述注水井的上游。
28.本技术实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
29.本技术实施例提供的河流相砂岩储层的注采井组及其布井方法，基于河流相沉积砂岩的斜层理，在河床下游布置注水井，在河床上游布置采油井，利用注水压力在砂岩储层各层系处产生压力差，通过斜层理上的注水压力、毛细管束缚力及油珠浮力共同作用，最大限度挖潜砂岩储层中的斜层理上的原油，扩大水驱油效果，从而提高油藏的原油采收率。
附图说明
30.为了更清楚地说明本技术实施例中的技术方案，下面将对实施例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技术的一些实施例，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。
31.图1为本技术实施例提供的一种河流相砂岩储层的注采井组的布井方法的示意图；
32.图2a为本技术实施例提供的a井的测井曲线的示意图；
33.图2b为本技术实施例提供的b井的测井曲线的示意图；
34.图3为本技术实施例提供的a井和b井的地震剖面的示意图；
35.图4为本技术实施例提供的a井和b井的位置关系的示意图；
36.图5为本技术实施例提供的注采井组中水驱油动态运移的剖面示意图。
37.图中的附图标记分别表示为：
38.1-a井渗透层；
39.2-a井电阻率峰值；
40.3-a井全烃峰值；
41.4-b井渗透层；
42.5-b井电阻率峰值；
43.6-b井全烃峰值；
44.7-a井坐标处的地震剖面下的同相轴；
45.8-b井坐标处的地震剖面下的同相轴；
46.9-古废弃河道；
47.10-河道水流方向；
48.11-河道砂体；
49.12-第二等距弧线；
50.13第一等距弧线；
51.14-径向轴线；
52.15-斜层理砂岩储层；
53.16-右虚线界面；
54.17-层系；
55.18-左虚线界面；
56.19-细层；
57.20-油珠。
58.通过上述附图，已示出本技术明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本技术构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本技术的概念。
具体实施方式
59.为使本技术的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本技术实施方式作进一步地详细描述。除非另有定义，本技术实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
60.其中，河流相砂岩储层作为油气聚集的主要场所，受到沉积环境的影响，砂体在平面上多呈弯曲的长条状、宽窄相间的带状、树枝状等，在横切河流的剖面上，呈上平下凸的透镜状或板状镶嵌于四周河漫滩泥沉积之中。
61.下游是指沿河道水流方向的下段区域。上游和下游是两个相对的概念，在本技术中，采油井相对于注水井位于上游，注水井相对于采油井位于下游。
62.本技术实施例提供一种河流相砂岩储层的注采井组，该注采井组包括采油井和注水井，采油井的渗透层和注水井的渗透层属于同一个油砂体，注水井位于采油井的下游。
63.可以理解的是，在河流相砂岩储层中，由于河水是从高向低处流动，所以古河道河床也呈水平向自然下降状态，河床上沉积的砂岩储层也随之逐渐降低，由于沉积的砂岩储层中毛细管束缚力作用，原油在河流相沉积的砂岩储层中呈均匀分布状态。尽管河流相沉积砂岩储层的层理类型多，但河床沉积的砂岩斜层理发育多呈单向斜层理，且倾斜方向与
水流方向一致，均指向砂体延伸方向。
64.采用本技术提供的河流相砂岩储层的注采井组时，在河床某处砂岩储层中注水，从其上游某处采油，流体(包括油珠和水)在砂岩储层运移形态为：注水井从下游河床砂岩储层注入水，从上游河床砂岩储层采油，注水压力在砂岩储层上会沿着层系和细层孔隙形成向上游河床砂岩储层内油珠和水的推力，而这种推力持续传导，可将层系和细层孔隙中油珠推向上游并在采油井中采出。
65.在运移过程中，砂体储层的层系间、层系和细层斜层理间的油珠与注入水受以下几个力的作用：
66.(1)斜层理砂岩储层的任一层系内流体受注入水压力形成的向上游传导的推力，其上下层的层系同样受注入水压力形成的推动层系内流体向上游传导的推力，由于注入水压力的持续作用，在斜层理砂岩储层的各层系间，注入水携带流体不断克服层系间毛细管束缚力向上游油井方向运移；
67.(2)斜层理砂岩储层的一个层系与上面一个层系之间斜层理间流体(包括油珠)，除了受下面层系注入水向斜层理的斜向上推力外，还受到斜层理间毛细管束缚力、油珠的浮力和上面层系流体对斜层理系的油珠阻力的作用，这几个力间因各层系之间孔隙度、渗透率、含油饱和度、原油物性、岩层倾角以及岩石性质而呈现不同的驱动关系。其中，注水压力推动斜层理系油珠运移是主力因素，整个斜层理砂岩储层内部每个层系和细层间流体(包括油珠)均受到同样力的作用。
68.本技术实施例提供的河流相砂岩储层的注采井组，基于河流相砂岩的斜层理，在河床下游布置注水井，在河床上游布置采油井，利用注水压力在砂岩储层各层系处形成的压力差，通过斜层理上的注水压力、毛细管束缚力及油珠浮力共同作用，最大限度挖潜砂岩储层中的斜层理上的原油，扩大水驱油效果，从而提高油藏的原油的采收率。
69.为了达到更好的注采效果，可设置采油井和注水井之间的距离为100-500米。示例地，采油井和注水井之间的距离可以为100米、150米、200米、250米、300米、350米、400米、450米、500米等等。
70.在一个开发区块内有多口采油井生产时，因为长期抽吸油层流体，导致油层压力下降，示功图显示各个采油井开始供液不足，测试液面不断变深，油气生产能力逐渐下降，这时，需要通过用采油井转注水井方式，给油层注水提高油层压力，以增加油层能量。
71.在采油井转为注水井时，首先要根据这些井的井史资料，包括：该坐标处的三维地震成果、钻井成果、测井成果、录井成果、取芯成果及生产情况分析各个采油井是否开采同一个砂体，砂体间是否连通，如果多口采油井同时开采同一个砂体时，且砂体属于河流相沉积的斜层理砂体，则可选择其中的采油井转为注水井，进行油转注开发，以提高采收率。
72.基于此，本技术实施例又提供了一种河流相砂岩储层的注采井组的布井方法，其中，注采井组包括多个油井，如图1所示，该布井方法包括：
73.步骤101：确定油井的渗透层均为河流相沉积的斜层理砂岩油层；
74.步骤102：确定油井的渗透层属于同一个油砂体；
75.步骤103：根据河道水流方向确定各油井的位置关系；
76.步骤104：确定位于上游的至少一个油井为采油井，位于下游的至少一个油井为注水井。
77.本技术实施例通过对河流相沉积研究，掌握古河流废弃河道走向及沉积砂岩储层分布形态，在不增加注采井组、不提高注水量的前提下，通过优化注采井组的布井方式，提高原油采收率。
78.在上述的布井方法中，步骤101可具体包括：根据油井的测井曲线及取芯成果，确定所述油井的渗透层为河流相沉积的斜层理砂岩油层。其中，测井曲线可包括自然电位曲线和电阻率曲线。
79.在上述的布井方法中，步骤102可具体包括：根据油井的测井资料和地震资料，确定油井的渗透层属于同一个油砂体。
80.如果多口采油井不是同时开采同一个砂体时，则可以根据采油井地面分布及地下砂体形态，利用各个井的井史资料分析各个砂体分别属于什么沉积类型，然后是否可以对采油井钻遇的油砂体通过补孔方式实现采油井间砂体连通，再根据砂体形态分布，选择其中的采油井转为注水井开发方式。
81.在上述的布井方法中，步骤103可具体包括：确定河道水流方向；根据油井的测井资料和地震资料，结合三维成像技术，确定油井砂体的平面位置关系。
82.在上述的布井方法中，可根据实际情况选择一采一注，二采一注，三采一注，或一采二注，一采三注，多采多注等多种注采组合方式。
83.在一种可能的实施方式中，步骤104可具体包括：确定位于上游的一个油井为采油井，位于下游的两个油井为注水井；两个注水井均位于采油井的下游。
84.在又一种可能的实施方式中，步骤104还可具体包括：确定位于上游的两个油井为采油井，位于下游的一个油井为注水井；两个采油井均位于所述注水井的上游。
85.在又一种可能的实施方式中，步骤104还可具体包括：确定位于上游的三个油井为采油井，位于下游的一个油井为注水井；三个采油井均位于注水井的上游。
86.下面通过具体实施例进一步说明本技术实施例的技术方案和技术效果。
87.现某区块有两口相邻采油井a和b，a和b井分别开采渗透层1和4，其综合解释均为油水同层，因为长期对地下油砂体开采，能量供给均显示不足，采油井套压降低，采油示功图呈现刀把状，液面逐渐变深，分离器计量显示液量和气量不断下降，需要对其中一口进行转注水井作业，以提高地层油砂体能量。
88.首先，对a和b井的多种地质参数研究，根据油井的测井曲线及取芯成果，确定油井a和b是否为河流相沉积的斜层理砂岩油层。具体地，利用测井曲线纵向上分辨率高特征，三维地震剖面横向上岩性界面反射特征，对比a和b井测井曲线的自然电位曲线和电阻率曲线，其中，自然电位表征地层渗透率特征，电阻率表征地层含油性特征。
89.如图2所示，a井渗透层1在自然电位曲线上的深度是1306-1314m(垂直深度为1262-1270m)，该深度对应的电阻率曲线上的a井电阻率峰值2显示为油性特征，a井全烃峰值3显示为油气特征，录井的岩性分析为砂岩和泥岩交互沉积，具有明显二元特征；取芯显示为斜层理类型，且具有河流相沉积植物叶片化石，由此可确定a井所开采的a井渗透层1为河流相沉积的斜层理砂岩油层。
90.b井渗透层4在自然电位曲线上的深度是1306-1316m(垂直深度为1266-1276m)，该深度对应的电阻率曲线上的b井电阻率峰值5显示为油性特征，b井全烃峰值6显示为油气特征，录井的岩性分析为砂岩和泥岩交互沉积，具有明显二元特征；取芯显示为斜层理类型，
且具有河流相沉积植物叶片化石，由此可确定b井所开采的b井渗透层4为河流相沉积的斜层理砂岩油层。
91.其次，根据油井的测井资料和地震资料，确定油井的渗透层属于同一个油砂体。如图3所示，根据a和b两口采油井的井震(测井资料和地震资料)对比分析，a井渗透层1和b井渗透层4分别裹挟在a井坐标处的地震剖面下的同相轴7中和b井坐标处的地震剖面下的同相轴8中，从地震深度剖面图中可以发现，同相轴7和同相轴8属于同一个同相轴，且该同相轴间没有断点或间隔，连续性较好，说明a和b井的渗透层属于同一个油砂体。
92.再次，根据油井的测井资料和地震资料，结合三维成像技术，确定油井的平面位置关系。如图4所示，图4为本技术实施例提供的根据河道水流方向确定各所述油井的位置关系的示意图，其中：9表示古废弃河道，10表示河道水流方向，11表示河道砂体。b井位于a井的下游。
93.基于上述分析，选择b井为注水井，a井为采油井，即通过向b井渗透层4注水，a井渗透层1采油。此时，b井渗透层4与a井渗透层1为同一个河流相沉积的斜层理砂岩储层15，水驱油的机理如图5所示。
94.图5为河流相沉积的斜层理砂岩储层15上注水井b和采油井a的水驱油动态运移的剖面示意图。其中，箭头指示了河流相沉积的斜层理砂岩储层15内因注入水而产生的水驱油受力方向。
95.在右虚线界面16处，由于注入水的压力作用，河流相沉积的斜层理砂岩储层15的各层系17中具有向左的推力。在左虚线界面18处，由于右虚线界面16处水流压力传导作用，河流相沉积的斜层理砂岩储层15的各层系17中也具有向左的推力。
96.由于注水井b注入水压力的持续作用，在河流相沉积的斜层理砂岩储层15的各层系17之间，注入水的水流不断克服层系17间的毛细管束缚力，继续向左推动油水流向采油井a方向。
97.除此之外，在右界面虚线16和左界面虚线18之间，河流相沉积的斜层理砂岩储层15的一个层系17与上一个层系17之间斜层理的细层19之间油珠20，除了层系17之间斜向上的推力外，还有以下几个力的作用：斜层理间毛细管束缚力、油珠20的浮力以及上一个层系17对斜层理系油珠20的阻力，这几个力间会因各层系17之间孔隙度、渗透率、含油饱和度、原油物性、岩层倾角，以及岩石性质而呈现不同驱动关系。
98.其中，注水压力和浮力仍然是斜层理系油珠20的运移主力。整个河流相沉积的斜层理砂岩储层15内部每个层系17和细层19间流体(包括油珠)均受到同样力的作用，因此，选择在下游河床的砂岩储层上布置注水井b，在上游河床的砂岩储层上布置采油井a，可提高储层内原油的动用程度，提高储层原油的采收率。
99.此外，如果需要开钻注水井，则可以在a井的径向轴线14上选择，也可在a井下游的第一等距弧线13上选择，也可在a井下游的第二等距弧线12上选择。其中，径向轴线14为通过a井且垂直于河道水流方向的直线，第一等距弧线13与a井之间的距离为100-500米，且第二等距弧线12与a井之间的距离为100-500米。
100.在本技术中，术语“第一”和“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。
101.以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本技术的技术方案，并不用以限制
本技术。凡在本技术的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本技术的保护范围之内。