[发明专利]多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法

权利要求书

1.多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，该多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法包括：

步骤1，建立基于单一成因砂体的地质模型；

步骤2，在建立该基于单一成因砂体的地质模型的基础上，建立基于单一成因砂体的剩余油分布模型；

步骤3，将性质相近的单一成因砂体组合成成因砂体组；

步骤4，根据层系内不同单一成因砂体组的储层特征、剩余油分布状况确定相应的矢量化水驱调整方案；以及

步骤5，进行基于单一成因砂体组的轮替水驱。

2.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，该多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法还包括，在步骤1之前，评估和调整多层砂岩油藏现有的开发层系划分方案。

3.根据权利要求2所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，对该多层砂岩油藏现有的开发层系划分方案进行评估时的原则为，层系内各小层物性相近、小层总数数量小于10个、层系间隔层稳定、具备一定的储量规模、层系内小层纵向位置相邻、压力系统和流体性质相近。

4.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，在步骤1中，利用储层构型分析方法对开发层系内每一小层的储层内部结构进行精细描述，刻画小层内部单一成因砂体的垂向叠置、侧向拼接关系及空间分布规律，利用地质建模软件建立该基于单一成因砂体的地质模型。

5.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，步骤1包括：

通过岩芯观察与描述，建立单井岩相剖面，确定沉积环境、砂体成因类型、沉积界面级次及特征；

利用地震精细解释、高分辨率层序地层分析、相控旋回地层对比方法开展小层内部砂体期次划分，建立单期砂体地层格架，明确不同成因砂体的叠置方式及空间分布规律；以及

描述小层内部各级沉积界面及结构单元的空间分布特征，明确渗流屏障的成因、类型、分布规律，建立该基于单一成因砂体的地质模型。

6.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，步骤2包括：

利用剩余油饱和度监测资料建立小层内部剩余油分布模式，明确水淹规律；

利用开发动态分析方法，确定单一成因砂体的水驱动用状况，计算剩余储量丰度；以及

利用数值模拟方法，定量描述单一成因砂体剩余油饱和度分布状况，建立该基于单一成因砂体的剩余油分布模型。

7.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，步骤3包括：

提取每一个单一成因砂体的面积、厚度、古水流方向、分布形态、分布范围、地质储量、剩余储量、孔隙度、渗透率、剩余油饱和度参数；以及

利用多参数聚类方法，将单一成因砂体分为性质相近的若干组，每个单一成因砂体组中单一成因砂体的数量控制在3个以内，并以此作为基本的水驱开发单元。

8.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，在步骤4中，统筹层系井网资源，根据层系内不同单一成因砂体组的储层特征、剩余油分布状况分别制订相应的矢量化水驱调整方案，每一个单一成因砂体组的水驱调整方案所采用的井网为基于整个开发层系的现井网，根据开发对象的不同，采用局部补充完善井、注采井别转换以及油水井矢量化配产配注制订不同的水驱调整方案。

9.根据权利要求1所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，该多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法还包括，在步骤5之前，根据单一成因砂体渗透率的方向性调整不同水驱方向上的水驱强度；以及

根据不同方向驱替压力梯度及实际的注采井距，确定相应的水井注水量和油井采液量。

10.根据权利要求9所述的多层砂岩油藏近极限含水期轮替水驱方法，其特征在于，在根据单一成因砂体渗透率的方向性调整不同水驱方向上的水驱强度时，单一成因砂体组的矢量化水驱调整方案采用均衡水驱的原则，实现注入水在非均质储层中各向运移速度的相等或接近，避免注入水沿优势渗流方向窜流并形成低效循环，砂体主渗透率方向是优势渗流方向，需降低水驱强度，而砂体次渗透率方向则需强化水驱，不同方向水驱强度的差异使用驱替压力梯度进行控制和表征，通过设计不同方向油水井之间的驱替压力梯度，建立与砂体平面非均质性相符合的矢量化水驱方式。