本发明属于油气田开发范畴，涉及注水开发油藏方案调整技术领域，特别是一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法，步骤如下：步骤1、搜集与整理油藏的地质资料与开发资料；步骤2、虚拟部署规则注采井网单元，等效处理单元非均质参数；步骤3、确定注采井网单元各注采连线方向上的合理井间距离；步骤4、部署调整不规则注采井网单元的注采井位置。相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：充分考虑井组各注采方向上储层岩石及流体参数的非均质性，可以简便、快捷地确定非均质油藏井组内各注采连线方向上的合理井距，有利于提高不规则注采井网单元设计效率。
1.一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法，其特征在于，步骤如下：
步骤1、搜集与整理油藏的地质资料与开发资料，所述地质资料包括油藏渗透率分布K(x,y,z)、孔隙度分布φ(x,y,z)、初始含水饱和度分布Sw(x,y,z)、原油粘度μo、地层水粘度μw、油水相对渗透率曲线；所述开发资料包括油藏的设计生产年限T、目标含水饱和度步骤2、虚拟部署规则注采井网单元，等效处理单元非均质参数，具体步骤如下：S201、虚拟部署规则注采井网单元，确定注采控制单元：按照规则井网形式及井距La、排距Ld，虚拟部署规则注采井网单元，所述的规则井网形式为五点法井网；将所述的规则注采井网单元的每两条相邻的夹角平分线之间包围的井网单元区域确定为各注采控制单元，所述的夹角平分线为所述规则注采井网单元的中心井与周围井之间的两条相邻注采连线夹角的角平分线；注水井与第一生产井、第二生产井、第三生产井、第四生产井之间的连通线分别为注采连线L1、注采连线L2、注采连线L3、注采连线L4；注采连线L1与注采连线L2形成的夹角的角平分线为角平分线α1；注采连线L2与注采连线L3形成的夹角的角平分线为角平分线α2；注采连线L3与注采连线L4形成的夹角的角平分线为角平分线α3；注采连线L4与注采连线L1形成的夹角的角平分线为角平分线α4；角平分线α1与角平分线α4之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω1；角平分线α1与角平分线α2之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω2；角平分线α2与角平分线α3之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω3；角平分线α3与角平分线α4之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω4；
S202、等效处理各注采控制单元的油藏非均质参数，所述的油藏非均质参数包括渗透率、孔隙度和含水饱和度，分别采用如下公式进行等效处理：其中，i＝1,2,3,4；Vi为注采控制单元Ωi的体积，m3； 为注采控制单元Ωi的等效渗透率,10-3μm2；为注采控制单元Ωi的等效孔隙度，小数； 为注采控制单元Ωi的等效含水饱和度，小数；
步骤3、确定注采井网单元各注采连线方向上的合理井间距离，具体步骤如下：
S301、拟合确定与油水相对渗透率曲线相关的参数c和d，采用拟合公式如下：
其中，Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度；
S302、确定注采控制单元各注采连线方向上的合理井间距离Di
式中，Di为注采控制单元Ωi中注水井与相邻生产井之间的合理井间距离，m；qi为注采连线Li方向上的注采速度，m3/d； 为当前t0时刻注采控制单元Ωi的等效含水饱和度；
为开发结束tend时刻注采控制单元Ωi的等效含水饱和度；Ai为注采控制单元Ωi的渗流横截面积，m2；Δt为生产时间，d；
步骤4、部署调整不规则注采井网单元的注采井位置，具体实现方法如下：保持原注水井的位置不变，在原注采连线L1、原注采连线L2、原注采连线L3、原注采连线L4的方向上，以合理井间距离D1、合理井间距离D2、合理井间距离D3、合理井间距离D4来调整周围的第一生产井、第二生产井、第三生产井、第四生产井的位置，确定不规则注采井网单元中各井的井点位置，完成不规则注采井网单元部署调整。
一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法
技术领域
[0001] 本发明属于油气田开发范畴，涉及注水开发油藏方案调整技术领域，特别是一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法。
背景技术
[0002] 实际油藏中，由于非均质性的普遍存在，注入水在某个方向驱替程度高，导致驱替不均衡。为了减轻驱替不均衡的情况，在井距设计中可以适当拉大驱替程度高的方向的井距，减小低驱替程度方向的井距，形成不规则的井组来实现最大化均衡驱替。通过对现有技术检索，公开号为CN101270654A的发明专利公开了一种油田开发的井位部署方法，指出在已知油田上，于波谷带与波谷带相交的构造网眼区部署井位，在所述已部署井位的周围，采用等间距或似平行准则部署其他井位。公开号为CN104989341A的发明专利公开了一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法，根据不同低渗透油藏的类型，确定油藏拟线性渗流阻力梯度和流度，结合驱替压力梯度与平均注采压力差、采油井井底半径以及有效驱替注采井距的计算关系，最终确定各类型的低渗透油藏在不同平均注采压力差条件下的有效驱替注采井距。公开号为CN1963143A的发明专利公开了改善各向异性油藏水驱效果的设计方法，该方法针对渗流参数各向异性油藏，提出了异向井距的比例设计模型，首先根据经济原则确定参照方向的井距，然后通过比例设计模型计算其他方向上的井距。
[0003] 综上，对于非均质油藏井组内各注采方向井距设计问题，现有的井距设计方法一方面无法充分地、定量地考虑储层岩石及流体参数非均质性的特征，另一方面操作流程较复杂，要求人员具有很高的油田开发知识储备。有必要建立一种既能充分、定量地考虑储层各因素非均质特征，同时又简便、快捷的非均质油藏井组内各注采方向井距设计方法，改善开发效果的同时提高方案设计时的效率。
发明内容
[0004] 为克服现有技术所存在的缺陷，本发明提供一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法。
[0005] 为实现上述目的，本发明采用下述方案：
[0006] 非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法，步骤如下：
[0007] 步骤1、搜集与整理油藏的地质资料与开发资料
[0008] 步骤2、虚拟部署规则注采井网单元，等效处理单元非均质参数
[0009] 步骤3、确定注采井网单元各注采连线方向上的合理井间距离
[0010] 步骤4、部署调整不规则注采井网单元的注采井位置。
[0011] 相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：充分考虑非均质油藏井组内各注采方向上渗透率、孔隙度、含水饱和度等各类储层岩石及流体参数的非均质性，可以简便、快捷地实现非均质油藏井组内各注采连线方向上合理井距的定量设计，有利于提高不规则注采井网单元设计效率。
附图说明
[0012] 图1a为油田常用的五点法井网形式示意图；
[0013] 图1b为油田常用的反九点法井网形式示意图；
[0014] 图1c为油田常用的九点法井网形式示意图；
[0015] 图1d为油田常用的七点法井网形式示意图；
[0016] 图1e为油田常用的反七点法井网形式示意图；
[0017] 图2为五点法井网形式下注采控制单元划分示意图
[0018] 图3为不规则注采井网单元部署示意图；
[0019] 图中：1、注水井；2、生产井；La、井距；Ld、排距；3、注采连线；21、生产井；22、生产井；23、生产井；24、生产井；25、注水井；L1、注采连线； L2、注采连线；L3、注采连线；L4、注采连线；Lr为井距；Ω1、注采控制单元；Ω2、注采控制单元；Ω3、注采控制单元；Ω4、注采控制单元；α1、角平分线；α2、角平分线；α3、角平分线；α4、角平分线；D1、合理井间距离；D2、合理井间距离；D3、合理井间距离；D4、合理井间距离。
具体实施方式
[0020] 如图1a～图1e、图2、图3所示，一种非均质油藏的不规则注采井网单元设计方法，步骤如下：
[0021] 步骤1、搜集与整理油藏的地质资料与开发资料
[0022] 所述地质资料包括油藏渗透率分布K(x,y,z)、孔隙度分布φ(x,y,z)、初始含水饱和度分布Sw(x,y,z)、原油粘度μo、地层水粘度μw、油水相对渗透率曲线；所述开发资料包括油藏的设计生产年限T、目标含水饱和度
[0023] 步骤2、虚拟部署规则注采井网单元，等效处理单元非均质参数
[0024] 具体步骤如下：
[0025] S201、虚拟部署规则注采井网单元，确定注采控制单元：按照规则井网形式及井距La、排距Ld，虚拟部署规则注采井网单元，如图1所示，所述的规则井网形式包括油田常用的五点法井网1a、七点法井网1b、反七点法井网1c、九点法井网1d、反九点法井网1e，本实施例中选用五点法井网1a进行后续不规则注采井网部署过程具体阐述；将所述的规则注采井网单元的每两条相邻的夹角平分线之间包围的井网单元区域确定为各注采控制单元，所述的夹角平分线为所述规则注采井网单元的中心井与周围井之间的两条相邻注采连线夹角的角平分线。如图2所示，注水井25与生产井21、生产井22、生产井23、生产井24 之间的连通线分别为注采连线L1、注采连线L2、注采连线L3、注采连线L4；注采连线L1与注采连线L2形成的夹角的角平分线为角平分线α1；注采连线L2 与注采连线L3形成的夹角的角平分线为角平分线α2；注采连线L3与注采连线 L4形成的夹角的角平分线为角平分线α3；注采连线L4与注采连线L1形成的夹角的角平分线为角平分线α4；角平分线α1与角平分线α4之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω1；角平分线α1与角平分线α2之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω2；角平分线α2与角平分线α3之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω3；角平分线α3与角平分线α4之间包围的井网单元区域为注采控制单元Ω4。
[0026] S202、等效处理各注采控制单元的油藏非均质参数，所述的油藏非均质参数包括渗透率、孔隙度和含水饱和度，分别采用如下公式进行等效处理：
[0027]
[0028]
[0029]
[0030] 其中，i＝1,2,3,4；Vi为注采控制单元Ωi的体积，m3； 为注采控制单元Ωi的等效渗透率,10-3μm2；为注采控制单元Ωi的等效孔隙度，小数； 为注采控制单元Ωi的等效含水饱和度，小数。
[0031] 步骤3、确定注采井网单元各注采连线方向上的合理井间距离
[0032] 具体步骤如下：
[0033] S301、拟合确定与油水相对渗透率曲线相关的参数c和d，采用拟合公式如下：
[0034]
[0035] 其中，Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Sw为含水饱和度。
[0036] S302、确定注采控制单元各注采连线方向上的合理井间距离Di
[0037] 采用公式如下：
[0038]
[0039] 式中，Di为注采控制单元Ωi中注水井与相邻生产井之间的合理井间距离，m； qi为3
注采连线Li方向上的注采速度，m /d； 为当前t0时刻注采控制单元Ωi的等效含水饱和度； 为开发结束tend时刻注采控制单元Ωi的等效含水饱和度； Ai为注采控制单元Ωi的渗流横截面积，m2；Δt为生产时间，d；
[0040] 步骤4、部署调整不规则注采井网单元的注采井位置
[0041] 保持原注水井25的位置不变，在原注采连线L1、原注采连线L2、原注采连线L3、原注采连线L4的方向上，以合理井间距离D1、合理井间距离D2、合理井间距离D3、合理井间距离D4来调整周围的生产井21、生产井22、生产井 23、生产井24的位置，确定不规则注采井网单元中各井的井点位置如图3所示，完成不规则注采井网单元部署调整。
