A nivel internacional, se han propuesto varios métodos de subdivisión de embalses desde los años 1960, especialmente en los años 1980. Testerman (1962) propuso una técnica de clasificación estadística de yacimientos que utiliza datos de permeabilidad para identificar la estratificación natural de los yacimientos. Su método consiste en dividir primero el depósito en dos capas y luego dividirlo en tres capas. Continúe aplicando capas hasta que la diferencia de permeabilidad dentro de las capas sea mínima y la diferencia entre capas sea máxima. Cant (1984) propuso una técnica de estratificación para estratificación arbitraria de perfiles sedimentarios. Primero determine la parte superior e inferior de la capa objetivo a través de la capa estándar y luego divida la capa gruesa en varias capas de igual espesor o proporción. Anteriormente y Bishop (1986) describieron cortes de espesor arbitrario en cuerpos de arena como capas definidas. Dado que estas técnicas no tienen en cuenta la importancia deposicional, los resultados pueden ser difíciles de predecir debido a los fenómenos de intersección.
Más tarde, Cant (1988) propuso una tecnología de análisis de secuencia para realizar un seguimiento y una comparación de áreas grandes basándose en patrones de registro obvios (como la obvia secuencia progresiva hacia arriba en la curva gamma natural). La aplicación de esta técnica es limitada porque los resultados pueden traspasar los límites de los cuerpos litológicos.
Los métodos anteriores a menudo se centran en la división longitudinal de yacimientos, pero no proponen un método de división eficaz para la división plana, lo que hace que tengan muchas limitaciones en su aplicación. Sólo combinando la división vertical con la división plana podemos establecer un modelo geológico que se ajuste a una simulación numérica precisa de yacimientos de petróleo y refleje las características geológicas subterráneas.
Después de la década de 1960, mi país propuso que la unidad básica que controla el movimiento del petróleo y el agua durante el desarrollo de inundaciones de agua son los cuerpos de arena bituminosa, y formó un conjunto de métodos de investigación geológica de desarrollo con cuerpos de arena bituminosa como base. centro. Desde la década de 1970, el agua de inyección de las principales capas de petróleo ha aumentado repentinamente. El agua inyectada se ha inundado en franjas en la superficie horizontal, lo que ha provocado una mala utilización de las capas de petróleo con poca permeabilidad y de las partes con poca permeabilidad en la superficie horizontal. Queda más petróleo, lo que da como resultado que la tasa de recuperación de petróleo crudo sea baja. Durante este período, el campo petrolífero de Daqing propuso estudiar más a fondo las microfases sedimentarias de las capas de petróleo y resumió las diferentes características de inundación de agua de las diferentes microfases sedimentarias. Los resultados de estas investigaciones se llevaron a cabo posteriormente en importantes yacimientos petrolíferos de China. Desde la década de 1980, los antiguos yacimientos petrolíferos con un alto grado de exploración en el país y en el extranjero han entrado sucesivamente en la etapa de producción de petróleo con alto corte de agua. Los geólogos del desarrollo prestan más atención a explorar el potencial del petróleo restante y mejorar la recuperación, lo que requiere una descripción más precisa de la distribución del petróleo restante y las características del flujo de fluidos en el subsuelo, lo que obliga a desarrollar la descripción del yacimiento a un nivel más profundo y a menor escala, promoviendo la formación del concepto y desarrollo de la unidad de flujo.
Entonces, ¿qué es exactamente una unidad de flujo? Diferentes eruditos tienen diferentes interpretaciones de su significado. Fue propuesto por primera vez por Hearn C.J. en 1984. Cuando Hearn estudió el yacimiento de arenisca de Shannon en el campo petrolífero Hartzog Draw en Wyoming, EE. UU., dividió la arenisca de Shannon por primera vez en cinco zonas de facies sedimentarias. Afectados por la sedimentación y la diagénesis, no solo las propiedades físicas de los cinturones de facies sedimentarias cambian mucho, sino que también las propiedades físicas del mismo cinturón de facies cambian mucho, es decir, el "rendimiento del yacimiento" de diferentes partes del mismo cinturón de facies es diferente. y el efecto de control sobre la dinámica de producción también es grande. Podemos entender esta oración de manera popular, es decir, dentro de la misma sección de microfase sedimentaria, el grado de lavado con agua después de la inyección de agua es obviamente diferente. Las secciones de lavado con agua fuerte, las secciones de lavado con agua débil y las secciones de lavado sin agua coexisten. la misma microfase. Por lo tanto, las microfases sedimentarias todavía se pueden subdividir en las llamadas "unidades de flujo". Eso es todo, Hernke. j define una unidad de flujo como un yacimiento con características similares de permeabilidad, porosidad y lecho que es continuo en las direcciones horizontal y vertical. Se señala además que la determinación de una unidad de flujo depende no sólo de sus características geológicas y posición en la dirección vertical, sino también de sus propiedades petrofísicas, especialmente porosidad y permeabilidad. Al mismo tiempo, Hearn también enfatizó que cada unidad de flujo no está aislada, interconectada ni no es homogénea. La porosidad y permeabilidad de una misma unidad de flujo varían tanto longitudinal como transversalmente. Investigadores posteriores complementaron y mejoraron aún más el concepto de unidades de flujo, creyendo que las unidades de flujo son masas rocosas de yacimiento continuas horizontal y verticalmente con características de roca similares que afectan el flujo de fluido. Las características de la roca aquí incluyen características litológicas y características físicas.
Según diversa literatura extranjera, la unidad de flujo se define de la siguiente manera:
(1) La unidad de flujo se refiere al macizo rocoso del yacimiento (Hearn et al., 1984), que Tiene masa rocosa similar. Facies y propiedades petrofísicas y continuidad en direcciones verticales y horizontales.
(2) Las unidades de flujo son masas rocosas que se subdividen en función de cambios en las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluido en la roca (Ebank et al., 1987).
(3) La unidad de flujo es un canal para que el fluido fluya en el yacimiento, que se compone de un yacimiento continuo y relativamente homogéneo, varias condiciones de barrera y varias condiciones de canalización (Weber et al., 1986). .
(4) Las unidades de flujo son macizos rocosos con características hidráulicas similares en un macizo rocoso determinado (Barr et al., 1992).
(5) La unidad de flujo es un volumen básico representativo en el volumen total de roca yacimiento. Sus propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluido son constantes y se pueden distinguir de otros volúmenes de roca (Amaefule, 1993). .
Vale la pena señalar que el Sr. Qiu Yinan, un geólogo de desarrollo en mi país, cree que la unidad de flujo es parte de la estructura interna del depósito del cuerpo de arena. Al mismo tiempo, también señaló que la unidad de flujo es un concepto relativo y debe determinarse de acuerdo con la geología y las condiciones de desarrollo del campo petrolero, y proporcionó un diagrama de flujo.
En 1996, Mu Longxin y otros profundizaron en las ideas del Sr. Qiu Yinan y creyeron que la heterogeneidad de los yacimientos tiene niveles desde macro hasta micro. El campo petrolero se encuentra en una determinada etapa y en una determinada capa de. heterogeneidad La contradicción provocada por el sexo es la principal contradicción. En este momento, la heterogeneidad de la siguiente capa puede considerarse homogénea, es decir, como la unidad básica del movimiento de petróleo y agua, por lo que la connotación de "unidad de flujo" debe basarse en los problemas enfrentados en el desarrollo y la producción.
Tabla 8-6 El significado y método de determinación de las unidades de flujo bajo diferentes condiciones de desarrollo (según Mu Longxin et al., 1996)
Creen que las unidades de flujo deben referirse a áreas restringidas por límites y no Capas intermedias continuas y delgadas, varias microinterfaces sedimentarias, pequeñas fallas y diferencias de permeabilidad crean cuerpos de arena bituminosa y unidades de yacimiento con características de filtración consistentes. En cuerpos de arena pequeños o de una sola capa, este puede subdividirse en múltiples unidades de flujo o puede ser el propio cuerpo de arena bituminosa. En la etapa posterior de alto contenido de agua, el objetivo principal es resolver los conflictos causados por la heterogeneidad intracapa, por lo que la unidad de flujo en la capa gruesa debe ser la fase petrofísica o la fase de geometría de poros.
En resumen, este libro cree que las unidades de flujo son, en primer lugar, unidades conectadas relativamente independientes, que son unidades de yacimiento con parámetros característicos de yacimiento similares. Este concepto determina la necesidad de dividir las unidades de flujo relativamente homogéneas transversal y longitudinalmente en dos etapas. Primero, identificar límites estratigráficos isócronos, capas intermedias y fallas, y dividir el yacimiento en una serie de unidades conectadas relativamente independientes que no intercambien fluidos con el mundo exterior. Según Cross, si bien hay muchas formaciones cuyas interfaces naturales no corresponden a interfaces petrofísicas, hay muchos menos casos en los que las interfaces petrofísicas no coinciden con límites estratigráficos. La mayoría de las fallas en el campo petrolero están selladas. Incluso si no están selladas, la conectividad del yacimiento en ambos lados es muy pobre. Por lo tanto, los límites y fallas del yacimiento se pueden determinar mediante comparación y el yacimiento se puede dividir en varias unidades conectadas. Luego, determine la diferencia en los parámetros característicos del yacimiento en las unidades conectadas, lo que determina la diferencia en la filtración de fluido en las unidades conectadas
2 Modelo de celda de flujo
El modelo de unidad de flujo está compuesto. de muchos Un modelo compuesto por bloques de unidades de flujo. Las características de desarrollo y la distribución espacial de las unidades de flujo en los yacimientos de arenisca están controladas por la sedimentación, la tectónica y la diagénesis. Verticalmente, a menudo está separado por particiones, capas intermedias (sedimentarias y diagenéticas) e interfaces microgeológicas; lateralmente, está bloqueado por microfacies sedimentarias, cuerpos de arena únicos, estructuras internas de yacimientos, capas intermedias delgadas discontinuas, heterogeneidad física y fallas. Está dividido espacialmente en unidades de bloques interconectados. Cada bloque es una unidad relativamente homogénea con una cierta gama de propiedades físicas y una estructura similar. Cada bloque tiene características geológicas y conductividad relativamente independientes. Esta forma de heterogeneidad es completamente diferente del modelo de heterogeneidad de gradiente continuo representado por líneas de contorno. No solo refleja las diferencias en las propiedades petrofísicas y los límites de las unidades entre unidades, sino que también resalta la similitud de las propiedades físicas del yacimiento dentro de la misma unidad de flujo.
Establecer un modelo de unidad de flujo en la última etapa del alto corte de agua en el campo petrolero puede lograr una descripción cuantitativa fina y un engrosamiento razonable del yacimiento, mantener su estructura original y la heterogeneidad de los cambios de parámetros y, por lo tanto, simular con precisión. dinámica de desarrollo de yacimientos y la distribución espacial del petróleo restante, guiando efectivamente los ajustes de desarrollo de campos petroleros. La unidad básica para la descripción fina de yacimientos en la última etapa del corte de agua alto en campos petroleros debe ser la unidad de flujo.