曾　桃，鄭永建，李躍林

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

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復(fù)雜斷塊油藏優(yōu)勢通道識別與定量描述
——以潿州12-1油田北塊6井區(qū)為例

曾桃，鄭永建，李躍林

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

海上斷塊油藏平面與縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)，注采井距大，長期注水開發(fā)易形成優(yōu)勢通道，水驅(qū)開發(fā)效果差；并且由于合采合注井較多，縱向各層注入、產(chǎn)出不清，單一的優(yōu)勢通道評價方法準(zhǔn)確性較差。以潿洲12-1油田北塊6井區(qū)為例，綜合應(yīng)用井間動態(tài)連通性分析方法、無因次PI值方法、示蹤劑試井及流線模擬技術(shù)，對該區(qū)塊優(yōu)勢通道發(fā)育情況進(jìn)行識別和定量描述，并結(jié)合數(shù)值模擬相互驗(yàn)證，為后續(xù)的剩余油分布研究和制定合理的調(diào)整方案奠定基礎(chǔ)。

潿州12-1油田；斷塊油藏；注水開發(fā)；優(yōu)勢通道；井間連通性

潿洲12-1油田北塊屬于斷塊油藏，各區(qū)塊因平面與縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率差異較大。海上油田注采井距相對較大，注水后油層中高滲通道或大孔道使地層壓力場、流線場形成定勢，油水井間形成水流優(yōu)勢通道，造成水驅(qū)“短路”，使油藏平面波及系數(shù)和縱向波及系數(shù)變差，平面各井、縱向各層水淹程度不一，各單井含水上升差別較大，嚴(yán)重影響油藏水驅(qū)開發(fā)效果[1]。另外由于井?dāng)?shù)較少，無法做到單井單層注采，合采合注井較多，造成縱向各層注入、產(chǎn)出不清，無法準(zhǔn)確判斷連通性和優(yōu)勢通道。針對此問題，從地質(zhì)資料、生產(chǎn)動態(tài)資料和監(jiān)測資料入手，綜合應(yīng)用井間動態(tài)連通性分析方法[2]、無因次PI值方法[3]、示蹤劑試井[4-5]及流線模擬技術(shù)[6]，對該區(qū)塊優(yōu)勢通道發(fā)育情況進(jìn)行識別和定量描述，為后續(xù)的剩余油分布研究和制定合理的調(diào)整方案提供依據(jù)。

1　潿洲12-1油田北塊地質(zhì)及開發(fā)特征

1.1地質(zhì)概況

潿洲12-1油田處于北部灣盆地潿西南凹陷中西部，為一斷層復(fù)雜化的斷塊構(gòu)造。兩條大斷層F1、F2把油田分割為南塊、中塊和北塊。北塊屬于潿洲12-1油田大型斷鼻構(gòu)造的一部分，介于掉向相反的F4、F5與F2斷層所形成的地塹中，后又被多條斷層所切割，屬斷塊型構(gòu)造。主力油層是潿二段的W2Ⅳ、W2Ⅴ油組，其構(gòu)造為一被斷層復(fù)雜化了的斷塊+巖性圈閉，沉積相為三角洲前緣亞相遠(yuǎn)源水下分流河道微相，砂體側(cè)向加積、厚度較大、連片較好、分布較穩(wěn)定。儲層分布主要以潿洲組二段中大套泥巖背景下沉積的三角洲前緣水下分流河道砂巖為主，潿二段上部泥巖及潿一段泥巖為其蓋層。

經(jīng)巖心標(biāo)定后的測井物性特征為：有效儲層孔隙度為13.9%～25.8%(平均19.1%)，W2Ⅳ油組儲層滲透率為(107.6～798.2)×10-3μm2，平均為278.1×10-3μm2，有利相帶滲透率為400 ×10-3μm2以上；W2Ⅴ儲層滲透率(30.1～1050.9)×10-3μm2，平均163.1×10-3μm2，有利相帶滲透率為280×10-3μm2以上。

1.2開發(fā)特征

油田于1999年6月12日投產(chǎn)，到2011年底，北塊累積采油143.17×104m3，采出程度16.97%，綜合含水29.5%，累積注水247.53×104m3。其中6井區(qū)W2Ⅳ油組為3采(B1、B8、B12)1注(B4)井網(wǎng)，累積采油12.70×104m3，采出程度8.25%，累計注水23.67×104m3，累積注采比1.36；6井區(qū)W2Ⅴ油組為2采(B12、B8井)1注(B4)井網(wǎng)，累積采油19.92×104m3，采出程度22.87%，累計注水29.99×104m3，累積注采比0.83。 歷年實(shí)測的吸水指數(shù)曲線表明,注水井B4吸水能力不斷加強(qiáng)，因此其存在優(yōu)勢通道的可能性很大。

2　利用注采數(shù)據(jù)反演井間動態(tài)連通性

阻容模型[7](CRM)可利用注采開發(fā)數(shù)據(jù)定量反演油藏的井間動態(tài)連通性。考慮到實(shí)際油藏與阻容電路的相似性，基于系統(tǒng)分析思想，把油藏的注水井、生產(chǎn)井以及井間儲層看作一個完整的系統(tǒng)，則注水井的注水量即為該系統(tǒng)的輸入(激勵)，生產(chǎn)井的產(chǎn)液量即為該系統(tǒng)的輸出(響應(yīng))，通過物質(zhì)平衡方程和疊加原理建立實(shí)際油藏的阻容模型，利用遺傳算法[8]進(jìn)行優(yōu)化求解，并利用數(shù)值模擬進(jìn)行驗(yàn)證。

求解模型后，根據(jù)2007年1月和2008年12月之間的數(shù)據(jù)反演得到的結(jié)果如圖1所示，圖中箭頭由注水井出發(fā)，指向采油井，箭頭大小代表連通性大小。其中W2Ⅳ油組，三口生產(chǎn)井B1、B8和B12與注水井B4之間的連通系數(shù)分別為0.53、0.17和0.2；W2Ⅴ油組，B8井和B12井與B4之間的連通系數(shù)分別為0.8和0.2。井組產(chǎn)液量擬合結(jié)果如圖2和圖3所示，與生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)較為一致。

圖1　6井區(qū)井間連通性示意圖

圖2　6井區(qū)W2Ⅳ油組產(chǎn)液量擬合結(jié)果

3　利用無因次PI值方法識別優(yōu)勢通道

壓力指數(shù)PI值(Pressure Index,)是在調(diào)剖堵水決策和注水井動態(tài)分析中經(jīng)常使用的一個參數(shù),也是一項先進(jìn)的優(yōu)勢滲流通道識別技術(shù)[9]。但該參數(shù)有一個很大缺陷：它只能反映目前流體流動能力的強(qiáng)弱和地層的非均質(zhì)性，而不能反映出儲層參數(shù)的動態(tài)變化過程。因此在PI值的基礎(chǔ)上提出了一種新的組合參數(shù)——無因次PI值[3]，該參數(shù)考慮了優(yōu)勢通道形成前后儲層滲透率的動態(tài)變化，消除了儲層本身泄壓能力對壓降曲線的影響，可準(zhǔn)確有效地對優(yōu)勢通道進(jìn)行識別。

圖3　6井區(qū)W2Ⅴ油組產(chǎn)液量擬合結(jié)果

無因次PI值是對儲層滲流能力增強(qiáng)程度的度量，大小與儲層滲透率增大倍數(shù)(k/ki)成反比，即目前儲層中形成的優(yōu)勢通道發(fā)育級別越高，滲透率增大倍數(shù)越大，無因次PI值越小。其計算簡單，結(jié)果僅與計算時間的選取有關(guān)。計算時間選取的原則為：在關(guān)井時間t內(nèi)，測試井要完成主要的壓降幅度，曲線信息能反映出井筒和近井地帶一定范圍內(nèi)的地層信息。

根據(jù)井口壓力數(shù)據(jù)，對潿洲12-1北塊6井區(qū)進(jìn)行了優(yōu)勢通道識別。2008年4月24日對北塊多口注水井進(jìn)行了壓力測試，B4井PI值為16.24 MPa，無因次PI值為3.73，小于其余4口井的無因次PI平均值5.39，因此認(rèn)為B4與周圍生產(chǎn)井間的優(yōu)勢通道最為發(fā)育。

4　利用示蹤劑及流線模擬技術(shù)識別優(yōu)勢通道

流線模型不僅可以直觀顯示波及體積、配產(chǎn)系數(shù)，還能有效建立注水井和采油井之間的關(guān)系。在流線模型基礎(chǔ)上，通過在不同流體介質(zhì)中加入不同示蹤劑，可直接判斷注采井連通性及識別大孔道，定量計算優(yōu)勢通道厚度、體積及滲透率等井間參數(shù)，修正地質(zhì)模型，并提高剩余油分布預(yù)測的精確度。

4.1示蹤劑試井

示蹤劑[4-5]基本特征是其示蹤特征，即示蹤劑與被示蹤流體行為特征同步，或者二者之間具有可以量化的聯(lián)系。示蹤劑的監(jiān)測結(jié)果能夠定量或者定性反映被示蹤流體的運(yùn)移規(guī)律和特征。在示蹤劑篩選時，需考慮到有效示蹤劑的物理化學(xué)性質(zhì)、油藏巖石性質(zhì)、油田原生水及注入水性質(zhì)、生物穩(wěn)定性、經(jīng)濟(jì)性以及安全環(huán)保等諸多因素。

經(jīng)地層配伍性實(shí)驗(yàn)、熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)、背景濃度測定和靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)，最終確定了兩種微量元素示蹤劑Ho、Lu和化學(xué)示蹤劑 BHSZ-02作為潿洲12-1油田北塊6井區(qū)的示蹤劑，并確定了用量及施工方案。

WZ12-1油田B4、B13井于2012年12月初施工，通過B13井向W2Ⅳ油組注入示蹤劑Lu，通過B4井向W2Ⅴ油組注入示蹤劑Ho，向W2Ⅳ油組注入化學(xué)示蹤劑BHSZ-02。至2013年底累計檢測目標(biāo)井B8、B12井樣品共1158個。在檢測過程中經(jīng)過空白樣、標(biāo)樣測定、現(xiàn)場監(jiān)督、儀器比對、留樣再測等質(zhì)控方式，檢測結(jié)果準(zhǔn)確可靠。其中B8和B12井未見Lu和Ho，但都檢測出化學(xué)示蹤劑BHSZ-02(圖4)。

圖4　B4井組W2Ⅳ油組實(shí)際見劑情況

4.2示蹤劑解釋與流線模擬

示蹤劑解釋主要是利用三維流線方法來解釋井間示蹤劑產(chǎn)出情況，基本原理是在建立油水兩相流線數(shù)學(xué)模型的基礎(chǔ)上，考慮地層流體滲流機(jī)理，應(yīng)用流線方法模擬油水兩相驅(qū)替過程。

用三維流線模型[6]模擬井間示蹤劑的基本思路是，先利用隱式求出流體在連續(xù)多孔介質(zhì)中的壓力場，并應(yīng)用達(dá)西方程建立流體真實(shí)流動速度場；然后從注水井出發(fā)向生產(chǎn)井追蹤流線得到流體的流動軌跡；最后沿流線求出任意流線中任意一點(diǎn)的濃度和飽和度值并將其映射到原始網(wǎng)格系統(tǒng)，從而得到原始網(wǎng)格系統(tǒng)中的濃度和飽和度分布。在油藏流線場沒有發(fā)生變化的時候，用較小的時間步長求取飽和度場。在較大時間步長內(nèi)進(jìn)行及時的流線更新，不斷循環(huán)以上過程，就可以得到任一時間步長油藏示蹤劑的濃度和飽和度分布。

B8和B12兩口監(jiān)測井示蹤劑產(chǎn)出情況見圖5、圖6，流線模擬情況見圖7。

圖5　B8井W2Ⅳ示蹤劑產(chǎn)出曲線擬合

圖6　B12井W2Ⅳ示蹤劑產(chǎn)出曲線擬合

圖7　W2Ⅳ油組與W2Ⅴ油組流線分布(星號線：水去向；平滑線：來液方向)

根據(jù)擬合結(jié)果進(jìn)行了B4井組井間參數(shù)計算，計算結(jié)果見表1。

表1　 WZ12-1油田北塊B4W2Ⅳ井組井間參數(shù)計算結(jié)果

從監(jiān)測結(jié)果、解釋結(jié)果和計算結(jié)果可知，B12井實(shí)際于43天見示蹤劑BHSZ-02，說明經(jīng)過長期注入水沖刷，井間B4井與B12井在W2Ⅳ油組上存在大孔道或高滲條帶。利用示蹤劑監(jiān)測到的高滲層滲透率較大(1 000 ～ 4 000)×10-3μm2，但其厚度較小(2～7 cm)，因此得到的高滲通道體積不大(100～400 m3)，流經(jīng)這些高滲條帶的注入水量也不大(占總注入水比例2%～7%)。B8、B12井在監(jiān)測期間(B8井370 d，B12井180 d)未見示蹤劑Ho和Lu，說明B8、B12井與B4井在W2Ⅴ上連通性較差，B8井與B13井在W2Ⅴ上連通性較差。

在水驅(qū)優(yōu)勢通道識別、示蹤劑監(jiān)測分析、流線模擬分析結(jié)論的基礎(chǔ)上，重新預(yù)測了潿洲12-1北塊6井區(qū)的剩余油分布，認(rèn)為B4井注水主要向B12方向驅(qū)動，使得B4與B8 之間的剩余油無法動用，因此在此區(qū)域增加部署一口調(diào)整井，預(yù)計可累計增油9.73×104m3。

5　結(jié)論

(1)阻容模型(CRM)可利用注采開發(fā)數(shù)據(jù)定量反演油藏的井間動態(tài)連通性，無需增加額外的生產(chǎn)和測試成本，僅利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)即可得到較為準(zhǔn)確的井間動態(tài)連通系數(shù)。

(2)在PI值的基礎(chǔ)上推導(dǎo)的無因次PI值考慮優(yōu)勢通道形成前后儲層滲透率的動態(tài)變化，消除了儲層本身泄壓能力對壓降曲線的影響，可準(zhǔn)確有效地對優(yōu)勢通道進(jìn)行識別。

(3)示蹤劑試井可直接反映井間連通性，結(jié)合流線模型，不僅可以直觀顯示波及體積、配產(chǎn)系數(shù)，還可識別大孔道，定量計算優(yōu)勢通道厚度、體積及滲透率等井間參數(shù)。

(4)將以上方法綜合應(yīng)用于潿洲12-1油田北塊6井區(qū)，可以準(zhǔn)確認(rèn)識復(fù)雜斷塊油藏井間連通性和水驅(qū)優(yōu)勢通道，修正地質(zhì)模型，并由此提高了剩余油分布預(yù)測的準(zhǔn)確度，為后續(xù)的調(diào)整井措施奠定了基礎(chǔ)。

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編輯：黨俊芳

1673-8217(2016)04-0092-04

2016-02-26

曾桃，碩士，工程師，1981年生，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)與動態(tài)監(jiān)測工作。

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