李鳳穎，雷 霄，張喬良，查玉強，孫勝新

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司研究院，廣東湛江 524057）

油藏連通性是油田開發(fā)方案編制、生產(chǎn)管理和井網(wǎng)調(diào)整的重要評價指標。前人在研究連通性時，主要依據(jù)地質(zhì)、地震、動態(tài)、測試和數(shù)理統(tǒng)計方法。地質(zhì)和地震方法屬于靜態(tài)范疇，主要根據(jù)沉積微相刻畫和旋回對比，建立地層格架，結合地震橫向預測，描述砂體分布，定性描述砂體連通性，但單一的靜態(tài)連通性很難反映連通程度；動態(tài)和測試方法屬于動態(tài)范疇，主要根據(jù)井間壓力變化和注采響應定性描述砂體連通性，但反饋信號存在滯后性，現(xiàn)場測試會耗費大量的時間，影響開發(fā)井生產(chǎn)；近年來主要采用數(shù)理統(tǒng)計方法分析注采動態(tài)數(shù)據(jù)，判斷井間砂體動態(tài)連通性，但回歸關系函數(shù)復雜，關鍵參數(shù)求取難度大，計算結果不確定性較大[1-3]。本文基于非線性滲流機理，開展CT掃描數(shù)字化巖心分析，計算微元體非線性滲流參數(shù)，建立連通性定量表征函數(shù)，利用三維精細地質(zhì)模型構建油藏數(shù)值模擬網(wǎng)格模型，將壓力場轉(zhuǎn)化為動態(tài)連通場，實現(xiàn)連通性的空間動態(tài)定量表征。

潿洲A油田位于南海北部灣海域，構造上位于南海北部灣盆地潿西南凹陷東南斜坡上，為始新世末期形成的伸向凹陷的復雜斷塊構造。主力生產(chǎn)層位流二段為古近系始新統(tǒng)流沙港組二段地層，發(fā)育三角洲外前緣席狀砂沉積，屬于斷塊控制的封閉、半封閉斷塊油藏，驅(qū)動類型主要為彈性驅(qū)動，天然能量較弱，開發(fā)方式為注水保壓開發(fā)。作為薄互層油藏，流二段單砂體厚度薄，單個油層厚度僅1 m～3 m；儲層橫向變化快，非均質(zhì)性較強，儲層凈毛比僅30 %～50 %；儲層物性差，滲透率6 mD～12 mD，主要為中孔低滲儲層。由于流二段砂體連通性復雜，明確砂體連通性是指導注采井網(wǎng)優(yōu)化，提高注水開發(fā)效果的關鍵。

1 連通性空間動態(tài)定量表征方法

1.1 非線性滲流機理

針對低滲油藏，由于儲層孔隙度和滲透率低，孔道細小，微觀結構復雜，流體在多孔介質(zhì)中的流動會發(fā)生賈敏效應、卡斷現(xiàn)象、界面分子力作用和邊界層效應等現(xiàn)象，增大在流動方向的阻力，遵循非線性滲流規(guī)律。毛細管的管徑及潤濕性是多孔介質(zhì)內(nèi)流體微觀分布及流動阻力的主要決定因素，在不同的壓差條件下，儲層巖石內(nèi)實際參與流動的孔道數(shù)量、流動路徑及各孔道內(nèi)的流速將會不同，在不同驅(qū)動壓差下，多孔介質(zhì)所表現(xiàn)出來的滲流能力將會不同[4-6]。對于低滲透多孔介質(zhì)，當壓力梯度足夠小時，微觀上所有孔道均不參與流動，將導致出現(xiàn)無流動的情況，通過不斷增大驅(qū)動壓差，當驅(qū)替壓差逐漸增大到最小阻力孔道的啟動壓力梯度A點時（見圖1），流體開始流動；隨著壓差的進一步增大，參與流動的孔道逐漸增多，大部分孔道開始流動，直到壓力梯度達到B點時，理論上驅(qū)替壓差克服了多孔介質(zhì)中所有孔道的毛管阻力，該多孔介質(zhì)中的所有孔道參與流動[7-9]。因此，儲層連通性與壓力梯度有著密切的關系。

圖1 非線性滲流連通孔道變化示意圖Fig.1 Sketch map of connecting channel change of non-linear permeability

1.2 基于CT掃描分析連通孔道

Micro-CT成像原理是采用微焦點X線球管對樣品各個部位的層面進行掃描投射，樣品通過樣品控制臺作高精度的定位和旋轉(zhuǎn)，X射線穿過樣品，探測器用于接收圖像,每旋轉(zhuǎn)一個角度獲得一張模糊不清的透視圖，這些圖片作為原始信息由計算機處理和重構3D圖像（見圖2）?？紤]到鉆取巖心時，其表面層可能被破壞，對于25 mm直徑的巖心柱，只選取中部1 cm×1 cm×1 cm的單元體作為研究對象，根據(jù)巖心全三維掃描圖像，提取巖心中段單元體的孔徑分布特征，將其在空間上等分為10 000份，計算每一個小微元內(nèi)毛細管平均孔徑及其對應的毛管壓力,識別數(shù)字巖心微觀孔隙結構參數(shù)，為進一步分析非線性滲流規(guī)律提供了基礎資料，毛管力計算公式如下[10-12]：

提取孔道特征后對孔道分析，得到孔徑分布，劃分微元體，以軸向截面為單位，統(tǒng)計每個微元面內(nèi)的平均孔徑，根據(jù)毛管力公式計算各個微元體的平均毛管力，對比設定的驅(qū)動壓力，統(tǒng)計參與流動的微元體數(shù)，利用Carman公式計算微元體平均孔徑對應的滲流能力，給定流體黏度，利用一維線性流公式，計算當前驅(qū)替壓差下的流量，再除以巖心截面積，得到表觀流速，通過分析表觀流速與驅(qū)替壓差之間的關系，評價流動的動力學特征，根據(jù)線性段回歸直線與橫坐標的交點，確定當前條件下的啟動壓力梯度（見圖3）[13-15]。根據(jù)計算的每個微元體的啟動壓力梯度，則可統(tǒng)計在當前壓力梯度情況下巖心參與流動的孔道數(shù)量，建立巖心連通孔道比例與壓力梯度的函數(shù)關系式：

圖3 計算啟動壓力梯度的流程Fig.3 Process of calculation of starting pressure gradient

1.3 建立動態(tài)連通場

利用CT掃描數(shù)字巖心，識別微觀孔喉結構參數(shù)，基于非線性滲流模型，可計算出連通孔道比例與壓力梯度的函數(shù)關系，實現(xiàn)了連通性的定量表征。利用CT掃描實驗構建的函數(shù)關系，基于油藏數(shù)值模擬研究，將油藏壓力梯度場轉(zhuǎn)化為連通孔道場，進一步實現(xiàn)空間定量表征連通性，但這面臨著技術難題[16-18]。傳統(tǒng)的數(shù)值模擬eclipse軟件無法輸出壓力梯度場，只能輸出壓力場，針對該問題，提出了以下考慮非線性滲流的連通場計算方法。

1.3.1 壓力梯度場的求取 壓力梯度指的是沿流體流動方向，單位長度上的壓力變化，反映了作用在多孔介質(zhì)兩端驅(qū)替壓差的強度。針對數(shù)值模擬，作用到單個網(wǎng)格上的驅(qū)替壓力主要來自i，j，k三個方向（見圖4），考慮到流二段為薄互層油層，單砂體厚度在1 m～3 m，因此，在注水開發(fā)情況下，驅(qū)替能量主要來自平面上的i，j兩個方向，則單個網(wǎng)格的壓力梯度也主要來自i，j兩個方向上的▽Pj和▽Pi，共同作用下的▽P[19-21]。

單個網(wǎng)格在i方向上壓力梯度：

單個網(wǎng)格在j方向上壓力梯度：

單個網(wǎng)格壓力梯度的模：

圖4 數(shù)值模擬網(wǎng)格作用壓力示意圖Fig.4 Sketch map of the pressure on the grid of the numerical simulation

在建立了數(shù)值模擬單個網(wǎng)格壓力梯度計算公式以后，那么三維壓力梯度場E（▽P）與三維壓力場E（P）之間的轉(zhuǎn)化關鍵在于每個網(wǎng)格的轉(zhuǎn)化求取：

按照以上數(shù)值模擬壓力梯度場求取方法，基于地質(zhì)油藏一體化軟件Petrel-RE平臺對網(wǎng)格進行編程計算，就可以將傳統(tǒng)數(shù)值模擬輸出的壓力場轉(zhuǎn)化為壓力梯度場，這成功解決了傳統(tǒng)數(shù)值模擬無法輸出壓力梯度場的不足。

1.3.2 連通場的求取 利用CT掃描實驗構建了巖心連通孔道比例與壓力梯度的函數(shù)關系式（公式7），那么連通場的求取關鍵在于將壓力梯度場轉(zhuǎn)化為連通孔道場：

利用以上計算方法，可將油藏數(shù)值模擬任意時刻的油藏壓力網(wǎng)格模型轉(zhuǎn)化為連通孔道模型，將傳統(tǒng)的壓力場轉(zhuǎn)化為連通場。動態(tài)連通場與地質(zhì)油藏諸多因素有關，在靜態(tài)方面與儲層物性、非均質(zhì)性和流體性質(zhì)等方面有關，在動態(tài)方面與油田井網(wǎng)部署、油井生產(chǎn)壓差和注采關系等方面有關。動態(tài)連通場的建立，實現(xiàn)了連通性的三維、動態(tài)和定量表征，可以分析油田在任何開發(fā)階段的油藏連通孔道分布，形成了連通性空間動態(tài)定量表征新技術，為油田開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整和生產(chǎn)工作制度優(yōu)化提供了技術支持。

2 應用實例

2.1 潿洲A油田動態(tài)連通場分類評價

利用潿洲A油田6號井在流二段油層段不同物性巖心（3-1巖心滲透率6.80 mD，3-2巖心滲透率10.96 mD）開展CT掃描實驗，將重疊的三維X光投影圖像分解為二維平面圖像信息，并最終通過三維重構技術形成巖心的三維立體圖像，實現(xiàn)了巖心的數(shù)字化處理。以3-1巖心為例，通過識別微觀孔喉結構參數(shù)表明，流二段巖心大于1 μm的毛管段數(shù)為46.16萬，大于10 μm的毛管段數(shù)為15.57萬，體積峰值管徑為98.95 μm，體積加權管徑為136.66 μm，數(shù)量加權管徑為19.84 μm，整體上屬于低孔隙度、低滲透和小毛管徑的儲層。通過計算微元體非線性滲流參數(shù)，建立了巖心連通孔道比例和壓力梯度的關系（見圖5）。當壓力梯度小于0.002 MPa/m，即小于最小阻力孔道啟動壓力梯度時，連通孔道比例為0 %，當壓力梯度介于0.002 MPa/m～0.027 3 MPa/m時，連通孔道比例隨著壓力梯度的增加而逐漸增加，當壓力梯度達到0.027 3 MPa/m時，連通孔道比例達到100 %，具體函數(shù)關系：

圖5 流二段巖心連通孔道比例與壓力梯度關系曲線Fig.5 Relation curve of connecting channel ratio and pressure gradient

考慮到不同滲透率儲層具有不同的孔喉結構，對應有不同的壓力梯度與連通孔道比例的關系，因此在計算連通場時考慮滲透率分級，滲透率6 mD～9 mD儲層對應3-1巖心測試結果，滲透率9 mD～12 mD儲層對應3-2巖心測試結果。利用本文提出的考慮非線性滲流規(guī)律的動態(tài)連通性計算方法（公式3～公式7）建立了低滲開發(fā)區(qū)西一塊目前衰竭開發(fā)情況下的動態(tài)連通場。從連通場疊合平面分布圖（見圖6a）可以看出，衰竭開發(fā)情況下，A1/A2/A3井主體區(qū)連通孔道比例在40 %～70 %。為了分類評價連通場的強弱，本文擬定了連通場分類評價標準：

Ⅰ類（好）：連通孔道比例80 %～100 %

Ⅱ類（中）：連通孔道比例50 %～80 %

Ⅲ類（差）：連通孔道比例小于50 %

圖6 西一塊衰竭開發(fā)連通場平面分布圖Fig.6 Map of connected field of failure to develop in the Xi block

從連通場分類評價圖（見圖6b）可以看出，由于西一塊儲層物性差（滲透率6 mD～12 mD），開發(fā)井距大（600 m～1 000 m），衰竭開發(fā)情況下地層能量不足（壓力系數(shù)0.7），導致目前主體區(qū)存在大部分的第Ⅲ類連通類型，即儲層連通孔道比例低于50 %，衰竭開發(fā)的儲量動用率不足50 %。由于A1井鉆遇儲層物性是區(qū)塊所有開發(fā)井中的最差（滲透率6 mD），產(chǎn)能也最低，采液指數(shù)僅7.1 m3/（d·MPa），因此生產(chǎn)過程中產(chǎn)量遞減較快，目前日產(chǎn)油量已經(jīng)從初期的100 m3減小至25 m3，生產(chǎn)壓差逐步減小，波及動用范圍內(nèi)的壓力梯度也逐步減小，普遍在0.02 MPa/m左右，第Ⅱ類連通性僅局限在近井80 m范圍內(nèi)，急需注水補充能量，提高生產(chǎn)壓差，提高連通孔道比例，改善開發(fā)效果。油藏連通孔道比例的高低和連通類型的分布規(guī)律是油田衰竭開發(fā)的關鍵，為后續(xù)衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)為注水開發(fā)后，如何優(yōu)化注采井網(wǎng)具有重要的指示作用。動態(tài)連通場的應用關鍵在于如何改善連通場，以提高油田開發(fā)效果。

2.2 動態(tài)連通場在注采井網(wǎng)調(diào)整中的應用

在西一塊現(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)下，根據(jù)開發(fā)方案，計劃利用A3井注水，A1井和A2H井采油，形成1注2采的注采井網(wǎng)，考慮注采平衡（瞬時注采比1：1）。由于A1井與A3井之間注采井距達到了約1 000 m，儲層物性較差，因此從計算的連通場評價圖（見圖7a）表現(xiàn)出，A1井與A3井之間存在大部分的第Ⅲ類連通性，注水受效性存在不確定性。為了優(yōu)化注采井網(wǎng)，提高注水開發(fā)效果，本次根據(jù)連通場分類評價圖，提出在A1井與A3井之間加密調(diào)整井A16井進行注水，A1、A2H和A3井采油，形成1注3采井網(wǎng)，注采井距的縮小提高了注采壓力梯度，從注水開發(fā)后計算的連通場評價圖（見圖7b）表現(xiàn)出，A1井與A3井之間連通性得到了較高的改善，西一塊主體區(qū)連通孔道以第Ⅰ類為主，第Ⅱ類為輔?？梢?，動態(tài)連通場可以直觀的體現(xiàn)油藏注水開發(fā)的注采井網(wǎng)適應性，指導調(diào)整注采井網(wǎng)，保證注水受效性，為有效注水開發(fā)奠定了基礎。

2.3 動態(tài)連通場在生產(chǎn)壓差優(yōu)化中的應用

圖7 西一塊不同注采井網(wǎng)連通場評價圖Fig.7 Evaluation of figure of connecting field for different pattern

傳統(tǒng)注水開發(fā)認為，生產(chǎn)壓差越大，采油速度越高，越不利于油田開發(fā)。西一塊注水開發(fā)情況下，若采油井生產(chǎn)壓差在2 MPa～3 MPa，產(chǎn)油量50 m3/d～100 m3/d，采油速度3.3 %，從計算的連通場評價圖（見圖8a）表現(xiàn)出，主體區(qū)連通孔道整體上以第Ⅱ類為主，平均連通孔道比例55 %，油藏連通儲量約115.5×104m3；若采油井生產(chǎn)壓差提高到3 MPa～5 MPa，日產(chǎn)油量提高到50 m3～200 m3，采油速度5.8 %，從計算的連通場評價圖（見圖8b）表現(xiàn)出，主體區(qū)連通孔道整體上以第Ⅰ類為主，平均連通孔道比例65 %，油藏連通儲量約136.5×104m3?？梢?，在合理采油速度范圍內(nèi)，通過提高生產(chǎn)壓差，克服小孔隙毛管阻力，可以改善油藏連通孔道比例，達到提高油藏產(chǎn)量和連通儲量的目的，最終提高低滲油藏的開發(fā)效果。

3 結論

（1）針對低滲透油藏，由于儲層微觀孔隙結構比較復雜，流體在多孔介質(zhì)中遵循非線性滲流規(guī)律，儲層連通孔道比例隨著壓力梯度的增加而逐漸增加。

（2）利用CT掃描將巖心數(shù)字化，識別微元體孔隙結構參數(shù)，可計算每個微元體的啟動壓力梯度，進一步統(tǒng)計在當前壓力梯度情況下巖心參與流動的孔道數(shù)量，建立了巖心連通孔道比例與壓力梯度的函數(shù)關系式，實現(xiàn)了連通性的定量標準。

（3）本次提出了考慮非線性滲流規(guī)律的低滲油藏動態(tài)連通場計算新方法。將傳統(tǒng)的數(shù)值模擬輸出的壓力場轉(zhuǎn)化為動態(tài)連通場，實現(xiàn)了連通性的三維、動態(tài)和定量表征，形成了連通性空間動態(tài)定量表征新技術，解決了傳統(tǒng)研究方法無法空間定量表征連通性的不足。

（4）針對低滲透注水開發(fā)油田，基于連通性分類評價結果，可以直觀的指導注采井網(wǎng)的調(diào)整和生產(chǎn)工作制度的優(yōu)化，為保障注水受效性和提高開發(fā)效果具有重要的意義。

符號說明：

Pc-毛管壓力，MPa；σ-油水界面張力，mN/m；θ-油水巖石潤濕接觸角，°；rc-管徑，cm；φ-孔隙度，%；K-滲透率，mD；ΔP-生產(chǎn)壓差，MPa；μ-黏度，mPa·s；Q-流量，m/s；▽P-壓力梯度，MPa/m；F-連通孔道比例，%；L-網(wǎng)格尺寸，m。

圖8 西一塊不同生產(chǎn)壓差連通場評價圖Fig.8 Evaluation of figure of connecting field for different pressure