竇琰，陳平，龐艷君，黃亮，李志軍，丁洋洋

（1.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163111；3.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041；4.中國石油新疆油田分公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000；5.重慶科技學(xué)院，重慶 401331）

0 引言

進(jìn)入高含水、高采出程度開發(fā)階段的砂礫巖油藏，受長期注入水沖蝕的儲層性質(zhì)已發(fā)生了質(zhì)變，逐步形成水流優(yōu)勢通道且水淹嚴(yán)重，降低了驅(qū)替效率[1]；如不對水流優(yōu)勢通道有效識別和封堵，注水開發(fā)效果和采收率將難以提高[2]。為此，國內(nèi)外學(xué)者在水流優(yōu)勢通道研究方面開展了大量工作。針對高彎曲分流河道[3]、曲流河點砂壩[4]、辮流河水道[5]等不同沉積微相，各種數(shù)學(xué)或動靜態(tài)資料的判別方法非常豐富，包括采用水油比雙對數(shù)曲線[6]、無因次壓力指數(shù)[7]、灰色關(guān)聯(lián)理論[8]、數(shù)值模擬[9-10]、動態(tài)孔隙網(wǎng)絡(luò)模型[11]、水力探測等定性定量方法判斷水流優(yōu)勢方向[12]、識別優(yōu)勢通道[13]，以及診斷大孔道的存在[14-16]，來驗證水流優(yōu)勢通道識別結(jié)果的合理性[17-18]。針對克拉瑪依油田相近區(qū)塊的研究，白雷等[19]利用井間示蹤劑定量反演確定優(yōu)勢通道標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)；汪玉琴等[20]也利用示蹤劑的平均產(chǎn)出率、峰型特征等劃分出3級水流優(yōu)勢通道。目前，針對水流優(yōu)勢通道的定量識別表征和標(biāo)準(zhǔn)制定等方面的研究相對較少，且不同地區(qū)有不同的特性。肖紅林[21]將滲透率高、孔喉半徑大、配位數(shù)高、孔喉比低確定為遼河油田砂巖油藏水流優(yōu)勢通道的微觀識別標(biāo)準(zhǔn)；楊勇[22]將注水強度比、采出程度、注水體積倍數(shù)比和無效水循環(huán)程度確定為勝利油田河流相油藏水流優(yōu)勢通道的界定指標(biāo)?？死斠烙吞颴區(qū)克下組油藏經(jīng)過50多年的注水開發(fā)，已形成大量優(yōu)勢通道。隨著30×104t級聚驅(qū)重大試驗的開展，油藏的井距進(jìn)一步縮小，水流優(yōu)勢通道分布更加復(fù)雜，嚴(yán)重影響了油田注水注聚的開發(fā)效果。本文通過優(yōu)選前人的各種分析方法，結(jié)合本地區(qū)實際情況，運用多種數(shù)學(xué)統(tǒng)計方法，從地質(zhì)和開發(fā)角度對水流優(yōu)勢通道等級進(jìn)行了劃分，采用動靜態(tài)參數(shù)表征，建立識別標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行驗證，提出了開發(fā)治理對策，為后期注聚方案調(diào)整及提高聚驅(qū)試驗效果提供參考依據(jù)[23-24]。

1 地質(zhì)與開發(fā)特征

克拉瑪依油田X區(qū)克拉瑪依組油藏位于克拉瑪依市以東約25 km處的白堿灘地區(qū)，分布在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣的克拉瑪依逆掩斷裂帶上，北以克-烏斷裂白堿灘段、東南以南白堿灘斷裂、西以大侏羅溝斷裂為邊界，克拉瑪依組是受北部的克-烏斷裂遮擋的構(gòu)造-巖性油藏。斷裂控制了油藏的油氣水分布。研究區(qū)目的層為X區(qū)克下組油藏，地層厚度為100～170 m（見表1），砂層平均厚度45 m， 垂向上分為 12個單砂層（S61—S74-2），單層砂礫巖厚度3～5 m，油層平均厚度約14 m，平均孔隙度為17%，平均滲透率為250×10-3μm2?？讼陆M頂部有一套穩(wěn)定的泥巖段（約2～5 m）間隔了克上組油藏，儲層以山麓洪積相和河流相沉積的正旋回的粗粒礫巖為主。由北向南，礫石沉積厚度、粒徑逐漸變小，細(xì)小填充物含量增加，滲透率級差變大，儲層連通性由西北向東南逐漸變差，整體儲層非均質(zhì)性較強。X區(qū)已進(jìn)入開發(fā)后期，產(chǎn)量遞減大。長期注水開發(fā)易形成水流優(yōu)勢通道，導(dǎo)致注入水快速突進(jìn)，受效井含水率快速上升，無效注水大幅增加，嚴(yán)重影響了區(qū)塊的產(chǎn)能開發(fā)。

表1 克拉瑪依油田X區(qū)三疊系克下組地層特征

2 水流優(yōu)勢通道識別方法

2.1 井間水流通道

開發(fā)過程中，水流優(yōu)勢通道造成滲透性的變化必然引起生產(chǎn)特征的變化[25-26]。本文運用秩相關(guān)系數(shù)、灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)、井間阻力系數(shù)進(jìn)行綜合識別，結(jié)合示蹤劑檢測等現(xiàn)場測試資料，確定井間水流優(yōu)勢通道分布。

1）采用灰色關(guān)聯(lián)法和秩相關(guān)系數(shù)法對注采關(guān)系進(jìn)行分析。油水井月注水量與月采液量的關(guān)聯(lián)度可反映油水井之間的動態(tài)連通狀況，灰色關(guān)聯(lián)值越大，表示水井對油井影響越大。另外，通過采用Spearman秩相關(guān)系數(shù)計算注水量與產(chǎn)油量、產(chǎn)水量（一段時間），可判斷注采井間的相互關(guān)系及油水運動方向，秩相關(guān)系數(shù)越大，越能反映主水流方向。

2）對多層油藏油水井的井間連通性進(jìn)行分析。井組油井含水率差異大，表明油層非均質(zhì)性嚴(yán)重。對于連通層，利用油水井厚度和滲透率能夠計算出井間阻力，油水井間阻力小，反映與水流方向一致。

3）將灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)、秩相關(guān)系數(shù)和井間阻力系數(shù)統(tǒng)一考慮，通過加權(quán)得到綜合系數(shù)來進(jìn)行綜合判斷。首先，井間阻力系數(shù)權(quán)重分別取5%，10%，20%，30%，40%，50%；然后，根據(jù)示蹤劑監(jiān)測成果，取與示蹤劑監(jiān)測成果相關(guān)性最高時的權(quán)重，得到的井間阻力系數(shù)權(quán)重為40%；最后，灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)、秩相關(guān)系數(shù)各占剩余權(quán)重的一半，即灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)、秩相關(guān)系數(shù)的權(quán)重為30%。通過綜合判別，得到研究區(qū)井組的三參數(shù)綜合系數(shù)計算結(jié)果。

4）依據(jù)三參數(shù)綜合系數(shù)，繪制累積概率分布圖（見圖1），結(jié)合二八現(xiàn)金分流原則對水流優(yōu)勢通道等級進(jìn)行劃分。由圖1可以看出，曲線形態(tài)可以分為3個主要等級：60%左右的井組三參數(shù)綜合系數(shù)小于0.625，未形成優(yōu)勢通道（即非通道）；0.625以上逐漸形成優(yōu)勢通道，0.665～0.760為弱優(yōu)勢通道（即次通道）；0.760以上為強優(yōu)勢通道 （即主通道），0.860以上3%的井組為極強優(yōu)勢通道。

圖1 三參數(shù)綜合系數(shù)劃分水流優(yōu)勢通道等級

2.2 小層水流通道

截至2019年10月，X區(qū)克下組油藏共有油水井411口，正在生產(chǎn)的油水井294口（其中油井176口，注水井 118 口）。采用 Rdos軟件，對目的層 S61—S74-2的各個小層的日注水量進(jìn)行統(tǒng)計分析，并對水流優(yōu)勢通道等級進(jìn)行評分。

2.2.1 日注水量統(tǒng)計分析

通過對X區(qū)克下組油藏2013年以來日注水量的統(tǒng)計，得到累積概率分布圖（見圖2）。

圖2 日注水量累積概率分布

1）非優(yōu)勢水流階段。注采單元中78%的小層日注水量樣本累積概率集中在A段之前，累積概率曲線的數(shù)值相差最大，只有20%對日注水量有貢獻(xiàn)，因此該部分可視為非優(yōu)勢水流通道或非通道。

2）次優(yōu)勢水流階段。從A到C，日注水量樣本累積概率曲線也僅在AB段有一定明顯的增幅，BC段的變化緩慢，而日注水量累積概率曲線幾乎呈直線上升，表明雖然注采單元數(shù)量減少，但對日注水量的貢獻(xiàn)幾乎無改變，因此視為達(dá)到了優(yōu)勢水流階段。其中：AB段約11%的小層流入了25%水量，逐漸形成優(yōu)勢通道，其日注水量下限為3.0 m3；BC段7%的小層流入30%的水量，已經(jīng)形成優(yōu)勢通道，其日注水量下限為6.5 m3。

3）強優(yōu)勢水流階段。樣本累積概率曲線和日注水量累積概率曲線在C段之后逐漸趨于平緩，但后者斜率仍比前者大。此階段集中了注采單元4.0%的小層，對日注水量的貢獻(xiàn)約為25%。由此可知，此階段形成了明顯的水流優(yōu)勢通道，嚴(yán)重影響油田生產(chǎn)，在油田生產(chǎn)調(diào)整中需要優(yōu)先考慮。CD段3.5%的小層流入18%的水量，已形成強水流優(yōu)勢通道，其日注水量下限為13 m3，DE段約0.5%的小層流入7%的水量，形成極強的水流優(yōu)勢通道，其日注水量下限為23 m3。

2.2.2 水流通道優(yōu)勢評分

水流優(yōu)勢通道是個相對概念，不同油田的技術(shù)界限相差很大，難以形成統(tǒng)一的識別標(biāo)準(zhǔn)。研究表明，注水強度油田優(yōu)勢系數(shù)、注水強度井組優(yōu)勢系數(shù)和注水能力油田優(yōu)勢系數(shù)與水流優(yōu)勢通道的形成相關(guān)性較強，可以作為水流優(yōu)勢通道評分的技術(shù)指標(biāo)。按照經(jīng)驗給出注水強度油田優(yōu)勢系數(shù)、注水強度井組優(yōu)勢系數(shù)和注水能力井組優(yōu)勢系數(shù)的權(quán)重分別為50%，30%，20%，采用總分篩選法，計算出總體得分。根據(jù)總分對注采單元水流通道的優(yōu)勢進(jìn)行自大至小排序，篩選出20%注采單元作為水流優(yōu)勢通道的候選。結(jié)果表明，總分大于2.4的注采單元存在水流優(yōu)勢通道（見圖3）。

圖3 克下組水流通道優(yōu)勢總分累積概率分布

3 水流優(yōu)勢通道定量表征

3.1 靜態(tài)特征參數(shù)

儲層非均質(zhì)性越強，油田生產(chǎn)中注入水層間、層內(nèi)突進(jìn)、平面舌進(jìn)可能性越大。X區(qū)克下組經(jīng)過油藏流動模擬后，得到定量表征水流優(yōu)勢通道的靜態(tài)參數(shù)（見表2）。由表2可以看出，主、次通道的水井吸水厚度、油層有效厚度、孔隙體積、滲透率等參數(shù)存在明顯差異，并且孔隙體積和滲透率是水流優(yōu)勢通道形成的重要參數(shù)，即高孔高滲的油層更容易形成水流優(yōu)勢通道。

表2 水流優(yōu)勢通道定量表征靜態(tài)參數(shù)

3.2 動態(tài)特征參數(shù)

開發(fā)因素是形成水流優(yōu)勢通道的外因，注采強度越大，油田注采井間形成水流優(yōu)勢通道的可能性越大。X區(qū)克下組油藏經(jīng)過流動模擬后，得到定量表征水流優(yōu)勢通道的動態(tài)參數(shù)（見表3）。由表3可以看出，主通道的注水強度、平均含水率、注水量及波及系數(shù)均大于次通道，而注采比、含油飽和度、剩余儲量和可動儲量均小于次通道。由于區(qū)塊處于注水開發(fā)后期，主通道經(jīng)過水流充分驅(qū)替后掃油面積更大，波及系數(shù)大于次通道。通過比較主、次通道與非通道的動態(tài)參數(shù)特征，說明注水強度和注水量越大，越容易形成水流優(yōu)勢通道。

表3 水流優(yōu)勢通道定量表征動態(tài)參數(shù)

4 水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)及檢驗

4.1 建立水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)

儲集巖的滲透性能是影響油田注水開發(fā)效益的重要因素。根據(jù)巖性和沉積微相分析，以及孔滲關(guān)系、滲透率級差累積概率分布、突進(jìn)系數(shù)與變異系數(shù)的交會對比（見圖4—6），認(rèn)為儲層的滲透率越高，滲透率的級差、突進(jìn)系數(shù)越大，水流優(yōu)勢通道越容易形成。

圖4 滲透率級差累積概率分布

因此，水流優(yōu)勢通道的識別標(biāo)準(zhǔn)為：巖性為物性較好的中砂巖、粗砂巖、含礫砂巖、支撐礫巖等；沉積微相為主力層優(yōu)勢相扇中辮流水道；沉積韻律為復(fù)合、反韻律高滲段、正韻律底部；注入水突破層相對吸水率大于70%和相對產(chǎn)液率大于60%；滲透率大于950×10-3μm2，滲透率的級差大于70，變異系數(shù)大于0.75，突進(jìn)系數(shù)大于4.2。

圖5 突破層與未突破層孔滲交會圖

圖6 滲透率突進(jìn)系數(shù)與變異系數(shù)交會圖

4.2 水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)驗證

根據(jù)X區(qū)克下組油藏水流優(yōu)勢通道綜合識別標(biāo)準(zhǔn)，分別對主水流優(yōu)勢通道和次水流優(yōu)勢通道的非均質(zhì)性進(jìn)行統(tǒng)計分析（見表4）。

表4 X區(qū)克下組水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)驗證

X區(qū)克下組油藏主、次水流優(yōu)勢通道的巖性為中砂巖、粗砂巖、含礫砂巖，沉積微相為扇中辮流水道、漫流砂，韻律性為復(fù)合、反韻律高滲段、正韻律底部，平面物性延展性好，均與識別標(biāo)準(zhǔn)相接近，表明水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)可靠、準(zhǔn)確。通過分析主通道所在突破層的滲透率級差、滲透率突進(jìn)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率的累積概率分布，表明當(dāng)滲透率級差大于60，突進(jìn)系數(shù)大于3.2，變異系數(shù)大于0.7，滲透率大于910×10-3μm2時，60%以上的小層已形成水流優(yōu)勢通道（見圖7—10）。

圖7 主通道滲透率累積概率分布

圖8 主通道滲透率級差累積概率分布

圖9 主通道滲透率變異系數(shù)累積概率分布

圖10 主通道滲透率突進(jìn)系數(shù)累積概率分布

5 水流優(yōu)勢通道的影響及治理對策

由于長期注水開發(fā)，砂礫巖油藏普遍發(fā)育水流優(yōu)勢通道，造成注水井井口壓力降低、視吸水指數(shù)升高，注入水單層突進(jìn)嚴(yán)重、縱向吸水差異大，地層存水率低、無效水循壞嚴(yán)重，試驗區(qū)聚竄嚴(yán)重、采聚濃度上升快，形成底部水淹等嚴(yán)重問題。由于油水井間水流優(yōu)勢通道的存在形成連鎖反應(yīng)，直接對油田產(chǎn)量穩(wěn)定構(gòu)成威脅，并造成開發(fā)后期的開發(fā)形勢進(jìn)一步惡化。在充分認(rèn)識研究區(qū)高含水期儲層水流優(yōu)勢通道分布狀況及剩余油潛力的基礎(chǔ)上，提出了對分布面積大的優(yōu)勢通道整體調(diào)剖、對單井發(fā)育較多的主通道局部調(diào)剖的封堵對策，從而緩和注采矛盾、減少層間干擾，有效改善水驅(qū)開發(fā)效果。

6 結(jié)論

1）利用灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)、秩相關(guān)系數(shù)、井間阻力系數(shù)等參數(shù)，結(jié)合日注水量統(tǒng)計分析，確定了水流優(yōu)勢通道等級和評分結(jié)果，形成了砂礫巖油藏水流優(yōu)勢通道識別方法。

2）通過對水流優(yōu)勢通道的定量表征，認(rèn)為孔隙體積和滲透率是形成水流優(yōu)勢通道的重要參數(shù)，即高孔高滲的油層容易形成水流優(yōu)勢通道。注水強度和注水量越高，越容易形成水流優(yōu)勢通道。

3）建立了水流優(yōu)勢通道識別標(biāo)準(zhǔn)：巖性為物性較好的中砂巖、粗砂巖等；沉積微相為主力層優(yōu)勢相扇中辮流水道；沉積韻律為復(fù)合、反韻律高滲段、正韻律底部；滲透率大于 950×10-3μm2，滲透率的級差大于70，變異系數(shù)大于0.75，突進(jìn)系數(shù)大于4.2。

4）水流優(yōu)勢通道會造成注水井井口壓力降低、視吸水指數(shù)升高，注入水單層突進(jìn)、無效水循壞，試驗區(qū)聚竄、水淹等嚴(yán)重問題，應(yīng)實行區(qū)域整體調(diào)剖和單井局部調(diào)剖相結(jié)合的封堵對策，改善水驅(qū)開發(fā)效果。