竇琰，陳平，龐艷君，黃亮，李志軍，丁洋洋

（1.中國(guó)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(guó)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(guó)石油西南油氣田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川 成都 610041；4.中國(guó)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(kāi)發(fā)階段的砂礫巖油藏，受長(zhǎng)期注入水沖蝕的儲(chǔ)層性質(zhì)已發(fā)生了質(zhì)變，逐步形成水流優(yōu)勢(shì)通道且水淹嚴(yán)重，降低了驅(qū)替效率[1]；如不對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道有效識(shí)別和封堵，注水開(kāi)發(fā)效果和采收率將難以提高[2]。為此，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在水流優(yōu)勢(shì)通道研究方面開(kāi)展了大量工作。針對(duì)高彎曲分流河道[3]、曲流河點(diǎn)砂壩[4]、辮流河水道[5]等不同沉積微相，各種數(shù)學(xué)或動(dòng)靜態(tài)資料的判別方法非常豐富，包括采用水油比雙對(duì)數(shù)曲線[6]、無(wú)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(dòng)態(tài)孔隙網(wǎng)絡(luò)模型[11]、水力探測(cè)等定性定量方法判斷水流優(yōu)勢(shì)方向[12]、識(shí)別優(yōu)勢(shì)通道[13]，以及診斷大孔道的存在[14-16]，來(lái)驗(yàn)證水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別結(jié)果的合理性[17-18]。針對(duì)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(shì)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(jí)水流優(yōu)勢(shì)通道。目前，針對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道的定量識(shí)別表征和標(biāo)準(zhǔn)制定等方面的研究相對(duì)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(shì)通道的微觀識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)；楊勇[22]將注水強(qiáng)度比、采出程度、注水體積倍數(shù)比和無(wú)效水循環(huán)程度確定為勝利油田河流相油藏水流優(yōu)勢(shì)通道的界定指標(biāo)?？死斠烙吞颴區(qū)克下組油藏經(jīng)過(guò)50多年的注水開(kāi)發(fā)，已形成大量?jī)?yōu)勢(shì)通道。隨著30×104t級(jí)聚驅(qū)重大試驗(yàn)的開(kāi)展，油藏的井距進(jìn)一步縮小，水流優(yōu)勢(shì)通道分布更加復(fù)雜，嚴(yán)重影響了油田注水注聚的開(kāi)發(fā)效果。本文通過(guò)優(yōu)選前人的各種分析方法，結(jié)合本地區(qū)實(shí)際情況，運(yùn)用多種數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)方法，從地質(zhì)和開(kāi)發(fā)角度對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)進(jìn)行了劃分，采用動(dòng)靜態(tài)參數(shù)表征，建立識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行驗(yàn)證，提出了開(kāi)發(fā)治理對(duì)策，為后期注聚方案調(diào)整及提高聚驅(qū)試驗(yàn)效果提供參考依據(jù)[23-24]。

1 地質(zhì)與開(kāi)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(jiàn)表1），砂層平均厚度45 m， 垂向上分為 12個(gè)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(chǔ)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(jí)差變大，儲(chǔ)層連通性由西北向東南逐漸變差，整體儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。X區(qū)已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，產(chǎn)量遞減大。長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)易形成水流優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致注入水快速突進(jìn)，受效井含水率快速上升，無(wú)效注水大幅增加，嚴(yán)重影響了區(qū)塊的產(chǎn)能開(kāi)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(shì)通道識(shí)別方法

2.1 井間水流通道

開(kāi)發(fā)過(guò)程中，水流優(yōu)勢(shì)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(yùn)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(shí)別，結(jié)合示蹤劑檢測(cè)等現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試資料，確定井間水流優(yōu)勢(shì)通道分布。

1）采用灰色關(guān)聯(lián)法和秩相關(guān)系數(shù)法對(duì)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(dòng)態(tài)連通狀況，灰色關(guān)聯(lián)值越大，表示水井對(duì)油井影響越大。另外，通過(guò)采用Spearman秩相關(guān)系數(shù)計(jì)算注水量與產(chǎn)油量、產(chǎn)水量（一段時(shí)間），可判斷注采井間的相互關(guān)系及油水運(yùn)動(dòng)方向，秩相關(guān)系數(shù)越大，越能反映主水流方向。

2）對(duì)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(duì)于連通層，利用油水井厚度和滲透率能夠計(jì)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(guò)加權(quán)得到綜合系數(shù)來(lái)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(cè)成果，取與示蹤劑監(jiān)測(cè)成果相關(guān)性最高時(shí)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(guò)綜合判別，得到研究區(qū)井組的三參數(shù)綜合系數(shù)計(jì)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(jiàn)圖1），結(jié)合二八現(xiàn)金分流原則對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)進(jìn)行劃分。由圖1可以看出，曲線形態(tài)可以分為3個(gè)主要等級(jí)：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(shì)通道（即非通道）；0.625以上逐漸形成優(yōu)勢(shì)通道，0.665～0.760為弱優(yōu)勢(shì)通道（即次通道）；0.760以上為強(qiáng)優(yōu)勢(shì)通道 （即主通道），0.860以上3%的井組為極強(qiáng)優(yōu)勢(shì)通道。

圖1 三參數(shù)綜合系數(shù)劃分水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)

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(duì)目的層 S61—S74-2的各個(gè)小層的日注水量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，并對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)進(jìn)行評(píng)分。

2.2.1 日注水量統(tǒng)計(jì)分析

通過(guò)對(duì)X區(qū)克下組油藏2013年以來(lái)日注水量的統(tǒng)計(jì)，得到累積概率分布圖（見(jiàn)圖2）。

圖2 日注水量累積概率分布

1）非優(yōu)勢(shì)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(duì)日注水量有貢獻(xiàn)，因此該部分可視為非優(yōu)勢(shì)水流通道或非通道。

2）次優(yōu)勢(shì)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(duì)日注水量的貢獻(xiàn)幾乎無(wú)改變，因此視為達(dá)到了優(yōu)勢(shì)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(shì)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(shì)通道，其日注水量下限為6.5 m3。

3）強(qiáng)優(yōu)勢(shì)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(duì)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(shì)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(qiáng)水流優(yōu)勢(shì)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(qiáng)的水流優(yōu)勢(shì)通道，其日注水量下限為23 m3。

2.2.2 水流通道優(yōu)勢(shì)評(píng)分

水流優(yōu)勢(shì)通道是個(gè)相對(duì)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(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。研究表明，注水強(qiáng)度油田優(yōu)勢(shì)系數(shù)、注水強(qiáng)度井組優(yōu)勢(shì)系數(shù)和注水能力油田優(yōu)勢(shì)系數(shù)與水流優(yōu)勢(shì)通道的形成相關(guān)性較強(qiáng)，可以作為水流優(yōu)勢(shì)通道評(píng)分的技術(shù)指標(biāo)。按照經(jīng)驗(yàn)給出注水強(qiáng)度油田優(yōu)勢(shì)系數(shù)、注水強(qiáng)度井組優(yōu)勢(shì)系數(shù)和注水能力井組優(yōu)勢(shì)系數(shù)的權(quán)重分別為50%，30%，20%，采用總分篩選法，計(jì)算出總體得分。根據(jù)總分對(duì)注采單元水流通道的優(yōu)勢(shì)進(jìn)行自大至小排序，篩選出20%注采單元作為水流優(yōu)勢(shì)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(shì)通道（見(jiàn)圖3）。

圖3 克下組水流通道優(yōu)勢(shì)總分累積概率分布

3 水流優(yōu)勢(shì)通道定量表征

3.1 靜態(tài)特征參數(shù)

儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)，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(guò)油藏流動(dòng)模擬后，得到定量表征水流優(yōu)勢(shì)通道的靜態(tài)參數(shù)（見(jiàn)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(shì)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(shì)通道。

表2 水流優(yōu)勢(shì)通道定量表征靜態(tài)參數(shù)

3.2 動(dòng)態(tài)特征參數(shù)

開(kāi)發(fā)因素是形成水流優(yōu)勢(shì)通道的外因，注采強(qiáng)度越大，油田注采井間形成水流優(yōu)勢(shì)通道的可能性越大。X區(qū)克下組油藏經(jīng)過(guò)流動(dòng)模擬后，得到定量表征水流優(yōu)勢(shì)通道的動(dòng)態(tài)參數(shù)（見(jiàn)表3）。由表3可以看出，主通道的注水強(qiáng)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(chǔ)量和可動(dòng)儲(chǔ)量均小于次通道。由于區(qū)塊處于注水開(kāi)發(fā)后期，主通道經(jīng)過(guò)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(guò)比較主、次通道與非通道的動(dòng)態(tài)參數(shù)特征，說(shuō)明注水強(qiáng)度和注水量越大，越容易形成水流優(yōu)勢(shì)通道。

表3 水流優(yōu)勢(shì)通道定量表征動(dòng)態(tài)參數(shù)

4 水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)及檢驗(yàn)

4.1 建立水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

儲(chǔ)集巖的滲透性能是影響油田注水開(kāi)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(jí)差累積概率分布、突進(jìn)系數(shù)與變異系數(shù)的交會(huì)對(duì)比（見(jiàn)圖4—6），認(rèn)為儲(chǔ)層的滲透率越高，滲透率的級(jí)差、突進(jìn)系數(shù)越大，水流優(yōu)勢(shì)通道越容易形成。

圖4 滲透率級(jí)差累積概率分布

因此，水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)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(shì)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(duì)吸水率大于70%和相對(duì)產(chǎn)液率大于60%；滲透率大于950×10-3μm2，滲透率的級(jí)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(huì)圖

圖6 滲透率突進(jìn)系數(shù)與變異系數(shù)交會(huì)圖

4.2 水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)驗(yàn)證

根據(jù)X區(qū)克下組油藏水流優(yōu)勢(shì)通道綜合識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)，分別對(duì)主水流優(yōu)勢(shì)通道和次水流優(yōu)勢(shì)通道的非均質(zhì)性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析（見(jiàn)表4）。

表4 X區(qū)克下組水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)驗(yàn)證

X區(qū)克下組油藏主、次水流優(yōu)勢(shì)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(shí)別標(biāo)準(zhǔn)相接近，表明水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)可靠、準(zhǔn)確。通過(guò)分析主通道所在突破層的滲透率級(jí)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(jí)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(shí)，60%以上的小層已形成水流優(yōu)勢(shì)通道（見(jiàn)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(jí)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(shì)通道的影響及治理對(duì)策

由于長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，砂礫巖油藏普遍發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)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(wú)效水循壞嚴(yán)重，試驗(yàn)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(wèn)題。由于油水井間水流優(yōu)勢(shì)通道的存在形成連鎖反應(yīng)，直接對(duì)油田產(chǎn)量穩(wěn)定構(gòu)成威脅，并造成開(kāi)發(fā)后期的開(kāi)發(fā)形勢(shì)進(jìn)一步惡化。在充分認(rèn)識(shí)研究區(qū)高含水期儲(chǔ)層水流優(yōu)勢(shì)通道分布狀況及剩余油潛力的基礎(chǔ)上，提出了對(duì)分布面積大的優(yōu)勢(shì)通道整體調(diào)剖、對(duì)單井發(fā)育較多的主通道局部調(diào)剖的封堵對(duì)策，從而緩和注采矛盾、減少層間干擾，有效改善水驅(qū)開(kāi)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(jì)分析，確定了水流優(yōu)勢(shì)通道等級(jí)和評(píng)分結(jié)果，形成了砂礫巖油藏水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別方法。

2）通過(guò)對(duì)水流優(yōu)勢(shì)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(shì)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(shì)通道。注水強(qiáng)度和注水量越高，越容易形成水流優(yōu)勢(shì)通道。

3）建立了水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)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(shì)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(jí)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(shì)通道會(huì)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(wú)效水循壞，試驗(yàn)區(qū)聚竄、水淹等嚴(yán)重問(wèn)題，應(yīng)實(shí)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(duì)策，改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。