彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

万青山，赵 辉，喻高明

（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

油藏井间动态连通性研究能够有效的描绘地下油层的分布状况和注入水渗流规律，对于油田开发调整意义重大。目前常用的油藏井间动态连通性研究方法主要包括地球化学方法、示踪剂测试、压力测试、干扰试井和脉冲试井、数值模拟、人工神经网络等[1]。但是上述方法数据获取难度大，操作复杂，影响油田的正常生产，且需要耗费大量的人力物力。而利用开发动态数据来研究油藏井间动态连通性，不仅数据的获取比较容易，而且也能得到较有效的结果，因此利用注采动态数据进行井间连通性反演成为一类重要的方法[2]。其模型主要包括相关系数分析模型[3-4]、多元线性回归模型[5]、弹性压缩模型[6]、系统分析模型[7]等。但以上方法都没有考虑关停井等措施对反演结果的影响。本文利用生产动态数据反演井间动态连通性，同时考虑关停井的问题，建立了井间动态连通性反演模型，对彩南油田彩9井区西山窑组油藏进行了应用和分析，指导后期油藏的开发调整。

1 油藏概况

彩南油田位于准噶尔盆地中央隆起带东段白家海凸起东斜坡带上，呈北西—东北走向。彩9井区西山窑组位于彩南油田的西部，是为一被断裂切割而复杂化的低幅度背斜油藏，两翼地层倾角2～3°，埋深2 230 m，闭合高度为101 m。储层岩性主要为细砂岩，中砂岩次之，具有正韵律特征，有效厚度平均13.7 m。储层孔隙度平均为14.6%，储层渗透率平均为2.81×10-3μm2。非均质性强，储层裂缝较发育，且多为高角度或垂直裂缝。地层油粘度3.35 mPa·s，地层油密度0.754 g/cm3。天然气相对密度为0.659 7，粘度为0.015 8 mPa·s。原始地层压力为21.27 MPa，原始压力系数为0.93，属正常压力系统。综合含水85.1%，年注水量16.4×104m3，年产油量2.3×104t，采液速度0.98%，采油速度0.15%，采出程度22.32%。

2 油水井井间动态连通性模型

油田开发动态数据是能够体现油藏开发特征的参数，而油藏是一个复杂的动力学平衡系统，水井注水量的变化会引起油井产液的变化波动，反映了油水井间的连通性。油井产液量的波动幅度与油水井连通性相关，连通性越好，水井注水量波动幅度越大，油井产液量变化幅度也越大。本文在赵辉[7]提出的基于系统分析方法建立的井间动态连通性模型的基础上进行改进，新模型参数更多，并且考虑了油田关停井情况。对调整措施多、关停井严重的彩南油田彩9井区西山窑组油藏连通性反演比较合适。

对于彩南油田彩9井区西山窑组油藏整个区块，考虑多口注水井多口生产井的情况，则该区块连通程度可有如下模型表征。

式中：qj（n）表示n时刻第j口生产井的产液量；ii（n）表示第i口注水井n时刻的注水量；λij为表示第i口注水井对第j口生产井的贡献权重值，定义为连通系数，表征井间的动态连通程度，与井距和非均质程度有关。βij表示信号的衰减与滞后，定义为时滞系数；生产井j产液量初始值。

由于关停井后，注水井周围的压力会发生变化，产液量也会进行重新分配，则注采井之间的连通系数也发生变化。具体而言，关停井之后，注水井注入量在其周围正在生产油井产液量会增加，注水井与其周围的生产井的连通系数会增大。以五点井网均质油藏为例，若出现关停井，则需要对模型进行修正，修正后的模型如下：

图1 关井后连通系数重新分配示意图

3 反演计算及结果分析

3.1 计算结果

井间动态连通性的反演求解，其主要是通过拟合实际生产观测数据来不断的更新初始油藏地质参数，最终获得尽可能接近实际的油藏地质参数。选取了彩南油田彩9井区西山窑组油藏进行反演验证。该油藏区块非均质强，水淹严重，渗透率低，水驱开发效果很差。本方法可消除井区关停井的影响，故为准确的反演西山窑组井间动态连通性，选取了该油田自投产以来到2011年9月所有的注采数据，以三个月为间隔取数据点。关停井之后，油井生产数据为0。

利用注采动态数据，运用拟牛顿方法[8]结合Matlab编写程序，反演得到井间连通系数，然后利用编写的软件根据反演的连通系数绘制出井间连通示意图（见图2）。以注水井为中心，蓝色箭头表示的是连通性的方向，大小表示的为连通系数的大小。

图2 彩9井区西山窑组井间动态连通性反演结果

3.2 示踪剂与微地震结果分析

通过示踪剂结果能够清晰准确的反映出井间连通性的大小，微地震解释能反映出油水井间渗透率情况，从而也能反映井间的连通情况。根据彩南油田彩9井区西山窑组油藏示踪剂和微地震解释的结果与连通性反演对比分析（见图3），其中蓝色表示井间连通性反演结果，红框表示微地震解释结果，红色箭头表示示踪剂解释结果。从图中可以看出利用注采数据反演的结果和示踪剂、微地震解释结果有较好的一致性。从动态连通性反演结果看到，C1295井与C2067井和C2076井之间连通性好。示踪剂解释结果看出，从C1295井注入示踪剂之后，C2076井在41.83 h见到示踪剂，C2067井在594 h检测到示踪剂，而其它监测井在三个月内未监测到示踪剂。从微地震解释结果也能得出，C1295-C2076方向和C1295-C2077方向渗透率较好，可以反映C1295井与C2076井之间井连通性较好。由于该区块油藏非均质性强，不同的方法可能存在误差，但大致结论一致，反演效果较好。从图4中也可以得到类似的结论。

3.3 注水见效分析

当油田在注水开发阶段，注水见效是研究油藏连通性的主要方法之一。注水井注入量的波动反映在生产井产液量变化，也可以说明注采井间连通性状况。注采井之间连通性大小也对应该注采井之间的注采响应关系。连通性好的注采井，注采井间有较好的注采响应关系；反之，则注采井间注采响应关系较差。

图3 C1295井间连通性对比结果

图4 C2272井组井间连通性对比结果

图5 C2272井组注采动态关系

根据上述方法对彩南油田彩9井区西山窑组油藏C2272井组进行注采见效分析（见图5）。对C2272井周围的生产井C2281井，C2273井，C2271井，C2263井从1994年12月到2011年12月的产液量进行对比分析，注入井C2272从1994年12月开始注水到1997年6月，平均日注水量逐渐增加，随后，平均日注水量减小，注水强度减弱。而生产井C2281，C2273，C2271，C2263的平均日产液在短暂的下降之后快速上升，而后随注水量增速的减小而呈现下降趋势。周围生产井平均日产液量波动趋势整体和注水井C2272井平均日注水趋势相同，响应关系一致。从而说明C2272与C2281井，C2273井，C2271井，C2263井连通性较好。从图2中可以看出，注水井C2272与C2281井、C2273井、C2271井、C2263井也确实有较好的井间连通关系，这与井间动态连通性反演结果基本一致。

结合上述分析，根据连通模型反演计算所得结果（见图2），由于储层非均质特征，各井组在不同方向连通情况存在一定差异。整体来看，西区油田油水流向以西北-东南方向为主，推测在主要的渗流方向上存在裂缝，可以进一步论证。

4 结论

（1）运用注采数据进行井间动态连通性，绘制了全区井间动态连通图，能够清晰看到井间动态连通性的大小和方向，为该区后期油藏开发方案调整提供指导依据。

（2）动态连通结果能够反映真实的油藏情况，并且可以大致确定油藏渗透率分布以及高渗带的方向，对于是否存在裂缝有待进一步论证。

[1]陶德硕.水驱和聚合物驱油藏井间动态连通性定量识别研究[D］.中国石油大学石油工程学院（华东），2011.

[2]赵辉，姚军，等.利用注采开发数据反演油藏井间动态连通性[J］.中国石油大学学报（自然科学版），2010，（34）：91-94.

[3]连承波.油田产量影响因素的灰色关联分析[J］.天然气地球科学，2006，17（6）:851-853.

[4]王治国，张继成，等.应用速率关联度分析井间连通情况[J］.特种油气藏，2011，18（3）：91-93.

[5]张明安.油藏井间动态连通性反演方法研究[J］.油气地质与采收率，2011，18（3）：70-73.

[6]YOUSEF A A，JENSEN J L，LAKE LarryW.Analysis and interpretation of inter-well connectivity from production and injection rate fluctuation using a capacitance model[R］.SPE 99998，2006.

[7]赵辉，李阳，等.基于系统分析方法的油藏井间动态连通性研究[J］.石油学报，2010，31（4）:633-636.

[8]孙文瑜，徐成贤，朱德通.最优化方法[M］.北京：高等教育出版社，2004.