砂砾岩油藏水流优势通道定量识别与表征<br/>——以克拉玛依油田X区克下组为例

砂砾岩油藏水流优势通道定量识别与表征
——以克拉玛依油田X区克下组为例

2022-06-13窦琰陈平庞艳君黄亮李志军丁洋洋

断块油气田 2022年1期

窦琰，陈平，庞艳君，黄亮，李志军，丁洋洋

（1.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆 163111；3.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；4.中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆克拉玛依 834000；5.重庆科技学院，重庆 401331）

0 引言

进入高含水、高采出程度开发阶段的砂砾岩油藏，受长期注入水冲蚀的储层性质已发生了质变，逐步形成水流优势通道且水淹严重，降低了驱替效率[1]；如不对水流优势通道有效识别和封堵，注水开发效果和采收率将难以提高[2]。为此，国内外学者在水流优势通道研究方面开展了大量工作。针对高弯曲分流河道[3]、曲流河点砂坝[4]、辫流河水道[5]等不同沉积微相，各种数学或动静态资料的判别方法非常丰富，包括采用水油比双对数曲线[6]、无因次压力指数[7]、灰色关联理论[8]、数值模拟[9-10]、动态孔隙网络模型[11]、水力探测等定性定量方法判断水流优势方向[12]、识别优势通道[13]，以及诊断大孔道的存在[14-16]，来验证水流优势通道识别结果的合理性[17-18]。针对克拉玛依油田相近区块的研究，白雷等[19]利用井间示踪剂定量反演确定优势通道标准参数；汪玉琴等[20]也利用示踪剂的平均产出率、峰型特征等划分出3级水流优势通道。目前，针对水流优势通道的定量识别表征和标准制定等方面的研究相对较少，且不同地区有不同的特性。肖红林[21]将渗透率高、孔喉半径大、配位数高、孔喉比低确定为辽河油田砂岩油藏水流优势通道的微观识别标准；杨勇[22]将注水强度比、采出程度、注水体积倍数比和无效水循环程度确定为胜利油田河流相油藏水流优势通道的界定指标。克拉玛依油田X区克下组油藏经过50多年的注水开发，已形成大量优势通道。随着30×104t级聚驱重大试验的开展，油藏的井距进一步缩小，水流优势通道分布更加复杂，严重影响了油田注水注聚的开发效果。本文通过优选前人的各种分析方法，结合本地区实际情况，运用多种数学统计方法，从地质和开发角度对水流优势通道等级进行了划分，采用动静态参数表征，建立识别标准进行验证，提出了开发治理对策，为后期注聚方案调整及提高聚驱试验效果提供参考依据[23-24]。

1 地质与开发特征

克拉玛依油田X区克拉玛依组油藏位于克拉玛依市以东约25 km处的白碱滩地区，分布在准噶尔盆地西北缘的克拉玛依逆掩断裂带上，北以克-乌断裂白碱滩段、东南以南白碱滩断裂、西以大侏罗沟断裂为边界，克拉玛依组是受北部的克-乌断裂遮挡的构造-岩性油藏。断裂控制了油藏的油气水分布。研究区目的层为X区克下组油藏，地层厚度为100～170 m（见表1），砂层平均厚度45 m，垂向上分为 12个单砂层（S61—S74-2），单层砂砾岩厚度3～5 m，油层平均厚度约14 m，平均孔隙度为17%，平均渗透率为250×10-3μm2。克下组顶部有一套稳定的泥岩段（约2～5 m）间隔了克上组油藏，储层以山麓洪积相和河流相沉积的正旋回的粗粒砾岩为主。由北向南，砾石沉积厚度、粒径逐渐变小，细小填充物含量增加，渗透率级差变大，储层连通性由西北向东南逐渐变差，整体储层非均质性较强。X区已进入开发后期，产量递减大。长期注水开发易形成水流优势通道，导致注入水快速突进，受效井含水率快速上升，无效注水大幅增加，严重影响了区块的产能开发。

表1 克拉玛依油田X区三叠系克下组地层特征

2 水流优势通道识别方法

2.1 井间水流通道

开发过程中，水流优势通道造成渗透性的变化必然引起生产特征的变化[25-26]。本文运用秩相关系数、灰色关联系数、井间阻力系数进行综合识别，结合示踪剂检测等现场测试资料，确定井间水流优势通道分布。

1）采用灰色关联法和秩相关系数法对注采关系进行分析。油水井月注水量与月采液量的关联度可反映油水井之间的动态连通状况，灰色关联值越大，表示水井对油井影响越大。另外，通过采用Spearman秩相关系数计算注水量与产油量、产水量（一段时间），可判断注采井间的相互关系及油水运动方向，秩相关系数越大，越能反映主水流方向。

2）对多层油藏油水井的井间连通性进行分析。井组油井含水率差异大，表明油层非均质性严重。对于连通层，利用油水井厚度和渗透率能够计算出井间阻力，油水井间阻力小，反映与水流方向一致。

3）将灰色关联系数、秩相关系数和井间阻力系数统一考虑，通过加权得到综合系数来进行综合判断。首先，井间阻力系数权重分别取5%，10%，20%，30%，40%，50%；然后，根据示踪剂监测成果，取与示踪剂监测成果相关性最高时的权重，得到的井间阻力系数权重为40%；最后，灰色关联系数、秩相关系数各占剩余权重的一半，即灰色关联系数、秩相关系数的权重为30%。通过综合判别，得到研究区井组的三参数综合系数计算结果。

4）依据三参数综合系数，绘制累积概率分布图（见图1），结合二八现金分流原则对水流优势通道等级进行划分。由图1可以看出，曲线形态可以分为3个主要等级：60%左右的井组三参数综合系数小于0.625，未形成优势通道（即非通道）；0.625以上逐渐形成优势通道，0.665～0.760为弱优势通道（即次通道）；0.760以上为强优势通道（即主通道），0.860以上3%的井组为极强优势通道。

图1 三参数综合系数划分水流优势通道等级

2.2 小层水流通道

截至2019年10月，X区克下组油藏共有油水井411口，正在生产的油水井294口（其中油井176口，注水井 118 口）。采用 Rdos软件，对目的层 S61—S74-2的各个小层的日注水量进行统计分析，并对水流优势通道等级进行评分。

2.2.1 日注水量统计分析

通过对X区克下组油藏2013年以来日注水量的统计，得到累积概率分布图（见图2）。

图2 日注水量累积概率分布

1）非优势水流阶段。注采单元中78%的小层日注水量样本累积概率集中在A段之前，累积概率曲线的数值相差最大，只有20%对日注水量有贡献，因此该部分可视为非优势水流通道或非通道。

2）次优势水流阶段。从A到C，日注水量样本累积概率曲线也仅在AB段有一定明显的增幅，BC段的变化缓慢，而日注水量累积概率曲线几乎呈直线上升，表明虽然注采单元数量减少，但对日注水量的贡献几乎无改变，因此视为达到了优势水流阶段。其中：AB段约11%的小层流入了25%水量，逐渐形成优势通道，其日注水量下限为3.0 m3；BC段7%的小层流入30%的水量，已经形成优势通道，其日注水量下限为6.5 m3。

3）强优势水流阶段。样本累积概率曲线和日注水量累积概率曲线在C段之后逐渐趋于平缓，但后者斜率仍比前者大。此阶段集中了注采单元4.0%的小层，对日注水量的贡献约为25%。由此可知，此阶段形成了明显的水流优势通道，严重影响油田生产，在油田生产调整中需要优先考虑。CD段3.5%的小层流入18%的水量，已形成强水流优势通道，其日注水量下限为13 m3，DE段约0.5%的小层流入7%的水量，形成极强的水流优势通道，其日注水量下限为23 m3。

2.2.2 水流通道优势评分

水流优势通道是个相对概念，不同油田的技术界限相差很大，难以形成统一的识别标准。研究表明，注水强度油田优势系数、注水强度井组优势系数和注水能力油田优势系数与水流优势通道的形成相关性较强，可以作为水流优势通道评分的技术指标。按照经验给出注水强度油田优势系数、注水强度井组优势系数和注水能力井组优势系数的权重分别为50%，30%，20%，采用总分筛选法，计算出总体得分。根据总分对注采单元水流通道的优势进行自大至小排序，筛选出20%注采单元作为水流优势通道的候选。结果表明，总分大于2.4的注采单元存在水流优势通道（见图3）。

图3 克下组水流通道优势总分累积概率分布

3 水流优势通道定量表征

3.1 静态特征参数

储层非均质性越强，油田生产中注入水层间、层内突进、平面舌进可能性越大。X区克下组经过油藏流动模拟后，得到定量表征水流优势通道的静态参数（见表2）。由表2可以看出，主、次通道的水井吸水厚度、油层有效厚度、孔隙体积、渗透率等参数存在明显差异，并且孔隙体积和渗透率是水流优势通道形成的重要参数，即高孔高渗的油层更容易形成水流优势通道。

表2 水流优势通道定量表征静态参数

3.2 动态特征参数

开发因素是形成水流优势通道的外因，注采强度越大，油田注采井间形成水流优势通道的可能性越大。X区克下组油藏经过流动模拟后，得到定量表征水流优势通道的动态参数（见表3）。由表3可以看出，主通道的注水强度、平均含水率、注水量及波及系数均大于次通道，而注采比、含油饱和度、剩余储量和可动储量均小于次通道。由于区块处于注水开发后期，主通道经过水流充分驱替后扫油面积更大，波及系数大于次通道。通过比较主、次通道与非通道的动态参数特征，说明注水强度和注水量越大，越容易形成水流优势通道。

表3 水流优势通道定量表征动态参数

4 水流优势通道识别标准及检验

4.1 建立水流优势通道识别标准

储集岩的渗透性能是影响油田注水开发效益的重要因素。根据岩性和沉积微相分析，以及孔渗关系、渗透率级差累积概率分布、突进系数与变异系数的交会对比（见图4—6），认为储层的渗透率越高，渗透率的级差、突进系数越大，水流优势通道越容易形成。

图4 渗透率级差累积概率分布

因此，水流优势通道的识别标准为：岩性为物性较好的中砂岩、粗砂岩、含砾砂岩、支撑砾岩等；沉积微相为主力层优势相扇中辫流水道；沉积韵律为复合、反韵律高渗段、正韵律底部；注入水突破层相对吸水率大于70%和相对产液率大于60%；渗透率大于950×10-3μm2，渗透率的级差大于70，变异系数大于0.75，突进系数大于4.2。

图5 突破层与未突破层孔渗交会图

图6 渗透率突进系数与变异系数交会图

4.2 水流优势通道识别标准验证

根据X区克下组油藏水流优势通道综合识别标准，分别对主水流优势通道和次水流优势通道的非均质性进行统计分析（见表4）。

表4 X区克下组水流优势通道识别标准验证

X区克下组油藏主、次水流优势通道的岩性为中砂岩、粗砂岩、含砾砂岩，沉积微相为扇中辫流水道、漫流砂，韵律性为复合、反韵律高渗段、正韵律底部，平面物性延展性好，均与识别标准相接近，表明水流优势通道识别标准可靠、准确。通过分析主通道所在突破层的渗透率级差、渗透率突进系数、渗透率变异系数、渗透率的累积概率分布，表明当渗透率级差大于60，突进系数大于3.2，变异系数大于0.7，渗透率大于910×10-3μm2时，60%以上的小层已形成水流优势通道（见图7—10）。

图7 主通道渗透率累积概率分布

图8 主通道渗透率级差累积概率分布

图9 主通道渗透率变异系数累积概率分布

图10 主通道渗透率突进系数累积概率分布

5 水流优势通道的影响及治理对策

由于长期注水开发，砂砾岩油藏普遍发育水流优势通道，造成注水井井口压力降低、视吸水指数升高，注入水单层突进严重、纵向吸水差异大，地层存水率低、无效水循坏严重，试验区聚窜严重、采聚浓度上升快，形成底部水淹等严重问题。由于油水井间水流优势通道的存在形成连锁反应，直接对油田产量稳定构成威胁，并造成开发后期的开发形势进一步恶化。在充分认识研究区高含水期储层水流优势通道分布状况及剩余油潜力的基础上，提出了对分布面积大的优势通道整体调剖、对单井发育较多的主通道局部调剖的封堵对策，从而缓和注采矛盾、减少层间干扰，有效改善水驱开发效果。