復雜斷塊油藏優勢通道識別與定量描述
——以潿州12-1油田北塊6井區為例

曾　桃，鄭永建，李躍林

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

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復雜斷塊油藏優勢通道識別與定量描述
——以潿州12-1油田北塊6井區為例

曾桃，鄭永建，李躍林

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

海上斷塊油藏平面與縱向上非均質性強，注采井距大，長期注水開發易形成優勢通道，水驅開發效果差；并且由于合采合注井較多，縱向各層注入、產出不清，單一的優勢通道評價方法準確性較差。以潿洲12-1油田北塊6井區為例，綜合應用井間動態連通性分析方法、無因次PI值方法、示蹤劑試井及流線模擬技術，對該區塊優勢通道發育情況進行識別和定量描述，并結合數值模擬相互驗證，為后續的剩余油分布研究和制定合理的調整方案奠定基礎。

潿州12-1油田；斷塊油藏；注水開發；優勢通道；井間連通性

潿洲12-1油田北塊屬于斷塊油藏，各區塊因平面與縱向上非均質性強，滲透率差異較大。海上油田注采井距相對較大，注水后油層中高滲通道或大孔道使地層壓力場、流線場形成定勢，油水井間形成水流優勢通道，造成水驅“短路”，使油藏平面波及系數和縱向波及系數變差，平面各井、縱向各層水淹程度不一，各單井含水上升差別較大，嚴重影響油藏水驅開發效果[1]。另外由于井數較少，無法做到單井單層注采，合采合注井較多，造成縱向各層注入、產出不清，無法準確判斷連通性和優勢通道。針對此問題，從地質資料、生產動態資料和監測資料入手，綜合應用井間動態連通性分析方法[2]、無因次PI值方法[3]、示蹤劑試井[4-5]及流線模擬技術[6]，對該區塊優勢通道發育情況進行識別和定量描述，為后續的剩余油分布研究和制定合理的調整方案提供依據。

1　潿洲12-1油田北塊地質及開發特征

1.1地質概況

潿洲12-1油田處于北部灣盆地潿西南凹陷中西部，為一斷層復雜化的斷塊構造。兩條大斷層F1、F2把油田分割為南塊、中塊和北塊。北塊屬于潿洲12-1油田大型斷鼻構造的一部分，介于掉向相反的F4、F5與F2斷層所形成的地塹中，后又被多條斷層所切割，屬斷塊型構造。主力油層是潿二段的W2Ⅳ、W2Ⅴ油組，其構造為一被斷層復雜化了的斷塊+巖性圈閉，沉積相為三角洲前緣亞相遠源水下分流河道微相，砂體側向加積、厚度較大、連片較好、分布較穩定。儲層分布主要以潿洲組二段中大套泥巖背景下沉積的三角洲前緣水下分流河道砂巖為主，潿二段上部泥巖及潿一段泥巖為其蓋層。

經巖心標定后的測井物性特征為：有效儲層孔隙度為13.9%～25.8%(平均19.1%)，W2Ⅳ油組儲層滲透率為(107.6～798.2)×10-3μm2，平均為278.1×10-3μm2，有利相帶滲透率為400 ×10-3μm2以上；W2Ⅴ儲層滲透率(30.1～1050.9)×10-3μm2，平均163.1×10-3μm2，有利相帶滲透率為280×10-3μm2以上。

1.2開發特征

油田于1999年6月12日投產，到2011年底，北塊累積采油143.17×104m3，采出程度16.97%，綜合含水29.5%，累積注水247.53×104m3。其中6井區W2Ⅳ油組為3采(B1、B8、B12)1注(B4)井網，累積采油12.70×104m3，采出程度8.25%，累計注水23.67×104m3，累積注采比1.36；6井區W2Ⅴ油組為2采(B12、B8井)1注(B4)井網，累積采油19.92×104m3，采出程度22.87%，累計注水29.99×104m3，累積注采比0.83。 歷年實測的吸水指數曲線表明,注水井B4吸水能力不斷加強，因此其存在優勢通道的可能性很大。

2　利用注采數據反演井間動態連通性

阻容模型[7](CRM)可利用注采開發數據定量反演油藏的井間動態連通性。考慮到實際油藏與阻容電路的相似性，基于系統分析思想，把油藏的注水井、生產井以及井間儲層看作一個完整的系統，則注水井的注水量即為該系統的輸入(激勵)，生產井的產液量即為該系統的輸出(響應)，通過物質平衡方程和疊加原理建立實際油藏的阻容模型，利用遺傳算法[8]進行優化求解，并利用數值模擬進行驗證。

求解模型后，根據2007年1月和2008年12月之間的數據反演得到的結果如圖1所示，圖中箭頭由注水井出發，指向采油井，箭頭大小代表連通性大小。其中W2Ⅳ油組，三口生產井B1、B8和B12與注水井B4之間的連通系數分別為0.53、0.17和0.2；W2Ⅴ油組，B8井和B12井與B4之間的連通系數分別為0.8和0.2。井組產液量擬合結果如圖2和圖3所示，與生產動態數據較為一致。

圖1　6井區井間連通性示意圖

圖2　6井區W2Ⅳ油組產液量擬合結果

3　利用無因次PI值方法識別優勢通道

壓力指數PI值(Pressure Index,)是在調剖堵水決策和注水井動態分析中經常使用的一個參數,也是一項先進的優勢滲流通道識別技術[9]。但該參數有一個很大缺陷：它只能反映目前流體流動能力的強弱和地層的非均質性，而不能反映出儲層參數的動態變化過程。因此在PI值的基礎上提出了一種新的組合參數——無因次PI值[3]，該參數考慮了優勢通道形成前后儲層滲透率的動態變化，消除了儲層本身泄壓能力對壓降曲線的影響，可準確有效地對優勢通道進行識別。

圖3　6井區W2Ⅴ油組產液量擬合結果

無因次PI值是對儲層滲流能力增強程度的度量，大小與儲層滲透率增大倍數(k/ki)成反比，即目前儲層中形成的優勢通道發育級別越高，滲透率增大倍數越大，無因次PI值越小。其計算簡單，結果僅與計算時間的選取有關。計算時間選取的原則為：在關井時間t內，測試井要完成主要的壓降幅度，曲線信息能反映出井筒和近井地帶一定范圍內的地層信息。

根據井口壓力數據，對潿洲12-1北塊6井區進行了優勢通道識別。2008年4月24日對北塊多口注水井進行了壓力測試，B4井PI值為16.24 MPa，無因次PI值為3.73，小于其余4口井的無因次PI平均值5.39，因此認為B4與周圍生產井間的優勢通道最為發育。

4　利用示蹤劑及流線模擬技術識別優勢通道

流線模型不僅可以直觀顯示波及體積、配產系數，還能有效建立注水井和采油井之間的關系。在流線模型基礎上，通過在不同流體介質中加入不同示蹤劑，可直接判斷注采井連通性及識別大孔道，定量計算優勢通道厚度、體積及滲透率等井間參數，修正地質模型，并提高剩余油分布預測的精確度。

4.1示蹤劑試井

示蹤劑[4-5]基本特征是其示蹤特征，即示蹤劑與被示蹤流體行為特征同步，或者二者之間具有可以量化的聯系。示蹤劑的監測結果能夠定量或者定性反映被示蹤流體的運移規律和特征。在示蹤劑篩選時，需考慮到有效示蹤劑的物理化學性質、油藏巖石性質、油田原生水及注入水性質、生物穩定性、經濟性以及安全環保等諸多因素。

經地層配伍性實驗、熱穩定性實驗、背景濃度測定和靜態吸附實驗，最終確定了兩種微量元素示蹤劑Ho、Lu和化學示蹤劑 BHSZ-02作為潿洲12-1油田北塊6井區的示蹤劑，并確定了用量及施工方案。

WZ12-1油田B4、B13井于2012年12月初施工，通過B13井向W2Ⅳ油組注入示蹤劑Lu，通過B4井向W2Ⅴ油組注入示蹤劑Ho，向W2Ⅳ油組注入化學示蹤劑BHSZ-02。至2013年底累計檢測目標井B8、B12井樣品共1158個。在檢測過程中經過空白樣、標樣測定、現場監督、儀器比對、留樣再測等質控方式，檢測結果準確可靠。其中B8和B12井未見Lu和Ho，但都檢測出化學示蹤劑BHSZ-02(圖4)。

圖4　B4井組W2Ⅳ油組實際見劑情況

4.2示蹤劑解釋與流線模擬

示蹤劑解釋主要是利用三維流線方法來解釋井間示蹤劑產出情況，基本原理是在建立油水兩相流線數學模型的基礎上，考慮地層流體滲流機理，應用流線方法模擬油水兩相驅替過程。

用三維流線模型[6]模擬井間示蹤劑的基本思路是，先利用隱式求出流體在連續多孔介質中的壓力場，并應用達西方程建立流體真實流動速度場；然后從注水井出發向生產井追蹤流線得到流體的流動軌跡；最后沿流線求出任意流線中任意一點的濃度和飽和度值并將其映射到原始網格系統，從而得到原始網格系統中的濃度和飽和度分布。在油藏流線場沒有發生變化的時候，用較小的時間步長求取飽和度場。在較大時間步長內進行及時的流線更新，不斷循環以上過程，就可以得到任一時間步長油藏示蹤劑的濃度和飽和度分布。

B8和B12兩口監測井示蹤劑產出情況見圖5、圖6，流線模擬情況見圖7。

圖5　B8井W2Ⅳ示蹤劑產出曲線擬合

圖6　B12井W2Ⅳ示蹤劑產出曲線擬合

圖7　W2Ⅳ油組與W2Ⅴ油組流線分布(星號線：水去向；平滑線：來液方向)

根據擬合結果進行了B4井組井間參數計算，計算結果見表1。

表1　 WZ12-1油田北塊B4W2Ⅳ井組井間參數計算結果

從監測結果、解釋結果和計算結果可知，B12井實際于43天見示蹤劑BHSZ-02，說明經過長期注入水沖刷，井間B4井與B12井在W2Ⅳ油組上存在大孔道或高滲條帶。利用示蹤劑監測到的高滲層滲透率較大(1 000 ～ 4 000)×10-3μm2，但其厚度較小(2～7 cm)，因此得到的高滲通道體積不大(100～400 m3)，流經這些高滲條帶的注入水量也不大(占總注入水比例2%～7%)。B8、B12井在監測期間(B8井370 d，B12井180 d)未見示蹤劑Ho和Lu，說明B8、B12井與B4井在W2Ⅴ上連通性較差，B8井與B13井在W2Ⅴ上連通性較差。

在水驅優勢通道識別、示蹤劑監測分析、流線模擬分析結論的基礎上，重新預測了潿洲12-1北塊6井區的剩余油分布，認為B4井注水主要向B12方向驅動，使得B4與B8 之間的剩余油無法動用，因此在此區域增加部署一口調整井，預計可累計增油9.73×104m3。

5　結論

(1)阻容模型(CRM)可利用注采開發數據定量反演油藏的井間動態連通性，無需增加額外的生產和測試成本，僅利用生產動態數據即可得到較為準確的井間動態連通系數。

(2)在PI值的基礎上推導的無因次PI值考慮優勢通道形成前后儲層滲透率的動態變化，消除了儲層本身泄壓能力對壓降曲線的影響，可準確有效地對優勢通道進行識別。

(3)示蹤劑試井可直接反映井間連通性，結合流線模型，不僅可以直觀顯示波及體積、配產系數，還可識別大孔道，定量計算優勢通道厚度、體積及滲透率等井間參數。

(4)將以上方法綜合應用于潿洲12-1油田北塊6井區，可以準確認識復雜斷塊油藏井間連通性和水驅優勢通道，修正地質模型，并由此提高了剩余油分布預測的準確度，為后續的調整井措施奠定了基礎。

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編輯：黨俊芳

1673-8217(2016)04-0092-04

2016-02-26

曾桃，碩士，工程師，1981年生，2006年畢業于西南石油大學，現主要從事油氣田開發與動態監測工作。

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