基于動靜態(tài)資料綜合判斷聚驅后的 油藏井間連通性
——以渤海L 油田為例

瞿朝朝，劉 斌，宋洪亮，解 婷，張振杰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海L 油田具有高孔、中高滲儲層物性特征，油水井間距大，儲層平面非均質(zhì)性強[1]。油田投產(chǎn)以來實施注水、注聚、注聚后注水開發(fā)，目前為高含水、高采出程度階段。經(jīng)過長時間地開發(fā)，地下滲流情況變得異常復雜[2]，井間連通程度較好的區(qū)域易形成優(yōu)勢滲流通道，形成無效注水循環(huán)，影響油田開發(fā)效果[3-4]。渤海L 油田C 井區(qū)共有6 口生產(chǎn)井（圖1），均于2005 年4 月投產(chǎn)投注，該井區(qū)聚驅結束后含水快速回返，目前井區(qū)含水為85%，采出程度為19.8%，仍具有較大調(diào)整挖潛空間。因此，弄清井間 連通性對于優(yōu)勢滲流通道識別、了解剩余油分布規(guī)律至關重要[5-8]。井間連通性評價方法主要有油藏數(shù)值模擬法、油藏工程法、地球化學法等[9-13]，上述方法普遍存在操作復雜、費用高等問題，具有一定的局限性。針對聚驅后水驅油藏平面非均質(zhì)性強、井間連通性復雜的特點，在利用水平井測井解釋靜態(tài)法分析儲層平面非均質(zhì)性變化基礎上，結合注采受效法、產(chǎn)聚濃度監(jiān)測數(shù)據(jù)及不穩(wěn)定試井等動態(tài)資料耦合分析，得到儲層井間連通性的可靠認識，對海上聚驅后實施水驅油藏穩(wěn)油控水調(diào)整策略具有指導意義。

圖1 C 井區(qū)井位示意圖

1 靜態(tài)法儲層非均質(zhì)性特征

利用水平井水平段測井解釋結果能較好地描述儲層物性變化情況，為儲層橫向連通性分析提供依據(jù)。渤海L 油田C 井區(qū)水平井C1H 測井解釋水平段物性非均質(zhì)變化模型如圖2 所示，其根部前50 m 滲透率較低，約為10×10-3μm2；中間200 m 的滲透率約為400×10-3μm2；趾部后200 m 的滲透率約為800×10-3μm2。測井解釋靜態(tài)法判斷該井周圍儲層平面非均質(zhì)性變化大，井間連通性存在差異，在實際生產(chǎn)中可能影響儲層平面的連通性。

2 動態(tài)法井間連通性

圖2 C 井區(qū)C1H 井測井解釋區(qū)示意圖

動態(tài)法是通過改變注采井間生產(chǎn)制度，根據(jù)油水井壓力、產(chǎn)量、含水等變化情況，分析產(chǎn)聚濃度監(jiān) 測數(shù)據(jù)來確定儲層井間連通性。動態(tài)法認識井間連通性直接準確，對測井解釋靜態(tài)法認識也是很好的佐證。

2.1 注采受效法

對于聚驅后實施后續(xù)水驅油藏，注采受效法是認識儲層連通性的重要方法之一。對比井間壓力變化，利用注采數(shù)據(jù)研究井間連通性分析井間連通性，還可根據(jù)注水井動態(tài)調(diào)整和采油井的含水上升狀況認識井間連通性。C 井區(qū)初期衰竭開發(fā)，C1H 井為先期排液注水井。2006 年8 月，C1H 井轉注水后，采油井C2H 流壓上升，地層能量得到補充，而采油井C3 流壓無回升；2010 年10 月，采油井C2H 含水上升至77%，但采油井C3 含水一直維持在5%以內(nèi)；2010 年11 月，C2H 井產(chǎn)液剖面測試結果顯示末端200 m 為主要產(chǎn)水層。分析認為，注水井C1H 與采油井C2H 趾部連通性好，存在優(yōu)勢滲流通道，C1H 井根部與采油井C3 連通性差，該結論與測井解釋靜態(tài)資料分析的儲層橫向非均質(zhì)性變化情況一致（圖3）。

圖3 C1H—C2H—C3 井組注采受效關系生產(chǎn)動態(tài)曲線

2.2 產(chǎn)聚濃度監(jiān)測法

產(chǎn)聚濃度監(jiān)測法是認識注入流體平面上和縱向上分布狀況，進而認識油藏井間連通性的有效方法。C 井區(qū)C4 井為先期排液注水井，于2006 年8 月轉注水，2007 年12 月實施注聚，聚合物注入濃度為1 200 mg/L。開展C4 井與采油井C2H、C3、C6井間產(chǎn)聚濃度監(jiān)測動態(tài)研究，監(jiān)測C2H、C3、C6井聚合物產(chǎn)出情況，如圖4 所示，發(fā)現(xiàn)C6 井最高見注劑濃度為293 mg/L，C3 井最高見注劑濃度為265 mg/L，C2H 井未見注劑，由此判斷注入井C4與采油井C3、C6 井間連通性較好，與C2H 井間連通性較差。

2.3 不穩(wěn)定試井法

圖4 C6、C3、C2H 井產(chǎn)聚濃度監(jiān)測曲線

壓力恢復試井為不穩(wěn)定試井法中常見的一種。關井測壓恢過程中，壓力導數(shù)曲線受鄰井或邊界的影響，在后期容易出現(xiàn)明顯的波動段。非滲透邊界或物性變差可使壓力導數(shù)曲線后期上翹，定壓邊界可使壓力導數(shù)曲線后期快速下掉[14-15]。

渤海L 油田C 井區(qū)采油井C6 于2005 年4 月投產(chǎn)，雙對數(shù)曲線可劃分為5 個流動段：第Ⅰ段為井筒儲集段，壓力和壓力導數(shù)曲線重合且成45°的直線；第Ⅱ段為流體從井筒向地層過渡段；第Ⅲ段為內(nèi)區(qū)徑向流段，壓力導數(shù)曲線為0.5 的水平直線段；第Ⅳ段是水相到聚合物溶液的過渡段，受聚合物溶液非牛頓特性的影響，壓力導數(shù)曲線上翹，聚合物濃度越高，壓力導數(shù)曲線上翹幅度越大；第Ⅴ段為外邊界響應階段，受注入井定壓邊界的影響，導數(shù)曲線快速下掉，結合注入井C4 與采油井C6 的產(chǎn)聚濃度監(jiān)測資料，不穩(wěn)定試井資料進一步說明，注水井C4 與采油井C6 井間連通性好，存在優(yōu)勢滲流通道。

3 調(diào)整措施實施效果

C 井區(qū)注入井C4 注水層位為東營組東二下段，分3 個防砂段，該井2017 年12 月聚驅結束后，井組采油井C6 出現(xiàn)含水快速回返，基于動靜態(tài)資料耦合判斷法對C 井區(qū)井間連通性的研究結論進行分析認為，注水井C4 與采油井C6 間存在優(yōu)勢滲流通道。結合2018 年5 月注水井C4 的吸水剖面資料，判定該井第1 防砂段存在優(yōu)勢通道，于2018 年6 月對C4 井實施調(diào)剖作業(yè)，調(diào)剖前后各防砂段吸水比例及聚合物濃度變化如圖5 所示。調(diào)剖前，注水井C4 第1，2，3 防砂段吸水比例分別為82%，9%，9%，對應采油井C6 第1，2，3 防砂段監(jiān)測聚合物濃度分別為248，23，22 mg/L；調(diào)剖后，注水井C4第1，2，3 防砂段吸水比例分別為35%，35%，30%，對應采油井C6 第1，2，3 防砂段監(jiān)測聚合物濃度分別為102，100，91 mg/L。周邊采油井C6第1，2，3 防砂段調(diào)剖前后聚合物濃度監(jiān)測結果可以看出，C4 井的吸水剖面也得到了有效改善，C6井第2，3 防砂段動用情況調(diào)剖后較調(diào)剖前變好。C6 井由調(diào)剖前日產(chǎn)油27 m3，含水90%，變?yōu)檎{(diào)剖后高峰日產(chǎn)油67 m3，含水68%。C4 井調(diào)剖前后，對應采油井C6 高峰日增油40 m3，含水下降22%，有效緩解了停注聚后該井的含水上升問題。應用該方法在渤海其他聚驅后油田指導10 余口低效井的治理，累計增油3.60×104m3，取得了較好地降水增油效果。

圖5 調(diào)剖前后C4 井各防砂段吸水比例

4 結論

（1）運用水平井測井解釋靜態(tài)法分析儲層橫向非均質(zhì)性變化，水平段非均質(zhì)模型準確地刻畫了儲層內(nèi)部物性變化特征，結合注采受效法判斷注水井C1H 與采油井C2H 趾部連通性好，C1H 井根部與采油井C3 連通性差。

（2）產(chǎn)聚濃度監(jiān)測結果表明，注水井C4 與采油井C6 井間連通性好，存在優(yōu)勢滲流通道，并用不穩(wěn)定試井法進行了驗證。

（3）運用動靜態(tài)資料耦合法對渤海L 油田C 井區(qū)井間連通性進行分析，依據(jù)研究結果對C4 井實施調(diào)剖作業(yè)后，周邊采油井C6 日增油40 m3，含水下降22%。該方法對海上聚驅后實施水驅油藏穩(wěn)油控水調(diào)整措施具有指導意義。