储层水流优势通道模式及识别分析

邓晓娟张晓磊朱 静安永明

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010；3.吉林油田公司扶余采油厂，吉林松原 138000）

储层水流优势通道模式及识别分析

邓晓娟1张晓磊1朱 静2安永明3

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010；3.吉林油田公司扶余采油厂，吉林松原 138000）

对于非均质性较强的陆相油田储层，长期注水开发易形成水流优势通道，造成无效水循环，波及系数降低，严重影响开发效果。以扶余X17-19区块为例，依据岩心和镜下薄片观察结果从地质角度将区内水流优势通道分为渗流型、管流型、缝面型优势通道3类。三者在空间上交互沟通形成多种组合模式的复杂窜流网络系统，以“水井–天然裂缝–高渗带–压裂缝–油井”模式为主。基于岩心、测井及生产动态资料分析了水流优势通道的剖面和平面分布，并以沉积微相与高渗区相结合验证了识别结果的合理性，认为Ⅱ砂组6小层的X17-019.4井与X17-19.1井方向存在水流优势通道。依据水流优势通道类型和强度，采取深部调驱或井网调整措施打破目前的水流网络达到治理的目的。

高含水；无效水循环；注水开发；水流优势通道；深部调驱

进入“双高”开发阶段的油藏，受注入水的长期冲刷溶蚀作用影响，储层发生很大变化，出现无效水循环现象，发育水流优势通道。早期关于此类现象研究采用“大孔道”、“贼层”等概念，只描述了现象本身而无法全面描述储层注入水利用率低的根本原因。2009年孙明、李治平提出“优势渗流通道”概念［1］，仍无法描述由于不整合面或裂缝等引起的注入水无效循环现象。在前人研究基础上，此次从地质角度完善水流优势通道类型为渗流型、管流型、缝面型3种。目前，从开发角度分析水流优势通道的研究较多，可根据注水剖面、试井压力PI指数法、示踪剂、油水井间注采关系等识别水流优势通道［2-6］。而从地质角度识别水流优势通道的技术研究相对较少。自20世纪80年代开始，国内学者就对水流优势通道现象的存在、识别和渗流机理开始了大量的模拟实验研究。郭莉对高孔高渗砂岩油藏注水后储集层结构变化规律进行了研究［7］，宋万超等提出了油藏开发流体动力地质作用是控制研究区储层参数变化规律和变化机理及剩余油形成分布的主因，对水流优势通道现象产生的地质环境、动力来源及动力作用方法进行了研究［8］。水流优势通道主题的研究仍处于不断探索阶段，研究方法和技术手段也日趋丰富。老油田的开发实践证明，准确识别出水流优势通道的平面和剖面分布情况是后期有效治理无效水循环、提高水驱采收率、挖掘高含水老油田潜力的基础。以吉林油田扶余X17-19区块为例，利用检查井资料、生产动态资料和监测资料综合识别水流优势通道空间分布，并结合前人关于水淹规律的认识进一步总结了水流优势通道模式，这些认识对指导同类高含水油田提高水驱波及系数、治理水流优势通道具有一定的积极意义。

1 X17-19区块的地质及开发特征

扶余油田X17-19区块，地理上位于吉林省松原市城区西北部，第一松花江与第二松花江交汇的三角地带，构造上位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘。顶面构造是一个东西两侧分别被南北向正断层控制的断垒构造，高点海拔–240 m。区块主要含油层系是白垩系泉头组第4段，发育4个大的正旋回。依据每个旋回顶部发育的稳定泥岩隔层和底部发育的粗粒钙质胶结砂岩沉积，将泉四段分为4个砂组和13个小层。按地层接触关系，自下而上依次为第Ⅳ砂组（13-11小层）、第Ⅲ砂组（10-8小层）、第Ⅱ砂组（7-5小层）、第Ⅰ砂组（4-1小层）。油层埋深较浅约390~500 m，主要受构造及岩性控制。储层孔隙度主要分布在22%~26%之间，平均孔隙度为23.5%，渗透率主要分布在0.1~200 mD之间，平均渗透率为110 mD，属于中孔、中低渗储层。区块属于三角洲平缘至前缘的过渡沉积环境，发育分支河道、河道侧翼、分流间湾等微相，以分支河道微相为主。

扶余油田X17-19区块从1970年以200×200 m正三角形井网投入开发以来，经历了溶解气驱阶段，水驱阶段，一次、二次、三次综合调整阶段。目前油井距100 m、水井距200 m、排距88 m的线性注采井网，井况已完善，地层压力逐渐恢复。但由于储层自身强非均质性及裂缝发育等特点，区块综合含水达94%，采出程度为28.7%，采收率34.1%，整体为高产液高含水阶段，单井产量低，无效水循环严重。针对这些问题，多年来在细分层注水、强化注水调控、堵水、调剖等方面做了诸多有效工作，但无效水循环问题仍没有被彻底解决。

2 水流优势通道类型及组合模式

2.1 水流优势通道类型

关于水流优势通道类型，前人有过“高渗条带”［1］、“大孔道”［2］的描述，但对于裂缝引起注入水无效循环现象的描述较少。此次研究，从扶余油田检查井的527块样品中，选取具区块代表性的检21井145块样品做物性分析，发现渗透率、级差、变异系数、驱油效率在纵向各层差异较大（如表1所示），反映层间、层内非均质性较强。强非均质性使区内注入水易沿着渗透率高的局部层段窜流形成高渗层的渗流型优势通道。检21井6小层S140号样品（331.43~331.58 m），扫描电镜图显示水驱后颗粒排列较疏松，孔隙较发育，连通性较好，注入水沿着疏松连通性好的孔道窜流，使储层泥质含量减少，局部形成类似于“蚯蚓洞”的大孔道型管流通道。而本区发育的东西向天然裂缝和人工改造裂缝使注入水易沿着缝面窜流，形成缝面型优势通道。此外，区块的生产动态矛盾也证实注入水易优势流动的事实。统计区块9口井40个小层的产液剖面，发现14.7%的厚度不产液；18.6%的厚度低产，只产6.5%的液量；43.1%的厚度产液33.1%；而23.6%的厚度高产，产出60.4%的液量，反映层间矛盾非常突出，液量主要从局部层段产出。因此，从地质和开发角度综合分析认为区块存在以下3种类型水流优势通道。

表1 检21井主要产层的渗透率统计表

（1）渗流型优势通道。注入水沿物性好的高渗透率层段优先流动，形成渗流型优势通道。前人根据储层易水淹部位与韵律结构关系，总结为正韵律底部强水淹、反韵律中部强水淹［9］等。在此，借鉴前人的水淹模式和本区储层结构（以正韵律为主），总结区内渗流型水流优势通道模式主要为底部渗流型优势通道。检22井取心资料证实，受正韵律为主的沉积结构控制，大量剩余油分布在储层上部，底部水洗层占主力油层数的74.6%，形成底部渗流型水流优势通道（如图1所示）。

图1 检22井扶余油层水流优势通道识别成果图

（2）管流型优势通道。区块孔隙类型主要为粒间孔，少量残余孔和溶孔，孔隙结构类型以大孔粗喉型最为常见，细孔细喉型极少。地层中大的孔喉经过注入水长期冲刷，方解石、沥青质及高岭石等填隙物在注水过程中易被破坏，并从孔隙中随注入水运移而扩大了孔隙喉道。从图2（a）检15井S38样的扫描电镜下清晰看出，粒间、粒表比较脏，多为泥质覆盖，喉道及孔隙中均被高岭石为主的矿物充填，这样必然减少了孔隙的大小、缩小了喉道宽度。而从水驱后的图2（b）检15井S210样品扫描电镜观察颗粒表面干净，高岭石被水冲走，泥质含量降低，孔隙扩大，喉道变宽。在注入水的长期冲刷和溶蚀作用下，大的喉道相连通，如图2（c）检19井S102扫描电镜铸体薄片所示，在地下形成类似于“蚯蚓洞”的管流型优势通道，大小一般为毫米级以上。

图2 注水前后扫描电镜图、铸体薄片、高角度裂缝岩心照片

（3）缝面型优势通道。受基底古隆起控制及燕山运动第Ⅳ幕影响，区块目的层泉四段每个小层都发育东西向高角度张性裂缝，缝高4~30 cm，缝宽0.2~0.8 mm，主要发育在致密砂岩钙质胶结部位，如图2（d）所示，检28井11小层底部钙质砂岩中发育高角度天然裂缝。同时，区块采用压裂投产方式生产且部分老井开展重复压裂工作，人工裂缝长度达到30~60 m。区块二次压裂人工裂缝监测分析显示人工裂缝与天然裂缝方位变化，因此压裂在发挥积极生产作用的同时也使得区块形成复杂的缝面型水流优势通道。

2.2 水流优势通道组合模式

区内发育渗流型优势通道、管流型优势通道及缝面型优势通道，三者相互交织沟通，在扶余老区地层形成了十分复杂的无效水窜流网络系统。分析检查井水洗厚度，发现区块南北向和东西向油层水洗厚度差异较大。在南北向主流线上，裂缝发育较少且主要起截流作用，以孔渗型储层为主，注入水主要进入孔隙驱油，水驱受效面积大，水洗厚度大，开发效果好；因此，在南北方向上注入水主要以孔隙–裂缝–孔隙的方式向油井推进，长期水驱后形成的水流优势通道为渗流型–裂缝型–渗流型组合模式。而在东西向上，裂缝、大孔道渗流阻力小，注入水主要沿裂缝或者大孔道驱油，很少进入孔隙，因此东西方向的油井，很快水淹，水驱效果差，形成裂缝型或者裂缝–管流型水流优势通道。

根据区块不同类型水流优势通道的分布和油水井配置关系，注入水在水流优势通道组合中的运动形式如下。

A模式：注水井、采油井均处于主流线砂体，注入水沿“水井–渗流型高渗带–油井”方式流动，形成渗流型优势通道。

B模式：注水井处于主流线砂体中，油井被压裂位于非主流线砂体，注入水沿“水井–渗流型高渗带–压裂缝”方式流动，形成渗流型优势通道–压裂缝优势通道的组合类型。

C模式：注水井处于非主流线砂体但近井处发育天然裂缝，油井处于主流线砂体，注入水沿“水井–天然裂缝–渗流型高渗带–油井”方式流动，形成天然裂缝—渗流型优势通道组合类型。

D模式：注水井、采油井处于主流线两侧，之间通过规模较大的天然裂缝沟通，注入水沿“水井–天然裂缝–油井”方式快速水淹，形成天然裂缝优势通道。

E模式：注水井和采油井都处于非主流线砂体中，水井附近发育天然裂缝，油井附近发育人工压裂缝，注入水沿“水井–天然裂缝–高渗带–压裂缝–油井”方式流动，形成天然裂缝–压裂缝的组合类型。其中，E模式可以细分为以下4类：根据注水井处天然裂缝规模是否穿过主流线高渗带分为1、2类型，根据注水井和采油井是否处于主流线同侧分为2、3类型，根据油井处天然裂缝是否发育及规模分为3、4类型，如图3所示。因为区块属于中低渗透砂岩油藏，物性差，渗流阻力大，大部分油井压裂改造过，且区块存在东西向高角度天然裂缝，因此E模式是五种模式中最主要的水流优势通道模式。

图3 不同类型水流优势通道空间组合的注入水运移模式

以扶余X17-19区块为雏形总结的水流优势通道模式，可以指导发育天然裂缝，后期由于开发需要采取压裂措施的同类型中低渗透砂岩油藏对水流优势通道的识别与治理，以提高油田开发水平。

3 区块内水流优势通道的识别方法

由于水流优势通道是油田开发后期高含水阶段的产物，因此，此阶段的新钻井可以钻遇水流优势通道，钻遇的岩心和测井资料为水流优势通道研究提供了第一手现场材料，可依据水流优势通道在岩心、测井等地质资料和油水井动态监测资料上的反应特征将其识别。

3.1 岩心法识别水流优势通道剖面分布

对于渗流型和管流型优势通道，通过岩心的颜色、结构的松散程度、水洗状况、滴水渗入情况等可以判断取心井是否存在水流优势通道。一般发育水流优势通道的地层，其岩心被水冲洗得较干净，颜色呈白色，表现出滴水立渗的强水淹特征，再结合其韵律性可基本判断优势通道剖面分布层位及厚度。对于缝面型优势通道，也可以依据岩心来识别其发育层位及规模。

3.2 “新老井电阻率对比”法、“微差”法识别水流优势通道剖面分布

储层形成水流优势通道后，测井上的响应主要为电阻率大幅度下降，泥质含量减少，自然电位曲线幅度变大、声波曲线值升高、井径曲线扩大、自然伽马曲线幅度降低等，可以利用这些响应特征将其识别。比较区块不同年代完钻井的电阻率，二者若存在较为明显差异则新井对应层位已经水淹。如图4，检26井深浅电阻率出现明显差异（黑色充填区域），且检26井与邻井早投入开发的X+6-03.2井R25电阻率差值较大（黄色充填区域），表明Ⅱ砂组（5+6+7小层）开发后已强水淹，是渗流型水流优势通道潜在区。同时，将形成水流优势通道后曲线幅度增大的曲线与幅度变小的曲线放在同一个曲线道内，通过曲线交差部分来判识水流优势通道潜在区，即“微差法”识别渗流型优势通道。图4中，检26井在6小层出现R25电阻率降低，而声波时差变大的现象（红色虚框区域内箭头所示），表现为水流优势通道特征。因此，综合分析各测井曲线的变化，判识剖面上Ⅱ砂组的6小层可能发育水流优势通道。

3.3 示踪剂识别水流优势通道平面分布

通过对注入示踪剂井的周围井进行监测，示踪剂最先突破出现见剂现象的井方向即为优势流动方向，发育水流优势通道。研究区X17-19.1井于2005年1月新投产，投产时动用2、5+6+7、8+9+10小层，目前井况正常，为注示踪剂井，其邻近的X15-19.4、X15-20.4、X15-019.4、X17-019.4井同时进行监测。Ⅱ砂组（5+6+7小层）在X15-20.4、X15-019.4、X17-019.4井方向均见到示踪剂，突破速度分别为4.57 m/d、8.33 m/d、12.25 m/d。X17-019.4井见剂最快，反映X17-019.4井与X17-19.1井在Ⅱ砂组的连通关系要好于其他井。示踪剂现象表明，Ⅱ砂组发育水流优势通道，与剖面识别结果一致，且平面上最可能在X17-019.4井与X17-19.1井方向存在水流优势通道。

3.4 注采反应关系预测水流优势通道平面分布

图4 检26井“新老井电阻率对比”、“微差法”识别水流优势通道潜在区

开发生产中，存在优势通道的注水井在较低注入压力下就具有较高的注水量，且在较短时间内注入水会优先沿优势通道进入采油井，使得采油井具有相同的产液受效特征。一般，注采响应强烈的井组之间会存在水流优势通道。X17-019.4井于2005年1月投产5+6小层，第2个月日产液12.5 t、日产油3.2 t、含水74.3%，2008年X17-19.1井在该层日注水由10 m3/d加至15 m3/d后，X17-019.4井日产液随之响应，液量、液面和综合含水均显著上升。反映X17-019.4井与X17-19.1井注采关系强，两井间存在水流优势通道的可能性较大，这与示踪剂分析的平面结果一致。

4 沉积相与高渗层结合验证水流优势通道平、剖面分布

刘宗宾、赵春明等［10］研究认为，水流优势通道的形成在剖面上受控于储层自身非均质性的韵律结构，在平面上优势水淹方向受沉积相控制，强水淹、特强水淹区主要在河道微相范围内，且受储层物性影响，因此同样注水强度下，水淹易发生在渗透率高值区。故采用沉积相与高渗层结合的思路来验证前述已识别的水流优势通道平、剖面分布。研究区Ⅱ砂组5、6、 7小层，都是三角洲分流平原沉积，主要发育分流河道砂、河道侧缘砂及河道间薄层砂。从图5知，5小层X17-19.1井组（图5a）只有1口井处于河道相，6小层（图5b）的X17-19.1井组所有井都处于分流河道相，7小层（图5c）只有1口井处于非河道相。对比知，6、7小层更易发育水流优势通道。从图6渗透率平面图分析知，X17-19.1井组在5小层（图6d）、7小层（图6f）的渗透率都处于相对低渗区（蓝色区），只有6小层（图6e）处于相对高渗区（绿色区），且在6小层的X17-19.1井与X17-019.4井方向上渗透率高于（颜色差别的比较）其他3个方向（X15-20.4、X15-019.4、X15-19.4井方向）。因此，分析认为平面上Ⅱ砂组在6小层的X17-19.1井与X17-019.4井方向上发育水流优势通道。这与前述用动静态综合方法识别的Ⅱ砂组6小层的X17-19.1井与X17-019.4井方向上发育水流优势通道认识一致，说明分析的可靠性。

图5 C5（a）、C6（b）、C7（c）沉积微相分布图

图6 C5（d）、C6（e）、C7（f）渗透率平面分布图

5 水流优势通道问题的开发对策

陆相沉积储层的强非均质性，使得即使在高含水阶段剖面和平面上仍有注入水未波及的层段或区域。水流优势通道造成生产井局部单层高含水，继而会导致整个油藏高含水。所以当区块进入高含水阶段后，在纵向和平面已经形成水流优势通道的情况下，原来的注采井网很难改变目前的渗流场局面，生产状况只会越来越差，因此需要注采井网重组。井网部署要以精细油藏描述研究为基础，紧密结合沉积微相、古水流方向、注采主流线位置，根据主力砂层特点，采用不规则注采井网，避开已经形成水流优势通道的方向。当井网调整合适后，可以采用间歇注水方式并适当延长间注周期，避免油井见水过快。对于优势通道严重的井段，可以按优势通道类型，采用深部调驱技术，及时针对不同的水流优势通道类型和强度注入调驱剂，既要抑制无效水循环，也不能堵塞低渗条带，影响油井正常生产。对比深部调驱前后的4个井组示踪剂结果（图7）知，平面液流实现转向，见剂井数增多。如X17-18.3井组调驱后，X15-18.4井由调驱前的不见剂而开始出现见剂现象，说明调驱措施改变了液流方向，使X17-18.3井与X15-18.4井形成了注采关系，注入水开始波及X15-18.4井区驱油，开发效果变好，说明深部调驱措施见效。

图7 井组调驱前示踪剂见效示意图

6 结论

（1）从地质角度将区内水流优势通道分为渗流型水流优势通道、管流型水流优势通道、缝面型水流优势通道，三者相互交联，形成5种组合模式，且以E模式的“水井–天然裂缝–高渗带–压裂缝–油井”为主。

（2）以X17-19.1井组为例，采用地质静态法即岩心观察、“新老井电阻率”法和“微差”法识别水流优势通道剖面上分布于Ⅱ砂组6小层，采用示踪剂监测、注采井动态反应识别水流优势通道平面上分布于X17-019.4井与X17-19.1井方向。基于前人对主控因素的分析，采用沉积微相与高渗区相结合验证了静动态法综合识别出水流优势通道剖面、平面分布的合理性，说明本文的识别方法和分析合理有效。

（3）水流优势通道的存在导致区块严重水淹继而影响非水流优势通道区剩余油的驱替，可以依据水流优势通道类型和发育强度而采用有针对性的深部调驱剂或者井网调整措施，打破水流优势通道网络，抑制注入水无效循环提高水驱采收率。

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（修改稿收到日期 2014-08-16）

〔编辑 景 暖〕

Pattern of preferential reservoir water flow passage and discriminator analysis

DENG Xiaojuan1,ZHANG Xiaolei1,ZHU Jing2,AN Yongming3
（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,CNPC,Beijing100083,China; 2.Drilling &Production Technology Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,China; 3.Fuyu Oil Production Plant of Jilin Oilfield Company,CNPC,Songyuan138000,China）

For reservoirs in land oilfield with strong heterogeneity,long-term waterfloodingcan easily create preferential water flow passage,causing ineffective water circulation,reducing the sweep coefficient,and severely impacting the development effectiveness.Take Fuyu X17-19 Block as an example,based on core and thin slice observation under microscope,the preferential water flow passage within this block is divided into three categories:seepage,pipe flow and seam flow.The three flow passages connect with each other in space and form a complex channeling network system with multiple combination patterns,dominated by 'water well–natural fracture–highly seeping zone–fractures–oil well'.The profile,the plane distribution and the dominant factors of the preferential water flow passage were analyzed based on the data of core,logging and production performance,and the reasonableness of the results were identified based on sedimentary micro-facies and high permeability area,and it was thought that there existed preferential water flow passage in direction of wells X17-019.4 and X17-19.1 in six small layers of No.Ⅱ.sand group.The purpose of treatment by breaking the present water flow network is achieved by deep flooding or well pattern adjustment based on the types and intensity of preferential water flow passage.

high water cut;ineffective water circulation;waterflooding;preferential water flow passageway;deep flooding

邓晓娟，张晓磊，朱静，等.储层水流优势通道模式及识别分析［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：69-74.

TE122

：A

1000–7393（2014） 05–0069–06

10.13639/j.odpt.2014.05.017

中国石油天然气股份公司油气田开发科技课题“二次开发深部调驱试验项目跟踪及效果评价”资助（编号：101013 KT3003001B60）。

邓晓娟，1989年生。2014年毕业于中国石油勘探开发研究院，获硕士学位，主要从事油藏描述、水流优势通道等方面研究工作。电话：010-83595667。E-mail:DXJ5288@petrochina.com.cn。