油藏井间动态连通性及地质控制因素研究——以南图尔盖盆地Konys油田为例

付　辉， 卢立泽， 王贺华， 符　奇， 杜新龙， 韩绪军

( 振华石油控股有限公司 成都研究中心，四川 成都　610000 )



油藏井间动态连通性及地质控制因素研究
——以南图尔盖盆地Konys油田为例

付辉， 卢立泽， 王贺华， 符奇， 杜新龙， 韩绪军

( 振华石油控股有限公司 成都研究中心，四川 成都610000 )

为解决南图尔盖盆地Konys油田井间连通性测试成本高、研究周期长等问题，以油水井的产液量、注水量等生产数据为基础，根据系统分析理论，建立油藏井间动态连通性的系统分析反演模型，利用研究区块的示踪剂测试数据对反演模型结果进行验证。结果表明，该研究区块油水井M-Ⅱ油层之间主要存在单向连通、各向均匀连通、单线连通和单井突进连通等4种类型，连通性主要受构型因素和储层物性等地质因素控制，压裂酸化等储层改造措施只影响局部的井间连通性。

井间连通性； 系统分析模型； 反演； 连通类型； 地质控制因素； 南图尔盖盆地

0　引言

在油田开发过程中，受注水的影响，储层的非均质性逐渐增强，某些层位的渗透率越来越高，成为渗流优势通道并造成注入水单向突进严重，注入水在地层中做无效循环，降低波及体积。因此，高含水油田开发时，评价注采井间的连通性，分析注水井的水流方向，不仅有利于油水井动态分析，而且对调剖堵水等工艺措施的优化实施、剩余油分布定量描述具有重要意义。

研究油藏井间连通性的主要方法有生产测井、地层对比、压力动态监测、示踪剂测试[1-8]和油藏数值模拟等。采用生产测井、地层对比等方法，可以确定储层的静态连通性，对于小层厚度薄、油水层关系复杂的油田，通过井间的横向对比及测井资料等很难确定地层的动态连通性，对比的准确性也很难保证。压力动态监测、示踪剂测试和数值模拟方法实施比较复杂困难，同时测试成本高、研究周期长，影响油田的正常生产，不适合在油田现场大规模推广应用。人们通过分析油水井生产动态数据[9-11]研究油藏井间连通性。Albertoni A[12]、Yousef A A[13]等建立基于注入量和产液量的多元线性回归模型，用于油藏井间动态连通性反演，并引入非线性扩散系数对它进行改进。

基于系统分析原理[14-15]，笔者以Konys油田M-Ⅱ油藏作为研究对象，把油藏的所有注水井、生产井近似看做完整的系统，利用油水井的基础生产数据，研究注入脉冲信号在油藏中的传播特征，建立注水井注入激励和油井产液量响应的系统分析模型并求解，结合研究区示踪剂监测资料对模型的分析结果进行验证，提出利用生产动态数据反演油藏井间动态连通性的方法，以解决油藏井间连通性研究成本高、周期长的难题。

1　地质概况

南图尔盖盆地位于哈萨克斯坦中部，是在元古界、古生界基底上发育起来的叠合盆地，面积约为8×104km2。Konys油田位于南图尔盖盆地阿雷斯库姆坳陷南部，发育在古生界基岩隆起的披覆背斜构造带上，由北至南发育相邻的多个穹窿构造(见图1)，含油层系主要包括M-0-2、M-Ⅱ、J-0-1及J-0-2，其中M-Ⅱ是Konys油田的主力油层，是一套粗粒厚层的不整合面底砾岩。

图1　Konys油田构造位置Fig.1 Konys oilfield structural position

根据Konys油田岩心观察结果，M-Ⅱ油层的岩石类型以砾岩、砂质砾岩、砾状砂岩及含砾砂岩为主，砾石颗粒较粗，分选差，油层为一套近源沉积的扇三角洲。沉积构造以块状层理为主，局部也见波状层理，根据取心井段岩心观察结果，可见绿色泥岩夹粉—细砂岩条带，层内隔夹层不发育，油层埋深为900.0～1 200.0 m，平均层厚为15.3 m，最厚为35.0 m左右，平均孔隙度为10.85%，有效渗透率为11×10-3μm2，属于低孔低渗储层，储层具有弱水敏和强碱敏性。

2　油藏井间连通性

2.1反演方法

油藏是一个复杂的动力学系统，注水井注入量的变化引起油井产液量波动，产液量波动幅度也是油、水井连通性质的反映。目前，常用的计算模型包括多元回归模型、电容模型和系统分析模型，其中系统分析模型考虑因素较多，计算结果稳定，成为较好的油藏井间动态反演方法之一。

如果把油藏生产井、注水井及井间通道看做一个系统，则认为注水井注水是系统注入信号，油井产液量是系统输出信号。建立一口注入井和生产井的理想地质模型，分别模拟注水量为单位矩形脉冲信号和单位阶跃信号下的油井产液量响应(见图2)。由于注水井注入信号在地层传播中不断损耗，油井输出信号相比注入信号存在一定的延时和衰减。用单位矩形脉冲信号的系统响应特征建立模型，计算求解过程较为复杂，为使模型求解计算简单，根据单位阶跃信号系统响应特征，建立井间动态连通性模型。

图2　理想地质注采响应关系Fig.2 Injection and production response relationship

为了处理简便，把注采响应特征近似为单位阶跃信号响应，注采系统信号的传递函数为

(1)

式中：β为时间常数，反映注入阶跃信号的时间滞后性。

根据注采系统的传递函数，一阶线性系统的零状态单位阶跃响应为

(2)

图3　以生产井为中心的井间连通单元Fig.3 Well connective unit centered at production well

假设生产井Pi为中心，周围共有M口注水井(见图3)，注水井Wj与生产井Pi之间的动态连通因数为λij，对注水井注入量按月采样，注入量取月平均值。

假设注水井Wj的月注入量为wj(t)，所有注水井对生产井Pi的产液量激励为

(3)

以第一个月n0为例，计算一口生产井在所有注水井作用下产生的响应，在第一个月内，注水井以第一个月的注入量对生产井施加作用，生产井Pi的产液量响应为

(4)

第一个月后，由于注入信号具有时滞性，第一个月的注水量还影响到以后的生产井产液量，可以用叠加原理反映这种影响。在第一个月后的任意时间，生产井Pi受到注水井Wj第一个月注入阶跃影响的产液量响应为

(5)

生产井Pi受到所有注水井第一个月注入脉冲影响的产液量响应为

(6)

生产井Pi的综合产液量响应为

(7)

当注水井注水量连续变化时，把各时间步注水井的注入脉冲在生产井上的响应迭加起来，考虑初始产液量的影响，则n时刻生产井Pi的产液量估值为

(8)

考虑实际生产中注采不平衡因素，生产井的产液量估值为

(9)

式(9)为油藏的井间连通性模型。模型需要求解的参数较多，采用拟牛顿法[16]求解。该方法可以保证求解过程收敛，同时为保证反演计算结果的可靠性，可以考虑加入适当的约束条件。

2.2反演结果

自2012年开始，研究区进入中高含水开发阶段，选取2012年1月至2015年10月间68口生产井和54口注水井的生产动态数据，应用油藏动态连通性反演方法研究区块的井间连通性。

该区块共有3个注采井组进行示踪剂测试，对比反演得到的井间连通性计算结果和示踪剂测试结果(见表1)：

(1)在K-Ⅰ1井组中，注水井K-Ⅰ1与油井K-01的计算连通因数为0.62，示踪剂在K-Ⅰ1井注入7 d后，在K-01井中被监测到，计算结果与测试结果相符；K-Ⅰ1与油井K-02、K-03的计算连通因数为0，在K-03井中一直未监测到示踪剂，与测试结果符合。在45 d后K-02井监测到示踪剂，说明两口井连通性较差但保持连通，与计算结果略有偏差。

(2)在K-Ⅰ2井组中，注水井K-Ⅰ2与油井K-05、K-09和K-10的计算连通因数分别为0.31、0.19和0.30，示踪剂在对应井中也在不同时间被监测到，计算结果与测试结果符合；K-Ⅰ2与油井K-06、K-08的计算连通因数为0，在对应油井中未监测到示踪剂，与测试结果也符合；与油井K-07的计算连通因数为0.20，在K-07井中一直未监测到示踪剂，说明两者不连通，计算结果与测试结果不符合。

(3)在K-Ⅰ3井组中，注水井K-Ⅰ3与油井K-011、K-012和K-014的计算结果与示踪剂测试结果符合；与油井K-013的计算结果与测试结果不符合。

在3个注采井组、14口油井中，11口油井与注水井的连通性计算结果与示踪剂测试结果相符，只有3口油井不符合，计算符合率达到78.6%，从而证明油藏动态连通性反演方法的可靠性。

表1　Konys油田井组计算连通因数及示踪剂测试结果

受到油藏构造差异、非均质性等因素的影响，研究区区块的井间连通性呈现多种样式，根据计算结果可以分为单向连通型、各向均匀连通型、单线连通型和单井突进连通型等4种类型，注水井K-Ⅰ1与油井K-01、K-04连通，与油井K-02、K-03不连通，与一侧油井的连通性明显好于另一侧的，属于单向连通型(见图4(a))。注水井K-Ⅰ2井与油井K-05、K-07、K-09、K-10连通，且连通性差异不大，属于各向均匀连通型(见图4(b)。注水井K-Ⅰ3与油井K-011及其相反方向的油井K-013连通，且一侧的连通性明显好于另一侧的，属于单线连通型(见图4(c))。注水井K-Ⅰ4只与油井K-016连通，与周围其他井不连通，属于单井突进连通型(见图4(d))。

图4　研究区井间连通类型Fig.4 Interwell connectivity types of block in study area

3　地质影响因素

3.1构型要素

研究区M-Ⅱ油层为扇三角洲沉积，沉积相类型包括扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲，沉积主体部位发育在水上。储层发育的构型要素主要有槽流砾石体、片流砾石体、辫状河道砂体及漫流砂体等4种类型，由于沉积环境不同、分布部位不同，导致储层在岩性、物性和砾质含量等方面存在差异，且影响油藏油水的动态分布。一般M-Ⅱ砂体沉积旋回表现为底部粒度较粗、上部粒度较细的正旋回，底部砾石含量较高，粒度粗，以槽流砾石体和辫状河砂体为主，物性较差，向上粒度逐渐变细，靠近扇根部位槽流砾石体较发育，向扇三角洲前缘以辫状河道砂体为主，靠近扇顶部位以片流砾石体和漫流砂体为主，平面上不同构型之间的连通关系较差。

以K-Ⅰ1井组为例，根据油井K-01到K-03连通性分析结果，油井K-03和注水井K-Ⅰ1在油层底部构型单元产生差异，油水井属于两个不同的构型单元，注水井K-Ⅰ1的M-Ⅱ油层底部属于槽流砾石体，油井K-03的M-Ⅱ油层属于辫状河道砂体，两者相互切割，油水井间不连通(见图5)。

以K-Ⅰ2井组为例，注水井K-Ⅰ2和油井K-05的M-Ⅱ油层同属于辫状河道砂体，两者构型相同，油水井动态连通较好，注水井K-Ⅰ2与油井K-08分别属于辫状河道砂体和槽流砾石体，两者相互切割和叠置，注水见效不明显，油水井动态不连通(见图6)。因为各构型单元存在平面组合关系及空间匹配的差异，导致油水井在平面上表现出不同的连通类型。

图5　研究区K-Ⅰ1井组连井剖面Fig.5 Diagrams showing connecting-well profile in K-Ⅰ1 well group in study area

图6　研究区K-Ⅰ2井组连井剖面Fig.6 Diagrams showing connecting-well profile in K-Ⅰ2 well group in study area

3.2储层物性

研究区K-Ⅰ3井组的M-Ⅱ油层的储层构型以辫状河道砂体为主，井间连通关系较好，但是储层物性差异较大(见图7)。由图7可以看出，注水井K-Ⅰ3与油井K-011、K-012、K-013发育辫状河道砂体，仅顶部局部薄油层发育漫流砂体沉积。根据K-Ⅰ3井组物性分析结果，M-Ⅱ小层中油井的平均渗透率为45×10-3μm2，注水井K-Ⅰ3的平均渗透率为10×10-3～100×10-3μm2，油井K-014的平均渗透率小于4×10-3μm2，K-Ⅰ3和K-014存在明显的渗透率级差。由连通因数计算结果可知，注水井K-Ⅰ3和油井K-011与K-014之间的归一化连通因数分别为 0.55和0，反应在动态特征上，K-014未受效，K-011和K-012注水见效明显，说明在同一构型单元中储层物性的差异导致井间连通性的差异。

3.3储层改造措施

研究区油井大部分是水力压裂后投产的，根据压裂酸化设计方案及现场实施效果，增产措施只是在近井地带生成人造裂缝，压裂裂缝延伸长度一般在80～150 m之间，不超过井间距离的一半，人工裂缝沟通优势储层后对局部井间连通性有影响。

综合油藏井间连通性动态反演及地质影响因素分析结果，研究区主要为槽流砾石体和辫状河道砂体沉积，岩性是以砂砾岩、砾岩和含砾砂岩为主，构造特征为块状，平面和垂向非均质性较强，井间连通性主要受储层构型和储层物性的影响，酸化压裂等工艺措施只影响局部的井间连通性。

图7　研究区K-Ⅰ3井组连井剖面Fig.7 Diagrams showing connecting-well profile in K-Ⅰ3 well group in study area

4　结论

(1)以油井产液量和注水井注水量等生产动态数据为基础，建立系统分析模型，可以有效反演油藏井间连通性，在一定程度上解决井间连通性动态测试成本高、周期长等难题。

(2)应用南图尔盖盆地Konys油田某区块的生产资料，反演区块的井间连通性，并用计算反演结果与示踪剂测试数据进行对比，验证井间连通性反演模型的可靠性。

(3)根据油层沉积构型分析结果，M-Ⅱ油层发育槽流砾石体、片流砾石体、辫状河道砂体及漫流砂体等4种沉积构型。在扇三角洲平原到扇三角洲前缘过渡部位主要发育槽流砾石体和片流砾石体，两者相互切割和叠置，造成连通关系变差。在扇三角洲前缘部位主要发育辫状河道砂体和片流砾石体，井间连通关系主要受到储层物性的影响。该区块井间连通类型主要有单向连通型、各向均匀连通型、单线连通型和单井突进连通型等4种。

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2016-03-25；编辑：任志平

国家自然科学基金项目(51490654)

付辉(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事油田开发方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.011

TE331

A

2095-4107(2016)03-0089-08