B21井区百口泉组优势通道 识别方法及分布特征研究

郑 可

(中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院， 成都 610051)

在油田开发过程中，长期注水会导致储层孔隙结构变化、水动力场不平衡、储层各向异性特征扩大等状况。当注入水进入高渗透、高含水通道时，发生水窜，使原有孔喉半径、渗透率逐渐扩大，出现低效或无效水循环，从而形成优势通道[1-4]。随着注水开发的不断深入，百口泉油田已逐渐进入“高采收、高含水”的双高开发阶段，极易形成优势通道。本次研究以百口泉油田B21井区开发为例，运用储层构型模式、失踪剂测试资料、测井曲线特征等方法研究优势通道的识别标准，实现对优势通道分布特征的精确描述。

1 地质特征

百口泉油田B21井区，位于准噶尔盆地西北缘克 — 乌断裂带东北段下盘，构造形态单一,为自西北向东南缓倾的单斜构造[5]。图1所示为百口泉油田B21井区地理位置示意图。该井区地层倾角为3°～5°，属于下三叠统地层；储层为一套山麓洪积扇扇顶沉积块状砂砾岩体，沉积厚度为52.5～279.0 m，平均厚度为161.4 m。储层主要发育次生孔隙，油藏具有低孔隙度(12.2%)、中低渗透率(66.4×10-3μm2)、严重非均质性等特征[6]。

1979年以500 m井距反九点法井网全面投入注水开发。1997年对该井网进行了局部加密。1998 — 2007年实施了“提排控水”措施，使井网系统得到进一步优化，动用程度低和注采能力差等问题得到了一定程度的改善，但开发效果仍不显著。目前，已经暴露出地层压力保持程度低、注入水单层突进、水淹水窜现象严重、含水率上升速度加快等问题，亟须制定一套针对优势通道的识别方法及识别标准。

2 优势通道识别方法及标准

2.1 优势通道的识别方法

根据储层构型单元的研究结论，结合优势通道成因砂体的韵律特征、测井曲线形态等资料识别优势通道。表1所示为B1砂层组高渗段识别特征统计表。在发育优势通道的砂体中，正韵律砂体所占比例很大(约78.9%)，其他类型韵律砂体所占比例很小。测井曲线形态多为中高幅指状钟形或箱形。三级构型单元中，辫流流沟发育优势通道所占比例最大(约68.4%)，近源砂岛、辫流心滩、辫流间滩等所占比例稍低。底部的正韵律砂体见水早，含水率上升快。在注水开发过程中，底部水洗程度加大，经过注入水的长期冲刷，导致“界面水窜”，最终形成优势通道[7]。高渗段是发育优势通道的原状地层，将其定义为优势通道的潜在发育区。

示踪剂监测是描述优势通道的一项重要技术。其基本原理是，向注水井注入示踪剂段塞，通过周围生产井监测示踪剂的产出情况，并绘制示踪剂产出曲线[8-10]。针对油藏开发过程中水窜、调驱措施不利等问题，于2005年在B1砂层组选取了3个井组(1009井组、1020A井组、1019井组)进行示踪剂测试。图2 所示为示踪剂实验井组水驱方向和速度关系图。

图1 百口泉油田B21井区地理位置示意图

井组井号射孔段∕m主渗通道类型砂体韵律类型曲线模式三级构型单元101911502 187.5 — 2 191.5高渗层正韵律中幅指状叠加钟形辫流流沟1009113811371008105811442 080.0 — 2 082.0强水洗层复合韵律高幅指状叠加箱型近源砂岛2 074.4 — 2 079.2大孔道反韵律中幅指状叠加漏斗形辫流流沟2 107.9 — 2 111.4强水洗层正韵律高幅指状叠加钟形辫流间滩2 113.6 — 2 114.8强水洗层正韵律底高幅指状叠加钟形辫流流沟2 128.6 — 2 131.8高渗层正韵律高幅指状近源砂岛2 141.0 — 2 145.0高渗层正韵律中高幅指状叠加钟形近源砂岛2 171.6 — 2 172.6大孔道正韵律中高幅指状叠加钟形辫流流沟2 092.0 — 2 095.6强水洗层正韵律高幅指状钟形辫流流沟2 104.6 — 2 106.2强水洗层正韵律底高幅指状钟形辫流流沟2 131.0 — 2 134.0大孔道正韵律中幅指状叠加钟形辫流流沟2 188.0 — 2 190.0高渗层正韵律高幅指状叠加箱型辫流心滩1020A11322 084.0 — 2 089.4强水洗层正韵律中幅齿状钟形辫流流沟1021A11321145115111642 101.5 — 2 103.0强水洗层正韵律中幅齿状叠加钟形辫流流沟2 126.0 — 2128.0强水洗层正韵律高幅指状漏斗形辫流心滩2 147.0 — 2 149.0强水洗层正韵律中幅指状钟形辫流流沟2 153.0 — 2 156.0强水洗层反韵律中幅指状叠加漏斗形辫流流沟2 165.5 — 2 167.5高渗层反韵律中幅指状叠加漏斗形辫流流沟2 154.5 — 2 157.0强水洗层正韵律中幅指状钟形辫流流沟

示踪剂产出曲线上的峰值对应各产出层。根据示踪剂定量解释出的各示踪剂产出层，就可以得出各个峰值对应层的示踪剂产出时间，从而得到各层的平面水驱方向与速度。可以看到，1009井组注水井与生产井1137井间的运移速度最快(峰值速度为18.590 md)，1020A井组注水井与生产井1132井间的运移速度最慢(峰值速度为5.225 md)，二者速度极差为3.560 md。由此判断，不同井组平面上的水驱矛盾突出。

图2 示踪剂实验井组水驱方向和速度关系图

根据实测的示踪剂产出数据，结合井距、孔隙度、渗透率、油层厚度、日产水量及示踪剂注入量等基础参数进行主成分分析，并对数据进行拟合。可运用拟合后的经验公式预测各高渗段小层的厚度、渗透率及孔喉半径等地层参数。实测曲线与拟合曲线的峰形和最大值基本拟合，符合情况较好。图3所示为1009井组1008井示踪剂产出曲线。图4所示为1020A井组1132井示踪剂产出曲线。图中纵坐标的标准浓度为产出浓度与注入浓度的比值，无因次量。示踪剂产出曲线形状多变，表明井间的动态连通关系多样，井间可能存在多种类型的水窜通道。

图3 1009井组1008井示踪剂产出曲线

优势通道的形成必须具备2个条件：(1)储层本身具有高渗透性能；(2)后期开发过程中注入水长期冲刷，构型单元的韵律性为正韵律。

2.2 优势通道的识别标准

根据示踪剂监测结论，选取优势通道发育较好的井作为关键井，以射孔段砂体为识别单元，提取并计算测井曲线特征值[11-12]，与层位相同、构型单元相同、含水率低的井进行砂体测井曲线特征值对比。结果表明，在高渗段AC(声波时差)、RXO(冲洗带电阻率)的变异系数均值较高，但其特征值分布范围与非高渗段比较接近；同时，RT(地层电阻率)的变异系数差异性较明显，其在高渗段的均值较高，与非高渗段分布区间很少重合，可以用RT的变异系数建立优势通道的识别标准。图5 — 图7所示为 B1砂层组高渗段与非高渗段AC、RXO、RT变异系数对比图。

图4 1020A井组1132井示踪剂产出曲线

图5 B1砂层组高渗段与非高渗段AC变异系数对比

计算全区271口井B1段测井解释砂体的参数Z(主值区间为-0.06～0.06)，分析其分布频率。Z=RT-0.20，式中0.20为所测得示踪剂优势通道各射孔段RT变异系数的平均值。图8所示为B1砂层组参数Z频率分布曲线。

图6 B1砂层组高渗段与非高渗段RXO变异系数对比

图7 B1砂层组高渗段与非高渗段RT变异系数对比

基于上述分析，确定优势通道识别标准：(1)砂体厚度≥0.48m，这是示踪剂测试能够识别的最小厚度；(2)-0.06≤Z≤0.06；(3)渗透率几何平均值大于等于50×10-3μm2。

图8 B1砂层组参数Z频率分布曲线

3 优势通道识别方法的验证及分布特征

运用上述识别方法计算出的优势通道与示踪剂测试结果符合情况良好，符合率约67%。图9所示为1144井和1058井优势通道识别验证对比图。根据参数Z可识别出优势通道的潜在发育段，为优势通道的预测奠定基础。

对比B1砂层组水淹图和优势通道叠合图发现，中强水淹井多位于优势通道的分布范围内，符合情况较好。图10所示为B1砂层组水淹分布图。

图9 1144井和1058井优势通道识别验证对比图

根据上述识别方法和标准，以B1砂层组为例，对其优势通道的平面分布特征进行描述。研究表明，B1砂层组优势通道主要分布于中西部，南北向沿着克 — 乌断裂走向分布。图11所示为B1砂层组优势通道发育图。优势通道高渗段的厚度一般占所在砾岩层厚度的3%～20%，冲积相砂砾岩油藏中辫流心滩和辫流流沟是高渗段最为发育的相带，且高渗段纵向发育的位置主要受正韵律控制明显。容易形成优势通道的构型组合有辫流流沟-辫流流沟、辫流心滩-辫流流沟、辫流砂岛-辫流间滩。

4 结 语

依据储层构型模式、示踪剂动态监测资料、测井曲线特征等方法系统地研究了优势通道的识别方法，建立了识别标准，实现了对优势通道分布特征的精确描述。研究表明，辫流流沟-辫流流沟、辫流心滩-辫流流沟、辫流砂岛-辫流间滩等3类构型组合模式易于形成优势通道，冲积相砂砾岩油藏中辫流心滩和辫流流沟是高渗透层段发育最为充分的相带，且高渗段纵向发育的位置受正韵律和复合韵律的控制作用显著，高渗段的厚度一般占所在砾岩层厚度的3%～20%。通过对示踪剂监测及测井曲线的综合分析，建立了百口泉组优势通道的识别标准，符合率约67%。本次研究的结果，对百口泉地区冲积扇相优势通道的识别和描述有一定的指导意义。

图10 B1砂层组水淹分布图

图11 B1砂层组优势通道发育图