儲層水流優勢通道模式及識別分析

鄧曉娟張曉磊朱 靜安永明

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010；3.吉林油田公司扶余采油廠，吉林松原 138000）

儲層水流優勢通道模式及識別分析

鄧曉娟1張曉磊1朱 靜2安永明3

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.遼河油田公司鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010；3.吉林油田公司扶余采油廠，吉林松原 138000）

對于非均質性較強的陸相油田儲層，長期注水開發易形成水流優勢通道，造成無效水循環，波及系數降低，嚴重影響開發效果。以扶余X17-19區塊為例，依據巖心和鏡下薄片觀察結果從地質角度將區內水流優勢通道分為滲流型、管流型、縫面型優勢通道3類。三者在空間上交互溝通形成多種組合模式的復雜竄流網絡系統，以“水井–天然裂縫–高滲帶–壓裂縫–油井”模式為主。基于巖心、測井及生產動態資料分析了水流優勢通道的剖面和平面分布，并以沉積微相與高滲區相結合驗證了識別結果的合理性，認為Ⅱ砂組6小層的X17-019.4井與X17-19.1井方向存在水流優勢通道。依據水流優勢通道類型和強度，采取深部調驅或井網調整措施打破目前的水流網絡達到治理的目的。

高含水；無效水循環；注水開發；水流優勢通道；深部調驅

進入“雙高”開發階段的油藏，受注入水的長期沖刷溶蝕作用影響，儲層發生很大變化，出現無效水循環現象，發育水流優勢通道。早期關于此類現象研究采用“大孔道”、“賊層”等概念，只描述了現象本身而無法全面描述儲層注入水利用率低的根本原因。2009年孫明、李治平提出“優勢滲流通道”概念［1］，仍無法描述由于不整合面或裂縫等引起的注入水無效循環現象。在前人研究基礎上，此次從地質角度完善水流優勢通道類型為滲流型、管流型、縫面型3種。目前，從開發角度分析水流優勢通道的研究較多，可根據注水剖面、試井壓力PI指數法、示蹤劑、油水井間注采關系等識別水流優勢通道［2-6］。而從地質角度識別水流優勢通道的技術研究相對較少。自20世紀80年代開始，國內學者就對水流優勢通道現象的存在、識別和滲流機理開始了大量的模擬實驗研究。郭莉對高孔高滲砂巖油藏注水后儲集層結構變化規律進行了研究［7］，宋萬超等提出了油藏開發流體動力地質作用是控制研究區儲層參數變化規律和變化機理及剩余油形成分布的主因，對水流優勢通道現象產生的地質環境、動力來源及動力作用方法進行了研究［8］。水流優勢通道主題的研究仍處于不斷探索階段，研究方法和技術手段也日趨豐富。老油田的開發實踐證明，準確識別出水流優勢通道的平面和剖面分布情況是后期有效治理無效水循環、提高水驅采收率、挖掘高含水老油田潛力的基礎。以吉林油田扶余X17-19區塊為例，利用檢查井資料、生產動態資料和監測資料綜合識別水流優勢通道空間分布，并結合前人關于水淹規律的認識進一步總結了水流優勢通道模式，這些認識對指導同類高含水油田提高水驅波及系數、治理水流優勢通道具有一定的積極意義。

1 X17-19區塊的地質及開發特征

扶余油田X17-19區塊，地理上位于吉林省松原市城區西北部，第一松花江與第二松花江交匯的三角地帶，構造上位于松遼盆地南部中央凹陷區東緣。頂面構造是一個東西兩側分別被南北向正斷層控制的斷壘構造，高點海拔–240 m。區塊主要含油層系是白堊系泉頭組第4段，發育4個大的正旋回。依據每個旋回頂部發育的穩定泥巖隔層和底部發育的粗粒鈣質膠結砂巖沉積，將泉四段分為4個砂組和13個小層。按地層接觸關系，自下而上依次為第Ⅳ砂組（13-11小層）、第Ⅲ砂組（10-8小層）、第Ⅱ砂組（7-5小層）、第Ⅰ砂組（4-1小層）。油層埋深較淺約390~500 m，主要受構造及巖性控制。儲層孔隙度主要分布在22%~26%之間，平均孔隙度為23.5%，滲透率主要分布在0.1~200 mD之間，平均滲透率為110 mD，屬于中孔、中低滲儲層。區塊屬于三角洲平緣至前緣的過渡沉積環境，發育分支河道、河道側翼、分流間灣等微相，以分支河道微相為主。

扶余油田X17-19區塊從1970年以200×200 m正三角形井網投入開發以來，經歷了溶解氣驅階段，水驅階段，一次、二次、三次綜合調整階段。目前油井距100 m、水井距200 m、排距88 m的線性注采井網，井況已完善，地層壓力逐漸恢復。但由于儲層自身強非均質性及裂縫發育等特點，區塊綜合含水達94%，采出程度為28.7%，采收率34.1%，整體為高產液高含水階段，單井產量低，無效水循環嚴重。針對這些問題，多年來在細分層注水、強化注水調控、堵水、調剖等方面做了諸多有效工作，但無效水循環問題仍沒有被徹底解決。

2 水流優勢通道類型及組合模式

2.1 水流優勢通道類型

關于水流優勢通道類型，前人有過“高滲條帶”［1］、“大孔道”［2］的描述，但對于裂縫引起注入水無效循環現象的描述較少。此次研究，從扶余油田檢查井的527塊樣品中，選取具區塊代表性的檢21井145塊樣品做物性分析，發現滲透率、級差、變異系數、驅油效率在縱向各層差異較大（如表1所示），反映層間、層內非均質性較強。強非均質性使區內注入水易沿著滲透率高的局部層段竄流形成高滲層的滲流型優勢通道。檢21井6小層S140號樣品（331.43~331.58 m），掃描電鏡圖顯示水驅后顆粒排列較疏松，孔隙較發育，連通性較好，注入水沿著疏松連通性好的孔道竄流，使儲層泥質含量減少，局部形成類似于“蚯蚓洞”的大孔道型管流通道。而本區發育的東西向天然裂縫和人工改造裂縫使注入水易沿著縫面竄流，形成縫面型優勢通道。此外，區塊的生產動態矛盾也證實注入水易優勢流動的事實。統計區塊9口井40個小層的產液剖面，發現14.7%的厚度不產液；18.6%的厚度低產，只產6.5%的液量；43.1%的厚度產液33.1%；而23.6%的厚度高產，產出60.4%的液量，反映層間矛盾非常突出，液量主要從局部層段產出。因此，從地質和開發角度綜合分析認為區塊存在以下3種類型水流優勢通道。

表1 檢21井主要產層的滲透率統計表

（1）滲流型優勢通道。注入水沿物性好的高滲透率層段優先流動，形成滲流型優勢通道。前人根據儲層易水淹部位與韻律結構關系，總結為正韻律底部強水淹、反韻律中部強水淹［9］等。在此，借鑒前人的水淹模式和本區儲層結構（以正韻律為主），總結區內滲流型水流優勢通道模式主要為底部滲流型優勢通道。檢22井取心資料證實，受正韻律為主的沉積結構控制，大量剩余油分布在儲層上部，底部水洗層占主力油層數的74.6%，形成底部滲流型水流優勢通道（如圖1所示）。

圖1 檢22井扶余油層水流優勢通道識別成果圖

（2）管流型優勢通道。區塊孔隙類型主要為粒間孔，少量殘余孔和溶孔，孔隙結構類型以大孔粗喉型最為常見，細孔細喉型極少。地層中大的孔喉經過注入水長期沖刷，方解石、瀝青質及高嶺石等填隙物在注水過程中易被破壞，并從孔隙中隨注入水運移而擴大了孔隙喉道。從圖2（a）檢15井S38樣的掃描電鏡下清晰看出，粒間、粒表比較臟，多為泥質覆蓋，喉道及孔隙中均被高嶺石為主的礦物充填，這樣必然減少了孔隙的大小、縮小了喉道寬度。而從水驅后的圖2（b）檢15井S210樣品掃描電鏡觀察顆粒表面干凈，高嶺石被水沖走，泥質含量降低，孔隙擴大，喉道變寬。在注入水的長期沖刷和溶蝕作用下，大的喉道相連通，如圖2（c）檢19井S102掃描電鏡鑄體薄片所示，在地下形成類似于“蚯蚓洞”的管流型優勢通道，大小一般為毫米級以上。

圖2 注水前后掃描電鏡圖、鑄體薄片、高角度裂縫巖心照片

（3）縫面型優勢通道。受基底古隆起控制及燕山運動第Ⅳ幕影響，區塊目的層泉四段每個小層都發育東西向高角度張性裂縫，縫高4~30 cm，縫寬0.2~0.8 mm，主要發育在致密砂巖鈣質膠結部位，如圖2（d）所示，檢28井11小層底部鈣質砂巖中發育高角度天然裂縫。同時，區塊采用壓裂投產方式生產且部分老井開展重復壓裂工作，人工裂縫長度達到30~60 m。區塊二次壓裂人工裂縫監測分析顯示人工裂縫與天然裂縫方位變化，因此壓裂在發揮積極生產作用的同時也使得區塊形成復雜的縫面型水流優勢通道。

2.2 水流優勢通道組合模式

區內發育滲流型優勢通道、管流型優勢通道及縫面型優勢通道，三者相互交織溝通，在扶余老區地層形成了十分復雜的無效水竄流網絡系統。分析檢查井水洗厚度，發現區塊南北向和東西向油層水洗厚度差異較大。在南北向主流線上，裂縫發育較少且主要起截流作用，以孔滲型儲層為主，注入水主要進入孔隙驅油，水驅受效面積大，水洗厚度大，開發效果好；因此，在南北方向上注入水主要以孔隙–裂縫–孔隙的方式向油井推進，長期水驅后形成的水流優勢通道為滲流型–裂縫型–滲流型組合模式。而在東西向上，裂縫、大孔道滲流阻力小，注入水主要沿裂縫或者大孔道驅油，很少進入孔隙，因此東西方向的油井，很快水淹，水驅效果差，形成裂縫型或者裂縫–管流型水流優勢通道。

根據區塊不同類型水流優勢通道的分布和油水井配置關系，注入水在水流優勢通道組合中的運動形式如下。

A模式：注水井、采油井均處于主流線砂體，注入水沿“水井–滲流型高滲帶–油井”方式流動，形成滲流型優勢通道。

B模式：注水井處于主流線砂體中，油井被壓裂位于非主流線砂體，注入水沿“水井–滲流型高滲帶–壓裂縫”方式流動，形成滲流型優勢通道–壓裂縫優勢通道的組合類型。

C模式：注水井處于非主流線砂體但近井處發育天然裂縫，油井處于主流線砂體，注入水沿“水井–天然裂縫–滲流型高滲帶–油井”方式流動，形成天然裂縫—滲流型優勢通道組合類型。

D模式：注水井、采油井處于主流線兩側，之間通過規模較大的天然裂縫溝通，注入水沿“水井–天然裂縫–油井”方式快速水淹，形成天然裂縫優勢通道。

E模式：注水井和采油井都處于非主流線砂體中，水井附近發育天然裂縫，油井附近發育人工壓裂縫，注入水沿“水井–天然裂縫–高滲帶–壓裂縫–油井”方式流動，形成天然裂縫–壓裂縫的組合類型。其中，E模式可以細分為以下4類：根據注水井處天然裂縫規模是否穿過主流線高滲帶分為1、2類型，根據注水井和采油井是否處于主流線同側分為2、3類型，根據油井處天然裂縫是否發育及規模分為3、4類型，如圖3所示。因為區塊屬于中低滲透砂巖油藏，物性差，滲流阻力大，大部分油井壓裂改造過，且區塊存在東西向高角度天然裂縫，因此E模式是五種模式中最主要的水流優勢通道模式。

圖3 不同類型水流優勢通道空間組合的注入水運移模式

以扶余X17-19區塊為雛形總結的水流優勢通道模式，可以指導發育天然裂縫，后期由于開發需要采取壓裂措施的同類型中低滲透砂巖油藏對水流優勢通道的識別與治理，以提高油田開發水平。

3 區塊內水流優勢通道的識別方法

由于水流優勢通道是油田開發后期高含水階段的產物，因此，此階段的新鉆井可以鉆遇水流優勢通道，鉆遇的巖心和測井資料為水流優勢通道研究提供了第一手現場材料，可依據水流優勢通道在巖心、測井等地質資料和油水井動態監測資料上的反應特征將其識別。

3.1 巖心法識別水流優勢通道剖面分布

對于滲流型和管流型優勢通道，通過巖心的顏色、結構的松散程度、水洗狀況、滴水滲入情況等可以判斷取心井是否存在水流優勢通道。一般發育水流優勢通道的地層，其巖心被水沖洗得較干凈，顏色呈白色，表現出滴水立滲的強水淹特征，再結合其韻律性可基本判斷優勢通道剖面分布層位及厚度。對于縫面型優勢通道，也可以依據巖心來識別其發育層位及規模。

3.2 “新老井電阻率對比”法、“微差”法識別水流優勢通道剖面分布

儲層形成水流優勢通道后，測井上的響應主要為電阻率大幅度下降，泥質含量減少，自然電位曲線幅度變大、聲波曲線值升高、井徑曲線擴大、自然伽馬曲線幅度降低等，可以利用這些響應特征將其識別。比較區塊不同年代完鉆井的電阻率，二者若存在較為明顯差異則新井對應層位已經水淹。如圖4，檢26井深淺電阻率出現明顯差異（黑色充填區域），且檢26井與鄰井早投入開發的X+6-03.2井R25電阻率差值較大（黃色充填區域），表明Ⅱ砂組（5+6+7小層）開發后已強水淹，是滲流型水流優勢通道潛在區。同時，將形成水流優勢通道后曲線幅度增大的曲線與幅度變小的曲線放在同一個曲線道內，通過曲線交差部分來判識水流優勢通道潛在區，即“微差法”識別滲流型優勢通道。圖4中，檢26井在6小層出現R25電阻率降低，而聲波時差變大的現象（紅色虛框區域內箭頭所示），表現為水流優勢通道特征。因此，綜合分析各測井曲線的變化，判識剖面上Ⅱ砂組的6小層可能發育水流優勢通道。

3.3 示蹤劑識別水流優勢通道平面分布

通過對注入示蹤劑井的周圍井進行監測，示蹤劑最先突破出現見劑現象的井方向即為優勢流動方向，發育水流優勢通道。研究區X17-19.1井于2005年1月新投產，投產時動用2、5+6+7、8+9+10小層，目前井況正常，為注示蹤劑井，其鄰近的X15-19.4、X15-20.4、X15-019.4、X17-019.4井同時進行監測。Ⅱ砂組（5+6+7小層）在X15-20.4、X15-019.4、X17-019.4井方向均見到示蹤劑，突破速度分別為4.57 m/d、8.33 m/d、12.25 m/d。X17-019.4井見劑最快，反映X17-019.4井與X17-19.1井在Ⅱ砂組的連通關系要好于其他井。示蹤劑現象表明，Ⅱ砂組發育水流優勢通道，與剖面識別結果一致，且平面上最可能在X17-019.4井與X17-19.1井方向存在水流優勢通道。

3.4 注采反應關系預測水流優勢通道平面分布

圖4 檢26井“新老井電阻率對比”、“微差法”識別水流優勢通道潛在區

開發生產中，存在優勢通道的注水井在較低注入壓力下就具有較高的注水量，且在較短時間內注入水會優先沿優勢通道進入采油井，使得采油井具有相同的產液受效特征。一般，注采響應強烈的井組之間會存在水流優勢通道。X17-019.4井于2005年1月投產5+6小層，第2個月日產液12.5 t、日產油3.2 t、含水74.3%，2008年X17-19.1井在該層日注水由10 m3/d加至15 m3/d后，X17-019.4井日產液隨之響應，液量、液面和綜合含水均顯著上升。反映X17-019.4井與X17-19.1井注采關系強，兩井間存在水流優勢通道的可能性較大，這與示蹤劑分析的平面結果一致。

4 沉積相與高滲層結合驗證水流優勢通道平、剖面分布

劉宗賓、趙春明等［10］研究認為，水流優勢通道的形成在剖面上受控于儲層自身非均質性的韻律結構，在平面上優勢水淹方向受沉積相控制，強水淹、特強水淹區主要在河道微相范圍內，且受儲層物性影響，因此同樣注水強度下，水淹易發生在滲透率高值區。故采用沉積相與高滲層結合的思路來驗證前述已識別的水流優勢通道平、剖面分布。研究區Ⅱ砂組5、6、 7小層，都是三角洲分流平原沉積，主要發育分流河道砂、河道側緣砂及河道間薄層砂。從圖5知，5小層X17-19.1井組（圖5a）只有1口井處于河道相，6小層（圖5b）的X17-19.1井組所有井都處于分流河道相，7小層（圖5c）只有1口井處于非河道相。對比知，6、7小層更易發育水流優勢通道。從圖6滲透率平面圖分析知，X17-19.1井組在5小層（圖6d）、7小層（圖6f）的滲透率都處于相對低滲區（藍色區），只有6小層（圖6e）處于相對高滲區（綠色區），且在6小層的X17-19.1井與X17-019.4井方向上滲透率高于（顏色差別的比較）其他3個方向（X15-20.4、X15-019.4、X15-19.4井方向）。因此，分析認為平面上Ⅱ砂組在6小層的X17-19.1井與X17-019.4井方向上發育水流優勢通道。這與前述用動靜態綜合方法識別的Ⅱ砂組6小層的X17-19.1井與X17-019.4井方向上發育水流優勢通道認識一致，說明分析的可靠性。

圖5 C5（a）、C6（b）、C7（c）沉積微相分布圖

圖6 C5（d）、C6（e）、C7（f）滲透率平面分布圖

5 水流優勢通道問題的開發對策

陸相沉積儲層的強非均質性，使得即使在高含水階段剖面和平面上仍有注入水未波及的層段或區域。水流優勢通道造成生產井局部單層高含水，繼而會導致整個油藏高含水。所以當區塊進入高含水階段后，在縱向和平面已經形成水流優勢通道的情況下，原來的注采井網很難改變目前的滲流場局面，生產狀況只會越來越差，因此需要注采井網重組。井網部署要以精細油藏描述研究為基礎，緊密結合沉積微相、古水流方向、注采主流線位置，根據主力砂層特點，采用不規則注采井網，避開已經形成水流優勢通道的方向。當井網調整合適后，可以采用間歇注水方式并適當延長間注周期，避免油井見水過快。對于優勢通道嚴重的井段，可以按優勢通道類型，采用深部調驅技術，及時針對不同的水流優勢通道類型和強度注入調驅劑，既要抑制無效水循環，也不能堵塞低滲條帶，影響油井正常生產。對比深部調驅前后的4個井組示蹤劑結果（圖7）知，平面液流實現轉向，見劑井數增多。如X17-18.3井組調驅后，X15-18.4井由調驅前的不見劑而開始出現見劑現象，說明調驅措施改變了液流方向，使X17-18.3井與X15-18.4井形成了注采關系，注入水開始波及X15-18.4井區驅油，開發效果變好，說明深部調驅措施見效。

圖7 井組調驅前示蹤劑見效示意圖

6 結論

（1）從地質角度將區內水流優勢通道分為滲流型水流優勢通道、管流型水流優勢通道、縫面型水流優勢通道，三者相互交聯，形成5種組合模式，且以E模式的“水井–天然裂縫–高滲帶–壓裂縫–油井”為主。

（2）以X17-19.1井組為例，采用地質靜態法即巖心觀察、“新老井電阻率”法和“微差”法識別水流優勢通道剖面上分布于Ⅱ砂組6小層，采用示蹤劑監測、注采井動態反應識別水流優勢通道平面上分布于X17-019.4井與X17-19.1井方向。基于前人對主控因素的分析，采用沉積微相與高滲區相結合驗證了靜動態法綜合識別出水流優勢通道剖面、平面分布的合理性，說明本文的識別方法和分析合理有效。

（3）水流優勢通道的存在導致區塊嚴重水淹繼而影響非水流優勢通道區剩余油的驅替，可以依據水流優勢通道類型和發育強度而采用有針對性的深部調驅劑或者井網調整措施，打破水流優勢通道網絡，抑制注入水無效循環提高水驅采收率。

［1］孫明，李治平.注水開發砂巖油藏優勢滲流通道識別與描述技術［J］.新疆石油天然氣，2009，5（1）：51-56.

［2］尹慶文，潘淑琴，董福印.大孔道地層注水剖面測井技術［J］.測井技術，1999，23（2）：146-149.

［3］秦國偉，潘攀，陶洪輝，等.PI決策技術分析原理及其應用［J］.內蒙古石油化工，2005，31（8）：120-123.

［4］劉星普，周永新，李喜清.產出剖面測井技術及應用效果分析［J］.斷塊油氣田，2000，7（2）：47-49.

［5］汪玉琴，陳方鴻，顧鴻君，等.利用示蹤劑研究井間水流優勢通道［J］.新疆石油地質，2011，32（5）：512-514.

［6］蓋德林，劉春天，賈振岐.注采井間水流優勢方向的識別［J］.大慶石油學院學報，2007，31（5）：47-50.

［7］郭莉，竇松江，王維倫，等.港東開發區注水后儲層結構變化規律研究［J］.江漢石油學院學報，2001，23（S0）：10-12.

［8］宋萬超，孫煥泉，孫國，等.油藏開發流體動力地質作用——以勝坨油田二區為例［J］.石油學報，2002，23（3）：52-55.

［9］宋子齊，何羽飛，孫寶佃，等.文15塊沙三上段油層水淹模式及其測井解釋［J］.斷塊油氣田，2011，18（3）：346-351.

［10］劉宗賓，趙春明，楊慶紅，等.優勢滲流通道研究方法及控制因素探討［C］.2011年中國油氣藏開發地質專題學術研討論文匯編，2011：100-107.

［11］曾流芳，劉炳官，劉玉章，等.水驅優勢通道對水驅開發效果的影響研究［J］.江漢石油學院學報，2004，26（2）：126-127.

［12］曾流芳，趙國景，張子海.疏松砂巖油藏大孔道形成機理及判別方法［J］.應用基礎與工程科學學報，2002，10（3）：268-276.

［13］竇之林，曾流芳，張志海，等.大孔道診斷和描述技術研究［J］.石油勘探與開發，2001，28（1）：75-77.

（修改稿收到日期 2014-08-16）

〔編輯 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

鄧曉娟，張曉磊，朱靜，等.儲層水流優勢通道模式及識別分析［J］.石油鉆采工藝，2014，36（5）：69-74.

TE122

：A

1000–7393（2014） 05–0069–06

10.13639/j.odpt.2014.05.017

中國石油天然氣股份公司油氣田開發科技課題“二次開發深部調驅試驗項目跟蹤及效果評價”資助（編號：101013 KT3003001B60）。

鄧曉娟，1989年生。2014年畢業于中國石油勘探開發研究院，獲碩士學位，主要從事油藏描述、水流優勢通道等方面研究工作。電話：010-83595667。E-mail:DXJ5288@petrochina.com.cn。