低滲透油田儲層連通關系動靜態綜合評價方法

張志剛，劉春楊，劉國志

（1.中國石油大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司，黑龍江大慶163414；2.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

0 引言

葡西油田G137區塊水驅控制程度達79%，而油田卻有50%以上油井因注水不受效關井或轉為撈油。此種情況存在2種解釋：一是儲層非均質影響，井間儲層物性變差［1-3］；二是按照非達西滲流理論，當井距偏大，低滲透儲層無法實現有效驅動［4-6］。無論哪種原因均說明僅用水驅控制程度評價注采系統的適應性已經不能滿足油田開發的需求。

隨著勘探開發工作的深入，每年新投入開發的石油地質儲量中80%以上為低滲透儲層［7-9］。因此，合理評價這部分儲層注采系統的適應性顯得尤為重要。筆者利用產液剖面和吸水剖面資料，統計分析靜態連通厚度與實際水驅波及厚度的關系，根據有效連通系數計算結果評價低滲透油田注采系統的適應性，以期為客觀評價油田注采系統適應性提供一個新的評價參數［10-12］。

1 有效連通系數計算

有效連通系數（η）是注水受效厚度（h0）與砂體靜態連通厚度（h）的比值。具體計算流程：①根據每個井組的射孔層位及砂體連通圖，確定砂體靜態連通厚度；②對于靜態連通的井組，利用產液剖面、吸水剖面及開發動態數據確定注水受效厚度；③計算注水受效厚度與砂體靜態連通厚度的比值。應用小層平面圖確定砂體靜態連通厚度后，計算的水驅控制程度稱為視水驅控制程度。有效連通系數與視水驅控制程度乘積稱真水驅控制程度。

1.1 靜態連通厚度

根據小層平面圖判斷注采井間儲層是否連通，稱為靜態連通。由圖1可以看出，葡西油田G137區塊G87-56井與G87-54，G87-58井砂體均連通，判定為雙向靜態連通，靜態連通厚度為3.6 m。逐層判定后，全井靜態連通厚度為各層之和。該井靜態連通厚度為6.9 m。

1.2 注水受效厚度

根據生產動態及注入剖面和產液剖面的關系綜合判定注水受效厚度，判定注水受效層原則：一是注、采井間為靜態連通；二是注水井按配水量正常注水，且注入層注入百分比大于等于10%；三是采油井受效特征明顯，且產液剖面判斷受效層含水有上升趨勢。

圖1 PI4層小層平面圖Fig.1 Sand body distribution of PI4 sublayer

以G87-56井組為例，G87-56井為采油井，周圍2口注水井分別為G87-54井和G87-58井。G87-56井2004年 12月正式投產，射開 PI2，PI4，PI6層，砂巖厚度分別為5.7 m，5.2 m和1.6 m，有效厚度分別為3.3 m，3.6 m和0 m；初期平均日產液1.13 t，平均日產油1.07 t，綜合含水率4.5%，液面深度1 300 m左右，流壓6.2 MPa。2006年12月壓裂，壓裂后前3個月平均日產液1.9 t，日產油1.8 t，綜合含水率4.5%，后期以穩定日產油1.0 t進行生產，液面深度1 600 m左右，井底流壓在3.5 MPa，至2008年4月含水率上升，液量下降，2009年5月綜合含水率上升到66.7%，油井受效特征明顯。該井自2006年共測產液剖面4次，從4次測試結果可以看出，PI2，PI4層均為該井的主產層，注水且受效特征明顯，PI6層不產液（表1）。

G87-58井射開PI2，PI4，PI6-9層等6個小層，2004年10月投注，至2005年6月日注入量25 m3，注入壓力18.0 MPa，2005年7月調試方案，日注入量為14 m3，注入壓力為18.8 MPa，2006年4月提高日注入量平均為30 m3，注入壓力穩定在18.7 MPa，2007年8月實施周期注水，日注入量逐步下降，由日注入量16 m3降到2010年3月的12 m3，而注入壓力一直穩定在18.0 MPa以上（表2）。該井進行過5次注入剖面測試，從注入剖面分析，PI2，PI4，PI9層均為主力吸水層。

表1 G87-56井產液剖面測試結果Table 1 Fluid production profile testing results of well Gu87-56

表2 G87-58井注入剖面測試結果Table 2 Fluid injection profile testing results of well Gu87-58

葡西油田G137區塊G87-54井射開PI2，PI4，PI6，PI7層等4個小層。2004年11月投注時全井不吸水，關井至2005年11月重新投注，日注入量22 m3，注入壓力18.3 MPa，4個月后因井口問題關井，2007年4月作業后開井注入，采用間注方式注水，日注入量為20 m3，注入壓力為18.8 MPa，2008年1—4月擠火油關井，2008年11月到2009年4月擠火油關井，注入期間日注入量逐漸下降，注入壓力保持在19.0 MPa，全井未按配注方案注入，注水不正常。由該井2次注入剖面測試結果看出，盡管PI2，PI4，PI6，PI7層等4個小層有不同程度的吸水量（表3），但整體吸水量差，在實施作業、采用間注的注水方式、降低日注入量的情況下，這口井仍然不能完成配注量。

綜上所述，根據受效厚度判定原則，判定 G87-56井與G87-58井間的PI2，PI4層連通，而與G87-54井的PI2，PI4層不連通，G87-56井組為單向注水受效，受效厚度為6.9 m。

表3 G87-54井注入剖面測試結果Table 3 Fluid injection profile testing results of well Gu87-54

表4 葡西油田開發試驗區有效連通系數計算數據Table 4 Effective connectivity coefficien of the test area in Puxi Oilfield

1.3 有效連通系數計算結果

G87-56井組靜態連通厚度為6.9 m，注水受效厚度為6.9 m，計算有效連通系數為1.0。同理，在葡西油田開發試驗區和G137區塊選擇21個井組，計算其有效連通系數分別為0.62和0.87（表4，5）。

表5 葡西油田G137區塊有效連通系數計算數據Table 5 Effective connectivity coefficien of G137 block in Puxi Oilfield

2 有效連通系數應用意義

有效連通系數概念的提出，將注采系統研究中常用的真水驅控制程度描述為視水驅控制程度和有效連通系數，實現了靜態連通和動態連通的分階段評價，對分析現有井網不能建立有效驅動體系的原因具有重要意義。如葡西油田試驗區和G137區塊同樣是注水受效差，但其受效差的原因卻有本質的不同，由表6可以看出，試驗區視水驅控制程度為55.9%，有效連通系數為0.87，說明該區塊注水受效差的主要原因是砂體規模小所致，砂體靜態不連通，而G137區塊視水驅控制程度為79.0%，有效連通系數為0.62，說明該區塊注水受效差的主要原因是儲層物性差所致，砂體靜態連通但動態反應不連通。值得指出的是，2區塊真水驅控制程度僅為48.6%和48.9%，而應用小層平面圖計算的視水驅控制程度掩蓋了這一事實。因此，對于低滲透油田，將油田開發的水驅控制程度考核指標分解為視水驅控制程度和有效連通系數更為合理。

表6 葡西油田不同滲透率儲層有效連通系數對比Table 6 Effective connectivity coefficien of reservoirs with different permeability in Puxi Oilfield

3 結論

（1）對于低滲透油藏，根據砂體靜態連通關系計算的水驅控制程度不能真實地反映油田的水驅控制程度，有效連通系數與視水驅控制程度的乘積才是低滲透油田水驅控制程度的真實值，即真水驅控制程度。

（2）將真水驅控制程度分解為視水驅控制程度和有效連通系數，用其評價低滲透油藏更為合理。