儲(chǔ)層水流優(yōu)勢(shì)通道模式及識(shí)別分析

鄧曉娟張曉磊朱 靜安永明

（1.中國(guó)石油勘探開發(fā)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(chǔ)層水流優(yōu)勢(shì)通道模式及識(shí)別分析

鄧曉娟1張曉磊1朱 靜2安永明3

（1.中國(guó)石油勘探開發(fā)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(duì)于非均質(zhì)性較強(qiáng)的陸相油田儲(chǔ)層，長(zhǎng)期注水開發(fā)易形成水流優(yōu)勢(shì)通道，造成無(wú)效水循環(huán)，波及系數(shù)降低，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。以扶余X17-19區(qū)塊為例，依據(jù)巖心和鏡下薄片觀察結(jié)果從地質(zhì)角度將區(qū)內(nèi)水流優(yōu)勢(shì)通道分為滲流型、管流型、縫面型優(yōu)勢(shì)通道3類。三者在空間上交互溝通形成多種組合模式的復(fù)雜竄流網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，以“水井–天然裂縫–高滲帶–壓裂縫–油井”模式為主?；趲r心、測(cè)井及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析了水流優(yōu)勢(shì)通道的剖面和平面分布，并以沉積微相與高滲區(qū)相結(jié)合驗(yàn)證了識(shí)別結(jié)果的合理性，認(rèn)為Ⅱ砂組6小層的X17-019.4井與X17-19.1井方向存在水流優(yōu)勢(shì)通道。依據(jù)水流優(yōu)勢(shì)通道類型和強(qiáng)度，采取深部調(diào)驅(qū)或井網(wǎng)調(diào)整措施打破目前的水流網(wǎng)絡(luò)達(dá)到治理的目的。

高含水；無(wú)效水循環(huán)；注水開發(fā)；水流優(yōu)勢(shì)通道；深部調(diào)驅(qū)

進(jìn)入“雙高”開發(fā)階段的油藏，受注入水的長(zhǎng)期沖刷溶蝕作用影響，儲(chǔ)層發(fā)生很大變化，出現(xiàn)無(wú)效水循環(huán)現(xiàn)象，發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道。早期關(guān)于此類現(xiàn)象研究采用“大孔道”、“賊層”等概念，只描述了現(xiàn)象本身而無(wú)法全面描述儲(chǔ)層注入水利用率低的根本原因。2009年孫明、李治平提出“優(yōu)勢(shì)滲流通道”概念［1］，仍無(wú)法描述由于不整合面或裂縫等引起的注入水無(wú)效循環(huán)現(xiàn)象。在前人研究基礎(chǔ)上，此次從地質(zhì)角度完善水流優(yōu)勢(shì)通道類型為滲流型、管流型、縫面型3種。目前，從開發(fā)角度分析水流優(yōu)勢(shì)通道的研究較多，可根據(jù)注水剖面、試井壓力PI指數(shù)法、示蹤劑、油水井間注采關(guān)系等識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道［2-6］。而從地質(zhì)角度識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道的技術(shù)研究相對(duì)較少。自20世紀(jì)80年代開始，國(guó)內(nèi)學(xué)者就對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道現(xiàn)象的存在、識(shí)別和滲流機(jī)理開始了大量的模擬實(shí)驗(yàn)研究。郭莉?qū)Ω呖赘邼B砂巖油藏注水后儲(chǔ)集層結(jié)構(gòu)變化規(guī)律進(jìn)行了研究［7］，宋萬(wàn)超等提出了油藏開發(fā)流體動(dòng)力地質(zhì)作用是控制研究區(qū)儲(chǔ)層參數(shù)變化規(guī)律和變化機(jī)理及剩余油形成分布的主因，對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道現(xiàn)象產(chǎn)生的地質(zhì)環(huán)境、動(dòng)力來(lái)源及動(dòng)力作用方法進(jìn)行了研究［8］。水流優(yōu)勢(shì)通道主題的研究仍處于不斷探索階段，研究方法和技術(shù)手段也日趨豐富。老油田的開發(fā)實(shí)踐證明，準(zhǔn)確識(shí)別出水流優(yōu)勢(shì)通道的平面和剖面分布情況是后期有效治理無(wú)效水循環(huán)、提高水驅(qū)采收率、挖掘高含水老油田潛力的基礎(chǔ)。以吉林油田扶余X17-19區(qū)塊為例，利用檢查井資料、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料和監(jiān)測(cè)資料綜合識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道空間分布，并結(jié)合前人關(guān)于水淹規(guī)律的認(rèn)識(shí)進(jìn)一步總結(jié)了水流優(yōu)勢(shì)通道模式，這些認(rèn)識(shí)對(duì)指導(dǎo)同類高含水油田提高水驅(qū)波及系數(shù)、治理水流優(yōu)勢(shì)通道具有一定的積極意義。

1 X17-19區(qū)塊的地質(zhì)及開發(fā)特征

扶余油田X17-19區(qū)塊，地理上位于吉林省松原市城區(qū)西北部，第一松花江與第二松花江交匯的三角地帶，構(gòu)造上位于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)東緣。頂面構(gòu)造是一個(gè)東西兩側(cè)分別被南北向正斷層控制的斷壘構(gòu)造，高點(diǎn)海拔–240 m。區(qū)塊主要含油層系是白堊系泉頭組第4段，發(fā)育4個(gè)大的正旋回。依據(jù)每個(gè)旋回頂部發(fā)育的穩(wěn)定泥巖隔層和底部發(fā)育的粗粒鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖沉積，將泉四段分為4個(gè)砂組和13個(gè)小層。按地層接觸關(guān)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(gòu)造及巖性控制。儲(chǔ)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(chǔ)層。區(qū)塊屬于三角洲平緣至前緣的過(guò)渡沉積環(huán)境，發(fā)育分支河道、河道側(cè)翼、分流間灣等微相，以分支河道微相為主。

扶余油田X17-19區(qū)塊從1970年以200×200 m正三角形井網(wǎng)投入開發(fā)以來(lái)，經(jīng)歷了溶解氣驅(qū)階段，水驅(qū)階段，一次、二次、三次綜合調(diào)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(wǎng)，井況已完善，地層壓力逐漸恢復(fù)。但由于儲(chǔ)層自身強(qiáng)非均質(zhì)性及裂縫發(fā)育等特點(diǎn)，區(qū)塊綜合含水達(dá)94%，采出程度為28.7%，采收率34.1%，整體為高產(chǎn)液高含水階段，單井產(chǎn)量低，無(wú)效水循環(huán)嚴(yán)重。針對(duì)這些問(wèn)題，多年來(lái)在細(xì)分層注水、強(qiáng)化注水調(diào)控、堵水、調(diào)剖等方面做了諸多有效工作，但無(wú)效水循環(huán)問(wèn)題仍沒(méi)有被徹底解決。

2 水流優(yōu)勢(shì)通道類型及組合模式

2.1 水流優(yōu)勢(shì)通道類型

關(guān)于水流優(yōu)勢(shì)通道類型，前人有過(guò)“高滲條帶”［1］、“大孔道”［2］的描述，但對(duì)于裂縫引起注入水無(wú)效循環(huán)現(xiàn)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(qū)塊代表性的檢21井145塊樣品做物性分析，發(fā)現(xiàn)滲透率、級(jí)差、變異系數(shù)、驅(qū)油效率在縱向各層差異較大（如表1所示），反映層間、層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)。強(qiáng)非均質(zhì)性使區(qū)內(nèi)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(yōu)勢(shì)通道。檢21井6小層S140號(hào)樣品（331.43~331.58 m），掃描電鏡圖顯示水驅(qū)后顆粒排列較疏松，孔隙較發(fā)育，連通性較好，注入水沿著疏松連通性好的孔道竄流，使儲(chǔ)層泥質(zhì)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(qū)發(fā)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(yōu)勢(shì)通道。此外，區(qū)塊的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)矛盾也證實(shí)注入水易優(yōu)勢(shì)流動(dòng)的事實(shí)。統(tǒng)計(jì)區(qū)塊9口井40個(gè)小層的產(chǎn)液剖面，發(fā)現(xiàn)14.7%的厚度不產(chǎn)液；18.6%的厚度低產(chǎn)，只產(chǎn)6.5%的液量；43.1%的厚度產(chǎn)液33.1%；而23.6%的厚度高產(chǎn)，產(chǎn)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(chǎn)出。因此，從地質(zhì)和開發(fā)角度綜合分析認(rèn)為區(qū)塊存在以下3種類型水流優(yōu)勢(shì)通道。

表1 檢21井主要產(chǎn)層的滲透率統(tǒng)計(jì)表

（1）滲流型優(yōu)勢(shì)通道。注入水沿物性好的高滲透率層段優(yōu)先流動(dòng)，形成滲流型優(yōu)勢(shì)通道。前人根據(jù)儲(chǔ)層易水淹部位與韻律結(jié)構(gòu)關(guān)系，總結(jié)為正韻律底部強(qiáng)水淹、反韻律中部強(qiáng)水淹［9］等。在此，借鑒前人的水淹模式和本區(qū)儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)（以正韻律為主），總結(jié)區(qū)內(nèi)滲流型水流優(yōu)勢(shì)通道模式主要為底部滲流型優(yōu)勢(shì)通道。檢22井取心資料證實(shí)，受正韻律為主的沉積結(jié)構(gòu)控制，大量剩余油分布在儲(chǔ)層上部，底部水洗層占主力油層數(shù)的74.6%，形成底部滲流型水流優(yōu)勢(shì)通道（如圖1所示）。

圖1 檢22井扶余油層水流優(yōu)勢(shì)通道識(shí)別成果圖

（2）管流型優(yōu)勢(shì)通道。區(qū)塊孔隙類型主要為粒間孔，少量殘余孔和溶孔，孔隙結(jié)構(gòu)類型以大孔粗喉型最為常見(jiàn)，細(xì)孔細(xì)喉型極少。地層中大的孔喉經(jīng)過(guò)注入水長(zhǎng)期沖刷，方解石、瀝青質(zhì)及高嶺石等填隙物在注水過(guò)程中易被破壞，并從孔隙中隨注入水運(yùn)移而擴(kuò)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(zhì)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(qū)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(zhì)含量降低，孔隙擴(kuò)大，喉道變寬。在注入水的長(zhǎng)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(yōu)勢(shì)通道，大小一般為毫米級(jí)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(yōu)勢(shì)通道。受基底古隆起控制及燕山運(yùn)動(dòng)第Ⅳ幕影響，區(qū)塊目的層泉四段每個(gè)小層都發(fā)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(fā)育在致密砂巖鈣質(zhì)膠結(jié)部位，如圖2（d）所示，檢28井11小層底部鈣質(zhì)砂巖中發(fā)育高角度天然裂縫。同時(shí)，區(qū)塊采用壓裂投產(chǎn)方式生產(chǎn)且部分老井開展重復(fù)壓裂工作，人工裂縫長(zhǎng)度達(dá)到30~60 m。區(qū)塊二次壓裂人工裂縫監(jiān)測(cè)分析顯示人工裂縫與天然裂縫方位變化，因此壓裂在發(fā)揮積極生產(chǎn)作用的同時(shí)也使得區(qū)塊形成復(fù)雜的縫面型水流優(yōu)勢(shì)通道。

2.2 水流優(yōu)勢(shì)通道組合模式

區(qū)內(nèi)發(fā)育滲流型優(yōu)勢(shì)通道、管流型優(yōu)勢(shì)通道及縫面型優(yōu)勢(shì)通道，三者相互交織溝通，在扶余老區(qū)地層形成了十分復(fù)雜的無(wú)效水竄流網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。分析檢查井水洗厚度，發(fā)現(xiàn)區(qū)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(fā)育較少且主要起截流作用，以孔滲型儲(chǔ)層為主，注入水主要進(jìn)入孔隙驅(qū)油，水驅(qū)受效面積大，水洗厚度大，開發(fā)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(jìn)，長(zhǎng)期水驅(qū)后形成的水流優(yōu)勢(shì)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(qū)油，很少進(jìn)入孔隙，因此東西方向的油井，很快水淹，水驅(qū)效果差，形成裂縫型或者裂縫–管流型水流優(yōu)勢(shì)通道。

根據(jù)區(qū)塊不同類型水流優(yōu)勢(shì)通道的分布和油水井配置關(guān)系，注入水在水流優(yōu)勢(shì)通道組合中的運(yùn)動(dòng)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(dòng)，形成滲流型優(yōu)勢(shì)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(dòng)，形成滲流型優(yōu)勢(shì)通道–壓裂縫優(yōu)勢(shì)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(fā)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(dòng)，形成天然裂縫—滲流型優(yōu)勢(shì)通道組合類型。

D模式：注水井、采油井處于主流線兩側(cè)，之間通過(guò)規(guī)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(yōu)勢(shì)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(fā)育天然裂縫，油井附近發(fā)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(dòng)，形成天然裂縫–壓裂縫的組合類型。其中，E模式可以細(xì)分為以下4類：根據(jù)注水井處天然裂縫規(guī)模是否穿過(guò)主流線高滲帶分為1、2類型，根據(jù)注水井和采油井是否處于主流線同側(cè)分為2、3類型，根據(jù)油井處天然裂縫是否發(fā)育及規(guī)模分為3、4類型，如圖3所示。因?yàn)閰^(qū)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(guò)，且區(qū)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(yōu)勢(shì)通道模式。

圖3 不同類型水流優(yōu)勢(shì)通道空間組合的注入水運(yùn)移模式

以扶余X17-19區(qū)塊為雛形總結(jié)的水流優(yōu)勢(shì)通道模式，可以指導(dǎo)發(fā)育天然裂縫，后期由于開發(fā)需要采取壓裂措施的同類型中低滲透砂巖油藏對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別與治理，以提高油田開發(fā)水平。

3 區(qū)塊內(nèi)水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別方法

由于水流優(yōu)勢(shì)通道是油田開發(fā)后期高含水階段的產(chǎn)物，因此，此階段的新鉆井可以鉆遇水流優(yōu)勢(shì)通道，鉆遇的巖心和測(cè)井資料為水流優(yōu)勢(shì)通道研究提供了第一手現(xiàn)場(chǎng)材料，可依據(jù)水流優(yōu)勢(shì)通道在巖心、測(cè)井等地質(zhì)資料和油水井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料上的反應(yīng)特征將其識(shí)別。

3.1 巖心法識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道剖面分布

對(duì)于滲流型和管流型優(yōu)勢(shì)通道，通過(guò)巖心的顏色、結(jié)構(gòu)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(yōu)勢(shì)通道。一般發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道的地層，其巖心被水沖洗得較干凈，顏色呈白色，表現(xiàn)出滴水立滲的強(qiáng)水淹特征，再結(jié)合其韻律性可基本判斷優(yōu)勢(shì)通道剖面分布層位及厚度。對(duì)于縫面型優(yōu)勢(shì)通道，也可以依據(jù)巖心來(lái)識(shí)別其發(fā)育層位及規(guī)模。

3.2 “新老井電阻率對(duì)比”法、“微差”法識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道剖面分布

儲(chǔ)層形成水流優(yōu)勢(shì)通道后，測(cè)井上的響應(yīng)主要為電阻率大幅度下降，泥質(zhì)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(kuò)大、自然伽馬曲線幅度降低等，可以利用這些響應(yīng)特征將其識(shí)別。比較區(qū)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(duì)應(yīng)層位已經(jīng)水淹。如圖4，檢26井深淺電阻率出現(xiàn)明顯差異（黑色充填區(qū)域），且檢26井與鄰井早投入開發(fā)的X+6-03.2井R25電阻率差值較大（黃色充填區(qū)域），表明Ⅱ砂組（5+6+7小層）開發(fā)后已強(qiáng)水淹，是滲流型水流優(yōu)勢(shì)通道潛在區(qū)。同時(shí)，將形成水流優(yōu)勢(shì)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(gè)曲線道內(nèi)，通過(guò)曲線交差部分來(lái)判識(shí)水流優(yōu)勢(shì)通道潛在區(qū)，即“微差法”識(shí)別滲流型優(yōu)勢(shì)通道。圖4中，檢26井在6小層出現(xiàn)R25電阻率降低，而聲波時(shí)差變大的現(xiàn)象（紅色虛框區(qū)域內(nèi)箭頭所示），表現(xiàn)為水流優(yōu)勢(shì)通道特征。因此，綜合分析各測(cè)井曲線的變化，判識(shí)剖面上Ⅱ砂組的6小層可能發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道。

3.3 示蹤劑識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道平面分布

通過(guò)對(duì)注入示蹤劑井的周圍井進(jìn)行監(jiān)測(cè)，示蹤劑最先突破出現(xiàn)見(jiàn)劑現(xiàn)象的井方向即為優(yōu)勢(shì)流動(dòng)方向，發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道。研究區(qū)X17-19.1井于2005年1月新投產(chǎn)，投產(chǎn)時(shí)動(dòng)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(shí)進(jìn)行監(jiān)測(cè)。Ⅱ砂組（5+6+7小層）在X15-20.4、X15-019.4、X17-019.4井方向均見(jiàn)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(jiàn)劑最快，反映X17-019.4井與X17-19.1井在Ⅱ砂組的連通關(guān)系要好于其他井。示蹤劑現(xiàn)象表明，Ⅱ砂組發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道，與剖面識(shí)別結(jié)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(yōu)勢(shì)通道。

3.4 注采反應(yīng)關(guān)系預(yù)測(cè)水流優(yōu)勢(shì)通道平面分布

圖4 檢26井“新老井電阻率對(duì)比”、“微差法”識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道潛在區(qū)

開發(fā)生產(chǎn)中，存在優(yōu)勢(shì)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(shí)間內(nèi)注入水會(huì)優(yōu)先沿優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)入采油井，使得采油井具有相同的產(chǎn)液受效特征。一般，注采響應(yīng)強(qiáng)烈的井組之間會(huì)存在水流優(yōu)勢(shì)通道。X17-019.4井于2005年1月投產(chǎn)5+6小層，第2個(gè)月日產(chǎn)液12.5 t、日產(chǎn)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(chǎn)液隨之響應(yīng)，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(guān)系強(qiáng)，兩井間存在水流優(yōu)勢(shì)通道的可能性較大，這與示蹤劑分析的平面結(jié)果一致。

4 沉積相與高滲層結(jié)合驗(yàn)證水流優(yōu)勢(shì)通道平、剖面分布

劉宗賓、趙春明等［10］研究認(rèn)為，水流優(yōu)勢(shì)通道的形成在剖面上受控于儲(chǔ)層自身非均質(zhì)性的韻律結(jié)構(gòu)，在平面上優(yōu)勢(shì)水淹方向受沉積相控制，強(qiáng)水淹、特強(qiáng)水淹區(qū)主要在河道微相范圍內(nèi)，且受儲(chǔ)層物性影響，因此同樣注水強(qiáng)度下，水淹易發(fā)生在滲透率高值區(qū)。故采用沉積相與高滲層結(jié)合的思路來(lái)驗(yàn)證前述已識(shí)別的水流優(yōu)勢(shì)通道平、剖面分布。研究區(qū)Ⅱ砂組5、6、 7小層，都是三角洲分流平原沉積，主要發(fā)育分流河道砂、河道側(cè)緣砂及河道間薄層砂。從圖5知，5小層X(jué)17-19.1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(duì)比知，6、7小層更易發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)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(duì)低滲區(qū)（藍(lán)色區(qū)），只有6小層（圖6e）處于相對(duì)高滲區(qū)（綠色區(qū)），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(gè)方向（X15-20.4、X15-019.4、X15-19.4井方向）。因此，分析認(rèn)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(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道。這與前述用動(dòng)靜態(tài)綜合方法識(shí)別的Ⅱ砂組6小層的X17-19.1井與X17-019.4井方向上發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道認(rèn)識(shí)一致，說(shuō)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(yōu)勢(shì)通道問(wèn)題的開發(fā)對(duì)策

陸相沉積儲(chǔ)層的強(qiáng)非均質(zhì)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(qū)域。水流優(yōu)勢(shì)通道造成生產(chǎn)井局部單層高含水，繼而會(huì)導(dǎo)致整個(gè)油藏高含水。所以當(dāng)區(qū)塊進(jìn)入高含水階段后，在縱向和平面已經(jīng)形成水流優(yōu)勢(shì)通道的情況下，原來(lái)的注采井網(wǎng)很難改變目前的滲流場(chǎng)局面，生產(chǎn)狀況只會(huì)越來(lái)越差，因此需要注采井網(wǎng)重組。井網(wǎng)部署要以精細(xì)油藏描述研究為基礎(chǔ)，緊密結(jié)合沉積微相、古水流方向、注采主流線位置，根據(jù)主力砂層特點(diǎn)，采用不規(guī)則注采井網(wǎng)，避開已經(jīng)形成水流優(yōu)勢(shì)通道的方向。當(dāng)井網(wǎng)調(diào)整合適后，可以采用間歇注水方式并適當(dāng)延長(zhǎng)間注周期，避免油井見(jiàn)水過(guò)快。對(duì)于優(yōu)勢(shì)通道嚴(yán)重的井段，可以按優(yōu)勢(shì)通道類型，采用深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，及時(shí)針對(duì)不同的水流優(yōu)勢(shì)通道類型和強(qiáng)度注入調(diào)驅(qū)劑，既要抑制無(wú)效水循環(huán)，也不能堵塞低滲條帶，影響油井正常生產(chǎn)。對(duì)比深部調(diào)驅(qū)前后的4個(gè)井組示蹤劑結(jié)果（圖7）知，平面液流實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向，見(jiàn)劑井?dāng)?shù)增多。如X17-18.3井組調(diào)驅(qū)后，X15-18.4井由調(diào)驅(qū)前的不見(jiàn)劑而開始出現(xiàn)見(jiàn)劑現(xiàn)象，說(shuō)明調(diào)驅(qū)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(guān)系，注入水開始波及X15-18.4井區(qū)驅(qū)油，開發(fā)效果變好，說(shuō)明深部調(diào)驅(qū)措施見(jiàn)效。

圖7 井組調(diào)驅(qū)前示蹤劑見(jiàn)效示意圖

6 結(jié)論

（1）從地質(zhì)角度將區(qū)內(nèi)水流優(yōu)勢(shì)通道分為滲流型水流優(yōu)勢(shì)通道、管流型水流優(yōu)勢(shì)通道、縫面型水流優(yōu)勢(shì)通道，三者相互交聯(lián)，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(zhì)靜態(tài)法即巖心觀察、“新老井電阻率”法和“微差”法識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道剖面上分布于Ⅱ砂組6小層，采用示蹤劑監(jiān)測(cè)、注采井動(dòng)態(tài)反應(yīng)識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道平面上分布于X17-019.4井與X17-19.1井方向?；谇叭藢?duì)主控因素的分析，采用沉積微相與高滲區(qū)相結(jié)合驗(yàn)證了靜動(dòng)態(tài)法綜合識(shí)別出水流優(yōu)勢(shì)通道剖面、平面分布的合理性，說(shuō)明本文的識(shí)別方法和分析合理有效。

（3）水流優(yōu)勢(shì)通道的存在導(dǎo)致區(qū)塊嚴(yán)重水淹繼而影響非水流優(yōu)勢(shì)通道區(qū)剩余油的驅(qū)替，可以依據(jù)水流優(yōu)勢(shì)通道類型和發(fā)育強(qiáng)度而采用有針對(duì)性的深部調(diào)驅(qū)劑或者井網(wǎng)調(diào)整措施，打破水流優(yōu)勢(shì)通道網(wǎng)絡(luò)，抑制注入水無(wú)效循環(huán)提高水驅(qū)采收率。

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（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(chǔ)層水流優(yōu)勢(shì)通道模式及識(shí)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(guó)石油天然氣股份公司油氣田開發(fā)科技課題“二次開發(fā)深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)項(xiàng)目跟蹤及效果評(píng)價(jià)”資助（編號(hào)：101013 KT3003001B60）。

鄧曉娟，1989年生。2014年畢業(yè)于中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，獲碩士學(xué)位，主要從事油藏描述、水流優(yōu)勢(shì)通道等方面研究工作。電話：010-83595667。E-mail:DXJ5288@petrochina.com.cn。