复杂断块油藏井间连通性研究及下步调整

胡泊 张轶栋 王书剑 石梦阳 韩进强

摘要：复杂断块油藏注水开发后由于地层非均质性和长期注水的影响，平面、纵向注水矛盾逐步加剧，内部形成多条优势渗流通道，存在油井含水上升速度快、含水率高、油田产量急剧下降等问题。为解决此类问题，提高油田开发效果，弄清油水井间的连通关系是关键。本文以实际油田为例，采用含水特征曲线法、聚类分析法、动态研究方法以及数值模拟法定性分析了油水井间的连通性，明确了区块优势通道存在的具体位置，最终确定出8条优势渗流通道。根据研究结果，制定相应合理对策并通过数值模拟预测效果，发现油井含水得到抑制，产量迅速提升，实现了油藏的高效开发且证实了研究方法的可靠性。

关键词：优势渗流通道;聚类分析;数值模拟

1 区块概况

R油田为一受断层控制的背斜层状边水构造油藏，储层物性好，纵向分为6个小层，属于中孔中高渗储层。2011年投产以来，产量平稳，但地层能量快速降低;2015年区块采用面积笼统注水开发，地层压力得到补充，但油井快速见水，见水后含水上升速度快，导致多口油井关井;2019年6月该区块2口注水井转为分层注水开发，取得一定效果，但很快油井再次含水突升。区块共12口油井其中2口井长期关停，3口井高含水关停，目前仅开井7口，含水率高于50%的井有5口，综合含水62.5%。含水率高，含水上升速度快是目前该区块面临的最大问题，因此有必要对该区块进行井间连通性分析，理清储层内存在的优势通道，为后续稳油控水治理提供依据。

2 井间连通性判别

2.1 含水特征曲线法判别井间优势通道

对于正常驱替的油藏，lgWOR～lgt曲线的斜率是负数或变化不大的正数;对于存在高渗通道的油藏，lgWOR～lgt曲线的斜率是一个上升非常快的正数。

水油比（WOR）是表示油田产水程度的指标，定义为油井的产水量与产油量的比值。

其中Wp：月产水量，m3，Qo：月产油量，m3。

含水特征曲线凹凸程度能有效判别油水井之间的连通性，曲线凹型表明连通性好，曲线线性表明连通性一般，曲线凸型表明连通性差。R区块油井含水特征曲线。分析来看，R4-11井凹曲程度明显，R4-9、R4-10和R4-16井凹曲程度次之，表明该区块内部存在优势通道4条。

2.2 聚类分析算法判别井间优势通道

聚类分析根据样品的多个观测指标，按照一定的数学公式计算样品或参数的相似程度，把相似的样品或指标归为一类，把不相似的归为另一类。一般包括数据选择、数据标准化处理、确定类的个数和选择聚类模型四个部分。

静态参数是影响储层高渗透性的先天因素，至关重要，本次研究选择渗透率、孔隙度和油层厚度作为静态输入参数。同时根据现场数据库实际数据情况选取井底压力、含水率和油井出砂量作为动态参数。将区块十口油井对应的参数组成一个10×6的输入矩阵并进行数据归一化处理。

其中：A为输入矩阵;n：区块10口油井;m：油井6类参数。

设置类别为2（0和1），进行聚类计算。其中1代表油水井连通性好，0代表油水井连通性差。分类结果表明R4-9、R4-11、R4-16和R4-17四口井与水井连通性好。

2.3 动态分析法判别井间优势通道

油藏是一个动力学平衡系统，水井注水量的变化引起油井含水波动是油水井层内连通的特征反应，油井含水的波动幅度与油水井连通程度相关。基于这种思想，可定性判断油水井间连通性。

该区块油井12口，注水井4口，平面上分为3个井组，分别为R4-6井组，R4-13井组和R4-18井组。R4-13井组2015年开始注水，注水量长期稳定在20m3/d，2019年6月注水量从20m3/d提高到40m3/d，随后R4-11和R4-16井含水率有明显升高趋势，与注水井注水量呈强相关性，表明R4-13井组中R4-13注水井和R4-11、R4-16油井之间具有较好的连通性;R4-6井组2016年开始注水，注水量稳定，2019年6月份注水量从40m3/d提高到110m3/d，随后油井R4-9含水率有明显上升趋势，表明R4-6井组中R4-6注水井和R4-9油井之間具有较好的连通性;R4-18井组中，注水井注水量与油井含水率没有对应趋势。最终得到3条优势通道。

2.4 数值模拟方法判别井间连通性

上述三种方法均能有效判别井间连通性，但是由于该区块缺少剖面产液和吸水资料，难以判别优势通道存在的具体层位，给油藏后期控水带来不便，因此采用数值模拟技术判别井间连通性，研究具体吸水层位。

建立R区块模型，进行历史拟合，控制全区拟合误差3%以内，单井误差5%以内。通过小层剩余油含油饱和度图来判别井间连通性。

3 治理对策及效果预测

在明确油水连通性的基础上，提出下步具体调整实施建议：降低位于高渗通道上油井的产液量，尤其R4-9井（含水68%）、R4-11井（含水76.71%）和R4-16井（含水68.5%），将其产液量下调30%;R4-6注水井尽快实施分层注水，分注后减小上层注水量，增加下层注水量，改善井组吸水剖面不均;降低R4-13井下层注水量，减少无效注水，减缓油井含水上升速度。

数值模拟预测结果表明：调整后区块整体产油量上升，含水大幅度下降，单井含水均有所降低，区块注水不均得到一定程度的改善。目前区块也在陆续实施调整建议，实际动态曲线也有明显的向好趋势，印证了研究方法的可靠性

4 总结及认识

R区块边水能量强，前期注水强度高，区块注水以来油井含水快速上升，高含水导致多口井已关井，严重影响区块开发效益。研究表明区块高含水是由于地层内部的多条优势渗流通道所导致，因此明确优势渗流通道存在的具体位置是解决R区块问题的关键。

本次研究用到4种方法，其中含水特征曲线法和聚类分析法能有效判别油水井间存在的优势渗流通道，但在缺少示踪剂的情况下难以确定具体来水方向;动态法能有效判别油井来水方向，但在缺少剖面吸水、产液资料的情况下难以有效判别优势渗流通道具体存在的层位;油藏数值模拟方法可直观具体的判别出优势渗流通道，但需要基于上述研究结论完成历史拟合。综合四种方法，最终明确了该区块内部优势渗流通道存在的具体层位和注入水水流方向，根据结论制定了稳油控水调整策略，取得了较好效果，表明了方法的可靠性和实用性。