張志剛，劉春楊，劉國志

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

0 引言

葡西油田G137區(qū)塊水驅(qū)控制程度達(dá)79%，而油田卻有50%以上油井因注水不受效關(guān)井或轉(zhuǎn)為撈油。此種情況存在2種解釋：一是儲層非均質(zhì)影響，井間儲層物性變差［1-3］；二是按照非達(dá)西滲流理論，當(dāng)井距偏大，低滲透儲層無法實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)動(dòng)［4-6］。無論哪種原因均說明僅用水驅(qū)控制程度評價(jià)注采系統(tǒng)的適應(yīng)性已經(jīng)不能滿足油田開發(fā)的需求。

隨著勘探開發(fā)工作的深入，每年新投入開發(fā)的石油地質(zhì)儲量中80%以上為低滲透儲層［7-9］。因此，合理評價(jià)這部分儲層注采系統(tǒng)的適應(yīng)性顯得尤為重要。筆者利用產(chǎn)液剖面和吸水剖面資料，統(tǒng)計(jì)分析靜態(tài)連通厚度與實(shí)際水驅(qū)波及厚度的關(guān)系，根據(jù)有效連通系數(shù)計(jì)算結(jié)果評價(jià)低滲透油田注采系統(tǒng)的適應(yīng)性，以期為客觀評價(jià)油田注采系統(tǒng)適應(yīng)性提供一個(gè)新的評價(jià)參數(shù)［10-12］。

1 有效連通系數(shù)計(jì)算

有效連通系數(shù)（η）是注水受效厚度（h0）與砂體靜態(tài)連通厚度（h）的比值。具體計(jì)算流程：①根據(jù)每個(gè)井組的射孔層位及砂體連通圖，確定砂體靜態(tài)連通厚度；②對于靜態(tài)連通的井組，利用產(chǎn)液剖面、吸水剖面及開發(fā)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)確定注水受效厚度；③計(jì)算注水受效厚度與砂體靜態(tài)連通厚度的比值。應(yīng)用小層平面圖確定砂體靜態(tài)連通厚度后，計(jì)算的水驅(qū)控制程度稱為視水驅(qū)控制程度。有效連通系數(shù)與視水驅(qū)控制程度乘積稱真水驅(qū)控制程度。

1.1 靜態(tài)連通厚度

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

1.2 注水受效厚度

根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及注入剖面和產(chǎn)液剖面的關(guān)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(tài)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(chǎn)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(chǎn)，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(chǎn)液1.13 t，平均日產(chǎn)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(gè)月平均日產(chǎn)液1.9 t，日產(chǎn)油1.8 t，綜合含水率4.5%，后期以穩(wěn)定日產(chǎn)油1.0 t進(jìn)行生產(chǎn)，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(chǎn)液剖面4次，從4次測試結(jié)果可以看出，PI2，PI4層均為該井的主產(chǎn)層，注水且受效特征明顯，PI6層不產(chǎn)液（表1）。

G87-58井射開PI2，PI4，PI6-9層等6個(gè)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(diào)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(wěn)定在18.7 MPa，2007年8月實(shí)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(wěn)定在18.0 MPa以上（表2）。該井進(jìn)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(chǎn)液剖面測試結(jié)果Table 1 Fluid production profile testing results of well Gu87-56

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

葡西油田G137區(qū)塊G87-54井射開PI2，PI4，PI6，PI7層等4個(gè)小層。2004年11月投注時(shí)全井不吸水，關(guān)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(gè)月后因井口問題關(guān)井，2007年4月作業(yè)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(guān)井，2008年11月到2009年4月擠火油關(guān)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(jié)果看出，盡管PI2，PI4，PI6，PI7層等4個(gè)小層有不同程度的吸水量（表3），但整體吸水量差，在實(shí)施作業(yè)、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(jù)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(jié)果Table 3 Fluid injection profile testing results of well Gu87-54

表4 葡西油田開發(fā)試驗(yàn)區(qū)有效連通系數(shù)計(jì)算數(shù)據(jù)Table 4 Effective connectivity coefficien of the test area in Puxi Oilfield

1.3 有效連通系數(shù)計(jì)算結(jié)果

G87-56井組靜態(tài)連通厚度為6.9 m，注水受效厚度為6.9 m，計(jì)算有效連通系數(shù)為1.0。同理，在葡西油田開發(fā)試驗(yàn)區(qū)和G137區(qū)塊選擇21個(gè)井組，計(jì)算其有效連通系數(shù)分別為0.62和0.87（表4，5）。

表5 葡西油田G137區(qū)塊有效連通系數(shù)計(jì)算數(shù)據(jù)Table 5 Effective connectivity coefficien of G137 block in Puxi Oilfield

2 有效連通系數(shù)應(yīng)用意義

有效連通系數(shù)概念的提出，將注采系統(tǒng)研究中常用的真水驅(qū)控制程度描述為視水驅(qū)控制程度和有效連通系數(shù)，實(shí)現(xiàn)了靜態(tài)連通和動(dòng)態(tài)連通的分階段評價(jià)，對分析現(xiàn)有井網(wǎng)不能建立有效驅(qū)動(dòng)體系的原因具有重要意義。如葡西油田試驗(yàn)區(qū)和G137區(qū)塊同樣是注水受效差，但其受效差的原因卻有本質(zhì)的不同，由表6可以看出，試驗(yàn)區(qū)視水驅(qū)控制程度為55.9%，有效連通系數(shù)為0.87，說明該區(qū)塊注水受效差的主要原因是砂體規(guī)模小所致，砂體靜態(tài)不連通，而G137區(qū)塊視水驅(qū)控制程度為79.0%，有效連通系數(shù)為0.62，說明該區(qū)塊注水受效差的主要原因是儲層物性差所致，砂體靜態(tài)連通但動(dòng)態(tài)反應(yīng)不連通。值得指出的是，2區(qū)塊真水驅(qū)控制程度僅為48.6%和48.9%，而應(yīng)用小層平面圖計(jì)算的視水驅(qū)控制程度掩蓋了這一事實(shí)。因此，對于低滲透油田，將油田開發(fā)的水驅(qū)控制程度考核指標(biāo)分解為視水驅(qū)控制程度和有效連通系數(shù)更為合理。

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

3 結(jié)論

（1）對于低滲透油藏，根據(jù)砂體靜態(tài)連通關(guān)系計(jì)算的水驅(qū)控制程度不能真實(shí)地反映油田的水驅(qū)控制程度，有效連通系數(shù)與視水驅(qū)控制程度的乘積才是低滲透油田水驅(qū)控制程度的真實(shí)值，即真水驅(qū)控制程度。

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