赵 辉，周美红，郭文娟，杨 健，王 珍

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西延安 717600）

研究区M6 油藏受储层非均质性，相比同类油藏剖面水驱动用程度低（39.7 %），吸水形态差，平面水驱不均，中部6～9 月21 口井见效即见水，含水由37.1 %上升到71.2 %，影响油量28.6 t，增大全区阶段递减20.5 %。油藏东部与钻采公司接壤，钻采公司约有油井22 口，每天液量200 m3，油藏东部单井日配注由2016年的29 m3上升到目前48 m3，但东部压力保持水平偏低（35.8 %），东部流压偏低（1.9 MPa），供液不足占比达80.0 %。

研究区油藏目前在开发中存在平面、剖面水驱不均，注水见效不均；油藏压力系统、见水规律、递减规律不清等问题，亟需深入开展储层注采连通性研究，深化地质认识，明确开发矛盾，为下步开发调整提供依据。

本次研究先从静态小层划分、单砂层精细刻画结果入手，总结单砂层的静态连通性。再利用产液、吸水剖面、动态响应等资料研究储层动态连通性，最后利用数值模拟技术，量化井组注采连通性，为进一步提高研究区油藏开发效果提供依据。

1 储层静态连通性研究

运用钻井资料进行井间砂体对比，是评价砂体井间连通性的一种有效方法。运用地质统计学井间测井数据内插的方法，可以提高砂体对比的横向资料覆盖率，进而提高对比的精度。地质统计学经过近30 年的研究和生产应用，已形成一套完整的理论方法体系。地质统计学考虑了地质参数的空间相关性，所以比其他估值方法精度高，这使它在储集层描述中被广泛应用，并取得了良好的实用效果。

1.1 连通性模型的建立及单砂体连通情况分析

砂体对比是在地层格架内进行的，地层单元的等时性越好，砂体对比的精度越高，本次研究以开发小层为单元，连通砂体厚度和砂体厚度数据均在开发小层内统计。

判定井间连通与否的方法是，一口井与其相邻的两口井都连通时，则此井记为连通；若与相邻一口井连通，另一口井不连通，则此井记为不连通。

基于井间单砂体连通性识别成果，提出利用连通厚度HL以及连通系数λ 两个指标对储层连通状况进行评价。连通厚度、连通系数值越大，代表井间连通关系越好。

式中：HL-井间连通厚度，m；hi-第i 个井间连通单砂体的有效厚度，m。

式中：λ-井间连通系数；HS-单井砂体总厚度，m。

通过统计那些井间连通单砂体的有效厚度，就可以得到井间连通厚度值，进而得到连通系数，对于井间注采关系而言，新指标既包括了有采无注的连通砂体，同时也考虑了有注无采的连通砂体，是井间连通状况的综合体现，能够真实反映井间储层连通状况。

以注水开发井组为主要单元将研究区划分为平面网格单元，通过小层连通砂体厚度和连通系数，明确主要含油小层砂体连通性平面特征。

M611-1层东部连通厚度范围宽，总体厚度较薄，以0～2 m 为主，连通系数以80 %～100 %和0～20 %为主；中部和南部连通厚度4 m～10 m，连通系数80 %～100 %为主。

M611-1小层在研究区东北部M32-56 井-M31-58井-M33-57 井-M36-54 井-M34-55 井一带砂体连通厚度大于6 m，连通系数大于80 %，连通性好；在研究区中南部M40-51 井-M38-53 井-M40-53 井-M38-55井-M50-54 井-M49-49 井-M44-50 井区块砂体连通性好，连通砂体厚度大于6 m，在中部连通砂体厚度大于8 m，砂体连通系数大于80 %。

M611-2东部连通厚度范围宽，厚度变化较大，连通系数以80 %～100 %和0～20 % 为主；中部和南部连通厚度以4 m～8 m 为主，连通系数80 %～100 %为主。

M611-2小层在研究区除东北部M32-56 井-M31-58 井-M33-57 井-M36-54 井-M34-55 井一带和中南部M40-51 井-M38-53 井-M40-53 井-M38-55 井-M50-54 井-M49-49 井-M44-50 井区块砂体连通厚度大于6 m，局部可大于8 m，连通系数大于80 %，连通性好；此外，在研究区南部M50-54 井-M50-56 井-M53-57 井-M53-54 井一带砂体连通性好，连通砂体厚度大于8 m，砂体连通系数大于80 %。

M612-1连通厚度和连通系数相对较差，东部和南部连通厚度以0～6 m 为主，连通系数0～20 %为主；中部较好，连通厚度以6 m～10 m 为主，连通系数80%～100%为主。M612-1小层在研究区砂体连通厚度大于6 m 的面积明显缩小，只在研究区中部M39-52 井-M38-53 井-M35-57 井-杨94-15 井-M40-45 井-M42-55 井-M45-53 井-M47-50 井-M43-49 井一带砂体连通厚度大于6 m，连通系数大于80 %。

2 储层动态连通性分析

在储层动态连通性分析方面，主要通过各井组采油井产液量、产油量与注水井注水量曲线变化趋势，分别对研究区东部、中部和南部井组井间连通性进行分析。

2.1 产能变化

随着生产的进行，处于同一压力系统内各个井的产油量、产水量、含水率随时间的变化趋势应该大致相似。依据这个特点，通过各井的产能数据，能够初步分析井间砂体的连通性。如M44-53 井组，M44-52 井、M43-53 井与M45-52 井的M611-1砂体连通厚度大于6 m，连通系数大于80 %，M611-1油层从2014 年10 月至2019 年6 月的产液量随时间变化趋势基本一致，据此，可初步认为M44-53 井组M611-1油层的砂体是连通的。

2.2 注水变化

注水井注水量的变化会引起与之连通的产油井产液量的波动，处于同一水动力系统中的注水井注水量随时间变化的趋势与产油井产液（油）量随时间变化的趋势应大体一致或相似，应用这一特点可以分析油水井间的连通性。例如M36-54 井组的M36-55 井、M35-56 井、M34-56 井与M36-54 井的M611-1砂体连通厚度大于8 m～10 m，连通系数大于80 %，M611-1油层从2014 年8 月至2019 年6 月的月产液量和产油量随时间变化趋势与注水井的注水量随时间的变化趋势基本类似，分析表明该井组M611-1油层砂体是连通的。又如M44-51 井组的M43-51 井和M45-50 井的M611-1油层从2014 年11 月至2018 年11 月的月产液量和月产油量随时间的变化趋势和M44-51 注水井的注水量随时间的变化趋势基本一致，而M44-50 井的M611-2油层产液量和产油量却没有随M44-51 注水井的注水量有明显变化，产液量和产油量一直平稳，以上分析表明，M43-51 井和M45-50 井的M611-1油层的砂体是连通的，而与M44-50 井的M611-2油层不连通。

2.3 分部位储层连通性研究

由东部各井组采油井的产液（油）量与注水井的注水量变化趋势分析，连通性较好的井组有4 个（M34-57、M33-59、M38-56 和M36-54）、连通性中等的井组有2 个（M33-56 和M36-56）、连通性较差的井组有2个（M32-58 和M36-58）。

根据中部各井组采油井的产液量、产油量与注水井的注水量变化趋势情况，中部连通性整体较东部和南部好，较好的井组有9 个（M46-51、M41-55、M42-53、M39-54、M41-52、M40-48、M40-51、M45-49 和M38-53）、连通性中等的井组有3 个（M44-53、M43-50 和M44-51）（见表1）。

表1 中部各井组连通分布情况

根据南部各井组采油井的产液量、产油量与注水井的注水量变化趋势情况，分析表明南部连通性较中部和东部差，较好的井组有2 个（M47-53 和M50-54）、连通性中等的井组有2 个（M51-56 和M53-56）、连通性较差的井组有两个（M49-52 和Y103-13）。

图1 M6 油藏流线模拟平面图和分配因子表

通过静态和动态相结合的方法分析砂体连通性，可看出整个研究区内，中部连通性最好，东部和南部连通性次之。就各小层来讲，M611-1小层和M611-2小层砂体连通性较好，M612-1小层和M611-2小层砂体连通性较差，主要原因为在M612-1和M611-2沉积期分流河道规模较小，砂体规模较小，井间砂体被河道间沉积分隔。

3 流线模拟量化分析储层连通性

利用数值模拟技术，选择流线模拟器，再现储层中，流体的历史动态，用流线表明从注水井流向采油井的方向和数量，从而量化该井组的储层连通性（见图1）。

通过流线模拟，绘制研究区流线分布图，单井流线分布图能够表征某一时刻下油水井间的动态连通关系，同时，ECLIPSE 提供计算分配因子，分配因子用来表征注采井之间贡献值的相对比例，注采井间连接流线数相对越多，分配因子越大。利用流线模拟对储层所有井组连通性进行了量化，储层连通性认识更加清晰。

4 结论及建议

通过开展储层连通性研究，深化了地质认识，掌握了储层连通性特征，为下步油田开发调整提供了依据，并取得了以下认识和建议。

（1）M611-2东部连通厚度范围宽，厚度变化较大，连通系数以80 %～100 %和0～20 % 为主；中部和南部连通厚度以4 m～8 m 为主，连通系数80 %～100 %为主。

（2）东部连通性较好的井组有4 个，中部连通性整体较东部和南部好，较好的井组有9 个，建议下步在油藏东部进行储层改造，建立有效驱替系统。

（3）通过流线模拟发现4 口井（M46-54、M47-49、M49-52、M53-56）注水量分配不均，下步建议调剖。