刘 超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

渤海油田中小型轻质油油田在新近系明华镇组河流相砂岩的储层中具有丰厚的地质储量，在现阶段渤海油田增储上产中占有很大的产量比重，是不可忽视的组成部分。在这些油田中，这类砂体由于受到河流相控制，具有储层平面横向变化快、油气水界面复杂的共性[1-3]，给初期开发方案的提出以及中后期剩余油的挖潜带来很大的困难，直接影响着油田的开发效果[4-6]。本文以KL油田3-1483砂体为例，针对油井动静态资料矛盾问题，开展了海上河流相储层连通性识别的探索与研究，通过动态测试资料分析、油藏工程方法推动了储层精细研究与刻画，找出了砂体的潜力方向，提高了砂体开发效果，同时对渤海油田类似河流相储层的挖潜与研究提供了借鉴和思路。

1 研究区概况

渤海KL油田构造位置位于渤海南部海域黄河口凹陷南部斜坡带上，与莱北低凸起相邻，处于郯庐断裂带的西支。主要含油层系为新近系明华镇组，研究目的层油藏埋深在-1 450～-1 500 m，属于浅水三角洲沉积；储层平均孔隙度为25.7%，平均渗透率为1 216.4 mD，属于高孔高渗类储层；压力梯度为0.940 MPa/100 m，温度梯度为4.20 ℃/100 m，压力系数为1.00，属于正常的温度、压力系统。3-1483砂体开发初期阶段资料少，基于地震相的单河道刻画后，依托单砂体布井，同时受到上覆气层3-1472砂体影响(图1a)，地震剖面反射不明显，认为2号砂体与3号砂体不连通，2号砂体A18井衰竭开发，3号砂体人工注水开发(图1b)。

2 河流相储层连通性研究

随着近几年动态测试资料的不断丰富，动静矛盾引出的砂体连通性问题突出，因此亟须开展河流相储层连通性识别研究，以指导油田下一步开发方向。笔者通过油井动静态资料分析、井间动态连通性分析和数值模拟分析3种方法证实了2号砂体和3号的连通关系。

图1 3-1483砂体开发初期阶段成果图Fig.1 The outcome map of 3-1483 sand in early development period

2.1 油井监测资料分析

油水井测试资料的录取在油田开发过程中扮演着重要角色，是油田动态监测不可或缺的重要方式之一[7-9]。通过对历年录取资料的分析，可以对油田、井区或单砂体有全面直观的认知，对油田整个开发过程中的挖潜或调整提供切实可行的证据。2014年投产以来，KL油田对重点砂体施行了定点测压和定点测氯根策略，通过对3-1483砂体2号砂体A18井与3号砂体A13井的历年静压测试数据对比分析可知(图2a)，两口井处于同一个压力系统。另外，通过A18井历年的氯根测试结果对比分析(图2b)，A18井的氯根值在逐年上升且大于原始地层水的氯根值，说明A18井有A14井的注入水产出。因此，从压力系统及氯根化验结果可以看出2号砂体与3号砂体是连通的，这与之前两个砂体不连通的认知是矛盾的。

图2 3-1483砂体动态监测分析图Fig.2 3-1483 sandbody dynamic monitoring and analysis chart

2.2 井间动态连通性分析

在油藏开发过程中，井间动态连通关系的研究方法有很多种，张钊[10]等利用示踪剂方法确定了注采井间的连通关系，杜鹃红[11]利用干扰试井进行了注采井间动态连通性的确定，刘振宇[12]、郭康良[13]等分别通过脉冲试井的资料确定了注采井间的动态响应关系。但对于海上油田，这些方法有耗时长、花费高和影响产量等缺点[14-17]。近年来，基于数学方法的注采井间动态连通性研究成为热点，其中灰色关联方法应用较为广泛[18-21]。鉴于KL油田的油水井动态资料比较丰富，笔者采用灰色关联方法进行研究，以确定井间的连通关系。

图3 KL油田3-1483砂体注水曲线与采液曲线图Fig.3 Water injection curve and production curves of 3-1483 sand in KL oilfield

图3是该砂体注水井的注水曲线和采油井的产液曲线，利用灰色关联方法进行连通性判定的结果见表1。从结果可以看出，注水井A14与各采油井之间的关联系数相近，且注水井A14与采油井A18之间的关联系数最大，其次是注水井A14与采油井A15之间的关联系数，最后是注水井A14与采油井A13之间的关联系数。如若2号砂体与3号砂体不连通，A18井衰竭开发，产液量将逐渐减小，与注水井不会有响应关系，但该井产液稳定，且产液曲线与注水井A14的变化具有较强的一致性，两井之间的关联系数最大，说明2号砂体与3号砂体连通，且二者的连通关系好于注水井与其他采油井之间的连通关系。

表1 注采井间连通系数表Table 1 Connectivity coefficient table between injection well and production wells

2.3 数值模拟分析

在井间动态连通研究的基础上，借助三维地质建模，对3-1483砂体进行了精细历史拟合。通过数值模拟历史拟合的结果发现，2号砂体和3号砂体连通前后，A18井含水率拟合效果与实际生产数据差异较大。2号砂体和3号砂体不连通时，A18井是衰竭开发，无水源补给，数模上基本不含水(图4a)；2号砂体和3号砂体连通后，A18井的含水率与实际基本一致，拟合效果较好(图4b)。这也进一步印证了连通的可靠性，为后面的调整挖潜奠定了基础。

3 砂体挖潜与实践

A18井与A13井的历年静压测试结果仅相差0.1～0.3 MPa，认为两井处于同一压力水平。同时，A18井与A14井间的动态连通关联系数最高，2号砂体与3号砂体连通情况下A18井数值模拟拟合效果更佳，且A18井产出水的氯根数据表明有注入水产出，证实了2号砂体和3号砂体的连通关系，得到了与实际生产动态相吻合的含油面积图(图5)。从图5可以看出，3-1483砂体的南侧存在未井控区域，储量约为65×104m3，可以部署3口调整井(A7、A25、A6)进一步完善注采井网，提高砂体储量动用程度。3口调整井于2018年2月实施，年均日增油102 m3，新增探明石油技术可采储量25×104m3，提高砂体采收率12.4%。同时，得益于注采井网的进一步完善，老井增加了驱替方向，由单向受效变为双向受效，也有效控制了老井的含水上升，减缓了老井的递减(图6)。KL油田3-1483砂体在连通性认识上的突破，不仅有效地改善了油田开发效果，同时也为海上复杂河流相油田储层连通关系的研究提供了技术借鉴。

图4 3-1483砂体数值模拟效果图Fig.4 3-1483 sand numerical simulation effect chart

图5 KL油田3-1483砂体最新含油面积图Fig.5 The new location map of 3-1483 sand in KL oilfield

图6 KL油田3-1483砂体老井历年自然递减率图Fig.6 The natural decline rate chart of 3-1483 sand old wells in KL oilfield

4 结论

(1)2号砂体采油井A18井与3号砂体采油井A13井的历年静压数据测试结果相近，表明两个砂体的地层压力处于同一水平，与油田开发初期阶段A18井为衰竭开发的静态认识矛盾。

(2)2号砂体采油井A18与3号砂体注水井A14的动态数据变化关联度高达0.912 7，且砂体连通情况下A18井数值模拟拟合效果更佳。因此，2号砂体和3号砂体具有很好的连通关系。

(3)根据研究成果部署调整井3口，新增探明石油技术可采储量25×104m3，年均日增油102 m3，取得了较好的增储上产效果。