王美霞，郭艳琴，郭彬程，费世祥，何子琼，惠 磊，蔡志成，李百强

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；5.合肥工业大学 资源与环境工程学院，安徽 合肥 230009)

引 言

我国大多数低渗透油藏分布较为广泛，储层物性较差，在生产开发过程中，多数会通过注水的方式达到增产目的[1-2]。通过测井资料和岩心资料分析，靖安油田杨66区延101油层组的平均孔隙度为17.82%，平均渗透率为53.52×10-3μm2，储层物性较差。在注水开发过程中，特别是油藏开发后期，常常会出现注水见效不均、水淹等一系列问题，这与油藏砂体连通性具有密切关系，也是影响油藏有效开发的直接因素[3]。因此，砂体连通性研究是油藏开发中的重要组成部分，也是后期油藏进一步开发的基础。目前，分析油藏砂体连通性的方法主要有两种：静态分析法和动态分析法[4]。而判断砂体的静态连通性主要是通过研究砂体的叠置模式、发育规模来分析砂体纵横向接触方式与连通程度。常用的砂体动态连通性分析方法主要有：生产动态数据分析法、试井法、电容模型、井间综合分析等，这些方法主要是利用生产数据或模型来分析井间砂体连通性[5]。本文在测井资料与生产数据分析的基础上，对研究区延101油层组砂体的纵、横向连通性进行研究，为油藏合理有效开发提供理论依据。

1 研究区概况

靖安油田杨66区位于鄂尔多斯盆地的中偏东北部，区域构造为东高西低的平缓单斜[6]。结合岩性及沉积旋回，可将研究区延101油层组划分为延1011-1、延1011-2、延1012-1、延1012-24个小层，各小层的平均地层厚度为9～10 m。研究区延101油层组主要为辫状河沉积，其中河道砂坝微相为其储层的骨架相[7]。

2 静态连通性分析

判断砂体在垂向及横向上是否相互接触以及连通的程度是研究砂体静态连通性的前提，在没有地震资料的情况下，有必要在分析砂体展布规模的基础上确定每组砂体之间的关系[8]。赵春明等[9]在对秦皇岛32-6油田砂体连通模式的分析中指出：在辫状河沉积过程中，其河道摆动频率较高，导致多个辫状河沉积砂体在垂向和横向上相互接触，从而在研究区内形成了连通范围较广的厚砂体。基于对单砂体叠置类型的分析，引入了连通厚度及连通系数2个指标，以定量评价研究区油层组砂体的连通状况。

2.1单砂体刻画

如果单一成因砂体在垂向及横向上发育较好且连续，在其顶部与底部发育良好的泥岩或者低渗透性夹层，那么这样的砂体就称为单砂体[10]。单砂体精细刻画技术主要研究单砂体在空间上的展布规模与叠置关系。

2.1.1 砂体垂向叠置类型

通过分析前人收集的测井资料以及观察有代表性的钻井岩心，可将研究区延101油层组砂体垂向叠置类型分为4种：块状厚层叠置、多层叠置、薄互层叠置与分段互层叠置[11]。

(1)块状厚层叠置

在垂向上有效砂体发育且连续，单砂体平均厚度较大(>10 m)，一般为厚度较大的整装砂体，无夹层，这样的砂体称为块状厚层叠置砂体。

(2)多层叠置

当研究区内单砂体的厚度超过2 m，各个单砂体之间发育有厚度小于2 m的泥岩夹层时，这些单砂体与其泥岩夹层组合成新的砂体，称之为多层叠置砂体。一般来说，多层叠置类型的有效砂体厚度较大，并且发育连续[11]。

(3)薄互层叠置

薄互层砂体属于砂泥岩。当研究区内单砂体的多层厚度小于2 m，且发育多个单层厚度小于4 m的泥岩夹层时，这样的砂体称为薄互层砂体，该砂体中发育良好的有效砂体较少[11]。

(4)分段互层叠置

研究区内存在多段厚度超过4 m的单砂体，与厚度超过4 m的泥岩夹层组合成的砂泥岩称为分段互层砂体，该砂体内发育连续的有效砂体。

对研究区内延101油层组砂体的纵向叠置模式进行统计，结果表明，延1011-2中块状厚层砂体有45个，相对研究区其他小层而言最为发育，其次是延1012-1、延1012-2和延1011-1。多层叠置砂体以延1011-2和延1012-1为主。薄互层砂体以延1011-1为主，延1012-1次之。分段互层砂体在研究区不发育，只在延1012-2和延1011-1发育少数砂体(图1)。

2.1.2 横向叠置关系

砂体横向叠置关系与物源方向、沉积厚度以及分流河道冲刷力度密切相关。研究区分流河道横向叠置类型分为2种：垂向叠置和切割叠置[11]。

图1 靖安油田杨66区延101油层组不同的垂向叠置砂体分布Fig.1 Number and distribution frequency of the sandbodies with different vertical superimposition forms in Yan101 formation of Yang66 area of Jing'an Oilfield

研究区垂向叠置砂体多发育在顺物源方向的分流河道上，由于河道以较高的频率摆动，所以沉积物厚度较大，导致垂向叠置砂体纵向厚度较大，物性条件优越。在规模较大的分流河道中，由于河道侧向冲刷作用较强，晚期沉积砂体与早期沉积砂体发生相互碰撞和切割，形成切割叠置砂体，该砂体在横向上较为发育，渗流条件较好[11]。研究区内延101油层组主要发育垂向叠置和切割叠置砂体，尤其是延1011小层，砂体厚度较大，有较强的连通性，油层发育连续。

2.2 静态砂体连通性

2.2.1 连通模型的建立

分析井间单砂体连通性的前提是砂体对比，根据井网分布，将研究区划分为以1注3采或1注2采为单位的井组，在各开发小层内统计注水井与其他采油井的平均砂体有效连通厚度以及平均砂体连通系数，分别作为该井组的井间连通厚度HL与连通系数λ(图2)[12-14]。

连通厚度、连通系数值越大，则井间连通性越好[13]。

(1)

式中：HL为井间连通厚度，m；hi为第i个井间连通单砂体的有效厚度，m。

λ=HL/HS

(2)

式中：λ为井间连通系数；HS为单井砂体总厚度，m[13]。

2.2.2 单砂体连通情况分析

将研究区划分为以注水开发井组为主要单元的平面网格，通过统计连通砂体厚度和连通系数评价各小层在平面上的连通性特征[13]。

延1011-1东北部砂体连通厚度分布范围较广，有50%的井组砂体连通厚度在0～2 m，连通系数以80%～100%为主；中部和西南部砂体连通厚度较为均匀，主要介于4～10 m，连通系数以80%～100%为主(图3)。

图2 井组统计连通厚度过程示意图Fig.2 Schematic diagram for statistics process of connectivity thickness of well group

图3 延1011-1砂体连通厚度及系数分布直方图Fig.3 Histograms of connectivity thickness and coefficient of Yan1011-1 sand body

延1011-2东北部砂体连通厚度分布范围广，主要在0～2 m，连通系数变化大，主要介于80%～100%；中部和西南部连通厚度分布较为集中，主要介于6～8 m，连通系数以80%～100%为主(图4)。

图4 延1011-2砂体连通厚度及系数分布直方图Fig.4 Histograms of connectivity thickness and coefficient of Yan1011-2 sand body

较前两小层而言，延1012-1连通性较差。东北部和西南部连通厚度以0～2 m为主，连通系数以0%～20%为主；中部连通厚度主要介于6～10 m，连通系数以80%～100%为主(图5)。

图5 延1012-1砂体连通厚度及系数分布直方图Fig.5 Histograms of connectivity thickness and coefficient of Yan1012-1 sand body

延1012-2连通性更差，东北部连通厚度较小，连通系数分布较集中，主要介于0%～20%；中部和西南部连通厚度介于0～2 m，连通系数以0%～20%为主，其次为80%～100%(图6)。

图6 延1012-2砂体连通厚度及系数分布直方图Fig.6 Histograms of connectivity thickness and coefficient of Yan1012-2 sand body

延1011-1小层在研究区东北部F32-57井—F33-57井—F34—56井—F36-54井—F34-55井一带砂体连通厚度分布较均匀，大多在6～8 m，连通系数大于80%，连通性较好。在研究区中部F39-54井—F39-55井—F40-55井—F43-52井—F41-52井区块砂体连通性较好，砂体连通厚度大于8 m，砂体连通系数大于80%。研究区西南部F51-56井—F51-57井—F52-56井—F53-55井区块砂体连通厚度在4～6 m，连通系数大于80%(图7(a)、图7(b))。延1011-2小层在研究区东北部F31-58井—F32-57井—F33-57井—F33-58井—F34-58井一带和中、西南部F39-52井—F40-52井—F40-53井—F40-54井—F42-54井—F46-52井—F48-52井一带砂体连通厚度大于6 m，局部大于8 m，连通系数大于80%，连通性好(图7(c)、图7(d))。延1012-1小层砂体连通厚度明显降低，只在中部F39-53井—F40-53井—F39-54井—F42-54井—F45-51井—F43-51井—F40-52井区块砂体连通厚度大于8 m，连通系数大于80%(图7(e)、图7(f))。延1012-2小层砂体连通厚度大于6 m的面积较延1012-1小层更小，缩至研究区中部F42-53井—F45-53井—F48-50井—F45-50井区块，砂体连通厚度大于8 m，连通系数大于80%(图7(g)、图7(h))。

图7 靖安油田杨66区延101砂体连通厚度及连通系数平面分布Fig.7 Plane distribution of connectivity thickness and coefficient of Yan101 sand body in Yang66 area of Jing'an Oilfield

通过单砂体刻画， 并对比分析研究区4个小层的连通厚度、连通系数分布直方图和平面图， 发现研究区延1011-1小层和延1011-2小层静态连通性较好， 延1012-1小层和延1012-2小层除中部砂体静态连通性稍好以外， 其他区块均较差。

3 动态砂体连通性分析

在油田生产开发过程中，动态连通性能直接反映油藏的真实状态，因此，近年来，在油藏开发中后期，通常利用动静态相结合的方法来研究砂体连通性[15]。注水井、产油井的生产数据能够直接反映油藏开发特征[16]。将研究区分为26个井组，确保每个井组至少有一口注水井，各井组注采动态数据以月为时间序列，分别统计各产油井的产量以及注水井的注水量，从产能变化和注水响应两个方面分析延101砂体连通性。延101储层为典型的低孔低渗油藏，底水较发育，部分井组产能较高，注水见效明显。为进一步细化分析研究区动态连通情况，将研究区分为东北部、中部、西南部3个部分，逐步分析。

3.1 产能变化

在生产过程中，排除外力的干扰和影响外，油田内每口井的产液量随时间的变化趋势应该一致[17]。以研究区内F44-53井组为例，就延1011-1小层而言，各产油井的砂体连通厚度均大于6 m，连通系数大于80%，且从 2014年10月至2018年12月的产液量随时间变化趋势基本一致。但由于2017年6月对注水井进行了化学堵水，使水渗流能力减弱，导致产油井F43-53含油层位的地层压力增加，产液量迅速上升，由于之后一直连续注水，故产液量恢复稳定，而产油井F44-52可能由于注水层位未对应，导致该井含油层位的地层压力变小，使得产液量下降，在2018年6月之后，可能受到周围其他注水井的影响，产量逐渐恢复平稳。据此，可初步认为延1011-1油层的砂体是连通的(图8)。

图8 F44-53井组采油井单井产液量Fig.8 Variation of single well liquid production of oil wells of F44-53 well group with time

3.2 注水响应

在油藏开发过程中，产油井产液量随注水井注入量的变化而波动，称为注水响应，并且可以通过注水井的注水量与产油井的产液(油)量随时间的变化趋势一致性来判断井间的连通性[17-18]。以研究区F36-54井组为例，就延1011小层而言，各产油井的砂体连通厚度在8～10 m，连通系数大于80%，从2014年8月至2019年2月产油井F35-56、F34-56和F36-55的月产液(油)量与注水井F36-54的注水量随时间的变化趋势一致，由此表明该井组延1011油层砂体是连通的(图9)。

图9 F36-54井组注水井注水量与采油井产液(油)量随时间的变化情况Fig.9 Variation of single well liquid production and oil production of oil wells and water injection volume of water injection well in F44-53 well group with time

又如F44-51井组，延1011-1小层从2014年11月至2018年11月，产油井F43-51和F45-50的月产液(油)量与注水井F44-51的注水量随时间的变化趋势基本一致；但在延1011-2小层中，产油井 F44-50的产液量和产油量却没有随注水井F44-51的注水量有明显变化。由此表明，F45-50井和F43-51井的延1011-1油层的砂体是连通的，而与F44-50井的延1011-2油层不连通(图10)。

根据上述分析方法，分别对研究区东北部、中部和西南部井组的井间连通性进行分析。分析各井组产油井的产量与注水井的注水量变化趋势可知：研究区中部连通性较好，连通性好的井组占整个研究区的35%，连通性中等的井组占12%；东北部地区连通性中等，其中连通性好的井组占15%，连通性中等和较差的井组均占8%；西南部连通性较中部和东北部差，其中连通性好的、中等以及差的井组各占8%(图11)。总体而言，研究区中部连通性较好，东北部和西南部连通性较差。

图10 F44-51井组注水井注水量和采油井产液(油)量随时间的变化情况Fig.10 Variation of single well liquid production and oil production of oil wells and water injection volume of water injection well in F44-51 well group with time

3.3 砂体叠置类型与连通性的关系

研究区延101油层组主要发育块状厚层叠置、多层叠置、垂向叠置以及切割叠置砂体。延1011-2小层相对于其他小层来说，块状厚层叠置砂体最为发育，单砂体整装厚度大，物性良好，延1011-2小层中部砂体连通厚度大于6 m，连通系数超过80%。延1011-2和延1012-1以多层叠置砂体为主，多期河道连续沉积稳定的时间长，形成厚度较大的砂体，中部连通厚度和连通系数较大，东北部和西南部连通性较差。延1011小层多发育垂向叠置及切割叠置砂体，水动力冲刷能力强，多期河道沉积时间长，有较强的连通性。延1012-2和延1011-1小层发育少数分段互层砂体，延1012-1小层发育有少数薄互层砂体，延1012-1小层和延1012-2小层除中部地区连通性稍好外，东北部和西南部连通性较差。整体而言，研究区中部井组砂体连通情况较好，注水见效明显，东北部和西南部连通性较差。因此，在砂体叠置类型中，块状厚层、多层叠置、垂向叠置、切割叠置砂体沉积时间长、物性条件好，砂体连通性好；发育分段互层以及薄互层砂体的小层单期河道沉积时间短，连通性较差，渗流能力弱。

图11 研究区东北部、中部、西南部连通性Fig.11 Interwell connectivity in northeast,central and southwest of the study area

4 结 论

(1)研究区延101油层组中，砂体以块状厚层叠置和多层叠置为主，特别是延1011-2小层，单砂体平均厚度较大，渗流条件较好。横向叠置关系以垂向叠置和切割叠置砂体为主，砂体在横向上发育良好且连续。

(2)延1011-1小层和延1011-2小层连通厚度与连通系数值较高，注水见效明显，其砂体连通性较好，延1012-1小层和延1012-2小层砂体连通性较差。

(3)砂体垂向叠置关系与横向叠置关系直接影响砂体连通性，尤其是砂体静态连通性。块状厚层砂体叠置中，有效砂体垂向连续性好，砂体连通性较好。垂向叠置和切割叠置砂体厚度较大，连通性较好，油层横向分布较连续。