刘学利, 郑小杰, 马新平, 王晶, 刘蕊, 刘丽娜, 窦莲, 陈鑫

(1.中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710016；3.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059)

强底水砂岩油藏在开发中遇到的最大问题就是底水锥进，水锥一旦形成，就会加速底水锥进速度，油井含水率快速上升，底水突破后就会形成暴性水淹，最终导致油井过早关井，从而严重影响油藏的开发。由于水平井比直井泄油面积大，生产压差小等特点，从而降低了底水的锥进速度，延缓了底水锥进、增长了无水采油期[1-3]。但是在底水油藏的水平井开发中，由于该类油藏具有非均质性比较大、底水活跃、地层原油黏度高等特点，导致油藏开发过程中的油水界面会以脊状锥进，其垂直于水平井水平段方向的剖面形态与直井油水界面所形成的水锥很相像[4-6]。文献[7]研究表明，底水油藏水平井含水上升规律影响因素主要有地质因素和开发因素两个方面。文献[8]应用数值模拟计算的结果回归俞启泰水驱特征曲线，求得反映水平井见水特征的参数。文献[9]以油藏数值模拟为手段，结合正交设计试验极差分析法，研究了水平段长度、无因次水平段避水高度和生产压差对水淹规律的综合影响。文献[10]利用数值模拟方法确定了水锥动态对不同储层参数的敏感性，然后利用模拟结果建立简化的水锥预测模型。文献[11]利用碎屑岩油藏水淹样品结合水淹模式特征，研究并分析了油层水淹影响因素。文献[12]对影响气井采收率的因素分别进行了单因素与多因素分析，然后建立灰色关联度+回归分析机器学习新模型，结合生产实例验证模型可行性。文献[13]总结了在大数据、人工智能等现代技术发展推动下，建设智能化油田的应用现状及进展，包括基于油藏工程方法及大数据分析技术的油藏管理优化。文献[14]结合随钻测量参数与井底压力变化，结合相关热力图，建立了井底压力趋势预测模型。目前研究主要是简单的将各种影响因素进行油藏工程分析和数值模拟进行定性分析，但是这些方法目前都未将整个油藏的开发阶段分阶段进行研究，导致分析结果不够全面。

针对上述问题，对强底水砂岩油藏中不同含水上升模式的水平井不同生产阶段的含水上升规律及其影响因素进行分析，从而细化不同生产阶段时期需要重点关注的影响因素，并利用灰色关联法及机器学习方法进一步定性分析不同区域不同生产阶段各影响因素与含水上升规律的关联度，同定性分析相结合分析油藏含水上升规律的主控因素，为强底水砂岩油藏水平井含水上升规律的研究，后期调整治理以及剩余油开采提供一定的理论依据。

1 区块概况

塔河油田九区三叠系下油组油藏所属的构造位置位于塔里木盆地东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起南部，下油组为本区主要产层段，主要为辫状河三角洲沉积，岩性为浅灰色细砂岩、中砂岩、含砾粗砂岩互层，局部夹深灰色泥岩。油藏类型属于中孔、中高渗、强底水、受构造影响的砂岩孔隙型未饱和油藏[15]。

目前，油藏总井数51口，直井15口，水平井31口，斜井5口，开井47口，日产液水平3 760.1 t/d，日产油水平392.60 t/d，区块综合含水89.56%，累产液量1 117.93×104t，累积产油303.17×104t，采出程度35.91%，区块整体处于中液、低油、特高含水阶段，主要依靠天然能量开发。按照区块日产油量可以将整个开发阶段分为：试采阶段、产量上升阶段、高产阶段和递减阶段；按区块含水变化可以将整个开发阶段分为：低含水阶段(<20%)、中含水段(20%～60%)、高含水阶段(60%～80%)和特高阶段(>80%)，如图1所示。

图1 塔河九区开发数据图(截至2020年4月1日)

工区主要存在以下问题：①工区生产近20年仍主要依靠天然底水能量进行开采，调剖堵水措施的实施效果不一，且目前处于特高含水期，产油量远低于产水量，提高采收率和进一步调剖堵水的增产措施亟待实施；②水平井含水上升规律与直井含水上升规律存在差异，直接使用直井的分析结果不利于后续措施的实施；③油藏影响因素未根据生产阶段进行分析，导致生产中后期油藏增产措施实施的参考依据仍然为开采初期的结论。针对上述问题，在目标区域里选取31口正在生产的水平井进行定性和定量研究，确定了该区水平井含水上升模式以及不同生产阶段条件下的水平井含水上升主控因素，为后续工艺措施的实施提供了依据。

2 区域含水上升模式

基于对塔河九区底水砂岩油藏含水上升变化特征，对各井的含水率变化曲线形态进行了划分，可划分为4种主要含水上升模式：爬坡型、阶梯型、开井水淹型和快速水淹型，如图2所示。

图2 塔河九区典型含水上升模式图

前人主要是对九区生产井目前的含水上升模式进行了统计，未进行分阶段研究，主要统计了不同生产阶段条件下的各井的含水上升类型，如图3所示。根据统计结果可以发现，随着生产进行，高产水井越来越多，含水上升类型为低含水型的井逐渐向爬坡型和阶梯型转变，造成的主要原因为底水整体抬升，因此生产初期及中期的影响因素不再完全适用于现阶段的研究，故需要针对生产后期特高含水阶段的含水上升规律的影响因素进行重新分析。

图3 塔河九区不同生产阶段含水上升模式统计图

3 水平井不同生产阶段含水上升规律主控因素定性分析

影响水平井含水上升变化的因素非常多，且不同生产阶段时的影响因素会发生一定的变化，从而导致水平井的含水上升主控因素复杂多变，而前人研究并未根据生产阶段对含水上升的影响因素进行分析，故根据区块水平井不同生产阶段条件下的含水上升规律进行了研究，确定了区块水平井不同生产阶段时的含水上升主控因素。

3.1 水平井井段与古河道方向的夹角影响

根据三叠系下油组沉积时期的沉积物源方向分析和沉积水动力条件分析，得出其水动力条件较强，主要为河道沉积，北部河道薄，南部河道宽而厚，砂体连片分布，古河道方向主要来自南西-北东向。

根据沉积相图4结合古河道方向，发现水平井井段与古河道方向的夹角越小，含水上升类型更倾向于含水上升缓慢的爬坡型或阶梯型，初期也有较长的无水采油期；而水平井井段与古河道方向夹角越大，含水上升类型更倾向于快速水淹型。产生的主要原因为古河道方向的沉积相分布较为均匀，非均质性弱；垂直于古河道方向的沉积相带分布不均，复杂多变，非均质性相对较强，导致水平井生产井段处的渗透率变化大，易形成高渗通道从而形成水窜。随着生产的进行，产水越来越高，古河道方向与水平井井段夹角大小对含水上升变化的影响也逐渐减小，但是其可以指导后续工艺措施实施的位置。

图4 塔河油田9区水平井井段与古河道夹角图

3.2 沉积相的影响

三叠系下油组沉积时期发育了水进型辫状河三角洲平原沉积，工区以砂坝和河道为主，河道、间湾相对发育比较少，沉积相平面分布特征研究认为：①物源方向来自北东向南西方向延展；②河道经历多期摆动，造成纵向和平面上相拼接及复杂的砂泥拼接关系。根据区块四个不同生产阶段的生产井含水上升类型变化情况，在沉积相平面展布图中划分出4个主要含水类型的分布范围，如图5～图8所示。

图5 塔河油田九区T2a1-1小层不同生产阶段下含水类型与沉积微相平面分布关系图

图6 塔河油田九区T2a1-2小层不同生产阶段下含水类型与沉积微相平面分布关系图

图8 塔河油田九区T2a1-4小层不同生产阶段下含水类型与沉积微相平面分布关系图

从图5～图8中可以看出，北部S95井区上产阶段、高产阶段及递减阶段含水上升变化较缓的区域主要分布于三角洲河道，三角洲砂坝和间湾区域的井在所有生产阶段及侧缘大部分生产阶段都属于开井水淹型和快速水淹型含水上升规律。但是南部TK918井区规律完全不同于北部的S95井区，整体井区的含水上升速度较快。由此可以得出：沉积条件较好的三角洲河道有利于生产的进行，底水锥进的速度较缓，但是不同井区间相同沉积环境的含水变化不一致说明沉积相展布规律非含水变化唯一条件，还需要结合其他地质条件进行研究。随着生产的不断进行，整个塔河9区的含水率逐渐升高，底水抬升也越来越高，沉积相展布对区块含水上升的抑制作用逐渐减弱，直至区块处于特高含水期以后，生产井的含水变化和沉积相展布基本没有关联。但沉积相中三角洲河道主要以砂质沉积为主，其非均质性较弱，是储层流体流动的优质区域，后期在实施堵水调剖工艺时可以参考沉积相带的展布，选取河道和侧缘部分的区域，能够更加有利于工艺的实施。

3.3 避水高度的影响

塔河油田九区构造位置和避水高度变化基本一致，位于构造位置较高的井，其避水高度相对较高，反之亦然，整个区域构造位置分布为北部S95井区靠近断裂带附近的构造位置高及西北部具有局部构造高点，南部TK918井区整体构造位置低。根据不同生产阶段生产井的含水上升变化情况，在构造图中划分4个主要含水类型的分布范围，如图9所示。

从图9中可以看出，北部S95井区上产阶段含水上升变化较缓的区域主要分布于中部构造较高部位，高产阶段和递减阶段的含水上升变化较缓的区域主要分布于中部构造较高部位、构造中部位以及西部和东部的构造局部高点，且生产井的生产初期含水变化情况与避水高度和构造位置具有良好的对应关系，即避水高度和构造位置越高，初期含水上升变化越缓慢，无水采油期越长，反之亦然，说明构造位置和避水高度对油藏初期生产具有很大的影响。南部TK918井区由于整体的构造位置和避水高度较低，含水上升类型主要以快速水淹型和开井水淹型为主，结合前文的沉积相展布可以确定，生产初期沉积相展布和避水高度及构造位置共同影响了区域生产井的产水变化。

图9 塔河油田九区不同生产阶段下含水类型与构造位置和避水高度关系图

但是随着生产的进行，区域底水抬升越来越高，生产井见水以后，含水上升速度加快，生产后期不同构造位置和避水高度的生产井逐渐进入高含水阶段，含水率变化基本一致，其影响效果日渐减低。所以构造位置和避水高度在生产前期可以作为主要的影响因素进行分析，并且可以得出构造位置越高避水高度相对越高，含水上升变化越缓慢，但是在生产后期构造位置和避水高度对生产井含水变化影响较小，故后期工艺措施实施可以不将构造位置和避水高度作为主要影响因素考虑。

3.4 储层非均质性的影响

储层非均质性是指在储层平面及层间渗透率分布的不均一性，根据岩心常规物性数据和测井解释成果表的相关数据，统计岩心和测井资料从而获取非均质参数。塔河九区储层整体非均质性较弱，部分位置非均质性强，结合沉积相图认为其主要分布于侧缘和间湾处。

3.4.1 夹层的影响

夹层是造成储层流体运动非均质的主要因素之一，工区为辫状河三角洲平原沉积，夹层多有沉积时期的水动力变化沉积和成岩作用形成，由于沉积时期河道摆动变化频繁多数泥岩沉积被破坏，夹层未能连片，其中最主要的为高阻钙质夹层和低阻泥质夹层两种。根据不同生产阶段生产井的含水上升变化情况，在4个单砂层夹层展布图中划分出不同生产阶段下的4个主要含水类型的分布范围，如图10～图13所示。

从图10～图13中可以看出，结合各个单井测井曲线识别开采初期的油水界面及纵向上夹层分布，T2a1-4小层基本已经被底水覆盖，T2a1-3小层在部分区域还具有较多剩余油其余大部分已被底水侵入，故分析夹层影响水平井含水上升变化主要考虑T2a1-1和T2a1-2的夹层。北部S95井区不同生产阶段的含水上升变化较缓的区域主要分布于中部，该区域钙质夹层展布较多，零星分布泥质夹层，对于相同含水上升类型的井，具有夹层遮挡的井的无水采油期更长，含水上升速度也更加缓慢。以TK910H和TK911H为例，两口井的投产时间和构造位置相近，但是油水界面上有夹层的TK911H井相比于油水界面上无夹层的TK910H井的无水采油期更长，含水上升速度也较为缓慢。随着生产的进行，底水逐渐抬升，生产井见水后，含水上升速度逐渐加快，底水绕过夹层流向生产井，夹层的遮挡作用逐渐减弱，直至底水抬升至井底达到高含水阶段，至此夹层的遮挡作用基本失效，故认为夹层在生产中期是影响底水抬升的最关键因素。但是随着底水逐渐淹没过夹层形成绕流以后，夹层对储层中的剩余油分布却具有较大的影响，底水绕流过夹层以后会在夹层顶部形成较多的剩余油，是后期流场调节等工艺措施实施的重要参考依据。综上，夹层对底水抬升及水平井含水上升变化的影响主要体现在生产中期对底水的遮挡作用，以及生产后期的剩余油分布，为后续工艺措施实施增产提供了一定的指导作用。

图10 塔河油田九区T2a1-1小层不同生产阶段下含水类型与夹层平面分布关系图

图11 塔河油田九区T2a1-2小层不同生产阶段下含水类型与夹层平面分布关系图

图13 塔河油田九区T2a1-4小层不同生产阶段下含水类型与夹层平面分布关系图

3.4.2 层内渗透率影响

应用渗透率突进系数来确定层内渗透率变化从而确定储层非均质性变化，在4个单砂层渗透率突进系数图中划分出不同生产阶段下的4个主要含水类型的分布范围，如图14～图17所示。可以看出，从下到上第四单砂体的非均质性最弱，往上逐渐变强，结合之前沉积相部分的分析，可以发现高产阶段及递减阶段的含水上升变化较缓的区域主要分布于中部非均质性中等的三角洲河道，非均质性强的西部和东部在大部分生产阶段都属于开井水淹型和快速水淹型含水上升规律其沉积相分布主要为三角洲砂坝、间湾以及部分侧缘区域。所以非均质性对生产初期含水上升变化的影响较弱，但是一但采取生产工艺措施以后，非均质性越弱的区域，工艺措施效果越好，控液排水受效时间越长，故层内渗透率变化是生产中后期实施工艺措施的主要参考因素。

图14 塔河油田九区T2a1-1小层不同生产阶段下含水类型与渗透率突进系数分布关系图

图15 塔河油田九区T2a1-2小层不同生产阶段下含水类型与平面渗透率分布关系图

图16 塔河油田九区T2a1-3小层不同生产阶段下含水类型与平面渗透率分布关系图

图17 塔河油田九区T2a1-4小层不同生产阶段下含水类型与平面渗透率分布关系图

4 水平井不同生产阶段含水上升规律主控因素定量分析

4.1 灰色关联法

灰色关联分析法[16]能够为一个系统的变化趋势提供度量，且适用于在动态分析里得出多个因素的影响权重，能较好地处理方案评估与排序过程中的模糊性和人为综合判断的灰色分析性质，即主观性，为方案排序的定量化提供有力的支撑，从而推导出这个系统变化时所体现的规律，这样就得到了权重最大的影响因素，为后续的结果分析做了铺垫。以A、B、C1区块的生产井不同生产阶段含水上升规律与可量化影响因素分析关联性。

4.1.1 确定分析数列

通过整理地质资料和工程参数等静态资料，以含水上升类型为参考数列，各静态资料为比较数列，计算各静态资料与含水上升类型的关联度。统计不同开发阶段可量化参数如表1所示。

表1 确认初始放分析数列

4.1.2 数据无量纲化

去除部分数据缺失并先将数据量化后，再用式(1)无量纲化得表2。

表2 各影响因素无量纲化数列统计

(1)

式(1)中：k为待无量纲化影响因素；n为该影响因素值个数；i为1～n的计数值；j为各井代表值下标；xj为无量纲化后该影响因素代表值；yj为该影响因素初始代表值。

4.1.3 计算关联度

所谓关联程度[17-18]，实质上是曲线间几何形状的差别程度。应用关联度模型分别对不同生产阶段计算比较数列Xi上各点k与参照数列X0参照点的关联系数，最后求各系数的平均值即Xi与X0的关联度Ri。

关联系数ξoi(k)计算公式为

(2)

式中：Δoi为参考数值与各比较数值的绝对差值，称为两级最小差值；x0为参考数值；xi为各比较数值；ξoi为比较数列Xi与参照数列X0的关联系数；Δmin为第一级最小差值，表示在Xi曲线上各相应点与Δoi(k)中各相应点距离的最小值；Δmax为第一级最大差值；ρ为分辨系数，一般取值0.5。

关联度Ri指比较序列和参考序列之间的关联程度，可通过式(3)计算得出。表3为各生产阶段不同影响因素关联度统计。

表3 各生产阶段不同影响因素关联度统计

(3)

4.2 机器学习法

4.2.1 热力图分析多因素相关性

底水砂岩油藏的含水上升类型受多种因素影响，通过运用Python生成热力图(heatmap)从颜色、相关系数r(或称皮尔森相关系数)两方面描述各因素与开发阶段含水上升类型的相关性：①颜色定性显示变量间相关性，红色代表正相关，蓝色代表负相关，红色越深，表示含水上升类型随因素数值的增加而更具有关联性；蓝色越深，表示含水上升类型随因素数值的增加而更不具有关联性；②相关系数r定量描述变量间线性相关性，r>0表明两者间为正相关性，r<0表明两者间为负相关性，r=0则两者间无线性相关性，r的绝对值越大表明该因素对含水上升类型的影响也越大[19]，如表4所示。再绘制研究区单因素与含水上升类型的联合分布图，以详细分析各因素与含水上升类型的相关关系。

表4 相关程度划分

通过统计分析影响底水砂岩油藏的无量纲化因素，绘制影响开发阶段含水上升类型的两两相关性散点-柱状图，并转化为热力图，如图18所示。

根据图18影响因素与含水上升类型热力图显示：高产阶段隔夹层展布与构造高低与含水上升类型热力图方格为红色且大部分呈正相关，其中隔夹层展布正相关程度最大(最大相关系数rmax=0.687)；其余影响因素与含水上升类型热力图方格为蓝色，均呈负相关性，其中水平井水平段长度相关程度最低。

图18 影响因素与含水上升类型相关性热力图

4.2.2 联合分布图分析单因素相关性

通过应用seabor软件包中jointplot函数绘制研究区影响因素与含水上升类型的联合分布图[20-21]，详细分析各影响因素对含水上升类型的影响。通过图19～图29所示的散点状联合分布图(后文简称为“散点图”)判断各因素同含水上升类型的线性正相关性，结合蜂窝状联合分布图(后文简称为“蜂窝图”，“蜂窝”色块颜色越深，表示两种变量在该坐标值下的相关性越大)中各色“蜂窝”色块位置分布，详细分析各油藏因素及工程因素对含水上升类型的影响。

图19 渗透率非均质性与含水上升类型联合分布图

图20 1小层钙质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图21 1小层泥质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图22 2小层钙质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图23 2小层泥质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图24 3小层钙质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图25 3小层泥质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图26 4小层钙质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图27 4小层泥质隔夹层与含水上升类型联合分布图

图28 井深与含水上升类型联合分布图

图29 水平段长度与含水上升类型联合分布图

根据各因素与含水上升规律的联合分布图显示分布拟合曲线呈非正态分布，其中井深(即构造位置高低，r=0.58)以及隔夹层展布(rmax=0.69)与含水上升类型线性正相关程度最大，蜂窝图中的颜色变化呈现较明显的线性正相关；而与含水上升类型线性负相关程度最强的为水平井水平段长度(r=-0.54)，同时可以直观地看出蜂窝图中“蜂窝”颜色深度分布呈现较为明显的线性负相关。

4.3 关联度比较

对比上述分析结果得到不同区块各生产阶段影响因素与含水上升类型关联度，结果如表5所示。

表5 不同区块各生产阶段影响因素与含水上升类型关联度

对不同区域不同生产阶段各影响因素与含水上升规律的关联度大小分析可得：①上产阶段隔夹层展布和构造位置高低对含水类型影响程度较大，尤其是构造位置(即避水高度)生产初期影响极大；②高产阶段隔夹层展布对含水类型影响程度较大；③递减阶段隔夹层展布对含水类型影响程度较大；④各区域不同生产阶段渗透率非均质性同含水类型关联度均不太大。以上结果同3节定性分析结果基本吻合，证明了定量分析方法的可行性。

5 结论

根据不同生产阶段时的各影响因素对水平井含水上升变化规律的影响进行了工程分析，并结合灰色关联法以及机器学习方法进行定量分析，得出以下结论。

(1)生产初期水平井含水上升的变化规律主要受构造位置、避水高度以及水平井井段与古水流方向的夹角大小影响。构造位置和避水高度主要影响底水抬升的高度，构造位置越高，底水需要抬升的高度越高，需求的生产压差越大；水平井井段与古水流方向的夹角大小主要影响生产段的非均质性强弱，古水流方向上的沉积条件相对稳定非均质性更弱，而垂直于古水流方向的沉积条件越复杂多变造成其非均质性更强。

(2)开采中期含水上升变化规律以层内夹层展布作为主要影响因素及以储层非均质性作为次要影响因素。夹层的存在会在底水抬升时形成遮挡作用，具有遮挡底水，延缓底水抬升时间以增大底水抬升所需要生产压差的作用；非均质性的强弱分布主要影响底水在层间层内流动时遇到的阻力，非均质性越弱，底水抬升越均匀也越缓慢，非均质性越强，底水越容易沿高渗透带窜流形成水淹。

(3)后期流场调节主要受储层非均质性及沉积相分布影响。沉积相展布是储层非均质性的来源，河道沉积相为下油组的优势相，整体非均质性弱，底水抬升的速度缓慢，后期工艺措施应该主要针对河道沉积相附近的井和其他非均质性较弱的井进行实施，其次由于该分布的井的沉积条件，非均质性、孔隙度以及渗透率相对稳定，工艺措施的实施也更具有针对性。

(4)运用灰色关联方法以及机器学习方法综合考虑了多种因素对含水上升规律的影响，且定性分析结果与灰色关联方法吻合良好，且后者数据处理简单，计算工作量较少，结果简单易懂，具有很好的实际操作价值，是分析含水上升规律影响因素的有一种有效方法。