Reservoir Flow Units for Dynamic and Static Combinations: Case study of Neogene Guantao Formation in block M, Gudao oilfield

流动单元是指横向和垂向连续的,具有相似渗透率、孔隙度等特征的储集层^[1]。流动单元的差异控制着储层的非均质性,是油气田开发地质研究中的重要基础工作。在中国许多油田已进入中—高含水期的形势下,该项研究显得尤为重要,近年来也一直是油气开发研究的热点。自流动单元概念提出以来,国内外学者进行了广泛的研究^[2⁃5],并取得了一系列重要研究成果,极大地推动了流动单元研究的完善与发展。从目前文献看,研究成果主要集中在流动单元的划分及研究方法,归纳起来主要有以下几类^[6⁃22]：根据岩相及宏观岩石物理参数进行流动单元研究；应用孔隙几何学进行流动单元研究；应用传导系数、储层系数等参数进行流动单元研究。这些方法均具有一定的实用价值,并为后人研究流动单元提供了十分重要的参考。

目前流动单元的研究主要针对储层的静态特征,但流动单元作为油藏描述的基础,应该具有时间性,即不同时期储层流动单元的类型是在变化的。根据初期测井资料划分的为静态流动单元,反映的是储层内流体流动的可能性。前人通过大量室内岩心在不同水驱倍数下驱替,证实了随水驱开发时间的延长,累计注水量增大,孔隙度与渗透率均有增大的趋势^[23],储层宏观参数的改变同时使流体的流动流量、速率效率等特征发生变化,进而使不同开发阶段或方式下的储层流动单元的类型发生变化。因此,动态流动单元是以静态流动单元为基础,在经历注水开发等储层改造后,具有不同的储层特征,反映的是储层内流体流动能力的现实性。目前动态流动单元的研究较少,有学者根据流量贡献率、流量强度差异等参数进行划分,或通过井间生产干扰法实现流动单元的修订^[24⁃25]。受限于动态资料分析的困难性,划分依旧存在多解性,且关于动态与静态流动单元的关联性与差异特征的认识尚不够深入。对于开发时间较长的油藏,储层特征变化较大,静态流动单元的分析常出现注采关系不明确、剩余油分布认识不准等问题,动态流动单元所反映的储层现实性可以较好地提高油藏动态特征认识,指导下一步挖潜。

孤岛油田位于济阳坳陷孤岛披覆背斜构造西翼的北部。M区是以新近系馆陶组上段疏松砂岩为储层的整装油藏,发育河道砂体、溢岸砂、泛滥平原等多种微相,岩性主要为中—细砂岩、粉砂岩与灰绿色、紫红色泥岩互层。储层物性较好,孔隙度为25.1%~35.6%,渗透率为（544~1 430）×10^-3 μm²,属于高孔高渗油藏,但具有较强的非均质性。研究区纵向主力层砂体厚度大,延伸距离远,非主力层砂体发育零散。馆陶组上段上层系NG3与下层系NG4均发育一套厚油层,砂体厚度平均为10~12 m,平均有效厚度为9 m,层系间隔层发育稳定,上下层系连通区域面积小。

研究区自投入开发,经历了多期细分调整规划后Ng3为北西向行列式注采井网,Ng4为北东向行列式注采井网,两层井网交叉分布^[26]。研究人员针对该区域油藏注水分配差异大,原油采出不均衡的现象,开展层系井网互换,流线整体改变40°,互换后取得了一定的开发成效。但受复杂的储层非均质性影响,仍然存在剩余油认识不清的问题,说明储层流体流动能力存在巨大的差异,这种差异性主要体现在储层流动单元的差异。而这种强烈储层非均质性,除了与储层静态流动单元特征差异相关,更与长期注水开发引起储层改造后的流动单元的变化息息相关。研究区在经历长期开发后具有丰富的测井资料、吸水剖面测试数据、生产数据资料等数据,利用这些资料开展动静流动单元的研究,进而明确注水开发过后储层流动单元的现实特征,指导下一步挖潜计划。

静态流动单元是结合储层的基础地质数据等划分可以代表储层内流体流动能力可能性的不同类型储集体。其类型与空间分布是沉积作用、构造作用及成岩作用等综合影响和控制的结果,并最终表现为储层的岩石物理性质与渗流差异。综合来讲它是储集层沉积特征、物性特征、孔隙结构特征与流体流动特征的综合反映,是渗透率模型的延伸和发展。

近年来流动单元研究中提出了多种划分方法,包括地质、数学、物理实验等方法,每种方法都有自身适用条件和优缺点,由于流动单元具有一定的复杂性,仅仅靠一种参数往往不能反映流动单元的全部特征。刻画储层质量差异的参数集中在沉积、成岩及流体等方面,其中包括孔隙度、渗透率、流动带指数（FZI）、泥质含量、电阻率下降率等,而注水开发对于储层的改造效果会直观地体现在储层孔隙度、渗透率与泥质含量的变化上。因此,本文选取孔隙度、渗透率、流动带指数与泥质含量作为静态流动单元的表征参数。

研究区井网密度大,砂体连续性好,注采关系相对简单,该种储层特征下的水淹结果可以在一定程度上作为储层非均质性、储层质量差异、流动单元差异的间接体现。研究区参数与水淹结果的相关性分析表明（图1）,孔隙度、渗透率、流动带指数和泥质含量与水淹结果具有较好的相关性。因此,选取这四种参数,采用聚类分析方法实现流动单元的划分。

Figure 1.  Correlation between different parameters and flooding results

动态流动单元是结合动态数据划分可以代表储层内流体流动能力现实性的不同类型储集体。生产动态数据与储层特征息息相关,瞬时注水量的大小可以直观反映储层的吸水能力,累计注水量的大小一定程度上影响储层特征的变化大小,动态监测资料中吸水强度指数反映了注水井的注水能力大小,在一定程度上可以反映储层动态流动单元的现实性。通过研究区18口井108个吸水剖面测试数据的统计分析,累计注水量的大小一定程度上控制了储层特征,同时为了保持分析的合理性,选取长期作为注水井的吸水剖面数据统计分析（图2）,累计注水量、瞬时注水量与动态监测资料均具有一定的相关性,因此可以共同作为动态流动单元的表征参数。

Figure 2.  Correlation analysis of dynamic monitoring data of water absorption strength

由于储层动态变化较难衡量,通过生产数据与吸水强度的相关性分析,得出累计注水量与瞬时注水量可以在一定程度上反映储层的现实性流体流动能力。由于储层内部结构注采关系错综复杂,为了计算各流动单元不同时期下累计注水量与瞬时注水量,开展研究区注采对应关系判别模式的建立与渗流阻力模式下分层注水量劈分的研究。

在开展各井不同储层的注入量研究中,由于地下的流体运动规律复杂,如何判别各井对于注入流体的吸收程度为主要难点。

本文将地层假想为平面上“串联”,垂向上“并联”的电路,以渗流力学理论和油藏工程为基础,采用达西公式和水电相似性原理等,计算任一小层、任一注采井间的注水强度等指标,进而判断优势水流分布。对于没有示踪剂数据的井间注采关系的建立,本文综合总结出注采关系建立需要判别的四个问题：井间是否存在连通路径；是否为同一时期生产；流动路线上是否存在其他的生产井而形成干扰；压力传导是否合理。据此建立井间流动关系判别流程图（图3）。

Figure 3.  Flow chart of inter⁃well flow relationship discrimination

（1） 是否有通路：注采关系形成大前提为两井在同一砂体,如I1—O1与I2—O2,而I1与O2、I2—O1,I3—O3位于不同砂体受泛滥平原泥岩的影响两井之间不存在流动关系。

（2） 是否同时生产：注采关系的建立,需要注入井与采油井在同一层射孔且同时采油才可形成井间的注采关系。根据射孔、补孔、封堵、井史等数据可以判断,I1—O1存在注采关系,I2—O2由于O2关井无法形成注采关系。

（3） 是否存在干扰井：当注水井与采油井之间的油水流动路径存在其他的注入采出井时,则形成注采关系的干扰井（I2—O3—O4）,干扰井的存在使两井之间的油水流动性大幅度减弱或无流动。

（4） 压力传导是否合理：由于油水在同一点只能往相同的方向流动,当两对注水井与采油井井间的油水流动路线相交时,注水井的水流会朝着阻力较小的采油井方向流动进而两条路线仅有一条路线存在。

研究区于2017年进行了层系井网互换,充分利用老井,流线整体改变40°,结合前后投产井的分布,通过注采关系模式的判别,建立两个时期下的注采关系平面图（图4）。对比井网互换前（图4a）与井网互换后（图4b）注采关系平面图,由于井网流线变化,不同时期的注采关系存在一定的变化,图4中典型实例模式1~4分别对应前文所述的四种判别步骤。注采关系的判定为后续注水量劈分计算奠定了基础。

Figure 4.  Plan of injection production relationship before and after well⁃pattern exchange

为弄清注水井与采油井之间的分层水体流动量的关系,在注采关系建立的前提下,以渗流力学理论和油藏工程为基础,采用达西公式和水电相似性原理等建立注采对应关系下的渗流阻力判别模式（图5a）。根据渗流阻力的大小,参考井间流动单元类型、连通有效厚度、渗透率、井距、连通井数等参数分析各条注采关系上的水流量,总结为平面井间串联（图5b）、平面层内并联（图5c）,垂向层间并联（图5d）三种模式（图5）。

Figure 5.  Discrimination mode of seepage resistance for corresponding injection productions

步骤1：计算注水井第i层与受效井第j口油井的渗流阻力。以注水井为中心,计算注水井周围油井方向各小层的渗流阻力系数：

式中：R_ij 为ij两点间阻力,m³/pas；L_ij 为ij两点间井距,m；H为有效厚度,m；K为渗透率,×10^-3 μm²。

步骤2：计算注水井第i层平面总渗流阻力（水电相似性原理）：

步骤3：计算注水井第i层注到受效第j口油井的注水比例系数：

步骤4：计算注水井总阻力：

步骤5：计算注水井第i层劈分注水比例系数：

步骤6：计算注水井注到第i层水量：

步骤7：注水井第i层注到第j口受效油井的水量：

考虑到注水开发对于渗透率的影响较难量化,注水劈分计算时结合油井产能等数据进行校正,可以在一定程度上弥补渗透率变化所带来的误差,据此计算出各口井的水体流量,结合流动单元的类型实现注水量劈分。

采用聚类分析方法,利用孔隙度、渗透率、流动带指数、泥质含量将研究区流动单元细分为4类,储层质量由Ⅰ类~Ⅳ类依次变差（表1）。结合取心井对静态流动单元综合分析（图6）。

Figure 6.  Overall static flow⁃unit types of coring wells

Ⅰ类：该类流动单元岩心上一般处于沉积韵律的中下部、底部,即河道沉积主体区域,流动带指数普遍大于3.8,高孔高渗且泥质含量低,开采过程中注入水会优先沿该类储层渗流形成优势通道,驱油效率高,水淹级别较高,影响邻层水驱效果。

Ⅱ类：该类流动单元岩心上分布位置与Ⅰ类相似,流动带指数介于2.2~4.0,渗透率较高但其粒度偏细,该类储层注入水在其中的渗流阻力不大,开发效果较好,水淹级别相对较高。

Ⅲ类：该类流动单元粒度较小,分布广泛,在河道砂体中一般位于Ⅰ、Ⅱ类流动单元的中上部,流动带指数介于1.7~2.5。驱油效率较差,注水开发效果一般,水淹级别较低。

Ⅳ类：该类流动单元粒度细,多分布在河道砂体顶部及边部或溢岸沉积,由于其储层质量差,渗透率较低,流动带指数小于2。开采过程中,油水在其中渗流能力差,导致油层注水受效差。

在前文的研究中,建立动态生产数据下注水量劈分公式,进而实现不同类型流动单元瞬时注水量与累积注水量的计算。单位厚度下流动单元的瞬时注水量可以在一定程度上反映储层的渗流能力,同时累计注水量的大小控制着注水量对储层的改造情况。

开发初期不同类型静态流动单元所具有的单位厚度下瞬时注水量的差异较大,具有良好的区分性（图7a）。其中Ⅰ类静态流动单元单位厚度瞬时注入量大于6.7 m³/m,Ⅱ类静态流动单元单位厚度瞬时注入量介于2.5~6.7 m³/m,Ⅲ类静态流动单元单位厚度瞬时注入量介于0.8~2.5 m³/m,Ⅳ类静态流动单元单位厚度瞬时注入量小于0.8 m³/m。随着注采开发的进行,不同类型流动单元的单位厚度下瞬时注水量存在较大的变化。因此,结合静态流动单元的类型与其累计注水量、单位厚度瞬时注水量对储层动态流动单元的划分,为突出储层受注水量变化而导致的瞬时注水量的变化,选取流动单元最近一个月时间范围内有效注采单位厚度瞬时注水量作为判别参数,以静态流动单元的单位厚度瞬时注入量作为判别指标,实现动态流动单元类型的划分（图7b）。

Figure 7.  Flow units for instantaneous injection volume per unit thickness

Ⅰ类：单位厚度瞬时注入量大于6.7 m³/m,该类储层瞬时注入量高具有较好的流体流动能力,吸水能力强,初始静态流动单元类型以Ⅰ类及Ⅱ类为主,其中Ⅱ类静态流动单元多具有较大累计注水量,同时存在少量Ⅲ类静态流动单元。由于长期作为注水井,累计注水量极大,储层改造效果好,具有较高单位瞬时注入量。

Ⅱ类：单位厚度瞬时注入量介于2.5~6.7 m³/m,该范围内以Ⅱ类静态流动单元为主,同时具有一部分Ⅲ类静态流动单元。经历注水开发过后,该类储层有较好的流体流动能力。

Ⅲ类：单位厚度瞬时注入量介于0.8~2.5 m³/m,瞬时吸水量较低,以Ⅲ类静态流动单元为主。该类流动单元具有一定渗流能力,但相对较弱。

Ⅳ类：单位厚度瞬时注入量小于0.8 m³/m,瞬时注水量极低,静态流动单元类型均为Ⅳ类静态流动单元。该类型流动单元渗流能力极差,同时往往作为非主力开采区域,累计注水量较差。

动态流动单元的划分可以反映储层流体流动的现实性,虽与静态流动单元为两套不同的划分标准,但动态流动单元与静态流动单元具有一定的关联性及演变规律。整体来看,随着储层内累计注水量的提高,储层流动单元的动态类型一定程度上优于静态类型。动态流动单元的划分在一定程度上弥补了静态流动单元仅仅反映储层流体流动能力瞬时性的不足,结合动态流动单元的类型,进一步明确目前储层非均质等特征。

流动单元的分布特征具有空间性,为了综合研究动静结合下储层流动单元的差异特征,本文从平面、层间与层内三个方面综合分析。研究区自1973年投入开发,经历了多期细分调整规划,Ng31-41层系为北西向行列式井网,Ng42-44层系为北东向行列式注采井网,两套层系井网交叉分布。2017年进行了层系井网互换,流线整体改变40°,井网的互换调整使动态流动单元分布特征、分析方式更加多样,结合动态流动单元的分析结果与剩余油分布特征可以综合实现储层挖潜级别的划分。

流动单元的平面分布体现了储层流动单元宏观规律特征,以Ng35层为例采用优势流动单元的方式建立开发初期（静态流动单元）、井网互换前（动态流动单元）、井网互换后（动态流动单元）三个不同时期流动单元平面分布图（图8）。开发初期该层流动单元类型以Ⅱ类、Ⅲ类为主,经历较长时间的注水开发后（井网互换前）,Ⅰ类、Ⅱ类流动单元比例增加,流动单元分布趋势与投产井排方向大致相同,其中投产注水井所在流动单元多转变为Ⅰ类动态流动单元,经历井网互换后,流动单元分布趋势随着投产井排的流线方向的变化而变化。Ⅳ类流动单元整体变化不大,说明低级别流动单元渗流能力弱,注采开发过程中,储层被改造程度较弱；同时中部地区由于注水波及影响,流动单元类型变化相对较大,Ⅰ类流动单元比开发初期显著增多,形成了平面上主要的优势流动通道。

Figure 8.  Plane distribution of different types of flow units in different periods

河道受到供应量及地貌的控制,迁移改道频繁,在此过程中河道砂体纵向切叠、横向连片、内部空间非均质性强。层间流动单元的差异性表现为注水开发过程中的层间干扰现象。从不同时期吸水剖面测试结果来看,随着注水开发的进行,相对吸水量具有一定的差异性,这种差异仅靠静态流动单元是较难体现的,不同时期动态流动单元的研究较好地弥补了这一缺陷。

结合吸水剖面测试结果,以G2井为例（图9）,开采初期时,静态流动单元综合判断NG35层为Ⅰ类流动单元,Ng42层为Ⅱ类流动单元,流动单元类型存在一定的差异,因此吸水剖面测试结果瞬时吸水比例分别为64.7%与32.3%,层间干扰较为严重。结合动态流动单元判别,井网互换前期两层综合动态流动单元类型均为Ⅰ类。瞬时吸水比例分别为56.4%、43.6%,层间干扰现象减小,随着层系井网的互换使该井NG35层累计注水量增幅减小,层间干扰进一步减小。

Figure 9.  Cross⁃section of interlayer water absorption in different periods

由此证实,随着注采开发的进行,流动单元类型也在随时变化,结合动态流动单元的分布特征可以更为准确地分析储层非均质性的特征。

两个时期（开发初期与井网互换后）的静态与动态流动单元剖面图呈现如下的分布特点（图10）。

Figure 10.  Profiles of flow units in different periods for layers Ng35 and Ng42

静态流动单元特征：1）在发育多种类型流动单元的砂体内部,流动单元呈切叠式连续分布,储层质量较好的Ⅰ、Ⅱ类流动单元一般分布在砂体中下部,而砂体的顶部主要发育质量较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元；2）河道砂体边部由于远离沉积中心,水动力相对较弱,储层质量变差,由河道砂体中心向侧翼高级别流动单元厚度呈现减薄趋势,以Ⅲ、Ⅳ类流动单元为主。

动静结合流动单元的差异特征：受砂体韵律性影响,砂体底部在注水开发过程中水体流量相对更大,主要体现为经浸泡和冲刷,油层内黏土矿物大量减少,泥质含量降低,孔渗均有增大,进而动态资料判别下底部砂体往往为Ⅰ类与Ⅱ类高级别流动单元；河道边部砂体由于能量供应较弱,当作为非注水井时,如井3初期采油,后期停产,储层水体流量较少,动态与静态流动单元类型差异较小；井1初期采油后期转为水井,经长时间注水,Ng35层多为Ⅰ类流动单元。随着注水开发的进行,高级别流动单元往往具有更高的水体流量,长期开发进一步增强了储层的非均质性,在一定程度上制约着剩余油的挖潜。

统计分析研究区不同时期流动单元井数的比例发现（图11）,Ⅰ类流动单元比例从开发初期的17.5%增加到层系互换后的29.2%,该类型流动单元变化比例最大,多为开发初期的Ⅱ类静态流动单元演变而来,主要原因是Ⅱ类静态流动单元本身具有较好的渗流能力,注水开发过程中,受储层非均质性的影响,更容易吸收更多的注水量,从而使储层变为更高级别的流动单元类型。由于Ⅲ类流动单元多发育在高级别流动单元之间,受注采波及的影响,一部分的Ⅲ类流动单元向Ⅱ类流动单元转变,Ⅳ类流动单元变化主要因素为储层直接注水而导致储层流动单元类型变化。

Figure 11.  Proportions of flow⁃unit types in different periods

动态流动单元的划分使储层渗流差异特征更加具有了现实意义。针对研究区开展数值模拟研究并得到剩余储量丰度平面图（图12a）,并与动态流动单元的分布特征结合,将储层划分为5种挖潜级别（图12b）。

Figure 12.  Reservoir potential tapping levels

Ⅰ级挖潜储层：该级别储层为剩余储量丰度较高且动态流动单元类型为Ⅰ类,该级别储层流体流动能力强,多为注采关系不完善而形成的剩余油富集区域,具有较好的生产潜力,为下一步生产开发主要关注区域。

Ⅱ级挖潜储层：该级别储层为剩余储量丰度较低且动态流动单元类型为Ⅰ类,该级别储层由于其低储量高流动能力,潜力不足且极易形成高耗水通道,造成无效注水,大幅度降低了生产效率。

Ⅲ级挖潜储层：该级别储层为剩余储量丰度较高且动态流动单元类型为Ⅱ、Ⅲ类,该级别储层具有一定生产潜力,可以配合Ⅰ级储层共同开发。

Ⅳ级挖潜储层：该级别储层剩余储量丰度较低且动态流动单元类型为Ⅱ、Ⅲ类,该级别储层生产潜力一般。

Ⅴ级挖潜储层：该级别储层剩余储量丰度极低,且动态流动单元类型为Ⅳ类或非流动单元,该级别储层生产潜力极低。

（1） 基于参数优选,利用聚类分析方法,将储层划分为4类静态流动单元,其中以Ⅱ、Ⅲ类流动单元为主。通过注水量劈分,利用单位厚度瞬时注水量大小实现动态流动单元的划分,其中以Ⅰ、Ⅱ类流动单元为主。

（2） 根据流动单元的空间性,从平面、层间与层内三个级次分析了动静结合流动单元的差异特征。平面上随着井网的变化,流动单元的分布形态与井网方向相对一致；由于层间储层渗流差异性导致流动单元类型的变化；层内流动单元受砂体韵律性影响,砂体底部流动单元水体流量大,动态流动单元类型优于静态流动单元。

（3） 结合数值模拟剩余油与动态流动单元的分布特征,将储层按照挖潜潜力划分为5个等级,其中Ⅰ级为主要剩余油挖潜区域、Ⅱ级为低潜力高耗水部位,为下一步剩余油挖潜计划提供了指导方向。