一种预测深水浊积岩河道油藏注水驱油效率的方法 袁志旺、 杨莉、 刘晓琪、 李一博

《Energies》：A Method for Predicting the Waterflood Sweep Efficiency in Deepwater Turbidite Channel Oil Reservoirs Zhiwang Yuan, Li Yang, Xiaoqi Liu and Yibo Li

　　

摘要：深水浊积水道砂体的复杂构型和叠置模式给注采连通性带来了显著的不确定性。这种不确定性影响了水驱波及的机制和定量评价。在本研究中，研究人员选取了尼日尔三角洲盆地的一个代表性油藏作为案例。首先，根据地质和地震约束，将注采井组划分为三种连通模式——同生、跨期和混合。然后，研究人员解释时移地震数据以描绘波及形态并推断与每种模式相关的控制机制。同生连通表现出相对均匀且连续的、具有最小屏障的前缘推进。跨期连通显示出破碎的波及区域，具有明显的绕流和由不连续砂体及普遍存在的屏障引起的局部优势突破。混合连通则以介于两者之间的行为为特征，结合了两种模式的特性。为了将这些机制上的差异转化为用于开发评价的定量指标，研究人员建立了一个适用于低黏油的油水相对渗透率比关系式，该关系式在整个含水率范围内保持有效，从而克服了传统半对数线性关系式在低含水和高含水阶段各自的局限性。基于此框架，研究人员利用生产数据和稳态流动理论推导出一个生产数据驱动的预测水驱波及效率的模型。该模型在代表不同连通模式的井组中进行了验证。现场应用得出一致的波及效率排序：同生 > 混合 > 跨期，其组平均值分别为0.86、0.80和0.70。这些结果与时移地震分析得出的机制解释相符。所提出的方法为评价深水浊积水道油藏的注采连通性和比较开发策略提供了一个实用的定量框架。

**深水浊积水道油藏水驱波及效率预测方法研究解读**

**1. 研究背景**

全球深水油气资源潜力巨大，深水浊积水道油藏已成为勘探开发的重要目标。然而，浊积水道砂体（Turbidite Channel Sandbody）在沉积演化过程中经历的侧向迁移、垂向加积和侵蚀充填作用，导致其内部构型复杂，砂体分布与连通模式存在显著不确定性。在深水油田“少井高产”的开发策略下，大井距条件进一步放大了砂体连通模式对注采井间水驱波及效率的影响。现场实践表明，尽管注采井间可能显示表观连通性，复杂的砂体叠置模式仍可能导致过早水突破和波及效率降低。

目前对水驱波及效率的预测方法中，实验方法受尺度效应限制，数值模拟参数获取成本高，而基于生产动态的水驱特征曲线法（Waterflood Characteristic Curve Method）在高含水阶段因油水相对渗透率比（Oil-Water Relative Permeability Ratio, K_ro/K_rw）与含水饱和度（Water Saturation, S_w）的关系偏离常规假设的半对数线性形式，导致可靠性下降。为克服这些局限，有必要建立一种能够定量评估不同连通模式下全含水阶段水驱波及效率的方法。

**2. 研究内容与结论**

为建立一种能够定量评估不同注采连通模式下深水浊积水道油藏水驱波及效率的方法，本研究以尼日尔三角洲盆地一个代表性深水浊积水道油藏（A油田）为例，开展了系统研究，并取得了以下结论：基于地质与地震资料，建立了注采井组的连通模式分类方案；利用时移地震（Time-lapse Seismic）数据揭示了各连通模式的水驱波及机制差异；开发了一种适用于低黏油的全含水段油水相对渗透率比关系式；并以此为基础推导了基于生产数据的水驱波及效率预测模型。该模型在不同连通模式的井组中得到了验证，其预测的波及效率排序与时移地震解释结果一致，为深水油藏的连通性评价和开发策略比较提供了实用的定量工具。该研究论文发表在《Energies》。

**3. 主要关键技术方法**

本研究主要采用了以下关键技术方法：（1）**地质与地震约束下的连通模式分类**：综合应用测井数据、三维地震资料及生产动态数据，识别沉积相，并根据注采井完井层段是否位于同沉积期或不同沉积期的砂体中，将注采连通模式分为同生连通、跨期连通和混合连通三类。（2）**时移地震解释**：通过对比不同年份的时移地震数据，分析地震振幅变化以识别注入水波及区域，从平面和剖面两个角度描绘不同连通模式下注采井间的波及形态，推断其水驱控制机制。（3）**基于稳态流动理论的数学模型推导**：基于广义幂律相对渗透率模型，推导了适用于低黏油的全含水段油水相对渗透率比关系式，并结合稳态流动理论，通过体积物质平衡方程和水油比（Water-Oil Ratio, WOR）公式，建立了一种新的水驱波及效率预测模型（公式14），该模型通过对生产数据（Q_o, Q_w, N_p）进行线性回归拟合（ln(WOR) vs. ln(Ev/(1-Ev))）来获取模型参数，进而预测波及效率（E_v）。

**4. 研究结果**

**（1）注采连通模式分类**：根据注采井完井层段所处的沉积期次，将连通模式分为三类。**同生连通**模式指注水井和生产井位于同一期次的砂体中，例如井P2与I4均完井于C1砂体，储层厚度稳定且横向连续。**跨期连通**模式指注采井分别完井于不同沉积期次的砂体中，通过砂体间叠置区实现连通，如井I6（C6/C7）与P9（C7），其连通依赖C6与C7砂体的叠置区域，该区域物性较差。**混合连通**模式兼具直接连通和跨期连通特征，如井P7与I1，在C5砂体中高效连通，而在C4砂体中主要通过C4与C5砂体的叠置实现较弱连通。

**（2）不同连通模式下的水驱波及机制**：**同生连通**模式下，时移地震显示水驱前缘推进非常均匀，平面几乎无未波及区，垂直剖面显示注入水沿砂体底部均匀推进，无明显流动屏障，表明砂体连续性好，泥岩屏障少。**跨期连通**模式下，水驱波及极不均匀，连通性差，注入水前缘不规则，存在大量未波及区和局部优势突破。垂直剖面上井间出现多处不连续，注入水常绕流屏障，水驱效果显著降低。**混合连通**模式则结合了前两种模式的特征：在直接连通层段，水驱前缘均匀推进，波及区连续；在叠置连通层段，前缘推进不均匀，存在间断和绕流。

**（3）适用于低黏油的全含水段相对渗透率比关系式**：研究人员基于广义幂律相对渗透率模型，并针对低黏油设定 n_w = n_o = n，推导出新关系式（公式5）。理论评价显示，当 n_w = n_o 时，ln(K_rw/K_ro) 与 ln(S_wd/(1-S_wd)) 在整个饱和度范围内呈线性关系，克服了传统半对数关系式在低含水和高含水阶段偏离的局限。

**（4）不同连通模式下水驱波及效率的定量表征模型及应用**：基于所建立的全含水段相对渗透率比关系式和稳态流动理论，研究人员推导了水驱波及效率预测模型（公式14）。根据第二章的连通模式分类，将10口生产井分为同生（6口）、混合（2口）和跨期（2口）三种类型。利用各井的生产数据（Q_o, Q_w, N_p）对该模型进行拟合（图20至图29），发现参数A（斜率）在同生连通组中最大，跨期连通组中最小，这反映了不同连通模式下含水上升速度的差异。模型拟合效果良好。基于拟合参数计算各井组的波及效率（E_v），结果（表3）显示：同生连通组的平均波及效率最高（0.86），混合连通组次之（0.80），跨期连通组最低（0.70）。这一排序与第三节时移地震解释揭示的波及机制和形态差异完全一致。

**5. 总结与结论**

**讨论总结**：研究结果表明注采连通性直接控制着水驱波及形态和效率。同生连通模式的波及效率最高，其水驱前缘推进均匀连续；跨期连通模式波及效率最低，表现为明显的绕流和局部突破；混合连通模式的波及效率介于两者之间。基于全含水段相对渗透率比关系式推导的预测模型，能够有效量化不同连通模式下的水驱波及效率，其预测结果与地震机制解释相吻合。该方法为深水浊积水道油藏的连通性诊断和开发策略评价提供了一个稳定、实用的定量分析框架。尽管模型基于稳态流和低黏油假设，对于瞬态主导或高黏油系统需重新标定参数，但其所提出的方法论具有普适性和可扩展性。

**结论翻译**：注采连通性在水驱波及行为中起着主导作用。不同的连通模式会导致根本不同的波及特征。在同生连通下，水驱前缘以相对均匀和连续的方式推进，扰动有限；在跨期连通下，流动屏障影响强烈，导致明显的绕流和局部优势突破；混合连通则结合了两种模式的特征，反映出整合了同生和跨期流动行为的波及响应。这些观察结果证实，连通构型直接控制着波及形态和效率。

研究人员开发了一种适用于低黏油且在整个含水率范围内有效的油水相对渗透率比新关系式，以支持定量的波及效率评价。该关系式克服了传统方法在整个含水率阶段均不有效的局限性。研究人员使用一套涵盖典型Corey指数范围和代表低黏油流度比条件的理论相对渗透率曲线进行了评价。结果表明，该关系式从低含水率到100%含水率均保持准确，从而为定量表征不同连通模式下的波及效率提供了统一的基础。

基于全含水段相对渗透率关系式，研究人员开发了一个水驱波及效率预测模型，并利用现场生产数据进行了验证。该模型得出一致的波及效率排序（同生 > 混合 > 跨期），与地震机制解释相符，为深水油藏的连通性评价提供了稳健的定量基础。尽管当前的稳态和低黏油假设可能需要对瞬态主导或高黏油系统进行参数重新标定，但所提出的方法为比较开发性能评估提供了一个实用且可扩展的工具。