0 引言

明确注采井间连通性可对增加地层存水率，提高水驱指数，增加水驱波及面积，油田开发方案调整及注水优化等提供指导，从而提高油田开采的效率和经济效益。

注采井间连通性分析分为静态分析^[1-3]和动态分析^[4-6]。常用的动态分析方法是利用油田所有动态资料得出注采井间的连通性^[7-8]，但是动态分析不能明确注采井间的砂体展布情况，仅靠动态分析难以制定井网调整部署措施。静态分析是对储层空间的连续性进行描述，一般通过小层精细划分与对比、储层评价等手段定性或定量地描述储层静态连通性。静态分析虽是储层连通性分析的基础，但在小层油气开发时，误差较大，不能完全反映井间连通情况。并且在油气开发过程中，储层物性变差，早期的静态分析已不能反映后期注采井间连通性的变化。因此，动态分析与静态分析结合才能更合理地分析储层井间连通性。

本文以新疆油田A区块为例，介绍一种动、静态结合的注采井间储层连通性分析技术，即以动态分析得出注采井间的连通性，再结合地震相、地震反演结果等静态分析，明确注采井间砂体展布情况，从而为下一步的油田开发方案提供调整措施。

1 工区概况

新疆油田A区块整体为一个单斜构造，被压性、压扭性逆断层切割成多个断块。油藏埋深为1500~1850m。主力油层侏罗系八道湾组四段(J₁b₄)和五段(J₁b₅)储层为辫状河沉积，孔隙度为17.30%~20.05%，渗透率为9.50~21.23mD。储层厚度相对稳定，其中J₁b₄平均厚度为35.72m，J₁b₅平均厚度为70.63m。

油田分两期开发，一期是在1978年采用400~500m井距反七点面积井网注水开发J₁b₄和J₁b₅，到2015年12月采出程度为36.49%，含水率为84.6%。二期是在2016年部署调整方案，老井封堵J₁b₅¹(八道湾组五段一层)，部署新井145~175m井距反五点井网开发J₁b₅¹(进一步可划分为J₁b₅^1-1、J₁b₅^1-2、J₁b₅^1-3三个小层)。新井开井至2018年4月，平均单井日产油1.04t，含水率为90%，累积注采比为0.9415。新井产量低，含水高，注采比低，地层压力下降快，亟需开展注采井间连通性研究，进行注水优化。

T88788注水井组位于该区块中部(图 1)，储层物性、生产状况能较好地代表该区块，且该井组产吸剖面、示踪剂等资料比较齐全，地震资料品质受大断裂影响小，因此以该井组为例，研究该区块的井间连通性。

2 注采连通性分析 2.1 动态分析

动态资料包含单井动态、产吸剖面、示踪剂监测等资料。

2.1.1 注采动态资料判断砂体连通性

单井动态资料包括月产油、月产水、含水率、月注水、气油比、采注比、动液面等。可以利用生产井与注水井之间的相关指标变化分析两井之间的砂体连通性。其原理为：把地下油藏看作一个平衡系统，当系统内任一参数发生变化时，与之连通性较好的井的对应参数也会发生变化。例如：当注水井的注水量增加后，与之连通的生产井会表现出产液量增加等相关变化。

如图 2所示，T88788井(注水井)日注水稳定在30m³，但4口生产井(T88776、T88787、T88789和T88836井)产液量、产油量有较大差异。其中，T88776井日产液25t，含水率接近100%，为高产液、高含水井；T88836井日产液10t(图 2a)，含水率95%(图 2b)，为低产液、高含水井；T88789井和T88787井产液、产油量均接近于0(图 2d和图 2g)，说明2口井周围没有油水供给。

2.1.2 压力分析判断砂体连通性

动液面是在正常生产过程中测得的生产井油套环空中的液面深度，是反映地层供液能力的一个重要指标。动液面值越大，液面越低，说明油井供液能力越差、油层能量越小。动液面值越小，液面越高，说明油井供液越充足、油层能量越大。注水井的一个重要作用就是提供地层能量。如果注、采井之间连通，则生产井会有较高的动液面；否则，动液面较低。以动液面的高低可判断注、采井之间连通情况。

在开采过程中，T88776井动液面有所升高，但很快又降低(图 2l)，说明它与注水井之间存在优势通道，形成水窜，导致连通不受效；T88836井开井动液面低，泵的沉没度低(图 2c)，说明地层供液不足，注入水供液不及时；T88789井(图 2f)和T88787井(图 2i)开井动液面低，泵的沉没度较低，开采效果差，说明没有供给注入水，与注水井间不连通。

通过动态生产曲线和动液面的分析，可以对注采井之间连通性进行初步判断，结果如表 1所示。

2.1.3 产吸剖面测试判断砂体连通性

产液剖面和吸水剖面分别是各个小层的生产和注水随时间的变化图，可用来分析层间连通性。产液剖面反映了纵向的产液、产油的能力分布。吸水剖面反映了各砂体的吸水强度。联合产吸剖面可以揭示注水井与相邻生产井的砂体连通情况。

注水井T88788及生产井T88776、T88789射孔打开J₁b₅^1-2底部及J₁b₅^1-3，生产井T88787、T88836全部打开J₁b₅¹，产吸剖面如图 3所示。由图 3可见，产液层主要集中在J₁b₅^1-2，J₁b₅^1-3几乎不产液。由于注采不对应及射孔的原因，J₁b₅^1-1产液量较少。T88788井早期吸水量集中在J₁b₅^1-3，后期集中在J₁b₅^1-2。由此可以得出J₁b₅^1-2的连通性要好于J₁b₅^1-3。

2.1.4 示踪剂监测判断砂体连通性

井间示踪剂测试是将示踪剂注入待研究的注水井中，通过示踪剂的运动轨迹反映注入流体的运动规律，从而直接对注、采井之间连通性进行判断。

在注水井T88788注入微量物质示踪剂La，生产井T88776最先见到示踪剂，见剂速度快，持续时间长，连通指数大。生产井T88836是第二口见到示踪剂的井，生产井T88787和T88789未见到示踪剂(表 2)。由此可以得出，注水井T88788与T88776连通，且已形成水窜；与T88836弱连通；与生产井T88787、T88789不连通。

2.2 静态分析 2.2.1 单井物性对比

钻井揭示，研究区密度参数能较好地反映储层物性，密度值越低，储层物性越好。

由图 4可见，J₁b₅^1-3岩性主要为砂砾岩，密度值高，物性差，因此几乎不产液。J₁b₅^1-1的密度为2.29~2.39g/cm³，平均为2.32g/cm³；J₁b₅^1-2和J₁b₅^1-3密度均为2.37~2.46g/cm³，平均均为2.41g/cm³。因此，J₁b₅^1-1层物性好于J₁b₅^1-2、J₁b₅^1-3。

由于层间物性差异大，3个小层合采时层间干扰导致T88836井的主要产液层位在J₁b₅^1-1。T88787井射孔打开J₁b₅^1-2底部及J₁b₅^1-3砂砾岩段，物性好的J₁b₅^1-1射孔未打开。T88776井主要射开J₁b₅¹的下部，密度小的区域产液量为15m³/d，高于其他区域。T88776井射开的部分砾岩段，产液量为3.7m³/d，低于砂砾岩段。T88789井射孔层段的物性差，产液量、产油量都极低。

从沉积环境看，注水井位于心滩，T88836井的J₁b₅^1-2为辫状河道，横向相变也导致了T88836井的产液量、产油量低。

2.2.2 地震反演结果分析

从砂砾岩、含砾粗砂岩和钙质夹层的概率地震反演结果(图 5)来看，T88788与T88787、T88789井之间J₁b₅^1-3砂体连续性差，钙质夹层较发育，因此J₁b₅^1-3砂体连通性差。

从钙质夹层厚度(图 6a)和孔隙度的地震反演结果(图 6b)来看，注水井T88788钙质夹层厚度(12m)大于4口生产井(平均值约为2m)，并且孔隙度小(约为9%)，物性较差，影响了井间吸水。T88836井的钙质隔夹层较厚(约为5m)，孔隙度低(约为11%)，但它与T88788井间的孔隙度较高(约为14%)。如果对T88836井压裂，将会提高井间连通性。

2.3 动、静态结合分析储层井间连通性

根据上述动、静态分析，可建立地震资料约束下的研究区地质模型(图 7)。由图可见，T88787-T88788-T88789井之间砂体连续性差，隔夹层发育多(图 7a)，因而连通性差；T88836-T88788-T88776井之间砂体连续性好，隔夹层发育少(图 7b)，因而连通性好。

进一步通过数值模拟结果(图 8)可以得出：T88787井的J₁b₅^1-1、J₁b₅^1-3，T88787井的J₁b₅^1-3和T88776井的J₁b₅^1-1均存在剩余油(图 8a)；T88836井的J₁b₅^1-1、T88776井的J₁b₅^1-2均高含水(图 8b)。

根据单井动态、地质模型显示的砂体连通情况、数值模拟剩余油结果，本文提出了注采方案调整措施。即：将T88788井组的J₁b₅^1-3补孔、压裂，J₁b₅^1-1补孔；T88836井的J₁b₅^1-1、T88776井的J₁b₅^1-2封堵；T88787井、T88789井J₁b₅^1-2射孔段压裂。

模拟上述注采方案调整措施470天(从2018年4月17日起)的井组日产油和日产液量(图 9)，结果显示调整后T88788井组产液量由13.15m³/d上升至23m³/d，产油量由0.54m³/d上升至3.6m³/d，均有明显提升。

3 结论

(1) 动态分析是注、采井之间连通性的直观反应。通过单井动态生产、压力、产吸剖面、示踪剂等资料可以分析注水井与采油井之间的相关性，从而对连通性进行判断。

(2) 静态分析是井间连通性分析的基础。地震资料反演结果可以用来判断注、采井之间隔夹层发育、孔隙度变化等。根据井间连通性，结合地质建模、数值模拟结果，可以调整注采方案。数值模拟结果验证了调整措施的可行性。

(3) 动、静态结合井间储层连通性分析技术可为油田开发方案调整提供依据。