储层连通性认识是油田开发设计和调整的基础，也是油气藏开发地质学研究的重点和难点问题之一。南海北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组已投产多个油田，开发探明储量规模大，油藏主要以陆相扇三角、河流三角洲沉积为主，河道侧移频繁导致砂体叠置关系复杂，储层横向变化较大，砂体平面展布范围局限，同时油藏多为被断层复杂化的断块构造，连通性复杂。由于海洋油田生产井距大，任何单一的方法都不可能对储层的连通性做出精确的解释和预测^[1-7]，因此综合地震、地质、沉积、测井和开发动态等多学科专业知识，对储层的连通性开展综合判断，并在此基础上进行剩余油研究和挖潜调整。

本文以涠洲A油田为例，油田位于南海北部湾盆地，为断块控制下的构造岩性复杂油藏（图 1），主要含油层系为始新统流沙港组三段，其中L₃Ⅲ_B油组为主力油藏，油藏厚度在37~68 m之间，以辫状河三角洲前缘沉积为主。油田于2007年5月投产，主力区块形成A10井注水，周边井采油的生产井网，但由于河流相砂体叠置导致储层连通性复杂，局部注采井之间储层不连通或连通不畅以及钻完井造成的污染，存在数口无生产史的井（A1、A8、A9井）。根据油田开发生产暴露的问题，对油藏井间连通性进行综合分析，重新建立井间连通模式，预测剩余油分布，提出调整井措施，取得了良好的开发效果。

1 油藏连通综合分析

油藏连通综合方法采用静态数据与动态相结合，从多个方面来综合研究井间地层连通性^[8]。静态上通过砂体描述和沉积相研究分析储层内部结构和连续性；动态上综合干扰试井、地层压力变化分析、试井分析等对储层连通性进行研究。

1.1 井震结合精细地层对比

流二段底部发育一套高电阻高自然伽马的油页岩，全区较稳定分布，为区域性标志层。在区域标志层的控制下，基于单井的岩心和测井资料进行短期基准面旋回对比，再结合地震反射特征，进行精细小层对比（图 2），将流三段划为L₃ Ⅰ、L₃ Ⅱ、L₃Ⅲ_A、L₃Ⅲ_B和L₃ Ⅳ油组。这些油组为地震上可识别的砂体，为单独的油水系统或流动单元，由此建立油田流三段等时地层格架。

A9、A7井在主力油组L₃Ⅲ_B油组纵向上钻遇两套砂体，下面一套砂体为A9、A6、A7井钻遇的水层，上面为厚层河道砂体油层。此外，WAN4井、A10井钻遇河道末端或侧缘侧向相互叠置。

1.2 含油单砂体描述

结合地震属性分析，在常规偏移地震剖面上对主力油层L₃Ⅲ_B油组含油单砂体进行追踪解释。解释表明，L₃Ⅲ_B油组平面上自西北部物源方向发育三条河道：2井区主河道、WAN4井区和1井区两条次河道，不同河道砂体侧向相互叠置，顺物源方向砂体连续，分布稳定（图 3）。

L₃Ⅲ_B油组砂体是由多个砂体侧向叠置而成，主体（A9-A6-A7-A10-A3）为水下分流河道主河道，岩性以砂砾岩、含砾砂岩为主，测井曲线呈箱形，砂体厚度大、多期垂向叠置，且砂岩密度高，地震相表现为中频连续、平行强振幅，相同的宽厚比下，水下砾石质辫状河道带侧向连续性好。

构造高部位A1-A2井区，相变为相对孤立的前缘砂坝砂体，岩性以细—粗砂岩为主，测井曲线以漏斗形为主，砂体厚度减薄，地震相表现为连续、断续、强振幅特征，A2砂体与主体河道砂体叠置连续；A8井位于次河道，岩性以砂砾岩—中砂岩为主，测井曲线呈箱形，砂体厚度大、多期垂向叠置，侧向减薄，地震相表现为低频连续、平行、弱—中等振幅特征，河道砂体宽厚比小，侧向连通性较差，砂体侧向叠置与主体河道不连续导致注不进水，A8井成为无效井。

1.3 干扰试井分析

干扰试井是验证储层井间连通性最常用的方法。L₃Ⅲ_B油组开发方案设计为低部位A6、A7、A8井注水，高部位A1、A2、A3井采油，注采井距540~943 m。为了尽快了解连通性后注水，利用A6井作为激动井，A2、A7井关井作为观测井进行干扰试井，结果表明A7井静压下降，A2井不受影响。结合沉积微相，分析认为构造低部位A6和A7井处于同一分流河道，相互连通；A2井区处于物源供给远端，发育前缘沙坝（图 3），和2井区主河道发育的分流河道砂体相互叠置，和A6井处于不同沉积微相区，A6和A2井井距943 m，不同沉积微相和较大井距导致两井连而不畅。

基于干扰试井的结果，原设计A6、A7两口注水井改为采油井。2008年8月加密实施注水井A10井，降低注采井距至263~649 m后，区块内的生产效果变好。

1.4 地层压力变化分析

同一油藏处于同一个水动力系统，因此压力资料是判断井间连通性最直接的资料。

L₃Ⅲ_B油组为异常高压油藏，探井2井和2007年5月投产的生产井中深压力系数基本均为1.43（表 1）。A1井中深压力系数为1.18，分析认为A1井实施后由于钻完井液未及时返排导致该井严重污染，油田投产后A1井排液后测压，测压不能反映井区内的地层压力，仅是A1井管柱内的压力。另外A9、A10井为油田投产后实施的调整井，两井测压结果显示压力均有所回落，表明两井显然受到了邻井生产的影响，地层压力下降。

2井区L₃Ⅲ_B油组经历了弹性/溶解气驱、注水驱两个开发阶段，注水前后地层压力变化显著。A10井注水前，生产井A2、A3、A6、A7地层压力下降很快；A10井注水后，周围生产井实测压力有所回升（或压力下降幅度减缓），注采井是连通的。另外，注水后井区内各采油井同一深度下，地层压力存在差异，主要因为生产后结垢导致井筒测得压力系数存在偏差（图 4）。

1.5 试井分析

A9、A10井为油藏投产后加密实施的注水调整井，实施后两井取到地层压力均已降低，所测地层压力均接近当时的油藏开发压力，说明A9井和主力井区局部有一定连通。A9井利用试井软件解释水相渗透率仅为（0.15~0.16）×10^-3 μm²，且该井存在污染（表 2）。最终分析认为A9井因物性差及污染使得该井和A6井连而不畅。

1.6 油藏各井连通模式

结合井震和含油单砂体描述的沉积微相表明：2井区主体为水下分流河道主河道，主河道内的A9、A6、A7、A10、A3生产井基本是连续的；A1-A2井区离物源相对较远，为连续的前缘砂坝砂体，A2砂体与主体河道砂体叠置连续；A8井因位于次河道，砂体侧向叠置与主体河道不连续。

结合动态资料表明：目前井距下A10井和各采油井是连通的；A1井因钻完井污染成为无效井；A9井和主河道有连通，但因物性差、储层污染原因连而不畅。

上述多方面综合分析表明：涠洲A油田L₃Ⅲ_B油组砂体因河道侧移而叠置；在目前的注采井距下，注水井和主河道含油区块是连通的（图 5）。

2 剩余油分布研究及调整井研究

在以上储层连通性分析基础上，重新建立流三段精细地质和油藏模型。油藏数值模拟研究了2井区L₃ Ⅲ油组剩余油分布情况，A10井中部注水后，剩余油主要富集在边部（图 6），边部井网仍不完善，储量没有有效动用，这些剩余油富集区是调整挖潜的主要方向。由此，提出利用3口无效井A8、A1、A9井槽分别在边部侧钻A8S1、A1S1、A9S1，调整井均位于主河道区。

侧钻后，依靠A10井注水补充地层能量，A8S1井产量200 m³/d，A1S1井产量200 m³/d，A9S1井产量250 m³/d，调整井开发效果均超过了预期。

3 结论

（1）油藏连通综合方法针对海上大井距、分流河道型复杂断块油藏的连通性提供了很好的预测判断方法。

（2）采用井间连通性综合分析方法，从多个方面研究涠洲A油田主要含油区块的连通性，综合分析结果表明，目前注采井距下，注采井间地层基本是连通的。

（3）在储层连通性分析基础上，对涠洲A油田重新建立油藏模式，有效指导油田挖潜调整。