B21井区百口泉组优势通道 识别方法及分布特征研究

郑 可

(中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院， 成都 610051)

在油田开发过程中，长期注水会导致储层孔隙结构变化、水动力场不平衡、储层各向异性特征扩大等状况。当注入水进入高渗透、高含水通道时，发生水窜，使原有孔喉半径、渗透率逐渐扩大，出现低效或无效水循环，从而形成优势通道[1-4]。随着注水开发的不断深入，百口泉油田已逐渐进入“高采收、高含水”的双高开发阶段，极易形成优势通道。本次研究以百口泉油田B21井区开发为例，运用储层构型模式、失踪剂测试资料、测井曲线特征等方法研究优势通道的识别标准，实现对优势通道分布特征的精确描述。

1 地质特征

百口泉油田B21井区，位于准噶尔盆地西北缘克 — 乌断裂带东北段下盘，构造形态单一,为自西北向东南缓倾的单斜构造[5]。图1所示为百口泉油田B21井区地理位置示意图。该井区地层倾角为3°～5°，属于下三叠统地层；储层为一套山麓洪积扇扇顶沉积块状砂砾岩体，沉积厚度为52.5～279.0 m，平均厚度为161.4 m。储层主要发育次生孔隙，油藏具有低孔隙度(12.2%)、中低渗透率(66.4×10-3μm2)、严重非均质性等特征[6]。

1979年以500 m井距反九点法井网全面投入注水开发。1997年对该井网进行了局部加密。1998 — 2007年实施了“提排控水”措施，使井网系统得到进一步优化，动用程度低和注采能力差等问题得到了一定程度的改善，但开发效果仍不显著。目前，已经暴露出地层压力保持程度低、注入水单层突进、水淹水窜现象严重、含水率上升速度加快等问题，亟须制定一套针对优势通道的识别方法及识别标准。……