编辑：平面大孔道窜流现象是注水开发油田普遍面临的问题，是造成波及系数低的重要原因。识别并定量描述大孔道对于提高波及系数，改善注水开发效果都具有重要意义。作者在前人工作基础上，利用井间示踪资料，建立了计算大孔道厚度及渗透率的新方法，并通过取芯资料对方法可靠性进行了检验。孤东油田目前平均水推速度0.91×10-3m/s，是注水开发初期的3～6倍；大孔道厚度
0.293～0.526m，中值0.459m，占油层厚度的3.4％；大孔道渗透率3～3964μm2，中值643μm2，是测井解释油层渗透率的434倍。根据系列回归公式，实现了由测井解释资料直接进行大孔道预测。
平面大孔道窜流现象是注水开发油田普遍面临的问题，是造成波及系数低的重要原因。大孔道指强注强采过程中形成的高渗透条带，识别并定量描述大孔道对于提高波及系数，改善注水开发效果都具有重要意义。本文在前人工作基础上，利用井间示踪资料，提出了计算大孔道厚度及渗透率的一般方法，并通过取芯资料对方法可靠性进行了检验。
1、方法原理
矿场实践发现，强注强采过程中，大孔道水推速度、渗透率都是增加的。如孤东油田从取心井资料看，空气渗透率平均增大了2.3倍。物理模拟认为,大孔道形成后，流动阻力减小，单位压差下流量增大的幅度很大,采液指数、吸水指数骤增，反映渗透率明显增加【1】。由此推测，水推速度最能够表征大孔道渗透率。
文献【2】指出储层中流体向井中渗流属于平面径向渗流，并得出了平面径向流的达西公式。由其微分形式看出水推速度与油层渗透率成正比，见式⑶。由其积分形式⑷，推出水推速度计算式⑸。
Q＝2πrκhdP/（μdr） ⑴
A＝2πrh ⑵
ν＝Q/A=Q/（2πrh）=κdP/（μdr） ⑶
Q＝2πκh（Pe-Pw）/（μln（re/rw）） ⑷
ν＝Q/A＝κ（Pe-Pw）/（μrln（r/rw）） ⑸
假设条件：Ⅰ大孔道中含水率取1.0；Ⅱ同一大孔道中流速保持不变。
油田注水开发阶段，可以利用井间示踪资料，从注水井注入示踪剂段塞，然后从周围生产井中监测到见示踪剂时间，采用式⑹计算水推速度【3、4】。同时考虑量纲差异，将⑸、⑹两式联立，得到式⑺。变形后得到式⑻，可以计算大孔道渗透率。
ν＝r/t ⑹
κ（Pe-Pw）/（μrln（r/rw））＝106 r /t ⑺
κ＝106μr 2ln（r/rw）/（t（Pe-Pw）） ⑻
针对大孔道情况对文献【5】介绍的公式进行简化，得到式 ⑼，可以计算波及厚度，再乘以矿场经验系数，得到式⑽，用于估算大孔道厚度。
ha=h×Ez=h/（0.22h1.1+1） ⑼
ho=αha ⑽
2、验证
注水井孤东8－22－16井53层油层厚度7.7m，测井解释空气渗透率5.088μm2。注采井距210m。对应油井7-27-4206井油层厚度5.8m，空气渗透率4.142μm2。水推速度2.31×10-3m/s。计算大孔道厚度0.434m，占油层厚度的6.4％；大孔道渗透率1302μm2，是测井解释油层渗透率的278倍。该结果与取芯井8-26J9解释成果基本一致，说明该方法可靠性较强。
3、应用实例
孤东油田是1986年投入开发的河流相沉积、高渗透、常规稠油、整装披覆构造油田，地质储量25392×104t，油层平均渗透率1.568μm2，地下原油粘度65mPa.s,地层水粘度
0.44mPa.s。经过17年注水开发，累积产油6358×104t, 可采储量采出程度达到84.4%, 综合含水94.3％，波及体积系数0.71，储层物性发生很大变化，大孔道窜流现象比较严重。
孤东油田自1999年以来，采用井间同位素示踪剂监测31个注采井组，对应油井中有59口井见到了示踪剂。31口注水井单井油层厚度6.2～30.2m，平均15.7m；测井解释空气渗透率0.441～6.391μm2，平均1.581μm2。注采井距40～490m，平均266m。对应59口油井单井油层厚度2.7～29m，平均11.3m；空气渗透率0.08～4.917μm2，平均1.383μm2。在59口井中，属于本层系的51口井，占
86.4％；属于层间窜的8口井，占
13.6％。下文中所研究的水线两端注水井、油井都是连通的。
利用孤东油田井间示踪剂资料对大孔道参数进行了计算。根据孤东油田取芯资料统计，α取值0.18。计算孤东油田水推速度0.01×10-3～4.39×10-3m/s，平均0.91×10-3m/s。大孔道厚度0.293～0.526m，中值
0.459m，占油层厚度的3.4％；大孔道渗透率3～3964μm2，中值643μm2，是测井解释油层渗透率的434倍（见下图）。
4、水推速度评价
注水开发初期。1987年11月，在孤东油田七区西小井距开发试验区进行化学示踪剂井间监测。试验区四口注水井（新试3、试6、试8、试11）分别注入四种化学示踪剂（硫氰酸胺、亚硝酸钠、钼酸胺、碘化钾），用量分别为225、246、162、65kg，平均注入浓度分别为0.19%、0.16%、0.09%、0.54%。监测周围7口油井产出液组分及示踪剂到达时间，分析各油井的来水方向和见水时间。从1987年12月开始取样化验，至1988年7月，油井每天取样1～2个，历时220d，共取样2300余个，化验数据18480余个。从监测结果看，注水开发初期水推速度0.15×10-3～0.45×10-3m/s，平均0.30×10-3m/s。
注水开发中期。1992年8月2日在上述试验区进行了新一轮化学示踪剂井间取样监测。分别注入四种化学示踪剂（硫氰酸胺、亚硝酸钠、钼酸胺、碘化钾）。前两种用量1t，注入浓度10%，后两种用量0.5t，注入浓度5%。1992年8月～1994年2月进行示踪剂分析，监测7口生产井采出液中化学剂浓度。历时16个月，共取样3500余个，分析粘度、碱、聚合物、OP-10、CY-1浓度等数据17900个。从监测结果看，各生产井都相应见到示踪剂。见到示踪剂的时间为24-48h，中心井水线推进较均匀，水推速度0.29×10-3～0.58×10-3m/s，平均0.44×10-3m/s。从4条示踪剂产出曲线来看，多峰的出现说明注采井间非均质性严重及渗透率的差异。
注水开发后期。利用孤东油田自1999年以来井间示踪资料，计算水推速度0.01×10-3m/s～4.39×10-3m/s，平均0.91×10-3m/s。采用文献【3】提出的分类方法，对孤东油田水推速度进行分析。高渗透水淹层，占50.8％。油层厚度3.2～29m，平均11.1m；测井解释空气渗透率0.08～3.13μm2，平均1.129μm2。注采井距40～450m，平均258m。水推速度0.01×10-3～0.44×10-3m/s，平均0.17×10-3m/s。大孔道水淹层，占28.8％。油层厚度7.9～20.0m，平均10.4m；空气渗透率0.441～4.917μm2，平均1.648μm2。注采井距90～490m，平均279m。水推速度0.46×10-3～
1.91×10-3m/s，平均1.06×10-3m/s。特大孔道水淹层，占20.4％。油层厚度5.8～24.5m，平均13.1m；空气渗透率1.331～4.391μm2，平均
1.969μm2。水推速度1.94×10-3～4.39×10-3m/s，平均3.48×10-3m/s。
通过以上分析，孤东油田目前平均水推速度0.91×10-3m/s，是注水开发初期的3～6倍；大孔道厚度
0.293～0.526m，中值0.459m，占油层厚度的3.4％；大孔道渗透率3～3964μm2，中值643μm2，是测井解释油层渗透率的434倍。同时建议水推速度2.0×10-3m/s以上视为明显存在大孔道。
5、推广
根据回归公式⑾、⑿，以及式⑺和⑿联合推出的式⒀，实现了由测井解释资料直接进行大孔道预测。
hd=0.0925Log(h)+0.2257 ,
R=0.8803 ⑾
κd=379.692κ+49.735 ,
R=0.7430 ⑿
ν=r/t=（379.692κ+49.735）（Pe-Pw）/（106μrln（r/rw））
⒀
符号注释：Q—流体流量，m3/s；κ—渗透率，μm2；h—油层厚度，m；r—距井轴半径，m；A—过流断面面积，m2；Pe—外边界压力，MPa；Pw—内边界压力，MPa；re—外边界半径，m；rw—内边界半径，m；μ—流体粘度，Pa.s；ν—水推速度,m/s; t—示踪剂从注入到监测到所需时间，s ；Ez—厚度波及系数，小数；κd—大孔道渗透率，μm2；ha—波及厚度，m；hd—大孔道厚度，m；α—经验常数，小数。