基于綜合判識與時變數(shù)值模擬的高滲條帶定量描述方法

荊克堯, 佟 穎， 佟 震

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083； 2.中石化石油工程技術(shù)研究院， 北京 100101；3.中石化勝利油田分公司勝利采油廠， 東營 257000)

疏松砂巖儲層具有膠結(jié)弱易出砂、油層滲透率高、非均質(zhì)性嚴(yán)重、油水黏度比大的特點，經(jīng)過長期注水沖刷后，油藏儲層結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，局部區(qū)域會出現(xiàn)大量的無效和低效水循環(huán)，形成高滲條帶，又被稱為優(yōu)勢滲流通道。高滲條帶的形成，加劇了油藏非均質(zhì)性，使注水利用率降低，波及系數(shù)降低，同時單元調(diào)整措施難度增大，常規(guī)堵水調(diào)剖效果變差，影響水驅(qū)開發(fā)效果，也增加了油田開發(fā)成本，影響了開發(fā)效益[1]。因此，高滲條帶的描述成為特高含水開發(fā)階段的重點和難點。

對于高滲條帶的識別技術(shù)，中國學(xué)者開展了大量研究，目前常用的方法包括了巖心直接觀察法、測井識別方法、試井解釋方法、動態(tài)分析方法、試井壓降指數(shù)(pressure drop index,PI)法等[2-3]，這些方法優(yōu)點為資料易獲取、計算簡單快捷，因而在中國各高含水油田中得到廣泛應(yīng)用，但這些方法均是基于單因素分析，且只能定量求取井點高滲條帶，無法描述井間分布狀況。目前，高滲條帶定量識別已成為高含水油田再次高效開發(fā)的關(guān)鍵，是提高水驅(qū)采收率的必要保證，傳統(tǒng)方法已無法滿足這一需求。近年來，研究人員應(yīng)用灰色關(guān)聯(lián)等數(shù)學(xué)方法以及流線模擬等行業(yè)軟件來研究高含水油藏中井間高滲條帶分布特征[4-5]。張繼紅等[6]綜合利用灰色關(guān)聯(lián)度和模糊綜合評判法對聚驅(qū)后高滲條帶進(jìn)行識別，再根據(jù)油水井間連通關(guān)系、相帶以及射孔數(shù)據(jù)進(jìn)一步明確高滲條帶發(fā)育方向；田淼等[7]應(yīng)用集合卡爾曼濾波算法，利用序貫高斯模擬算法對研究區(qū)儲層孔隙度和滲透率等屬性參數(shù)進(jìn)行隨機模擬，刻畫低滲透砂巖儲層的相對高滲透條帶；閆坤等[8]應(yīng)用流線數(shù)值模擬識別聚驅(qū)后高滲條帶分布狀況，這些方法均可以綜合考慮影響高滲帶條帶的靜、動態(tài)參數(shù)，準(zhǔn)確判斷注采對子井之間是否存在高滲條帶及發(fā)育狀況，但無法直觀反映其空間分布特征，也無法定量計算出注采井間高滲條帶控制區(qū)域的孔隙體積。

為此，通過分析礦場生產(chǎn)動態(tài)中高滲條帶表現(xiàn)特征，利用易獲取的礦場監(jiān)測資料進(jìn)行井點高滲條帶識別；對油藏中高滲條帶與非高滲條帶區(qū)域的靜、動態(tài)參數(shù)特征進(jìn)行綜合判識，優(yōu)選出能夠表征高滲條帶的靜、動態(tài)參數(shù)，對參數(shù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化及權(quán)重求取，采用加權(quán)求和的方法得到能夠定量計算高滲條帶的綜合判別指數(shù)；最后利用時變數(shù)值模擬[9]的手段求取不同位置高滲條帶判識指數(shù)值，結(jié)合密閉取心井、生產(chǎn)動態(tài)資料確定高滲條帶分級標(biāo)準(zhǔn)，實現(xiàn)高滲條帶三維空間定量描述。以期為高含水油田后期治理及堵水調(diào)剖等技術(shù)應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 礦場高滲條帶表現(xiàn)特征

油藏內(nèi)高滲條帶形成以后，注入井的注入動態(tài)和采出井的生產(chǎn)動態(tài)均會發(fā)生明顯的變化，根據(jù)其明顯的表現(xiàn)特征可確定高滲條帶的發(fā)育位置。依據(jù)孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元注水井的吸水剖面及對應(yīng)采油井生產(chǎn)資料進(jìn)行高滲條帶的初步分級，Ⅰ級高滲條帶吸水厚度小，單層段相對吸水百分比大于90%，其對應(yīng)采油井含水在95%以上，累積水油比大；Ⅱ級高滲條帶吸水較均勻，單層段相對吸水百分比為70%～90%，其對應(yīng)采油井含水在90%左右，累積水油比較大；非高滲條帶吸水均勻，單層段相對吸水百分比小于70%，其對應(yīng)油井含水在80%以下，累積水油比小。

2 特高含水期高滲條帶綜合判識指數(shù)建立

2.1 表征參數(shù)確定及獲取

表征油藏高滲條帶的靜、動態(tài)參數(shù)很多，各種參數(shù)對油藏流場的變化敏感程度存在較大差異，有些參數(shù)之間還存在一定的相互關(guān)系，因此，表征參數(shù)的選擇應(yīng)遵循以下原則：①高滲條帶發(fā)育程度變化時，參數(shù)也能相應(yīng)發(fā)生明顯變化，即具有敏感性；②各參數(shù)之間具有較強的獨立性；③選取能在數(shù)值模擬中獲取的網(wǎng)格參數(shù)；④盡量用最少、最優(yōu)指標(biāo)來描述高滲條帶[10-11]。

按照上述原則選取滲透率原始值(K)、滲透率變化值(ΔK)、過水倍數(shù)(PV)、換油率(IE，即每注100 m3水替換出的油量)及剩余油飽和度(So)為特高含水期高滲條帶表征參數(shù)。其中，在長期注水開發(fā)影響下，滲透率原始值及變化值是高滲條帶形成的天然內(nèi)在控制因素，過水倍數(shù)反映了注入水的累積沖刷作用，是高滲條帶形成的動態(tài)條件，而換油率和剩余油飽和度是體現(xiàn)高滲條帶發(fā)育狀況的主要因素。

根據(jù)儲層時變規(guī)律研究結(jié)果建立時變地質(zhì)模型，進(jìn)行數(shù)值模擬歷史擬合，在模型中讀取或計算特高含水開發(fā)階段每個網(wǎng)格的表征參數(shù)值，其中網(wǎng)格過水倍數(shù)為流過某一網(wǎng)格的累積水量與該網(wǎng)格的孔隙體積之比，網(wǎng)格滲透率為時變模型中原始滲透率，網(wǎng)格滲透率變化值為時變模型中目前滲透率與原始滲透率的差值，網(wǎng)格換油率為網(wǎng)格過水量與減少的油量之比，網(wǎng)格飽和度為目前剩余油飽和度。

2.2 變異系數(shù)法綜合判識原理

考慮K、ΔK、PV、IE及So對高滲條帶的影響程度不同，或者是高滲條帶變化時參數(shù)的變化程度不同，采用客觀賦權(quán)的變異系數(shù)法(coefficient of variation method,CV)[12-13]來確定不同參數(shù)的權(quán)重系數(shù)，方法原理為：某項參數(shù)在不同發(fā)育程度的高滲條帶中變化越劇烈，其變異系數(shù)越大，則其權(quán)重也就越大。計算公式為

(1)

(2)

(3)

(4)

2.3 高滲條帶綜合判識指數(shù)模型建立

由于各表征參數(shù)數(shù)值差別較大，如滲透率的范圍為100～8 000 mD，含油飽和度范圍為0.15～0.78，依據(jù)各參數(shù)數(shù)值的分布特點及其與高滲條帶發(fā)育程度的關(guān)系，采用隸屬函數(shù)的方法對每項參數(shù)進(jìn)行處理，參數(shù)最大取值為1，參數(shù)的標(biāo)準(zhǔn)值在0～1。對于值越大反映高滲條帶發(fā)育程度越高的參數(shù)，如滲透率原始值、滲透率變化值及過水倍數(shù)，標(biāo)準(zhǔn)化公式為正相關(guān)的對數(shù)或線性關(guān)系，對于值越小反映高滲條帶發(fā)育程度越高的參數(shù)，如換油率及含油飽和度，標(biāo)準(zhǔn)化公式為負(fù)相關(guān)的線性關(guān)系。表1中x為某一參數(shù)，Xmax為某一參數(shù)的最大值，Xmin為某一參數(shù)的最小值。

表1 高滲條帶表征參數(shù)的隸屬函數(shù)

對各表征參數(shù)的標(biāo)準(zhǔn)值，按照式(1)～式(4)進(jìn)行權(quán)重系數(shù)計算，得到各參數(shù)的權(quán)重系數(shù)。采用加權(quán)求和的方法得到高滲條帶綜合判識指數(shù)計算公式為

(5)

3 應(yīng)用實例

3.1 油藏概況

孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元為高孔高滲砂巖油藏，經(jīng)過30多年的注水開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段，綜合含水98.6%，采出程度40%。選取該單元內(nèi)部分井組建立試驗區(qū)，進(jìn)行高滲條帶定量描述，試驗區(qū)含油面積1.65 km2，有效厚度11.5 m，地質(zhì)儲量392×104t，綜合含水98.7%，采出程度42.4%，累積水油比14.0，注入倍數(shù)4.6。

3.2 典型單元高滲條帶定量描述結(jié)果

首先利用不同階段的密閉取心資料，分析滲透率、孔隙度、泥質(zhì)含量的變化規(guī)律，得到不同含水階段滲透率與孔隙度、泥質(zhì)含量的關(guān)系式，從而實現(xiàn)區(qū)內(nèi)所有井不同階段滲透率的解釋，建立了儲層時變地質(zhì)模型，在儲層時變地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，進(jìn)行數(shù)值模擬歷史擬合，得到各網(wǎng)格的高滲條帶表征參數(shù)值；然后將各網(wǎng)格參數(shù)按照表1 的方式進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，得到各標(biāo)準(zhǔn)化參數(shù)數(shù)值分布場；最后按照式(1)～式(4)對各標(biāo)準(zhǔn)化后參數(shù)進(jìn)行計算，得到各參數(shù)對高滲條帶的權(quán)重系數(shù)排序依次為：過水倍數(shù)>滲透率變化值>剩余油飽和度>滲透率原始值>換油率，相應(yīng)的系數(shù)分別為0.33、0.20、0.18、0.15、0.14。建立孤東油田七區(qū)西Ng63+4高滲條帶綜合判識指數(shù)計算公式為

Ei=0.14K*+0.2ΔK*+0.33PV*+

(6)

根據(jù)式(6)計算得到孤東油田七區(qū)西Ng63+4試驗區(qū)高滲條帶綜合判識指數(shù)Ei分布場，如圖1所示。

根據(jù)室內(nèi)實驗及礦場監(jiān)測資料建立高滲條帶分級標(biāo)準(zhǔn)，勝利油田128組高驅(qū)替倍數(shù)室內(nèi)實驗結(jié)果顯示，綜合判識指數(shù)大于0.53后，累積水油比快速增加，大于0.86后，累積水油比急劇上升(圖2)；孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元特高含水期87井段吸水剖面監(jiān)測資料顯示，綜合判識指數(shù)小于0.45的井段，其相對吸水量一般小于70%，而綜合判識指數(shù)大于0.76的井段，其相對吸水量大于90%(圖3)。因此，確定高滲條帶分級界限為綜合判識指數(shù)小于等于0.5為非高滲條帶，綜合判識指數(shù)大于0.5且小于等于0.8為Ⅱ級高滲條帶，綜合判識指數(shù)大于0.8為Ⅰ級高滲條帶。

依據(jù)高滲條帶分級標(biāo)準(zhǔn)，得到孤東油田七區(qū)西Ng63+4不同級別高滲條帶空間分布場，計算結(jié)果如表2、圖4所示。高滲條帶定量計算結(jié)果顯示，高滲條帶在平面上主要沿主河道方向分布，I級高滲條帶多呈點狀或窄條帶狀，Ⅱ級高滲條帶呈條帶狀連片分布；在縱向上則主要分布于儲層中下部，且沿注采主流線方向高滲條帶連續(xù)性較好，垂直主流線方向連續(xù)性差。

表2 孤東油田七區(qū)西Ng63+4高滲條帶定量計算結(jié)果

圖4 孤東油田七區(qū)西Ng63+4分級高滲條帶分布

3.3 描述結(jié)果驗證

孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元內(nèi)特高含水期所鉆密閉取心井GD7-29J254證實，用基于綜合判識與時變數(shù)值模擬的高滲條帶定量描述方法來識別高滲條帶正確、可靠，該井的巖心觀察及測試化驗結(jié)果顯示，在1 332.7～13 333.5、1 336.4～1 337.9、1 338.4～1 340.5 m三段發(fā)育Ⅱ級高滲條帶，與前期描述結(jié)果一致。

3.4 礦場調(diào)整效果

儲層中高滲條帶的存在使剩余油分布更加復(fù)雜，平面、層間、層內(nèi)的剩余油飽和度差異增加，必須進(jìn)行以提高非高滲條帶區(qū)域注水波及系數(shù)為中心的開發(fā)調(diào)整，才能提高整個油藏的采收率[14-18]。根據(jù)孤東油田七區(qū)西Ng63+4單元高滲條帶定量描述結(jié)果，將Ⅰ、Ⅱ級高滲條帶連續(xù)發(fā)育區(qū)域變?yōu)樽⑺欧较颍挂毫鬓D(zhuǎn)向，有效遏制高滲條帶內(nèi)無效水循環(huán)量，實施方案中將油井隔一轉(zhuǎn)注，水井隔一轉(zhuǎn)抽，流線方向轉(zhuǎn)變60°，大角度扭轉(zhuǎn)了注入水滲流方向(圖5)。調(diào)整后，單井日產(chǎn)油由0.9 t提高到3.2 t，噸油耗水量由66 m3下降至25 m3，單位完全成本下降47.1%，采收率提高2.8個百分點。

圖5 孤東油田七區(qū)西Ng63+4井網(wǎng)調(diào)整結(jié)果

4 結(jié)論

(1)選取滲透率原始值、滲透率變化值、過水倍數(shù)、換油率及含油飽和度5個參數(shù)作為高滲條帶定量描述的標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)，建立了綜合判識指數(shù)計算模型以及高滲條帶分級標(biāo)準(zhǔn)。

(2)利用時變數(shù)值模擬技術(shù)實現(xiàn)了高滲條帶的三維空間定量計算，特高含水期密閉取心結(jié)果顯示該方法準(zhǔn)確程度高。

(3)根據(jù)高滲條帶定量描述結(jié)果，有針對性地制定調(diào)整挖潛措施，可有效改善特高含水期老油田開發(fā)效果。