测井综合指数法识别新井高渗条带

2014-12-13郭长春

测井技术 2014年6期

郭长春

（中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营207015）

0 引言

油藏经过长期注水开发，动态非均质变强，渗透率和孔喉半径增大，导致在局部区域内会出现低效、无效的注入水或注入液循环［1－3］。喇嘛甸油田、萨尔图油田、胜坨油田、孤东油田等中国东部老油田的主力开发单元都发育高渗条带［4－8］，高渗条带存在使注入水沿高渗条带低效、无效循环，导致油井的含水率升高，生产成本上升，开发效益下降，还造成化学驱油剂的大量浪费［9］，给老油田的高效开发带来很大压力。高渗条带一直是油藏研究的重点和难点之一，形成了一系列的高渗条带识别和堵调方法［10－12］。本文将低效、无效的条带状的区域称之为高渗条带，从高渗条带测井特征分析和“对子井”测井变化研究入手，运用模糊定量评价方法，计算出新井高渗条带综合评价指数，提出新井高渗条带的快速、定量识别的新方法。该方法在孤东油田七区西Ng63＋4进行了应用和验证。

1 高渗条带的测井响应特征

高渗条带具有渗透率高、孔隙度大、饱和度低等强水淹层的特征；高渗条带在自然电位、微电极、声波和电阻率等测井曲线上有较为明显的响应特征。

1．1 自然电位基线偏移严重

高渗条带的自然电位基线偏移严重。在油藏的注水开发过程中，注入水与原始地层水的矿化度不同，相应的各层段地层水与注入水的混合程度不同，导致自然电位基线发生偏移。高渗条带内注入水的比例高，自然电位基线的偏移量最大。孤东油田七区西的新井（2010年10月前后七区西内完钻的21口生产井）Ng63＋4的自然电位基线偏移量多在12～25mV之间，高渗条带发育井的自然电位偏移量多在18mV以上。

1．2 微电极幅度低幅度差小

高渗条带的微电极幅度低。微电极的幅度代表冲洗带的电阻率，与储层的含油性有关。高渗条带的含油性差，含油饱和度接近于残余油饱和度，因此微电极幅度降低。根据孤东油田七区西新井统计，高渗条带的微电极电阻率一般要比正常储层的降低1／3左右。

高渗条带的微电极幅度差小，甚至出现负差异。微电极的幅度差代表冲洗带与泥饼的电阻率差异。高渗条带多出现井径扩大或井眼不规则现象，井壁没有泥饼或泥饼很薄，导致微电极幅度差，出现反常，表现为正差异变小，甚至出现负差异。七区西新井Ng63＋4的微电极幅度差多在－0．1～0．8Ω·m之间，高渗条带的微电极幅度差多为－0．1～0．5Ω·m。

1．3 声波时差大

高渗条带的声波时差大。声波测井时差的大小反映了地层声速的大小，孔隙度、岩性等因素对声波时差影响很大。高渗条带的孔隙度高，导致声波时差增大。七区西新井Ng63＋4的声波时差为360～450μs／m，而高渗条带的声波时差多在390～450μs／m，平均值多在400μs／m以上。

1．4 感应电导率高

高渗条带的感应测井电导率高。感应测井电导率的高低代表了地层导电能力的高低，与含油性、地层水矿化度密切相关。高渗条带内以注入水为主，基本不含油，矿化度高；高渗条带对应的感应测井电导率高。七区西新井Ng63＋4的感应电导率为100～350mS／m，高渗条带的感测井应电导率多在350～450mS／m。

2 高渗条带的“对子井”测井变化分析

高渗条带是经过长期注水开发储层物性逐步变化而成的，因而发育高渗条带新井与油田开发初期的相对应老井在测井响应上有明显的变化。通过分析新老“对子井”的测井响应变化能够为新井高渗条带的识别提供指导。首先明确了“对子井”筛选原则。

（1）相带相同。属于同一微相带，且处于相同的相对位置上。

（2）厚度相当。地层厚度相似度大于85%，砂岩厚度相似度大于90%。厚度相似度是指薄层厚度占厚层厚度的百分数。

（3）位置相近。两井之间距离要近，最好不超过砂体的宽度或长度。

按照上述原则，孤东油田七区西的21口新井中有18口井找到了油田开发初期的“对子井”，平均井距只有26．8m，砂岩厚度的平均相似度高达93．9%。“对子井”中的老井能够代表新井的原始状态，具备了高渗条带“对子井”分析的基础。

研究表明，新井的微电位下降明显，下降幅度多在0．2～4．1Ω·m之间；微电极幅度差显著变小，老井的微电极幅度差平均为1．09Ω·m，而新井的只有0．28Ω·m；声波时差增大，由老井的395μs／m增大到新井的425μs／m；感应电导率变大，老井的感应电导率多集中在20～120mS／m，新井的多在120～400mS／m。而且，“对子井”的测井变化幅度越大，高渗条带发育可能性越高（见图1）。

图1 “对子井”测井响应变化

3 新井高渗条带的测井综合指数识别方法

限于当前测井技术和解释方法，无论是新井的自然电位的偏移量，还是“对子井”中微电极幅度差变化，都只能从某一侧面反映高渗条带发育可能性，但是又不能完全确定是否发育高渗条带。依据模糊数学研究和处理模糊体系规律的理论和方法［13］选用了多个高渗条带测井特征参数和“对子井”测井变化参数，构建高渗条带识别的判别模型，计算新井高渗条带的测井综合指数，定量识别高渗条带。

3．1 多级模糊综合识别的基本原理

首先对每一个子集进行模糊判识，在此基础上进行高一级的综合模糊判识［14］。用权重表示各因素在研究评价中的重要程度，一般要求所有参数的权重之和为1。由权重向量和评价参数矩阵经过模糊运算得到综合判识指数，以此分类评价研究对象。常用的模糊算法有加权平均型、主因素决定型和主因素突出型等3种算法。具体运算时，应根据研究对象的特点而定。

3．2 高渗条带识别的测井参数

高渗条带不仅在测井响应上有明显响应，而且在“对子井”测井变化上有所显现。综合分析各类测井响应、测井变化后，优选出微电极幅度差、声波时差、感应电导率等2类、8个特征参数综合表征高渗条带所具有的注入水快速、无效循环的特征。根据每个特征参数大小与所表征高渗条带属性的关系，建立各自的隶属函数（见表1）。表1中M为某一参数最大值，m为某一参数最小值。所有参数的隶属度构成了一个模糊变换矩阵。

表1 高渗条带研究测井参数的权重系数和隶属函数

通过矩阵分析［14］，高渗条带的测井特征参数的重要程度排序为，微电极幅度差＞感应电导率＞声波时差＞自然电位偏移量，其相应的权重向量为

高渗条带的“对子井”测井变化参数的重要程度排序为，微电极幅度差＞声波时差＞感应电导率＞微电极幅度，其相应的权重向量为

3．3 高渗条带的测井综合指数计算

①采用加权求和方法分别对高渗条带测井特征和测井变化2个方面进行一次评价，得到高渗条带的测井评价指数和测井变化评价指数；②把高渗条带测井特征和测井变化的一次模糊评价结果都看作单一因素，并赋予相应的权重系数进行二次综合模糊评价，得到高渗条带综合评价指数；③依据研究区高渗条带发育情况和计算的高渗条带综合评价指数范围，建立Ⅰ级高渗条带、Ⅱ级高渗条带和非高渗条带分类标准等3个类，指导新井高渗条带的定量识别。Ⅰ级高渗条带必须进行调堵；Ⅱ级高渗条带需要密切关注其油藏动态变化，防止其向Ⅰ级高渗条带转化；非高渗条带是剩余油富集有利区域，是当前油田开发的主力对象。

孤东油田七区西Ng63＋4单元1986年投产，经历了近30年的高速高效开发，已进入特高含水开发阶段，综合含水高达98．6%，采出程度为42．6%。七区西的取心井资料、动态检测资料和矿场生产实践都证实，七区西 Ng63＋4内高渗条带发育严重［8，15］。依据高渗条带的测井特征分析和“对子井”测井变化研究成果，结合计算的高渗条带综合指数分布范围，建立了七区西Ng63＋4高渗条带分类标准，并统计不同类型的高渗条带各评价参数的分布范围和平均值（见表2）。

表2 孤东油田七区西Ng63＋4高渗条带划分标准

4 高渗条带识别结果验证

动态监测资料证实，测井综合指数法识别出高渗条带是正确、可靠的，预测的孤东7－28－更×××井高渗条带主要发育在1330．9～1335．0m之间，为Ⅰ级高渗条带，其他层段均为非高渗条带。该井的注水剖面资料显示，1331．6～1334．2m段为强吸水段，吸水量占整个 Ng63＋4的82．8%，吸水强度是非高渗条带吸水强度的10倍，强吸水段与测井预测的Ⅰ级高渗条带基本吻合（见图2）。孤东7－26－更×××井对Ng63＋4进行过压降测试，压力从最初的8．85MPa直线下降到1．34MPa仅用5min（见图3），表明Ng63＋4发育高渗条带。利用本文方法在该井的Ng63＋4识别1323．0～1325．0m段，其高渗条带综合评价指数为0．673，为Ⅰ级高渗条带；1317．1～1320．9m段其高渗条带综合评价指数为0．525，为Ⅱ级高渗条带。

图2 孤东7－28－更×××井高渗条带识别结果动态验证

图3 孤东7－26－更×××井压降曲线

对新井高渗条带的识别结果与动态监测资料解释结果对比分析，Ⅰ级高渗条带符合率达到了85．3%，Ⅱ级高渗条带符合率为78．2%，非高渗条带的符合率为87．4%。结果表明，本文提出的高渗条带的测井综合指数法切实可行，预测结果与动态监测吻合度高。利用该方法识别高渗条带，可以减少动态监测的工作量，提高油田的开发效益。