荆克尧, 佟 颖， 佟 震

(1.中国石化石油勘探开发研究院， 北京 100083； 2.中石化石油工程技术研究院， 北京 100101；3.中石化胜利油田分公司胜利采油厂， 东营 257000)

疏松砂岩储层具有胶结弱易出砂、油层渗透率高、非均质性严重、油水黏度比大的特点，经过长期注水冲刷后，油藏储层结构发生变化，局部区域会出现大量的无效和低效水循环，形成高渗条带，又被称为优势渗流通道。高渗条带的形成，加剧了油藏非均质性，使注水利用率降低，波及系数降低，同时单元调整措施难度增大，常规堵水调剖效果变差，影响水驱开发效果，也增加了油田开发成本，影响了开发效益[1]。因此，高渗条带的描述成为特高含水开发阶段的重点和难点。

对于高渗条带的识别技术，中国学者开展了大量研究，目前常用的方法包括了岩心直接观察法、测井识别方法、试井解释方法、动态分析方法、试井压降指数(pressure drop index,PI)法等[2-3]，这些方法优点为资料易获取、计算简单快捷，因而在中国各高含水油田中得到广泛应用，但这些方法均是基于单因素分析，且只能定量求取井点高渗条带，无法描述井间分布状况。目前，高渗条带定量识别已成为高含水油田再次高效开发的关键，是提高水驱采收率的必要保证，传统方法已无法满足这一需求。近年来，研究人员应用灰色关联等数学方法以及流线模拟等行业软件来研究高含水油藏中井间高渗条带分布特征[4-5]。张继红等[6]综合利用灰色关联度和模糊综合评判法对聚驱后高渗条带进行识别，再根据油水井间连通关系、相带以及射孔数据进一步明确高渗条带发育方向；田淼等[7]应用集合卡尔曼滤波算法，利用序贯高斯模拟算法对研究区储层孔隙度和渗透率等属性参数进行随机模拟，刻画低渗透砂岩储层的相对高渗透条带；闫坤等[8]应用流线数值模拟识别聚驱后高渗条带分布状况，这些方法均可以综合考虑影响高渗带条带的静、动态参数，准确判断注采对子井之间是否存在高渗条带及发育状况，但无法直观反映其空间分布特征，也无法定量计算出注采井间高渗条带控制区域的孔隙体积。

为此，通过分析矿场生产动态中高渗条带表现特征，利用易获取的矿场监测资料进行井点高渗条带识别；对油藏中高渗条带与非高渗条带区域的静、动态参数特征进行综合判识，优选出能够表征高渗条带的静、动态参数，对参数进行标准化及权重求取，采用加权求和的方法得到能够定量计算高渗条带的综合判别指数；最后利用时变数值模拟[9]的手段求取不同位置高渗条带判识指数值，结合密闭取心井、生产动态资料确定高渗条带分级标准，实现高渗条带三维空间定量描述。以期为高含水油田后期治理及堵水调剖等技术应用提供理论依据。

1 矿场高渗条带表现特征

油藏内高渗条带形成以后，注入井的注入动态和采出井的生产动态均会发生明显的变化，根据其明显的表现特征可确定高渗条带的发育位置。依据孤东油田七区西Ng63+4单元注水井的吸水剖面及对应采油井生产资料进行高渗条带的初步分级，Ⅰ级高渗条带吸水厚度小，单层段相对吸水百分比大于90%，其对应采油井含水在95%以上，累积水油比大；Ⅱ级高渗条带吸水较均匀，单层段相对吸水百分比为70%～90%，其对应采油井含水在90%左右，累积水油比较大；非高渗条带吸水均匀，单层段相对吸水百分比小于70%，其对应油井含水在80%以下，累积水油比小。

2 特高含水期高渗条带综合判识指数建立

2.1 表征参数确定及获取

表征油藏高渗条带的静、动态参数很多，各种参数对油藏流场的变化敏感程度存在较大差异，有些参数之间还存在一定的相互关系，因此，表征参数的选择应遵循以下原则：①高渗条带发育程度变化时，参数也能相应发生明显变化，即具有敏感性；②各参数之间具有较强的独立性；③选取能在数值模拟中获取的网格参数；④尽量用最少、最优指标来描述高渗条带[10-11]。

按照上述原则选取渗透率原始值(K)、渗透率变化值(ΔK)、过水倍数(PV)、换油率(IE，即每注100 m3水替换出的油量)及剩余油饱和度(So)为特高含水期高渗条带表征参数。其中，在长期注水开发影响下，渗透率原始值及变化值是高渗条带形成的天然内在控制因素，过水倍数反映了注入水的累积冲刷作用，是高渗条带形成的动态条件，而换油率和剩余油饱和度是体现高渗条带发育状况的主要因素。

根据储层时变规律研究结果建立时变地质模型，进行数值模拟历史拟合，在模型中读取或计算特高含水开发阶段每个网格的表征参数值，其中网格过水倍数为流过某一网格的累积水量与该网格的孔隙体积之比，网格渗透率为时变模型中原始渗透率，网格渗透率变化值为时变模型中目前渗透率与原始渗透率的差值，网格换油率为网格过水量与减少的油量之比，网格饱和度为目前剩余油饱和度。

2.2 变异系数法综合判识原理

考虑K、ΔK、PV、IE及So对高渗条带的影响程度不同，或者是高渗条带变化时参数的变化程度不同，采用客观赋权的变异系数法(coefficient of variation method,CV)[12-13]来确定不同参数的权重系数，方法原理为：某项参数在不同发育程度的高渗条带中变化越剧烈，其变异系数越大，则其权重也就越大。计算公式为

(1)

(2)

(3)

(4)

2.3 高渗条带综合判识指数模型建立

由于各表征参数数值差别较大，如渗透率的范围为100～8 000 mD，含油饱和度范围为0.15～0.78，依据各参数数值的分布特点及其与高渗条带发育程度的关系，采用隶属函数的方法对每项参数进行处理，参数最大取值为1，参数的标准值在0～1。对于值越大反映高渗条带发育程度越高的参数，如渗透率原始值、渗透率变化值及过水倍数，标准化公式为正相关的对数或线性关系，对于值越小反映高渗条带发育程度越高的参数，如换油率及含油饱和度，标准化公式为负相关的线性关系。表1中x为某一参数，Xmax为某一参数的最大值，Xmin为某一参数的最小值。

表1 高渗条带表征参数的隶属函数

对各表征参数的标准值，按照式(1)～式(4)进行权重系数计算，得到各参数的权重系数。采用加权求和的方法得到高渗条带综合判识指数计算公式为

(5)

3 应用实例

3.1 油藏概况

孤东油田七区西Ng63+4单元为高孔高渗砂岩油藏，经过30多年的注水开发，目前已进入特高含水后期开发阶段，综合含水98.6%，采出程度40%。选取该单元内部分井组建立试验区，进行高渗条带定量描述，试验区含油面积1.65 km2，有效厚度11.5 m，地质储量392×104t，综合含水98.7%，采出程度42.4%，累积水油比14.0，注入倍数4.6。

3.2 典型单元高渗条带定量描述结果

首先利用不同阶段的密闭取心资料，分析渗透率、孔隙度、泥质含量的变化规律，得到不同含水阶段渗透率与孔隙度、泥质含量的关系式，从而实现区内所有井不同阶段渗透率的解释，建立了储层时变地质模型，在储层时变地质模型的基础上，进行数值模拟历史拟合，得到各网格的高渗条带表征参数值；然后将各网格参数按照表1 的方式进行标准化处理，得到各标准化参数数值分布场；最后按照式(1)～式(4)对各标准化后参数进行计算，得到各参数对高渗条带的权重系数排序依次为：过水倍数>渗透率变化值>剩余油饱和度>渗透率原始值>换油率，相应的系数分别为0.33、0.20、0.18、0.15、0.14。建立孤东油田七区西Ng63+4高渗条带综合判识指数计算公式为

Ei=0.14K*+0.2ΔK*+0.33PV*+

(6)

根据式(6)计算得到孤东油田七区西Ng63+4试验区高渗条带综合判识指数Ei分布场，如图1所示。

根据室内实验及矿场监测资料建立高渗条带分级标准，胜利油田128组高驱替倍数室内实验结果显示，综合判识指数大于0.53后，累积水油比快速增加，大于0.86后，累积水油比急剧上升(图2)；孤东油田七区西Ng63+4单元特高含水期87井段吸水剖面监测资料显示，综合判识指数小于0.45的井段，其相对吸水量一般小于70%，而综合判识指数大于0.76的井段，其相对吸水量大于90%(图3)。因此，确定高渗条带分级界限为综合判识指数小于等于0.5为非高渗条带，综合判识指数大于0.5且小于等于0.8为Ⅱ级高渗条带，综合判识指数大于0.8为Ⅰ级高渗条带。

依据高渗条带分级标准，得到孤东油田七区西Ng63+4不同级别高渗条带空间分布场，计算结果如表2、图4所示。高渗条带定量计算结果显示，高渗条带在平面上主要沿主河道方向分布，I级高渗条带多呈点状或窄条带状，Ⅱ级高渗条带呈条带状连片分布；在纵向上则主要分布于储层中下部，且沿注采主流线方向高渗条带连续性较好，垂直主流线方向连续性差。

表2 孤东油田七区西Ng63+4高渗条带定量计算结果

图4 孤东油田七区西Ng63+4分级高渗条带分布

3.3 描述结果验证

孤东油田七区西Ng63+4单元内特高含水期所钻密闭取心井GD7-29J254证实，用基于综合判识与时变数值模拟的高渗条带定量描述方法来识别高渗条带正确、可靠，该井的岩心观察及测试化验结果显示，在1 332.7～13 333.5、1 336.4～1 337.9、1 338.4～1 340.5 m三段发育Ⅱ级高渗条带，与前期描述结果一致。

3.4 矿场调整效果

储层中高渗条带的存在使剩余油分布更加复杂，平面、层间、层内的剩余油饱和度差异增加，必须进行以提高非高渗条带区域注水波及系数为中心的开发调整，才能提高整个油藏的采收率[14-18]。根据孤东油田七区西Ng63+4单元高渗条带定量描述结果，将Ⅰ、Ⅱ级高渗条带连续发育区域变为注水井排方向，使液流转向，有效遏制高渗条带内无效水循环量，实施方案中将油井隔一转注，水井隔一转抽，流线方向转变60°，大角度扭转了注入水渗流方向(图5)。调整后，单井日产油由0.9 t提高到3.2 t，吨油耗水量由66 m3下降至25 m3，单位完全成本下降47.1%，采收率提高2.8个百分点。

图5 孤东油田七区西Ng63+4井网调整结果

4 结论

(1)选取渗透率原始值、渗透率变化值、过水倍数、换油率及含油饱和度5个参数作为高渗条带定量描述的标准参数，建立了综合判识指数计算模型以及高渗条带分级标准。

(2)利用时变数值模拟技术实现了高渗条带的三维空间定量计算，特高含水期密闭取心结果显示该方法准确程度高。

(3)根据高渗条带定量描述结果，有针对性地制定调整挖潜措施，可有效改善特高含水期老油田开发效果。