郭長春

（中國石化股份勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東 東營207015）

0 引 言

油藏經(jīng)過長期注水開發(fā)，動態(tài)非均質(zhì)變強，滲透率和孔喉半徑增大，導致在局部區(qū)域內(nèi)會出現(xiàn)低效、無效的注入水或注入液循環(huán)［1－3］。喇嘛甸油田、薩爾圖油田、勝坨油田、孤東油田等中國東部老油田的主力開發(fā)單元都發(fā)育高滲條帶［4－8］，高滲條帶存在使注入水沿高滲條帶低效、無效循環(huán)，導致油井的含水率升高，生產(chǎn)成本上升，開發(fā)效益下降，還造成化學驅(qū)油劑的大量浪費［9］，給老油田的高效開發(fā)帶來很大壓力。高滲條帶一直是油藏研究的重點和難點之一，形成了一系列的高滲條帶識別和堵調(diào)方法［10－12］。本文將低效、無效的條帶狀的區(qū)域稱之為高滲條帶，從高滲條帶測井特征分析和“對子井”測井變化研究入手，運用模糊定量評價方法，計算出新井高滲條帶綜合評價指數(shù)，提出新井高滲條帶的快速、定量識別的新方法。該方法在孤東油田七區(qū)西Ng63＋4進行了應用和驗證。

1 高滲條帶的測井響應特征

高滲條帶具有滲透率高、孔隙度大、飽和度低等強水淹層的特征；高滲條帶在自然電位、微電極、聲波和電阻率等測井曲線上有較為明顯的響應特征。

1．1 自然電位基線偏移嚴重

高滲條帶的自然電位基線偏移嚴重。在油藏的注水開發(fā)過程中，注入水與原始地層水的礦化度不同，相應的各層段地層水與注入水的混合程度不同，導致自然電位基線發(fā)生偏移。高滲條帶內(nèi)注入水的比例高，自然電位基線的偏移量最大。孤東油田七區(qū)西的新井（2010年10月前后七區(qū)西內(nèi)完鉆的21口生產(chǎn)井）Ng63＋4的自然電位基線偏移量多在12～25mV之間，高滲條帶發(fā)育井的自然電位偏移量多在18mV以上。

1．2 微電極幅度低幅度差小

高滲條帶的微電極幅度低。微電極的幅度代表沖洗帶的電阻率，與儲層的含油性有關。高滲條帶的含油性差，含油飽和度接近于殘余油飽和度，因此微電極幅度降低。根據(jù)孤東油田七區(qū)西新井統(tǒng)計，高滲條帶的微電極電阻率一般要比正常儲層的降低1／3左右。

高滲條帶的微電極幅度差小，甚至出現(xiàn)負差異。微電極的幅度差代表沖洗帶與泥餅的電阻率差異。高滲條帶多出現(xiàn)井徑擴大或井眼不規(guī)則現(xiàn)象，井壁沒有泥餅或泥餅很薄，導致微電極幅度差，出現(xiàn)反常，表現(xiàn)為正差異變小，甚至出現(xiàn)負差異。七區(qū)西新井Ng63＋4的微電極幅度差多在－0．1～0．8Ω·m之間，高滲條帶的微電極幅度差多為－0．1～0．5Ω·m。

1．3 聲波時差大

高滲條帶的聲波時差大。聲波測井時差的大小反映了地層聲速的大小，孔隙度、巖性等因素對聲波時差影響很大。高滲條帶的孔隙度高，導致聲波時差增大。七區(qū)西新井Ng63＋4的聲波時差為360～450μs／m，而高滲條帶的聲波時差多在390～450μs／m，平均值多在400μs／m以上。

1．4 感應電導率高

高滲條帶的感應測井電導率高。感應測井電導率的高低代表了地層導電能力的高低，與含油性、地層水礦化度密切相關。高滲條帶內(nèi)以注入水為主，基本不含油，礦化度高；高滲條帶對應的感應測井電導率高。七區(qū)西新井Ng63＋4的感應電導率為100～350mS／m，高滲條帶的感測井應電導率多在350～450mS／m。

2 高滲條帶的“對子井”測井變化分析

高滲條帶是經(jīng)過長期注水開發(fā)儲層物性逐步變化而成的，因而發(fā)育高滲條帶新井與油田開發(fā)初期的相對應老井在測井響應上有明顯的變化。通過分析新老“對子井”的測井響應變化能夠為新井高滲條帶的識別提供指導。首先明確了“對子井”篩選原則。

（1）相帶相同。屬于同一微相帶，且處于相同的相對位置上。

（2）厚度相當。地層厚度相似度大于85%，砂巖厚度相似度大于90%。厚度相似度是指薄層厚度占厚層厚度的百分數(shù)。

（3）位置相近。兩井之間距離要近，最好不超過砂體的寬度或長度。

按照上述原則，孤東油田七區(qū)西的21口新井中有18口井找到了油田開發(fā)初期的“對子井”，平均井距只有26．8m，砂巖厚度的平均相似度高達93．9%?！皩ψ泳敝械睦暇軌虼硇戮脑紶顟B(tài)，具備了高滲條帶“對子井”分析的基礎。

研究表明，新井的微電位下降明顯，下降幅度多在0．2～4．1Ω·m之間；微電極幅度差顯著變小，老井的微電極幅度差平均為1．09Ω·m，而新井的只有0．28Ω·m；聲波時差增大，由老井的395μs／m增大到新井的425μs／m；感應電導率變大，老井的感應電導率多集中在20～120mS／m，新井的多在120～400mS／m。而且，“對子井”的測井變化幅度越大，高滲條帶發(fā)育可能性越高（見圖1）。

圖1 “對子井”測井響應變化

3 新井高滲條帶的測井綜合指數(shù)識別方法

限于當前測井技術和解釋方法，無論是新井的自然電位的偏移量，還是“對子井”中微電極幅度差變化，都只能從某一側(cè)面反映高滲條帶發(fā)育可能性，但是又不能完全確定是否發(fā)育高滲條帶。依據(jù)模糊數(shù)學研究和處理模糊體系規(guī)律的理論和方法［13］選用了多個高滲條帶測井特征參數(shù)和“對子井”測井變化參數(shù)，構建高滲條帶識別的判別模型，計算新井高滲條帶的測井綜合指數(shù)，定量識別高滲條帶。

3．1 多級模糊綜合識別的基本原理

首先對每一個子集進行模糊判識，在此基礎上進行高一級的綜合模糊判識［14］。用權重表示各因素在研究評價中的重要程度，一般要求所有參數(shù)的權重之和為1。由權重向量和評價參數(shù)矩陣經(jīng)過模糊運算得到綜合判識指數(shù)，以此分類評價研究對象。常用的模糊算法有加權平均型、主因素決定型和主因素突出型等3種算法。具體運算時，應根據(jù)研究對象的特點而定。

3．2 高滲條帶識別的測井參數(shù)

高滲條帶不僅在測井響應上有明顯響應，而且在“對子井”測井變化上有所顯現(xiàn)。綜合分析各類測井響應、測井變化后，優(yōu)選出微電極幅度差、聲波時差、感應電導率等2類、8個特征參數(shù)綜合表征高滲條帶所具有的注入水快速、無效循環(huán)的特征。根據(jù)每個特征參數(shù)大小與所表征高滲條帶屬性的關系，建立各自的隸屬函數(shù)（見表1）。表1中M為某一參數(shù)最大值，m為某一參數(shù)最小值。所有參數(shù)的隸屬度構成了一個模糊變換矩陣。

表1 高滲條帶研究測井參數(shù)的權重系數(shù)和隸屬函數(shù)

通過矩陣分析［14］，高滲條帶的測井特征參數(shù)的重要程度排序為，微電極幅度差＞感應電導率＞聲波時差＞自然電位偏移量，其相應的權重向量為

高滲條帶的“對子井”測井變化參數(shù)的重要程度排序為，微電極幅度差＞聲波時差＞感應電導率＞微電極幅度，其相應的權重向量為

3．3 高滲條帶的測井綜合指數(shù)計算

①采用加權求和方法分別對高滲條帶測井特征和測井變化2個方面進行一次評價，得到高滲條帶的測井評價指數(shù)和測井變化評價指數(shù)；②把高滲條帶測井特征和測井變化的一次模糊評價結(jié)果都看作單一因素，并賦予相應的權重系數(shù)進行二次綜合模糊評價，得到高滲條帶綜合評價指數(shù)；③依據(jù)研究區(qū)高滲條帶發(fā)育情況和計算的高滲條帶綜合評價指數(shù)范圍，建立Ⅰ級高滲條帶、Ⅱ級高滲條帶和非高滲條帶分類標準等3個類，指導新井高滲條帶的定量識別。Ⅰ級高滲條帶必須進行調(diào)堵；Ⅱ級高滲條帶需要密切關注其油藏動態(tài)變化，防止其向Ⅰ級高滲條帶轉(zhuǎn)化；非高滲條帶是剩余油富集有利區(qū)域，是當前油田開發(fā)的主力對象。

孤東油田七區(qū)西Ng63＋4單元1986年投產(chǎn)，經(jīng)歷了近30年的高速高效開發(fā)，已進入特高含水開發(fā)階段，綜合含水高達98．6%，采出程度為42．6%。七區(qū)西的取心井資料、動態(tài)檢測資料和礦場生產(chǎn)實踐都證實，七區(qū)西 Ng63＋4內(nèi)高滲條帶發(fā)育嚴重［8，15］。依據(jù)高滲條帶的測井特征分析和“對子井”測井變化研究成果，結(jié)合計算的高滲條帶綜合指數(shù)分布范圍，建立了七區(qū)西Ng63＋4高滲條帶分類標準，并統(tǒng)計不同類型的高滲條帶各評價參數(shù)的分布范圍和平均值（見表2）。

表2 孤東油田七區(qū)西Ng63＋4高滲條帶劃分標準

4 高滲條帶識別結(jié)果驗證

動態(tài)監(jiān)測資料證實，測井綜合指數(shù)法識別出高滲條帶是正確、可靠的，預測的孤東7－28－更×××井高滲條帶主要發(fā)育在1330．9～1335．0m之間，為Ⅰ級高滲條帶，其他層段均為非高滲條帶。該井的注水剖面資料顯示，1331．6～1334．2m段為強吸水段，吸水量占整個 Ng63＋4的82．8%，吸水強度是非高滲條帶吸水強度的10倍，強吸水段與測井預測的Ⅰ級高滲條帶基本吻合（見圖2）。孤東7－26－更×××井對Ng63＋4進行過壓降測試，壓力從最初的8．85MPa直線下降到1．34MPa僅用5min（見圖3），表明Ng63＋4發(fā)育高滲條帶。利用本文方法在該井的Ng63＋4識別1323．0～1325．0m段，其高滲條帶綜合評價指數(shù)為0．673，為Ⅰ級高滲條帶；1317．1～1320．9m段其高滲條帶綜合評價指數(shù)為0．525，為Ⅱ級高滲條帶。

圖2 孤東7－28－更×××井高滲條帶識別結(jié)果動態(tài)驗證

圖3 孤東7－26－更×××井壓降曲線

對新井高滲條帶的識別結(jié)果與動態(tài)監(jiān)測資料解釋結(jié)果對比分析，Ⅰ級高滲條帶符合率達到了85．3%，Ⅱ級高滲條帶符合率為78．2%，非高滲條帶的符合率為87．4%。結(jié)果表明，本文提出的高滲條帶的測井綜合指數(shù)法切實可行，預測結(jié)果與動態(tài)監(jiān)測吻合度高。利用該方法識別高滲條帶，可以減少動態(tài)監(jiān)測的工作量，提高油田的開發(fā)效益。

5 結(jié) 論

（1）充分合理地利用高滲條帶的測井綜合指數(shù)法對新井微電極幅度差、聲波時差、感應電導率以及“對子井”測井變化多個測井參數(shù)，運用模糊數(shù)學方法對高滲條帶進行二級綜合評價，計算出高滲條帶綜合評價指數(shù)，以此定量識別高滲條帶。

（2）孤東油田七區(qū)西Ng63＋4的高滲條帶具有微電極幅度差小或負幅度差、聲波時差大、感應電阻率高的特征?！皩ψ泳睖y井變化的幅度越大，高滲條帶發(fā)育的可能性越高。

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