基于洛伦兹曲线法定量表征储层非均质性方法的改进与应用＊

刘 超 马奎前 李红英 李彦来 张 汶

（中海石油（中国）有限公司天津分公司勘探开发研究院）

储层非均质性研究是储层描述和表征的核心内容，是油藏评价及预测最终采收率的重要地质依据。因此，根据储层非均质特征阐明砂体的纵横向连通状况、非均质性，揭示储层中油水运动规律，对合理选择开发层系、指导油田开发生产具有重要意义［1］。

洛伦兹曲线分布理论最早由美国经济统计学家M Lorenz提出。该方法是经济学领域中的一项重要分析方法，通常用于描述分布不均匀等现象，因其解释正确合理、直观简明，使得应用范围不断拓展，已被广泛引入多个学科领域，成为一种有效的均衡分析统计工具。笔者在充分借鉴洛伦兹曲线法原理的基础上，针对储层非均质性常规研究方法中非均质性定量表征参数存在的缺点和问题，通过数学变换处理，定义了一种新的储层非均质性综合表征参数。该参数克服了以往多种非均质性参数表征存在的盲点［2］，更具客观性和可对比性。应用该方法对M油田开展了储层非均质性研究，以此指导油田综合调整取得了显著效果。

1 方法的改进

目前常用渗透率变异系数、突进系数和级差等参数定量表征储层非均质性［2－6］，但由于这些参数存在计算数值无界、分类方案人为主观性强及表征方法定量化程度不高等问题，不能全面、定量地刻画储层非均质特征［7－8］，因此笔者以洛伦兹曲线法原理为基础，定义了一种新的非均质综合表征参数。

洛伦兹曲线法基本原理：以任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据为例，将数据按降序排列，分别计算出渗透率贡献率及对应的序数百分数；再以序数百分数为x轴，以渗透率贡献率为y轴，在直角坐标系中绘制出渗透率洛伦兹分布曲线（图1）。通常情况下，实际渗透率累积分布曲线介于直线AC与BC之间，呈上凸形态的曲线L。曲线L偏离直线AC程度越大，表明岩样的非均质性越严重。将曲线L与直线AC所包络的面积与三角形ABC面积之比定义为非均质参数K，以此来定量表征储层的非均质程度。但是，该参数不能较好地表征其与储层质量间的对应关系，而且其值越大代表储层质量越差，因此基于洛伦兹曲线法定量表征储层非均质性的方法须进行一定的改进。

图1 渗透率洛伦兹分布曲线

笔者对洛伦兹曲线法求得的非均质综合表征参数进行e的负次幂变换，使其与储层质量成正相关，变换后数据量纲统一，且均分布于0～1，变量间相关程度不变。新的归一化表达式为

式（1）中：K为洛伦兹曲线法计算的非均质表征参数，C为本文提出的非均质综合表征参数。

该变换方法运算简单、方便，且经变换处理后，非均质综合表征参数越小，储层质量越差，储层非均质性越强，具有较好的表征效果。

2 方法的应用——以M油田为例

M油田位于渤海辽东湾区域辽西凹陷中段，向东紧邻辽西低凸起，是辽西1号断层下降盘发育的断块构造，以东营组二段为主力含油层系，可进一步划分为东二上亚段（E3d2U）和东二下亚段（E3d2L）2套含油层段，共发育6个砂组、24个小层。东二段储层为三角洲前缘沉积，储层物性较好，具高孔、中—高渗特征。自2005年投产以来，M油田在油藏开发过程中存在诸多问题，其中以层间干扰现象较为突出。因此，应用本文提出的非均质综合表征参数定量表征M油田储层非均质性，直观评价其储层非均质程度，从而有效指导油田综合调整研究。

2.1 层间非均质性表征

M油田东二段1～6砂组层间非均质定量表征情况见表1。结合该油田油藏特征，将储层非均质综合表征参数值小于0.6划定为强非均质性，大于0.8划定为弱非均质性，0.6～0.8则为中等非均质性。可以看出，M油田整体非均质程度中等，1～3砂组和4～6砂组非均质综合表征参数分别为0.8573和0.6773，表明1～3砂组非均质性明显低于4～6砂组，其中5砂组储层非均质性最弱，而4砂组储层非均质性最强。因此，M油田E3d2U与E3d2L两套含油层段储层及流体物性差异较大，开发过程中应作为独立的开发层系生产。本文方法分析结果与文献［7］方法的认识基本一致，而且能够更直观地反映储层的非均质程度。

表1 M油田东二段1～6砂组层间非均质定量表征

2.2 层内非均质性表征

M油田具有正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律等沉积韵律模式，其中以反韵律和均质韵律为主。以M油田6砂组为例进行层内非均质性表征。6砂组为三角洲前缘亚相沉积，纵向上可分为5个含油小层。结合A39井测井解释渗透率资料，利用本文方法分别求得6砂组各含油小层非均质综合表征参数值（图2）。其中，64含油小层非均质综合表征参数值最大，为0.7070，表明其非均质性最弱；61含油小层非均质综合表征参数值最小，为0.5210，表明其非均质性最强。

2.3 平面非均质性表征

以M油田东二段6砂组62－2含油小层为例，结合储层沉积微相分布特征，通过绘制渗透率等值线图（图3）与计算非均质综合表征参数来定量表征储层平面非均质性。从图3可以看出，位于M油田构造低部位的2号块区域渗透率高值集中，至构造高部位的1号块区域方向，渗透率明显降低，说明平面非均质性增强；而62－2含油小层非均质综合表征参数值为0.5918，也证实其平面非均质性增强。此外，E3d2L其他各含油小层平面非均质性亦有类似展布特征，但其非均质强烈程度存在较大差异。

图2 M油田东二段6砂组层内非均质性定量表征（A39井）

图3 M油田东二段62－2含油小层渗透率等值线图

2.4 油田综合调整

上述非均质综合参数研究表明，M油田整体非均质程度中等，但层间及平面非均质性较强。随着油田的开发生产，初期设计的多套砂组大段合采的开发模式逐渐暴露出诸多矛盾，层间干扰和单层突进现象严重，产能未能充分释放。例如，M油田4砂组非均质性比5和6砂组强。从实际生产情况来看，4～6砂组合采时比采油指数仅为1.1 m3/（m·d·MPa），远小于各砂组分采时比采油指数的平均值2.3 m3/（m·d·MPa），层间干扰现象严重。

针对M油田开发过程中暴露的问题和储层非均质特征，兼顾海上钻井风险和成本等因素，有针对性地制定了适合M油田的开发调整思路：①E3d2U储层具非均质性较弱、流体性质差等特征，实施以定向井开发为主、少量水平（分支）井局部挖潜为辅的联合开发；②E3d2L储层非均质性较强、纵向流体物性差异大，结合同井抽注等工艺技术，将E3d2L分4砂组、5～6砂组2套层系开发，有效减少层间干扰矛盾。同时，在M油田优化注水研究中，结合非均质综合表征参数特征，实施分级分层配注，避免无效注水及高渗层过早水淹等问题，从而提高驱油效率。通过对M油田30余口井实施优化调整，不仅完善了注采井网，提高了储量控制程度，而且通过采取调剖和注聚合物等增产措施有效降低了层内非均质性差异和层间矛盾，实现了在含水率降低9%的同时，日产油量增加约1200 m3的显著效果。

3 结论及认识

（1）新定义的储层非均质综合表征参数，其计算方法简单，数值介于0～1，具有可对比性强、能定量表征非均质程度及适用于任何类型油藏等优点。

（2）M油田储层非均质程度整体属中等，但层间及平面非均质性较强。针对M油田储层非均质特征，制定了开发调整思路，即对东二上亚段实施以定向井开发为主、少量水平（分支）井挖潜为辅的联合开发，对东二下亚段实施分层系开发、分级分层配注的调整措施。M油田综合调整效果显著，含水率下降了9%，日产油量增加约1200 m3。

［1］ 吴胜和，熊琦华.油气储层地质学［M］.北京：石油工业出版社，1998：155－172.

［2］ 张兴平，衣英杰，夏冰，等.利用多种参数定量评价储层层间非均质性——以尚店油田为例［J］.油气地质与采收率，2004，11（1）：56－57.

［3］ 焦养泉，李思田，李祯，等.碎屑岩储层物性非均质性的层次结构［J］.石油与天然气地质，1998，19（2）：89－92.

［4］ 何琰，殷军，吴念胜.储层非均质性描述的地质统计学方法［J］.西南石油学院学报，2001，23（3）：13－15.

［5］ 杨少春.储层非均质性定量研究的新方法［J］.石油大学学报：自然科学版，2000，24（1）：53－56.

［6］ 彭仕宓，史彦尧，韩涛.油田高含水期窜流通道定量描述方法［J］.石油学报，2007，28（5）：79－84.

［7］ 严科，杨少春，任怀强.储层宏观非均质性定量表征研究［J］.石油学报，2008，29（6）：870－874.

［8］ 朱小影，周红，余训兵.渗透率变异系数的几种算法——以麻黄山西区块宁东油田2、3井区为例［J］.海洋石油，2009，29（2）：23－27.