疏松砂岩油藏优势通道定量描述与模拟——以冀东油田高浅北区油藏为例

龚晶晶，唐小云，李本维、2，李海东，刘阳平，任玉霞

（1.中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北唐山063004；2.中国石油天然气勘探开发公司）

疏松砂岩油藏受储层特征及油藏开发过程的影响，经过长期边底水及注入水的冲刷，极易形成次生高渗条带，这种高渗条带称作优势通道。优势通道的形成严重影响水驱波及体积、降低油藏采收率、增加油田开发成本，需要对其加强识别和研究。目前优势通道识别的方法很多，主要有井间示踪、常规测井、试井、取心、水力探测、模糊综合评判（静态资料）、颗粒示踪以及井间地震、微量物质井间示踪技术等研究方法［1－9］，研究的难点在于优势通道的立体刻画和数值模拟。吴应川等［10］曾提出一种基于Voronoi网格的精细油藏数值模拟软件VGRNS3D，但市场化程度较低；CMG等通用油藏数值模拟软件可以通过地质力学方法模拟油藏出砂对流体渗流的影响，但地质力学参数很难准确和全面的获取，推广应用难度较大。本文运用模糊综合评判方法定量描述优势通道、研究优势通道综合指数与油藏储层参数之间的关系，据此开展优势通道定量模拟。

1 模糊综合评判方法识别优势通道

模糊综合评判决策是对受多种因素影响的事物作出全面评价的一种多因素决策方法［11］，可以应用于优势通道的识别。模糊综合评判识别优势通道的方法以影响优势通道发育的多种静态和动态因素指标为基础，采用专家系统的设计思想，应用层次分析方法（AHP）和模糊综合评判方法，对每个指标的影响程度进行比较，得到各个指标的权重，最后计算出一个优势通道的综合评判指数，即优势通道综合指数，根据该指数来定量描述优势通道的发育程度。

层次分析方法是一种定性与定量相结合、系统化、层次化的分析方法，它将决策问题分为三个层次（目标层O、准则层C、方案层P），每层包含若干个元素（图1）；通过相互比较确定各准则对目标的权重，以及各方案对每一个准则的权重；将两组权重进行综合，确定各方案对目标的权重。

图1 层次性分析（AHP）层次关系结构

模糊综合评判方法识别优势通道主要分为以下六个步骤：

（1）确定评判集U＝｛u1，u2，…，um｝，uj（j＝1，2，…，m）表示优势通道的级别；

（2）确定因素集V＝｛v1，v2，…，vn｝，vi（i＝1，2，…，n）表示各个影响和标志优势通道形成的主要因素，并建立不同级别优势通道各个判别级别的评判标准。影响和标志优势通道形成的主要因素包括孔隙度、渗透率、渗透率级差、渗透率突进系数、渗透率变异系数、是否砂岩油藏、是否稠油油藏、胶结程度、沉积特征等静态因素，和生产压差、液量及其变化、出砂量、含水率、窜聚浓度等动态因素［2］。按照层次分析方法层内各因素必须相对独立的要求，因素集V的各个元素必须相互独立。

（3）进行单因素评判，建立模糊矩阵R。R是V×U上的模糊关系，可表示为：

式中：rij＝μR（vi，uj），表示指标 Ni在评判uj上的隶属度可能性程度；（V，U，R）构成一个模糊综合决策模型，V、U、R是此模型的三个要素。

选用常见模糊分布中的半梯形分布进行隶属度函数计算。以评价级别分为四级、因素集指标均为“越大越优型”为例，各个级别的隶属度函数依次为：

式中：bm（m ＝1，2，3，4）为各个因素对应四个评判级别的界限值；x为某个判别因素vi的参数值。

（5）建立模糊综合评判的初始模型Y＝AR＝｛y1，y2，…，ym｝，Y 表示评判集上各评判的可能性系数，最大值yj所对应的uj决策就是评判结果。

（6）根据优势通道综合指数分析优势通道空间发育状况。根据单井点处的优势通道综合指数，绘制优势通道综合指数平面分布等值图；结合优势通道形成与储层构型关系、油水井注采见效对应关系、油水井窜聚对应关系、水线推进方向等，分析优势通道平面发育状况；根据注采井间的新钻密闭取心井资料，结合层内非均质模式研究，分析优势通道纵向发育部位。

2 优势通道模拟

形成优势通道后，优势通道区域储层的孔隙度和优势通道方向渗透率会发生明显的增大，研究表明孔隙度增大3%～5%，渗透率增大5～20倍［12］，甚至更大；大量边底水和注入水从优势通道中采出，而非优势通道区域采出少、驱替较弱［13］，优势通道所在网格的有效渗流孔隙体积主要为优势通道的孔隙和孔道体积，当优势通道的体积相对所在网格的体积较小时，有效渗流孔隙体积会减小。因此，可以根据优势通道综合指数修改模型中优势通道所在网格的地质场，以表征优势通道形成后储层物性场的变化。

数值模拟中用传导系数（T）表征流体在模拟网格块间的流动能力：

式中：K为相邻两个网格的平均渗透率，10－3μm2；A为相邻两个网格的交接面面积，m2；NTG为净厚比；L为相邻两个网格的中心距离，m。

对某一个地质模型，相邻两个网格间的A、NTG、L固定不变，则传导系数T与渗透率K 呈线性正相关：

根据优势通道模糊综合评判方法原理，优势通道综合指数是渗透率的函数：

则：

根据式（9），统计井点处渗透率值的变化与井点处的优势通道综合指数的相互关系，根据单井点处优势通道综合指数，可以将优势渗流方向的流体传导系数进行修正，以表征优势渗流方向流体传导能力的变化。

正韵律储层优势通道一般发育在底部高渗带，当地质模型纵向网格尺寸与优势通道纵向范围比相对较大时，形成优势通道后，可以近似认为单井点处优势通道所在网格的有效渗流孔隙体积等于单井出砂量，则优势通道所在网格的孔隙度缩小倍数Npor＝Vsnd／（LxLyLzφ），其中Vsnd为单井出砂量，m3；Lx、Ly、Lz为优势通道所在网格x、y、z方向的网格尺寸，m；φ为优势通道所在网格原始孔隙度，%。

3 冀东油田高浅北区优势通道研究

南堡陆地高浅北区油藏储层胶结疏松，平均孔隙度31.8%，渗透率51.4～5 328×10－3μm2，非均质性严重，渗透率级差2～150，地下原油粘度90 mPa·s，属于常规稠油，易产生优势通道；动态上表现出含水率、出砂量、注采压差、见聚浓度和调剖前后油井液量变化等参数在优势通道形成过程中的显著变化。根据具有代表性、井间差别较大、数据容易获取、各参数间无明显相关性的原则，优选渗透率、渗透率级差、聚合物浓度、油井套压、调剖前后液量比、出砂量、含水率等七项参数，作为优势通道形成的因素集。

根据高浅北区的生产实际，针对各井区的地质和开发特点，将优势通道发育级别分为未明显发育优势通道、弱发育优势通道、准发育优势通道、完全发育优势通道等四个级别（表1）。

表1 高浅北区Ng12小层优势通道分级标准

对因素集V的7个因素采用专家打分和层次分析法，确定各因素的权重为：

A＝ ｛0.045，0.066，0.238，0.290，0.182，0.082，0.098｝

对高浅北区Ng12小层各井的7个优势通道评价指标进行隶属度函数计算和无量纲化处理，建立每口井的指标因素集R。水平井渗透率和渗透率级差，由相邻定向井线性插值计算；注入井的含水率采用转注前的数值，聚合物浓度、调剖前后液量比、油井套压等借用相邻油井数值。

例如，P63井为研究区北部一口油井，井型为水平井，邻井G113－9井Ng12小层渗透率275×10－3μm2，渗透率级差4.6；G104－5P63井于2007年3月调剖窜聚停，油井套压10 MPa，累计出砂4.23 m3，关井前含水率为98.4%，其指标因素集为：

建立每口井的综合指数评判集Y＝AR，计算优势通道综合指数。P63井优势通道综合指数评判集为Y＝｛0，0.08，0.03，0.89｝，优势通道综合指数为0.89，判定为完全发育优势通道。

综合分析优势通道综合指数分布规律和优势通道的形成与储层构型的关系、油水井注采见效对应关系、油水井窜聚对应关系、水线推进方向等，高浅北区优势通道主要发育在强注强采区域，发育方向与主河道方向一致，平面上主要发育有八组大小不等的优势通道（图2）。

运用高浅北区基础井网模拟油藏原始的孔渗场，计算最近几年新井的实际渗透率值比模拟得到的原始渗透率值扩大的倍数，绘制该值与单井点处的优势通道发育指数的相关曲线，确定井点处优势渗流方向的传导系数修正倍数Nk与优势通道综合指数y的对应关系为Nk＝50y。

高浅北区地质模型网格尺寸为30 m×30 m×0.5 m，可以近似认为单井点处优势通道所在网格的有效渗流孔隙体积等于单井出砂量，则优势通道所在网格的孔隙度缩小倍数Npor＝Vsnd／450φ。

通过对模型的修改，有效表征了优势通道区域的地质场变化及其对流体渗流的影响，获得了与开发动态相吻合的结果，提高了历史拟合的精度，为油藏在特高含水期开展剩余油挖潜、部署开发调整井提供了基础。开发调整井P126井投产前邻井含水51%～89%，平均78%，本井投产初期日产油11.5 t，含水5%，低含水采油期达7个月，取得了油藏特高含水阶段剩余油挖潜的较好效果。

图2 高浅北区Ng12小层优势通道平面发育分布

4 结论

（1）基于油藏开发过程中的各项动静态参数，运用模糊综合评判法，提出了一种疏松砂岩油藏优势通道定量描述和模拟的技术思路，克服了其他方法资料获取难度大、研究成本高、推广难度大的困难。

（2）优势通道的模拟，实现了优势通道对流体渗流影响的定量表征，提高了数值模拟历史拟合精度，获得了与开发动态相吻合的结果，证明了优势通道刻画的准确性，为研究疏松砂岩油藏优势通道流体运动控制及剩余油挖潜、提高油藏采收率提供了基础。

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