海上多层疏松砂岩储层渗透率级差计算

刘玉洋 ，康晓东 ，未志杰 ，郝俊兰 ，张晶

（1.中海石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；3.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102200；4.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）

储层纵向非均质性是制约海上油田开发的重要因素，渗透率级差则是反映储层纵向非均质性的关键参数［1-3］。在油田注水注聚开发过程中，储层渗透率级差的合理计算对于预测吸水剖面、评价注入效果至关重要［4-9］。渗透率级差为目标层段内储层最大渗透率与最小渗透率的比值［10］。目前，计算渗透率级差的过程中只关注最大渗透率与最小渗透率，没有考虑中间值的影响以及评判极值的有效性，缺少渗透率极值筛选，导致渗透率级差计算结果可信程度差。对于海上疏松砂岩油田，储层层数多，并且渗透率纵向非均质性强，计算级差可达成百至上千，并且结果往往不能真实反映储层纵向非均质性［11］。针对上述问题，本文以渤海A油田和B油田为例，基于储层物性下限法中的经验统计法，提出了一种合理评价海上油田储层注水注聚渗透率级差的新方法。这种方法对于海上油田合理选井选层、优化注入参数具有重要的参考意义。

1 渗透率级差计算

1.1 基本原理

渗透率级差计算过程中，低渗薄层是影响渗透率级差计算的有效性和准确性的最大阻碍。油田统计结果显示，注水过程中高达33%的油层无法注入，因此必须通过一定的方法消除低渗薄层的影响。基于储层物性下限法中的经验统计法，以岩心分析孔隙度、渗透率资料为基础，按低孔低渗段累积储渗能力丢失占累积的5%为界限（根据目标区块地质特征可以制定不同标准值），得出一种累积频率统计法［12-16］。

储油能力、产油能力计算公式为

式中：qφi为i样品孔隙度储油能力；qKi为i样品渗透率产油能力；φi为 i样品孔隙度；Ki为 i样品渗透率，μm2；hi为 i样品长度，m。

马松华等［17］以低渗段累积产能损失率的3%为标准，确定东营凹陷南部沙河街组储层的渗透率下限为6.430 μm2。付金华等［18］以累积产能丢失5%为标准，确定鄂尔多斯盆地研究区渗透率下限值为0.035 μm2。可以看出，通过舍弃下限值之下的低渗透层，可以避免低渗段对储层评价的影响，提高储层评价的合理性和准确性。

1.2 计算模型建立

以储层物性下限中的经验统计法为基础，并对此加以改进，将其创新性地应用于单井渗透率级差的计算。通过综合参考累积产能损失率、累积储量损失率和开发方式，确定出合理的储层渗透率下限，然后再根据相应的渗透率下限值计算渗透率级差。以测井解释的储层孔渗数据为基础，参考射孔数据，建立筛选模型（见图 1）：

1）通过处理测井解释基础数据，筛选出储层孔渗、有效厚度等基本数据。

2）将各层渗透率从小到大排列，计算得到各层的hiKi，∑hiKi，hiφi，∑hiφi和对应的 Kmin（最小渗透率）。

3）依据筛选标准（累积产能损失、累积储量损失和选取的开发方式），筛选渗透率下限值。

4）综合考虑高渗层和低渗层对应的厚度，确定出合理的储层渗透率下限，按给定的下限值，计算储层渗透率级差，并统计结果。

图1 渗透率级差筛选流程

1.3 模型筛选标准建立

1.3.1 储量、产能损失率

根据渗透率级差计算模型，绘制A油田某井的累积产能损失率与渗透率关系曲线（见图2）。由图2可知，选取不同的累积产能损失率，对应不同的渗透率下限值，进而可计算出不同的渗透率级差。在渗透率较小时，随渗透率增大，累积产能损失率增加很小；当累积产能损失率达到3%后，累积产能损失率会随渗透率增加而急剧增加。因此，选取合适的产能损失率标准，是确定渗透率下限值、计算渗透率级差的关键。

图2 累积产能损失率和渗透率关系

图3为A1井和A3井渗透率级差与储量损失率和产能损失率关系曲线。由图3可知：随储量损失率和产能损失率增加，渗透率级差值变小；储量损失率小于20%时，渗透率级差值下降较快，当储量损失率大于20%时，渗透率级差值下降较缓慢（见图3a，3c）；产能损失率小于3%时，渗透率级差值随产能损失率增加急剧下降（见图3b，3d），而后下降趋势变缓。

图3 渗透率级差与储量、产能损失率关系

由图3可以看出，渗透率级差的计算受一定条件限制，选取的储量产能损失率不同，计算出的渗透率级差也各不相同，说明渗透率级差是损失率的函数。结合曲线特征，考虑到注入过程中部分储层无法注入流体，并综合油田地质特征，选取产能损失率3%为界限。这样既可以避免低渗段对储层评价的影响，又不会对评价井的产能产生影响。

1.3.2 开发方式

在油田开发过程中，选取注水或注聚2种开发方式，对渗透率下限值的选取提出不同限定条件。对于注水开发，可依据累积产能损失率3%计算渗透率下限；对于注聚开发，根据A油田和B油田所采用的聚合物分子量及聚注渗透率实验研究成果，在累积产能损失率3%计算的基础上再加上限制条件。按上述方法，确定A油田注聚对应渗透率下限为0.100 μm2（聚注质量浓度为1 200 mg/L），B油田注聚对应渗透率下限值为0.500 μm2（聚注质量浓度为 1 750 mg/L），对不符合限定条件的井进行修正。

根据渗透率级差与储量产能损失率和开发方式的关系，可以得出渗透率级差是储量产能损失率的函数，同时也与开发方式有关。合理渗透率级差计算的前提是：1）油藏地质特征决定储量产能损失率取值，模型中综合各因素取累积产能损失率3%。2）对于注水方式，选取累积产能损失率3%为界；对于注聚方式，依据聚合物注入渗透率下限实验结果，在累积产能损失率3%的基础上进行限定。

2 应用实例

根据渗透率级差计算模型及筛选标准，以产层测井解释数据为基础，对渤海A油田、B油田部分井渗透率级差进行计算。此次计算，共统计了A油田52口井，B油田51口井。

2.1 注入渗透率级差统计

2.1.1 水驱开发方式

表1为模型计算水驱渗透率级差计算结果，A，B油田渗透率级差平均值分别为10.9和8.3，对应储量损失率分别为18.35%和11.07%。根据矿场经验及模型统计，渗透率下限值、储量损失率值在合理范围内。2.1.2 聚驱开发方式

表1 水驱渗透率级差计算

表2为聚驱渗透率级差统计结果。从表2可以看出，通过加入限定条件，注聚渗透率级差要小于注水渗透率级差，因此，渗透率级差的计算过程中要考虑油田开发方式的差异性。

表2 聚驱渗透率级差计算

2.2 分层注入渗透率级差统计

为了解决纵向非均质性、波及面积差等问题，油田中采用分层注入工艺提高垂向波及面积，改善开发效果［19-20］。A，B 油田主力含油层系分为I，Ⅱ，Ⅲ油组，由于海上注聚设备及注入工艺的复杂性和特殊性，注水可细分为I，Ⅱ，Ⅲ三个油组分注，注聚采用I油组单注，Ⅱ，Ⅲ油组合注。图4、图5为A，B油田部分井分注渗透率级差计算结果。

图4 水驱分注渗透率级差统计

图5 聚驱分注渗透率级差统计

由图4、图5可知，通过采用分层注入，能够显著降低层间渗透率级差，减小高低渗层差异程度，有利于提高中低渗层的动用程度，扩大注入流体垂向波及系数，改善注水和注聚开发效果。

3 结论

1）渗透率级差与储量、产能损失率和开发方式有关，选取的储量产能损失率值和开发方式不同，渗透率级差计算结果也不相同。基于函数关系，提出了一种合理评价海上多层疏松砂岩储层渗透率级差的新方法。油田应用结果证明，该方法具有较强的可行性。

2）通过模型分别计算了A油田和B油田的注水注聚笼统渗透率级差：A油田注水级差10.4，注聚级差8.3；B油田注水级差8.3，注聚级差8.1。

3）分层注入能够显著降低层间渗透率级差，采用分层注水注聚工艺有利于提高中低渗储层动用程度，扩大注入流体垂向波及系数，改善开发效果。