基于多級次流動單元的砂礫巖儲層分類滲透率評價方法
——以陸豐油田古近系文昌組W53油藏為例

石磊，管耀，馮進，高慧，邱欣衛，闕曉銘

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司 南海東部石油研究院，廣東 深圳 518000)

0 引言

隨著南海東部勘探不斷深入，深層砂礫巖油藏測井精細評價越來越重要。古近系文昌組砂礫巖儲層孔隙結構復雜，非均質性較強，給油田開發帶來較大困難。傳統測井評價方法主要以砂層組為解釋單元建立孔滲關系，而忽視了儲層內部物性及滲流特征的差異，導致測井解釋滲透率精度較低[1-2]。自1984年Hearn最早提出流動單元的概念以來，它就被大量的學者使用在各種不同類型油藏的儲層評價中，為油藏描述和儲集層評價提供了新的方法與思路，并取得了豐富的研究成果[3-8]。Amaefule等[9]提出流動單元指標法(FZI)，首次提出建立測井資料與FZI值的關系來評價儲層的流動能力，得到業界廣泛認可；盧毓周等[10]、趙軍等[11]、張尚華等[12]根據各自研究區域巖心資料采用流動單元指標法建立流動劃分標準，識別出不同類型流動單元，有效提高測井滲透率計算精度。隨著機器學習、人工智能的發展，Ahrimankosh等[13]、孫勤華等[14]、孫致學等[15]采用神經網絡等數據挖掘方法建立非線性識別模型，實現了復雜儲層流動單元有效劃分。但是，這些方法都是從同一個層面考慮儲層巖性、物性等靜態參數，分類后各類流動單元容易出現重疊和誤判，導致劃分結果與生產實際符合率較低。對于流動單元指標法而言，如果儲層的滲透率和孔隙度同時擴大或縮小適當的倍數，得到相同的FZI值，那么在這種情況下，流動單元的劃分結果就不能體現流動單元的真正內涵[16]。認識到單純采用FZI值劃分儲層流動單元存在一定的局限性，高博禹等[17]、高偉等[18]和劉逸盛等[19]對流動單元指標法劃進行了改進，通過采用層內滲透率縱向非均質參數等地質信息突出層間滲流差異，或者綜合多種方法進行評價，避免單一方法的自身缺陷，也取得了較好的實用效果。但是，各研究區地質情況不同，敏感參數也不盡相同，而且地層非均質參數獲取也較為困難，多種方法綜合使用又會增加較大的工作量，甚至分類的結果仍不理想，所以，FZI難以進行有效推廣。

針對上述現象，論文從流動單元真正內涵出發，提出了一種多層次流動單元分類的方法：采用沉積微相—巖性—孔隙結構的三級流動單元劃分方法來約束FZI劃分范圍，使得流動單元的重疊區域能有效區分開，解決了流動單元參數選取困難的弊端。以陸豐油田文昌組為例，綜合區域地質背景與成像測井提供的儲層信息，在沉積微相、巖性和孔隙結構等研究的基礎上，利用多層次流動單元法對陸豐油田文昌組W53油藏進行滲透率評價，取得了較好的效果，對陸豐油田深層砂礫巖儲層開發生產具有一定指導意義。

1 研究區概況

中國南海東部海域陸豐油田，位于陸豐13洼與陸豐15洼之間的SW—NE走向的斷裂鼻狀構造帶上(圖1)。該構造是一個由近EW延伸向北傾的斷層所控制的位于斷層上升盤的斷鼻構造，自上而下鉆遇地層依次為第四系，新近系上新統萬山組，新近系中新統粵海組、韓江組、珠江組，古近系漸新統珠海組、恩平組，古近系始新統文昌組。研究區主要目的層文昌組為濱淺湖—中深湖和三角洲沉積，沉積時，水動力類型多變且水流改道較為頻繁，因此儲層巖性復雜，且非均質性較強。儲層巖性主要為灰色與淺灰色細砂巖，其次是粗砂巖和含礫砂巖，含少量粉砂巖。對比珠江口盆地其他凹陷，陸豐油田文昌組埋藏較淺，壓實等成巖作用較弱，部分砂巖仍保留有較好的儲集空間。巖心物性分析結果表明：砂巖儲層孔隙度主要分布在10.5%～14.6%之間，滲透率主要分布在(0.5～210.4)×10-3μm2之間，相近孔隙度樣品對應的滲透率差異較大(可達2～3個數量級)，孔隙度與滲透率相關性較差，可見該區域儲集層非均質性較強。W53油藏是文昌組最大的主力油藏，占整個油田地質儲量的50%以上。

圖1 陸豐油田位置與地層特征Fig.1 The location and stratigraphic characteristics of Lufeng oilfield

2 多級次流動單元劃分方法

常規流動單元劃分方法通常是從物理角度定量劃分儲層，只能反映儲層的一個物理因素，具有明顯的局限性，無法反映某一特定沉積環境所決定的儲層滲透率[20]。針對這一問題，引入多層次流動單元：首先，在大尺度上分析影響儲層滲流特征的主要因素，并以此為依據劃分第一級流動單元；然后，在第一級流動單元的內部，根據儲層滲流特征的變化進一步劃分次一級的流動單元，即第二級流動單元[21]；最后，如果在第二級的流動單元內部，儲層仍存在滲透性變化，就需要從更微觀的孔喉結構等參數中進一步劃分出第三級流動單元，直到計算精度達到要求。在研究區文昌組流動單元識別與劃分研究中，考慮到儲層非均質性由宏觀到微觀具有層次性，由此形成了基于沉積相—巖性—孔隙結構的三級流動單元劃分方法。

2.1 基于沉積相劃分第一級流動單元

第一級流動單元劃分需要建立在區域地質背景分析和沉積相分類研究的基礎上。綜合巖心、測井及錄井資料，對巖石類型、沉積構造及測井相等沉積相標志進行分析[22-23]，結果表明：陸豐油田沉積環境為濱淺湖、中深湖和三角洲沉積，沉積亞相為淺湖、深湖、濱岸相和三角洲前緣亞相。其中，淺湖和深湖相水動力弱且為穩定水體環境，其沉積物以泥巖為主；三角洲前緣亞相可進一步劃分為水下分流河道、灘壩和水下天然堤3種微相。這3種微相的巖性和電性特征如下。

1)水下分流河道：主要沉積淺灰色粗砂巖、中砂巖和細砂巖，發育疊合層理和交錯層理。伽馬曲線呈低值，鐘形或箱形，水動力較強，沉積物粒度相對較粗，見底部沖刷面。

2)灘壩：主要沉積淺灰色細砂巖和粉砂巖，發育疊合層理，顯示了多期砂體相互疊置的沉積特征。伽馬曲線表現為中低值，漏斗形，呈現反旋回特征。

3)水下天然堤：主要沉積淺灰色粉砂質泥巖，其間夾雜薄層灰色泥巖，砂巖發育疊合構造，泥巖發育層狀構造。伽馬曲線表現為中低值，呈鐘形或箱形，鋸齒化由砂包泥所致。

根據陸豐油田文昌組沉積相特征，可以將W53油藏劃分為3個一級流動單元(表1)。從一級流動單元劃分標準可以看出，不同沉積微相儲層的巖性、物性差異明顯，其中第Ⅲ類流動單元物性較差，結合測井特征與區域物性下限確定為干層，不再進行次一級流動單元劃分。

表1 W53油藏沉積微相類型及第一級流動單元劃分標準

2.2 基于巖性劃分第二級流動單元

第二級流動單元劃分主要在巖性劃分的基礎上展開。研究區砂礫巖儲層巖性較為復雜，僅用常規測井無法有效識別，但輔助FMI成像測井則不僅可以準確識別出不同巖性，還可以反映巖石粒度變化[24]。第二級流動單元劃分的流程為：①利用巖心資料對成像測井資料進行刻度，確定關鍵巖性；②通過FMI成像測井圖像特征識別全井段巖性(如圖2)；③落實不同巖性的測井響應值，優選相關性最高的自然伽馬、密度和中子等曲線進行曲線重構，放大測井曲線的響應值；④編制重構曲線交會圖，建立巖性定量識別圖版，實現第二級流動單元的劃分。

通過伽馬、密度和中子重新構建伽馬關聯曲線GR1和中子密度關聯曲線DN1，來放大巖性測井響應特征，能有效提高儲層巖性識別的準確率：

GR1=100×(GR-GRmin)/(GRmax-GRmin) ，

(1)

DN1=200×(0.45-CNL)-120×(DEN-1.95)，(2)式中：GR、DEN、CNL分別為油田伽馬、密度、中子測井曲線歸一化值；GRmax、GRmin分別為油藏純泥巖最高伽馬值、純砂巖最低伽馬值。如圖3所示，結合巖性定量分析圖版，可以清晰確定各巖性類型，定量劃分出儲層的第二級流動單元。

如表2，文昌組W53油藏共劃分了5個二級流動單元。從二級流動單元劃分標準可以看出，位于水下分流河道的巖性明顯好于天然堤和灘壩，表明第二級流動單元儲層巖性受控于沉積環境；而同屬于水下分流河道的井不同巖性物性差異較大，表明儲層物性主要受巖性影響，三者具有較好的層次性。

二級流度單元劃分后，滲透率計算精度有了明顯提高(圖4)。運用典型的壓汞巖心分析資料驗證時發現，所有類別分類效果較好，只有Ⅱ2類的巖心資料匹配較差(圖5)，表明Ⅱ2類儲層滲流特征仍有變化。

圖2 W53油藏不同巖性的常規測井與成像測井特征Fig.2 Different lithology characteristics of conventional logging and imaging logging of W53 Reservoir

表2 W53油藏第二級流動單元劃分標準

圖3 W53油藏巖性識別圖版Fig.3 Lithologic identification chart of W53 Reservoir

2.3 基于孔隙結構劃分第三級流動單元

完成上述兩級流動單元劃分后，對于每一類流動單元(Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅱ1、Ⅱ2)而言，其沉積微相和巖性等相對宏觀的地質因素基本一致，因此影響其滲流特征的主要因素為微觀孔隙結構。流動單元指標(FZI)是儲層孔隙度與滲透率的綜合表征參數，能夠反映儲層的孔隙結構，將其作為第三級流動單元的劃分指標。

基于Kozeny-Carman方程，針對不連續的孔隙介質加入平均孔隙半徑和迂曲系數后，可推導出孔隙度和滲透率的關系[25]：

(3)

將式(3)變形可得：

(4)

對式(4)左右兩邊取對數，可得：

lgRQI=lg?z+lgFZI,

(5)

式中：K為孔隙度和滲透率關系；Fs為孔隙幾何形狀指數；τ為孔隙空間迂曲度；Sgv為比表面積；RQI為儲層品質指數；FZI為流動單元指標；?z為標準孔隙度。

圖4 二級分類后孔隙度與滲透率關系Fig.4 Relationship between porosity and permeabilityafter secondary classification

圖5 壓汞曲線驗證儲層類型Fig.5 Verification of reservoir type by mercuryintrusion curve

應用流動單元累積概率分布圖對全部的巖心進行分類。同類儲層的流動單元指數為正態分布，在正態分布概率坐標系中應為一條直線，而不同流動單元具有不同的概率分布，在正態概率坐標系中表現為具有不同斜率的直線，不同斜率直線的條數即為流動單元類型的數目[26]。如圖6，應用該方法可將陸豐油田古近系儲層劃分為4類，再結合三級流動單元劃分的結果，將文昌組W53油藏劃分出6類流動單元(表3)，每類流動單元代表著一種不同的沉積相、巖性、物性和孔隙結構特征。

圖6 流動單元指標累積概率分布Fig.6 Cumulative probability distribution offlow unit indicator

表3 W53儲層流動單元三級分類標準

2.4 基于多級次流動單元儲層分類的滲透率模型

分析陸豐文昌組W53油藏流動單元總類型的FZI值，發現不同類別(如第三類與第四類)的FZI值分布互有重疊，表明相同的FZI值不一定具有相同的沉積、巖性和孔隙結構特征，這就是流動單元指標法容易出現錯劃現象的原因。但通過三級次流動單元劃分后，就可以將這兩類儲層類型準確識別出來。依據6類流動單元總類型分別建立孔隙度與滲透率關系(式6～式11)，孔滲相關性得到明顯的改善(圖7)：

K=0.392 5e0.352 7?e,

(6)

K=0.380 2e0.299 6?e,

(7)

K=0.094 8e0.372 7?e,

(8)

K=0.073 2e0.318 9?e,

(9)

K=0.027 3e0.319 9?e,

(10)

K=0.010 4e0.293 0?e。

(11)

3 應用效果分析

應用三級流動單元劃分法對研究區的well-X1井全井段進行處理。從well-X1井W53油藏流動單元剖面(圖8)可以看出：解釋層Z1層沉積微相為水下天然堤，巖性為泥質粉砂巖，巖性分析物性較差，測井解釋為干層；Z2層沉積微相為灘壩，巖性為粉砂巖，巖心FZI=0.33，屬于第六類流動單元；Z3層沉積微相為灘壩，巖性為細砂巖，巖心FZI=1.05，屬于第四類流動單元；Z4-Z6層沉積微相為水下天然河道，Z4層為細砂巖，Z5層為粗砂巖，Z6層為含礫砂巖，分別屬于第三類、第二類和第一類。

對于W53油藏的Z3層和Z4層來說，盡管巖性相同，但是沉積微相不同、FZI值也不同，導致他們的孔滲關系差異較大；而Z4層與Z5層除巖性不同外，沉積微相與FZI值屬于同類，孔滲關系也很接近，在滿足精度條件下，可以根據實際地層情況，適當調整流動單元分類標準，將這兩類流動單元合成一類，這樣可以提高工作效率，減小工作量。如圖8給出的滲透率結果中，改進后滲透率(黑色虛線)與三級分類解釋滲透率(黑線實線)大小差別較小，表明W53油藏歸并相近流動單元后對滲透率精度影響較小。

對比三級流動單元劃分法計算的流動單元類型與油田實際試油結果(表4)，可以看出流動單元類型與測試的米采油指數有較好的一致性，表明三級流動單元劃分法是行之有效的；如圖9，儲層分類滲透率解釋結果與巖心分析結果的相關系數(R2=0.927 7)較高，表明多層次流動單元法能有效提高儲層滲透率計算精度。由此可知，本文研究多級次流動單元分類滲透率評價法在研究區深層儲層評價中具有較好的適用性。

圖7 三級分類后孔隙度滲透率關系Fig.7 Relationship between porosity and permeabilityafter third classification

圖8 well-X1井W53油藏流動單元剖面Fig.8 Stratigraphic flow unit profile (SFP) of W53 Reservoir in well X1

表4 W53儲層流動單元類型與試油結果對比

圖9 計算滲透率與巖心滲透率對比Fig.9 Comparison of calculated permeability and core permeability

4 結論

1)南海東部文昌組深層砂礫巖儲層非均質性較強，流動單元劃分應由宏觀到微觀、由粗到細，采用多級次流動單元進行分類，能有效避免采用單一流動單元指標出現的錯判現象，實現儲層內部滲流差異變化和流動單元分布規律的準確認識，為油田精細描述和開發生產提供堅實的基礎。

2)陸豐油田文昌組W53油藏根據沉積微相、巖性和孔隙結構的三級流動單元劃分方法共劃分出6類流動單元類型，劃分結果與測試結果具有較好的一致性，進一步證實了多級次流動單元劃分的方法可靠。在此基礎上，建立了以流動單元分類為基礎的滲透率評價模型，極大提高了滲透率計算的精度，為地質研究尋找優質儲層提供了參數支持。

3)復雜砂礫巖儲層評價，應在測井新技術的基礎上，結合地質、油藏等多學科進行綜合評價，能有效降低開發風險。