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(wèi)，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(xì)評價越來越重要。古近系文昌組砂礫巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性較強，給油田開發(fā)帶來較大困難。傳統(tǒng)測井評價方法主要以砂層組為解釋單元建立孔滲關(guān)系，而忽視了儲層內(nèi)部物性及滲流特征的差異，導(dǎo)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(xué)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(biāo)法(FZI)，首次提出建立測井資料與FZI值的關(guān)系來評價儲層的流動能力，得到業(yè)界廣泛認(rèn)可；盧毓周等[10]、趙軍等[11]、張尚華等[12]根據(jù)各自研究區(qū)域巖心資料采用流動單元指標(biāo)法建立流動劃分標(biāo)準(zhǔn)，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(xué)習(xí)、人工智能的發(fā)展，Ahrimankosh等[13]、孫勤華等[14]、孫致學(xué)等[15]采用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等數(shù)據(jù)挖掘方法建立非線性識別模型，實現(xiàn)了復(fù)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(tài)參數(shù)，分類后各類流動單元容易出現(xiàn)重疊和誤判，導(dǎo)致劃分結(jié)果與生產(chǎn)實際符合率較低。對于流動單元指標(biāo)法而言，如果儲層的滲透率和孔隙度同時擴大或縮小適當(dāng)?shù)谋稊?shù)，得到相同的FZI值，那么在這種情況下，流動單元的劃分結(jié)果就不能體現(xiàn)流動單元的真正內(nèi)涵[16]。認(rèn)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(biāo)法劃進行了改進，通過采用層內(nèi)滲透率縱向非均質(zhì)參數(shù)等地質(zhì)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(qū)地質(zhì)情況不同，敏感參數(shù)也不盡相同，而且地層非均質(zhì)參數(shù)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(jié)果仍不理想，所以，F(xiàn)ZI難以進行有效推廣。

針對上述現(xiàn)象，論文從流動單元真正內(nèi)涵出發(fā)，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(jié)構(gòu)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(qū)域能有效區(qū)分開，解決了流動單元參數(shù)選取困難的弊端。以陸豐油田文昌組為例，綜合區(qū)域地質(zhì)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(jié)構(gòu)等研究的基礎(chǔ)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(fā)生產(chǎn)具有一定指導(dǎo)意義。

1 研究區(qū)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(gòu)造帶上(圖1)。該構(gòu)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(gòu)造，自上而下鉆遇地層依次為第四系，新近系上新統(tǒng)萬山組，新近系中新統(tǒng)粵海組、韓江組、珠江組，古近系漸新統(tǒng)珠海組、恩平組，古近系始新統(tǒng)文昌組。研究區(qū)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(fù)雜，且非均質(zhì)性較強。儲層巖性主要為灰色與淺灰色細(xì)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(jié)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(yīng)的滲透率差異較大(可達2～3個數(shù)量級)，孔隙度與滲透率相關(guān)性較差，可見該區(qū)域儲集層非均質(zhì)性較強。W53油藏是文昌組最大的主力油藏，占整個油田地質(zhì)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(guī)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(huán)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(jù)劃分第一級流動單元；然后，在第一級流動單元的內(nèi)部，根據(jù)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(nèi)部，儲層仍存在滲透性變化，就需要從更微觀的孔喉結(jié)構(gòu)等參數(shù)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(qū)文昌組流動單元識別與劃分研究中，考慮到儲層非均質(zhì)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(jié)構(gòu)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(qū)域地質(zhì)背景分析和沉積相分類研究的基礎(chǔ)上。綜合巖心、測井及錄井資料，對巖石類型、沉積構(gòu)造及測井相等沉積相標(biāo)志進行分析[22-23]，結(jié)果表明：陸豐油田沉積環(huán)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(wěn)定水體環(huán)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(xì)砂巖，發(fā)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(xì)砂巖和粉砂巖，發(fā)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(xiàn)為中低值，漏斗形，呈現(xiàn)反旋回特征。

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

根據(jù)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(biāo)準(zhǔn)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(jié)合測井特征與區(qū)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(biāo)準(zhǔn)

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(chǔ)上展開。研究區(qū)砂礫巖儲層巖性較為復(fù)雜，僅用常規(guī)測井無法有效識別，但輔助FMI成像測井則不僅可以準(zhǔn)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(guān)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(yīng)值，優(yōu)選相關(guān)性最高的自然伽馬、密度和中子等曲線進行曲線重構(gòu)，放大測井曲線的響應(yīng)值；④編制重構(gòu)曲線交會圖，建立巖性定量識別圖版，實現(xiàn)第二級流動單元的劃分。

通過伽馬、密度和中子重新構(gòu)建伽馬關(guān)聯(lián)曲線GR1和中子密度關(guān)聯(lián)曲線DN1，來放大巖性測井響應(yīng)特征，能有效提高儲層巖性識別的準(zhǔn)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(jié)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(biāo)準(zhǔn)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(huán)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(fā)現(xiàn)，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(guī)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(biāo)準(zhǔn)

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(jié)構(gòu)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(zhì)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(jié)構(gòu)。流動單元指標(biāo)(FZI)是儲層孔隙度與滲透率的綜合表征參數(shù)，能夠反映儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，將其作為第三級流動單元的劃分指標(biāo)。

基于Kozeny-Carman方程，針對不連續(xù)的孔隙介質(zhì)加入平均孔隙半徑和迂曲系數(shù)后，可推導(dǎo)出孔隙度和滲透率的關(guān)系[25]：

(3)

將式(3)變形可得：

(4)

對式(4)左右兩邊取對數(shù)，可得：

lgRQI=lg?z+lgFZI,

(5)

式中：K為孔隙度和滲透率關(guān)系；Fs為孔隙幾何形狀指數(shù)；τ為孔隙空間迂曲度；Sgv為比表面積；RQI為儲層品質(zhì)指數(shù)；FZI為流動單元指標(biāo)；?z為標(biāo)準(zhǔn)孔隙度。

圖4 二級分類后孔隙度與滲透率關(guān)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(yīng)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(shù)為正態(tài)分布，在正態(tài)分布概率坐標(biāo)系中應(yīng)為一條直線，而不同流動單元具有不同的概率分布，在正態(tài)概率坐標(biāo)系中表現(xiàn)為具有不同斜率的直線，不同斜率直線的條數(shù)即為流動單元類型的數(shù)目[26]。如圖6，應(yīng)用該方法可將陸豐油田古近系儲層劃分為4類，再結(jié)合三級流動單元劃分的結(jié)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(jié)構(gòu)特征。

圖6 流動單元指標(biāo)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(biāo)準(zhǔn)

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(fā)現(xiàn)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(jié)構(gòu)特征，這就是流動單元指標(biāo)法容易出現(xiàn)錯劃現(xiàn)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(zhǔn)確識別出來。依據(jù)6類流動單元總類型分別建立孔隙度與滲透率關(guān)系(式6～式11)，孔滲相關(guān)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(yīng)用效果分析

應(yīng)用三級流動單元劃分法對研究區(qū)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(zhì)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(xì)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(xì)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(dǎo)致他們的孔滲關(guān)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(guān)系也很接近，在滿足精度條件下，可以根據(jù)實際地層情況，適當(dāng)調(diào)整流動單元分類標(biāo)準(zhǔn)，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(jié)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(jié)果(表4)，可以看出流動單元類型與測試的米采油指數(shù)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(jié)果與巖心分析結(jié)果的相關(guān)系數(shù)(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(qū)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(guān)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(jié)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(jié)論

1)南海東部文昌組深層砂礫巖儲層非均質(zhì)性較強，流動單元劃分應(yīng)由宏觀到微觀、由粗到細(xì)，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(biāo)出現(xiàn)的錯判現(xiàn)象，實現(xiàn)儲層內(nèi)部滲流差異變化和流動單元分布規(guī)律的準(zhǔn)確認(rèn)識，為油田精細(xì)描述和開發(fā)生產(chǎn)提供堅實的基礎(chǔ)。

2)陸豐油田文昌組W53油藏根據(jù)沉積微相、巖性和孔隙結(jié)構(gòu)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(jié)果與測試結(jié)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(chǔ)上，建立了以流動單元分類為基礎(chǔ)的滲透率評價模型，極大提高了滲透率計算的精度，為地質(zhì)研究尋找優(yōu)質(zhì)儲層提供了參數(shù)支持。

3)復(fù)雜砂礫巖儲層評價，應(yīng)在測井新技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合地質(zhì)、油藏等多學(xué)科進行綜合評價，能有效降低開發(fā)風(fēng)險。