基于儲層構型的滲流單元刻畫方法及應用
——以珠江口盆地文昌C油田為例

商建霞，張喬良，李華，孔令輝，羅佼，葉苗

中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057

0 引言

南海西部海域大部分在生產油田已進入“高含水、高采出程度”的雙高階段，加之地下儲層非均質性及開采不均勻性，剩余油分布十分復雜，挖潛難度愈來愈大。儲層內部不同層次的復雜非均質性是導致高含水期油藏剩余油高度分散的主要地質因素，因此，必須系統地厘清儲層的非均質體系，描述砂體內部結構并有效評價其滲流品質，為改善高含水期油藏開發效果提供有效的技術支持。

當前，儲層流動單元刻畫是描述油藏非均質性及評價儲層滲流性能行之有效的手段之一，它是指在垂向上和橫向上連續的儲集帶且內部具有相似的巖性及巖石物理性質[1]。自1984年Hearnet al.[1]首次提出流動單元的概念以來，國內外學者提出了多種流動單元劃分的方法：馮曉宏等[2]、姚光慶等[3]、呂曉光等[4]提出利用流動層段指標FZI方法，吳勝和等[5]提出了以地質研究為主的儲層層次分析法，彭仕宓等[6]、姚合法等[7]提出了采用粒度中值、孔隙度及流動層段指標FZI方法等多參數判別法，每種方法都有自身的適用條件和優缺點，國內目前比較常用的是利用FZI的方式進行流動單元劃分，但是該方法主要反映巖石的孔隙度和滲透率，據此劃分精度不夠，劃分結果與生產動態吻合度不高，無法滿足高含水油田精細研究的需要，本次以研究區珠江口盆地C油田珠海組二段一油組（簡稱“ZH2Ⅰ油組”）為例，在構型研究基礎上，結合毛管壓力曲線等微觀孔喉參數提出了一種全新的流動單元劃分方法——基于構型的滲流單元刻畫新技術，有效評價了儲層的滲流品質，并據此將研究區劃分60個滲流單元，提高了剩余油預測精度，為高含水油田調整挖潛提供關鍵的技術支持。

1 油藏概況

文昌C油田位于南海珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部東側（圖1）。油田所在的珠三坳陷發育了完整的新生界地層。油田內所鉆遇油層屬新近系中新統韓江組、珠江組和古近系漸新統珠海組、恩平組地層，其中ZH2Ⅰ油組是油田主力油組之一。珠海組含油范圍內斷層較為發育，主斷層斷距大，延伸較長，且次一級小斷層相對發育，對珠海組的油水分布具有控制作用。ZH2Ⅰ油組屬于扇三角洲前緣沉積，扇三角洲前緣亞相，以水下分流河道微相為主，油藏類型屬于受斷層遮擋的邊水油藏。由于縱向多期砂體相互疊置，內部結構復雜、非均質性強，經過近十年的有效開發，目前已進入高含水、高采出程度的“雙高”開發階段，剩余油分布十分復雜。

圖1 珠江口盆地西部構造區劃圖及研究區位置[8]Fig.1 Geotectonic map of the western Pearl River Mouth Ba?sin and location of the study area[8]

2 儲層構型精細表征

儲層構型研究是滲流單元研究的基礎，通過開展構型研究可以明確連通體及滲流屏障的分布關系，進而在連通體內部開展滲流單元的劃分，構型單元界面級次與儲層滲流屏障的分級也有較好的對應關系[9?10]。

研究區ZH2Ⅰ油組為扇三角洲前緣沉積，構型單元包括前緣水下分流河道主體、分下分流河道側緣、河口壩、席狀砂以及分流河道間5種，沉積微相與儲層構型具有成因聯系。物源來自東部的神狐隆起，受物源供給及古地形影響，水下分流河道砂體主要在研究區中東部連片分布，沿物源方向過渡為河口壩及席狀砂，沉積微相控制儲層構型平面分布特征（圖2）?？v向剖面上水下分流河道發育區由于多期河道側向遷移，呈相互切割疊置接觸，砂體之間連通性好；遠離物源方向席狀砂砂體處呈孤立分布特點，剖面沉積微相控制儲層構型剖面分布特征（圖3）。

圖2 研究區ZH2Ⅰ?2?1?2單層構型平面分布Fig.2 Planar distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

圖3 研究區ZH2Ⅰ?2?1?2單層構型剖面分布Fig.3 Vertical distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

依據Miall[11?13]提出的界面劃分原則，結合用巖心、地震、測井等資料，采用井震結合、相控約束、模式指導的方法[14?17]，將目的層構型界面按正序由大到小從7級劃分到3級構型界面（表1、圖4）。

圖4 研究區ZH2Ⅰ油組構型模式Fig.4 Area configurations of the ZH2 I oil group in the study area

表1 ZH2Ⅰ油組構型界面劃分Table 1 Structural interface division of ZH2 I oil group

7級構型界面主要為扇三角洲前緣復合朵葉體之間的界面，對應7級滲流屏障界面，主要發育厚層泥巖，厚度在2 m左右，分布相對穩定，具有較強的阻隔作用，該級次界面對應的是油層組界面。6級構型界面為扇三角洲前緣不同朵葉體之間界面，對應6級滲流屏障界面，成因類型主要為幾個復合水下分流河道頂部的泥質隔層，厚度大于1.5 m。從地震反射特征上，可以看出垂直物源方向三期朵葉砂體形態均呈頂平底凸，自下而上，砂體延伸范圍變小，表明隨著水體的加深，扇三角洲發育規?？s小，該級次界面對應的是砂層組界面。5級構型界面為多期水下分流河道復合體的頂界面，對應5級滲流屏障界面，成因類型為水下分流河道疊置體間泥巖，厚度約1.5 m左右，與小層組的界面相對應。4級構型界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，在單井上表現為泥巖夾層或者較大程度的曲線回返面，對應4級滲流屏障界面，在巖心上對應厚度較薄的砂泥過渡段，物性差，且延伸短，厚度大于1 m。3級界面為單一河道內部增生體的分界面，成因類型有兩種，一是河道內頂部靜水沉積形成泥質夾層，二是底部滯留沉積形成砂礫混雜物性差的夾層[18?19]，對應3級滲流屏障界面，厚度較薄，大多小于1 m。

在構型界面劃分的基礎上，進行構型單元的解剖，結果表明ZH2Ⅰ油組自下而上由于水下分流河道的不斷遷移擺動，形成了縱向上多期河道相互切割疊置，平面上連片分布的空間格局。油組內部進一步分為7個復合砂體、26個單砂體，單砂體寬度100～450 m，厚度1.5～6 m，寬厚比為40～80。

3 基于構型的滲流單元劃分

流動單元與滲流單元既有聯系又有區別，實際上，它們都是不同尺度儲層非均質單元，主要用于油田不同開發階段；二者的區別在于：前者以孔隙結構、孔隙度和滲透率等靜態特征為主，結合流體流動的動態特征進行劃分；而后者則以儲層內部動態滲流性能為主，強調滲流動用狀態，結合儲層構型靜態特征進行劃分。由于研究區已進入開發中后期，因此本次在儲層構型劃分的基礎上，在最小構型單元內部，開展了基于構型的滲流單元的研究。

3.1 取心井滲流單元劃分

（1）參數優選

傳統的流動單元劃分往往采用流動分層指標（FZI）進行劃分。理論上，FZI是把結構和礦物地質特征、孔喉特征結合起來判定孔隙幾何相的一個參數，實際上FZI計算方法過于理想化，弱化了孔隙結構非均質性的影響，實際上決定因素僅有孔隙度和滲透率兩個參數，根據FZI劃分流動單元精度不夠，在同一單元內部仍然存在水驅不均的現象，因此，僅用FZI一個參數劃分流動單元的方法無法滿足開發后期對滲流單元劃分精細的需要[20?22]?？紤]到C油田層內非均質性強，流動單元劃分難度較大，僅僅依靠孔滲參數不能反映流動單元的全部特征，因此，本次在充分考慮研究區儲層地質特征、流體特征基礎上，綜合考慮構型成果（構型要素、滲流屏障、砂體疊置關系等）、巖性參數（巖性、粒度中值、泥質含量）、巖心物性參數（孔隙度、滲透率）、孔喉參數（毛管壓力曲線、啟動壓力、中值壓力、均質半徑）四大類評價參數。

（2）取心井滲流單元分類

依據四類評價參數將目的層分為優質、次優、差三類滲流單元，具體的劃分標準見圖5所示。

圖5 ZH2Ⅰ油組滲流單元分類依據表Fig.5 Classifications of seepage unit of ZH2 I oil formation

①優質滲流單元此類構型要素主要為水下分流河道主體，砂體疊置樣式為疊置式、滲流屏障發育特點以無夾層式為主。巖性以含礫中—細砂巖為主，粒度中值為9.92μm，平均泥質含量為2.26%。巖心孔隙度平均26%，巖心滲透率平均為1 560×10-3μm2。毛管壓力曲線以I類為主，啟動壓力為0.003 MPa，中值壓力小于0.1 MPa，均質半徑大于20μm。

②次優滲流單元此類構型要素為水下分流河道側緣、河口壩，砂體疊置樣式為對接式為主、滲流屏障發育特點以半遮擋型夾層為主。巖性以中—細砂巖為主，粒度中值為1.03μm，平均泥質含量為9.1%。巖心孔隙度平均23%，巖心滲透率平均為564×10-3μm2。毛管壓力曲線以II類為主，啟動壓力為0.003～0.007 MPa，中值壓力0.1～0.15 MPa，均質半徑大于15～20μm。

③差滲流單元此類構型要素為席狀砂、溢岸砂，砂體疊置樣式以孤立式為主，滲流屏障發育特點以全遮擋型夾層為主。巖性以粉砂巖為主，粒度中值為0.05μm，平均泥質含量為10.46%。巖心孔隙度平均19%，巖心滲透率平均為115×10-3μm2。毛管壓力曲線以III類為主，啟動壓力為0.07～0.02 MPa，中值壓力0.2～0.5 MPa，均質半徑大于5～15μm。

（3）取心井滲流單元刻畫

結合上述分類標準對取心井C8井進行滲流單元的刻畫，建立取心井不同類別滲流單元的電性參數區間（表2），比傳統方法更加精細（圖6），與生產動態更加匹配，優質滲流單元水淹嚴重，而次優、差的滲流單元弱水淹—未水淹。

表2 取心井滲流單元的電性參數分布Table 2 Distribution of electrical parameters of percolation unit in coring well

3.2 非取心井滲流單元劃分及結果驗證

假設G個總體t1，t2，…，tg是由m個變量a1，a2，…，am組成，假設已知每個總體的密度函數為fg(a)和先驗概率為Pg。如果把t1，t2，…，tg視為總體樣本空間的一個劃分，依據Bayes公式可以求得樣品a屬于tg（t=1，2，…，G）的條件概率：

式中：P(ti/a)為a的條件概率；Pg為每個總體的先驗概率；fg(a)為每個樣品的密度函數；Pi為第i個變量概率值；fi(a)為第i個變量a的函數。

研究區共劃分優質、次優、差三類滲流單元，可視為三個總體G=1，2，3。選取了六條測井曲線為變量，經過標準化之后對非取心井進行判別分析，建立判別函數如下：

式中：GR為伽馬值（API）；CNC為中子值（%）；DEN為密度值（g/cm3）；VSH為泥質含量（%）；Por為孔隙度值（%）；Perm為滲透率（10-3μm2）。

依據判別函數劃分單井滲流單元劃分結果與動態監測資料匹配分析結果表明：滲流單元劃分結果與實際水淹情況具有較好的相關性（圖7），優質和次優滲流單元產出高（17.1%～28.4%）、含水率高（82%～97.6%），而次優、差儲層產出少（4.7%～10.3%），含水率低（47.6%）。

圖7 滲流單元劃分與動態監測對比圖Fig.7 Comparison of seepage unit division and dynamic monitoring

3.3 滲流單元分布特征

在儲層構型單元內部，依據由單井滲流單元劃分—平面滲流單元劃分—剖面滲流單元劃分的多維互動研究思路，完成對滲流單元分布特征研究，結果表明，橫向上，靠近物源區，以優質和次優儲層為主，遠離物源區，次優和差儲層比例增加，優勢滲流單元主要分布于水下分流河道主體處（圖8）?？v向上，席狀砂、水下分流河道側緣以及水下分流河道頂部及底部次優、差儲層為主，水下分流河道主體中部以優質儲層為主，從而說明了構型單元的展布對滲流單元分布具有一定的控制作用（圖9）。

圖8 研究區ZH2Ⅰ?2?1?2單層滲流單元平面分布Fig.8 Planar seepage cell division distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

圖9 研究區ZH2Ⅰ?2?1?2單層滲流單元剖面分布Fig.9 Vertical seepage cell division distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

結合構型成果及滲流單元劃分，對整個ZH2Ⅰ油組進行了滲流單元的劃分，縱向上15個單層、平面5個井區，一共劃分75個單元，其中位于油水界面以上含油的是60個單元。其中優質單元29個，儲量占55.6%；次優單元20個，儲量占30.2%；差單元11個，儲量占14.2%。

4 基于滲流單元的剩余油分布及挖潛對策

4.1 基于構型的滲流單元控油模式

根據動態監測結果，將產量劈分到所在的單元，得到各單元的采出程度（圖10），采出程度相對較低的滲流單元即剩余油富集區，通過分析總結控油模式有兩種類型：滲流單元差異平面控油模式、滲流屏障遮擋垂向控油模式。

圖10 不同滲流單元采出程度三維立體柱狀圖Fig.10 Three?dimensional histogram of recovery percent of different seepage units

（1）滲流單元差異平面控油模式

由于看似連片的砂體內部存在滲流差異性，邊水在驅替過程中會優先選擇物性好的優質、次優滲流單元推進，而物性差的差滲流單元儲層難以波及，水驅程度弱，剩余油相對富集。研究區內優質、次優滲流單元砂體成因類型多為水下分流河道、河口壩砂體，儲層物性好，內部往往水淹嚴重，剩余油潛力小；而差滲流單元例如席狀砂、溢岸砂等砂體，水驅程度弱，剩余油富集，比如ZH2Ⅰ?1?1?1單層內部5個席狀砂成因的差滲流單元采出程度低，剩余潛力大。

（2）滲流屏障遮擋垂向控油模式

滲流屏障也即夾層，對油水垂向運移起到一定的阻擋作用。垂向上，在滲流單元間或滲流單元內部夾層發育時，往往造成界面上下儲層水淹程度不同，導致夾層下部單元或該單元內部剩余油富集。例如研究區四級構型單元河道內部存在兩種夾層類型，分別是頂部靜水細粒沉積物與底部滯留沉積物，若該類型夾層發育會導致河道內部水洗程度較輕；流動單元間隔層的存在同樣對流體垂向運移起到明顯的阻隔作用，在研究區分布均比較穩定夾層主要為三級或四級界面，厚度大于1 m，在研究區分布均比較穩定，造成界面上下儲層水驅程度的不均勻，剩余油富集。該類型剩余油主要分布在B3井區、B5井區ZH2Ⅰ?2?2～ZH2Ⅰ?3?2共10個單元。

4.2 挖潛對策

針對滲流差異控制的剩余油富集區，由于儲層物性相對較差，本次暫不調整；受滲流屏障控制的剩余油富集區，其儲層品質主要為優質、次優，潛力相對較大，因此作為本次挖潛主要目標，分別實施調整井、補孔共七項措施，平均單井增油3.7萬方，累積增油26萬方，提高采收率5%。

5 結論及認識

（1）流動單元與滲流單元屬于不同尺度儲層非均質單元，適用于不同開發階段。前者以儲層靜態特征為主，結合流體流動的動態特征進行劃分；而后者則以儲層內部動態滲流性能為主，結合儲層構型靜態特征進行劃分。文昌C油田ZH2Ⅰ油組的研究成果應用表明，油田進入開發中后期之后，在成因單元內部開展滲流單元研究能有效指導剩余油分布預測以及油田開發調整策略。

（2）依據儲層構型理論，將研究區構型界面按正序由大到小從7級劃分至3級構型界面，7級界面主要為扇三角洲前緣復合朵葉體之間界面，6級界面為不同朵葉體之間界面，5級界面為水下分流河道復合體的頂界面，4級界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，3級界面為單一河道內部增生體的分界面，其中4、5級界面對開發有較大影響。在沉積微相認知基礎上，識別出5種構型單元。

（3）在構型單元內部，選取構型成果、巖性參數、巖心物性參數、孔喉參數四大類評價參數，將取心井儲層劃分為優質、次優、差三類滲流單元，并運用神經網絡的方式運用到非取心井進行滲流單元的劃分。優質滲流單元主要分布在水下分流河道主體，次優滲流單元主要分布于水下分流河道側緣、河口壩處，而差滲流單元主要集中于水下分流河道頂部漫溢細粒沉積和底部滯留沉積段、席狀砂、溢岸砂處。

（4）受構型及滲流品質的影響，剩余油富集模式有兩類：滲流單元差異平面控油模式、滲流屏障遮擋垂向控油模式。滲流單元與剩余油分布具有較好的相關關系，無滲流屏障遮擋的優質滲流單元水淹嚴重，次優滲流單元、差滲流單元、受滲流屏障遮擋的下部優質單元水淹程度弱，剩余油富集，本次調整挖潛選取受滲流屏障控制的優質、次優剩余油富集單元進行挖潛，累積增油26萬方，提高采收率5%。