粗粒非均質油藏流動單元劃分及測井物性模型
——以達爾其油田騰下段儲層為例

林小云，武建偉，劉建，張天杰，陳玉龍，謝睿

1.非常規油氣省部共建協同創新中心(長江大學)，湖北 武漢 430100 2.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100 3.長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100 4.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000

儲層物性是評價儲層的重要參數。在均質儲層中，孔隙度與滲透率符合指數變化規律，相關性好，利用實測物性數據可直接建立孔滲之間的關系[1]。但粗粒復雜油藏具有近物源、混雜堆積的特點[2]，孔隙結構的復雜性導致相同孔隙條件下的滲透率差別較大。巖心樣品的孔隙度和滲透率在交會圖上非常分散，無法直接用于建立滲透率模型；電性響應規律差，難以直接建立單因素測井孔隙度模型[3-5]。前人常通過利用多種影響滲透率的物性因素、電性特征參數來建立滲透率模型；通過巖性識別、流動單元劃分等方法，將儲層分類后建立滲透率模型[6-8]。當只有巖心物性數據時，基于地層流動帶指數(FZI)的流動單元分類方法是目前最有效、應用最廣泛的儲層定量分類方法，能有效提高測井物性解釋精度[9]。

達爾其油田騰格爾組下段(騰下段)儲層為近源快速堆積的粗粒沉積物，具有巖石成分復雜，孔隙結構類型多樣，物性非均質性強的特點，同時多含云母等放射性礦物，導致巖電關系復雜，測井響應特征不明顯[10]，在測井解釋時難以通過傳統的單一回歸模型準確預測儲層物性。該研究利用騰下段儲層的巖心物性數據，采用FZI法對復雜巖性儲層進行流動單元劃分，依據分類結果建立測井物性模型，驗證測井物性模型與流動單元分類的準確性，結果證明復雜粗粒儲層經過流動單元分類后，每類儲層特征相似，基于此建立的測井物性模型可信度高，有助于指導該類儲層精細評價和開發。

1 油藏地質背景

白音查干凹陷是在海西期褶皺基底上發育起來的中生界殘留斷陷，達爾其油田位于白音查干凹陷南部白音構造帶，主體位于白音斷層的下降盤，受白音斷層、達24斷層兩組NNE向斷裂系和達爾其橫斷層控制[11](見圖1)。達爾其油田主力含油區位于南部斜坡帶的中部，發育多個物源，具有近源、快速沉積的特點，是白音查干凹陷油氣運聚成藏的主要地區之一[12]。達爾其油田以古生界為基底，沉積中生界地層，上覆新生界松散沉積層。騰格爾組屬于中生界巴彥花群中段，為油田主要儲層，主要發育辮狀河三角洲沉積，物源來自南東或正東[13]。以混雜堆積下形成的復雜巖性沉積物為主，粒度較細，成分成熟度較低，放射性礦物含量高。

圖1 白音查干凹陷騰格爾組構造分區及地理位置圖(據張志萍等[14]，有修改)Fig.1 Structural zoning and geographical location of Tengger formation in Baiyinchagan Sag (Modified according to ZHANG Z P et al[14])

2 油藏儲層特征

2.1 巖性特征

騰下段儲層主要巖性為巖屑砂巖、巖屑石英砂巖和長石石英砂巖，部分為長石巖屑砂巖，含少量巖屑長石砂巖(見圖2)。巖石碎屑成分以石英、長石、巖屑和云母為主。其中石英含量平均為63.2%，含量較低。云母礦物在該區比較常見，平均含量為10.8%，最多可達51%。巖石成分復雜、成分成熟度低且多含放射性礦物，是測井響應差的主要因素。騰下段儲層粒度中值主要分布范圍為0.04～0.16mm，峰值為0.1mm。巖石粒度整體較細，導致儲層物性較差，電性響應不明顯。

圖2 騰下段巖石成分分類圖 Fig.2 Rock composition classification of the lower Tengger formation reservoir

2.2 物性特征

孔隙度是儲層儲集空間的度量參數，滲透率是描述儲層滲流能力的定量指標，二者是衡量儲層儲集性能的直接標準。騰下段儲層孔隙度主要分布在5%～25%，平均為14.6%(見圖3(a))，儲層孔隙度分布相對集中。滲透率主要分布在0.1～100mD，平均為45.3mD(見圖3(b))。據開發資料統計，油層滲透率最小為1.4mD。滲透率小于1.4mD的儲層基本上都是無效儲層，儲層滲透性較差。

圖3 騰下段儲層物性分布直方圖Fig.3 Histogram of physical property distribution of the lower Tengger formation reservoir

2.3 微觀孔隙特征

達爾其油田騰格爾組儲層以孔隙為主要儲集空間。孔隙類型主要有原生粒間孔、擴大粒間孔、粒內溶孔、粒內微孔和鑄模孔等。其中，原生粒間孔隙和由溶解作用形成的次生孔隙是該區的主要孔隙類型。由于機械壓實作用及硅質膠結作用強烈，石英礦物顆粒被擠壓，破碎嚴重、次生加大邊發育，導致該區騰格爾組砂巖儲層原生孔隙保留較少，而殘余粒間孔發育，基本達到30%以上。孔隙形狀規則，顆粒邊緣無明顯溶蝕現象，界限光滑(見圖4(a))。次生孔隙主要包含了由溶解作用形成的擴大粒間孔和粒內溶孔。擴大粒間孔是由于發生溶解作用，使得顆粒邊緣的膠結物溶解形成的，此類孔隙孔喉較大，連通性較好(見圖4(b))。粒內溶孔發育較少，面積大約占總孔隙的10%，常見于長石顆粒沿節理縫被溶解而形成的溶孔(見圖4(c))。粒內微孔是由于溶解作用均勻發生且程度較弱形成的特殊粒內溶孔(見圖4(d))，溶蝕作用形成的該類孔隙在研究區含量較少。

圖4 騰下段儲層孔隙類型顯微鏡下圖Fig.4 Microscopic diagram of reservoir pore type of the lower Tengger formation reservoir

2.4 孔滲關系分析

由于騰下段儲層巖性復雜，非均質性強，利用巖心物性分析數據建立的騰下段儲層孔隙度和滲透率相關性較差，孔隙度和滲透率數據在交會圖中分布較分散(見圖5)，在相同孔隙度下滲透率相差1到2個數量級。不同巖性孔滲特征有差異，細砂巖、礫狀砂巖物性最好，大部分巖心的孔隙度大于10%，滲透率大于1mD。比較而言，粉砂巖的孔隙度、滲透率分布范圍最廣，表明粉砂巖儲層的非均質性很強；泥質粉砂巖孔隙度、滲透率都很低，泥質含量越高，儲層物性越差。說明用巖心孔滲數據直接建立的滲透率解釋模型精度低，不能滿足儲層精細評價以及后期開發的要求。

圖5 騰下段儲層不同巖性巖心分析孔隙度-巖心分析滲透率關系圖 Fig.5 Relationship diagram of core analysis porosity andcore analysis permeability of different lithologyof the lower Tengger formation reservoir

3 儲層流動單元分類

3.1 流動單元劃分

流動單元的概念是由HEARN等于1984年提出，指垂向及側向上連續的、影響流體流動的巖石特征及流體本身滲流特征相似的儲集巖體[15]。1993年AMAEFULE等以Kozeny-Carman公式為基礎，提出了基于地層流動帶指數(FZI)的流動單元分類方法[16，17]。FZI法具有可定量識別和劃分的特點，利用FZI法能在復雜油氣藏中很好地劃分出不同的儲層類型，分類后不同儲層的特征區分明顯[18，19]，說明FZI法在復雜砂礫巖儲層分類中具有較好的應用效果。表征流動單元的指標包括如下參數：油藏品質指數RQI，標準化孔隙度指標φz，地層流動帶指數FZI。定義油藏品質指數RQI為：

式中：K為滲透率，mD；φe為有效孔隙度，%。

定義孔隙體積與巖石顆粒體積之比為標準化孔隙度指標φz：

則地層流動帶指數FZI為：

綜合實際資料和理論分析，油藏品質指數與地層流動帶指數能夠有效反映微觀孔隙結構的差異。騰下段儲層取心密集，物性分析數據豐富，適合用地層流動帶指數法進行儲層流動單元劃分。根據上述原理公式，利用達爾其油田取心井段實測巖心孔隙度和滲透率數據，分別求取182個巖樣的φz、RQI、FZI參數值，將這3個參數對研究區粗粒復雜巖性儲層進行模糊聚類分析，繪制FZI概率累積百分比圖和頻率分布條形圖(見圖6)。FZI值整體分布是若干正態分布總體的疊加，結合概率累積曲線，可以明顯地劃分為4類流動單元，且4類流動單元的RQI與φz雙對數關系趨勢線近于平行，斜率都在1附近(見圖7)。各類流動單元的孔隙特征較明顯，滲透率界限清楚(見表1)，說明聚類結果準確、可信度較高。用這種直觀方法確定分類標準在某種程度上仍會帶來一定的誤差，但可以確定合適的流動單元數。這種分類統計方法帶來的系統誤差，還與巖石的泥質含量、膠結程度等因素有關。

圖6 FZI概率累積百分比和頻率分布條形圖 Fig.6 Histogram of cumulative percentage and frequencydistribution of FZI probability

表1 騰下段儲層流動單元物性統計表Table 1 Physical property statistical table of flow units of the lower Tengger formation reservoir

圖7 騰下段儲層不同流動單元RQI與φz交會圖 圖8 騰下段儲層4類流動單元壓汞曲線圖Fig.7 Cross plot of RQI and φz in different flow units of the lower Tengger formation reservoir Fig.8 Mercury injection curve of four types of flow units of the lower Tengger formation reservoir

3.2 流動單元特征

毛細管壓力曲線的形態和特征參數能真實準確地反映儲層孔隙結構特征[20]。按照地層流動帶指數分類，各類儲層的毛細管壓力曲線特征基本趨于一致(見圖8)，說明各類儲層具有相似的孔隙結構和滲流特征。反映出各流動單元在沉積和成巖過程中特征相似，具有成因的一致性。根據壓汞曲線，結合巖相、物性及微觀特征，分析每類儲層流動單元的特征。

3.2.1 Ⅰ類儲層

巖性較粗，主要為細砂巖、砂礫巖、粗粉砂巖等，巖屑含量較高，顆粒間點-線接觸為主，壓實作用中等至弱，膠結作用弱。物性好，孔隙度大于20%，滲透率大于100mD。孔隙以殘余粒間孔為主(見圖4(a))，分布均勻，孔喉結構為粗孔喉，粗歪度，排驅壓力小于0.1MPa，曲線較平緩(見圖8)。分布于辮狀河三角洲前緣亞相中的水下分流河道和河口壩微相。

3.2.2 Ⅱ類儲層

巖性以粉砂巖、細砂巖為主，含少量砂礫巖，膠結作用較強，方解石膠結物和鐵白云石膠結物含量在10%～15%。物性較好，其有效孔隙度范圍為15%～25%，滲透率值大于50mD，且滲透率值分布范圍較廣。孔隙以粒間溶孔為主(見圖4(b))，中等孔喉，略粗歪度，排驅壓力介于0.1～1MPa之間(見圖8)。以辮狀河三角洲前緣亞相中的席狀砂發育為主。

3.2.3 Ⅲ類儲層

巖性相對較細，以粉砂巖為主，含少量的細砂巖，由于黏土雜基或膠結物含量增多，膠結作用較強，方解石膠結物和鐵白云石膠結物含量高于15%。儲層物性較差，其有效孔隙度均值為10%～20%，滲透率均值為10 ～50mD，孔隙以粒內溶孔為主(見圖4(c))，中等偏細孔喉，略細歪度，排驅壓力介于1～5MPa之間(見圖8)。沉積微相以席狀砂和遠砂壩發育為主。

3.2.4 Ⅳ類儲層

巖性最細，以粉砂巖和泥質粉砂巖為主，黏土雜基或膠結物含量高，膠結作用強，方解石膠結物和鐵白云石膠結物含量高于15%。儲層物性差，有效孔隙度均值小于10%，滲透率值一般小于10mD，孔隙以粒內溶孔和微孔為主(見圖4(c)、4(d))，孔喉結構為微細孔喉，細歪度，排驅壓力大于5MPa(見圖8)。多見于濱淺湖亞相帶。

根據分類結果，認為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層孔隙度一般大于10%，滲透率大于10mD，為常規儲層，Ⅳ類儲層物性差，低于常規儲層分類的下限值，屬于無效儲層。但參考油田開發和生產資料，該類儲層在試油和生產中顯示其中有油氣存在，故判定為低孔低滲致密儲層。研究區以Ⅲ、Ⅳ類儲層為主，本身儲層物性較差，流動能力弱，導致油井生產時地層能量下降較快，開發效果差。按FZI法分類后的每類儲層靜態特征相似，滲流規律一致，應用該分類方案對于調整開發方案具有重要意義。

4 測井物性模型及驗證

4.1 孔隙度模型

孔隙度是油藏儲層有效空間的表征參數，準確解釋孔隙度參數有助于對儲層巖石儲集流體能力的評價。聲波、密度、中子為孔隙度測井，對孔隙度有較好的響應[21]。嘗試建立這3種孔隙度測井與實測孔隙度的關系，發現這3種孔隙度測井曲線和實測孔隙度均有一定的響應，但相關性較差。為了提高孔隙度的計算精度，基于達爾其西部6口取心井，共182個巖樣物性數據和對應深度的聲波、密度、中子測井值，利用多元回歸的方法分流動單元建立孔隙度解釋模型，得到各類流動單元的多元回歸孔隙度計算公式(見表2)。多元回歸模型考慮了多種地質因素對孔隙度的影響，能有效避免鉆井和測井過程中存在的誤差。在流動單元的約束下建立的多元回歸解釋模型具有較好的一致性，模型計算值φc與孔隙度實測值φm相關性強(見圖9)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲層的相關系數R2均在0.75以上，可信度高。說明利用多元回歸的方法能有效表征儲層的孔隙特征。

表2 不同類型流動單元孔隙度解釋模型數據表Table 2 Porosity interpretation model data for different types of flow units

圖9 騰下段儲層孔隙度解釋模型與實測孔隙度關系圖Fig.9 Relationship between porosity interpretation model and measured porosity in the lower Tengger formation reservoir

4.2 滲透率模型

滲透率描述了流體在巖石內部流動的難易程度，是反映儲層孔隙結構復雜程度的參數，也是影響動態預測指標最重要的參數之一，直接影響油氣層的測井評價[22]。儲層滲透率大小受孔隙度、膠結物含量以及成分等各方面因素的影響。尤其是在低滲儲層中，這些因素都對儲層滲透率起控制作用，使得滲透率評價精度不高，較難實現。因此，有必要在不同流動單元內對滲透率進行精細研究[23]。

利用巖心實測孔隙度、滲透率值，通過按流動帶指數的數值范圍劃分的4類儲層建立滲透率解釋模型，得到的各類儲層滲透率模型相關性較高(見表3、圖10)，說明分類后的儲層滲透率解釋模型可信度較高，Ⅰ類流動單元的滲透率模型相關性較低，分析原因可能是樣品較少，存在系統誤差。對于研究區大量分布的Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲層相關性較高。說明按FZI分類建立的滲透率解釋模型適用于研究區，能準確表征儲層滲流特征，對于指導開發方案的調整具有實際意義。

表3 4類流動單元滲透率解釋模型數據表Table 3 Permeability interpretation model data for four types of flow units

圖10 分流動單元滲透率解釋模型圖 Fig.10 Permeability interpretation model of sub flow unit

4.3 模型檢驗

以達28井為例進行測井物性模型的檢驗。將該井騰下段儲層的巖心實測孔隙度、滲透率數據帶入到公式中，計算得出儲層的FZI值，根據上述該研究區的聚類標準將儲層劃分為4類流動單元。將測井數據分別帶入相對應流動單元的測井物性模型進行計算，將計算結果與實測孔隙度、滲透率對比，發現相對誤差較小，大多數計算值與實測值比較接近(見圖11)。多元回歸計算孔隙度精度較高，與實測孔隙度非常接近。巖心分析的滲透率與采用流動單元法計算的滲透率符合度高，其解釋結果能準確表征非均質性強的粗粒復雜巖性儲層滲透率。從而進一步驗證了所建立的流動單元滲透率模型具有一定的區域適用性及準確性，對于儲層的精細分類和物性預測具有重要意義。

圖11 達28井孔隙度、滲透率解釋結果對比柱狀圖Fig.11 Comparison histogram of interpretation results of porosity and permeability of Well Da 28

5 結論

1)達爾其油田騰下段儲層巖性復雜，多含放射性礦物；粒度整體較細、物性差且非均質性強。通過實測物性數據直接建立的孔滲相關性較差，電性響應不明顯。

2)基于實測巖心物性資料，計算地層流動帶指數(FZI)并進行模糊聚類分析，將騰下段儲層劃分為4類流動單元，每類儲層具有相似的孔隙結構和滲流特征，不同類型儲層孔隙結構和滲流特征區別明顯。騰下段主要發育Ⅲ、Ⅳ類儲層，以席狀砂、遠砂壩微相及濱淺湖亞相為主，粒度較細，物性較差。

3)依據FZI分類結果建立了相應的孔隙度和滲透率的測井物性模型，通過單井驗證符合度高，物性模型具有一定的區域適用性，可信度較高，形成的基于流動單元分類的粗粒非均質油藏孔滲解釋技術，能有效指導儲層物性預測。