龍西地區扶余油層儲層綜合評價及有利區預測

＊王芳 龐磊 孫同文

（廣東石油化工學院石油工程學院 廣東 525000）

引言

龍西地區在地理上位于黑龍江省大慶市杜爾伯特蒙古族自治縣境內，地質上位于松遼盆地北部龍虎泡以西至泰康隆起帶之間的斜坡帶上，是松遼盆地重要的油氣富集區之一。該地區發育多套油層，自下而上分別是扶余油層、高臺子油層、葡萄花油層和薩爾圖油層。自1996年提交預測儲量以來，有關單位通過開展多輪滾動評價及“百井工程”開發模式先后開辟了4個先導試驗區，對該地區儲層特征及產能動態情況有了一定的認識，但由于扶余油層儲層物性致密，油氣滲流關系復雜，開發難度較大[3-4]。本次研究通過分析該地區儲層宏觀和微觀特征，以尋找隱藏其中的流體滲流規律，建立儲層綜合評價方法并預測有利區，為后期開發提供一定指導。

1.儲層宏觀特征研究

由于平面沉積微相是認識扶余油層儲層成因、砂體展布、油層平面非均質性、開發區擴層及外推預測的最重要基礎，因此，以物源、沉積環境研究成果做宏觀指導，參照單井相劃分結果，考慮不同位置密井網區砂體規模及延展方向，結合分小層砂巖厚度等值圖對各小層沉積微相進行了組合劃分研究。本次研究開展了扶余油層垂向上17個小層平面沉積微相分析，沉積微相類型主要包括分流河道砂體、決口扇、席狀砂、泛濫平原、濱淺湖和分流間泥。其中，儲層砂體主要是分流河道砂體、決口扇和席狀砂。很好地揭示了成因單砂體的空間展布，是油層精細認識、砂體展布規律的基礎與關鍵。

2.儲層微觀特征研究

(1)孔隙度與滲透率相關性分析

通過對扶余油層不同油組孔隙度、滲透率交匯分析可知，二者之間的相關性一般，相關度僅為0.5。由此說明研究區扶余油層孔隙度和孔隙連通程度和流體滲流能力之間并無明顯關系，不能像其它地區一樣，利用孔隙度來建立可靠的滲透率模型并指導注水開發。需要進一步探討孔隙與孔隙之間的“瓶頸”，即分析孔隙喉道半徑與滲透率之間的關系。

(2)喉道半徑與滲透率的關系

從龍西地區扶余油層不同滲透率喉道半徑分布頻率統計可知，由于巖心的滲透率不同，其喉道半徑分布差異顯著。隨著滲透率的降低，喉道半徑的值也越低，并且出現峰值高窄條帶的分布。隨著滲透率逐漸變大，喉道半徑值也增大，即喉道半徑與滲透率呈正相關關系。由此可以發現，巖樣滲流能力的大小主要是受喉道半徑的制約。

喉道半徑具體多大時對開發能起到貢獻呢？下面進行了具體分析。滲透率較小的巖心，由于喉道半徑分布基本都在較低值，且分布范圍窄、峰值高，因而不同半徑的喉道均對滲透率做出較大的貢獻，在貢獻率曲線上表現為形狀對稱（圖1）；隨著巖樣滲透率的增大，貢獻率曲線跨度越來越寬，同時貢獻率曲線峰值開始向高值區移動，這說明對于滲透較大的巖心，滲透率主要由較大半徑的喉道貢獻，而較小半徑的喉道雖然比例不低，但貢獻較小。

圖1 不同滲透率巖樣喉道對滲透率的貢獻率分布圖

從圖1可以看出，滲透率小于0.5mD時，巖心喉道主要以小喉道為主，喉道很少有半徑大于1μm的，開發極難；滲透率在0.5～1mD之間時，巖心喉道半徑有小于1μm的，也有大于1μm的，但大于1μm的喉道數量不多，開發起來也較困難；滲透率在1～2mD之間時，巖心喉道半徑有小于1μm的，但大于1μm的喉道數目占有一定的比例，因此滲流能力有所提高；滲透率在2～5mD之間時，巖心喉道半徑小于1μm的喉道所占比例不多，大于1μm的喉道數目占有相當的比例，滲流能力明顯提高；滲透率大于5mD時，巖心喉道半徑小于1μm的喉道很少，大于1μm的喉道起主導作用，開發較容易。

綜合以上分析，我們發現巖樣的滲流能力主要受喉道半徑的制約。滲透率小于1mD的儲層，由于喉道細小，儲層能不能動用是在開發過程中要面臨的關鍵問題，而在滲透率大于5mD的儲層中，由于孔喉半徑較大，注水較易進入，因此儲層能夠得到動用。

(3)可動流體飽和度研究

本次研究共對扶余油層的16塊巖樣進行了可動流體測試分析。可動流體與滲透率在半對數坐標系中具有較好的正相關關系，隨著滲透率的增加，其可動流體百分數也隨之增大（圖2）。

圖2 可動流體百分數與滲透率關系

根據國內外油氣田開發生產的經驗，如果單以可動流體飽和度高低為標準，可以將儲層好差劃分為五類：可動流體飽和度大于65%的是Ⅰ類（好）儲層；可動流體飽和度介于50%～65%之間的是Ⅱ類（較好）儲層；可動流體飽和度介于35%～50%之間的是Ⅲ類（中等）儲層；可動流體飽和度介于20%～35%之間的是Ⅳ類（較差）儲層；可動流體飽和度小于20%的是Ⅴ類（很差）儲層。

(4)壓力梯度分析

從測試結果分析可知，真實啟動壓力梯度與滲透率之間有較好的相關關系。隨著滲透率逐漸增高，啟動壓力梯度值越來越低；而隨著滲透率的逐漸降低，驅動流體流動時需克服的阻力也越來越大，也就是啟動壓力梯度也越來越大。啟動壓力梯度和滲透率的關系如下：

式中，δmin為啟動壓力梯度，MPa/m；K為氣測滲透率，mD。

按照啟動壓力梯度值可將低滲透儲層劃分為4種類型：Ⅰ類低滲透儲層啟動壓力梯度值的界限為0.1；Ⅱ類低滲透儲層啟動壓力梯度值的界限為0.1～0.2；Ⅲ類低滲透儲層啟動壓力梯度值的界限為0.2～0.7；Ⅳ類低滲透儲層啟動壓力梯度值的界限大于0.7。

扶余油層的平均滲透率為1.56mD，對應的最小啟動壓力梯度為0.0168MPa/m，按照擬啟動壓力梯度分類，該儲層屬于低滲透Ⅲ類油藏。

3.儲層綜合評價及有利區預測

儲層綜合評價方法有多種，包括神經網絡判別法、灰色關聯聚類法、模式識別法等，本次采用的是GIS輔助儲層綜合評價法，是在灰色關聯聚類法基礎上改進的。

GIS輔助儲層綜合評價主要是對上述基本可量化參數的綜合分析與評價，決策者可以在得到可量化參數的評價結果基礎上，根據預測性評價參數對評價結果補充、修改，得到最終的評價結果。本次研究宏觀參數選用沉積環境（巖性）和砂層厚度；微觀參數優選具有一定物理意義且對開發效果有主導作用的參數（包括孔隙度、滲透率、孔喉半徑、啟動壓力梯度、流體飽和度、原油黏度和黏土礦物成分）。微觀參數鑒于區塊內儲層流體黏度差異較小、黏土礦物含量實驗數據較少，因此本次將測井解釋成果得到的油層厚度和泥質含量兩個參數引入，代替原油黏度和黏土礦物成分兩個參數，用以參與綜合評價。參考前人的研究結果，并結合研究區的實際情況建立表1所示的儲層單因素評價標準，每項參數都有一定的相關性，通過對開發效果的影響程度將各個單因素劃分為四個等級，一類層為好，二類層為中，三類層為差，四類層為很差。

表1 龍西地區扶余油層單因素綜合評價標準

儲層多因素綜合評價是結合以上儲層單因素評價結果對研究區儲層儲集性能的綜合評判，基本過程是首先對每一個單因素評價等級賦予一定的指標得分（見表2所示），然后計算每一柵格像元的總得分，最后根據總得分劃分綜合評價等級。

表2 龍西地區扶余油層儲層評價參數不同等級得分表

通過GIS對扶余油層儲層單元素評價結果可視化，結合儲層綜合評價，共預測出I類區面積為105.72km2，II類區面積121.8km2，III類區面積323.2km2，Ⅳ類區面積642.02km2。其中，Ⅲ類區和Ⅳ類區風險較大，I、II類區塊是相對有利的區塊，建議選擇連片面積較大的I、II類區塊優先動用。

4.結論

（1）龍西地區扶余油層宏觀沉積微相中儲層砂體主要是分流河道砂體、決口扇和席狀砂。儲層微觀特征研究主要包括孔隙度、滲透率、孔喉半徑、可動流體飽和度和壓力梯度。

（2）龍西地區扶余油層的儲層滲透率主要是受喉道半徑的制約，對于滲透率小于1mD的儲層，由于喉道細小，喉道半徑大于1μm的較少，開發較困難，儲層能不能動用是在開發過程中要面臨的關鍵問題。滲透率大于5mD的儲層，喉道半徑小于1μm的喉道很少，大于1μm的喉道起主導作用，儲層較易得到動用，開發較容易。

（3）綜合宏觀參數和微觀參數建立了儲層單因素評價標準，并采用GIS輔助儲層綜合評價法對扶余油層進行評價，共預測出4類有利區，共計面積1192.74km2。其中，Ⅲ類區和Ⅳ類區風險較大，I、II類區塊是相對有利的區塊，建議選擇連片面積較大的I、II類區塊優先動用。