基于储层构型的渗流单元刻画方法及应用
——以珠江口盆地文昌C油田为例
摘要： 文昌C油田珠海组二段一油组纵向多期砂体相互叠置，内部结构复杂、非均质性强，目前已进入“双高”采出阶段，剩余油分布规律不明。厚储层平面上受断层分布及不同构型单元储层质量差异的影响，水驱规律呈现明显分区性；纵向上受砂体复杂内部结构及隔夹层分布控制，水驱顺层突进现象明显，水驱规律不明确制约油田下步调整挖潜。通过开展构型研究精细描述砂体骨架，结合毛管压力等微观孔喉参数利用判别函数对渗流单元进行定量刻画，弥补了传统FZI划分流动单元不够精细的问题，与生产动态更加匹配。明确剩余油控制模式有两种：一是渗流单元差异平面控油模式；二是渗流屏障遮挡垂向控油模式。结果表明：研究区平面划分5个井区，纵向划分15个单层，平、剖结合，共划分60个含油单元，结合生产动态得到每个渗流单元的采出程度及剩余油分布规律，有针对性地提出了7项措施，有效地提高了本油田的开发效果，同时也为类似复杂厚层砂岩油藏剩余油挖潜提供经验借鉴。
关键词： 珠江口盆地；文昌C油田；储层构型；渗流单元；剩余油
南海西部海域大部分在生产油田已进入“高含水、高采出程度”的双高阶段，加之地下储层非均质性及开采不均匀性，剩余油分布十分复杂，挖潜难度愈来愈大。储层内部不同层次的复杂非均质性是导致高含水期油藏剩余油高度分散的主要地质因素，因此，必须系统地厘清储层的非均质体系，描述砂体内部结构并有效评价其渗流品质，为改善高含水期油藏开发效果提供有效的技术支持。
当前，储层流动单元刻画是描述油藏非均质性及评价储层渗流性能行之有效的手段之一，它是指在垂向上和横向上连续的储集带且内部具有相似的岩性及岩石物理性质 [1] 。自1984年Hearn首次提出流动单元的概念以来，国内外学者提出了多种流动单元划分的方法：冯晓宏 [2] 、姚光庆 [3] 、吕晓光 [4] 等提出利用流动层段指标FZI方法，吴胜和 [5] 等提出了以地质研究为主的储层层次分析法，彭仕宓 [6] 、姚合法 [7] 等提出了采用粒度中值、孔隙度及流动层段指标FZI方法等多参数判别法，每种方法都有自身的适用条件和优缺点，国内目前比较常用的是利用FZI的方式进行流动单元划分，但是该方法主要反映岩石的孔隙度和渗透率，据此划分精度不够，划分结果与生产动态吻合度不高，无法满足高含水油田精细研究的需要，本次以研究区珠江口盆地C油田珠海组二段一油组（简称“ZH 2 Ⅰ油组”）为例，在构型研究基础上，结合毛管压力曲线等微观孔喉参数提出了一种全新的流动单元划分方法——基于构型的渗流单元刻画新技术，有效地评价了储层的渗流品质，并据此将研究区划分为60个渗流单元，提高了剩余油预测精度，为高含水油田调整挖潜提供关键的技术支持。
1 油藏概况
文昌C油田位于南海珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部东侧（图1）。油田所在的珠三坳陷发育了完整的新生界地层。油田内所钻遇油层属新近系中新统韩江组、珠江组和古近系渐新统珠海组、恩平组地层，其中ZH 2 Ⅰ油组是油田主力油组之一。珠海组含油范围内断层较为发育，主断层断距大，延伸较长，且次一级小断层相对发育，对珠海组的油水分布具有控制作用。ZH 2 Ⅰ油组属于扇三角洲前缘沉积，扇三角洲前缘亚相，以水下分流河道微相为主，油藏类型属于受断层遮挡的边水油藏。由于纵向多期砂体相互叠置，内部结构复杂、非均质性强，经过近十年的有效开发，目前已进入高含水、高采出程度的“双高”开发阶段，剩余油分布十分复杂。
图1 珠江口本地西部构造区划图及研究区位置（据文献[8]）
2 储层构型精细表征
储层构型研究是渗流单元研究的基础，通过开展构型研究可以明确连通体及渗流屏障的分布关系，进而在连通体内部开展渗流单元的划分，构型单元界面级次与储层渗流屏障的分级也有较好的对应关系 [9-10] 。
研究区ZH 2 Ⅰ油组为扇三角洲前缘沉积，进一步划分微相类型为前缘水下分流河道主体、分下分流河道侧缘、河口坝、席状砂以及分流河道间等。在沉积微相识别基础上，开展研究区储层构型单元精细表征。
依据Miall A D [11-13] 提出的界面划分原则，结合用岩芯、地震、测井等资料，采用井震结合、相控约束、模式指导的方法 [14-16] ，将目的层构型界面按正序由大到小从7级划分到3级构型界面（表1）。
表1 ZH 2 Ⅰ油组构型界面划分表
7级构型界面主要为扇三角洲前缘复合朵叶体之间的界面，对应7级渗流屏障界面，主要发育厚层泥岩，厚度在2m左右，分布相对稳定，具有较强的阻隔作用，该级次界面对应的是油层组界面。6级构型界面为扇三角洲前缘不同朵叶体之间界面，对应6级渗流屏障界面，成因类型主要为几个复合水下分流河道顶部的泥质隔层，厚度大于1.5m。从地震反射特征上，可以看出垂直物源方向三期朵叶砂体形态均呈顶平底凸，自下而上，砂体延伸范围变小，表明随着水体的加深，扇三角洲发育规模缩小，该级次界面对应的是砂层组界面。5级构型界面为多期水下分流河道复合体的顶界面，对应5级渗流屏障界面，成因类型为水下分流河道叠置体间泥岩，厚度约1.5m，与小层组的界面相对应。4级构型界面为单一水下分流河道砂体的顶界面，在单井上表现为泥岩夹层或者较大程度的曲线回返面，对应4级渗流屏障界面，在岩芯上对应厚度较薄的砂泥过渡段，物性差，且延伸短，厚度大于1m。3级界面为单一河道内部增生体的分界面，成因类型有两种：一是河道内顶部静水沉积形成泥质夹层；二是底部滞留沉积形成砂砾混杂物性差的夹层 [17] ，对应3级渗流屏障界面，厚度较薄，大多小于1m。
在构型界面划分的基础上，进行构型单元的解剖，结果表明ZH 2 Ⅰ油组自下而上由于水下分流河道的不断迁移摆动，形成了纵向上多期河道相互切割叠置，平面上连片分布的空间格局。油组内部进一步分为7个复合砂体、26个单砂体，单砂体宽度100～450m，厚度1.5～6m，宽厚比为40～80之间。
3 基于构型的渗流单元划分
在储层构型划分的基础上，在最小构型单元内部，依据储层流体渗流能力差异划分流动单元。
3.1 取芯井渗流单元划分
（1）参数优选
传统的流动单元划分往往采用流动分层指标（FZI）进行划分。理论上，FZI是把结构和矿物地质特征、孔喉特征结合起来判定孔隙几何相的一个参数 [8] ，实际上FZI计算方法过于理想化，弱化了孔隙结构非均质性的影响，实际上决定因素仅有孔隙度和渗透率两个参数，根据FZI划分流动单元精度不够，在同一单元内部仍然存在水驱不均的现象，因此，仅用FZI一个参数划分流动单元的方法无法满足开发后期对渗流单元划分精细的需要 [7] 。
考虑到C油田层内非均质性强，流动单元划分难度较大，仅仅依靠孔渗参数不能反映流动单元的全部特征，因此，本次在充分考虑研究区储层地质特征、流体特征基础上，综合考虑构型成果（构型要素、渗流屏障、砂体叠置关系等）、岩性参数（岩性、粒度中值、泥质含量）、岩芯物性参数（孔隙度、渗透率）、孔喉参数（毛管压力曲线、启动压力、中值压力、均质半径）四大类评价参数。
（2）取芯井渗流单元分类
依据四大类评价参数将目的层流分优质、次优、差3类渗流单元，见表2。
表2 ZH 2 Ⅰ油组渗流单元分类依据
续表
优质渗流单元。此类构型要素主要为水下分流河道主体，砂体叠置样式为叠置式、渗流屏障发育特点以无夹层式为主。岩性以含砾中-细砂岩为主，粒度中值为9.92μm，平均泥质含量分别为2.26%。岩芯孔隙度平均26%，岩芯渗透率平均为1560mD。毛管压力曲线以Ⅰ类为主，启动压力为0.003MPa，中值压力小于0.1MPa，均质半径大于20μm。
次优渗流单元。此类构型要素为水下分流河道侧缘、河口坝，砂体叠置样式为对接式为主、渗流屏障发育特点以半遮挡型夹层为主。岩性以中-细砂岩为主，粒度中值为1.03μm，平均泥质含量分别为9.1%。岩芯孔隙度平均23%，岩芯渗透率平均为564mD。毛管压力曲线以Ⅱ类为主，启动压力为0.003～0.007MPa，中值压力0.1～0.15MPa，均质半径大于15～20μm。
差渗流单元。此类构型要素为席状砂、溢岸砂，砂体叠置样式为孤立式为主、渗流屏障发育特点以全遮挡型夹层为主。岩性以粉砂岩为主，粒度中值为0.05μm，平均泥质含量分别为10.46%。岩芯孔隙度平均19%，岩芯渗透率平均为115mD。毛管压力曲线以Ⅲ类为主，启动压力为0.07～0.02MPa，中值压力0.2～0.5MPa，均质半径大于5～15μm。
（3）取芯井渗流单元刻画
结合上述分类标准对取芯井C8井进行渗流单元的刻画，建立取芯井不同类别渗流单元的电性参数区间（表3），比传统方法更加精细（表4），与生产动态更加匹配，优质渗流单元水淹严重，而次优、差的渗流单元弱水淹至未水淹。
表3 取芯井渗流单元的电性参数分布
表4 取芯井渗流单元划分对比
3.2 非取芯井渗流单元划分及结果验证
假设 G 个总体 t 1 ， t 2 ，…， t g 是由 m 个变量 a 1 ， a 2 ，…， a m 组成，假设已知每个总体的密度函数为 ft （ a ）和先验概率为 qt 。如果把 w 1 ， w 2 ，…， w g 视为总体样本空间的一个划分。依据Bayes公式可以求得样品 a 属于 t g （ g =1，2，…， g ）的条件概率：
研究区共划分优质、次优、差3类渗流单元，可视为3个总体 G =1，2，3。选取了6条测井曲线作为7个变量：GR、CNC、DEN、VSH、Por、Perm，经过标准化之后对非取芯井进行判别分析，建立判别函数如下：
优质渗流单元：
Y （优） =4.1×GR+4624.9×DEN-366.2×CNC+189.2×VSH+1227.1×Por+0.37×Perm -4061.1
次优渗流单元：
Y （次优） =3.9×GR+4555.5×DEN-365.16×CNC+188.8×VSH+1220.8×Por+0.28×Perm-3083.2
差渗流单元：
Y （差） =4.3×GR+4461.1×DEN362.1×CNC+187.6×VSH+1207.8×Por+0.32×Perm -2688.1
依据判别函数划分单井渗流单元划分结果与动态监测资料匹配分析结果表明：渗流单元划分结果与实际水淹情况具有较好的相关性（表5），优质和次优渗流单元产出高（17.1%～28.4%）、含水率高（82%～97.6%），而次优、差储层产出少（4.7%～10.3%），含水率低（47.6%）。
表5 渗流单元划分与动态监测对比图
3.3 渗流单元分布特征
在储层构型单元内部，依据由单井渗流单元划分-平面渗流单元划分-剖面渗流单元划分的多维互动研究思路，完成对渗流单元分布特征研究，结果表明（图2），横向上，靠近物源区，以优质和次优储层为主，远离物源区，次优和差储层比例增加。纵向上，顶部ZH 2 Ⅰ-1-1小层以次优、差储层为主，下部以优质储层为主，从而说明了构型单元的展布对渗流单元分布具有一定的控制作用。
图2 渗流单元划分对比剖面图
结合构型成果及渗流单元划分，对整个ZH 2 Ⅰ油组进行了渗流单元的划分，纵向上15个单层、平面5个井区，一共划分75个单元，其中位于油水界面以上含油的是60个单元（图3）。其中优质单元29个，储量占55.6%；次优单元20个，储量占30.2%；差单元共11个，储量占14.2%。
图3 不同渗流单元储量三维立体柱状图
4 基于渗流单元的剩余油分布及挖潜对策
4.1 基于构型的渗流单元控油模式
根据动态监测结果，将产量劈分到所在的单元，得到各单元的采出程度（图4），采出程度相对较低的渗流单元即剩余油富集区，通过分析总结控油模式有2种类型：渗流单元差异平面控油模式、渗流屏障遮挡垂向控油模式。
图7 不同渗流单元采出程度三维立体柱状图
（1）渗流单元差异平面控油模式
由于看似连片的砂体内部存在渗流差异性，边水在驱替过程中会优先选择物性好的优质、次优渗流单元推进，而物性差的差渗流单元储层难以波及，水驱程度弱，剩余油相对富集。研究区内优质、次优渗流单元砂体成因类型多为水下分流河道、河口坝砂体，储层物性好，内部往往水淹严重，剩余油潜力小；而差渗流单元例如席状砂、溢岸砂等砂体，水驱程度弱，剩余油富集，比如ZH 2 Ⅰ-1-1-1单层内部5个席状砂成因的差渗流单元采出程度低，剩余潜力大。
（2）渗流屏障遮挡垂向控油模式
渗流屏障也即夹层 [18] ，对油水垂向运移起到一定的阻挡作用。垂向上，在渗流单元间或渗流单元内部夹层发育时，往往造成界面上下储层水淹程度不同，导致夹层下部单元或该单元内部剩余油富集。例如研究区4级构型单元河道内部存在2种夹层类型 [19-20] ，分别是顶部静水细粒沉积物与底部滞留沉积物，若该类型夹层发育会导致河道内部水洗程度较轻；流动单元间隔层的存在同样对流体垂向运移起到明显的阻隔作用，在研究区分布均比较稳定夹层主要为3级或4级界面，厚度大于1m，在研究区分布均比较稳定，造成界面上下储层水驱程度的不均匀，剩余油富集。该类型剩余油主要分布在B3井区、B5井区ZH 2 Ⅰ-2-2～ZH 2 Ⅰ-3-2共10个单元。
4.2 挖潜对策
针对渗流差异控制的剩余油富集区，由于储层物性相对较差，本次暂不调整；受渗流屏障控制的剩余油富集区，其储层品质主要为优质、次优，潜力相对较大，因此作为本次挖潜主要目标，分别实施调整井、补孔共7项措施，平均单井增油3.7万m 3 ，累积增油26万m 3 。
5 结论及认识
①在研究区沉积微相认知的基础上，对储层内构型单元进行解剖，通过对不同级次构型界面的识别，从而确定不同级次的渗流屏障。研究区构型界面按正序由大到小从7级划分至3级构型界面，分别对应7级至3级渗流屏障。
②在构型研究基础上，选取构型成果（构型要素、渗流屏障、砂体叠置关系等）、岩性参数（岩性、粒度中值、泥质含量）、岩芯物性参数（孔隙度、渗透率）、孔喉参数（毛管压力曲线、启动压力、中值压力、均质半径）四大类评价参数，将取芯井储层划分为优质、次优、差3类渗流单元，并运用神经网络的方式运用到非取芯井进行流动单元的划分。
③受构型及渗流品质的影响，剩余油富集模式有2类：渗流单元差异平面控油模式、渗流屏障遮挡垂向控油模式。本次调整挖潜选取受渗流屏障控制的优质、次优剩余油富集单元进行挖潜，增油效果显著。
④文昌C油田ZH 2 Ⅰ油组的研究成果应用表明，基于构型的渗流单元成果能有效指导剩余油分布预测以及油田开发中后期的开发调整策略。
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