蒋 平，吕明胜，王国亭

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

基于储层构型的流动单元划分
——以扶余油田东5-9区块扶杨油层为例

蒋 平，吕明胜，王国亭

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

为了揭示扶余油田扶杨油层砂体分布和流体渗流规律，采用层次分析方法，将扶余油层划分成复合河道、单河道、河道内加积体等构型要素，将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素，并归纳总结了不同构型界面同渗流屏障关系。在此基础上，综合孔隙度、渗透率、流动分层指标(FZI)、剩余油饱和度、水驱指数等参数，采用聚类方法，将扶杨油层划分成4类流动单元，并得到各自的判别标准。结合储层构型，识别出5种流动单元成因类型。油田动态数据和划分流动单元关系表明，流动单元能够有效预测产能、指示剩余油分布和砂体动用效果。

储层构型；流动单元；扶余油层；杨大城子油层

储层流动单元是指影响流体流动的岩性和岩石物理性质在内部相似的、垂向上和横向上连续的储集带[1]。自Hearn1984年首先提出这一概念至今，国内外学者根据研究目的和资料运用的不同，提出了多种流动单元划分方法[2-15]，包括地质、数学、物理实验等方法。每种方法都有自身适用条件和优缺点，而基于储层构型研究基础上的流动单元划分相对较少。

扶余油田东5-9区块自投入开发以来，已经进入高含水阶段。目前面临以下几方面问题：(1)砂体几何形态、内部结构规律认识不清；(2)剩余油分布规律认识不明；(3)无效水循环严重，注采调控难度大。因此，开展储层构型基础上的流动单元划分工作，可以更精细地表征储层，揭示流动单元与剩余油、生产动态的关系，为油田下一步挖潜打好基础。

1 地质概况

扶余油田位于吉林省松原市境内，地处第二松花江和第一松花江交汇的三角地带，地面海拔在135～150 m之间；构造位置上处于松辽盆地南部中央凹陷区东缘，扶新隆起带扶余三号构造上，是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜。东5-9区块位于油田东区西部，东西被断层遮挡，属于裂缝性低渗透构造砂岩油藏。扶余油田东5-9区块目的层为下白垩统泉头组油层。其中泉三段的杨大城子油层为曲流河沉积，发育有紫色、暗紫色泥岩，常见槽状、波状交错层理等，平均孔隙度22.6%，平均渗透率110×10-3μm2；泉四段扶余油层为三角洲前缘沉积，发育有灰绿色、杂色泥岩，常见平行、小型交错层理等，偶见碳屑，平均孔隙度26%，平均渗透率250×10-3μm2。

表1 渗流屏障级别与储层构型关系

2 储层构型

储层构型研究主要有2个目的：(1)采用层次分析方法，找到能够进行识别和预测的最小成因地质体，并在此结构体内部，按照物性、含油性、流体运动规律等进行流动单元划分；(2)渗流屏障识别，在储层构型研究基础上，结合成岩作用进行渗流屏障级别划分(表1)。

扶余油层可划分成三角洲前缘复合河道、单一河道、河道内加积体等构型单元。其中复合河道用砂地比20%为边界，工区中复合河道分单一条带和连片状南西—北东向展布。在复合河道划分基础上进行单一河道识别，单井上标志主要有：(1)20～40 cm泥岩；(2)泥砾以及钙质夹层。对应电测曲线上，伽马、电阻率曲线完整箱型(钟形)内部明显回返，回返程度一般超过2/3。通过高程差异、厚度差异、形态差异等单河道对比模式进行单一河道井间对比，工区单河道主要厚度在2～8 m。在单河道内部进行垂向加积体划分，加积界面单井上表现为10～20 cm泥岩沉积，对应伽马、电阻率局部回返，回返程度在1/3左右。连井对比揭示，扶余油层单河道内部发育2～4个加积体，横向对比程度高，总体呈南西—北东展布，倾角2°～4°。相应的，复合河道间界面是二级渗流屏障，单一河道间界面是三级渗流屏障，内部加积体界面是四级渗流屏障(图1)。

图1 扶余油田东5-9区块扶杨油层渗流屏障级别划分与构型关系

杨大城子油层可划分成曲流河河道、点坝、点坝侧积体等构型单元。其中，点坝紧邻废弃河道发育，并且内部侧积层倾向废弃河道一侧，发育期次主要由点坝内部泥岩、粉砂质泥岩个数决定。结合前人[16-17]提出的关于河道满岸深度、满岸宽度、点坝跨度、侧积层倾角等相互关系经验公式推算出杨大城子点坝跨度5 km左右，单一侧积体厚度1～4 m，倾角6°～10°，平面宽度50～70 m。相应的，河道间泛滥平原是二级渗流屏障，点坝间废弃河道是三级渗流屏障，点坝内侧积层是四级渗流屏障(图1)。

3 流动单元划分

3.1参数选取

在储层构型(渗流屏障)划分基础上，在最小成因地质单元内部，根据储层流体渗流能力差异划分流动单元。影响渗流差异的因素有很多，包括沉积、成岩、流体等，反映在储层参数上包括孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度中值等。流动单元划分结果最终反映在储层产油(气)能力上的不同，因此参数选取过程中，需要分析研究区重点产油层单位厚度产液量与各项参数的相关性。发现孔隙度、渗透率、流动分层指标(FZI)与单位厚度产液量有较好关系(图2)。另外，为了使流动单元划分具有动态意义，除了选取上述3个参数外，还选取剩余油饱和度、水驱指数(原始含油饱和度与剩余油饱和度之差再除以原始含油饱和度)2个参数进行流动单元划分，划分方法是多参数综合聚类与模糊聚类结合的方法。

图2 扶余油田东5-9区块扶杨油层产液量同储层参数关系

3.1.1 孔隙度和渗透率

孔隙度、渗透率是划分流动单元重要参数。本次研究分别针对扬大城子、扶余油层，通过声波时差、自然电位减小系数与岩心物性测试分析数据回归分析，建立了相应的孔隙度、渗透率解释模型。

扶余油层：φ=0.087 7AC-3.688

R2=0.695 3

(1)

R2=0.687 4

(2)

K=0.001e0.435 8φ

R2=0.88

(3)

杨大城子油层：φ=0.091 5AC-5.008 2

R2=0.717 6

(4)

R2=0.626 8

(5)

K=0.000 9e0.443 1φ

R2=0.825 3

(6)

式中：φ为孔隙度；AC为声波时差；SBL为泥岩基线电位测井值；SP为自然电位值，SSP为静自然电位值；K为渗透率。

3.1.2 流动分层指标

流动分层指标在一定程度上能有效表征储层微观孔隙特征[18]，理论基础是Kozeny-Carman孔渗关系：

(7)

式中：K为渗透率；Fs为形状系数；τ为孔隙介质的迂曲度；Sgv为单位体积颗粒的表面积；φe为有效孔隙度。

式(7)通过变换得到：

(8)

定义下列参数:

(9)

标准化孔隙度指标(孔隙体积与颗粒体积之比)：

(10)

(11)

对上面方程两边取对数得：

(12)

流动分层指标是把岩石矿物特征、孔喉特征及结构特征综合起来的表征孔隙几何特征的参数，可以比较准确地描述储层非均质特征。当FZI值相同时，说明储集层(样品)孔喉特征相近。在RQI-φz双对数关系图上，FZI值相同的样品将落在斜率为1、截距为logFZI的直线上。

3.1.3 含油饱和度

通过油基泥浆密闭取心老井的渗透率与束缚水饱和度相关关系，建立原始含油饱和度解释模型。而新钻井提高了泥浆电阻率值，使得自然电位幅度变化能够有效反应地层综合液电阻率变化，因此利用阿尔奇公式，结合泥浆电阻率、自然电位幅度变化求解剩余油饱和度[19]。

(13)

(14)

(Kda-Kd)/(Ka-Kd)=GRo/GRsh

(15)

式中：Swt为含水饱和度；a、b为与岩性相关系数；m为胶结指数；n为饱和度指数；Rwz为地层混合液电阻率；φ为孔隙度；Rt为电阻率测井；SSP为静自然电位值；Kd为纯砂岩扩散电位系数；Kda为目的层扩散吸附电位系数；Ka为纯泥岩扩散吸附电位系数；k为自然电位系数；Rmf为泥浆滤液电阻率；GRo为目的层自然伽马值；GRsh为纯泥岩自然伽马值。

3.2流动单元划分及回判标准

在上述参数获取的基础上，采用多参数综合聚类和模糊聚类分析相结合的方法[20-21]，对工区扶杨油层所有井进行了系统分析(图3)。图中①、②、③、④分别代表第一、二、三、四类流动单元的单井样品组合关系。其中第一类流动单元多为细砂岩以上级，岩石颗粒粒度粗，粒度中值大于0.15 mm，分选较好，孔隙度大于29%，渗透率大于700×10-3μm2，剩余油饱和度高，是工区最好的流动单元，但发育程度相对低，所占比例不到10%。第二类流动单元是工区比较常见的一类流动单元，岩性多为细砂岩，岩石颗粒粒度比第一类流动单元细，粒度中值介于0.05～0.15 mm之间，孔隙度24%～31%，平均渗透率230×10-3μm2，砂体厚度较大。第三类流动单元属于较差的流动单元，岩石颗粒粒度比第二类更细，粒度中值多小于0.1 mm，平均孔隙度25%，平均渗透率100×10-3μm2，并且剩余油饱和度不高。第四类流动单元对应工区的干层，储层物性更低，原始含油饱和度和剩余油饱和度基本等于零。对不同流动单元类型样品的特征参数进行分析整理和回归判别，获得各类流动单元的回判标准(表2)和判别公式。将相关参数代入判别式，比较函数值Y的大小，将待识别的流动单元以其最大函数值对应的类别进行归类[22]。

Y1=2 790.225φ+0.004K-766.2FZI-226.092×

So(R)-179.847α-259.08

(16)

Y2=2 746.551φ-0.139K-481.542FZI-242.391×

So(R)-202.395α-221.208

(17)

Y3=2 672.897φ-0.124K-557.443FZI-248.067×

So(R)-191.735α-192.539

(18)

Y4=2 749.534φ-0.125K-562.781FZI-269.899×

So(R)-185.535α-209.361

(19)

式中：Y1为第一类流动单元判别函数；So(R)为剩余油饱和度；α为水驱指数。

3.3流动单元分布及成因类型

3.3.1 流动单元分布

为了更明确、直观体现流动单元分布，以流动单元划分为基础，分别对流动单元的剖面分布以及平面分布进行了研究(图4,5)。从剖面上看出，扶杨油层流动单元均具有一定韵律性。其中扶余油层河道内部，第一类、第二类流动单元主要发育在河道中下部，第三类流动单元主要发育河道中上部，第四类流动单元主要发育在河道顶部。杨大城子油层河道底部以第三类流动单元为主，主要是河道底部滞留沉积。在单一侧积体内部，流动单元呈正韵律分布，侧积体底部主要发育第二类、第三类流动单元，顶部主要发育第三类、第四类流动单元。由于侧积泥岩的遮挡作用，不同侧积体流动单元分布类型有所区别。

图3 扶余油田东5-9区块扶杨油层流动单元聚类树状谱图

类型孔隙度/%渗透率/(10-3μm2)FZI剩余油饱和度/%水驱指数/%沉积微相第一类>29>7000.26～0.340.3144～795711～4737 分流主河道局部第二类24～312842.03～701.00234.640.13～0.330.2242～73600～3022 分流河道主河道、点坝主体第三类23～292523.09～351.8399.110.10～0.260.1619～623711～2918 分流河道侧翼、天然堤、局部点坝、决口扇第四类16～25231.21～111.4732.630.04～0.180.11干层干层 天然堤

图4 扶余油田东5-9区块扶杨油层流动单元剖面

图5 扶余油田东5-9区块扶杨油层流动单元平面分布

另外，以单砂体平面分布为基础，综合考虑断层的封隔特征，圈定各单砂层流动单元分布范围。整体上，扶余油层各单砂层以第二类、第三类流动单元为主，呈南西—北东向条带展布，第一类流动单元零星分布在条带中心位置，第四类流动单元分布在第三类流动单元外缘。杨大城子油层以第二、三类流动单元为主，且呈团块状分布。相比扶余油层，第一类流动单元更不发育，第四类流动单元条带式分布在第三类流动单元外侧。

3.3.2 流动单元成因类型

结合储层构型和流动单元划分结果，在扶杨油层共识别出5种流动单元成因类型。

第1种是断层控制的流动单元(二级渗流屏障)。工区南西部发育2条北西—南东向小型断层，断距超过20 m，而扶杨油层单一河道厚度2～8 m，单河道内部加积体厚度1～5 m。断层的封闭隔断了两盘之间的流体渗流，形成了2个不同的流动单元系统。

第2种是隔层控制的流动单元(二级渗流屏障)。这里的隔层是指小层之间的不渗透层，通常由沉积微相的相变导致。扶余油层的水下分流间湾和杨大城子油层的泛滥平原是比较稳定的隔层，它们的存在能够阻止和控制流体的流动，使隔层上下形成不同的流动单元组合系统。

第3种是单砂体间夹层控制的流动单元(三级渗流屏障)。扶余油层单河道底部滞留泥砾层、顶部钙质层、冲刷切割泥岩层，杨大城子油层废弃河道等都可以作为三级渗流屏障。它们的横向连续性相对第二种差，但能够明显影响流体的垂向渗流，也能够影响水平渗流，从而形成2个不同流动单元。

第4种是单砂体内夹层控制的流动单元(四级渗流屏障)。扶余油层单河道内部加积体间界面横向连续性较好，以10～20 cm厚的泥岩、粉砂质泥岩为主，且近水平分布。它的存在也使得单砂体内部划分成不同的流动单元类型。杨大城子油层点坝内部侧积泥岩夹层有比较明显遮挡作用，而使得相邻侧积体间在水平方向上属于不同流动单元类型(图4)。

第5种是渗透率韵律控制的流动单元。渗透率韵律是指砂体内渗透率高低按一定顺序的变化，这种渗透率的差异，将直接影响到储层内部流体的渗流特征。垂向上不同的渗透率组合类型和内部非均质程度的不同，对储层渗流特征及油层水洗厚度具有不同的影响。扶余油层单河道、单一加积体，杨大城子油层单一点坝侧积体均呈现不同程度正韵律特征或者复合韵律特征，形成的流动单元垂向也多呈正韵律特征。

4 流动单元应用

4.1流动单元对产能的预测

为了比较不同流动单元储层砂体产量的差异，对只投产一种流动单元且射孔厚度基本相近的油井产能进行了统计。结果表明，产能较高者多为投产的第一、二类流动单元，日产液量高，但含水也相对高；投产的第三类流动单元动用程度相对较低，日产液量低。而第四类流动单元物性差，产能建设低。另外，统计分析了各流动单元判别函数值与单位厚度日产液量的相关关系。二者具有近似的指数关系。因此可以利用新投产井的射孔段流动单元类型及判别函数预测油井产能。具体步骤是：(1)分析射孔段相关参数；(2)判断射孔段流动单元类型；(3)针对不同流动单元类型利用下列公式进行产能预测。

第一类流动单元：Q1=0.040 7e0.025 7y

(20)

第二类流动单元：Q2=4E-10e0.097 1y

(21)

第三类流动单元：Q3=0.005 2e0.019 5y

(22)

式中：Q为单位厚度日产液量；y为流动单元判别函数值。

4.2流动单元与剩余油的关系

在流动单元划分过程中，除了选取代表物性的孔、渗数据，代表微观的FZI数据，还选取了剩余油参数参与分析，因此划分的流动单元能够更好指示剩余油的分布情况。从流动单元划分结果以及流动单元、剩余油平面分布情况均能看出：剩余油主要分布在第一类、第二类流动单元中。主要原因是：(1)分流河道、点坝骨架砂体原始含油饱和度高，虽然水洗程度也相对更强，但水淹后仍然高于河道侧翼、天然堤等边缘微相；(2)第一类、第二类流动单元主要对应主河道、点坝中下部，仍然具有较大的剩余油潜力。

4.3流动单元与砂体动用效果

不同流动单元类型对应砂体动用效果明显不同。比如D9-6.2井在扶余油层第9小层于2006年3月射孔动用，动用后平均增油近1 t/d，有效期6个月。分析原因，该井第9小层属于第二类流动单元，而周边注水井也多属于此类型。D9-10.2井在扶余油层第二小层于2005年11月射孔动用，动用后产量没有增加，反而出现了自然递减现象。该井属于第四类流动单元，流动单元类型明显等于或低于注水井流动单元类型。

5 结论

1)对扶余油田扶杨油层的储层构型分析过程中，扶余油层精细到单河道内部加积体，杨大城子油层精细到点坝内部侧积层。归纳总结了各级构型界面与渗流屏障级别的关系。

2)选取反映沉积体物性的特征参数(孔隙度、渗透率)、微观孔喉结构参数(FZI)、动态参数(剩余油饱和度、驱油效率)，在储层构型研究基础上，采用多参数聚类方法将扶杨油层划分成4类流动单元。

3)不同流动单元在物性、岩性上区别明显。剖面上，单河道内部、单一点坝侧积体以正韵律流动单元类型为主。平面上，扶余油层条带状分布，杨大城子团块状分布。识别出小断层、隔层、单砂体间夹层、单河道内夹层、点坝侧积层、渗透率韵律等成因类型流动单元。

4)流动单元类型同油井产能相关性好，第一、二类流动单元产液量高，根据流动单元判别函数可预测油井产能。剩余油主要分布在第一、第二类流动单元中，并且这两种类型流动单元砂体动用效果好。

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(编辑叶德燎)

Flowunitdivisionbasedonreservoirarchitecture: taking Fuyu-Yangdachengzi Formation in blocks Dong5-9 of Fuyu Oilfield as an example

Jiang Ping, Lü Mingsheng, Wang Guoting

(ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China)

Aiming at revealing the distribution of sandbody and the rule of fluid flowing in the Fuyu-Yangdachengzi Formation of the Fuyu Oilfield, the Fuyu Formation was divided into compound channel, single channel and accretion, and the Yangdachengzi Formation was divided into single channel, point bar and lateral accretion through hierarchical analysis. The relationship between architecture surfaces and flow barriers was summarized. Based on parameters such as porosity, permeability, FZI, remaining oil saturation and water driving index, four types of flow units with their own judging standard were classified as to the Fuyu-Yangdachengzi Formation. Combining with reservoir architecture, there were five genetic types of flow unit. The relationship between flow unit and dynamic data demonstrated that the flow unit could forecast productivity, instruct the distribution of remaining oil and the effectiveness of producing.

reservoir architecture; flow unit; Fuyu Formation; Yangdachengzi Formation

logRQI=logFZI+logφz

1001-6112(2013)02-0213-07

10.11781/sysydz20130218

TE311

A

2012-04-01；

2013-01-30。

蒋平(1986—)，男，在读博士研究生，从事油气储层地质研究。E-mail：jiangpingdalang@126.com。

中国石油天然气股份有限公司科技创新基金项目(2011D-5006-0303)。