低孔渗储层流动单元的划分方法与评价

葛红旗

（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北武汉 430100）

低孔渗储层流动单元的划分方法与评价

葛红旗

（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北武汉 430100）

XX凹陷N地区为低孔低渗储层，开发难度大，为合理高效开发，此文结合岩心物性分析、岩心压汞分析、试气分析和测井分析等资料，利用FZI值将研究区储层划分为三类；对各类流动单元的毛管压力曲线特征、物性特征、孔隙结构参数以及渗流性能参数进行研究，分类后的三类储层对应毛管压力曲线特征（孔隙结构特征）和渗透性差异明显，且每一类储层孔隙结构、渗透性等特征基本一致；利用实际井资料对比与验证，说明利用FZI值划分储层类型，区分效果明显，验证了FZI值划分储层类型的合理性。利用FZI值划分低孔低渗储层类型，对于调整注采井网、提高采收率等具有重要意义。关键词：低孔低渗储层；流动带指标（FZI）；毛细管压力曲线；渗透性能参数；实际井验证

1984年Hearn首先提出储层流动单元的概念，此后，流动单元的概念和划分方法得到了进一步的补充和完善，包括将其应用到储层的表征和评价、剩余油分布预测等方面。国内外学者从不同角度对流动单元的形成机制和控制因素进行了研究，提出流动单元的多种研究方法[1-2]。目前，流动单元主流研究方法可以分为两类：一类是以数学手段为主的储层参数分析法，强调影响流体渗流的地质参数的差异性，缺点为对其成因研究不够，这类方法的应用具有片面性；另一种是基于地质研究的储层分析方法，即在等时地层格架内研究储层建筑结构，并利用各种参数识别流动单元，该方法既强调了流动单元与地质作用之间的成因联系，又具有多参数法的优点，是当前较为流行的方法[3]。

流动单元是一个连续的储层单元，纵向和横向都具有连续性，其内部具有相似的岩相特征和岩石物理特征，这些特征主要影响流体流动。划分流动单元的原则：流动单元内部储集层物性差异最小、不同流动单元之间储集层物性差异最大，依据此原则在储集层垂向上和平面上划分“相对均质”储集层单元。在众多流动单元划分方法中，FZI具定量识别和划分的特点，能大大提高渗透率的测井解释精度[4]；同时，对储层的精细描述和合理细分方面，流动单元已经成为重要的指标之一[5]，因而得到广泛的应用。

低孔低渗储层的形成受颗粒大小、胶结物成分和成岩等各方面原因影响，因而造成低孔渗储层孔隙结构非常复杂，孔隙结构是控制低孔特低渗油气藏流体分布的重要因素，同时对储层产液性质、产能大小和测井电性特征有重要影响。因此，必须对低孔特低渗储集层按岩石进行分类，在定量求取储层参数时，为了得到更优质的储层参数，需要对具有不同孔隙结构的储层进行分类，使得每一类储层在岩石物理特征上具有一定的共性，然后对应研究并建立不同的计算模型。利用地层流动带指数（FZI）在低孔低渗储层中能很好的划分出不同的储层类型，并且分类后不同储层的特征区分明显。说明FZI值在低孔低渗储层分类中应用效果很好。

1 利用FZI值划分储层等级

不同孔隙结构的储层在物性上宏观体现为孔隙度、渗透率的变化。卡兹尼方法以孔隙度渗透率关系的变化反映孔隙结构的变化为理论基础，提出一种利用宏观物性参数评价储层孔隙结构的方法，即流动带指标（FZI）法[6]。

FZI是依据修正的Kozeny-Carman关系方程：

式中：K为渗透率，10-3μm2； φ为孔隙度，小数；Fs为形状系数；τ为孔隙介质的迂曲度，小数；Sgv为单位颗粒体积比表面积，μm-1。

式（1）两边分别除以φ，并开平方可得：

如果渗透率的单位取10-3μm2，则可以定义下列参数：

油藏品质因子：

孔隙体积与岩石颗粒体积之比（此为标准化孔隙度指标）：

流动带指标：

式（5）说明FZI是一个综合判定参数，FZI值主要由孔隙度、渗透率决定，孔渗数据主要是实验室岩心测定得到，数据准确可靠；结合岩石结构、矿物地质特征和孔喉特征等特性，可以更准确地描述储层的非均质性。FZI值越大，说明储层孔喉匹配关系越好。即FZI也是一种反映孔隙结构优劣的参数，其与毛细管压力曲线在理论上是相通的。因此可以将对岩心压汞实验测试资料进行分析所获得的孔隙结构分类与大量的由宏观物性参数计算得到的流动带指标有效地结合起来，综合得到一种孔隙结构的分类标准。

图1中的储层类型分类标准为：Ⅰ类：FZI＞ 1.5；Ⅱ类：0.58＜FZI＜1.5；Ⅲ类：0＜FZI＜0.58。

图1 XX凹陷N地区储层FZI分类图

图2为利用地层流动带指数对岩心进行分类后得到的孔隙度与渗透率关系图，由图可以看出，经过分类后，孔隙度与渗透率之间的相关关系变得更好，不同孔隙结构类型的岩石具有不同的孔渗关系，因此也同样可以说明地层流动带指数这个宏观的孔隙结构参数可以有效地反映储层微观的孔隙结构特征，能够准确地对不同孔隙结构的储层进行分类。由本图可以得到：孔隙度并不是决定孔隙结构好坏的决定因素。孔隙度大的岩石，孔隙结构未必好，而孔隙度小的，孔隙结构未必差。

图2 不同孔隙结构类型孔隙度与渗透率关系图

2 不同类型储层毛细管压力曲线特征

毛细管压力曲线的形态特征能比较全面真实地反映储层孔隙结构特征，根据以上分类标准，对XX凹陷N地区所有压汞实验样品的毛细管压力曲线进行分类，见图3 ～ 图5。

图3 XX凹陷N地区一类储层孔隙结构压汞曲线

图4 XX凹陷N地区二类储层孔隙结构压汞曲线

图5 XX凹陷N地区三类储层孔隙结构压汞曲线

由图可见，经地层流动带指数分类后，每一类储层的毛管压力曲线特征基本趋于一致，由于孔隙结构特征能由毛管压力曲线反映出来，也就是说每一类储层的孔隙结构特征基本一致。

图3体现研究区一类储层样品的毛管压力曲线特征，该类储层排驱压力低，反映平均孔隙喉道大，孔喉的连通性及渗流能力好；曲线在低进汞压力值下呈现一段明显的平台，该平缓段为主要进汞段，该段曲线越长说明岩样喉道的分布越集中分选越好，该段位置越靠下说明喉道半径越大，最后的陡翘段反映岩样微毛细管孔隙的多少。一类储层的毛管压力曲线特征反映出该类储层岩样分选好，喉道分布集中，喉道半径较大，孔喉连通性大，渗流能力高，微毛细管孔隙很少。该类储层样品的排驱压力在0.01 ～ 8 MPa之间，平均排驱压力为0.29 MPa；中值压力在0.07 ～ 115.21 MPa之间，平均中值压力为5.13 MPa；平均孔喉半径在0.02 ～ 10.78 μm之间，平均孔喉半径平均值为4.29 μm；中值半径在0.01 ～ 10.72 μm之间，平均中值半径为2.03 μm。

图4体现研究区二类储层样品的毛管压力曲线特征，该类储层排驱压力介于一、三类储层之间，曲线平台较一类储层短且不及其平缓，反映该类储层岩样孔喉的连通性及渗流能力较好，喉道的分布较为集中，分选较好，喉道半径较大，微毛细管孔隙较多。该类储层样品的排驱压力在0.01 ～ 4 MPa之间，平均排驱压力为0.78 MPa；中值压力在0.32 ～ 99.63 MPa之间，平均中值压力为9.41 MPa；平均孔喉半径在0.05 ～ 7.74 μm之间，平均孔喉半径平均值为0.55 μm；中值半径在0.01 ～ 2.33 μm之间，平均中值半径为0.32 μm。

图5体现研究区三类储层样品的毛管压力曲线特征，该类储层排驱压力和中值压力在三类储层中最高，曲线平缓段处于进汞压力较高的位置，反映该类储层岩样孔喉的连通性及渗流能力较一、二类储层差，喉道的分布比较集中，分选比较好，但较一、二类储层差，喉道半径也较前两类小，微毛细管孔隙较多。该类储层样品的排驱压力在0.2 ～ 5 MPa之间，平均排驱压力为1.37 MPa；中值压力在1.02 ～ 48.84 MPa之间，平均中值压力为11.74 MPa；平均孔喉半径在0.05 ～ 0.76 μm之间，平均孔喉半径平均值为0.23 μm；中值半径在0.02 ～ 0.72 μm之间，平均中值半径为0.13 μm。

利用压汞法毛管压力试验所测岩样资料与毛管压力曲线特征，统计出三类储层的特征参数，如表1所示。

表1 XX凹陷N地区不同孔隙结构类型储层特征参数表

3 不同类型储层孔喉半径分布及对渗透率的贡献

研究区三类型储层孔隙结构不同，其渗透性也存在着差别。图6、图7分别为不同储层类型的孔喉半径中值和排驱压力的频率分布图。孔喉半径越大的储层，其渗流能力越强，对渗透率贡献越大。

从图中可以明显看出，这两个孔隙结构参数在不同孔隙结构的储层类型表现出不同的特征。一类储层具有排驱压力低和中值半径大的特征，该类储层的渗透性也更好，三类储层排驱压力高和中值半径小，反映出其渗透性在三类储层中最低，这是由于其吼道半径小、致密程度高的原因引起的。二类储层的渗透性介于一、三类型储层之间。

图6 不同储层类型中值半径频率分布图

4 储层分类效果对比与验证

图7 不同储层类型排驱压力频率分布图

图8 为A井一类储层剖面，该井3 769 ～ 3 799 m段为气层。该段孔隙度均值为13%，渗透率均值为13.98×10-3μm2，计算得到FZI值为2.18，故根据FZI值分类定为一类储层；试井结论为日产气544 824 m3，产油微量，属于高产气层段。

图8 A井一类储层剖面图

图9 为B井二类储层剖面，该井3 462 ～3 491 m段为气层。该段孔隙度均值为8.5%，渗透率均值为0.87×10-3μm2，计算得到FZI值为1.08，故根据FZI值分类定为二类储层；试井结论为日产气95 117 m3，产水2.3 m3，属于中产气层段。

图10为C井三类储层剖面，该井4 201.5 ～ 4 218 m段为干层（钻井无明显气测显示，无天然气指示，渗透率和含气饱和度低于下限值）。该段孔隙度均值为7.5%，渗透率均值为0.13×10-3μm2，计算得到FZI值为0.51，故根据FZI值分类定为三类储层；该深度段为明显干层，为无产层段。

上述三口井分别对应不同的三类储层，说明利用FZI值划分储层类型，区分效果明显；一般储层物性越好，FZI值越大，对应储层自然产能也越高，不同储层类型分别对应不同自然产能，间接验证了FZI值划分储层类型的合理性。

5 结论

（1）FZI是一个综合判定参数，结合岩石结构、矿物地质特征和孔喉特征等特性，可以更准确地描述储层的非均质性；作为一个宏观的孔隙结构参数可以有效地反映储层微观的孔隙结构特征，能够准确地对不同孔隙结构的储层进行分类。

图9 B井二类储层剖面图

图10 C井三类储层剖面图

（2）不同储层类型，利用FZI值分类后对应的毛管压力曲线特征（孔隙结构特征）和渗透性差异明显，且每一类储层孔隙结构、渗透性等特征基本一致；因此，若FZI取值合理，可以将不同孔隙结构储层准确区分开。

（3）利用FZI值分类后的储层，利用实际井资料对比与验证，说明利用FZI值划分储层类型，区分效果明显，验证了FZI值划分储层类型的合理性；利用FZI值划分低孔低渗储层类型， 对于后期开采调整注采井网等具有重要意义。

[1]高博禹，彭仕宓，陈烨菲．储层动态流动单元及剩余油分布规律[J]．吉林大学学报（地球科学版），2005，35（2）：182-187，194.

[2]欧家强，罗明高，王小蓉．低渗透油藏中储层流动单元划分[J].西南石油大学学报（自然科学版），2008，23（5）：24-28．

[3]唐民安，李建明，孙宝玲，等．鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组储层流动单元研究[J]．地质科技情报，2014，33（6）：83-87．

[4]靳彦欣，林承焰，赵丽，等．关于用FZI划分流动单元的探讨[J].石油勘探与开发，2004，31（5）：130-132．

[5]顾军锋，马磊，蒋红芬，等．流动单元优选储层新方法[J].断块油气田，2015，22（6）： 752-755．

[6]周金应，李治平，谷丽冰，等．储层流动单元划分与描述的方法[J]．资源与产业，2006，8（5）：88-91．

Classification Method and Evaluation of Flow Unit in Low Porosity and Permeability Reservoir

GE Hongqi
（Key Laboratory of Petroleum Resources and Exploration Technology, Ministry of Education, Yangtze University, Wuhan Hubei 430100, China）

The reservoir in N area of XX Sag is very difficult to develop due to its low porosity and permeability. According to the analysis of a series of data including those of physical property and mercury injection from core samples, gas test and well logging etc., the reservoir can be divided into three categories by flow zone index(FZI) values. The study of capillary pressure curves, physical property data, pore structure parameters and percolation parameters in different flow unit shows that there are obvious differences in the capillary pressure curves (pore structure) and permeability values among the different types of reservoirs, but good consistency in each type of reservoir. The comparison and verification with well data reveal that the classification of reservoir type by FZI is reasonable. It is significant in adjusting injection-production well patterns and enhancing oil recovery.

Low porosity and permeability reservoir; flow zone index (FZI); capillary pressure curve; permeability parameter; well verification

TE33

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.04.045

1008-2336（2016）04-0045-06

2016-02-24；改回日期：2016-05-05

葛红旗，男，1989年生，硕士生，主要从事地球物理测井及测井资料解释方面的研究与学习工作。

E-mail：715171548@qq.com。