北部湾盆地复杂低渗储层品质分级表征

张冲，杨朝强，汪新光，赵楠，彭小东

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570312）

0 引言

南海西部海域原油资源基础雄厚，资源潜力大［1］。近年来，随着勘探开发力度的增大，低渗油藏在南海西部北部湾盆地所占比例越来越大［2］，必将成为未来5～10 a油田开发的工作重心及产量接替的主力军［3-5］。高效合理的开发低渗油藏对实现整个北部湾盆地的持续稳产有着重要的保障作用［6-7］。

近年来，北部湾盆地低渗油藏的开发主要把低渗储层预测和低渗油藏产能作为研究核心，开展了宏观砂体展布、有利储层预测、储层敏感性、渗流机理、低渗油藏产能评价等研究［8-12］，初步形成了海上低渗油藏合理的储层评价体系。但是，对低渗储层内部品质差异的研究仍不够深入，制约了低渗背景下优质储量的筛选和快速评价。本研究基于北部湾盆地低渗油田室内实验和生产测试资料，综合考虑储层孔喉结构特征和渗流能力差异，对北部湾盆地低渗砂砾岩储层进行品质分级与表征，量化了低渗储层品质界限。研究成果有助于筛选各低渗油田相对优质储层，扩大低渗储层开发规模。

1 区域地质概况

北部湾盆地是在前古近系基底上发育起来的沉积盆地，先后经历了张裂、断陷和拗陷3个阶段［13］。中生代后期—早古近纪，在SE—NW向、近SN向区域拉张应力的作用下，华南板块南缘形成一系列NEE—SWW向、近EW向断陷盆地。盆地内部划分为3个次级的构造单元：南部坳陷、企西隆起和北部坳陷（见图1）［14］。研究区典型低渗油藏主要位于乌石和涠西南凹陷，断裂和构造十分发育。

图1 北部湾盆地构造区划及研究区位置

盆地内部，从古近系到新近系共发育7套地层，低渗油藏主要位于流沙港组［15］。流沙港组纵向上可划分为3段：流沙港组一段主要为扇三角洲沉积体系下发育的浅灰色含砾砂岩，上部为灰色、深灰色泥岩或砂泥岩薄互层；流沙港组二段为一套巨厚的中深湖相深灰色、褐灰色泥页岩，底部发育的高阻油页岩是盆地主要的生油岩；流沙港组三段为近源扇三角洲沉积体系，岩性主要为浅灰色含砾砂岩、砂砾岩［16］。受沉积环境、成岩作用综合控制，北部湾盆地流沙港组低渗砂砾岩储层纵向上物性变化快，孔隙度、渗透率主要分布区间分别为13.0%～22.0%，1.0×10-3～64.0×10-3μm2，总体表现为中孔、低—特低渗特征，在时空上相互影响和联系。储层孔隙类型多样，孔径分布不均。储层次生孔隙最为发育，占总孔隙体积的63.5%～92.1%。强溶蚀—中等压实型储层是低渗储层中相对优质的一种类型。

2 储层品质评级参数

北部湾盆地低渗油田开发实践表明，储层物性、沉积或成岩差异并不能直接反映储层品质差异，同等渗透率的储层产能差异大［1］。为了更好地表征研究区复杂低渗储层的品质差异，本研究引入和建立了3个最能体现研究区低渗储层品质差异的评级参数。

2.1 储层品质指数

储层品质指数（RQI）是根据Kozeny-Carman方程推导得到的，该参数广泛应用于表征低渗甚至致密油气储层的孔隙结构差异，其表达式［17］为

式中：K为渗透率，μm2；φe为有效孔隙度；r为毛细管半径，μm；Fs为形状因子；τ为毛细管的弯曲度。

海上低渗砂砾岩储层孔隙结构十分复杂，孔隙结构配置决定了储层的渗流能力，而储层品质指数可以较好地表征这一复杂性。本区低渗砂砾岩储层的排驱压力、孔喉半径平均值与储层品质指数呈明显相关关系（见图2、图3）——储层品质指数越小，储层孔隙结构的复杂程度越高，排驱压力越大。

图2 排驱压力与储层品质指数的关系

图3 孔喉半径平均值与储层品质指数的关系

2.2 可动流体优势贡献比

北部湾盆地低渗储层孔隙结构复杂，常规孔喉评价方法难以满足海上低渗油藏的研究需要。岩心核磁共振实验获得的T2弛豫时间谱，可反映孔径相对大小和可动流体分布。岩心核磁共振实验在廊坊科学技术研究院研制的低磁场核磁共振岩心分析仪上开展。实验共钻取流沙港组直径2.5 cm规格柱塞岩样（砂岩、砂砾岩）98块，其中，涠西南凹陷样品45块，乌石凹陷样品53块。将样品用抽提法进行洗油，再将岩样干燥称重，并测量其长度和直径。把饱和水后的岩样放置在核磁共振分析仪的探头中，进行磁共振测试，反演计算出T2弛豫时间谱，其分布代表了岩石孔径的分布情况［18-20］。T2截止值是一个反映孔隙流体可动性的临界T2值，对应的孔径大小为流体流动的最小孔径，因此，可以根据这些孔径变化信息精确反映孔隙大小分布，求得较为准确的可动流体信息。

实验室测得本区T2截止值平均值为12 ms，T2弛豫时间小于12 ms反映的是微小孔隙的分布，流体在这类孔隙中无法流动。因此，可将T2弛豫时间小于12 ms的累积分布频率定义为Ts；T2弛豫时间介于12～50 ms反映的是相对中等大小的孔隙分布，把反映中等孔隙的T2弛豫时间累积分布频率定义为Tm；大于50 ms的T2弛豫时间反映的是相对大孔隙的分布，把反映大孔隙的T2弛豫时间累积分布频率定义为TL。为更好地体现和刻画出不同品质的低渗砂砾岩储层的孔喉结构差异，基于T2弛豫时间和T2截止值的分布，构建了可动流体优势贡献比（SC*）这一特征参数，其表达式为

可动流体优势贡献比反映了储层内部相对大、中孔隙的优势占比，更能反映各种级别孔隙的配置特征。从SC*与RQI的关系可以看出：低渗砂砾岩储层RQI值越大，储层内部相对大、中孔隙的优势占比越突出，越利于储层流体在岩石中流动（见图4）。

图4 SC*与RQI的关系

基于高压压汞资料，本次研究还计算了33块岩样的结构系数（GS）。结构系数可以表征真实岩心与理想等长且等截面的平行管柱型毛细管模型之间的差异，是影响这种差异的各因素的综合度量，反映了储层流体在孔喉网络空间中渗流的迂回程度，其值越大，孔喉弯曲度也越大，孔隙结构越复杂。图5显示了SC*与GS存在明显的相关关系，SC*越小，GS越大，储层流体在该孔隙网络空间中流动就越困难，验证了SC*表征储层孔隙结构复杂配置的地质意义，因此，该参数可用于评价低渗砂砾岩的储层品质。

图5 SC*与GS的关系

2.3 启动压力梯度

启动压力梯度（p）是低渗透储层的开发特征异于中、高渗透储层的重要指标之一，因此，开展储层启动压力梯度测试及其与物性参数的相关性分析，是研究低渗油田开发的一项重要基础工作。本次对研究区29块低渗砂砾岩岩心，利用非线性渗流实验系统进行压力与流速的测试，获得的压力与流速信息，可以反映出岩石孔隙喉道与驱动流体流动所需克服阻力之间的关系，进而从流体动态流动的角度，评价储层岩石的微观孔喉结构特征［21-23］。

由p与RQI的关系来看，RQI值越小，p越大（见图6）。当RQI小于0.3（渗透率一般小于1×10-3μm2）时，随着RQI值的降低，p迅速增大；当RQI值在0.3～0.6（渗透率一般在1×10-3～10×10-3μm2）时，随着RQI值的增大，p降低速度减慢；当RQI值大于0.6（渗透率一般大于10×10-3μm2）时，p随RQI值增大而缓慢下降。由此可以看出，在不同渗流能力条件下存在储层品质界限，不同品质级次的低渗储层体现了不同的开发难易程度。

图6 p与RQI的关系

受复杂的沉积成岩作用影响，海上低渗砂砾岩储层的孔隙喉道半径分布范围较大，不同大小的孔喉受到的毛细管力也有差异，因而，也具有不同的启动压力梯度。可动流体优势贡献比越大，反映储层中大、中孔喉占比相对处于优势，储层的启动压力梯度便会降低（见图7）。

图7 p与SC*的关系

3 储层品质分级

3.1 T2弛豫时间谱曲线分布特征

根据岩心核磁实验原理，T2弛豫时间与孔喉的大小形态、流体类型等相关，不同品质的储层应具有不同的T2弛豫时间谱分布。为此，对本区90块岩壁、岩心样品核磁实验获取的T2弛豫时间谱分布进行了对比分析，结合物性分析结果，可将低渗砂砾岩的T2弛豫时间谱分布划分为5种类型（见图8）。图中曲线a代表了相对大孔聚集的一类储层类型，呈靠右的单峰分布，RQI值基本大于1.10；曲线b代表以大孔为主，存在中、小孔分布的一类储层，呈不明显的双峰特征，主峰靠右分布，RQI值介于0.90～1.10；曲线c代表大孔隙与小孔隙对等分布的储层，呈双峰分布，RQI值介于0.60～0.90；曲线d代表以小孔为主、品质较差的一类储层，呈不均匀的双峰分布，存在主峰，主峰靠左，RQI值一般介于0.28～0.62；曲线e代表几乎以小孔为主的一类储层，呈靠左的单峰分布，储层品质极差，RQI值基本小于0.30。

图8 T2弛豫时间谱曲线分布特征

3.2 启动压力梯度变化率数量级对比

核磁曲线形态反映了储层孔隙分布差异，同时也可反映可动流体差异，基于这些曲线形态，可将本区低渗砂砾岩储层按5个级次进行划分，但由于各类曲线间参数界限存在交叠，因此，还需要结合其他方法共同确定分级界限。本次利用启动压力梯度变化率数量级对比法，通过启动压力梯度的表达式对储层品质级次进行划分。

根据p与RQI的拟合关系，可以求得p的表达式：

对式（3）求导可得：

利用式（4）可以求出不同RQI条件下的p的变化率，在不同的渗透率区间，p的变化率呈现出数量级的差别（见表1）。按照p变化率的数量级可以将海上低渗砂砾岩储层品质划分为5级。RQI小于0.30时，p变化率呈现出3个级次的变化，但考虑到海上油田RQI小于0.30的特低渗致密储层目前不可开发，因此，将p变化率数量级大于10-1的储层划为Ⅴ级，为海上极难动用储层；将p变化率数量级为10-2的储层划为Ⅳ级，属海上难动用储层。考虑到p变化率数量级为10-3的储层渗透率、测试产能跨度过大，而核磁曲线分布形态也支持将这一区间的低渗储层进一步细分，因此，在式（4）基础上进一步求导，计算该区间p的二次求导变化率，以此进行储层类型细分。

表1 北部湾盆地启动压力梯度随RQI的变化率

3.3 储层品质分级界限综合确定

T2弛豫时间谱分布呈现出5种不同的曲线特征，而基于启动压力梯度刻画的储层品质级次也为5级，表明本区低渗砂砾岩储层存在5种级次的储渗品质。为定量刻画各储渗品质表征参数的分级界限，本次采用基于迭代算法的快速聚类法，来研究低渗储层渗流能力的分级界限［24-25］。快速聚类法是一种在数据量不大的情况下较为有效的方法，该方法要确定凝聚中心，有几个凝聚中心，就得到几类。凝聚中心有2种确定法：第1种是由系统根据数据情况和指定的类数，自动确定；第2种是人工输入。本次研究由于数据量不大，且考虑到启动压力梯度变化率的数量级和核磁曲线均反映本区存在5种不同渗流能力和孔隙结构的低渗砂砾岩储层，因此，采用人工输入凝聚中心数，指定了5个凝聚中心，并在产生了凝聚中心后，计算每个点（观察值）到各凝聚中心的距离，按照距离最近原则，对启动压力梯度、可动流体优势贡献比和储层品质指数进行了快速聚类，确定了5种渗流能力的储层品质级次（Ⅰ—Ⅴ级）（见图9。图中1～20代表样本个数，10-2～102为各参数刻度值）。

图9 快速聚类法确定的低渗储层品质级次

该级次的确定旨在为油田开发工作提出建议，优选开发区块。但是，海上低渗砂砾岩油藏的开发效果往往受控于多种因素，各影响因素难以综合量化评价低渗储层品质差异。为综合定量评价海上低渗储层渗流能力品质，本次引入灰色关联法进行储层品质评价参数的权值分析［26］，并基于权值分析结果，融合多种储层品质因子，建立综合反映储层品质的量化参数。首先，对储层品质评价参数进行极大值标准化；其次，确定子、母序列；然后，计算出灰色关联系数和灰色关联度，确定出各渗流能力储层品质评价参数的权重值。由于p最能反映低渗油藏开采的难易程度，因此，将该参数定义为权重分析过程中的母序列，RQI和SC*定义为子序列，基于灰色关联法，最终确定了储层品质评价参数的权重值。p，RQI和SC*的权重值分别为0.340 1，0.337 1，0.322 8。最后赋予各储层品质参数对应的权重值，根据参数与储层品质的正负相关关系，建立了海上低渗油藏渗流能力品质的综合评价因子，定义为CQ，其表达式为

根据式（5）计算结果，确定不同渗流能力储层品质分级的综合评价界限（见表2）。

表2 低渗储层分级综合评价界限

由海上低渗砂砾岩油藏储层品质综合评价因子与油井产能关系可知，利用上述评价方法计算的储层品质综合评价因子与单井比采油指数（JOS）具有较好的一致性（见图10），反映了储层品质分级方法是准确的，利于海上各油区的储层品质评价和区块快速优选。

图10 低渗砂砾岩油藏J OS与CQ的关系

4 结论

1）引入和建立了3个反映孔喉结构和渗流能力的储层品质参数。其中：储层品质指数反映了储层孔隙结构的复杂程度，储层品质指数越小，储层孔隙结构越复杂，排驱压力也越大；可动流体优势贡献比反映了储层内部相对大、中孔隙的优势比，体现了储层各种级别孔隙的配置特征，储层内部相对大、中孔隙的优势占比越突出，越利于储层流体在岩石中流动；启动压力梯度可以表征低渗储层渗流能力差异，反映不同品质储层的开发难易程度，启动压力梯度越小，储层越容易被开发。

2）北部湾盆地低渗砂砾岩储层品质级次为5级，可经济开发的低渗储层级次为Ⅰ—Ⅲ级，可经济开发的储层品质指数下限为0.6，启动压力梯度上限为0.14 MPa/m，可动流体优势贡献比下限为1.5。

3）构建了海上低渗油藏渗流能力品质的综合评价因子，量化和表征了低渗砂砾岩的储层品质，该综合指标可指导北部湾盆地未动用低渗油藏的储层品质评价和区块优选。