龙西地区扶余油层储层综合评价及有利区预测

2023-10-27王芳庞磊孙同文

当代化工研究 2023年19期

＊王芳庞磊孙同文

（广东石油化工学院石油工程学院广东 525000）

引言

龙西地区在地理上位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县境内，地质上位于松辽盆地北部龙虎泡以西至泰康隆起带之间的斜坡带上，是松辽盆地重要的油气富集区之一。该地区发育多套油层，自下而上分别是扶余油层、高台子油层、葡萄花油层和萨尔图油层。自1996年提交预测储量以来，有关单位通过开展多轮滚动评价及“百井工程”开发模式先后开辟了4个先导试验区，对该地区储层特征及产能动态情况有了一定的认识，但由于扶余油层储层物性致密，油气渗流关系复杂，开发难度较大[3-4]。本次研究通过分析该地区储层宏观和微观特征，以寻找隐藏其中的流体渗流规律，建立储层综合评价方法并预测有利区，为后期开发提供一定指导。

1.储层宏观特征研究

由于平面沉积微相是认识扶余油层储层成因、砂体展布、油层平面非均质性、开发区扩层及外推预测的最重要基础，因此，以物源、沉积环境研究成果做宏观指导，参照单井相划分结果，考虑不同位置密井网区砂体规模及延展方向，结合分小层砂岩厚度等值图对各小层沉积微相进行了组合划分研究。本次研究开展了扶余油层垂向上17个小层平面沉积微相分析，沉积微相类型主要包括分流河道砂体、决口扇、席状砂、泛滥平原、滨浅湖和分流间泥。其中，储层砂体主要是分流河道砂体、决口扇和席状砂。很好地揭示了成因单砂体的空间展布，是油层精细认识、砂体展布规律的基础与关键。

2.储层微观特征研究

(1)孔隙度与渗透率相关性分析

通过对扶余油层不同油组孔隙度、渗透率交汇分析可知，二者之间的相关性一般，相关度仅为0.5。由此说明研究区扶余油层孔隙度和孔隙连通程度和流体渗流能力之间并无明显关系，不能像其它地区一样，利用孔隙度来建立可靠的渗透率模型并指导注水开发。需要进一步探讨孔隙与孔隙之间的“瓶颈”，即分析孔隙喉道半径与渗透率之间的关系。

(2)喉道半径与渗透率的关系

从龙西地区扶余油层不同渗透率喉道半径分布频率统计可知，由于岩心的渗透率不同，其喉道半径分布差异显著。随着渗透率的降低，喉道半径的值也越低，并且出现峰值高窄条带的分布。随着渗透率逐渐变大，喉道半径值也增大，即喉道半径与渗透率呈正相关关系。由此可以发现，岩样渗流能力的大小主要是受喉道半径的制约。

喉道半径具体多大时对开发能起到贡献呢？下面进行了具体分析。渗透率较小的岩心，由于喉道半径分布基本都在较低值，且分布范围窄、峰值高，因而不同半径的喉道均对渗透率做出较大的贡献，在贡献率曲线上表现为形状对称（图1）；随着岩样渗透率的增大，贡献率曲线跨度越来越宽，同时贡献率曲线峰值开始向高值区移动，这说明对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献，而较小半径的喉道虽然比例不低，但贡献较小。

图1 不同渗透率岩样喉道对渗透率的贡献率分布图

从图1可以看出，渗透率小于0.5mD时，岩心喉道主要以小喉道为主，喉道很少有半径大于1μm的，开发极难；渗透率在0.5～1mD之间时，岩心喉道半径有小于1μm的，也有大于1μm的，但大于1μm的喉道数量不多，开发起来也较困难；渗透率在1～2mD之间时，岩心喉道半径有小于1μm的，但大于1μm的喉道数目占有一定的比例，因此渗流能力有所提高；渗透率在2～5mD之间时，岩心喉道半径小于1μm的喉道所占比例不多，大于1μm的喉道数目占有相当的比例，渗流能力明显提高；渗透率大于5mD时，岩心喉道半径小于1μm的喉道很少，大于1μm的喉道起主导作用，开发较容易。

综合以上分析，我们发现岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约。渗透率小于1mD的储层，由于喉道细小，储层能不能动用是在开发过程中要面临的关键问题，而在渗透率大于5mD的储层中，由于孔喉半径较大，注水较易进入，因此储层能够得到动用。

(3)可动流体饱和度研究

本次研究共对扶余油层的16块岩样进行了可动流体测试分析。可动流体与渗透率在半对数坐标系中具有较好的正相关关系，随着渗透率的增加，其可动流体百分数也随之增大（图2）。

图2 可动流体百分数与渗透率关系

根据国内外油气田开发生产的经验，如果单以可动流体饱和度高低为标准，可以将储层好差划分为五类：可动流体饱和度大于65%的是Ⅰ类（好）储层；可动流体饱和度介于50%～65%之间的是Ⅱ类（较好）储层；可动流体饱和度介于35%～50%之间的是Ⅲ类（中等）储层；可动流体饱和度介于20%～35%之间的是Ⅳ类（较差）储层；可动流体饱和度小于20%的是Ⅴ类（很差）储层。

(4)压力梯度分析

从测试结果分析可知，真实启动压力梯度与渗透率之间有较好的相关关系。随着渗透率逐渐增高，启动压力梯度值越来越低；而随着渗透率的逐渐降低，驱动流体流动时需克服的阻力也越来越大，也就是启动压力梯度也越来越大。启动压力梯度和渗透率的关系如下：

式中，δmin为启动压力梯度，MPa/m；K为气测渗透率，mD。

按照启动压力梯度值可将低渗透储层划分为4种类型：Ⅰ类低渗透储层启动压力梯度值的界限为0.1；Ⅱ类低渗透储层启动压力梯度值的界限为0.1～0.2；Ⅲ类低渗透储层启动压力梯度值的界限为0.2～0.7；Ⅳ类低渗透储层启动压力梯度值的界限大于0.7。

扶余油层的平均渗透率为1.56mD，对应的最小启动压力梯度为0.0168MPa/m，按照拟启动压力梯度分类，该储层属于低渗透Ⅲ类油藏。

3.储层综合评价及有利区预测

储层综合评价方法有多种，包括神经网络判别法、灰色关联聚类法、模式识别法等，本次采用的是GIS辅助储层综合评价法，是在灰色关联聚类法基础上改进的。

GIS辅助储层综合评价主要是对上述基本可量化参数的综合分析与评价，决策者可以在得到可量化参数的评价结果基础上，根据预测性评价参数对评价结果补充、修改，得到最终的评价结果。本次研究宏观参数选用沉积环境（岩性）和砂层厚度；微观参数优选具有一定物理意义且对开发效果有主导作用的参数（包括孔隙度、渗透率、孔喉半径、启动压力梯度、流体饱和度、原油黏度和黏土矿物成分）。微观参数鉴于区块内储层流体黏度差异较小、黏土矿物含量实验数据较少，因此本次将测井解释成果得到的油层厚度和泥质含量两个参数引入，代替原油黏度和黏土矿物成分两个参数，用以参与综合评价。参考前人的研究结果，并结合研究区的实际情况建立表1所示的储层单因素评价标准，每项参数都有一定的相关性，通过对开发效果的影响程度将各个单因素划分为四个等级，一类层为好，二类层为中，三类层为差，四类层为很差。

表1 龙西地区扶余油层单因素综合评价标准

储层多因素综合评价是结合以上储层单因素评价结果对研究区储层储集性能的综合评判，基本过程是首先对每一个单因素评价等级赋予一定的指标得分（见表2所示），然后计算每一栅格像元的总得分，最后根据总得分划分综合评价等级。

表2 龙西地区扶余油层储层评价参数不同等级得分表

通过GIS对扶余油层储层单元素评价结果可视化，结合储层综合评价，共预测出I类区面积为105.72km2，II类区面积121.8km2，III类区面积323.2km2，Ⅳ类区面积642.02km2。其中，Ⅲ类区和Ⅳ类区风险较大，I、II类区块是相对有利的区块，建议选择连片面积较大的I、II类区块优先动用。