鄂尔多斯盆地合水地区长81储层流动单元研究

吴育平，孙 卫，雒 斌，李冠男，孟子圆，欧阳思琪，赵丁丁.

(西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069)

流动单元的概念最早是由Hearn等(1984)提出来，他认为：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体[1]。此后，众多学者又提出了不同的概念，Ebanks[2]认为流动单元是一个储集岩体,在这个流动单元内相同和可预测的参数值以及岩石物理性质影响着流体的流动,而与其他储集岩体不同。Amaefule[3]等认为流动单元是总的油藏岩石体积中影响流体流动的油层物理性能恒定不变且可与其他岩石体积区分的有代表性的基本体积。我国的流动单元研究始于20世纪90年代，窦之林[4]认为流动单元是砂体内部储层构型的一部分，是储层非均质性模型的一个层次；裘亦楠[5]、穆龙新[6]等认为流动单元是砂体内部建筑结构的一部分，是一个相对概念，应根据油田的地质和开发条件而定；吴胜和[7]将流动单元定义为“储层内部被渗流屏障界面及渗流差异界面所分隔的具有相似渗流特征的储集单元”。

合水地区位于鄂尔多斯盆地陇东地区，构造格局相对稳定。多年来不同学者对长8油层组研究认识较多，但普遍集中于沉积环境、储层特征与致密化成因、成岩相、物源体系等单一因素的研究[8-12]，这已无法满足油田实际勘探开发的需要。本文以合水地区长81储层为研究对象，在建立流动单元划分标准的基础上，将长81储层划分为四类流动单元，继而分析不同流动单元的微观孔喉结构及渗流特征，为后期油田增储上产提供可靠的理论依据。

1 研究区地质概况

合水地区隶属于鄂尔多斯盆地陇东探区，构造位置位于伊陕斜坡西南缘，研究区西起蔡家庙，东至罗山府，北起大凤川，南至和盛，面积约5 670 km2(图1)。研究区长8整体上属于三角洲沉积体系，发育三角洲前缘沉积砂体。延长组长8油层组可划分2个亚油层组：长81、长82，其中长81厚约40～48 m，长82厚约20～43 m。本次研究选择厚度较大的长81储层为目的层。在81沉积期，该区主要发育三角洲前缘亚相沉积，特别是水下分流河道微相沉积的砂体，厚度较大、延伸较远，成为该区主要的油气储集层。然而，由于受到沉积环境、成岩作用差异的影响,储层具有非均质性强等特点[13,14]。储层岩性以细粒岩屑长石砂岩为主，储集空间类型以粒间孔为主，长石溶孔次之,偶见微裂缝。储层孔隙度为0.30%～58.03%，平均为9.19%；渗透率为0.03～18.22 mD，平均为0.53 mD,属于典型的低孔、低渗砂岩储层。

图1 鄂尔多斯盆地合水地区位置

2 储层流动单元划分

目前，储层流动单元的研究方法不断成熟并完善，形成了以流动带指数(FZI)、孔喉几何形状(R35)及生产动态参数等为评价指标和以多参数综合聚类分析、层次分析、模糊数学及随机建模等为研究方法的流动单元评价体系[15-22]。本文中，笔者采用聚类分析法和灰色关联法，选取孔隙度、渗透率、有效厚度、泥质含量、含油饱和度、储层品质系数等6个参数，并对各参数的权重进行确定，最终得到储层流动单元划分综合系数，利用该系数将研究区长81储层划为A、B、C、D类流动单元。

2.1 评价参数的选取

能较好反映储层流动特征的参数众多，然而，将这些参数全部作为评价参数显然是不合理的，同时为了避免参数的相互重叠导致的划分结果产生偏颇，在流动单元划分的过程中，我们尽可能选取相对独立的参数，这样既可以减少参数的个数，同时又能提高结果的准确度。

因此，本文应用谱系聚类分析的原则寻找合理的参数，从众多参数中筛选出相对独立的参数。距离系数是聚类分析中常用的一个分类统计量，可表示研究对象之间的相似性。本文采用人们最为常用的欧氏距离,表示为：

(1)

在计算之前，采用归一化法对原始数据进行处理，以消除量纲间的差异，计算公式为：

(2)

式中xmax——参数x中的最大值；

xmin——参数x中的最小值。

众多参数按照最小欧式距离为原则进行聚类，结果如图2所示。

图2 鄂尔多斯盆地合水地区长81储层聚类分析谱图

根据谱系图(图2)，选取以下6个参数对合水地区长81储层流动单元划分：孔隙度、渗透率、泥质含量、有效厚度、含油饱和度、储层品质因子。

2.2 各参数权系数的确定

2.2.1 选择关联分析中的母序列与子序列

为了定量的分析被评判事物与其影响因素之间的联系，将能反映被评判事物性质的主因素按一定顺序排列就可形成关联分析的母序列[23]，即：

(3)

子序列是能够参与评判的其他各子因素的有序排列，即：

(4)

渗透率(K)在很大程度上反映了储层的渗流能力，因此，定义渗透率(K)为母因素，孔隙度(φ)、泥质含量(Vsh)、含油饱和度(S0)、有效厚度(Th)、储层品质因子(RQI)为子因素。

2.2.2 对母序列与子序列进行无量纲处理

由于各参数代表的物理意义不同，量纲也不同，不能直接进行比较。为消除量纲差异，需要对原始数据变换处理。本次采用极大值标准化法对原始数据进行量化处理。

对于孔隙度(φ)、渗透率(K)、有效厚度(Th)言，其值越大，反映储层越好，用单个参数值除以本组参数的极大值；对于泥质含量(Vsh)，其值越大，反映储层越差，先用本组参数的极大值减去单个参数值，再用其差值除以本组参数的极大值(方辉煌等，2016)。

2.2.3 灰关联系数的计算

在数据标准化处理后，为得到出各母因素、子因素之间的关联度，首先需要计算母、子因素之间的灰关联系数εi,0。

(5)

式(5)中：

(6)

(7)

(8)

以上数据分别表示同一观测点各子因素与母因素绝对差值、绝对值差值的最大值和最小值；其中，ρ为分辨系数，目的是为了降低由于Δmax太大而导致数据失真的影响，保证结果的准确性，通常ρ∈[0.1，1]，本次取ρ为0.5[24]。

2.3 灰关联度的计算

关联度ri,0定义为：

(9)

式中ri,0——子序列i与母序列0的灰关联度；

n——参数的个数。

灰关联度的取值范围在[0,1]之间，其值越接近于1，则表明母因素与子因素关联度越高，也就是说，两者之间的关系越紧密[25]。

2.4 权系数的求取

确定一个因素对储层影响程度的大小，就是计算它相对于储层影响因素中母因素的权重系数。将灰关联度进行归一化处理，所得结果即为各项参数的权重系数。归一化后的权重系数ai表示为：

(10)

通过式(10)的计算出各个参数的权系数：渗透率(K)为0.357、孔隙度(φ)为0.176、泥质含量(Vsh)为0.189、有效厚度(Th)为0.121、含油饱和度(S0)为0.205、储层品质系数(RQI)为0.276。

2.5 综合系数的计算

对每个评价参数进行极大值标准化处理后，分别乘以各评价参数的权系数，就得到各参数权衡分数，再将各参数的权衡分数累计，便得到储层流动单元划分综合系数REI，表达式为：

(11)

式中 REI——划分流动单元的综合系数；

n——参数的个数；

ai——各参数的权系数；

xi——储层流动单元划分参数。

2.6 分类界限的确定

为了合理的划分研究区储层流动单元，在获取了研究区大量的井资料基础上，计算了每口井对应的综合系数REI。根据REI值的大小，将合水长81储层划分为A、B、C、D四类流动单元(表1)。

3 流动单元分布特征

从长81储层流动单元划分结果(图3)来看，A类流动单元连片性差，多呈孤岛状分布，B类流动单元连片分布，在4类流动单元中面积最大，C类和D类流动单元多环绕在B类流动单元四周，偶有零星散布在B类流动单元中。

A类流动单元岩石颗粒较粗，泥质含量少，以细砂岩为主，极细砂岩次之，多为厚度较大的水下分流河道主河道沉积。孔隙度介于11.34%～14.85%之间，平均为12.12%，渗透率一般大于0.6 mD，泥质含量通常小于15%，有效厚度平均为20.8 m；含油饱和度常大于50%，储层品质系数一般大于0.07。

B类流动单元主要为极细砂岩，含有少量粉砂岩，多为水下分流河道沉积。孔隙度介于8.61%～10.65%之间，平均为9.37%，渗透率主要分布在为0.32～0.7 mD，平均为0.56 mD，泥质含量介于10.2%～28.5%之间，有效厚度平均为16.1 m，含油饱和度在40%～50%之间，储层品质系数平均为0.062。

C类流动单元以粉砂岩为主，常分布在水下分流河道边缘。孔隙度主要分布在7.11%～9.85%，平均为8.43%，渗透率主要分布在为0.12～0.5 mD，平均为0.43 mD，泥质含量介于17.3%～38.5%之间，有效厚度平均为10.3 m，含油饱和度在30%～40%之间，储层品质系数平均为0.056。

D类流动单元以粉砂岩及泥质为主，主要分布于分流间湾等泥质含量较高而砂体较薄的地带。孔隙度一般小于8%，平均为6.77%，渗透率一般小于0.15 mD，泥质含量通常介于26.8%～54.70%之间，有效厚度平均为4.26 m，含油饱和度在30%以下，储层品质系数一般小于0.05。

图3 合水地区长81储层流动单元分类图

4 不同流动单元孔喉结构与渗流特征

4.1 孔喉结构特征

流动单元是横向和垂向上连续且有相似岩石物理和渗流特征的储集体，它受沉积、构造和成岩作用的制约。不同类型流动单元由于原始的沉积环境不同，经历的成岩作用不同，所以造成其孔隙结构参数的差异性，从而各流动单元微观孔喉结构内部的非均质性程度也不尽相同。通过对研究区27块样品的高压压汞及恒速压汞资料进行统计分析，刻画出研究区4种不同类型流动单元的毛管压力曲线(图4)及孔喉分布频率曲线(图5)，以此来探讨这4种不同类型流动单元的微观孔喉结构之间的差异性。

图4 合水地区长81储层不同流动单元的毛管压力曲线

(1)A类流动单元。

毛管压力曲线中间平缓段较长且偏向左下方(图4a)，排驱压力最低(平均为0.28MPa)，大孔喉多(平均歪度系数1.07)，分选性好(平均分选系数1.18)，最终进汞饱和度高(平均为90.22%)。恒速压汞孔喉分布曲线显示其孔隙半径主要分布在98.26～160.55 μm之间(图5a)，平均为138.10 μm；喉道半径分布范围宽(主要介于0.5 μm～1.3 μm)且频率低(图5b)，平均喉道半径为0.69 μm；有效孔喉半径比最低，主要分布范围在30～350范围内的小值区间(图4c)。

(2)B类流动单元。

毛管压力曲线形态与A类流动单元基本相同(图4c)，排驱压力较低(平均为0.49 MPa)，大孔喉较多(平均歪度系数0.97)，分选较好(平均分选系数2.17)，最终进汞饱和度较高(平均为86.22%)。恒速压汞孔喉分布曲线显示其孔隙半径主要分布在96.22～150.75 μm之间(图5a)，平均为136.62 μm；喉道半径分布范围较A类流动单元略微偏向小值区间(主要介于0.3 μm～1.0 μm)，频率峰值基本相同(图5b)，平均喉道半径为0.53 μm；有效孔喉半径比分布与A类流动单元相似，主要分布在150～400范围内(图5c)。

(3)C类流动单元。

毛管压力曲线偏向右上方且几乎没有中间平缓段(图4e)，排驱压力较高(平均为1.14 MPa)，细小孔喉较多(平均歪度系数0.71)，分选较差(平均分选系数2.98)，最终进汞饱和度较低(平均为78.22%)。恒速压汞孔喉分布曲线显示其孔隙半径分布范围与B类流动单元基本相同(图4a)，平均孔隙半径为133.10 μm；喉道半径分布范围窄(主要介于0.2 μm～0.4 μm)、分布频率高且整体偏向小值区间(图5b)，平均喉道半径为0.37 μm；有效孔喉半径比偏向大值区间，主要分布范围在350～650(图5c)。

(4)D类流动单元。

毛管压力曲线为偏向右上方的一陡倾式斜坡(图4g)，排驱压力最高(平均为2.37 MPa)，细小孔喉多(平均歪度系数0.63)，分选性差(平均分选系数3.17)，最终进汞饱和度最低(平均为67.32%)。恒速压汞孔喉分布曲线显示其孔隙分布范围基本与C类流动单元相同(图4a)，平均孔隙半径为131.58 μm；与C类流动单元喉道分布特征相比，其分布范围更窄(主要介于0.2 μm～0.3 μm)、分布频率更高(图5b)，平均喉道半径为0.32 μm；有效孔喉半径比主要分布在400～800范围内的大值区间(图5c)。

图5 合水地区长81储层不同流动单元的孔喉特征

对比表明，不同流动单元孔隙大小基本相同、分布形态相似，孔喉结构的差异主要体现在喉道上，渗透率贡献的峰值往往对应较大的喉道，但该区间并不对应进汞量的最大峰值，也就是说，进汞饱和度峰值往往迟滞于渗透率贡献和峰值，说明储层的渗透性主要由分布较为集中的大喉道来提供，较大喉道分布较多时，渗透性就好[26]。

4.2 孔喉结构对渗流特征的影响

低渗透储层的渗流能力受微观孔喉结构控制，不同流动单元孔喉结构不同，其渗流机理之间也就具有显著的差异性[27,28]。核磁共振实验能够较好地反应孔隙中流体的赋存状态；油水相渗实验能够直观的表征流体在孔隙中的渗流特征。将二者相结合，有助于全面系统分析不同流动单元的渗流特征[29,30]。因此，在本文中，笔者将不同流动单元的典型代表薄片做相关实验，将核磁共振实验所得的T2谱图与油水相渗实验所得的相渗曲线结合，结果如下图所示(图6)。

图6 长81储层不同流动单元核磁共振实验T2谱频率分布与相渗曲线图

从图中可以看出，不同流动单元储层可动流体饱和度与相渗曲线形态存在明显差异。从A类流动单元到D类流动单元，可动流体饱和度在逐渐降低，油水同流区范围也在逐渐变窄且等渗点同时逐渐降低。其中，A类流动单元可动流体饱和度最高(52.73%)，油水同流区范围最大(含水饱和度在30%～60%均为油水同流区)，等渗点处相对渗透率高(约为0.18 mD)；B类流动单元可动流体饱和度相对较高(42.47%)，油水同流区较大(在36%～62%之间)，等渗处相对渗透率较高(约为0.15 mD)；C类和D类流动单元可动流体饱和度均较低，分别为29.87%和27.77%，但C类流动单元的油水同流区范围(40%～65%之间)较D类流动单元(64%～68%之间)大，等渗点处相对渗透率C类流动单元(约为0.13 mD)较D类(约为0.09 mD)也高。

由以上分析可知，储层中可动流体的赋存状态与储层的微观孔喉结构密切相关，而孔喉结构又影响着储层中流体的渗流能力，孔喉结构越好，大喉道占比越多，孔喉比越小，可动流体赋存程度越高，流体在储层中就越容易流动，储层的渗流能力也就越强，油水在流动过程中的相互干扰程度越低。

5 生产动态分析及下步工作建议

不同流动单元在微观孔喉结构上有很大不同，在渗流特征上也表现出明显差异，其在油田生产动态特征上也必然有所反映[31,32]。通过对研究区200多口井的生产资料进行统计分析，并做出四类不同流动单元的典型井生产动态曲线(图7)，以此来分析各类储层流动单元生产动态变化特征，提出下步工作建议。

图7 不同流动单元典型单井生产曲线

A类流动单元储集孔隙空间大，喉道半径大，孔喉比小，可动流体饱和度高，油水渗流干扰小，基本呈现相对均匀的流动状态，开采初期日产油量最高，低含水期稳产周期较长，产能贡献大，后期含水率上升较快，所以应注重该类流动单元的早期开发。

B类流动单元分布面积广，孔喉结构较好，可动流体饱和度较高，油水渗流干扰较弱，初期日产油量较高，含水率高但快速下降，后期含水率保持在一个较低的状态，稳产周期相对较长；注入水能够均匀推进，波及面积较大，含水率一直保持较低的水平，稳产周期长，水驱油效率高，是油田开发的主力层。

C类和D类流动单元储层物性差，孔喉半径小，孔喉比大，可动流体饱和度低，油水流动相互干扰严重，平均日产油量低，注入水往往难以波及较大面积，油井一旦见水，极易发生水窜。对于此类流动单元建议采取改造措施，以提高开发效果。

6 结论

(1)合水地区长81储层可划分为四类流动单元。其中A类流动单元储层物性最好，B、C类流动单元储层次之，D类流动单元储层物性最差，可视为无效储层。

(2)不同流动单元微观孔喉结构和渗流特征存在明显的差异性，喉道半径大小及分布是影响储层渗流能力的最主要因素，优势流动单元孔喉结构好，可动流体饱和度高，渗流能力强；劣势流动单元孔喉结构差，可动流体饱和度低，渗流能力弱。

(3)不同流动单元生产动态特征不同，在初期产量及含水率变化等方面都有体现，针对各自特点，应制定合理的开发方案，特别是剩余油富集区要注意挖潜，以提高最终采收率。