張沖，楊朝強，汪新光，趙楠，彭小東

（中海石油（中國）有限公司海南分公司，海南 ?？?570312）

0 引言

南海西部海域原油資源基礎雄厚，資源潛力大［1］。近年來，隨著勘探開發(fā)力度的增大，低滲油藏在南海西部北部灣盆地所占比例越來越大［2］，必將成為未來5～10 a油田開發(fā)的工作重心及產量接替的主力軍［3-5］。高效合理的開發(fā)低滲油藏對實現整個北部灣盆地的持續(xù)穩(wěn)產有著重要的保障作用［6-7］。

近年來，北部灣盆地低滲油藏的開發(fā)主要把低滲儲層預測和低滲油藏產能作為研究核心，開展了宏觀砂體展布、有利儲層預測、儲層敏感性、滲流機理、低滲油藏產能評價等研究［8-12］，初步形成了海上低滲油藏合理的儲層評價體系。但是，對低滲儲層內部品質差異的研究仍不夠深入，制約了低滲背景下優(yōu)質儲量的篩選和快速評價。本研究基于北部灣盆地低滲油田室內實驗和生產測試資料，綜合考慮儲層孔喉結構特征和滲流能力差異，對北部灣盆地低滲砂礫巖儲層進行品質分級與表征，量化了低滲儲層品質界限。研究成果有助于篩選各低滲油田相對優(yōu)質儲層，擴大低滲儲層開發(fā)規(guī)模。

1 區(qū)域地質概況

北部灣盆地是在前古近系基底上發(fā)育起來的沉積盆地，先后經歷了張裂、斷陷和拗陷3個階段［13］。中生代后期—早古近紀，在SE—NW向、近SN向區(qū)域拉張應力的作用下，華南板塊南緣形成一系列NEE—SWW向、近EW向斷陷盆地。盆地內部劃分為3個次級的構造單元：南部坳陷、企西隆起和北部坳陷（見圖1）［14］。研究區(qū)典型低滲油藏主要位于烏石和潿西南凹陷，斷裂和構造十分發(fā)育。

圖1 北部灣盆地構造區(qū)劃及研究區(qū)位置

盆地內部，從古近系到新近系共發(fā)育7套地層，低滲油藏主要位于流沙港組［15］。流沙港組縱向上可劃分為3段：流沙港組一段主要為扇三角洲沉積體系下發(fā)育的淺灰色含礫砂巖，上部為灰色、深灰色泥巖或砂泥巖薄互層；流沙港組二段為一套巨厚的中深湖相深灰色、褐灰色泥頁巖，底部發(fā)育的高阻油頁巖是盆地主要的生油巖；流沙港組三段為近源扇三角洲沉積體系，巖性主要為淺灰色含礫砂巖、砂礫巖［16］。受沉積環(huán)境、成巖作用綜合控制，北部灣盆地流沙港組低滲砂礫巖儲層縱向上物性變化快，孔隙度、滲透率主要分布區(qū)間分別為13.0%～22.0%，1.0×10-3～64.0×10-3μm2，總體表現為中孔、低—特低滲特征，在時空上相互影響和聯系。儲層孔隙類型多樣，孔徑分布不均。儲層次生孔隙最為發(fā)育，占總孔隙體積的63.5%～92.1%。強溶蝕—中等壓實型儲層是低滲儲層中相對優(yōu)質的一種類型。

2 儲層品質評級參數

北部灣盆地低滲油田開發(fā)實踐表明，儲層物性、沉積或成巖差異并不能直接反映儲層品質差異，同等滲透率的儲層產能差異大［1］。為了更好地表征研究區(qū)復雜低滲儲層的品質差異，本研究引入和建立了3個最能體現研究區(qū)低滲儲層品質差異的評級參數。

2.1 儲層品質指數

儲層品質指數（RQI）是根據Kozeny-Carman方程推導得到的，該參數廣泛應用于表征低滲甚至致密油氣儲層的孔隙結構差異，其表達式［17］為

式中：K為滲透率，μm2；φe為有效孔隙度；r為毛細管半徑，μm；Fs為形狀因子；τ為毛細管的彎曲度。

海上低滲砂礫巖儲層孔隙結構十分復雜，孔隙結構配置決定了儲層的滲流能力，而儲層品質指數可以較好地表征這一復雜性。本區(qū)低滲砂礫巖儲層的排驅壓力、孔喉半徑平均值與儲層品質指數呈明顯相關關系（見圖2、圖3）——儲層品質指數越小，儲層孔隙結構的復雜程度越高，排驅壓力越大。

圖2 排驅壓力與儲層品質指數的關系

圖3 孔喉半徑平均值與儲層品質指數的關系

2.2 可動流體優(yōu)勢貢獻比

北部灣盆地低滲儲層孔隙結構復雜，常規(guī)孔喉評價方法難以滿足海上低滲油藏的研究需要。巖心核磁共振實驗獲得的T2弛豫時間譜，可反映孔徑相對大小和可動流體分布。巖心核磁共振實驗在廊坊科學技術研究院研制的低磁場核磁共振巖心分析儀上開展。實驗共鉆取流沙港組直徑2.5 cm規(guī)格柱塞巖樣（砂巖、砂礫巖）98塊，其中，潿西南凹陷樣品45塊，烏石凹陷樣品53塊。將樣品用抽提法進行洗油，再將巖樣干燥稱重，并測量其長度和直徑。把飽和水后的巖樣放置在核磁共振分析儀的探頭中，進行磁共振測試，反演計算出T2弛豫時間譜，其分布代表了巖石孔徑的分布情況［18-20］。T2截止值是一個反映孔隙流體可動性的臨界T2值，對應的孔徑大小為流體流動的最小孔徑，因此，可以根據這些孔徑變化信息精確反映孔隙大小分布，求得較為準確的可動流體信息。

實驗室測得本區(qū)T2截止值平均值為12 ms，T2弛豫時間小于12 ms反映的是微小孔隙的分布，流體在這類孔隙中無法流動。因此，可將T2弛豫時間小于12 ms的累積分布頻率定義為Ts；T2弛豫時間介于12～50 ms反映的是相對中等大小的孔隙分布，把反映中等孔隙的T2弛豫時間累積分布頻率定義為Tm；大于50 ms的T2弛豫時間反映的是相對大孔隙的分布，把反映大孔隙的T2弛豫時間累積分布頻率定義為TL。為更好地體現和刻畫出不同品質的低滲砂礫巖儲層的孔喉結構差異，基于T2弛豫時間和T2截止值的分布，構建了可動流體優(yōu)勢貢獻比（SC*）這一特征參數，其表達式為

可動流體優(yōu)勢貢獻比反映了儲層內部相對大、中孔隙的優(yōu)勢占比，更能反映各種級別孔隙的配置特征。從SC*與RQI的關系可以看出：低滲砂礫巖儲層RQI值越大，儲層內部相對大、中孔隙的優(yōu)勢占比越突出，越利于儲層流體在巖石中流動（見圖4）。

圖4 SC*與RQI的關系

基于高壓壓汞資料，本次研究還計算了33塊巖樣的結構系數（GS）。結構系數可以表征真實巖心與理想等長且等截面的平行管柱型毛細管模型之間的差異，是影響這種差異的各因素的綜合度量，反映了儲層流體在孔喉網絡空間中滲流的迂回程度，其值越大，孔喉彎曲度也越大，孔隙結構越復雜。圖5顯示了SC*與GS存在明顯的相關關系，SC*越小，GS越大，儲層流體在該孔隙網絡空間中流動就越困難，驗證了SC*表征儲層孔隙結構復雜配置的地質意義，因此，該參數可用于評價低滲砂礫巖的儲層品質。

圖5 SC*與GS的關系

2.3 啟動壓力梯度

啟動壓力梯度（p）是低滲透儲層的開發(fā)特征異于中、高滲透儲層的重要指標之一，因此，開展儲層啟動壓力梯度測試及其與物性參數的相關性分析，是研究低滲油田開發(fā)的一項重要基礎工作。本次對研究區(qū)29塊低滲砂礫巖巖心，利用非線性滲流實驗系統(tǒng)進行壓力與流速的測試，獲得的壓力與流速信息，可以反映出巖石孔隙喉道與驅動流體流動所需克服阻力之間的關系，進而從流體動態(tài)流動的角度，評價儲層巖石的微觀孔喉結構特征［21-23］。

由p與RQI的關系來看，RQI值越小，p越大（見圖6）。當RQI小于0.3（滲透率一般小于1×10-3μm2）時，隨著RQI值的降低，p迅速增大；當RQI值在0.3～0.6（滲透率一般在1×10-3～10×10-3μm2）時，隨著RQI值的增大，p降低速度減慢；當RQI值大于0.6（滲透率一般大于10×10-3μm2）時，p隨RQI值增大而緩慢下降。由此可以看出，在不同滲流能力條件下存在儲層品質界限，不同品質級次的低滲儲層體現了不同的開發(fā)難易程度。

圖6 p與RQI的關系

受復雜的沉積成巖作用影響，海上低滲砂礫巖儲層的孔隙喉道半徑分布范圍較大，不同大小的孔喉受到的毛細管力也有差異，因而，也具有不同的啟動壓力梯度?？蓜恿黧w優(yōu)勢貢獻比越大，反映儲層中大、中孔喉占比相對處于優(yōu)勢，儲層的啟動壓力梯度便會降低（見圖7）。

圖7 p與SC*的關系

3 儲層品質分級

3.1 T2弛豫時間譜曲線分布特征

根據巖心核磁實驗原理，T2弛豫時間與孔喉的大小形態(tài)、流體類型等相關，不同品質的儲層應具有不同的T2弛豫時間譜分布。為此，對本區(qū)90塊巖壁、巖心樣品核磁實驗獲取的T2弛豫時間譜分布進行了對比分析，結合物性分析結果，可將低滲砂礫巖的T2弛豫時間譜分布劃分為5種類型（見圖8）。圖中曲線a代表了相對大孔聚集的一類儲層類型，呈靠右的單峰分布，RQI值基本大于1.10；曲線b代表以大孔為主，存在中、小孔分布的一類儲層，呈不明顯的雙峰特征，主峰靠右分布，RQI值介于0.90～1.10；曲線c代表大孔隙與小孔隙對等分布的儲層，呈雙峰分布，RQI值介于0.60～0.90；曲線d代表以小孔為主、品質較差的一類儲層，呈不均勻的雙峰分布，存在主峰，主峰靠左，RQI值一般介于0.28～0.62；曲線e代表幾乎以小孔為主的一類儲層，呈靠左的單峰分布，儲層品質極差，RQI值基本小于0.30。

圖8 T2弛豫時間譜曲線分布特征

3.2 啟動壓力梯度變化率數量級對比

核磁曲線形態(tài)反映了儲層孔隙分布差異，同時也可反映可動流體差異，基于這些曲線形態(tài)，可將本區(qū)低滲砂礫巖儲層按5個級次進行劃分，但由于各類曲線間參數界限存在交疊，因此，還需要結合其他方法共同確定分級界限。本次利用啟動壓力梯度變化率數量級對比法，通過啟動壓力梯度的表達式對儲層品質級次進行劃分。

根據p與RQI的擬合關系，可以求得p的表達式：

對式（3）求導可得：

利用式（4）可以求出不同RQI條件下的p的變化率，在不同的滲透率區(qū)間，p的變化率呈現出數量級的差別（見表1）。按照p變化率的數量級可以將海上低滲砂礫巖儲層品質劃分為5級。RQI小于0.30時，p變化率呈現出3個級次的變化，但考慮到海上油田RQI小于0.30的特低滲致密儲層目前不可開發(fā)，因此，將p變化率數量級大于10-1的儲層劃為Ⅴ級，為海上極難動用儲層；將p變化率數量級為10-2的儲層劃為Ⅳ級，屬海上難動用儲層。考慮到p變化率數量級為10-3的儲層滲透率、測試產能跨度過大，而核磁曲線分布形態(tài)也支持將這一區(qū)間的低滲儲層進一步細分，因此，在式（4）基礎上進一步求導，計算該區(qū)間p的二次求導變化率，以此進行儲層類型細分。

表1 北部灣盆地啟動壓力梯度隨RQI的變化率

3.3 儲層品質分級界限綜合確定

T2弛豫時間譜分布呈現出5種不同的曲線特征，而基于啟動壓力梯度刻畫的儲層品質級次也為5級，表明本區(qū)低滲砂礫巖儲層存在5種級次的儲滲品質。為定量刻畫各儲滲品質表征參數的分級界限，本次采用基于迭代算法的快速聚類法，來研究低滲儲層滲流能力的分級界限［24-25］。快速聚類法是一種在數據量不大的情況下較為有效的方法，該方法要確定凝聚中心，有幾個凝聚中心，就得到幾類。凝聚中心有2種確定法：第1種是由系統(tǒng)根據數據情況和指定的類數，自動確定；第2種是人工輸入。本次研究由于數據量不大，且考慮到啟動壓力梯度變化率的數量級和核磁曲線均反映本區(qū)存在5種不同滲流能力和孔隙結構的低滲砂礫巖儲層，因此，采用人工輸入凝聚中心數，指定了5個凝聚中心，并在產生了凝聚中心后，計算每個點（觀察值）到各凝聚中心的距離，按照距離最近原則，對啟動壓力梯度、可動流體優(yōu)勢貢獻比和儲層品質指數進行了快速聚類，確定了5種滲流能力的儲層品質級次（Ⅰ—Ⅴ級）（見圖9。圖中1～20代表樣本個數，10-2～102為各參數刻度值）。

圖9 快速聚類法確定的低滲儲層品質級次

該級次的確定旨在為油田開發(fā)工作提出建議，優(yōu)選開發(fā)區(qū)塊。但是，海上低滲砂礫巖油藏的開發(fā)效果往往受控于多種因素，各影響因素難以綜合量化評價低滲儲層品質差異。為綜合定量評價海上低滲儲層滲流能力品質，本次引入灰色關聯法進行儲層品質評價參數的權值分析［26］，并基于權值分析結果，融合多種儲層品質因子，建立綜合反映儲層品質的量化參數。首先，對儲層品質評價參數進行極大值標準化；其次，確定子、母序列；然后，計算出灰色關聯系數和灰色關聯度，確定出各滲流能力儲層品質評價參數的權重值。由于p最能反映低滲油藏開采的難易程度，因此，將該參數定義為權重分析過程中的母序列，RQI和SC*定義為子序列，基于灰色關聯法，最終確定了儲層品質評價參數的權重值。p，RQI和SC*的權重值分別為0.340 1，0.337 1，0.322 8。最后賦予各儲層品質參數對應的權重值，根據參數與儲層品質的正負相關關系，建立了海上低滲油藏滲流能力品質的綜合評價因子，定義為CQ，其表達式為

根據式（5）計算結果，確定不同滲流能力儲層品質分級的綜合評價界限（見表2）。

表2 低滲儲層分級綜合評價界限

由海上低滲砂礫巖油藏儲層品質綜合評價因子與油井產能關系可知，利用上述評價方法計算的儲層品質綜合評價因子與單井比采油指數（JOS）具有較好的一致性（見圖10），反映了儲層品質分級方法是準確的，利于海上各油區(qū)的儲層品質評價和區(qū)塊快速優(yōu)選。

圖10 低滲砂礫巖油藏J OS與CQ的關系

4 結論

1）引入和建立了3個反映孔喉結構和滲流能力的儲層品質參數。其中：儲層品質指數反映了儲層孔隙結構的復雜程度，儲層品質指數越小，儲層孔隙結構越復雜，排驅壓力也越大；可動流體優(yōu)勢貢獻比反映了儲層內部相對大、中孔隙的優(yōu)勢比，體現了儲層各種級別孔隙的配置特征，儲層內部相對大、中孔隙的優(yōu)勢占比越突出，越利于儲層流體在巖石中流動；啟動壓力梯度可以表征低滲儲層滲流能力差異，反映不同品質儲層的開發(fā)難易程度，啟動壓力梯度越小，儲層越容易被開發(fā)。

2）北部灣盆地低滲砂礫巖儲層品質級次為5級，可經濟開發(fā)的低滲儲層級次為Ⅰ—Ⅲ級，可經濟開發(fā)的儲層品質指數下限為0.6，啟動壓力梯度上限為0.14 MPa/m，可動流體優(yōu)勢貢獻比下限為1.5。

3）構建了海上低滲油藏滲流能力品質的綜合評價因子，量化和表征了低滲砂礫巖的儲層品質，該綜合指標可指導北部灣盆地未動用低滲油藏的儲層品質評價和區(qū)塊優(yōu)選。