摘要：崖城13-1气田自发现开发以来，先后做了多次储量计算工作，在历次相关研究过程中，对储层非均质性及储层连通性认识存在一些不足，气田局部储量动用程度较低，动、静态地质储量差异较大。流动单元研究是以井点纵向储层岩石物理特征及流体特性分类为出发点，空间上结合沉积、地层层序格架将地质体划分为横向、垂向岩性和岩石物理性质相似的储集体，为测井岩石物性建模、油气藏描述、地质建模及油气藏数字模拟提供了框架模型，因而能确保储层参数模型及储量计算单元“点”“面”“体”之间的一致性，从方法流程上避免出现动、静态储量的较大差异，降低了大型油气田储量计算的不确定性给开发带来的风险。基于流动单元的测井储层参数精细建模技术是其精髓的一部分，该方法在崖城13-1气田研究中取得了比常规测井解释模型更好的效果：与岩心分析的物性匹配良好，而且模型可直接提供给相关技术人员使用。该方法可作为类似大型油气田储量参数计算的借鉴。
关键词：崖城13-1气田；储量 ；测井；流动单元；物理模型；储集层；参数
崖城13-1气田主要储层为古近系陵水组三段，厚度介于150～200m，中低孔隙度、中-高渗透率，现已进入开发中后期。针对该气田做过多次储量评估工作，但对储层非均质性、连通性认识存在不足，局部储量动用程度较低，动、静态地质储量差异较大。经过多种尝试，采用按流动单元的思想来进行精细测井储层参数建模，这从方法流程上避免出现动、静态储量的较大差异，降低了大型油气田储量计算的不确定性给开发带来的风险。
1 流动单元及定量划分方法
流动单元(flow units)的概念是Hearn等(1984)在研究美国怀俄明州Hartog Draw油田Shannon储层时，发现不同部位储层的质量不同，从而对生产动态的控制作用也不同而提出的，并将其定义为横向和纵向岩性及岩石物理性质(主要指孔隙度和渗透率)相似的储集体。裘亦楠[1]提出流动单元是砂体内部建筑结构的一部分，同时流动单元也是一个相对概念，应根据油气田的地质、开发条件而定。目前主要有4种：①依据基准面旋回所确定的洪泛面进行划分；②根据夹层的展布与特征进行分类；③依据储层的孔隙结构特征参数进行定量区分和研究；④根据流体的特征与压力状况进行确定。崖城13-1气田流动单元的研究[4]以层序地层旋回对比为基础，以稳定的海(洪)泛面为总体界限，以砂体顶面为流动单元的顶界，以泥质隔层及其相对应的界面为其底界，同时以生产动态测压数据作为检验保证单元划分的合理性。笔者基于气田流动单元研究成果[2～3]，在井点上按照上述方法③开展精细测井评价。
Amaefule等(1993)和Abbaszaden等(1996)基于孔隙几何学对流体渗流具有很大影响的认识，提出了应用流动带指标FZI划分水力流动单元的方法。这一方法的理论基础是平均水力半径的概念及Kozeny-Carman的孔渗关系式。FZI实际上反映了岩石孔隙结构特征，具有相似FZI的岩石被认为具有相似平均水力半径，因而属于同一水力流动单元。FZI值可依据样品的孔、渗值或测井响应值来计算，然后通过对众多样品的FZI值进行聚类分析，对水力流动单元进行分类。
由Kozeny-carman公式得：
式中K为渗透率，mD；φe为有效孔隙度，小数；Fsτ2为Kozeny常数；Sgv为单位颗粒体积比表面，μm-1。
由式(1)两边除以φe并开方可得：
定义流动单元指标FZI和储层质量系数RQI为：
孔隙体积与颗粒体积之比有：
那么式(2)可变为：
RQI=φzFZI (6)
或lgRQI=lgφz+lgFZI (7)
式(7)表明在RQI和φz的双对数坐标图上，具有近FZI值的样品将落在一条斜率为1的直线上，具有不同FZI值的样品将落在一组平行线直线上。而同一直线上的样品具有相似的孔喉特征，从而构成一个水力流动单元。
以岩心分析的孔隙度和渗透率数据以及测井数据为基础，按FZI法计算各井点的FZI值，并参考地层测压、测试资料等，分出6个流动单元(表1)。
2 基于流动单元的测井评价模型
崖城13-1气田评价的早期，采用传统的一套气藏统一测井处理参数的方法，没有过多考虑气藏纵向上测井岩石物理特性的变化，后来尝试分岩相建立测井解释模型，但是采用常规测井资料划分出的岩相较粗，而井点岩相变化较复杂，按照岩相建立确定性模型比较困难，而且误差较大，可能出现气田动、静态储量评价的较大差异；认识到这些问题后，研究人员开始转向将这一整装气田按流动单元的思想来进行精细剖析。按照前述方法，对于陵三段储层，通过研究岩石孔隙结构特征，按照孔隙类型、孔喉分布以及表征岩石孔隙结构的流动带指标FZI划分了6个流动单元，而其中有些流动单元只存在压力差异而与测井评价相关的岩石
学信息基本一致，因此在测井模型建立时对部分流动单元进行合并。在这一原则指导下开展了对测井评价模型的研究，以便在测井处理时考虑储层纵向微观特征的细微变化。
2.1 孔隙度模型
崖城13-1气田开发时期较长，对于孔隙度模型的研究一直未停止。A1、A2、A8井在储层段采用低侵取心技术进行全井段取心，收获率高，岩心具有代表性。因此，以生产井岩心、三孔隙度测井曲线为基础，分流动单元建立孔隙度计算模型。
该气田陵三段岩心孔隙度随岩石颗粒密度变化明显，这正是储层微观非均质性的表现。因此常规简单孔隙度计算模型，如密度孔隙度采用砂岩密度2.65g/cm3这一固定值计算误差势必较大，为此孔隙度评价需要建立在对于不同流动单元储层特性的基础之上，进行类别划分，才能确定准确的孔隙度评价模型。通过研究，将陵三段6个流动单元大致分为2类，选取与岩心孔隙度关系较好的密度、声波时差曲线作为建模曲线，最终确定基于流动单元的孔隙度评价模型为：
将以上模型求解的测井孔隙度和常规方法求解的孔隙度与岩心孔隙度进行对比检验(图1)，可以看到，模型求解的孔隙度比常规测井解释方法求解的孔隙度更接近岩心孔隙度实际值。
2.2 含水饱和度模型
含水饱和度是储量计算中的重要参数，同时也是误差较大的参数[4]。在崖城13-1气田储量研究中，为了准确确定该参数，虽然付出了大量努力，但仍然存在一些不确定因数，现对以前一些有影响的成果进行回顾和评价，分析主要问题，提出最佳模型。主要有以下几种公式。
1) 根据测井原理，利用孔隙度和电阻率曲线确定含水饱和度(西门杜公式)，其公式为：
2) 利用测井计算的孔隙度，根据低侵岩心分析的含水饱和度和孔隙度线性回归公式计算，其公式为：
3) 利用测井计算的孔隙度，根据低侵岩心分析的含水饱和度和孔隙度对数回归公式计算，其公式为：
4) 利用测井计算的孔隙度，根据低侵岩心分析的含水饱和度和孔隙度二项式回归公式计算，其公式为：
5) 利用测井所得的孔隙度和电阻率，根据低侵岩心分析的含水饱和度和孔隙度、电阻率三维回归公式计算，其公式为：
6) 利用测井所得的孔隙度和气水界面高度，根据低侵岩心分析的含水饱和度和孔隙度采用二项式回归公式计算，气水过渡带尽管没有岩心含水饱和度，但是通过利用岩心毛细管压力资料建立J函数饱和度模型后可以获取过渡带饱和度数据，因此综合油基钻井液密闭心饱和度及毛细管压力饱和度资料建模，可同时兼顾气藏主体高部位及过渡带，其模型如下：
式中A、B、C、D为不同流动单元系数；Hgwc为离气水界面高度。
气田采用低侵岩心Dean-Stark技术提取的岩心原始地层水矿化度比从Y4井水层测试产的水要淡，这使得在测井解释中使用的矿化度是否正确成为一个重要问题。此外，严重的钻井液侵入(探井)及大量岩心测量的电阻率参数也存在较大差异。这些不确定因素导致在利用模型1)计算含水饱和度时存在许多争议性的问题，而且该模型无法直接应用到地质建模及油藏数字模拟，因此需要建立一个非电法饱和度模型。气田A1、A2开发井全井段油基钻井液密闭心饱和度资料及一定的毛细管压力实验资料为这类模型的研究提供了基础。但同时又出现了另一个问题，即所有开发井岩心分析含水饱和度都是束缚水饱和度，因为它们都高于气水界面，因此在建立非电法模型时需要考虑这些因素。
其余模型从回归形式上，大致分为3类：①含水饱和度、孔隙度直接拟合；②含水饱和度、孔隙度、电阻率三维回归；③含水饱和度、孔隙度、气水界面高度拟合。第1类模型包括3种，按照回归方式不同分为线性、对数、二项式，由于该类含水饱和度方程为孔隙度单因素解析式，因此，该类模型不适用于气水过渡带。第2类模型加入了电阻率因子，改善了含水饱和度模型在气水过渡带的适用性，但由于勘探井和开发井在目的层段钻井液不同，造成勘探井和开发井电阻率测井不匹配，故该方法也存在应用局限性，即只适用于开发井；同时引入电阻率变量后的模型也不便于地质建模及油藏数字模拟直接使用。第3类的模型6)加入了气水界面高度，并利用岩心毛细管压力曲线J(Sw)方法获取过渡带饱和度，图2是气田不同流动单元岩心离心机毛细管压力与含水饱和度关系图，从图2中可以发现，从顶部D单元到底部A单元岩心束缚水饱和度逐渐增大，因此，引入毛细管压力理论可以改善含水饱和度模型在气水过渡带的适用性。
图3是这3种模型计算的含水饱和度与岩心含水饱和度的对比图。从图3中可看出，3种模型在气藏顶部都能较好地拟合岩心含水饱和度，而越靠近气藏底部，不同模型饱和度差异越大。模型6)建模时由于同时利用了岩心含水饱和度和岩心毛细管压力J函数饱和度，可同时兼顾气藏主体高部位及过渡带，所以模型6)是最优模型。
常规电法测井计算的全气田的含水饱和度约为36%，而按照流动单元建立的模型6)计算含水饱和度约为29%，地质储量差异约80×108m3。
2.3 渗透率模型
为了了解气藏动态，必须精确地确定渗透率。孔渗关系模型之所以应用最广，一个重要原因就在于储量网格计算的方便，通过井一震关系建立孔隙度体，进而依据孔渗关系计算渗透率体是最简单有效的途径。尽管测井界在计算渗透率时还有许多不同的更优的模型(如在孔隙度基础上引入泥质含量、粒度等信息计算渗透率)，但这些信息在地震体上难以获得。
笔者探索了几种办法，以减少孔渗关系图上点子的分散性。首先，也是最明显的，就是看岩相对点子的分散性造成了多大的影响，于是，按照岩心地质描述得到的岩相作了孔渗关系图，发现每一类数据点的分布与其他都不相同，但又有许多重叠部分。因此，即使我们可以从测井曲线中得到岩相的信息，这种方法依然不能精确地用孔隙度来确定渗透率值。
最后通过考察不同的流动单元是否有不同的孔渗关系，做了按流动单元的孔渗关系图(图4)，尽管图4中还有许多分散点，但大部分点子还是互相区分开了的。其中有些流动单元只存在压力差异而与测井评价相关的岩石物理学信息基本一致，因此在渗透率模型建立时就应对部分流动单元进行合并以取得更好的效果。
3 储层物性分布与沉积环境
总结各流动单元有效孔隙度和渗透率的分布情况，整体而言，储层孔渗值自下而上有所增高，A单元孔渗值最低，D单元孔渗值最高；南北区对比来看，A-C2等5个单元南区各井孔渗值要高于北区，而D单元南北区孔渗值相当；结合微相分布情况来看，河口坝沉积的孔渗性最好，河道沉积较好。
结合自下而上沉积相的演变，陵三段从A-D单元，是一个海进过程，后期有小规模海退，三角洲由平原占主体演变为以内外三角洲前缘为主，A单元各井主要以分流河道及水下分流河道沉积为主，逐渐演变为D单元井区整体以河口坝沉积为主；分区来看，南区各井多位于河口坝沉积体，北区各井河道沉积与河口坝沉积兼有。而河口坝沉积的物性最佳，孔渗值高于河道沉积，因而造成A单元孔渗值较其他单元低，D单元孔渗值最高以及南区孔渗值大于北区的分布特征。这种分布情况充分说明了沉积相带对储层物性特征的控制作用，也进一步证明了以上测井储层物性建模结果的可靠性。
4 结束语
基于流动单元的精细测井解释建模技术的意义在于它兼顾了储层岩石物理相特征及油(气)藏流体特性，因而能确保储层参数模型及储量计算单元“点”“面”“体”之间的一致性；从方法流程上避免出现动、静态储量的较大差异，降低了大型油气田储量计算的不确定性给油气田开发带来的风险。本文介绍的方法实现简单易行、思路清晰，避免复杂的(可能井点精度略高，但模型认识无法传导给地质人员)井点模型，建立兼顾储量计算全局的最优模型。该方法在崖城13-1气田的成功应用对类似大型油气田测井储层参数的研究具有借鉴意义。
参考文献
[1] 裘亦楠.石油开发地质方法论(一)[J].石油勘探与开发，1996，23(2)：43-47.
[2] 姜平，李胜利，李茂文，等.以海泛面进行垂向流动单元划分的方法——以琼东南盆地崖城13-1气田陵三段为例[J].地学前缘，2008，15(1)：100-105.
[3] 林博，戴俊生.井间流动单元预测与剩余油气分布研究[J]天然气工业，2007，27(2)：35-37.
[4] 车长波，杨虎林，李玉喜，等.中国天然气勘探开发前景[J]天然气工业，2008，28(4)：1-4.
(本文作者：曾少军 何胜林 王利娟 王丽 中海石油(中国)有限公司湛江分公司)
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