冀东油田南堡2－3区馆陶组储层综合评价

刘伟，谢东，何雄坤 赵崇志，熊强强 （中石油冀东油田分公司南堡油田作业区，河北 唐山063200）

储层的评价是油藏开发的基础。在储层评价过程中，不同的研究者从储层发育特征、物性特征、非均性特征等方面对储层展开研究，并提出了相应的评价标准[1]。但在评价过程中，采用单因素评价储层的结果常常会出现矛盾，如物性指标评价一个单砂层级别为好，而厚度指标评价同一个单砂层结果则为差。评价参数越多，不同指标评价结果出现矛盾的机率就越大。

针对储层单因素评价过程中出现的上述问题，笔者利用灰色关联分析对南堡2－3区块馆陶组 （Ng）储层开展了储层综合定量评价，有效解决了单因素储层评价结果相互矛盾的问题。

1 基本概况

南堡2－3区块位于南堡2号构造北部，为一整体呈北东向展布的断鼻构造。自上而下发育第四系平原组 （Qp），新近系明化镇组 （Nm）、馆陶组 （Ng），古近系东营组 （Ed）、沙河街组 （Es），奥陶系马家沟组 （Om）潜山等多套含油层系，其中以馆陶组 （Ng）和东营组 （Ed）为最主要的含油层系。

Ng主体为湖盆拗陷期发育的辫状河沉积，地层厚度600～800m。岩性特征上，Ng地层具有四分的特点。顶部为块状含砾砂岩，上部为灰白色细砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层，下部为深灰色玄武质泥岩、玄武岩、灰白色安山岩发育段，底部为块状砾岩、含砾砂岩发育段。据此可进一步划分出NgⅠ、NgⅡ、NgⅢ、NgⅣ等4个油组，23个小层，其中以NgⅠ4、NgⅠ6、NgⅡ5、NgⅡ6、NgⅡ13、NgⅢ、NgⅣ为7个主力含油小层。目前上述主力含油小层均投入开发，下部的NgⅡ13、NgⅢ、NgⅣ等3个小层已开始注水开发。

2 单因素储层评价

2.1 发育特征

剖面上，南堡2－3区Ng地层整体上呈现出顶底厚，中间薄的发育特征。下部NgⅣ地层为冲积扇沉积，主体属扇中辫状河河道亚相，主要发育砂砾岩、含砾砂岩和粗砂岩。砂体单层厚度较大，连续性好。中部NgⅡ5、NgⅡ6、NgⅡ13、NgⅢ小层为辫状河沉积，与NgⅣ油组相比，砂岩的粒度相对较细，厚度明显变薄，且受河道多次变更的影响，砂体连续性变差。上部NgⅠ4、NgⅠ6小层也为辫状河沉积，此阶段构造活动减弱，较之NgⅡ油组沉积期水体更为稳定，河道宽度明显增加，砂体厚度变大，连续性变好。

平面上，受物源方向控制，各层系内砂体均呈近南北向延展。形态上可分为席状、土豆状、条带状，以条带状砂体为最主要的形态类型。砂体厚度从河道中心部位向边部逐渐减薄，砂地比也随之降低。总体上，心滩砂体厚度最大，河道砂体次之，河道边缘最小。

2.2 物性特征

2.2.1 孔渗特征

受压实作用的控制，Ng主力含油小层从上至下呈现出物性逐渐变差的特征 （表1）。主力含油小层电测解释平均孔隙度为26.2%，平均渗透率356.8mD，砂岩岩心分析主要孔隙度分布区间29.8%～33.5%，平均孔隙度31.7%；渗透率分布区间215～3180mD，平均渗透率1451mD，整体属于高孔中－高渗型储层。

表1 南堡2－3区主力含油层系储层特征统计表

2.2.2 非均质性特征

受沉积微相的控制，南堡2－3区Ng储层表现出较强的非均质性。平面上，高渗砂体沿河道方向呈近南北向发育，厚度较大的NgⅠ4、NgⅠ6、NgⅣ高渗砂体呈分枝带状展布。厚度较小的NgⅡ13、NgⅢ砂体连续性差，高渗带呈土豆状孤立存在；在类型上，心滩砂体物性好于河道砂体，河道边缘砂体物性最差；剖面上，NgⅡ13、NgⅢ两套储层由于厚度薄，沉积相带多变，平面非均质性最强，渗透率级差超过25。NgⅠ4、NgⅠ6非均质性相对较弱，高渗砂体呈条带状或分支条带状沿河道中心发育。

2.3 单因素评价结果分析

在储层单因素特征刻画的基础上，依据文献 [1]的储层分类标准，对南堡2－3区Ng储层进行评价，评价结果见表2。

从单因素评价结果可初步判断，NgⅠ4、NgⅠ6储层各项指标明显好于其他层系，但在部分层系中，各项单因素指标评价结果存在明显的出入。如NgⅡ13储层厚度属特厚级别，但非均质性强，依据单因素评价结果较难全面认识储层。

表2 南堡2－3区储层评价结果

3 综合评价

正如前面所述，单因素砂岩储层分类评价的指标涉及到岩性、岩相、成岩作用、物性、孔隙结构、含油性、非均质性等内容，评价结果难免出现不一致。为此，有必要在单因素评价的基础上，进行储层综合评价并进行分类。

3.1 评价方法及计算过程

综合评价指标计算公式[2]为：

式中：IRE为储层综合评价指标；n为储层评价参数的个数；ai为储层评价参数的权系数；xi为储层评价参数。

储层评价参数为已知参数，储层评价参数的权系数是未知数，只要求出权系数，则储层综合评价指标就可以计算出来。

权系数的确定采用灰色关联法。首先确定母序列，即参考数列，记为｛Xi（0）｝＝1，2，…，n；然后根据研究需要确定比较数列，记为｛Xi（p）｝＝1，2，…，m；i＝1，2，…n。

利用参考数列与比较数列，建立原始数据矩阵[2]：

采用最大值法对原始矩阵进行归一化处理，得矩阵X′，计算处理后的数据各子因素 （比较数列）与主因素之间的灰关联系数。计算公式如下[2，3]：

式中：Δi（k）＝｜X′i（p）－X′（0）｜；分辨系数ρ一般取值0.5。

利用公式：

可求取比较序列与参考序列的关联度[3]ri，0，归一化处理后即为储层综合评价时各参数的权重系数[4～6]，即式（1）中ai。

3.2 评价结果及验证

3.2.1 剖面综合评价

目前整个权重系数的确定过程已实现由计算机软件计算[3]。为便于与单因素评价结果进行对比，以各层平均采油指数为参考列，对上面进行过研究的砂岩厚度、渗透率、延伸长度、突进系数等4项参数进行计算。经无量纲处理后，得矩阵X′，见表3。

表3 南堡2－3区主力储层基本参数统计表

经计算，各项比较序列权重系数依次为0.22，0.28，0.23，0.27。依据所计算的权系数，对南堡2－3区主力储层进行综合评价，结果见表4。

对各层段评价结果情况进行分析，将储层分为3个级别。

表4 南堡2－3区主力储层综合评价结果表

1）Ⅰ类储层 综合权衡分数大于0.6。发育于NgⅠ4、NgⅠ6小层中。储层厚度大，分布稳定，单层厚度大于10m。受成岩作用影响，埋深较浅的2套储层物性较好，平均渗透率均大于400mD。

2）Ⅱ类储层 综合权衡分数0.4～0.6。发育于NgⅡ5、NgⅡ6、NgⅣ小层中。NgⅡ5、NgⅡ6小层储层受水体频繁变化影响，厚度较薄，发育面积较小，发育特征影响了储层综合评价结果。而NgⅣ虽储层厚度最大，发育面积最广，但受压实作用影响，储层物性普遍较差，物性特征影响了储层综合评价结果。

3）Ⅲ类储层 综合权衡分数小于0.4。发育于NgⅡ13和NgⅢ小层中。2个小层中储层各项指标均较差。

研究区只在NgⅡ13、NgⅢ、NgⅣ等3个小层中注水，水井吸水剖面情况与各层系渗透率、厚度（射开厚度）、非均质性等单因素指标均不一致，而与储层综合评价得分相一致 （图1），即NgⅣ好于NgⅢ，而NgⅢ好于NgⅡ13，验证了综合评价结果的可信性。

图1 注水层吸水剖面与单因素评价及综合评价结果对比图

3.2.2 平面综合评价

依据各单井产油能力 （采油指数）与储层厚度、孔隙度、变异系数、距油水界面的距离等参数的关系，可对平面上不同地区的储层进行综合评价。

选取了南堡2－3区Ng的22口油井，将采油指数作为参考列，孔隙度、距油水边界距离、射开厚度、变异系数作为比较列，经灰色相关性综合分析，各参数权重系数分别为0.31、0.23、0.25、0.21。在此基础上，可综合评价各小层储层平面优劣。评价结果如图2所示。

各小层储层综合评价结果显示：

1）自上而下，I、Ⅱ类储层发育面积整体呈变小的趋势。与储层剖面综合评价结果一致。NgⅠ、NgⅡ油组Ⅰ、Ⅱ类储层连片发育，至NgⅢ、NgⅣ油组，Ⅰ、Ⅱ类储层呈孤立块状展布。

2）各层系内Ⅰ、Ⅱ类储层发育位置受沉积相带与构造位置共同控制，呈北东向展布，与主河道方向基本一致。NP203X1井区是优质储层继承性发育的位置。

3）同一层系内，Ⅱ类储层油井初期产量和累计产油量明显高于Ⅲ类储层。NgⅠ4、NgⅠ6底水油藏中，Ⅱ类储层油井含水上升明显快于Ⅲ类储层，应是采油速度因素所致。

图2 南堡2－3区Ng主力小层储层综合评价图

4 结论

1）南堡2－3区Ng储层单因素及综合评价结果对比表明，利用灰色关联法确定评价指标的权重系数，并在此基础上，利用权重系数法开展储层综合评价能有效地降低单因素法评价结果的不确定性，提高评价精度。

2）评价结果显示，剖面上南堡2－3区Ng主力含油小层中以NgⅠ4、NgⅠ6最优，NgⅡ5、NgⅡ6、NgⅣ次之，NgⅡ13、NgⅢ相对较差。

3）平面上，各小层优质储层发育受沉积和构造双重控制，整体呈北东向展布，自上而下发育面积逐渐变小。NP203X1井区是优质储层继承性发育区。

[1]SY/T 6285—1977，油气储层评价方法 [S].

[2]赵明宸，陈月明，蒋海岩，等 .调剖措施效果影响因素的不确定性及其关联分析 [J].中国石油大学学报 （自然科学版），2006，30 （6）：59～62.

[3]刘思峰，党耀国，方志耕，等 .灰色系统理论及其应用 [M].第5版 .北京：科学出版社，2010.

[4]张一伟，熊琦华，王志章，等 .陆相油藏描述 [M].北京 .石油工业出版社，1997.

[5]徐凤银，朱兴珊，颜其彬，等 .储层定量评价中指标权重的计算途径 [J].石油学报，1996，17（2）：29～34.

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