南海東部西江油田低阻油層識別及主控因素研究

梁 衛,閆正和,楊 勇,黃余金,熊 琪,董毅夫

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

0 引 言

目前，中國南海東部油田勘探程度較高，優質儲量逐漸減少，資源替代面臨挑戰。近年來，相關學者的研究重點由穩油控水挖潛思路逐步轉變為滾動勘探地質工程一體化研究[1-5]，在南海東部西江油田識別低阻油層方面進行了大量研究，取得了良好成果。低阻油層一般定義為電阻率增加指數低于2[6-10]，由于低電阻率油層的形成受多種復雜因素的影響，井響應特性較差，且此類油層的測井信息分辨率較低，導致常被誤認為是油水層或水層。因此，針對低阻油層難以識別的問題，結合油田實際資料，提出了一種利用主控因素評價低阻油層的方法，增加油田的可采儲量，以期為南海東部油田的可持續性開發提供技術支持。

1 油田概況

南海東部海域是指中國南海北部東經113°10′以東海域[11-14]，包括珠江口盆地大部分區域及臺西南盆地。南海東部海域是中新生代大陸邊緣裂谷盆地，是在中生代晚期伸展斷裂作用的基礎上經過多周期的演化發展起來的多種類型的結構。縱向上發育陸相、海相2套三角洲沉積體系，平面上發育生屑骨屑灘沉積，其次發育藻屑灘沉積。南海東部海域油氣成藏受東沙運動控制，表現出晚期快速充注、集中成藏的特征，古近系始新統文昌組、恩平組陸相泥巖是盆地主要的烴源巖層系。

西江油田位于南海東部低凸起中段，是典型的低幅油藏，沉積特征從辮狀河到三角洲前緣不等，巖石的電學特性差異較大，隨著深度的增加，存在大量低阻油層，嚴重影響了油水層識別的準確性。統計了西江油田38口井的測井解釋數據，大部分低阻油層的電阻率為1～6 Ω·m，表現為典型低阻油層特征。采用一般解釋模型不能有效排除巖石電性特征差異，容易造成測井解釋偏差，甚至油水層識別錯誤，因此，建立了一套新的低阻油層識別方法體系。

2 低阻油層的主控因素

西江油田沉積環境復雜，物性變化大，非均質性十分嚴重，不同層位的低阻特征、形成機理、測井響應特征均不相同。因此，對形成低阻油層的主控因素進行合理分類，并針對各主控因素建立不同的測井解釋模型和評價方法是低阻油氣層準確識別與評價的關鍵。

2.1 高束縛水型低阻油層

西江油田沉積環境復雜，位于三角半韻律沉積的底部，水力條件弱，導致大量的粉末和黏土礦物存留，儲集空間主要為原生粒間孔(圖1)，多孔發育。

圖1 西江油田文五段儲層鏡下特征

在孔隙非常發達的區域，對巖石的束縛水飽和度影響明顯增大(圖2)，在測量井的電阻響應中，呈現出明顯的低阻抗特征，具有很強的隱蔽性。含水飽和度接近或大于60%，并且油層與水層的電阻率相差不大，無法通過常規的測井解釋方法進行準確識別。

圖2 西江油田泥質含量與含水飽和度關系

2.2 高礦化度導電型低阻油層

西江油田東、西兩側地溫梯度低(0.03 ℃/m)，儲層黏土礦物以蒙脫石和伊蒙混層為主，增強了儲層的導電體系，降低了儲層巖石電阻率。黏土吸附力強、極易膨脹且具有陽離子交換性能，其中蒙脫石的陽離子交換容量和附加電導率最高，其次是伊利石、綠泥石和高嶺石(表1)。影響黏土陽離子交換的因素包括黏土礦物的種類和黏土礦物的分散程度。目前，已發現的高礦化度成因的低阻油層較多，地層水礦化度的增加導致儲層巖石導電性變弱，含油儲層電阻率降低，油層與水層難以有效區分。

表1 常見黏土礦物的陽離子交換標準

2.3 水潤濕型低阻油層

采用西江油田3個巖樣進行潤濕性測定實驗，利用AT法求取儲層巖石的潤濕性，實驗結果如表2所示。

表2 西江油田巖心潤濕性實驗結果

由表2可知，AT法測試的低電阻率儲層表現出較強的水潤濕性。在水潤濕的儲層中，當油聚集在儲層巖石的入口處時，水相填充小孔喉，形成連續的水帶。礦物離子在水中可以自由流動，自由度較高，極易形成導電系統。即使在較高的含油飽和度下，儲層的電阻率也非常低，給油層識別帶來了困難。

3 低阻油層的評價方法

利用電阻率測井數據識別低阻油層主要是基于巖石物理模型和Archie公式。測井數據可以在一定程度上反映巖石孔隙中不同流體的電阻率，因此，孔隙結構的不同特征將影響電阻率的確定。該文使用毛細管模型模擬了影響孔隙結構微觀變化的參數(如孔喉尺寸、水膜厚度和孔連通性)，并獲得了孔的連通性(孔喉)。利用簡化的巖石電導率物理模型重新定義巖石孔隙結構，該模型綜合反映了儲層巖石的曲率和孔徑。

3.1 高束縛水型低阻油層評價法

泥質含量會影響電阻率，因此，結合西江油田的實際礦場資料，回歸西江油田單井測量電阻率下限值和泥質含量關系曲線(圖3)。泥質含量增加，單井電阻率下限明顯下降。二者呈明顯線性關系：

Y=-5.1334Rt+53.952

(1)

式中：Y為泥質含量，%；Rt為電阻率下限值，Ω·m。

利用式(1)可準確預測西江油田不同泥質含量所對應的束縛水類型低阻儲層。

圖3 電阻率下限值與泥質含量關系

3.2 高礦化度導電型低阻油層評價法

以巖心分析為基礎，結合阿爾奇模型(式2)，建立膠結指數m、飽和度指數n的數值關系。該方法可有效地識別高礦化度儲層中的低阻油層。

(2)

式中：Ro為孔隙充滿地層水時巖石的電阻率，Ω·m；Rw為地層水電阻率，Ω·m；α為比例常數，不同的巖石具有不同數值；φ為巖石孔隙度，%；Sw為含油飽和度，%；n為飽和度指數；m為巖石膠結指數，隨巖石膠結程度變化。

3.3 水潤濕低阻油層評價法

基于14個巖心實驗的評價結果，建立了潤濕指數與飽和度指數的線性關系曲線(圖4)。

圖4 潤濕指數與飽和度指數關系

由圖4可知，水潤濕巖心的飽和度指數明顯低于油潤濕巖心的飽和度指數。同時，潤濕指數和飽和度指數在自然坐標下滿足良好的線性關系，可用于準確預測阿爾奇公式中飽和度指數。

基于14塊實測巖心實驗數據的分析結果，引入飽和指數n與潤濕指數Qw的關系公式(式3)，對阿爾奇公式進行修正完善，修正的公式用式(4)表示：

n=-6.6764QW+20.588

(3)

(4)

式中：Ro為孔隙中充滿地層水時巖石的電阻率，Ω·m；RT為孔隙中不同地層水時巖石的電阻率，Ω·m；RI為電阻率增大值，Ω·m。

修正公式對阿爾奇理論進行了完善，豐富了低阻儲層測井解釋方法，對識別強水潤濕低電阻率儲層具有十分重要的現場指導意義。

4 礦場實踐

通過重新復查南海東部西江油田老井測井解釋結果，取得了較好的實踐效果，電阻率下限值從10 Ω·m降至2 Ω·m，預計可增加可采石油地質儲量20×104t。例如西江油田A井含油構造在最初的測井解釋中只在韓江組解釋了一個油層，但鉆探結果卻在該層系發現了10個油層。該井于2019年10月投入生產,由于巖石黏結松散，早期解釋油層飽和度為15%～30%。油井投產后的含水率為70%左右，日產油低于10 t/d，生產效果不佳，這是由于阿奇公式中的n值不能真正反映地層的電阻率。因此，通過對周邊井的同一層的資料重新分析，獲得了修改后的飽和度指數n。結果顯示,根據n=4.3計算，測井解釋下限為2 Ω·m，含油飽和度計算為55%,比前期n=1.7時獲得的飽和度要高很多,該小層解釋為含油產層。該射孔層位的計算含水飽和度為26%～29%，與生產動態資料吻合度較高，該井再次射孔該層后，初始生產期含水率僅為10%，采用水潤濕性低阻油層評價方法預測該井日產油為18 t/d，投產后日產油為20 t/d，準確率達到90%。通過該井的礦場實踐表明,低阻油層影響經典的阿爾奇公式測井評價結果，修正完善的阿爾奇公式能準確識別低阻儲層的含油性，該方法在油田中更具實用性。

5 結論和建議

(1) 分析西江油田低阻油層的主控因素,以典型的阿爾奇理論模式和油田實踐為基礎，提出了一種識別低阻油層的新方法，對同類海上低阻油田的開發和后期調整具有重要意義。

(2) 建立潤濕指數和飽和度指數n的關系，修正典型的阿爾奇公式，利用修改正的阿爾奇公式準確預測巖層的油分，并成功應用于西江油田的開發實踐中，適應性較好。

(3) 新方法中使用的濕潤指數和陽離子交換量從礦場獲得資料，測試費用較高，下步應加強對濕潤指數和陽離子交換量的理論研究。