基于地质因素控制的低阻油层成因分析及识别方法

汪 跃,刘洪洲,李宏远,石 鹏,谢 岳

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

低阻油层由于电阻率与水层相近甚至低于水层电阻率，且成因比较复杂，常规测井手段和解释方法有限，往往可能将低阻油层误解为水层而被遗漏。至今海上油田开发中对低阻油层的研究主要集中在低阻油层形成控制因素，但对成因机理方面缺乏明确认识。在低阻油层识别方法方面，第一，识别测井图版法较多，但存在需要高成本的特殊测井及图版较复杂的缺点；第二，根据取样分析化验资料来识别，但老油田非油层层位这些资料较少。在老油田挖潜中，低阻油层作为一类重要而特殊的油层，已成为老油田开发中后期增储上产的重要对象。因此，深入分析低阻油层成因机理，并采用有效的方法识别低阻油层具有重要意义。

1 低阻油层的形成机理

在渤海油田渤西油田群挖潜中证实存在两类低阻油层：一类是与标准油层比，储层物性相对差；另一类是与标准油层比，储层物性一样且好，但电阻率比标准油层低很多。这两类油层的常规测井解释往往具有不确定性，电阻率值未大于标准水层2倍以上，或者低于cutoff值，测井常常解释为油水同层或者含油水层。

1.1 第一类低阻油层形成机理

岩石与流体对电性的影响：岩石中骨架、胶结物、烃类不导电，流体中可动水、束缚水、黏土薄膜水导电。通过研究，这类油层形成的主要原因是束缚水饱和度高。但对储层的物性和流体性质如何综合影响电阻率形态及大小并不清晰，所以有必要从机理上研究以上两种因素对电阻率的影响。

1.2 第二类低阻油层形成机理

第二类储层物性较好的油层，可知束缚水饱和度为零，可动水为零，若导致电阻低，只有黏土薄膜水造成电阻率曲线下降。储层中黏土矿物有不同类型，其中蒙脱石为阳离子交换量最高的黏土矿物，阳离子交换量越高，黏土扩散层水膜越厚，导致电阻率越低。通过储层孔隙度为30%时黏土水饱和度与阳离子交换容量关系(见图1)，可以得出渤海新近系地层水矿化度多在12 000 mg/L以下，若阳离子交换量较高(0.3～0.4)，则对应的黏土水饱和度可达40%～60%，从而导致电阻率降低。渤海新近系成岩作用早期蒙脱石较多，所以该时期高孔高渗储层从机理方面也易形成低阻油层。

图1 孔隙度为30%时黏土水饱和度与阳离子交换容量的关系

2 低阻油层综合识别及挖潜技术

以渤海油田渤西油田群挖潜为例，深入开展了低阻油层识别技术研究，如南堡35-2油田馆陶组4，6井区有存在构造圈闭的潜力，但同时低阻油层识别不清，当深侧向电阻率为4.5～20.0 Ω·m时，存在油层、水层和油水同层，很难区分油水层。此外在馆陶组1，7井区构造圈闭里，从构造高部位到低部位，测井解释存在多个油水系统(见图2)，储量规模较小。这些问题导致了油田4，6井区高部位潜力大小难以确定，可能具有风险。

图2 馆陶组油层对比

排除泥浆浸入、地层水矿化度差异等外因影响，从岩石与流体对电性的影响来看，岩石中骨架、胶结物、烃类不导电，流体中可动水、黏土束缚水导电。当地层为油层时，可动水含量为零，只有束缚水导电，从而造成电阻率下降[1-3]。国内外油气田勘探开发中，在低阻油层识别方面，目前主要通过高成本的特殊测井及相关化验资料分析，利用测井图版法识别[4-6]。由于海上油气田勘探开发成本高，非目的层资料更少，该油田无法采用以上方法识别低阻油层。本文采用两种新方法来识别低阻油层：①通过储层与流体的双重作用正演电阻率技术，利用电阻率曲线形态定性识别低阻油层；②利用毛管压力公式计算原始油藏中油水同层厚度，以定量判断低阻油层潜力。

2.1 基于储层物性与流体双重因素正演电阻率技术

2.1.1 正演电阻率实现思路与计算方法

前述已知储层物性变差导致束缚水增加，从而造成电阻率下降，但并不清楚储层的物性和流体性质如何综合影响电阻率形态及大小。本次研究基于储层物性和流体性质两个因素正演电阻率。正演实现的主要思路是储层物性的变化用泥质含量变化来表示，物性越好泥质含量越低，否则相反，其中孔隙度与泥质含量换算关系可根据式(1)得到；储层流体性质的变化用可动水饱和度来表示。当储层为油层，可动水饱和度等于0；当储层为水层或油水同层时，可动水饱和度赋值大于0，并可根据储层离油水界面的距离，对应赋予一定规律的值。

主要计算过程：以储层里任何一个点为例，物性的大小可根据孔隙度大小给予赋值，根据式(1)可计算该点的泥质含量，把孔隙度和泥质含量代入式(2)，可计算该点的束缚水饱和度，此外根据流体性质赋值可动水饱和度值，把束缚水饱和度与可动水饱和度值代入式(3)，计算出储层总含水饱和度，最后利用双水模型的阿尔奇公式(4)正演计算该点的电阻率。

Vsh=-0.306 6φ+24.6

(1)

(2)

Sw=Swi+Swm

(3)

(4)

式中：Swi为束缚水饱和度，%；Swm为可动水饱和度；%；Sw为总含水饱和度，%；φ为孔隙度，%；Vsh为泥质含量，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为地层电阻率,Ω·m。

2.1.2 正演电阻率实现结果

通过设定不同储层模式下物性变化及流体性质的不同来正演电阻率曲线形态。由正演结果(见图3)可知，若储层物性向下变差，流体全部为油层时，电阻率曲线呈缓慢下降。该认识表明若储层物性变差，即使电阻率绝对值小于测井解释的电阻率下限值，也可能解释为有低阻油层的存在。

若储层充满流体为上油下水，具有油水界面时，无论储层物性向下变差或变好，电阻率曲线在油水界面附近均呈现台阶特征。该结论表明即使电阻率绝对值大于等于测井解释的电阻率下限值，若电阻率曲线呈明显的台阶特征，在油田开发中，就要考虑到原解释的油层底部可能具有水层的风险。

图3 储层物性与流体性质双重影响下正演电阻率曲线形态

2.1.3 新认识的应用

根据以上规律，对馆陶组已钻井进行了复查，发现馆陶组顶部储层物性均向下逐渐变差，但电阻率曲线有的缓慢下降，如4井区A25井(见图4)，经过对馆陶组老井复查重新认识，4井区虽然A25井测井解释为3 m油层与6 m油水同层，电阻率不高于10 Ω·m，但电阻率曲线呈现缓慢下降，因此可定性判断4井区具有低阻油层的潜力。另外有的井电阻率呈现台阶型，如1井区A22井(见图4)，并且该井低部位电阻率为10 Ω·m，早期认识为油层，经射孔后证实出水，进一步验证了电阻率曲线为台阶型，主要原因是储层底部为水层。

图4 南堡35-2油田馆陶组典型电阻率曲线形态

2.2 基于油水同层真实高度恢复法识别低阻油层技术

2.2.1 利用毛管压力计算油水过渡带(油水同层)高度的理论基础

对于油藏过渡带的计算，常规方法利用毛管压力PCL曲线进行处理，得到油藏条件下毛管压力PCR曲线直接计算，比较方便。但在海上油气田勘探开发中由于成本较大，一般条件下实验资料较少，很难用上述方法直接计算，因此有必要采用其他方法来计算油水过渡带高度。

油气藏形成过程是油气运移的驱动力(主要是浮力)不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过程，故而油气水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结果[7-9]。利用油藏工程中毛管压力对水的吸吮作用可计算油水过渡带的真实高度，沿油水接触面有：

pc=pob-pwb=(ρw-ρo)gh=△ρgh

(5)

式中pc为油水接触面毛管压力，可由下式计算：

(6)

由式(5)、(6)联立可得式(7)，进而可计算油水过渡带高度h:

(7)

式中：h为油水过渡带高度，m；σ为油水界面张力，mN/m；θ为润湿角，(°)；r为孔喉半径，m；Δρ为油水密度差，kg/m3。

理论上亲水岩石润湿角<90°，亲油岩石润湿角>90°，但实际研究中难以获得油藏条件下准确的润湿角，根据经验润湿角常取42°[10]；对于砂岩储层，平均孔喉半径在0.2～500 μm之间[11]，在没有岩石取心孔喉分析条件下，统计发现孔喉半径与渗透率之间存在幂指数关系[12-13]，可利用测井解释渗透率计算孔喉半径；对于界面张力，一般水驱油过程中油水界面张力为35 mN/m[14]。

2.2.2 毛管压力计算公式的敏感性分析

由式(7)可以发现，油水过渡带高度主要由油水界面张力、润湿角、储层孔喉半径及油水密度差决定。通常油水密度差及储层孔喉半径可以准确获得，但难以获得油藏条件下的润湿角及油水界面张力，因此有必要对这两个参数及储层孔喉半径进行敏感性分析，计算结果见图5、图6。

由计算结果可以发现：①相同界面张力，不同润湿角下计算出的油水同层高度相差约1～2 m，而在相同润湿角，不同界面张力下计算出的油水同层高度相差5～7 m，因此综合分析认为界面张力对油水过渡带高度的计算影响比润湿角大；②当孔喉半径小于10 μm，相同孔喉半径，不同界面张力下计算出的油水过渡高度相差4～6.5 m。而当孔喉半径大于10 μm，相同孔喉半径，不同界面张力下计算出的油水过渡高度相差仅1～1.5 m，此时界面张力的取值大小对过渡带高度计算结果影响较小。

从以上分析可知当储层为孔喉半径大于10 μm(中高渗储层)时，界面张力与润湿角的取值大小均会对过渡带高度计算结果影响较小。当孔喉半径小于10 μm(低渗储层)，利用该方法计算过渡带高度误差较大。所以该方法仅能用于中高孔中高渗的储层里低阻油层判断，而渤海新近系明化镇组、馆陶组基本均是高孔高渗储层，因此应用此方法来判断低阻油层是适用的。

图5 界面张力与润湿角敏感性分析

图6 界面张力与孔喉半径敏感性分析

2.2.3 矿场应用

利用以上方法对渤海区域南堡35-2油田馆陶组各井计算油水过渡带高度。由表1可见实际计算的过渡带高度均小于测井解释的油水同层厚度，可知目前测井解释的油水过渡带存在部分低阻油层潜力，这从定量上证明具有低阻油藏的潜力，根据前述定性及定量分析，重新认识了油田馆陶组4井区油水界面后，计算该区潜力储量较大。

表1 南堡35-2油田馆陶组各井油水过渡带高度计算结果

3 应用效果

新方法在渤海渤西油田群中如南堡35-2油田得到了成功应用，在4井区高部位滚动部署两口井，各钻遇油层20.5，18.9 m，增加探明储量556×104m3，已实施3口油井，日产油230 m3/d，有效扭转了老油田稳产难度大的局面。通过老油田低阻油层的挖潜，不仅实现了低产低效井的治理侧钻井位，同时实现了老油田高效开发。

4 结论

(1)在渤海油田渤西油田群挖潜中证实存在两类低阻油层，常规测井解释往往具有不确定性：一类是与标准油层比，储层物性相对差；另一类是与标准油层比，储层物性一样且好，但电阻率比标准油层低很多。

(2)低阻油层识别新方法一方面基于储层物性与流体的双重因素正演电阻率，若电阻率曲线呈缓慢下降，定性判断具有低阻油层；另一方面利用毛管压力公式计算油水同层真实高度法，定量判断低阻油层潜力。通过在油田馆陶组低阻油层识别中的应用，使得海上老油田非主力层位在分析化验资料较少的条件下，能够判别出是否具有低阻油层潜力。

(3)新方法丰富完善了海上老油田开发后期滚动技术体系，通过近两年在渤西老油田群的广泛应用，取得了非常好的增储效果，实现了油田的高效开发。