南海西部油区低阻油层识别与定量评价

吴 健，胡向阳，何胜林，吴洪深

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

南海西部油区低阻油层识别与定量评价

吴 健，胡向阳，何胜林，吴洪深

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

南海西部油区存在大量的低阻油层，常规测井难以对其进行有效的识别和评价。根据区域低阻油层的测井响应特征，并结合岩心资料对地层的宏观特征和微观孔隙结构进行了分析，指出导致油层低阻特征的主要地质原因是地层泥质和束缚水含量较高。利用烃源岩测井评价中常用的Δlg R技术和多矿物最优化方法，通过选取合适的矿物和流体组分，建立多矿物模型，得到多矿物剖面和储层参数，并结合核磁共振T2谱特征，及核磁孔径分布、核磁粘土水和束缚水饱和度等核磁处理成果，对低阻油层进行综合评价，并利用密闭岩心化验分析资料对测井解释成果进行了标定，重构测井曲线与实测曲线的吻合程度达到95%以上，可利用该方法对低阻油层进行有效识别和定量评价。

低阻油层多矿物模型流体识别粘土矿物核磁共振南海西部油区

低阻油层是指电阻率小于或接近围岩电阻率或与水层电阻率差别不大且难以识别的油层［1-2］，一般是以束缚水为主要成分的高含水饱和度的特殊隐蔽油层，普遍具有低含油饱和度的特点［3-4］。目前，针对低阻油层的识别和评价已有很多方法，在成因研究方面主要是基于岩心资料微观导电机理的探讨；在定性识别方面，交会图版法、小波变换、模糊数学法以及神经网络法等［5-6］已被广泛应用，但由于不同地区地层特点不同，在推广应用时也受到了很大限制［7］；在储层定量评价方面，常用的双水模型、Waxman-Smits以及三水模型等，都有其各自的应用条件，但在新的探区往往难以选择，且对其计算结果的差异难以进行有效解释。因此，笔者在前人研究［1-7］的基础上，针对南海西部油区低阻油层测井识别和评价存在的问题，利用岩心分析资料，对储层的微观特征进行分析，在明确低阻油层地质成因的前提下，借鉴烃源岩的测井评价技术和多矿物最优化方法，并结合核磁共振测井数据的处理成果，对低阻油层进行了系统评价，最终的解释成果通过密闭取心分析以及生产测试资料进行了验证。

1 低阻油层的地质成因

综合利用扫描电镜、粘土矿物X衍射、薄片鉴定、润湿性、压汞及粒度分析等岩心资料，从岩性、地层水的性质、粘土矿物阳离子交换、薄互层和导电矿物等角度进行分析［8］，认为南海西部油区油层出现低阻最主要的原因是：岩性细、粘土矿物含量高、有效孔喉分选性差和微孔隙较发育。低阻油层的排驱压力较大，为0.1～2 MPa，而高阻油层的排驱压力小于0.1 MPa，孔喉呈多峰分布，小于0.1 μm的无效孔隙大于50%，属无效的微孔隙发育。粘土矿物主要以伊利石和伊蒙混层为主，含高岭石和绿泥石，具有很强的吸水性，一方面会使地层出现附加导电性，另一方面增加了微孔隙的表面积，造成地层束缚水含量增高，组成以束缚水为主要成分的导电网络；地层中的泥质主要以叠层状和分散泥质为主［9］，而分散泥质自身的导电性，也增加了地层的导电性，降低了油层电阻率［10-11］。

2 低阻油层的识别

2.1 测井响应特征

南海西部油区存在大量的低阻油层，且分布广，厚度大，是有利的开发和挖潜区域，勘探初期由于对地层认识不足及技术上的缺陷，导致低阻油层的勘探程度较低。该区低阻油层的岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层，储层泥质含量较高，一般约为30%，物性较差，气测曲线有异常显示，岩屑录井显示主要为油斑或油浸，典型水层的电阻率一般小于1.1 Ω·m，低阻油层的电阻率一般为1～1.4 Ω·m，较典型油层明显偏小（典型油层电阻率大于10 Ω·m），与相邻泥岩和水层相近。

2.2 识别方法

利用Δlg R法识别低阻油层，该方法将声波时差与深侧向电阻率曲线进行重叠［12-14］，声波时差曲线采用算术坐标，深侧向电阻率曲线采用对数坐标，当2条曲线一致时为基线。确定基线之后，用2条曲线的间距来识别富含有机质或油气的层段，这个间距即为Δlg R，其计算式为

式中：R为电阻率，Ω·m；RLLD为深侧向电阻率，Ω·m；R0为电阻率基值，Ω·m；Δt为声波时差，μs/ft。

判别标准为：Δlg R＞0时，地层中含油气；Δlg R≤0时，地层中不含油气。当地层中含油气时，声波时差及深侧向电阻率增大，导致二者重叠后有明显偏离，含油气越多，偏离程度越大。但是，该方法难以判断储层物性的好坏，对于油层和含油气干层的区分，还需参考孔隙度进行综合判别。

3 低阻油层的定量评价

常规储层定量评价一般只能计算地层泥质含量、有效孔隙度以及含水饱和度等，难以满足复杂储层测井评价的需要［15-16］。为了得到更为精确的用于储层精细评价的储层参数（束缚水饱和度、粘土水饱和度、孔径分布特征以及组成岩石的主要矿物成分含量等），采用多矿物最优化法和核磁共振法对低阻油层进行定量评价。

3.1 多矿物最优化法

3.1.1 基本原理

多矿物分析是将所有测井信息、误差及地区的地质经验合成一个多维信息复合体［17］，运用最优化数学方法，进行多维处理，从所有可能的解释结果中得到最佳和最合理的解释结果［18］。建立适当的多矿物解释模型，通过对方程组的求解，可计算出各地层组分的含量，由此反算出相应的理论测井值，并与实际测井值比较，按非线性加权最小二乘原理和误差理论建立目标函数，用最优化方法不断调整未知参数，使目标函数达到最小值，这时二者达到充分逼近，此时的未知参数就是充分反映实际地层的参数值，即最优化解释结果。

3.1.2 多矿物解释模型

根据岩心资料所提供的岩石和矿物信息，最终选择了石英、伊利石、方解石、正长石作为矿物组分，油、粘土束缚水和自由水作为流体组分，密度、中子、自然伽马、光电吸收截面以及原状地层和冲洗带的地层电阻率等曲线作为测井曲线，利用双水模型对地层进行处理。多矿物分析将复杂岩性地层看成是由不均匀的几部分组成：若干种骨架矿物、粘土矿物和孔隙流体，而实际测井值就是各种矿物和流体的综合响应，测井响应的方程为

式中：T为不同测井曲线的地层实际测量值；u为模型矿物和流体的种类数；Vi为矿物和流体含量；Ri为地层中矿物和流体组分的测井响应值。

根据式（2）建立方程组，其中包含7个未知参数（所选矿物组分和流体的含量）和已选择的6条测井曲线，结合式（3），即由7个线性方程构成的方程组，属于确定方程组，保证了模型有最优化解，其约束条件为

式中：Villi为伊利石的含量；Vx-bndw和Vx-freew分别为冲洗带粘土束缚水和自由水的含量；Vu-bndw和Vu-freew分别为原状地层粘土束缚水和自由水的含量；Vx-oil和Vu-oil分别为地层冲洗带和原状地层中油的含量。

约束条件表明：各种粘土束缚水含量之和应与冲洗带和原状地层的粘土束缚水含量相等，且冲洗带自由水和束缚水含量的总和应大于等于原状地层中自由水和束缚水含量之和；另外，冲洗带与原状地层总的孔隙体积应相等。

执行多矿物模型后，质量控制曲线（反映处理后反算的理论测井曲线与实测测井曲线之间吻合程度的指标）的值小于1，重构测井曲线与实测曲线的吻合程度达到95%以上，处理效果较好。

由式（2）可得原油、粘土束缚水和自由水的含量，进而计算出地层的总孔隙度、含水饱和度和粘土束缚水饱和度，即

式中：PHIT为地层总孔隙度；PHIE为地层有效孔隙度；Vbndw，Vfreew和Voil分别为地层中粘土束缚水、自由水和原油的含量；SWT为地层含水饱和度；SWT_BND为粘土束缚水饱和度。

须强调的是，由于双水模型把泥质砂岩的导电性看成是孔隙中粘土附近的粘土水和距粘土表面较远的自由水这2种导电成分的并联，因此，自由水的含量实际上也包含了毛细管束缚水，并且毛管压力增大至一定程度时，毛细管束缚水与自由水是可互换的，由于模型原理上的差异，不能确定毛细管束缚水的含量，因此单纯依靠多矿物分析难以区分真正意义上的地层自由水和束缚水（毛细管束缚水与粘土束缚水之和），需要结合核磁共振测井进一步分析和研究。

3.2 核磁共振法

核磁共振测井能够反映地层孔隙流体的性质和孔隙结构的信息［19］，利用T2谱形态与岩石孔径分布的相似性，可得到核磁孔径分布曲线，可用来判断岩石孔径的分布情况，通过对核磁数据的处理可得到可动流体含量、毛细管束缚水含量、粘土水含量以及有效孔隙度和总孔隙度［20］，由此可得到核磁束缚水饱和度和粘土束缚水饱和度，即

式中：SWB_MREX为核磁束缚水饱和度；MPHS为核磁总孔隙度；MBVM为核磁可动流体含量；SW_BUNDW为核磁粘土束缚水饱和度；MCBW为核磁粘土束缚水含量。

图1 南海西部油区文昌油田X-3探井低阻油层多矿物模型处理效果

在多矿物成果剖面中（图1），致密钙质层的显示与常规测井曲线特征对应很好，在钙质层自然伽马值降低、电阻率和密度增大；在油层段，Δlg R＞0；在水层段，Δlg R≤0，地层无有机质显示；在有效储层中，核磁共振T2谱具有多峰特征，有可动流体峰，在低阻油层中，由孔径分布曲线可知，束缚流体占了很大一部分，但也存在一些大孔径和孔隙，这为可动油的储存提供了条件。

须强调的是，南海西部油区文昌油田X-3探井进行了密闭取心，可以利用其岩心分析资料对解释成果进行标定［21］，但是由于作业工艺和取心技术不完善往往导致岩心流体的漏失，密闭取心得到的含水饱和度与含油饱和度之和仅为70%～90%，因此在对测井解释结果进行岩心标定前，需对岩心饱和度进行校正［22］。

在低阻油层段，多矿物最优化法分析泥质含量与岩心泥质含量吻合很好，其中包含了粘土矿物和大量的微毛细孔隙；而在物性较好的地层中，计算的泥质含量与岩心粘土含量吻合较好，其中微毛细管孔隙很少，孔隙结构以大孔径为主；多矿物最优化法计算的总孔隙度与岩心分析的孔隙度吻合很好（图1）；多矿物最优化法计算的含水饱和度和密闭取心经过校正后的含水饱和度吻合很好，计算的粘土束缚水饱和度与核磁粘土束缚水饱和度基本一致。

核磁束缚水饱和度与多矿物模型计算的总含水饱和度叠合分析表明：在低阻油层段，二者基本重合，表明地层不含可动水，含油饱和度约为20%，且可动油饱和度大于10%，而在干层基本无可动油显示；在油水同层，SWT＞SWB_MREX，即当地层的含水饱和度大于核磁束缚水饱和度时，表明地层有可动水存在，且有部分可动油显示；在纯水层段，含水饱和度接近100%，无可动油。

为验证测井解释的可靠性，在X-3探井多个低阻油层段进行了试油，结果表明，产油量为20 m3/d，少量气，未见出水，进一步证实了该区确实存在低阻油层，且有一定的工业油流。

4 结束语

根据岩心化验资料，结合测井曲线特征，对南海西部油区储层的宏观特征和微观孔隙结构进行分析，认为地层岩性细、粘土矿物含量高、微孔隙发育、束缚水含量高是导致该区油层低阻的主要原因。Δlg R法能够识别含烃地层，该值越大，地层含烃量越大，是辅助判断地层含油性的重要指标。多矿物最优化方法较常规测井能提供更多的关于地层矿物和流体的信息，根据双水模型原理，建立符合地层实际的多矿物模型，可得到各种矿物和流体的体积含量，尤其是泥质含量、有效孔隙度以及含水饱和度等储层参数的确定，精度较高；但难以有效确定束缚水饱和度，因此还需结合其他资料来综合判断地层的可动流体。核磁共振测井反映的是地层孔隙流体和孔隙结构的信息，可以得到地层束缚水饱和度，但无法得到原状地层的含水饱和度。因此，将基于数学方法的最优化多矿物分析与核磁处理的成果相结合，优势互补，可对地层的可动流体进行评价，从而识别低阻油层并精确计算可动油饱和度，在低阻油层的精细评价中，取得了较好的效果。

在缺乏核磁共振测井或密闭取心的情况下，低阻油层的测井评价仍然缺乏必要的验证，尤其是对于新区域的探井，应该取全各种必要资料，对重点井进行精细的评价和研究并推广应用到整个区域。

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编辑武云云

TE112.23 < class="emphasis_bold">文献标识码：A

A

：1009-9603（2014）01-0066-04

2013-12-02。

吴健，男，工程师，硕士，从事地球物理和岩石物理研究。联系电话：15913518204，E-mail：wujian1@cnooc.com.cn。

国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压地层岩石地球物理特征与地震属性技术研究”（2011ZX05023-004-02）。