渤海新近系高束缚水低阻油层饱和度计算方法

陆云龙，崔云江，张建升，齐 奕

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

低阻油气藏广泛分布于渤海新近系各大油田中，是渤海油藏的重要组成部分。低阻油层作为低阻油气藏的核心，是测井评价的重点内容之一。低阻油层的油层电阻率小于或接近于邻近水层电阻率[1]，通常同一油藏油层与水层电阻率比值小于2[2]。由于低阻油层电性特征不明显，基于电阻率模型的传统电性饱和度评价方法难以获取准确的饱和度参数，成为储量评价的一项难题，因此低阻油层饱和度评价是低阻油层测井解释的重点和难点。

低阻油层成因类型多样，不同地区差异明显，不同类型低阻油层成因分析是低阻油层饱和度评价的前提。低阻油层成因分为外因与内因两种类型，外因主要包括钻井、泥浆侵入、地层水性质[3]等，可通过环境校正及仪器刻度确定低阻成因；内因主要采用岩石物理实验分析确定，通过开展岩心核磁共振、毛管压力曲线、阳离子交换、覆压岩电、铸体薄片等[4–7]实验手段分析储层黏土附加导电特性[8]、孔隙结构特性等。依据不同低阻油层成因，国内外专家对低阻油层饱和度测井评价做了大量工作，取得了较好的应用效果。Waxman等[9]以阿尔奇公式[10–11]为基础，针对黏土附加导电机理提出基于矿物阳离子交换模型进行饱和度计算，该方法需要确定阳离子交换量等参数，主要用于实验分析。廖敬等[12]提出采用J函数思想，通过油柱高度与毛管压力曲线进行饱和度计算，该方法完全受油柱高度影响，对油气过渡带及储层导电机理不能准确反映。除此之外，针对泥浆侵入、高阻水层等引起的低阻油层通过电阻率校正、地层水矿化度分析[13–14]等技术进行饱和度计算。近年来神经网络、核磁共振测井等[15–16]非电性方法也应用于低阻油层饱和度评价，但应用条件较为苛刻。

本文通过核磁、压汞、铸体薄片等实验资料，分析了渤海新近系低阻油层成因机理，通过分形维数（分维）计算，认为小孔隙发育导致的高束缚水是低阻油层的重要成因，在此认识基础上，通过核磁共振与常规测井建立的核磁–双孔隙介质饱和度计算模型，可精细计算低阻油层饱和度，实现渤海新近系馆陶组高束缚水低阻油层饱和度的定量评价。

1 低阻油层成因分析

渤海新近系低阻油层主要分布在明化镇组和馆陶组砂岩中，地层以河流相沉积为主，储层呈现中–高孔、中–高渗特征，低阻油层埋藏较浅，一般为800～2 000 m。渤海新近系低阻油层成因复杂，其中孔隙结构复杂是造成低阻油层的主要内在因素之一。由图1可以看出，低阻油层核磁T2谱主要弛豫时间小于10 ms，储层小孔隙发育，高阻油层核磁T2谱主要弛豫时间大于100 ms，储层大孔隙发育；低阻油层毛管压力曲线为细歪度，储层孔喉较细，最大进汞饱和度为52%，高阻油层毛管压力曲线为粗歪度，储层孔喉较粗，最大进汞饱和度可达90%；铸体薄片显示低阻油层岩性较细，颗粒细小，小孔隙发育，而高阻油层岩性较粗，颗粒粗大，大孔隙发育。

图1 低阻油层与高阻油层岩心实验特征对比

由图2可以看出，渤海新近系储层孔隙结构具有分形维数特征，孔隙呈现大孔隙与小孔隙并存的双孔隙特征，且大小孔隙差异明显。通过分维[17]计算发现，对于低阻油层，大孔隙分维值为3.19，小孔隙分维值为3.03；而高阻油层大孔隙分维值为4.07，小孔隙分维值为3.12。对比认为低阻油层大孔隙分维值与高阻油层小孔隙分维值接近，即低阻油层小孔隙普遍发育，束缚水含量高。

图2 低阻油层与高阻油层毛管压力曲线分维处理效果对比

2 核磁–双孔隙介质高束缚水饱和度计算方法

储层束缚流体主要为束缚水，集中在小孔隙与黏土当中，包括黏土束缚水与毛管束缚水两部分。黏土束缚水与岩石的阳离子交换量及溶液矿化度有关，计算公式如下：

式中：φcbw为黏土束缚流体孔隙度，小数；wP为黏土水矿化度，mmol/cm3；CEC为岩石的阳离子交换能力，mmol/g；Gρ为岩石的平均颗粒密度，g/cm3；tφ为岩石的总孔隙度，小数；ρcbw为黏土水密度，g/cm3。

毛管束缚水分布于小孔隙内，与孔隙半径及毛管水厚度有关，计算公式如下：

式中：φmbw为毛管束缚流体孔隙度，小数；Xd为毛管水厚度，m；R为毛管半径，m。

黏土束缚流体孔隙度与毛管束缚流体孔隙度之和即为束缚流体孔隙度，即：

式中：φbw为束缚流体孔隙度，小数。

式（1）–式（3）为传统常规测井束缚流体孔隙度计算方法，该方法严重依赖岩心实验数据与理论模型，计算精度有限，难以满足现场资料解释精度。

通过岩心实验可知，渤海新近系低阻油层存在双孔隙结构特征，该类低阻油层因孔隙结构复杂，传统骨架、孔隙并联导电模型难以准确反映小孔隙对应的导电网络，因此通过对储层孔隙进一步划分，得到大孔隙与小孔隙两部分体积（图3）。对于双孔隙组分模型[18]，根据并联导电机理，储层饱含水时电阻大小为：

图3 双孔隙介质导电机理示意图

式中：rma、rf0、rb0分别为岩石中骨架、大孔隙水和小孔隙水的电阻，Ω；0r为岩石总的电阻，Ω。

由于骨架不导电，结合欧姆定律、地层因素及岩石物理体积模型，式（4）可改写成：

式中：F为地层因素，无量纲；0R为饱含水时岩石电阻率，Ω·m；wR为地层水电阻率，Ω·m；bφ、fφ分别为小孔隙孔隙度、大孔隙孔隙度，小数；mb、mf分别为小孔隙胶结指数、大孔隙胶结指数，无量纲。

当孔隙中含有油气时，大孔隙中的自由水与小孔隙中的束缚水并联导电，则有：

式中：tR为地层电阻率，Ω·m；Rft为大孔隙自由水地层电阻率，Ω·m；Rbt为小孔隙束缚水地层电阻率，Ω·m；n为饱和度指数，无量纲；Swf为自由水饱和度，小数。

将式（5）带入式（6），可得到双孔隙介质饱和度模型：

式中：I为电阻增大系数，无量纲。

此时油层含水饱和度为：

式中：Sw为油层含水饱和度，小数；φ为有效孔隙度，小数。

式（7）适用于渤海新近系双孔隙导致的高束缚水低阻油层饱和度计算，由于模型中涉及大孔隙与小孔隙体积，因此将通过核磁共振测井确定的束缚水体积与自由水体积分别作为储层大孔隙与小孔隙的体积。相比阿尔奇公式，式（7）中涉及n、mf、mb三项系数，难以采用I–Sw拟合回归，通常利用实验数据迭代计算，计算过程如下：

①选取三块以上岩心开展核磁–岩电联测实验；②根据核磁共振实验确定岩心自由流体孔隙度fφ与束缚流体孔隙度bφ；③根据岩电数据，将式（8）带入式（7），通过迭代计算，确定最优n、mf、mb。

图4揭示了相同孔隙度条件下，不同孔隙结构特征对岩电参数的影响，孔隙结构特征如表1所示。从图4可以看出，当小孔隙为0时，I–Sw呈线性关系，表现为阿尔奇线性特征；当岩石存在双孔隙时，随着小孔隙不断增加，岩石导电性逐渐增强，I–Sw呈现非线性关系，并随含水饱和度逐渐降低，I–Sw呈现“下翘”特征。

图4 双孔隙介质岩石导电特征

表1 相同孔隙度不同孔隙结构特征

双孔隙介质中岩石非线性导电特征使得传统阿尔奇公式拟合结果存在一定误差（图5），传统阿尔奇公式拟合结果（黑线）为线性特征，当岩心含水饱和度较低时，电阻增大系数明显偏离岩心测量值，而双孔隙介质拟合结果（红线）能够较好地反映岩石孔隙结构特征，拟合精度明显提升。

图5 不同方法岩心导电拟合效果对比

3 应用效果分析

CFD油田位于渤海西部海域，主要含油层系为新近系明化镇组、馆陶组，以曲流河、辫状河沉积为主，馆陶组岩性为厚层砂岩、含砾砂岩，油藏顶部发育大量低阻油层，岩心分析显示（图1）低阻油层呈高束缚水饱和度的双孔隙特征，因此适用于核磁–双孔隙介质饱和度模型计算油层饱和度。

由图6可以看出，根据岩心核磁–岩电联测实验，采用式（7）对低阻油层岩心进行参数反演，反演得到的I–Sw曲线（红线）与岩心岩电实验（黑色圆圈）结果吻合较好，n、mf、mb反演结果分别为1.8、1.5、1.7。相比阿尔奇公式线性拟合结果（黑线），双孔隙介质模型拟合效果更能反映储层导电机理及导电性变化规律，从而确保饱和度模型参数计算的可靠性。由CFD油田4井饱和度计算效果对比图（图7）可以看出，4井顶部（1 344～1 368 m）自然伽马、自然电位较低，中子、密度值也较低，电阻率较高，为油层，其中，1 344～1 360 m电阻率较低为低阻油层，1 360～1 368 m为高阻油层；底部（1 368～1 400 m）自然伽马较低、自然电位较高，中子、密度较低，电阻率也较低，为水层。由传统阿尔奇公式计算结果可以看出，对于低阻油层含水饱和度接近80%，而核磁–双孔隙介质饱和度模型计算含水饱和度为50%～60%。该井低阻油层段钻井取心，压汞实验结果显示进汞饱和度为45%～50%，与测井解释结果匹配较好，因此核磁–双孔隙介质饱和度模型计算的饱和度更为合理。

图6 CFD油田双孔隙介质岩电参数拟合效果

图7 CFD油田4井饱和度计算效果对比

4 结论

（1）通过分析渤海新近系馆陶组低阻油层成因机理，明确了复杂孔隙结构中小孔隙导致的高束缚水饱和度是馆陶组低阻油层形成的主要因素之一。

（2）通过核磁–双孔隙介质饱和度模型计算结果与常规测井曲线饱和度计算结果对比，核磁–双孔隙介质饱和度模型更适用于孔隙结构成因导致的低阻油层饱和度计算。

（3）核磁–双孔隙介质高束缚水饱和度计算方法提高了渤海新近系馆陶组高束缚水低阻油层饱和度计算精度，为类似油田低阻油层饱和度评价提供了一种新的、有效的方法。