锦州25-1南X井区潜山油气藏精细评价技术与实践

丁冬，苏克勤，王建立，屈晓阳

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300459）

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300459）

0 引言

锦州25-1 南油田太古宇潜山主要为块状构造油气藏，裂缝为主要的储集空间，潜山裂缝储层具有横向变化快、纵向差异大、非均质性强、空间结构复杂等特征[1-2]，区域上该区块被辽西2 号断层分割为东、西两个高带，研究区X 井区位于东高带，整体为高幅背斜构造。当前该区域已经完成潜山开发井36 口，日产油约2 400 m3/d，是渤海油田辽东区域油气稳定的贡献区。X 井区目前油水界面是-1 880 m，2022 年新钻探的探井锦州25-3-M 井揭示油水界面为-2 300 m，较X 井区下推了420 m，通过潜山连通性分析认为5 井与1/8 井区为同一个油藏，X井区油水界面也有下推的可能性。

结合该井区实际开发及生产情况，该井区潜山深层评价面临的主要挑战有：①传统认为X 井区产能贡献区主要是在潜山风化壳200 m 范围内，深部储层的复杂性和地震资料质量的限制性，裂缝识别较困难，无法准确识别储层优劣程度；②研究区内潜山内幕带（LKO线以下）流体判别成熟技术少、经验不足，常规录井技术难以对流体界面准确把控。

本文主要是基于钻井工程参数建立储层评价系数，利用气测组分值演变公式进行流体纵向变化分析，形成一种应用于锦州25-1南油田潜山综合评价技术，该技术成功解决了研究区内潜山内幕流体界面及优势储层识别等地质难题。在该区块作业的锦州25-1S-X33 井利用储层评价系数及流体性质综合分析得出，下部储层发育、流体性质判定未发生变化，利用该技术综合解释该井油底较该区块油底加深136 m，取得了较好的效果。

1 潜山优势储层评价

1.1 储层评价系数建立

受古地形、构造等因素及风化作用的影响，变质岩古潜山储集体在纵向上具有明显的分带性，可分为3个储集带，依次为风化破碎储集带、裂缝发育储集带和致密带[3]。一般认为潜山优势储层发育在风化带及裂缝带，致密带多不发育好储层。但从渤中19-6太古界潜山凝析气田钻探看，潜山也是有多期次构造成因，潜山内幕带也有好储层发育[4]。调研发现，潜山储层评价目前主要应用声波曲线结合声电成像曲线进行综合判定[5]，也有基于工程参数的功指数、机械比能法进行储层评价[6-8]。但在生产井作业中，为了降低作业成本，一般采用常规录井加随钻4条线（伽马、电阻率、中子、密度）进行作业，储层评价难度大，同时为了作业提效，在潜山井钻探时多采用提速工具，参数变化较大，利用功指数及机械比能对于评价结果影响较大。

常用的工程参数包括钻压、扭矩、钻时、转盘转速、钻头直径等，利用功指数、机械比能法进行储层评价时，由于未考虑钻头磨损程度以及在不同井眼尺寸下不同钻井参数的影响，需要对钻压、扭矩、钻时等数据进行归一化处理（公式（1）-（4））。常规录井参数一般按照1 m/点提供分析数据，GN4录井系统可以按照0.1 m/点进行数据分析，对于储层精细评价有更好的意义。结合功指数及机械比能选取新的储层评价系数指标，建立储层评价系数公式（公式（5）-（6）），并结合电阻率曲线得到优势储层成果图（图1）。

式中：X#为归一后的数据；X为归一前的数据；Xmin为待处理数据中最小值；Xmax为待处理数据中最大值。

归一化处理后的钻压、扭矩、钻时分别为：

式中：WOB#为归一化钻压，kN；TRQ#为归一化扭矩，kN·m；ROP#为归一化钻时，min/m；RPM为转盘转速，r/min；D为钻头直径/mm；WC为钻头磨损系数；Tmax为单只钻头最大钻进时间，min；t为钻进进尺对应的钻头时间，min。

通过归一化数据建立的储层评价系数来表征潜山储层优劣的系数。

1.2 精细划分储层类型

针对潜山裂缝性储层，裂缝发育程度是评价储层优劣的关键。锦州25-1南区域主要经历印支、燕山及喜山期三期构造运动的叠加影响。其中，印支、燕山期构造活动影响较大，是裂缝主要发育时期，研究区位于印支及燕山期应力叠加区，古地貌的高点，风化剥蚀以及风化淋滤改造程度高，裂缝发育。

裂缝的评价是复杂多孔介质储层有效性评价的重难点，而裂缝孔隙度是描述裂缝有效性的关键参数，其数值的可靠与否将直接影响裂缝性储层评价的精确性。针对裂缝性储层，一般裂缝孔隙度越大，代表储层发育程度越高，将裂缝孔隙度与储层评价系数建立联系，就可以实时分析孔隙度情况，进而判定储层发育情况。根据邻井裂缝孔隙度及储层评价系数的计算，绘制储层评价系数与裂缝孔隙度的相关性曲线（图2），两者成对数关系，回归拟合值0.806。储层评价系数小于3 且裂缝孔隙度小于0.15的储层一般多为致密层。

图2 储层评价系数与裂缝孔隙度拟合曲线

储层评价系数主要用于评价裂缝储层的优劣程度，同时电阻率、气测值也可以在一定程度上反映储层特征。一般在潜山储层较发育区气测值成高值、电阻率成相对低值；在储层发育较差区域，气测值相对成低值，而电阻率相对高值。因此，基于锦州25-1南潜山油藏多口井的工程参数、录井参数及测井参数，结合电阻率、C1 值及储层评价参数建立储层类型评价图版（图3），可精细划分出不同储层类型，在综合判定储层优劣程度上更加合理。

图3 储层类型评价图版

2 潜山流体性质判别

在裂缝性潜山地层评价中储层优劣是潜山油气藏开发的重要指标之一，但关键还是要看潜山中是否有油气充注及充注的高度。储层评价系数在潜山储层评价中发挥了重要作用，但是在潜山流体性质评价中却无法发挥作用，需要借助录井中其他手段来进一步分析。

潜山裂缝型储层孔隙空间非均质性强，流体性质及流体类型识别较为困难，基于气测烃组分来进行储层内流体相识别研究[9]，是最直接、有效的手段之一。但由于常规气测烃组分值在潜山段变化幅度小，直接判定流体性质较为困难。本文根据潜山岩屑载体及气测组分值两种途径展开研究，建立录井多参数耦合法。一是利用气测组分值进行演变、计算，寻找不同流体性质下的变化特征；二是基于岩屑载体的含油性分析，纵向深入分析流体性质变化。

通过对比所有气测参数、岩屑含油气性参数与流体性质的相关性程度，优选出C1/C3、流体密度（MD）（计算公式见公式（7））及地化油气潜量（Pg）这3 项相关度较高的参数，组合成3 组投点图版：C1/C3-MD投点图版、C1/C3-Pg 投点图版、MD-Pg 投点图版。对比3 组图版的流体性质识别规律性，发现C1/C3-MD投点图版（图4）及C1/C3-Pg 投点图版（图5），对于研究区潜山储层流体性质具有较好的区分性，且纵向识别特征较为明显。

图4 C1/C3-MD投点图版

图5 C1/C3-Pg投点图版

式中：C1、C2、C3、nC4、iC4 分别为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷的气体体积分数，%。

其中，根据C1/C3-MD投点图版，油层的投点区域为：25＜C1/C3＜35，MD＞0.75；含油水层的投点区域为：35≤C1/C3≤75，0.65≤MD≤0.75；无显示层的投点区域为：C1/C3＞75，MD＜0.65。

根据C1/C3-Pg 投点图版，油层的投点区域为：25＜C1/C3＜35，Pg≥1.0；含油水层的投点区域为：35≤C1/C3≤75，Pg＜1.0；无显示层的投点区域为：C1/C3＞75，Pg＜0.5。

3 应用效果

锦州25-1 南太古界潜山油藏裂缝储集空间受非均质性的影响，以及现有勘探技术分辨率及开发井作业成本的压力下，在潜山油气藏精细评价中存在一定难度，流体界面识别只能依靠探井来确定。随着渤中26-6 潜山油气藏的新认识，高部位含水但由于隐蔽断层的存在，低部位也有油气存在[10]。本文在潜山纵向精细分层及优势储层评价的基础上，创新性提出判别潜山流体性质的录井多参数耦合法和投点图版法，通过多口井的资料验证，该方法在研究区取得了较好的应用效果。新钻潜山井锦州25-1S-X33 井的成功钻探，表征区块流体界面较原始界面加深，该井综合解释油底2 016 m，较之前的油底1 880.0 m 已加深136 m（图6），底部由于物性相对变差，流体界面仍有加深的可能性，按照当前流体界面计算新增地质储量约260×104t，同时也为该区块其他井区底部位评价带来信心。

图6 JZ25-1S-X33井潜山综合分析剖面

4 结论及展望

锦州25-1 南裂缝性潜山地层的评价重点在于储层评价及流体界面的确定，该技术成功实现了优势储层快速评价及流体界面的综合判定。

1）在储层评价方面：通过建立储层评价系数，形成了储层评价系数与裂缝孔隙度的关系曲线，利用储层评价系数、电阻率及气测值，建立了3类储层评价标准，实现快速识别优势储层。

2）在流体界面识别方面：基于岩屑载体的含油性分析及气测值的演变、计算，形成了一套潜山流体识别图版，实现了锦州25-1S-X井区流体界面加深136 m判定。

该研究项目以锦州25-1 南太古界潜山油气藏精细评价为目标，形成储层评价及流体性质识别的相关技术方法。锦州25-3区块及渤中26-6区块是渤海油田近两年勘探评价取得重要成就的两个区块，均是以太古界潜山为开发层位的重点油气田，该项技术在这两个区块具有较高的通用型，可为储层评价及流体识别提供关键技术支持，也将为渤海油田实现原油上产4 000×104t战略目标护航。