劉彥成 羅憲波 蔣曙鴻 康 凱 何新榮 冉兆航 李云婷

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300452； 2.中海油研究總院 北京 100028）

渤海X油田位于渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，生產層位為新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，砂巖厚度達500 m。然而，在實際生產中發(fā)現(xiàn)電阻率較高的儲層段射孔生產后含水率較高，含水上升速度較快。研究表明，儲層巖石特征是影響電阻率高低的決定性因素［1-2］；儲層巖石潤濕性控制著流體在孔隙喉道中的分布，進而影響著儲層巖石的導電特性［2-4］。筆者通過巖心分析資料系統(tǒng)地分析了渤海X油田高電阻率高含水儲層特征，具體包括孔隙度、滲透率、巖石礦物成分、孔喉尺寸、孔喉分布、儲層巖石的潤濕性等。在此基礎上，研究了潤濕性對測井解釋成果的影響，基于經(jīng)典的Archie理論模型和油田礦場實踐提出了一種測井解釋的新方法，并成功應用于X油田上返補孔調整和Y油田儲量復算中。

1 渤海X油田高阻高含水儲層特征分析

1.1 儲層巖石特征

通過測量孔隙度、滲透率及分析巖石樣品的礦物成分，發(fā)現(xiàn)渤海X油田明化鎮(zhèn)組儲層巖石礦物成熟度低（表1、圖1），膠結物粘土礦物的含量控制著儲層的質量，孔隙度在18%～35%，算術平均值為30%；水平氣測滲透率在120～4 500 mD，幾何平均值為1 850 mD。

圖2為X油田A井儲層巖石鑄體薄片示意圖，可以看出：該井儲層巖石分選性總體上較好，孔隙發(fā)育及連通性好，孔徑一般為0.15～0.30 mm；局部發(fā)育粘土礦物，呈團塊狀、蜂窩狀或填隙狀；巖石顆粒為次棱—次圓狀，個別為棱角狀，彼此為點接觸或呈游離狀，疏散分布，個別石英見有次生加大現(xiàn)象。

表1 渤海X油田A井明化鎮(zhèn)組儲層巖石礦物成分Table 1 Reservoir rock mineral composition of Minghuazhen Formation of well A in X oilfield，Bohai sea

圖1 渤海X油田A井明化鎮(zhèn)組儲層巖石礦物成分三角圖Fig.1 Triangle diagram of reservoir rock mineral composition of Minghuazhen Formation of well A in X oilfield，Bohai sea

圖2 渤海X油田A井儲層巖石鑄體薄片示意圖（深度1 100 m）Fig.2 Thin section image of well A in X oilfield，Bohai sea（depth on 1 100 m）

圖3為X油田A井儲層巖石電鏡掃描示意圖，可以看出：巖樣全貌膠結疏松，孔隙連通性好，粒間孔隙發(fā)育，巖樣顆粒表面局部存在溶蝕；粘土礦物主要發(fā)育高嶺石，呈鱗片狀及蠕蟲狀結構，以分散質點式包裹于顆粒表面并充填于粒間孔隙處。

1.2 儲層微觀孔隙結構特征

大量研究表明，儲層微觀孔隙結構與驅油效率關系密切［5-10］。為了定量研究儲層微觀孔隙結構，進而認識儲層孔喉網(wǎng)絡對電測曲線的影響，采用定壓力注入汞的方法獲得了X油田明化鎮(zhèn)組儲層巖石毛管壓力曲線（圖4）以及進汞飽和度柱狀圖及滲透率貢獻值累積曲線（圖5）。從圖4可以看出，該油田明化鎮(zhèn)組儲層的驅油效率受儲層的潤濕性影響較大，油潤濕儲層的驅油效率偏低，水潤濕儲層的驅油效率較高。從圖5可以看出，該油田明化鎮(zhèn)組儲層巖石孔喉尺寸分布范圍在0.025～40.000 μm，表現(xiàn)出高滲特征。

圖3 渤海X油田A井儲層巖石電鏡掃描示意圖（深度1 100 m）Fig.3 The scanning electron microscope image of well A in X oilfield，Bohai sea（depth on 1 100 m）

圖4 渤海X油田A井壓汞法毛管壓力曲線Fig.4 Mercury injection capillary pressure curve of well A in X oilfield，Bohai sea

圖5 渤海X油田A井進汞飽和度柱狀圖及滲透率貢獻值累積曲線Fig.5 Mercury saturation histogram and accumulated permeability contribution curve of well A in X oilfield，Bohai sea

1.3 儲層巖石潤濕性特征

通過Amott方法獲取渤海X油田儲層巖石的潤濕性，結果見表2。可以看出，該油田高電阻率儲層在Amott方法測試的潤濕性上表現(xiàn)為油潤濕，而低電阻率儲層表現(xiàn)為強水潤濕，這表明潤濕性控制著多孔介質內的流體分布。在油潤濕的儲層中，巖石顆粒被油膜包裹，水以分散狀聚集于大孔隙中，阻礙了導電離子間的自由擴散，導電網(wǎng)絡受阻，儲層巖石電阻率測試結果偏高。當這部分油潤濕的儲層射孔投產后，大孔隙中的流體滲流阻力小，優(yōu)先參與流動，導致該類儲層投產初期含水率較高。相反，在強水潤濕儲層中，當油聚集在儲層巖石之后，水相充填于小的孔隙喉道中形成連續(xù)的水膜附著于孔喉網(wǎng)絡中，礦物離子可以在水相中自由擴散，導電網(wǎng)絡發(fā)達，相同含油飽和度下儲層巖石測試電阻率結果偏低，挖潛潛力容易被忽略。

表2 渤海X油田Amott潤濕指數(shù)測試結果表Table 2 Test results of Amott wettability index in X oilfield，Bohai sea

2 Archie公式修正

2.1 Archie公式存在的問題

利用Archie公式［11-12］可以預測儲層巖石的含水飽和度，進而計算儲層巖石的含油飽和度，具體公式為

式（1）中：RT為巖石樣品在不同含油飽和度下的電阻率，Ω·m；RO為100%含水時巖石樣品電阻率，Ω·m；Sw為儲層巖石的含水飽和度，f；n為儲層巖石的飽和度指數(shù)，f。

然而，Archie公式?jīng)]有考慮儲層巖石的潤濕性對飽和度指數(shù)n的影響。礦場實踐中發(fā)現(xiàn)，對于水潤濕和油潤濕的儲層，應用同一飽和度指數(shù)n值時會引起油水層的誤判，無法準確地解釋儲層的含油性，具體表現(xiàn)為在水潤濕儲層中解釋的含油飽和度偏低，而在油潤濕儲層中解釋的含油飽和度偏高。圖6為渤海X油田不同濕潤性下儲層巖石電阻率與含水飽和度關系圖，可以看出相同含水飽和度下水潤濕儲層巖石的電阻率偏低，而油潤濕儲層巖石的電阻率偏高，這給該油田測井下限值的確定帶來一定的難度。因此，有必要對Archie公式進行修正，考慮儲層巖石潤濕性對測井解釋結果的影響。

圖6 渤海X油田不同潤濕性下電阻率與含水飽和度關系Fig.6 Diagram of resistivity vs.water saturation under different wettability in X oilfield，Bohai sea

2.2 Archie公式潤濕性修正

基于渤海X油田16塊巖心室內實驗評價結果，建立了該油田儲層巖石潤濕指數(shù)Iw與飽和度指數(shù)n的關系曲線（圖7）。從圖7可以看出，該油田儲層巖石潤濕指數(shù)Iw與飽和度指數(shù)n在半自然對數(shù)坐標中滿足很好的線性關系，即

利用公式（2）可以準確預測Archie公式中的飽和度指數(shù)n值：水潤濕時，潤濕指數(shù)Iw值變化范圍從0.1到1，飽和度指數(shù)n值變化范圍從2.71到0.85，變化幅度相對較大，對測井解釋結果有一定的影響；中性潤濕時，潤濕指數(shù)Iw值變化范圍從-0.1到0.1，飽和度指數(shù)n值變化范圍從3.51到2.71，變化幅度最小，對測井解釋結果影響較??；油潤濕時，潤濕指數(shù)Iw值變化范圍從-0.1到-1，飽和度指數(shù)n值變化范圍從3.51到11.23，變化幅度最大，對測井解釋結果產生較大的影響。

圖7 渤海X油田儲層巖石飽和度指數(shù)與潤濕指數(shù)關系Fig.7 Diagram of saturation index vs.wettability index in X oilfield，Bohai sea

基于圖7中巖心實驗數(shù)據(jù)的分析結果，將Archie公式修正為

3 實例應用

渤海X油田X-1井于2005年10月投產，鉆遇明化鎮(zhèn)組砂巖儲層，分析認為該層段與取心層段館陶組的電測“四性”接近，該層段的含油性解釋可以借用館陶組巖心獲得的飽和度指數(shù)值（n=1.8），代入Archie公式計算儲層的含油飽和度，初期解釋射孔層位的含水飽和度在15%～30%。利用退汞效率計算的束縛水飽和度在10%～20%，表明該井射孔段的自由水飽和度在5%～10%。然而，射孔后該井含水快速上升到70%，平均產油量不到10 m3／d，生產效果較差，表明Archie公式中飽和度指數(shù)n的取值沒有真實地反映地層電阻率與含水飽和度的關系。

后期調整中，通過分析周邊井相同層位（明化鎮(zhèn)組）的礦場取心資料，利用Amott方法分析巖心的潤濕性為偏油潤濕，將潤濕指數(shù)Iw代入式（3）中求取修正后的飽和度指數(shù)n值，結果表明明化鎮(zhèn)組射孔段n=4.5，并且發(fā)現(xiàn)測井解釋電阻率低于15Ω·m時計算含水飽和度為55%，遠高于n=1.8時獲取的含水飽和度，因此重新解釋為含水油層，與初期含水上升速度快、生產效果不理想較為吻合。后期下返館陶組（n=1.8），射孔層位計算的含水飽和度在25%～28%，與補孔后生產初期含水只有10%的油藏動態(tài)較為吻合（圖8）。

此外，利用該方法對渤海Y油田老井復查，對A16W水源井的低阻油層補孔后實現(xiàn)日增油100 m3（圖9），含水率不到20%。后期結合巖心分析和實際補孔動態(tài)資料，在該油田采用“定性與定量相結合”的研究思路來獲取儲層巖石的潤濕指數(shù)，即對已經(jīng)取心測試的層位利用測試獲取的潤濕指數(shù)，對沒有取心測試的層位利用類比原則確定儲層巖石的潤濕指數(shù)，最終將各個層位的潤濕指數(shù)代入式（3）中，重新復查老井測井解釋結果，取得了較好的實踐效果。復算結果表明，Y油田具有低阻潛力，新增低阻石油地質儲量近410萬m3，測井下限也從6Ω·m下降到4Ω·m。

圖9 渤海Y油田Y-A16W井補孔后生產動態(tài)曲線Fig.9 Dynamic production curve after reperforation of well Y-A16W in Y oilfield，Bohai sea

綜上所述，本文提出的新的測井解釋方法適用于油田后續(xù)調整和儲量復算，對渤海相似油田的開發(fā)具有一定的參考意義。

4 結論與建議

1）通過建立潤濕指數(shù)Iw與飽和度指數(shù)n的關系修正了經(jīng)典的Archie公式，修正后的Archie公式能夠準確預測儲層的含油性。該方法已應用于X油田上返補孔和油田儲量復算中，取得了較好的實踐效果，表明該方法適用于油田后續(xù)調整中測井資料再評價與解釋。

2）本文新方法中所用到的潤濕指數(shù)來源于礦場取心資料，測試成本較高，在實際推廣應用中存在一定的不足。為此，建議采用“定性與定量相結合”的研究思路來確定解釋層位的潤濕指數(shù)，結合物源、成藏規(guī)律、錄井、巖心、相滲曲線以及儲層巖性來綜合類比目的層位與已測試層位的潤濕指數(shù)。

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