何理鹏 汪 芯 李重逢 邓卓峰
（①中海石油（中国）有限公司深圳分公司开发部；
②中法渤海地质服务有限公司；
③中法渤海地质服务有限公司深圳分公司）
随着海上油气勘探开发技术的进步，南海油气勘探开发的重点逐渐向深层古近系低孔低渗及潜山等复杂油气藏转移。古近系低孔低渗储层受复杂的沉积环境影响，往往具有孔隙结构复杂、孔喉细微、泥质含量高、非均质性强、储层物性差等特点[1-5]，导致该类油田在开发生产过程中储层流体性质与物性的判断存在极大的不确定性，而随钻过程中储层的含油气性与物性的快速判断对油田射孔方案的确定及油井产量的评估至关重要，可提高油田开发效率，节约实施成本。钻进过程中测井、录井手段评价储层的含油气性与物性具有实时性，然而低孔低渗储层测井方法不同于常规储层测井评价方法，由于其岩电参数关系复杂，导致以往阿尔奇公式计算的含油饱和度误差明显增大，储层的流体性质确认程度变低。在孔隙度与渗透率的定量评价方面，三孔隙度测井曲线受岩性影响较大，需要针对复杂的孔隙结构储层分类考虑建模，才能提高孔隙度的精度，否则将极大降低孔隙度的精度，导致渗透率的计算误差大幅增加[6-9]。测井技术对低孔低渗储层的定量化评价难度大，再加上深层复杂的地质条件及存在高阻水层，导致测井手段对于流体性质的准确评价失效，虽然现有录井技术手段多样，但在古近系低渗储层评价方面，尚未形成行之有效的快速应对方法，亟需取得突破，实现古近系低孔低渗储层的高质高效开发。
A 油田是位于南海东部深层古近系低孔低渗规模注水开发的油田，其主力油层位于古近系始新统文昌组，储层为陆相沉积，砂体纵横向变化快，油层受砂体变化以及断层的切割影响，横向对比性较差。纵向上文昌组上段岩性以细-中粒砂岩为主，压实作用较强，下段以中-粗粒砂岩为主，压实作用较弱，孔隙的胶结类型有所差异，导致储层的物性变化较大。文昌组整体测井解释表明，油层孔隙度10.2%～14.9%（平均孔隙度12.6%），渗透率2.4～52.6 mD（平均渗透率16.5 mD），总体上属于低孔、特低-低渗储层。原油总体上属于低含硫、低粘度的轻质油，文昌组地面原油密度为0.821～0.865 g/cm3。
由于A 油田砂体横向变化大，断裂切割复杂化，纵向上压实作用差异，岩性复杂多变，储层的非均质性强，随钻储层物性的快速判断是该油田制定开发方案所面临的主要挑战。另外，文昌组下部区域存在局部高阻水层，水层电阻率与油层电阻率非常接近，导致测井解释油水层非常困难。目前研究认为，高阻水层主要是由于高阻岩性沉积、储层物性差、孔隙结构差、地层水矿化度影响等因素造成[10]。A 油田岩性以砂岩为主，黏土矿物含量相对较低（平均小于7%），成分主要为伊利石（占12%～95%，平均70.2%），其次为高岭石（占1%～56%，平均11.2%）、绿泥石（占3%～45%，平均14.1%），少量伊蒙混层（占0～50%，平均4.5%）；
下部储层岩性主要为岩屑石英砂岩，其次为岩屑砂岩，储集空间以原生粒间孔为主，颗粒间以点状接触为主，呈次圆-次棱状，分选中等，胶结类型以孔隙胶结为主，孔隙结构相对较好。而区域上地层水矿化度变化较大，随着深度的增加，地层水矿化度逐渐减小，文昌组上部为17 mg/L，中部降低为5 mg/L，变化范围较大。由此判断，A 油田高阻水层的成因主要是地层水矿化度变化引起。同时，A 油田文昌组油层由于发育于烃源岩内储层，造成常规气测背景气测值高，且油层与水层等不同流体性质异常变化不明显，也给流体性质的识别带来挑战。
因此，该油田储层流体性质与物性评价方面存在较大的不确定性，亟需利用录井手段提出有效随钻评价方法，为该油田的高效开发提供可靠依据。
录井技术由于不受岩电关系影响，在含油气性判断上具有一定的优势。录井技术手段多样，主要是以岩屑、钻井液的分析以及工程参数的录取来评价地层岩性与含油气性质，以达到钻探目的。FLAIR实时流体录井是先进的气体检测技术，它在钻井液进、出口分别放置脱气设备，通过进、出口气测值校正，可以消除背景气的影响，更真实地反映储层的含油气性，而且较常规气测可测得更多的气体组分，对于油层的识别效果更佳。地化录井的岩石热解技术及热解气相色谱分析技术可测得岩屑所携带的更多的烃类信息，测得不同相态的烃类含量以及碳数范围更宽的C9-C40的正构烷烃组分，更真实地反映储层流体性质。
本文将基于以上优势录井技术，通过对油田及周边已钻13口探井进行研究，建立流体性质与储层物性随钻解释评价方法，首先通过荧光显示、FLAIR 实时流体录井、地化录井判断储层流体性质，再利用录井工程参数并结合测井密度判断储层物性，最终判断产层性质。
3.1 储层流体性质评价方法
针对A 油田的地质特征，建立基于荧光显示（统计分析表明，油层荧光显示面积达10%以上，水层与干层荧光显示面积为5%～10%，在一定程度上可定性判断流体性质）、FLAIR 实时流体录井与地化录井技术的储层流体性质评价方法。
3.1.1 FLAIR实时流体录井储层流体性质评价
FLAIR 实时流体录井可测得C1、C2、C3、iC4、nC4、iC5、nC5、nC6、nC7、nC8、C6H6、C7H8、C7H14共13 个气测组分参数，通过筛选13 个气测组分参数的异常倍数（最大值与背景值的比值），优选出C1异常倍数与C2异常倍数、C6H6异常倍数分别交会建立图板，对于该油田油层与含油水层、干层的区分较为有效（图1），油层的组分较为齐全，重组分含量高，优选的参数C1异常倍数大于2，C2异常倍数大于2，C6H6异常倍数大于2，否则为含油水层、干层（表1）。
图1 FLAIR流体性质判断图板
表1 FLAIR流体性质判断指标
3.1.2 地化录井储层流体性质评价
热解气相色谱分析技术可以判断储层的流体性质。通常情况下，不同流体性质储层标准热解气相色谱谱图如图2所示。油层的谱图特征表现为色谱总峰面积大，碳数范围宽，在C10-C38左右，部分隆起；
含油水层的谱图特征表现为相对于油层碳数范围窄，在C13-C33左右，基线较平直或微隆起；
水层谱图特征为总峰面积小，正构烷烃低或无明显组分峰，基线平直。由于干层受储层物性影响，烃源岩内发育的储层也具有一定的含油气特征，热解气相色谱谱图与油层特征较为相似，但岩石热解值固态烃含量S2要高于液态烃含量S1，据此在一定程度上可以区分油层与干层。
图2 不同流体性质储层标准热解气相色谱谱图特征
因此，可利用上述荧光显示、FLAIR 实时流体录井与地化录井技术等有效地区分该油田古近系储层流体性质，区分油层、含油水层、水层与干层。
3.2 储层物性评价方法
3.2.1 录井工程参数储层物性评价
针对A 油田的地质特征，建立基于录井工程参数与测井密度曲线储层物性综合评价方法。前人研究表明，钻头做功可很好地反映储层物性的变化，钻头做功主要受地质因素与工程因素影响[11]。实际钻进过程中在钻头磨损小且工程因素影响较小的前提下，可以利用钻头做功的变化定性地反映一段储层内物性相对变化情况。
机械比能指钻进单位体积岩石所做的功，也就是钻头在钻压和扭矩作用下破碎单位体积岩石所消耗的机械能。机械比能模型公式[12]为：
式中：Em为机械比能，MPa；
v为钻速，m/h；
W为钻压，kN;db为钻头直径，m；
n为转盘转速，r/min；
M为扭矩，kN·m。
垂向功主要是由钻压作用所做的功，为机械比能垂向产生的分量；
切向功主要是由扭矩作用所做的功，为机械比能切向产生的分量。钻头垂向做功和钻头切向做功计算公式分别为[11]：
式中：WH为钻头垂向做功，MPa；
WL为钻头切向做功，MPa；
Kd为岩性的可钻性等级，无量纲；
α为研磨系数，无量纲。
实际钻进过程中，钻压较为恒定，垂向做功变化不大，由于地层物性因素引起的扭矩变化较大，导致钻头切向功更能较好地反映地层因素变化。通常情况下，砂岩地层的可钻性好于泥岩，砂岩机械比能、切向功较泥岩要小。因此，通过钻头做功可以较好地反映储层的物性情况，在钻头磨损程度基本相当的情况下，取相对稳定层段机械比能、切向功平均值为基线值，钻遇机械比能、切向功小于基线值地层处，表明物性趋好。
3.2.2 测井密度储层物性评价
A 油田随钻孔隙度测井仅适用于密度与中子测井，其中测井密度对孔隙度更为敏感。通过研究表明，测井密度值与机械比能、切向功成正相关关系，孔隙度越大，物性越好，机械比能、切向功越小。从图3可以看出，油层的测井密度值小于2.47 g/cm3，测井自然伽马小于72 API，干层的测井密度值大于2.47 g/cm3。
图3 油层、含油水层、干层的测井密度与自然伽马特征
将上述储层流体性质与物性评价方法应用于南海A 油田3 口井63 层，经试油或生产验证，解释符合率达96.1%，应用效果显著。
如X 井文昌组主力储层深度范围为4 459～4 557.5 m，需要确定的关键问题是储层内的流体性质是否存在高阻水层、油水界面的位置以及储层物性的好坏。另外，在实钻过程中该套主力储层上部还发育一套储层（4 371～4 373 m、4 376～4 383 m），中间的隔夹层物性如何，两套储层是否可以联合开发动用，将直接影响该井的射孔方案制定（图4）。
图4 X井录、测综合解释成果图
4 459～4 557.5 m 井段储层岩性以细砂岩为主，荧光显示为50%～60%，FLAIR 气测组分齐全，其中重组分明显，C1异常倍数高达22.6，C2异常倍数高达20.2，C6H6异常倍数高达4，达到油层解释标准。此外，4 495 m 处岩石热解S1值高于S2值，热解气相色谱谱图色谱总峰面积大，碳数范围宽，在C11-C35左右，表现为油层特征（图5a）。综合以上分析，确认该套储层流体性质为油层。在4 557.5 m 处含油面积逐渐变差，至底部变为5%，重组分含量下降，C1异常倍数、C2异常倍数、C6H6异常倍数降低，且下部4 615 m 热解气相色谱谱图相对于油层总峰面积变小，碳数范围窄，在C13-C33左右，基线微隆起，表现为含油水层特征（图5b）。因此，综合判断4 557.5 m处为油水界面，存在油水过渡带。4 459～4 557.5 m 井段主力储层做功相对较小，测井密度值小于2.43 g/cm3，储层物性相对较好。建议射开本层以求取产能。
4 390～4 457 m井段储层岩性以细砂岩为主，荧光显示仅为5%，FLAIR 重组分含量低，C1异常倍数、C2异常倍数、C6H6异常倍数较低，未达到油层标准，为水、干层特征。4 455 m 处岩石热解S1值高于S2值，热解气相色谱谱图色谱总峰面积小，碳数范围更窄，为C13-C31左右，表现为水层特征（图5c）。4 455 m 处做功相对较小，测井密度值小于2.47 g/cm3，储层物性相对较好，为水层。局部夹层表现为岩石热解S1值低于S2值，热解气相色谱谱图色谱总峰面积相对较大，碳数范围略宽，做功相对较大，测井密度值大于2.47 g/cm3，储层物性相对较差，表现为干层特征。
图5 不同流体性质储层热解气相色谱谱图
综合以上分析，该套储层为水、干层互层，上部储层（4 371～4 373 m、4 376～4 383 m）与下部储层4 459～4 557.5 m 井段需分别射孔，建议避免合采。
后期射孔作业仅对4 459～4 557.5 m 储层求取产能，返排期间逐渐放大油嘴，提高生产压差至16 MPa，产油基本稳定在70 m3/d，比采油指数为0.1 m3/d·MPa·m，获得了较好的工业产能。
南海A 油田低孔低渗储层流体性质（存在高阻水层）与物性的随钻判断存在着极大的不确定性，储层评价难度大，影响了后续开发方案的制定。本次研究通过荧光显示、FLAIR实时流体录井与地化录井技术的储层流体性质评价方法，以及基于录井工程参数与测井密度曲线的储层物性综合评价方法，有效地解决了该油田开发作业过程中面临的难题，证实该方法在A 油田文昌组低孔低渗储层的流体性质识别与物性好坏的判别中具有较好的实用性与实效性，可为高效开发作业提供有力支持，具有较好的应用前景。
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