引用本文
高永明, 何理鹏, 周金堂, 邓永辉, 孙本飞. 地化录井礁灰岩储层含水识别方法研究——以陆丰X-1油田为例[J]. 录井工程, 2024,35(2): 115-124.
GAO Yongming, HE Lipeng, ZHOU Jintang, DENG Yonghui, SUN Benfei. Study on water bearing identification method of geochemical logging reef limestone reservoirs： Taking LF X-1 oilfield as an example[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(2): 115-124.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.02.018  
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地化录井礁灰岩储层含水识别方法研究——以陆丰X-1油田为例
高永明①, 何理鹏①, 周金堂②, 邓永辉①, 孙本飞②
①中海石油（中国）有限公司深圳分公司
②北京永盛通科技发展有限公司

作者简介: 高永明 地质工程师,1987年生,2014年毕业于中国石油大学（华东）地质工程专业,现在中海石油（中国）有限公司深圳分公司从事地质油藏研究工作。通信地址：518000 广东省深圳市南山区后海滨路（深圳湾段）3168号中海油大厦A座4012办公室。电话：（0755）26026495。E-mail：gaoym5@cnooc.com.cn

收稿日期: 2024-02-16
摘要

陆丰X-1油田礁灰岩油藏整体是一个构造边水油藏,储层非均质性强,含油丰度和原油性质变化大,孔隙水类型复杂,低渗透储层含毛细管水,常规测井难以识别,但地化录井对于储层含油性、原油性质和含水响应特征十分敏感,故对该油田低电阻率和低气测显示的储层评价具有明显的技术优势。不同孔隙水类型储层地化录井响应既有共性,也有个性：共性是指储层含水后含油丰度降低,表现为含油气总量和色谱总烃面积减小,原油性质变差,表现为油产率指数下降;个性是指低渗透率储层含毛细管水,表现为Pr/Ph变大。常规储层含自由水,表现为Pr/nC17和Ph/nC18明显升高。利用地化亮点等地化录井特征参数对陆丰X-1油田6口开发井礁灰岩储层含水进行识别取得良好效果,储层解释符合率达90%以上。应用结果表明,地化录井在储层评价、储层含水识别、随钻地质导向等方面发挥了重要作用。

关键词: 礁灰岩; 地化录井; 毛细管水; 自由水
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Study on water bearing identification method of geochemical logging reef limestone reservoirs： Taking LF X-1 oilfield as an example
GAO Yongming①, HE Lipeng①, ZHOU Jintang②, DENG Yonghui①, SUN Benfei②
①CNOOC China Limited Shenzhen Company, Shenzhen, Guangdong 518000, China
②Beijing Yongshengtong Technology Development Co., Ltd.,Beijing 100102,China
Abstract

The reef limestone reservoir in LF X-1 oilfield is a structural edge water reservoir as a whole, with strong reservoir heterogeneity, great changes in oil abundance and oil properties, complex pore water types, and low permeability reservoirs containing capillary water, which is difficult to identify by conventional well logging. However, geochemical logging is very sensitive to the reservoir oil saturation,oil properties and water-bearing response characteristics, so it has obvious technical advantages for evaluating reservoirs with low resistivity and low gas logging shows in this oilfield. The geochemical logging responses of reservoirs with different pore water types have both commonness and individuality. The commonness refers to the decrease of oil abundance after the reservoir contains water, which is manifested as the decrease of total hydrocarbon content and total hydrocarbon area of the chromatogram, and the deterioration of oil properties become poor, which are manifested as the decrease of oil yield index. Individuality means that the low permeability reservoirs contain capillary water, characterized by an increase in Pr/Ph. Conventional reservoir contains free water, which is manifested as a significant increase in Pr/nC17 and Ph/nC18. Good results have been obtained in water bearing identification of reef limestone reservoirs of 6 development wells in LF X-1 oilfield by using geochemical bright spots and other geochemical logging characteristic parameters, and the coincidence rate of reservoir interpretation is over 90%. The application results show that geochemical logging plays an important role in reservoir evaluation,water bearing identification and geosteering while drilling.

Keyword: reef limestone; geochemical logging; capillary water; free water
0 引言

储层含水识别, 尤其是含毛细管水储层的识别一直是常规测井和录井技术面临的难题。陆丰X-1油田首批开发水平井穿越在油水界面以上的油层段, 测井解释含水特征不明显, 开发后产液含水稳定在15%左右[1, 2]。为了识别含水储层, 引入了全套随钻地化录井。陆丰X-1油田6口开发井应用效果表明, 地化录井含油丰度参数地化亮点、原油性质参数油产率指数（OPI, OPI=S1/Pg）和含水特征参数姥植比（Pr/Ph）等对于不同类型储层含油性、原油性质和含水响应的评价十分敏感。

1 陆丰X-1油田石油地质特征

陆丰X-1油田位于珠江口盆地东沙隆起北缘, 靠近陆丰凹陷南侧, 是发育于中新统珠江组的一个生物礁灰岩和砂岩油藏[3, 4]。1986年, 美国西方石油公司在陆丰X-1构造的高部位钻探陆丰X-1-1井, 完钻井深2 175 m, 测井解释灰岩油层8层厚15.2 m, 砂岩油层3层厚8.5 m, 测试折算日产油499.10 m3。由于原油凝固点高、含蜡量高以及受限于当时技术手段, 没有取得确切产能。2012年中海油钻探评价井陆丰X-1-2井, 完钻井深1 953 m, 录井在珠江组1 846.0~1 893.0 m井段钻遇油层23.6 m, 进一步落实了陆丰X-1构造的含油气性。完井后对1 850.0~1 873.0 m井段进行测试, 获商业性油流, 最高日产油127.3 m3, 从而发现了陆丰X-1油田[5]。

1.1 烃源岩特征

陆丰凹陷烃源岩为始新统文昌组中深湖相深灰色泥岩, 厚度超过1 000 m, 残存面积800 km2, 总有机碳含量为1.5%~3.7%, 有机质类型为Ⅰ -Ⅱ 1型, 镜质体反射率为0.6%~0.8%, 进入了生排烃阶段。

1.2 储层特征

陆丰X-1油田的含油层分布在珠江组, 从上至下划分为3套油层：礁灰岩油层ZJ 10及砂岩油层ZJ 20和ZJ 30。由于礁灰岩油层ZJ 10上下两段储层特征与物性不同, 细分为ZJ 10_A和ZJ 10_B两个油层段（图1）。陆丰X-1油田是一个发育在滨岸沉积上的点礁油藏, 由下而上依次可分为：滨岸相-碳酸盐岩台地相-生物滩相-生物礁相[5]。各油层平面上分布稳定, 油田范围内可连续追踪对比。

图1 探井陆丰X-1-1井和评价井陆丰X-1-2井油层对比图

ZJ 10_A层：生物礁亚相, 储层厚度20.8~20.9 m, 平均有效厚度6.7 m。从岩心分析来看可分为两段：常规礁灰岩段和低渗礁灰岩段。两段礁灰岩在纵向上厚度不等且间互出现, 平面上低渗礁灰岩段在陆丰X-1-1井附近比较发育。这主要是受成岩作用影响的结果, 礁体周期性暴露使部分礁体遭受到大气淡水淋滤作用, 产生大量次生孔隙, 储集性能较好, 而没有经过淡水淋滤作用的部分储层, 原生孔隙发育, 但不连通, 渗透率较低, 形成低渗礁灰岩段。该层总体上属于中孔隙度、低渗透率储层。

ZJ 10_B层：生物碎屑滩亚相, 储层厚度6.8~7.0 m, 平均有效厚度4.9 m。测井解释储层平均孔隙度21.3%, 平均渗透率41.2 mD, 属于中孔隙度、低-中渗透率储层[5, 6]。

1.3 油藏特征

陆丰X-1油田主要为构造边水油藏, 油藏埋深为1 802.0~1 862.5 m, 含油厚度9.5~49.5 m, 油水界面1 851.5 m, 地面原油密度0.850~0.867 g/cm3, 粘度 18.1~38.8 mPa· s（60 ℃）, 气油比0.1~0.5 m3/m3, 凝固点43.3~46.1 ℃, 含蜡量39.87%, 含硫量0.09%, 原油具有轻质、低粘度、低含硫、高含蜡量、高凝固点、低气油比的特点, 地层水氯根含量21 000 mg/L。

2 油层测井、录井特征及地化谱图特征
2.1 油层测井、录井特征

由于地层水矿化度高, 油层电阻率很低, 最低仅为2 Ω · m, 测井储层评价难度较大, 尤其对储层含水识别难度更大。另外, 低气油比造成油层气测显示很低, 全烃常常低于0.3%, 气测录井储层评价难度很大。

图2是该区评价井陆丰X-1-2井油层段综合录井图, 除常规地质和气测录井外, 还进行了地化热解和饱和烃色谱录井项目。从图2可以看出, 油层电阻率低, 最低2 Ω · m; 气测显示低, 全烃仅0.3%; 地化录井显示很好, 岩石热解含油气总量（Pg, Pg=S0+S1+S2）达到37 mg/g, 饱和烃色谱峰面积高达894× 104 mV· s。图2中深度1 875 m以下的水层段地化含油丰度下降明显, 与测井曲线对应关系好, 表明地化录井技术优势明显。

图2 陆丰X-1-2井油层段综合录井图

2.2 地层原油和岩屑地化谱图特征

陆丰X-1油田礁灰岩油藏整体属于轻质原油, 图3是陆丰X-1-2井1 850~1 873 m井段原油热解和色谱谱图, 热解参数OPI为0.75（图3a）, 饱和烃色谱属于前峰型, 主峰碳为nC15, Pr/Ph为2.45, Pr/nC17为0.64, Ph/nC18为0.28（图3b）。由于原油气油比低, 轻烃出峰不明显。

图3 陆丰X-1-2井1 850~1 873 m井段原油热解和饱和烃色谱谱图

图4是陆丰X-1-2井1 846~1 893 m井段油层、差油层和含油水层岩屑地化谱图对比, 可以看出3种类型储层地化谱图差异明显。

图4 陆丰X-1-2井1 846~1 893 m井段不同储层岩屑热解和饱和烃色谱谱图

油层热解参数高, 液态烃量（S1）为14.10 mg/g, Pg为21.70 mg/g, OPI为0.65（图4a）; 饱和烃色谱出峰高, 碳数范围nC11-nC37, 前峰型, 主峰碳nC14（图4b）。

差油层热解参数较高, S1为6.23 mg/g, Pg为11.00 mg/g, OPI为0.57（图4c）; 饱和烃色谱出峰较高, 碳数范围nC11-nC36, 主峰碳为nC15（图4d）。

含油水层热解参数较低, S1为1.11 mg/g, Pg为3.11 mg/g, OPI为0.36（图4e）; 饱和烃色谱出峰低, 碳数范围nC11-nC36, 主峰碳为nC29, 后峰型, 基线隆起明显（图4f）。

油层段岩屑（图4a、图4b）与地层原油的地化谱图（图3）对比, 饱和烃色谱图几乎相同, 而热解参数略有差别, 主要表现在油层岩屑样品含有少量泥质, 导致S2增大, OPI减小。同时, 随着储层含水增加, 含油丰度下降, OPI逐渐下降, 色谱峰型由前峰型转变为后峰型, 原油性质变差, 含油水层的Pr/nC17和Ph/nC18明显升高。

3 储层水赋存类型及其地化录井响应特征
3.1 储层水赋存类型

储层水赋存类型主要受成藏条件、储层非均质性和微观孔隙结构控制。整体上, 区域构造背景控制油水宏观分布, 储层的非均质性控制油水局部分布, 储层的孔隙类型和孔喉结构影响油水微观赋存状态。根据地层水赋存的储层孔喉大小不同, 可分为束缚水、毛细管水和自由水。束缚水存在于孔道半径小于0.2 μ m、裂缝宽度小于0.1 μ m的微毛细管孔隙中, 生产中水不可动, 测试为油层, 测井曲线没有明显水层特征; 毛细管水存在于非均质性较强的毛细管孔隙中, 孔喉结构介于束缚水与自由水之间, 测试时油水同产, 测井曲线水层特征不明显, 产液含水小于20%且长期保持稳定; 自由水存在于孔道半径大于0.7 μ m的超毛细管孔隙或缝洞中, 生产中水可动, 测试为油水同层或水层, 测井曲线有明显水层特征, 生产液含水大于20%且上升快[7, 8]。

3.2 含毛细管水储层的地化录井响应特征

毛细管水赋存于岩石毛细管孔隙中, 存在于油水界面以上的低渗透率储层之中, 常规测井技术难以识别。这种水只有生产压差足够大或者储层被改造, 超过启动压力后才能流动。饱和烃色谱判断储层含毛细管水的理论依据是：储层在沉积及成岩过程中, 孔隙体积中充满了原生水, 水中含有一定量的氧气和各类细菌, 形成氧化环境; 后期油气成藏偏向于还原环境, 由于烃类驱替压力不够, 毛细管孔隙内的原生水得以保存, 这部分水与占据有效孔隙体积的油气接触, 在漫长的地质历史过程中, 靠近这个界面的原油生物标志化合物姥鲛烷（即Pr, 氧化环境的产物）含量会升高, 植烷（即Ph, 还原环境的产物）含量会降低, 因此造成姥植比（Pr/Ph）明显升高。根据这个原理, 地化录井可以识别毛细管水, 把此类储层中含油丰度较高的定名为含水油层, 把含油丰度较低的定名为水干层[6]。陆丰X-1油田原油Pr/Ph为2.45, 而含毛细管水储层的Pr/Ph大于2.6。另外, 含毛细管水储层含油丰度明显下降, 原油性质变重, OPI变小, 可以作为识别含毛细管水的辅助指标[9]。

A 5M井是钻在油藏高部位的水平分支井, 开发ZJ 10-B油层。图5是A 5M井2 560 m油层地化谱图, 表现为含油丰度高, 轻烃出峰全, Pr/Ph为2.05, Pr/nC17为0.60, Ph/nC18为0.29, OPI为0.70, 地化解释为油层, 测井解释油层。图6是A 5M井3 130 m含水油层地化谱图, 与2 560 m油层地化谱图对比, 含油丰度明显降低, 轻烃出峰不全, Pr/Ph为2.85, 大于原油的Pr/Ph值（2.45）, 表明含毛细管水, Pr/nC17为0.65, Ph/nC18为0.25, 表明不含自由水, OPI为0.61, 地化解释为含水油层, 测井解释差油层。本井生产结果产液含水15%, 且保持相对稳定。

图5 A 5M井2 560m油层地化谱图

图6 A 5M井3 130 m含水油层地化谱图

3.3 含自由水储层地化录井响应特征

自由水也称重力水, 赋存于岩石有效孔隙中, 存在于油水界面以下的渗透层中, 常规测井技术可以识别。饱和烃色谱判断储层自由水的理论依据是：储层原生水富含的氧气和细菌, 在油水界面处与原油发生氧化和生物降解作用（严重时最终形成沥青垫）。实验证明, 饱和烃色谱中的双对子峰（Pr和nC17以及Ph和nC18）发生反应的速率明显不同, Pr和Ph比较稳定, nC17和nC18降解较快, 导致Pr/nC17和Ph/nC18升高, 由此可以判断储层是否含水。陆丰X-1油田储层的Pr/nC17和Ph/nC18值若分别大于0.64和0.28, 储层就可能含自由水。同时, 含自由水储层的含油丰度明显下降, 原油性质变差, OPI变小, 可以作为识别含水的辅助指标。

A 13H井是陆丰X-1油田一口水平注水井, 沿着油水界面水平钻进。图7是A 13H井2 780 m（垂深为1 907 m）含油水层地化谱图, 表现为含油丰度低, 轻烃不出峰, Pr/nC17为0.72, 高于原油Pr/nC17值（0.64）; Ph/nC18为0.37, 高于原油Ph/nC18值（0.28）; OPI为0.42, 低于原油OPI值（0.75）。这表明储层含自由水, 地化解释为含油水层。图8是A 13H井2 820 m（垂深为1 906 m）油水同层地化谱图, 表现为含油丰度较高, 轻烃出峰稀少, Pr/nC17为0.70, Ph/nC18为0.35, OPI为0.62, 与本区油层的数值差别较大, 表明储层含自由水, 地化解释为油水同层。

图7 A 13H井2 780 m含油水层地化谱图

图8 A 13H井2 820 m油水同层地化谱图

通过这两个实例可知, 含自由水储层（包括含油水层和油水同层）的地化特征主要表现为Pr/nC17和Ph/nC18值上升, OPI值下降。

4 储层评价参数优选与评价标准制定
4.1 储层评价参数优选

地化录井储层评价主要包含3个方面：含油丰度、原油性质和含水识别。地化录井参数很多, 从中优选敏感参数是储层评价的关键。

4.1.1 含油丰度评价

图9是陆丰X-1油田含油丰度评价图板, 可以看出饱和烃色谱峰面积区分不同类型储层效果较好, 油层饱和烃色谱峰面积一般大于130× 104 mV• s, 干层和水干层饱和烃色谱峰面积小于40× 104 mV• s, 差油层和含水油层介于两者之间。

图9 陆丰X-1油田含油丰度评价图板

4.1.2 原油性质评价

图10是陆丰X-1油田原油性质评价图板, 可以区分不同类型储层原油性质变化：油层OPI大于0.65, 油质偏轻; 干层和水干层OPI小于0.65, 油质偏重; 差油层和含水油层介于油层与干层、水干层临界区域。

图10 陆丰X-1油田原油性质评价图板

4.1.3 含水识别评价

图11是陆丰X-1油田含油丰度及含水识别评价图板, 地化亮点与Pr/Ph两个参数区分5种类型储层效果最好, 不仅可以区分油层、差油层和干层, 而且可以把含毛细管水的水干层、含水油层与油层和差油层区别开来。

图11 陆丰X-1油田含油丰度及含水识别评价图板

图12a是陆丰X-1油田地化亮点与Pr/nC17储层评价图板, 图12b是陆丰X-1油田饱和烃色谱峰面积与Ph/nC18储层评价图板, 这两个图板区分油层、油水同层和含油水层效果较好。Pr/nC17大于0.7, Ph/nC18大于0.3是储层含自由水标志。

图12 陆丰X-1油田含水识别图板

4.2 储层评价标准制定

根据上述统计分析结果, 优选出以下指标：含油丰度评价指标Pg、S1、地化亮点和饱和烃色谱峰面积; 原油性质评价指标OPI和饱和烃轻重比∑ nC21-/∑ nC22+; 储层含水评价指标Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18。其中, Pr/Ph是判别毛细管水指标; Pr/nC17和Ph/nC18是识别自由水指标, 分别大于0.7和0.3表明含自由水; 而Pr/Ph小于2.6、Pr/nC17小于0.7和Ph/nC18小于0.3则是储层只含束缚水的判别限值。利用这些参数制定了陆丰X-1油田礁灰岩储层地化录井评价标准（表1）, 并随钻绘制地化录井图, 再对照表1开展随钻储层评价。

表1 陆丰X-1油田礁灰岩储层地化录井评价标准
5 现场应用效果

针对陆丰X-1油田区域随钻测井参数评价含水信息不明显, 但开采后储层产液含水稳定在15%左右的异常情况, 陆丰X-1油田6口开发井（包括5口采油井和1口注水井）应用了常规地质录井、气测录井和地化录井（包括热解、饱和烃色谱和轻烃录井）等随钻录井技术。应用结果表明, 地化录井对本区低电阻率和低气测显示的储层评价具有明显的技术优势, 在储层评价、储层含水识别、随钻地质导向等方面发挥了重要作用, 储层解释符合率90%以上。

5.1 A 8M井随钻储层评价

A 8M井是一口水平井, 钻探目的为开发ZJ 10_A油层, 图13是A 8M井ZJ 10_A油层段地化录井图, 可以看出地化录井曲线与测井、气测曲线吻合好。本井顶部和底部含油丰度中等, S1为2~7 mg/g, 地化亮点5~20, 饱和烃色谱峰面积（20~130）× 104 mV• s, Pr/Ph小于2.5, Pr/nC17小于0.7, Ph/nC18小于0.3, 表明储层中只含束缚水, 地化解释为差油层。中部2 440~3 280 m大部分井段含油丰度高, S1大于7 mg/g, 地化亮点大于20, 饱和烃色谱峰面积大于130× 104 mV• s, OPI大于0.65, 轻烃峰面积大于20× 104 mV• s, 含水指标最低, Pr/Ph小于2.5, Pr/nC17小于0.7, Ph/nC18小于0.3, 表明只含束缚水, 地化解释为油层。3 140~3 170 m为致密段, 含油丰度低, 表明只含束缚水, 解释为干层。下部3 290~3 310 m井段为低渗透率层, 含油丰度低, 含水指标Pr/Ph大于3, 异常高, 指示储层含毛细管水, 综合分析地化解释为水干层。

图13 A 8M井ZJ 10_A油层段地化录井图

测井全井解释油层、差油层和干层, 没有解释含水层。本井生产液中含水15%左右, 比较稳定, 具有毛细管水的特征, 表明地化录井解释结论是正确的。泥灰岩隔层造成ZJ 10_A油层内部有独立的流体性质变化规律, 储层含水比较复杂, 低渗透率层含毛细管水与自由水分布受构造和物性双重控制。

5.2 A 13H井随钻储层评价

A 13H井是一口水平注水井, 位于构造低部位, 穿越在ZJ 10_B油水界面上, 图14是A 13H井ZJ 10_B目的层段地化录井图。全井段含水指标高, Pr/nC17大于0.7, Ph/nC18大于0.3, 证明全井段含自由水。其中顶部和底部含油丰度极低, 解释为水层; 中部2 700~3 500 m井段含油丰度较低, 含水指标高, 解释为含油水层和油水同层。本井水平段着陆点位置明显偏低, 地化解释水层, 证明钻头远离油水界面, 钻头轨迹向上调整后, 地化录井含油丰度升高, 解释为油水同层, 表明钻头穿行在油水界面。利用地化录井数据、含油丰度以及含水指标变化, 反映钻头位置, 保证钻头轨迹在油水界面附近钻进, 说明地化录井可以发挥地质导向的作用。

图14 A 13H井ZJ 10_B目的层段地化录井图

6 结论

（1）地化录井资料表明, 陆丰X-1生物礁灰岩油藏, 隔层造成ZJ 10_A油层和ZJ 10_B油层内部有独立流体性质变化规律, 储层含水比较复杂, 低渗透层含毛细管水与自由水分布受构造和物性双重控制。

（2）结合地化录井含油丰度和原油性质参数, 饱和烃色谱参数Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18识别储层含水的效果较好, 表现为储层含水以后, Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18明显上升。对于陆丰X-1油田, Pr/Ph大于2.6可以判别为含毛细管水; Pr/nC17大于0.7和Ph/nC18大于0.3可以判别为含自由水。

（3）储层含毛细管水造成Pr/Ph升高, 含自由水造成Pr/nC17和Ph/nC18升高是普遍的地质现象, 本文建立的标准可以应用于砂岩等其他类型储层的含水识别。但必须注意, 应用此标准有前提条件：成藏的油源必须是单一油源; 不同油源的原油Pr/Ph、Pr/nC17和Ph/nC18原始值差别较大。针对不同油藏, 需要建立相应的标准, 才能保证高的符合率。另外, 地化指标的应用必须建立在一定的含油丰度基础之上, 如果含油丰度太低, 应用效果会下降。

陆丰X-1油田6口开发水平井应用表明, 地化录井对于礁灰岩储层含油丰度、原油性质和含水响应十分敏感, 对本区低电阻率和低气测显示油层评价技术优势明显, 可以在随钻储层评价、储层含水识别、随钻地质导向等方面发挥重要作用。

编辑 王丙寅

参考文献
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