王双龙，吕坐彬，韩雪芳，程 奇，房 娜

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

由于变质岩潜山裂缝油藏的复杂性，其裂缝有效性及水淹层的识别一直都是世界性难题，制约着该类油藏的高效开发[1-2]。DST测试无法准确确定该类油藏的产出段及各段产能，生产测井虽然可以通过计量井下流体密度和流量等判断储层的深度和各段产能，但对于有产能的裂缝储层和无产能的裂缝储层，其常规测井及成像测井响应特征相似[3-5]，因而无法通过常规测井资料识别有效裂缝(文中所指有效裂缝为具有产能的裂缝)；同时受岩性影响，变质岩本身对常规测井的响应远大于裂缝中流体性质对常规测井的响应，无法通过常规测井资料判断裂缝中流体性质。前人通过岩心、薄片、测井、微观实验和生产测试等多种资料，从裂缝的充填性和切割关系、地层渗透率以及岩石弹性模量等角度定性或定量评价了裂缝有效性和计算裂缝段产能[6-10],但上述方法均需要以岩心或全波列测井资料为基础，而在海上油田，受开发条件的制约，开发井缺少取心或全波列测井资料，无法确定有效裂缝储层，同时随着开发深入，老井区面临水淹，但水淹深度无法确定，严重制约着该类油藏调整井的实施及挖潜。

以渤海首个投入开发的变质岩潜山油田——锦州南油田为研究目标，在分析生产动态资料基础上，提出了一种新的裂缝储层有效性辅助定量判断及水淹层识别方法，通过该方法解决了裂缝储层有效性精细定量评价及水淹层识别难题，同时可为其他同类型油气藏的裂缝有效性评价和水淹层识别提供借鉴。

1 油田概况

锦州南油田位于渤海辽东湾海域，是渤海油田目前开发规模最大的变质岩裂缝油藏，主力产层为古近系沙河街组和太古宇变质岩潜山。太古宇变质岩潜山岩性主要为区域变质的花岗片麻岩，储集空间以中—高角度裂缝为主[11]，裂缝平均孔隙度为1.08%，渗透率为70～927 mD；变质岩潜山地层测井曲线响应特征具有高电阻、高密度的特征，岩屑录井含油级别偏低，以荧光为主。纵向上，依据风化程度及裂缝发育特征，将研究区潜山储集层由表及里划分为3段，分别为半风化壳上段、半风化壳下段及基岩段(图1)，半风化壳的下段为该油田主要储集段[12]。

图1 锦州南油田变质岩潜山纵向分带

Fig.1 Longitudinal zoning of the metamorphic buried-hill in Jinzhou South Oilfield

该油藏开发井分2期实施，主体区于2009年12月实施，新区块于2014年9月实施，以水平井开发为主，潜山顶部采油、底部注水，形成顶底交错的水平井注采模式，开发效果较好[13]。全区共有22口生产井，12口注水井，井距为500～800 m，单井高峰日产油量为500 m3/d，高峰采油速度为4.0%，目前该油藏采出程度为13.4%，综合含水为43%。

2 研究区裂缝储层及流体识别现状

勘探阶段，基于岩心、成像测井资料以及分析测试等多种资料，确定锦州南油田变质岩潜山裂缝储层划分测井识别下限为：φ≥3.00%、Rt≤300 Ω·m，同时，根据探井的产出剖面测井资料确定了潜山油藏的油水界面。目前认为油水界面之上的裂缝储层为油层，油水界面之下的裂缝储层为水层。

2015年新区投产后，部分开发井利用上述方法解释的裂缝储层与油藏动态矛盾，主要表现为生产井测井解释的裂缝储层厚度较大，投产后实际产能较低或注水井对解释的裂缝储层段注水，部分井井口压力达到14 MPa，注入困难，这表明上述方法解释的裂缝储层包含部分无效裂缝，需对上述方法进一步补充完善；同时主体区经过多年的开发，油水界面已经动态上移，但依靠测井资料无法判断水淹深度，制约后期开发调整。

3 气测法判别原理及适用条件分析

3.1 原理

3.1.1 气测法评价潜山储层有效裂缝原理

气测录井技术主要是通过对进入钻井液中的烃类气体及液体的组分和含量进行测量分析，判断地层流体性质，可间接地实现储层评价[14-15]。与砂岩相比，变质岩岩性致密，钻井时钻速较慢，据钻井数据统计，砂岩平均钻时约为2.6 min/m，变质岩平均钻时约为7.1 min/m，变质岩钻时是砂岩的近3倍，变质岩裂缝储层中烃类气体及液体有充足的时间进入钻井液。钻井液中烃含量除了取决于裂缝储层含油性外，还取决于裂缝的渗流能力，即裂缝的有效性。在相同钻井条件下，若储层中的裂缝为有效缝，则进入钻井液中的油气较多，气测数值高；若储层中的裂缝为无效缝，则进入钻井液中的油气较少，气测数值低。可在测井资料对裂缝储层解释的基础上，依据气测数值对裂缝有效性进行判断分析。

生产测井是计量裂缝储层产能的重要手段，可根据生产测井资料与全烃气测资料的对比对上述原理进行验证。以2井为例，根据测井资料分析，1 900 m以浅的裂缝具有产能，为有效缝，其全烃含量也相对较高；1 900～1 960 m的裂缝段无产能，为无效缝，其全烃含量相对较低；1 960 m以深裂缝不再发育，为潜山内幕段，无油气充注，全烃值接近于0(图2)。

3.1.2 气测法识别变质岩潜山水淹层原理

段仁春、孙孟茹等[16-17]详细总结了注水油田中油层流体性质的变化规律：随着采出程度和水驱程度的提高，油层的含油饱和度降低，烃类物质减少；同时，一些客观原因造成地层压力下降，使得原油脱气，原油中溶解的轻烃组分扩散而出。

对于裂缝性油藏，断层和裂缝将油藏整体相互连通，油藏顶部采油，含油饱和度降低，轻烃组分扩散而出；油藏底部注水，注入水沿着裂缝将剩余油驱至油藏上部，下部已水淹段由于水洗导致烃含量降低，气测值降低，上部未水淹段由于剩余油以及气态烃的存在，气测值相对较高，这种气测显示必定与原始油藏状态气测显示不一样，可根据这种气测数据的变化判断水淹层深度，判断水淹界面。

建立主体区早期原始油藏状态开发井和后期已水淹状态开发井的井深与全烃数据散点图可对上述原理进行验证。A31H井为主体区早期的一口采油井，井底深度为1 860 m，投产初期日产油为400 m3/d，且不含水；E25H井为主体区后期的一口采油井，井底深度为1 813 m，投产初期日产油仅为10 m3/d，含水率为95%，表明主体区经过近8 a的开发油水界面已动态上移。建立这2口井井深与全烃数据散点图(图3)。由图3可知，原始油藏状态下，井深与全烃数据呈连续性关系，气测值一直相对较高，油藏水淹状态下的全烃数据有一个明显变化点，深度1 780 m以浅气测值相对较高，1 780 m以深气测值接近于0.0，这种全烃数据显示与上述原理相一致。

3.2 适用条件分析

上述有效裂缝及水淹层识别方法主要依靠油层中烃含量的相对高低，但随着开发的深入，油层中烃含量不断变化：①随着油藏含油饱和度下降，油层气测值降低；②随着注水时间的延长，水驱强度加强，水淹导致油层的气测值降低，这会导致气测值相对较高的有效缝表现为气测值相对较低的无效缝甚至水淹的特征。因此，气测法识别潜山有效裂缝只适用于开发早期油层，而开发中、后期由于开采和水驱导致油藏内烃含量降低，上述气测方法并不适用。

图2 锦州南油田2井单井产能

图3 锦州南油田井深与全烃数据散点图

4 建立有效裂缝及水淹层气测判别标准

4.1 数据的处理及判别因子的引入

在气测资料录取过程中不可避免地受钻井、工程参数以及气测仪器性能等的影响[18-19]，使得气测数据失真，同时锦州南油田为滚动开发，开发井分多批次实施，且实施间隔较长，新、老开发井录井时受影响因素和程度也不一样，使气测资料数值差异较大，井间可对比性较差。鉴于上述情况，原始气测资料无法直接用于裂缝有效性及水淹层的识别。因此，此次研究首先进行气测资料的校正。

根据影响因素的不同，对气测资料的校正可分3步进行。

(1) 人工排查钻井施工中单根气或后效气等因素的影响，单根气和后效气在气测录井资料上有着明显特征，单根气在气测录井资料表现为约每隔30 m一个异常指状高峰，这是钻井施工中接单根造成的；后效气异常一般是在停止钻进一段时间后再次钻进时发生的，气测资料上表现为单个异常指状高值，可人工消除这些异常值。

(2) 消除钻井参数的影响，在第1步基础上，为消除钻时、钻头直径以及钻井液排量等工程参数的影响，运用全烃地面含气量校正公式加以校正:

(1)

式中：I为校正后全烃含量，%；K为常数(K≈1.27)；Qp为钻井液排量，m3/min；t为钻时，min/m；d为钻头直径，m。

经过上述校正后，I值可更真实地反映储集层中的含油性。

(3) 利用极差正规化方法进行归一化处理[20]，引入判别因子R：

(2)

式中：R为无量纲判别因子；Imax为校正后全烃含量最大值，%；Imin为校正后全烃含量最小值，%。

利用R可以消除新、老井录井资料由于气测仪器性能等因素引起的差别，大大地提高了录井资料的对比性。

经上述处理后，R代替全烃数据Tg成为衡量气测值的判别参数，其值被严格控制在0.0～1.0，R值越接近于1.0，表明气测值越大；反之，R值越接近于0.0，气测值越小。

4.2 有效裂缝及水淹层判别标准的建立

4.2.1 有效裂缝判别标准

基于4口评价井的生产测井资料，建立标准压差条件下，单位厚度的裂缝储层产能Q与其相应裂缝段判别因子R的分布图(图4, 红色虚线表示有效裂缝和无效裂缝划分界线)。当R﹤0.1时，裂缝储层的产能为0，为无效裂缝；当R≥0.1时，裂缝储层开始有少量的产出，为有效裂缝，且随着R的增大，Q也随之增大。同时，结合研究区岩心资料对裂缝定量刻画，根据裂缝参数与判别因子R的对应关系，进一步将有效裂缝储层划分为3类(表1)。

图4 锦州南油田单位厚度裂缝储层产能Q与R值分布图

Ⅰ类有效储层：主要分布在研究区潜山半风化壳下段的上半部分，风化程度最强，储层物性好，风化缝和构造缝均较发育，该类储层产能最好。

Ⅱ类有效储层：主要分布在研究区半风化壳下段的下半部分，风化程度相对较强，储层物性较好，主要发育构造裂缝，但裂缝有可能被黄铁矿、钙质或者泥质充填，该类储层产能较好。

Ⅲ类有效储层：主要分布在研究区半风化壳下段底部到潜山内幕的过渡段，风化程度最弱，储层物性最差，主要发育微裂缝，也发育少量的构造缝，该类储层产能很低。

4.2.2 水淹层判别标准

基于裂缝解释和生产动态认识，统计主体区中、后期多口开发井井深和R关系，发现水淹井的水淹层和未水淹层R存在一个变化点。未水淹层由于剩余油及气态烃的存在，R≥0.2，且由于剩余油分布不均匀导致R与井深呈离散状关系；水淹层由于水洗作用导致R值接近于0.0，基于上述关系建立研究区水淹层判别标准(表2)。

表1 锦州南油田变质岩潜山有效裂缝储层划分标准

表2 锦州南油田变质岩潜山水淹层判别标准

5 现场实践

(1) D12H井为锦州南油田Ⅱ期新井区的一口开发评价井。该井区位于油田边部，古地貌较低且断裂系统不发育，评价前认为该区块裂缝不发育。钻后测井解释D12H井裂缝储层斜厚为267 m，储层钻遇率达到83%，该井实际投产后产能仅为40 m3/d，生产动态与测井解释矛盾较大[21-24]。结合有效裂缝识别方法分析：D12H井在深度2 640 m以浅R在0.2左右，为有效裂缝段，有效裂缝斜厚仅为92 m(垂厚为22 m)，且为Ⅱ、Ⅲ类有效储层，产能不会太高；2 640 m至井底R在0.1左右，为无效裂缝段，斜厚为175 m(图5)。

运用上述方法判断的产能与实际生产情况更为接近。同时针对这类古地貌较低且断裂不发育的井区，统计发现其有效裂缝仅发育在潜山面之下20～30 m，有效储层厚度较薄，挖潜时井轨迹应顺着潜山面实施，提高储层钻遇率；而对于裂缝储层较发育的主体区，其有效裂缝发育在潜山面之下80～170 m，开发时应以水平井进入潜山内部，以达到增加动用范围的目的。

图5 D12H井单井柱状图和判别因子与井深关系

(2) 锦州南油田主体区分2期开发，I期于2010年投产，共实施8口采油井和4口注水井，高峰日产油为3 200 m3/d，随着开发进行，底水和注入水沿着裂缝不断上移，导致油井含水率不断上升。截至2016年年底，主体区采出程度为16.7%，含水率达到35%，但受变质岩岩性和裂缝的非均质性影响，无法确定动态油水界面的位置。Ⅱ期调整井于2017年开始实施，E25H井为第1口调整井，投产初期含水率为95%，运用上述方法判断油水界面上推至1 780 m，对随后实施的另一口开发井也运用上述方法获得相同结论，确定油水界面上推至1 780 m，相比原始油水界面上升了100 m。对主体区剩余5口采油井水平段深度进行优化以避免水淹，以E27H井为例，将该井水平段深度由ODP阶段设计的1 783 m向上优化至1 750 m，投产至今不含水。

从上述应用效果来看，运用判别因子R法在变质岩潜山油藏开发的早期进行有效裂缝识别以及在开发的中、后期进行水淹层识别准确度较高，对于了解采油井单井产能、注水井注水层段的调整以及后期调整井水平段深度的研究等都具有较高的价值。

6 结 论

(1) 通过研究提出利用气测判别因子R进行变质岩潜山有效裂缝辅助评价方法。在开发早期，当R≥0.1时，裂缝储层为有效储层，具有产能；进一步结合裂缝参数将有效储层分为3类，I类储层单位厚度的产能大于5 m3/(d·m)，Ⅱ类储层单位厚度的产能为2～5 m3/(d·m)，Ⅲ类储层单位厚度的产能小于2 m3/(d·m)。该方法对锦州南变质岩潜山新区块开发井裂缝有效裂缝评价及产能的预测结果更接近实际生产动态。

(2) 通过研究提出利用气测判别因子R进行变质岩潜山水淹层识别方法。在开发中、后期，当R≥0.2时，且与井深成离散关系时，储层为未水淹层，当R接近于0.0时，且深度浅于原始油水界面时，储层为水淹层。该方法成功指导了锦州南油田老区块调整井水平段深度优化工作，并成功地避免了水淹。