華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏高阻水層解釋方法

張德梅，段朝偉，李高仁，李永勝，陸敬武，林偉川

(1.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司 長(zhǎng)慶分公司，西安 710200；2.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司 地質(zhì)研究院，西安 710077；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710018；4.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司 物資裝備公司，西安 710200)

高阻水層因其電阻率接近低阻油層或常規(guī)油層，增加了油藏評(píng)價(jià)難度，影響油氣田的勘探開發(fā)。利用測(cè)井資料識(shí)別高阻水層，仍是石油勘探開發(fā)中亟待解決的技術(shù)難題。

引起水層高阻的因素較多，不同地區(qū)各不相同，引起松遼盆地南部大情字井油田水層高阻的主要因素是地層水礦化度和巖石泥質(zhì)含量[1]；塔里木盆地塔中油田CⅠ油組水層高阻系地層水低礦化度和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜所致[2]；川西地區(qū)二疊統(tǒng)棲霞組發(fā)育碳酸鹽巖高阻水層，是巖性致密或?qū)觾?nèi)廣泛分布的瀝青質(zhì)所致[3]。流體包裹體及掃描電鏡資料證明，鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)8 段水層高阻，系殘余油、綠泥石礦物及碳酸鹽膠結(jié)物所致[4]，而西峰地區(qū)長(zhǎng)8 段水層高阻是受物性及孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜影響[5]。

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏為典型的巖性油藏，油水關(guān)系復(fù)雜，高阻水層的存在，加大了油水層識(shí)別的難度，影響了勘探開發(fā)進(jìn)程。本文以巖石物理實(shí)驗(yàn)、巖心觀察、測(cè)井響應(yīng)特征、試油成果等為基礎(chǔ)，分析高阻水層的響應(yīng)機(jī)理，并根據(jù)高阻水層測(cè)井響應(yīng)特征及主控因素，運(yùn)用測(cè)井技術(shù)擴(kuò)大儲(chǔ)集層油水特性，達(dá)到流體識(shí)別的目的，形成適用于華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏地質(zhì)規(guī)律的油層和水層判別方法，提高油層測(cè)井解釋符合率，有效指導(dǎo)生產(chǎn)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，構(gòu)造形態(tài)簡(jiǎn)單，為東高西低的西傾平緩單斜，地層橫向分布穩(wěn)定，延長(zhǎng)組至白堊系發(fā)育相對(duì)完整[6-10]。從地質(zhì)歷史來看，研究區(qū)三疊系延長(zhǎng)組沉積期構(gòu)造穩(wěn)定，受西南方向古水流和物流影響，以三角洲前緣亞相沉積為主，主要發(fā)育水下分流河道、水下天然堤等微相，砂體厚度大，分布穩(wěn)定[11-14]，緊鄰長(zhǎng)7段湖相生油巖，上傾的湖相泥巖形成了區(qū)域遮擋蓋層，構(gòu)成了有利的生儲(chǔ)蓋組合。

對(duì)華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏64 口井318 塊巖心全巖分析統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)集層多為長(zhǎng)石巖屑砂巖或巖屑長(zhǎng)石砂巖。主要礦物類型為石英和長(zhǎng)石，石英含量為25.34%～31.69%，長(zhǎng)石含量為28.35%～37.20%。區(qū)域內(nèi)填隙物含量和成分分布不均，方解石只分布在研究區(qū)西北部，綠泥石膜在東部含量較高。因此，研究西北部物性最差，東北部物性最好。華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏高阻水層地層水礦化度為30～50 g/L，普通水層地層水礦化度為20～40 g/L，礦化度差異不大，因此，地層水礦化度不是引起水層高阻的直接因素。

2 高阻水層響應(yīng)機(jī)理

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏的高阻水層，在電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖版上，混雜在差油層、油層和油水層區(qū)域，且明顯分布在2 個(gè)區(qū)域(圖1)。Ⅰ區(qū)高阻水層物性較差，聲波時(shí)差小于220 μs/m，混雜在油水同層和差油層中；Ⅱ區(qū)高阻水層物性較好，聲波時(shí)差大于220 μs/m，混雜在油層和油水同層中。

圖1 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集層電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖Fig.1.Cross-plot of interval transit time and resistivity for Chang 8 reservoir in the study area

Ⅰ區(qū)和Ⅱ區(qū)高阻水層測(cè)井響應(yīng)特征差異顯著。Y416井77號(hào)層屬于Ⅰ區(qū)高阻水層，其2 301.0—2 305.0 m井段壓裂后不產(chǎn)油，日產(chǎn)水9.30 m3，地層水礦化度為19.56 g/L，測(cè)井曲線表現(xiàn)為高電阻率、高聲波時(shí)差、高密度和高補(bǔ)償中子。根據(jù)巖心分析，孔隙度在9%以下的儲(chǔ)集層滲透率差異較大，如Y416 井2 301.2 m 與2 303.8 m，孔隙度相近，滲透率差異明顯，對(duì)應(yīng)的電阻率差異較大。B498井82號(hào)層為Ⅱ區(qū)高阻水層，其2 222.5—2 229.2 m 井段壓裂后產(chǎn)油0.85 t，日產(chǎn)水30.70 m3，地層水礦化度為39.43 g/L，具高電阻率、高聲波時(shí)差、低密度和高補(bǔ)償中子特征。巖心分析孔隙度普遍大于10%，物性比Ⅰ區(qū)高阻水層好，且滲透率普遍大于Ⅰ區(qū)(圖2)。

圖2 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏高阻水層測(cè)井響應(yīng)特征Fig.2.Logging responses of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

綜合油藏巖性、物性等實(shí)驗(yàn)資料，結(jié)合測(cè)井響應(yīng)、核磁共振等測(cè)試資料，分析長(zhǎng)8 油藏高阻水層形成的主控因素。

2.1 孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)電阻率的影響

孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)巖石電阻率的影響主要是孔徑分布、孔道連通情況、孔道彎曲程度等影響離子運(yùn)動(dòng)的速度和參加運(yùn)動(dòng)的離子數(shù)量，從而影響巖石的電阻率[5，15]。研究區(qū)全巖分析填隙物的成分中，分散泥質(zhì)和鈣質(zhì)對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)影響較大。

分散黏土礦物呈顆粒、膜或微晶充填孔隙(圖3a)，占據(jù)孔隙空間，改變孔隙形狀，加大孔道彎曲程度，阻斷孔隙連通，降低滲透率，增加束縛水飽和度，使地層電阻率降低[16-17]。

研究區(qū)的碳酸鹽巖膠結(jié)作用非常普遍[18]，碳酸鹽礦物主要以2 種方式存在：一種呈彌散狀分布于粒間孔隙中，含量較少，為不含鐵的微晶方解石(圖3b)；另一種為以孔隙式連晶狀充填于剩余粒間孔或溶蝕孔中的鐵方解石(圖3c)。

圖3 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集層巖石結(jié)構(gòu)及孔隙充填特征Fig.3.Pore structure and pore filling characteristics of Chang 8 reservoir in the study area

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏8 口井69 個(gè)巖心樣品鈣質(zhì)含量實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：隨著鈣質(zhì)含量增加，孔隙度及滲透率減小，孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)變差。水層的電阻率隨鈣質(zhì)含量的增加而增加，油層受含油影響，電阻率隨鈣質(zhì)含量變化不明顯。

根據(jù)Ⅰ區(qū)高阻水層核磁資料表明，核磁共振T2譜峰位置靠前，呈多峰形態(tài)(圖4)。以研究區(qū)B236井為例子，Ⅰ區(qū)高阻水層儲(chǔ)集層孔徑分布范圍較大，孔隙以小孔徑為主，孔隙結(jié)構(gòu)較差(圖4)。

圖4 B236井高阻水層核磁共振T2譜分布Fig.4.NMR T2 spectrum distribution of high-resistivity water layers in Well B236

Ⅰ區(qū)高阻水層排驅(qū)壓力高，喉道中值半徑小，以小孔細(xì)喉型為主；Ⅱ區(qū)高阻水層排驅(qū)壓力低，喉道中值半徑較大，以大孔細(xì)喉型為主(圖5)。巖心壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏Ⅰ區(qū)高阻水層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，Ⅱ區(qū)高阻水層孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好(表1)。

表1 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏高阻水層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)Table 1.Pore structure parameters of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏高阻水層壓汞特征Fig.5.Mercury intrusion characteristics of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

2.2 潤(rùn)濕性對(duì)電阻率的影響

巖石的潤(rùn)濕性是巖石礦物與儲(chǔ)集層流體相互作用的結(jié)果，控制著儲(chǔ)集層孔隙空間油、氣和水的位置與分布，其對(duì)儲(chǔ)集層巖石的電學(xué)特性、毛細(xì)管壓力及束縛水飽和度等均有較大影響[19-20]。在儲(chǔ)集層孔隙空間中，潤(rùn)濕性流體優(yōu)先附著于孔隙表面，并能夠進(jìn)入孔徑較小的孔隙，非潤(rùn)濕性流體主要位于孔隙中央和孔徑較大的孔隙內(nèi)。前人基于三維數(shù)字巖心，利用LBM 方法確定了水濕和油濕2 種典型的儲(chǔ)集層巖石孔隙空間中的油水分布：水濕性儲(chǔ)集層，油只能占據(jù)大孔隙和大喉道；油濕性儲(chǔ)集層，流體分布恰好相反。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)19口井高阻水層潤(rùn)濕性，其中，親油及偏親油井6 口，中性—偏親油井4 口，中性井6 口，中性—偏親水井3口。

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏儲(chǔ)集層親油，因自吸和顆粒表面的吸附作用，形成綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體，水相容易流動(dòng)，油相在富集程度較低時(shí)，試油可能先產(chǎn)水。如B504 井2 141.00—2 151.00 m 壓后見油花，日產(chǎn)水17.5 m3。根據(jù)相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果，該井2 148.92 m具親油特征，綠泥石呈膜狀，粒間孔極發(fā)育，連通性好；孔隙邊為綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體，厚度為10～12 μm，充填物為固體有機(jī)質(zhì)與高嶺石的混合物，有機(jī)質(zhì)為早期生成的非烴和瀝青，與原油不同期，屬早期低熟階段產(chǎn)物，流動(dòng)性較差。而2 153.60 m 處綠泥石膜厚度為8～10 μm，硅質(zhì)及方解石充填孔隙。測(cè)井解釋成果表明，該井深度為2 148.92 m 和2 153.60 m 巖性和物性均相似，但前者的有機(jī)質(zhì)含量和電阻率均大于后者，說明綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體含量對(duì)該井水層高阻有重要影響。

華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)集層在油驅(qū)水電阻增大實(shí)驗(yàn)中，高阻水層電阻增大系數(shù)與含水飽和度的關(guān)系與普通油層和普通水層明顯不同，含水飽和度相同時(shí)，高阻水層電阻增大系數(shù)明顯大于普通油層與水層(圖6)。

圖6 油驅(qū)水高阻水層電阻增大系數(shù)與含水飽和度的關(guān)系Fig.6.Resistivity increasing coefficient vs.water saturation in high-resistivity water layers flooded by oil

親油巖石孔隙內(nèi)壁存在的殘余油會(huì)阻礙導(dǎo)電路徑的連通[19]。由于華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏巖石多親油，孔隙內(nèi)壁附著的有機(jī)質(zhì)不導(dǎo)電[21]，阻礙了連通的導(dǎo)電路徑，從而導(dǎo)致水層高阻。

綜上所述，華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏高阻水層有2 種類型：一類為復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致的高阻水層，如Ⅰ區(qū)高阻水層；另一類為綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體導(dǎo)致的高阻水層，如Ⅱ區(qū)高阻水層。不同主控因素占主導(dǎo)作用形成不同類型高阻水層。

3 高阻水層識(shí)別

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏Ⅰ區(qū)高阻水層解釋難點(diǎn)在于差油層與油層混雜，難以區(qū)分；Ⅱ區(qū)高阻水層解釋難點(diǎn)在于油層、油水同層及高阻水層電阻率差異小，目前高阻水層的解釋符合率僅為67.8%。本文以巖石物理實(shí)驗(yàn)、測(cè)井響應(yīng)特征、試油成果等為基礎(chǔ)，針對(duì)不同主控因素高阻水層測(cè)井特征，采用不同測(cè)井技術(shù)手段識(shí)別流體，形成適用于華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏地質(zhì)規(guī)律的油水層判別方法。

Ⅰ區(qū)高阻水層是復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致水層高阻，復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)電阻率的影響遠(yuǎn)大于流體性質(zhì)的差異對(duì)電阻率的影響。研究區(qū)測(cè)井資料表明，電阻率與有效孔隙大小接近，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜程度不同，試油成果差異較大。因此用現(xiàn)有測(cè)井資料評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層孔隙與孔喉通道的有效性至關(guān)重要。根據(jù)三孔隙度測(cè)量原理及研究區(qū)泥質(zhì)和鈣質(zhì)對(duì)儲(chǔ)集層孔滲特性的影響分析，泥質(zhì)使儲(chǔ)集層中子孔隙度明顯增加，鈣質(zhì)令聲波時(shí)差孔隙度和密度孔隙度明顯下降。因此，用密度孔隙度和聲波時(shí)差孔隙度積與中子密度孔隙度的比值，代表物性因子，識(shí)別產(chǎn)層通道有效性。

物性因子與巖心分析滲透率和孔隙度比值的平方根、壓汞實(shí)驗(yàn)中值壓力和排驅(qū)壓力、孔喉參數(shù)(中值孔喉半徑和平均孔喉半徑)及分選系數(shù)均有較好的相關(guān)性(圖7)，可以有效指示儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)的變化，從而區(qū)分水層、差油層與油層。

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏儲(chǔ)集層物性因子與實(shí)驗(yàn)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)關(guān)系Fig.7.Physical property factor vs.experimental pore structure parameters of Chang 8 reservoir in the study area

將三孔隙度計(jì)算物性因子與電阻率建立交會(huì)圖版識(shí)別Ⅰ區(qū)流體特性，即可有效區(qū)分差油層與油層(圖8)。

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏Ⅰ區(qū)高阻水層流體識(shí)別圖版Fig.8.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone I of Chang 8 reservoir in the study area

Ⅱ區(qū)高阻水層巖石潤(rùn)濕性多屬偏親油，烴類占據(jù)孔隙內(nèi)壁和尺寸較小的喉道，導(dǎo)致導(dǎo)電通路受阻而使得水層高阻。綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體高碳低氫，令中子孔隙度與密度孔隙度差值變小，而泥質(zhì)砂巖中分散泥質(zhì)的存在令中子孔隙度與密度孔隙度差值變大[22]，儲(chǔ)集層存在有機(jī)質(zhì)，電阻率偏高，解釋結(jié)論偏高，電阻率向下校正；儲(chǔ)集層存在泥質(zhì)，電阻偏小，解釋結(jié)論偏低，電阻率向上校正。用RTeA(φN-φD)代表電阻因子，通過中子孔隙度與密度孔隙度交會(huì)，減弱綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體和泥質(zhì)對(duì)電阻率的影響，從而達(dá)到校正電阻率的目的。

將電阻因子與聲波時(shí)差建立交會(huì)圖版，識(shí)別Ⅱ區(qū)流體特性(圖9)。該圖版減弱了有機(jī)質(zhì)和泥質(zhì)對(duì)電阻率的影響，增大了油層、油水層和水層的電阻率對(duì)比度，從而提高油水層判識(shí)率。

圖9 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏Ⅱ區(qū)高阻水層流體識(shí)別圖版Fig.9.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone II of Chang 8 reservoir in the study area

4 實(shí)例應(yīng)用

研究區(qū)Y449井長(zhǎng)81層64號(hào)層試油加砂10 m3，前置酸5 m3，日產(chǎn)油量4.68 t，日產(chǎn)水6.9 m3，試油結(jié)論為油水同層。根據(jù)測(cè)井解釋成果，Y449 井長(zhǎng)81層62 號(hào)層物性一般，聲波時(shí)差為214 μs/m，按電阻率與聲波時(shí)差解釋標(biāo)準(zhǔn)為界限層。常規(guī)曲線顯示62 號(hào)層巖性較純，泥質(zhì)含量較低，中子—密度曲線略有交會(huì)，陣列感應(yīng)呈低侵含油特征。經(jīng)油藏物性因子校正，Y449井64號(hào)層落在油水同層區(qū)，解釋結(jié)論與試油結(jié)論一致。

研究區(qū)B63 井長(zhǎng)81層76 號(hào)層試油加砂50 m3，砂比14.9%，見油花，日產(chǎn)水15.8 m3，試油結(jié)論為含油水層。76 號(hào)層對(duì)應(yīng)物性較好處，電阻率低，含水特征明顯；陣列感應(yīng)呈低侵含油特征；聲波時(shí)差為223 μs/m，按電阻率與聲波時(shí)差解釋標(biāo)準(zhǔn)為油水同層。巖屑錄井見含油顯示。經(jīng)Ⅱ區(qū)高阻水層流體識(shí)別圖版校正，75 號(hào)層落在偏水的油水同層區(qū)，試油為含油水層，圖版解釋結(jié)論與試油結(jié)論吻合。

華池—南梁油田長(zhǎng)8 油藏高阻水層流體識(shí)別圖版在2021 年探評(píng)井生產(chǎn)中應(yīng)用，共試油9 口井21 層，16層符合，2層未參加統(tǒng)計(jì)，符合率84.2%。應(yīng)用效果較好。

5 結(jié)論

(1)華池—南梁油田長(zhǎng)8油藏高阻水層主要有2大主控因素，復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)和綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體含量。不同主控因素形成不同類型高阻水層。

(2)物性因子有效識(shí)別產(chǎn)層通道有效性，且與巖心和壓汞實(shí)驗(yàn)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)均有較好的相關(guān)性，克服了巖心實(shí)驗(yàn)孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)的不連續(xù)性，與電阻率建立圖版，能較好地識(shí)別復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)類型高阻水層的流體性質(zhì)，提高了油層的識(shí)別率。

(3)對(duì)于因有機(jī)質(zhì)存在而導(dǎo)致的高阻水層，可用電性因子減弱綠泥石膜-有機(jī)質(zhì)復(fù)合體和泥質(zhì)對(duì)電阻的影響，增加油水層電阻率對(duì)比度，從而達(dá)到流體識(shí)別的目的。