鄂尔多斯盆地富黄地区长6低阻油层影响因素分析

高利文，王琳琳，高立军

(延长油田股份有限公司川口采油厂，陕西延安716005)



鄂尔多斯盆地富黄地区长6低阻油层影响因素分析

高利文，王琳琳，高立军

(延长油田股份有限公司川口采油厂，陕西延安716005)

摘要：鄂尔多斯盆地富黄地区三叠系延长组长6油层组发育相对低电阻率油层，分布广泛，成因复杂，影响油层识别及评价。针对低阻油层的成因，根据储层岩性、物性，结合压汞、X射线衍射等大量分析测试数据进行综合研究，系统剖析长6低阻油层的主要影响因素。结果显示，长6油层组地层水矿化度整体偏低，但水系统未被破坏，不是该区油层相对低阻的主要影响因素。储层含水饱和度较高，平均达58.8%，此外储层束缚水饱和度含量为32.6%～47.1%，平均为39.2%，为高束缚水砂岩，且孔隙结构复杂，对油层电阻率降低影响明显。计算表明，长6储层阳离子交换容量为3.5~10.8mmol/100g，附加导电性很强，对长6油层电阻率降低起主要作用。总结该区长6低阻油层形成的主要因素为低含油饱和度、高束缚水饱和度及黏土矿物附加导电性。

关键词：低孔、低渗；低阻油层；成因分析；附加导电性

鄂尔多斯盆地富县—黄陵地区(简称富黄地区)中南部延长组长6油层组发育相对低电阻率油层，即油层电阻率绝对值并不低，但电阻增大率小于2的低阻油层。这类低阻油层的常规测井响应复杂，与水层、干层的特征极其相似，困扰着油层识别，有必要对其成因机制进行探讨。

本文利用储层沉积微相、储层岩性、物性、非均质性及大量测试数据进行综合研究，系统剖析该区长6油层组电阻率的主要影响因素，以期为该类低阻油层的有效识别及分布范围预测提供基础。

1 储层基本特征

富黄地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，地层倾角平缓，主要为西倾单斜，小型鼻隆构造发育。工区目的层长6以三角洲前缘沉积为主，发育水下分流河道和分流间湾，局部区域发育半深湖—深湖亚相的浊积砂体。储层以中—细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩为主，孔隙结构相对复杂，非均质性明显。物性中等偏差，平均孔隙度为9.16%，渗透率均值为0.23mD，孔隙度与渗透率的相关性较差。

勘探实践表明，研究区长6油层电阻率主要分布在25~60Ω·m之间，而区内相同层位纯水层电阻率多分布在20~40Ω·m之间(图1)，油层、水层电阻率比值小于2；油层与水层甚至干层的常规测井响应特征相似，使传统的阿尔奇公式不再适用，油层电阻率下限的界定存在困难。

2 相对低阻油层影响因素

2.1 外因干扰

对研究区近70口探井钻井液种类和浸泡时间等施工因素进行整理、筛查和归类，发现有6口井油层相对低电阻率现象与钻井液浸泡时间过长存在明显联系；不同测井仪器对油层电阻率的影响误差在4.6Ω·m左右。将测井数据标准化后，在岩电实验基础上尝试用阿尔奇公式建立油水层解释标准，仍出现解释符合率偏低的问题，水层电阻率相对较高、油层电阻率下限难以确定。初步推断导致该区油层、水层关系复杂的因素主要来自于储层自身的特点，钻井、测井等外因干扰存在一定影响，但不是主要影响因素。

2.2 地层水矿化度

在注水开发油田的水淹井中，油层强水淹后使地层水淡化，造成高电阻率水层。此外成藏过程中或成藏后油层遭受水洗，也会造成水层电阻率相对较高[1-3]。

富黄地区长6油层组水样分析数据表明，地层水矿化度分布在(1.1~4.5)×104mg/L之间，水型以CaCl2和NaHCO3为主，计算地层水电阻率为0.148～0.339Ω·m，平均为0.216Ω·m。

长6油组地层水总矿化度虽整体偏低，但与地层深度有较好的相关性；平面上大体呈北低南高的趋势；相邻区域同层位油层、水层的水型和矿化度及自然电位异常的差别均不明显。因此推断该区具有未被破坏的同一地层水系统。在此前提下，若储层含油并具备一定饱和度，油层、水层电阻率的相对变化仍应较明显[4]。因此，地层水矿化度并不是该区油层相对低阻的主要影响因素。

2.3 含油饱和度偏低

油藏内不同位置处的含油饱和度受自由水平面之上的高度、孔隙结构及油水密度差等因素控制。油水密度差与含油高度(即驱替力)愈大则含油饱和度愈高[5]；由于毛细管压力的作用，孔隙结构的复杂程度越低，油驱水遇到的阻力越小，含油饱和度越高。

富黄地区整体为一西倾单斜，地层倾角小于1°，平均坡降为10m/km，局部发育鼻隆构造和构造宽缓带。鼻隆构造和构造宽缓带是油气较为富集的场所，但油柱高度偏低，油水过渡带宽。根据长6储层原油及水分析数据，油水密度差平均为0.1 ~0.15g/cm3；储层砂岩孔隙结构复杂，导致研究区目的层含水饱和度较高，岩心资料分析显示平均达58.8%(表1)。

表1　岩心分析数据统计表

高含水饱和度会导致油层电阻率有所降低，且在低孔低渗储层中，电阻率随含水饱和度的升高而减小的幅度较高孔高渗储层要大[6]。

2.4 高束缚水饱和度

束缚水一般由吸附于岩石颗粒表面的薄膜滞水和位于毛细管孔隙中的毛细管滞水两部分组成[7-8]。束缚水饱和度过高主要由两个因素引起：一是储集砂体中泥质含量过高；二是储层孔隙结构复杂。泥质颗粒具有吸水膨胀的特性，会使岩石颗粒表面形成水膜，由于其颗粒细小、比表面积大，导致砂体的含水量明显增加[1]。长6储层主要为长石细砂岩及长石岩屑细砂岩；碎屑组成主要为长石、石英、岩屑、云母；杂基含量一般高于4.76%，最高可达19.6%，平均含量为6.62%，杂基的主要成分为泥质；黏土矿物的平均含量为8.81%(表2)。由此可知，长6储层泥质含量偏高。在中低矿化度地层水中，泥质通常呈减阻作用，在高矿化度地层水中则相反[6]。高泥质含量对本区油层降阻作用明显。

储层的孔隙结构指岩石孔隙与喉道的几何形状、大小、分布及相互连通和配比关系[9]。前人研究证实，复杂孔隙结构在增加大量微孔隙空间的同时会使毛细管排驱压力显著增加，导致束缚水饱和度增高，从而引起储层电阻率大幅降低[7-8,10-12]。图2是富黄地区长6储层较为典型的孔隙结构特征，孔隙半径呈明显的双峰形态，多个样品相渗分析结果表明，岩心束缚水饱和度含量为32.6%～47.1%，平均为39.2%，为高束缚水砂岩。

表2　富黄地区长6砂岩填隙物组分统计表 　单位：%

通过分析压汞数据，建立储层渗透率、孔隙度与孔隙结构参数的关系，将研究区长6储层分为4类(表3)，其中Ⅲ类中等储层(小孔隙、微细—微喉道)在研究区分布最广、最具代表性。该类型储层的孔喉半径小，毛细管压力曲线具有排驱压力高、中值压力高、中值半径小、退汞效率低等特征。复杂的孔隙结构使被毛细管力束缚在孔喉内的束缚水含量明显增加，对油层电阻率的影响较大。

2.5 黏土矿物的附加导电性

黏土矿物的晶格结构决定了其具有吸附阳离子的特性。在电场作用下，吸附的阳离子可与地层水中其他水合离子交换位置，二者的离子价差异引起导电现象，称为黏土矿物的附加导电性。一般在中低矿化度 (小于50000mg/L)地层水中，黏土矿物的附加导电性显著，可使储层电阻率明显下降[1]。

表3　富黄地区长6储层分类表

据前人研究结果[13-15]：各种黏土矿物中，蒙皂石的附加导电能力最强(70~130mmol/100g)，高岭石的附加导电性最弱(3~15mmol/100g)。黏土矿物的分布特征也影响导电性，分散状、网状等连通分布的黏土矿物对离子交换最为有利，对油层电阻率的影响最大[16]。

通过X射线衍射测试，统计富黄油区长6储层砂岩中的黏土矿物含量。主要黏土矿物胶结物有绿泥石、高岭石、伊利石及伊/蒙混层等矿物。其中以伊/蒙混层在该区延长组低渗透砂岩储层中分布最广，是含量最高的自生黏土矿物(表2)。

工区长6储层温度为47.7~58.4℃，地层水矿化度平均为2.2×104mg/L，孔隙度平均值为7.49%，岩石颗粒密度为2.3g/m3。根据富黄地区主要黏土矿物的阳离子交换容量表，由阳离子交换浓度(QV)与阳离子交换容量(CEC)的关系式[1]计算出阳离子交换容量在3.5~10.8mmol/100g范围内，平均为6.3mmol/100g，对应的阳离子交换容量为1.78meq/mL。

经验表明，阳离子交换容量值达到4mmol/100g以上，黏土矿物的阳离子附加导电性很强，导电能力不可忽视[5]，因此，本区黏土矿物的附加导电性对长6油层低电阻率的影响至关重要。

2.6 储层微裂缝

储层中若存在大量裂缝或微裂缝，就可能出现孔隙度不高但渗透率显著升高的情况，且裂缝导电路径比孔隙缝直接，会导致砂岩油气层的电阻率降低[1]。

鄂尔多斯盆地中南部延长组储层随埋深增加，裂缝、微裂缝逐渐发育，富县黄陵地区的长6油层组砂岩也不同程度地发育裂缝及微裂缝。

据岩心裂缝样品统计，本区长6储层裂缝以张性缝为主，剪性缝次之。镜下观察表明，区内砂岩储层中主要发育构造微裂缝(图3)。少数泥质砂岩中可见成岩微裂缝。

研究表明，开度大于0.1μm的微裂缝就可成为油气运移的有效通道。据统计本区微裂缝开度大多数在10～20μm，作为油气储集空间及有效渗流通道的同时，也成为储层导电网络的组成部分。但微裂缝在研究区油层、水层中都有发育，其影响是使储层电阻率绝对值普遍降低，因此微裂缝并不是本区油层电阻率降低的主导因素。

3 结论

(1)富黄地区中南部长6低阻油层形成主要受低含油饱和度、高束缚水饱和度及黏土矿物富集等因素的影响。

(2)钻井液种类和浸泡时间等施工因素导致个别探井油层电阻率相对偏低，在勘探实践中应避免发生。

(3)微裂缝可导致储层电阻率降低，但本区油层与水层中均发育微裂缝，导致电阻率整体降低，并非导致油层电阻率降低的主要因素。

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Origin Analysis on Chang 6 Reservoir with Low Resistivity of Fuhuang Area, Ordos Basin

Gao Liwen, Wang Linlin, Gao Lijun

(ChuankouOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan’an,Shaanxi716005,China)

Abstract:Relatively low-resistivity oil layers developed and were widely distributed in Chang 6 oil group of Triassic Yanchang Formation in Fuhuang area of Ordos Basin. Their genesis is complicated. Therefore, oil layer identification and evaluation were influenced. We conducted comprehensive study on the genesis of low-resistivity oil layers based on reservoir lithology and physical property and a lot of analysis and test data like mercury penetration and X-ray diffraction, and systematically analyzed major factors affecting Chang 6 low-resistivity oil layers. Results showed that the formation water salinity of Chang 6 oil layers was lower in general, but water system was not destroyed. So this was not the major influential factor of the lower resistivity of the area. Reservoir water saturation was higher and reached 58.8% on average. In addition, irreducible water saturation was between 32.6% and 47.1%, 39.2% on average. The reservoir was sandstone of high irreducible water saturation, and possessed complex pores. This exerted less effect on resistivity of the oil layers. It was calculated that the cationic exchange capacity of Chang 6 reservoir ranged from 3.5mmol/100g and 10.8mmol/100g, and additional conductivity was strong. It played an important role in reducing resistivity of Chang 6 oil layer. We concluded that the major factors influencing the formation of Chang 6 low-resistivity oil layers in the study area were low oil saturation, high irreducible water saturation and additional conductivity of clay minerals.

Key words:low porosity and low permeability; low-resistance reservoir; origin analysis; additional conductivity

中图分类号：TE122

文献标识码：A

作者简介：第一高利文(1967年生)，女，工程师，主要从事油田开发方面的研究与应用工作。邮箱：caoyu-aerwen@163.com。