志丹油田洛河区块长61低阻油层测井识别方法研究

2021-01-15刘志延蔺广泉乔生虎

延安大学学报（自然科学版） 2020年4期

董旭，刘志延，蔺广泉，乔生虎

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西志丹717500)

志丹油田洛河区块经过多年的勘探开发，长6油层组取得了较大突破，其中长61油层为该区块主力开发油层。试油试采结果表明，区块东部的油井含油饱和度高，相应的测井电阻率较高，一般都大于20 Ω·m，与水层相比，测井电阻增大率一般在3倍以上，易于识别，初期试油产量均较高。而西部的部分油井长61油层测井电阻率较低，一般为5～14 Ω·m，与水层无异，初期试油为水层或含油水层，故未引起地质人员的足够重视，逐渐放弃对低阻油层的试油。2019年该区域的一口探井(F854井)长61油层试油日产3.74 t纯油，电阻率仅为8 Ω·m。随后对该井附近7口探井的长61低阻油层进行查层捡漏，试油结果显示4口井达到了工业油流，3口井达到了低产油流。2020年在该区域部署12口生产井对长61油层进行求产，其中有11口生产井达到了工业油流，这一突破进一步揭示了长61油层具有很大的勘探开发潜力。

传统的测井电阻率识别法已经不能适应该区块长61油层低阻的地质实际，亟需探索新的有效手段来识别潜力油层。本文基于储层地质研究和电测井响应特征分析，应用扫描电镜、常规测井交会图识别法和对比分析法对长61油层低阻成因机理进行了深入研究；同时在该区块首次应用侵入因子识别法，结合横向对比识别法等方法，对长61低阻油藏电性特征和识别标志进行了细致分析。对于该区块下一步的稳产挖潜和增储上产、剩余油的开发、采收率的提高等都具有重要的现实意义。

1 区域地质概况

志丹油田洛河区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡志丹县中部，整体为东高西低平缓大单斜，构造平缓，洛河地区长61时期为三角洲前缘亚相沉积，主要沉积微相有水下分流河道及分流间湾等，这些沉积类型在垂向上有序分布，形成多韵律的沉积体。研究层位长61低电阻率油层段处于水下分流河道沉积期，由多个次级沉积韵律复合叠置而成，反映了沉积过程的多期性。

2 长61低阻油藏成因机理分析

低阻油藏的形成有很多原因，如沉积作用、成岩作用、储层束缚水饱和度高的影响，此外还有油水重力分异、孔隙结构、地质构造、地层水高矿化度等因素的综合影响[1，2]。通过对志丹洛河区块的长61低阻油层的实际分析，认为束缚水饱和度高和地层水矿化度高是形成该区域地层测井电阻率低的主要油藏背景条件。

2.1 束缚水饱和度高

从沉积学的角度看，在弱水动力的低能量沉积环境下形成的沉积物，在岩性上以细粉砂岩为主，微孔隙发育，泥质含量较高[3，4]。而洛河地区长61时期为三角洲前缘亚相沉积，水动力较弱，大量的低阻油层沉积相带的研究表明，岩性细、泥质和粘土含量高是它们的共性。研究区录井、取心、岩石薄片分析显示，洛河区块长61油层岩石类型为长石砂岩，岩性主要为细砂岩、细-粉砂岩，夹少量泥质粉砂岩，粒度分析结果显示中砂含量为2.7%，细砂含量为90.5%，粉砂及粘土含量为6.8%，砂岩主体为细砂岩，主要粒径分布在0.12～0.25 mm之间，平均粒径为0.18 mm。

岩石颗粒小，岩石比表面积就增大，岩层颗粒表面吸附水含量就越多，吸附在岩石颗粒表面的束缚水越多，束缚水饱和度高，便会组成以束缚水为主要成分的导电网络，使地层电阻率降低；岩石颗粒越小，形成的孔隙和喉道就很小，同时由于粘土矿物的充填富集(见图1)，也导致地层中微孔隙十分发育，微孔隙和渗流孔隙并存。微小毛细管孔隙增加，渗透率变小，从而产生高的束缚水，微孔隙中的束缚水与孔喉连成了良好的导电网络，再加上高地层水矿化度的影响，使储集层电阻率呈现出低值[5](见图2)。

2.2 地层水矿化度高

洛河区块长61油层组的地层水矿化度普遍较高，地层水分析结果显示(见表1)。本区长61地层水明显比相邻地层水长62高，最高可达到149 800 mg/L，水质类型为CaCl2型。研究结果表明，当储层孔隙内有高矿化度地层水存在时，电解质浓度变大，溶液中离子的导电性增强，这些离子可形成十分发达的导电网，地层水矿化度越高，所含带电粒子就越多，从而使得地层电阻率变小[6](见图3)。

表1 洛河区长61和长62油层地层水分析结果

3 长61低阻油藏电性特征

欧阳健[7]分析了较好储集层中油藏的饱和度-电阻率分布规律，结果表明，电阻率增大系数小于3时界定为低阻油藏，得出洛河地区长61油层电阻率小于21 Ω·m为低阻油藏。同时根据洛河地区长61油层电阻率与声波时差交汇图(见图5)，当电阻率在5.9～20.0 Ω·m之间时，其油层和水层很难区分，因此认为研究区长61油层电阻率在该区间内为低阻油藏。通过对研究区油层、水层、油水同层、干层等124个层点的研究，结合试油试采等相关资料的分析，归纳出洛河地区长61低阻油层的主要电性特征为：电阻率绝对值很低，普遍低于围岩电阻率；与邻近水层电阻率差别不大；径向电阻率曲线显示原状地层、侵入带、冲洗带三者电阻率值相近，深中感应-八侧向3条曲线接近重合。

如图4所示，F863井长61油层电阻平均为9.2 Ω·m，明显低于围岩及水层的电阻，深中感应-八侧向3条曲线基本重合。该层用传统方法解释为水层，但试油结果显示该层为油水同层，说明传统的解释方法已不适用于该区块长61低阻油藏的识别。

4 长61低阻油藏测井识别研究

4.1 常规测井交会图识别

由于洛河区长61油层中低阻油层并不是大面积连片分布，所以运用常规测井交会图可以识别一部分含油饱和度较高的高阻油层(相对于低阻油层)，从图5可以看出，当声波时差Δt≥221 μs/m，电阻率Rt≥20 Ω·m时，油层水层界限较明显。该方法可以明显识别的油层约占全部油层的1/3，而对于Rt在5.9～20.0 Ω·m之间的低阻油层难以识别。

4.2 侵入因子识别

本区使用钻井液为矿化度6000～9000 mg/L的淡水泥浆，前人研究表明[7，8]，钻井液侵入对油、水层的感应测井有一定的影响，受淡水钻井液侵入影响，油层感应测井相对于真电阻率降低，水层感应测井较真电阻率明显升高，油水同层的影响较小，由于洛河区长61油层的低电阻率背景，泥浆侵入使得油层与水层的电阻率差距进一步缩小。

考虑淡水钻井液侵入对于油层与水层的侵入性质有差别，中、深感应电阻率的差异有所不同，一般油层的差异比水层的差异小，侵入因子(中、深感应之差与深感应比值)能够较好的表征钻井液侵入对油层与水层的影响程度[2]。因此，用侵入因子与深感应测井交会图可较为清晰的识别油、水层，由图6可知，油层、油水同层的侵入因子小于0.15，水层的侵入因子大于0.15，有的甚至大于0.4，界限较为清晰。综合应用常规测井交会图识别和侵入因子识别两种方法识别油层，有效率可达80%以上。

4.3 横向对比识别法

如果相应地层在临井，经试油为油层或水层，即可结合地质规律与邻井对比。新井的目的层与选择临井的试油层应是同一层位。储层物性对比，包括对比声波时差、自然电位、自然伽马、微电极曲线形态；储层含油性对比，若临井目的层出油，新井的目的层物性与其相似或更好一些时，新井的电阻率值比临层出油层电阻率高或相当时可定为油层或油水层；砂顶海拔对比，新井的目的层与临井出油层物性相当或更好一些时，如新井的海拔低，目的层应偏低解释为油水层或含油水层(见图7)。

通过上述三种方法，洛河地区长61油层的识别有效率可达85%以上，比常规解释结果提高约25%以上。