华池—南梁油田长8油藏高阻水层解释方法

2023-02-12张德梅段朝伟李高仁李永胜陆敬武林伟川

新疆石油地质 2023年1期

张德梅，段朝伟，李高仁，李永胜，陆敬武，林伟川

(1.中国石油集团测井有限公司长庆分公司，西安 710200；2.中国石油集团测井有限公司地质研究院，西安 710077；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018；4.中国石油集团测井有限公司物资装备公司，西安 710200)

高阻水层因其电阻率接近低阻油层或常规油层，增加了油藏评价难度，影响油气田的勘探开发。利用测井资料识别高阻水层，仍是石油勘探开发中亟待解决的技术难题。

引起水层高阻的因素较多，不同地区各不相同，引起松辽盆地南部大情字井油田水层高阻的主要因素是地层水矿化度和岩石泥质含量[1]；塔里木盆地塔中油田CⅠ油组水层高阻系地层水低矿化度和孔隙结构复杂所致[2]；川西地区二叠统栖霞组发育碳酸盐岩高阻水层，是岩性致密或层内广泛分布的沥青质所致[3]。流体包裹体及扫描电镜资料证明，鄂尔多斯盆地华庆地区长8 段水层高阻，系残余油、绿泥石矿物及碳酸盐胶结物所致[4]，而西峰地区长8 段水层高阻是受物性及孔隙结构复杂影响[5]。

华池—南梁油田长8 油藏为典型的岩性油藏，油水关系复杂，高阻水层的存在，加大了油水层识别的难度，影响了勘探开发进程。本文以岩石物理实验、岩心观察、测井响应特征、试油成果等为基础，分析高阻水层的响应机理，并根据高阻水层测井响应特征及主控因素，运用测井技术扩大储集层油水特性，达到流体识别的目的，形成适用于华池—南梁油田长8油藏地质规律的油层和水层判别方法，提高油层测井解释符合率，有效指导生产。

1 区域地质概况

华池—南梁油田长8 油藏位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，构造形态简单，为东高西低的西倾平缓单斜，地层横向分布稳定，延长组至白垩系发育相对完整[6-10]。从地质历史来看，研究区三叠系延长组沉积期构造稳定，受西南方向古水流和物流影响，以三角洲前缘亚相沉积为主，主要发育水下分流河道、水下天然堤等微相，砂体厚度大，分布稳定[11-14]，紧邻长7段湖相生油岩，上倾的湖相泥岩形成了区域遮挡盖层，构成了有利的生储盖组合。

对华池—南梁油田长8 油藏64 口井318 块岩心全岩分析统计，储集层多为长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩。主要矿物类型为石英和长石，石英含量为25.34%～31.69%，长石含量为28.35%～37.20%。区域内填隙物含量和成分分布不均，方解石只分布在研究区西北部，绿泥石膜在东部含量较高。因此，研究西北部物性最差，东北部物性最好。华池—南梁油田长8油藏高阻水层地层水矿化度为30～50 g/L，普通水层地层水矿化度为20～40 g/L，矿化度差异不大，因此，地层水矿化度不是引起水层高阻的直接因素。

2 高阻水层响应机理

华池—南梁油田长8 油藏的高阻水层，在电阻率与声波时差交会图版上，混杂在差油层、油层和油水层区域，且明显分布在2 个区域(图1)。Ⅰ区高阻水层物性较差，声波时差小于220 μs/m，混杂在油水同层和差油层中；Ⅱ区高阻水层物性较好，声波时差大于220 μs/m，混杂在油层和油水同层中。

图1 研究区长8储集层电阻率与声波时差交会图Fig.1.Cross-plot of interval transit time and resistivity for Chang 8 reservoir in the study area

Ⅰ区和Ⅱ区高阻水层测井响应特征差异显著。Y416井77号层属于Ⅰ区高阻水层，其2 301.0—2 305.0 m井段压裂后不产油，日产水9.30 m3，地层水矿化度为19.56 g/L，测井曲线表现为高电阻率、高声波时差、高密度和高补偿中子。根据岩心分析，孔隙度在9%以下的储集层渗透率差异较大，如Y416 井2 301.2 m 与2 303.8 m，孔隙度相近，渗透率差异明显，对应的电阻率差异较大。B498井82号层为Ⅱ区高阻水层，其2 222.5—2 229.2 m 井段压裂后产油0.85 t，日产水30.70 m3，地层水矿化度为39.43 g/L，具高电阻率、高声波时差、低密度和高补偿中子特征。岩心分析孔隙度普遍大于10%，物性比Ⅰ区高阻水层好，且渗透率普遍大于Ⅰ区(图2)。

图2 研究区长8油藏高阻水层测井响应特征Fig.2.Logging responses of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

综合油藏岩性、物性等实验资料，结合测井响应、核磁共振等测试资料，分析长8 油藏高阻水层形成的主控因素。

2.1 孔隙结构对电阻率的影响

孔隙结构对岩石电阻率的影响主要是孔径分布、孔道连通情况、孔道弯曲程度等影响离子运动的速度和参加运动的离子数量，从而影响岩石的电阻率[5，15]。研究区全岩分析填隙物的成分中，分散泥质和钙质对孔隙结构影响较大。

分散黏土矿物呈颗粒、膜或微晶充填孔隙(图3a)，占据孔隙空间，改变孔隙形状，加大孔道弯曲程度，阻断孔隙连通，降低渗透率，增加束缚水饱和度，使地层电阻率降低[16-17]。

研究区的碳酸盐岩胶结作用非常普遍[18]，碳酸盐矿物主要以2 种方式存在：一种呈弥散状分布于粒间孔隙中，含量较少，为不含铁的微晶方解石(图3b)；另一种为以孔隙式连晶状充填于剩余粒间孔或溶蚀孔中的铁方解石(图3c)。

图3 研究区长8储集层岩石结构及孔隙充填特征Fig.3.Pore structure and pore filling characteristics of Chang 8 reservoir in the study area

华池—南梁油田长8 油藏8 口井69 个岩心样品钙质含量实验结果表明：随着钙质含量增加，孔隙度及渗透率减小，孔隙结构指数变差。水层的电阻率随钙质含量的增加而增加，油层受含油影响，电阻率随钙质含量变化不明显。

根据Ⅰ区高阻水层核磁资料表明，核磁共振T2谱峰位置靠前，呈多峰形态(图4)。以研究区B236井为例子，Ⅰ区高阻水层储集层孔径分布范围较大，孔隙以小孔径为主，孔隙结构较差(图4)。

图4 B236井高阻水层核磁共振T2谱分布Fig.4.NMR T2 spectrum distribution of high-resistivity water layers in Well B236

Ⅰ区高阻水层排驱压力高，喉道中值半径小，以小孔细喉型为主；Ⅱ区高阻水层排驱压力低，喉道中值半径较大，以大孔细喉型为主(图5)。岩心压汞实验结果表明，华池—南梁油田长8 油藏Ⅰ区高阻水层孔隙结构复杂，Ⅱ区高阻水层孔隙结构相对较好(表1)。

表1 研究区长8油藏高阻水层孔隙结构参数Table 1.Pore structure parameters of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

图5 研究区长8油藏高阻水层压汞特征Fig.5.Mercury intrusion characteristics of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

2.2 润湿性对电阻率的影响

岩石的润湿性是岩石矿物与储集层流体相互作用的结果，控制着储集层孔隙空间油、气和水的位置与分布，其对储集层岩石的电学特性、毛细管压力及束缚水饱和度等均有较大影响[19-20]。在储集层孔隙空间中，润湿性流体优先附着于孔隙表面，并能够进入孔径较小的孔隙，非润湿性流体主要位于孔隙中央和孔径较大的孔隙内。前人基于三维数字岩心，利用LBM 方法确定了水湿和油湿2 种典型的储集层岩石孔隙空间中的油水分布：水湿性储集层，油只能占据大孔隙和大喉道；油湿性储集层，流体分布恰好相反。统计研究区19口井高阻水层润湿性，其中，亲油及偏亲油井6 口，中性—偏亲油井4 口，中性井6 口，中性—偏亲水井3口。

华池—南梁油田长8 油藏储集层亲油，因自吸和颗粒表面的吸附作用，形成绿泥石膜-有机质复合体，水相容易流动，油相在富集程度较低时，试油可能先产水。如B504 井2 141.00—2 151.00 m 压后见油花，日产水17.5 m3。根据相渗实验结果，该井2 148.92 m具亲油特征，绿泥石呈膜状，粒间孔极发育，连通性好；孔隙边为绿泥石膜-有机质复合体，厚度为10～12 μm，充填物为固体有机质与高岭石的混合物，有机质为早期生成的非烃和沥青，与原油不同期，属早期低熟阶段产物，流动性较差。而2 153.60 m 处绿泥石膜厚度为8～10 μm，硅质及方解石充填孔隙。测井解释成果表明，该井深度为2 148.92 m 和2 153.60 m 岩性和物性均相似，但前者的有机质含量和电阻率均大于后者，说明绿泥石膜-有机质复合体含量对该井水层高阻有重要影响。

华池—南梁油田长8油藏储集层在油驱水电阻增大实验中，高阻水层电阻增大系数与含水饱和度的关系与普通油层和普通水层明显不同，含水饱和度相同时，高阻水层电阻增大系数明显大于普通油层与水层(图6)。

图6 油驱水高阻水层电阻增大系数与含水饱和度的关系Fig.6.Resistivity increasing coefficient vs.water saturation in high-resistivity water layers flooded by oil

亲油岩石孔隙内壁存在的残余油会阻碍导电路径的连通[19]。由于华池—南梁油田长8油藏岩石多亲油，孔隙内壁附着的有机质不导电[21]，阻碍了连通的导电路径，从而导致水层高阻。

综上所述，华池—南梁油田长8 油藏高阻水层有2 种类型：一类为复杂的孔隙结构导致的高阻水层，如Ⅰ区高阻水层；另一类为绿泥石膜-有机质复合体导致的高阻水层，如Ⅱ区高阻水层。不同主控因素占主导作用形成不同类型高阻水层。

3 高阻水层识别

华池—南梁油田长8 油藏Ⅰ区高阻水层解释难点在于差油层与油层混杂，难以区分；Ⅱ区高阻水层解释难点在于油层、油水同层及高阻水层电阻率差异小，目前高阻水层的解释符合率仅为67.8%。本文以岩石物理实验、测井响应特征、试油成果等为基础，针对不同主控因素高阻水层测井特征，采用不同测井技术手段识别流体，形成适用于华池—南梁油田长8 油藏地质规律的油水层判别方法。

Ⅰ区高阻水层是复杂孔隙结构导致水层高阻，复杂孔隙结构对电阻率的影响远大于流体性质的差异对电阻率的影响。研究区测井资料表明，电阻率与有效孔隙大小接近，孔隙结构复杂程度不同，试油成果差异较大。因此用现有测井资料评价储集层孔隙与孔喉通道的有效性至关重要。根据三孔隙度测量原理及研究区泥质和钙质对储集层孔渗特性的影响分析，泥质使储集层中子孔隙度明显增加，钙质令声波时差孔隙度和密度孔隙度明显下降。因此，用密度孔隙度和声波时差孔隙度积与中子密度孔隙度的比值，代表物性因子，识别产层通道有效性。

物性因子与岩心分析渗透率和孔隙度比值的平方根、压汞实验中值压力和排驱压力、孔喉参数(中值孔喉半径和平均孔喉半径)及分选系数均有较好的相关性(图7)，可以有效指示储集层孔隙结构的变化，从而区分水层、差油层与油层。

图7 研究区长8油藏储集层物性因子与实验孔隙结构参数关系Fig.7.Physical property factor vs.experimental pore structure parameters of Chang 8 reservoir in the study area

将三孔隙度计算物性因子与电阻率建立交会图版识别Ⅰ区流体特性，即可有效区分差油层与油层(图8)。

图8 研究区长8油藏Ⅰ区高阻水层流体识别图版Fig.8.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone I of Chang 8 reservoir in the study area

Ⅱ区高阻水层岩石润湿性多属偏亲油，烃类占据孔隙内壁和尺寸较小的喉道，导致导电通路受阻而使得水层高阻。绿泥石膜-有机质复合体高碳低氢，令中子孔隙度与密度孔隙度差值变小，而泥质砂岩中分散泥质的存在令中子孔隙度与密度孔隙度差值变大[22]，储集层存在有机质，电阻率偏高，解释结论偏高，电阻率向下校正；储集层存在泥质，电阻偏小，解释结论偏低，电阻率向上校正。用RTeA(φN-φD)代表电阻因子，通过中子孔隙度与密度孔隙度交会，减弱绿泥石膜-有机质复合体和泥质对电阻率的影响，从而达到校正电阻率的目的。

将电阻因子与声波时差建立交会图版，识别Ⅱ区流体特性(图9)。该图版减弱了有机质和泥质对电阻率的影响，增大了油层、油水层和水层的电阻率对比度，从而提高油水层判识率。

图9 研究区长8油藏Ⅱ区高阻水层流体识别图版Fig.9.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone II of Chang 8 reservoir in the study area

4 实例应用

研究区Y449井长81层64号层试油加砂10 m3，前置酸5 m3，日产油量4.68 t，日产水6.9 m3，试油结论为油水同层。根据测井解释成果，Y449 井长81层62 号层物性一般，声波时差为214 μs/m，按电阻率与声波时差解释标准为界限层。常规曲线显示62 号层岩性较纯，泥质含量较低，中子—密度曲线略有交会，阵列感应呈低侵含油特征。经油藏物性因子校正，Y449井64号层落在油水同层区，解释结论与试油结论一致。

研究区B63 井长81层76 号层试油加砂50 m3，砂比14.9%，见油花，日产水15.8 m3，试油结论为含油水层。76 号层对应物性较好处，电阻率低，含水特征明显；阵列感应呈低侵含油特征；声波时差为223 μs/m，按电阻率与声波时差解释标准为油水同层。岩屑录井见含油显示。经Ⅱ区高阻水层流体识别图版校正，75 号层落在偏水的油水同层区，试油为含油水层，图版解释结论与试油结论吻合。

华池—南梁油田长8 油藏高阻水层流体识别图版在2021 年探评井生产中应用，共试油9 口井21 层，16层符合，2层未参加统计，符合率84.2%。应用效果较好。