華池—南梁油田長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.中國石油集團測井有限公司 長慶分公司，西安 710200；2.中國石油集團測井有限公司 地質研究院，西安 710077；3.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發研究院，西安 710018；4.中國石油集團測井有限公司 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油層，增加了油藏評價難度，影響油氣田的勘探開發。利用測井資料識別高阻水層，仍是石油勘探開發中亟待解決的技術難題。

引起水層高阻的因素較多，不同地區各不相同，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構復雜所致[2]；川西地區二疊統棲霞組發育碳酸鹽巖高阻水層，是巖性致密或層內廣泛分布的瀝青質所致[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長8 段水層高阻，系殘余油、綠泥石礦物及碳酸鹽膠結物所致[4]，而西峰地區長8 段水層高阻是受物性及孔隙結構復雜影響[5]。

華池—南梁油田長8 油藏為典型的巖性油藏，油水關系復雜，高阻水層的存在，加大了油水層識別的難度，影響了勘探開發進程。本文以巖石物理實驗、巖心觀察、測井響應特征、試油成果等為基礎，分析高阻水層的響應機理，并根據高阻水層測井響應特征及主控因素，運用測井技術擴大儲集層油水特性，達到流體識別的目的，形成適用于華池—南梁油田長8油藏地質規律的油層和水層判別方法，提高油層測井解釋符合率，有效指導生產。

1 區域地質概況

華池—南梁油田長8 油藏位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，構造形態簡單，為東高西低的西傾平緩單斜，地層橫向分布穩定，延長組至白堊系發育相對完整[6-10]。從地質歷史來看，研究區三疊系延長組沉積期構造穩定，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，主要發育水下分流河道、水下天然堤等微相，砂體厚度大，分布穩定[11-14]，緊鄰長7段湖相生油巖，上傾的湖相泥巖形成了區域遮擋蓋層，構成了有利的生儲蓋組合。

對華池—南梁油田長8 油藏64 口井318 塊巖心全巖分析統計，儲集層多為長石巖屑砂巖或巖屑長石砂巖。主要礦物類型為石英和長石，石英含量為25.34%～31.69%，長石含量為28.35%～37.20%。區域內填隙物含量和成分分布不均，方解石只分布在研究區西北部，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 高阻水層響應機理

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

圖1 研究區長8儲集層電阻率與聲波時差交會圖Fig.1.Cross-plot of interval transit time and resistivity for Chang 8 reservoir in the study area

Ⅰ區和Ⅱ區高阻水層測井響應特征差異顯著。Y416井77號層屬于Ⅰ區高阻水層，其2 301.0—2 305.0 m井段壓裂后不產油，日產水9.30 m3，地層水礦化度為19.56 g/L，測井曲線表現為高電阻率、高聲波時差、高密度和高補償中子。根據巖心分析，孔隙度在9%以下的儲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，對應的電阻率差異較大。B498井82號層為Ⅱ區高阻水層，其2 222.5—2 229.2 m 井段壓裂后產油0.85 t，日產水30.70 m3，地層水礦化度為39.43 g/L，具高電阻率、高聲波時差、低密度和高補償中子特征。巖心分析孔隙度普遍大于10%，物性比Ⅰ區高阻水層好，且滲透率普遍大于Ⅰ區(圖2)。

圖2 研究區長8油藏高阻水層測井響應特征Fig.2.Logging responses of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

綜合油藏巖性、物性等實驗資料，結合測井響應、核磁共振等測試資料，分析長8 油藏高阻水層形成的主控因素。

2.1 孔隙結構對電阻率的影響

孔隙結構對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動的速度和參加運動的離子數量，從而影響巖石的電阻率[5，15]。研究區全巖分析填隙物的成分中，分散泥質和鈣質對孔隙結構影響較大。

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]。

研究區的碳酸鹽巖膠結作用非常普遍[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 研究區長8儲集層巖石結構及孔隙充填特征Fig.3.Pore structure and pore filling characteristics of Chang 8 reservoir in the study area

華池—南梁油田長8 油藏8 口井69 個巖心樣品鈣質含量實驗結果表明：隨著鈣質含量增加，孔隙度及滲透率減小，孔隙結構指數變差。水層的電阻率隨鈣質含量的增加而增加，油層受含油影響，電阻率隨鈣質含量變化不明顯。

根據Ⅰ區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(圖4)。以研究區B236井為例子，Ⅰ區高阻水層儲集層孔徑分布范圍較大，孔隙以小孔徑為主，孔隙結構較差(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區高阻水層排驅壓力高，喉道中值半徑小，以小孔細喉型為主；Ⅱ區高阻水層排驅壓力低，喉道中值半徑較大，以大孔細喉型為主(圖5)。巖心壓汞實驗結果表明，華池—南梁油田長8 油藏Ⅰ區高阻水層孔隙結構復雜，Ⅱ區高阻水層孔隙結構相對較好(表1)。

表1 研究區長8油藏高阻水層孔隙結構參數Table 1.Pore structure parameters of high-resistivity water layers in Chang 8 reservoir in the study area

圖5 研究區長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 潤濕性對電阻率的影響

巖石的潤濕性是巖石礦物與儲集層流體相互作用的結果，控制著儲集層孔隙空間油、氣和水的位置與分布，其對儲集層巖石的電學特性、毛細管壓力及束縛水飽和度等均有較大影響[19-20]。在儲集層孔隙空間中，潤濕性流體優先附著于孔隙表面，并能夠進入孔徑較小的孔隙，非潤濕性流體主要位于孔隙中央和孔徑較大的孔隙內。前人基于三維數字巖心，利用LBM 方法確定了水濕和油濕2 種典型的儲集層巖石孔隙空間中的油水分布：水濕性儲集層，油只能占據大孔隙和大喉道；油濕性儲集層，流體分布恰好相反。統計研究區19口井高阻水層潤濕性，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8 油藏儲集層親油，因自吸和顆粒表面的吸附作用，形成綠泥石膜-有機質復合體，水相容易流動，油相在富集程度較低時，試油可能先產水。如B504 井2 141.00—2 151.00 m 壓后見油花，日產水17.5 m3。根據相滲實驗結果，該井2 148.92 m具親油特征，綠泥石呈膜狀，粒間孔極發育，連通性好；孔隙邊為綠泥石膜-有機質復合體，厚度為10～12 μm，充填物為固體有機質與高嶺石的混合物，有機質為早期生成的非烴和瀝青，與原油不同期，屬早期低熟階段產物，流動性較差。而2 153.60 m 處綠泥石膜厚度為8～10 μm，硅質及方解石充填孔隙。測井解釋成果表明，該井深度為2 148.92 m 和2 153.60 m 巖性和物性均相似，但前者的有機質含量和電阻率均大于后者，說明綠泥石膜-有機質復合體含量對該井水層高阻有重要影響。

華池—南梁油田長8油藏儲集層在油驅水電阻增大實驗中，高阻水層電阻增大系數與含水飽和度的關系與普通油層和普通水層明顯不同，含水飽和度相同時，高阻水層電阻增大系數明顯大于普通油層與水層(圖6)。

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

親油巖石孔隙內壁存在的殘余油會阻礙導電路徑的連通[19]。由于華池—南梁油田長8油藏巖石多親油，孔隙內壁附著的有機質不導電[21]，阻礙了連通的導電路徑，從而導致水層高阻。

綜上所述，華池—南梁油田長8 油藏高阻水層有2 種類型：一類為復雜的孔隙結構導致的高阻水層，如Ⅰ區高阻水層；另一類為綠泥石膜-有機質復合體導致的高阻水層，如Ⅱ區高阻水層。不同主控因素占主導作用形成不同類型高阻水層。

3 高阻水層識別

華池—南梁油田長8 油藏Ⅰ區高阻水層解釋難點在于差油層與油層混雜，難以區分；Ⅱ區高阻水層解釋難點在于油層、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%。本文以巖石物理實驗、測井響應特征、試油成果等為基礎，針對不同主控因素高阻水層測井特征，采用不同測井技術手段識別流體，形成適用于華池—南梁油田長8 油藏地質規律的油水層判別方法。

Ⅰ區高阻水層是復雜孔隙結構導致水層高阻，復雜孔隙結構對電阻率的影響遠大于流體性質的差異對電阻率的影響。研究區測井資料表明，電阻率與有效孔隙大小接近，孔隙結構復雜程度不同，試油成果差異較大。因此用現有測井資料評價儲集層孔隙與孔喉通道的有效性至關重要。根據三孔隙度測量原理及研究區泥質和鈣質對儲集層孔滲特性的影響分析，泥質使儲集層中子孔隙度明顯增加，鈣質令聲波時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差孔隙度積與中子密度孔隙度的比值，代表物性因子，識別產層通道有效性。

物性因子與巖心分析滲透率和孔隙度比值的平方根、壓汞實驗中值壓力和排驅壓力、孔喉參數(中值孔喉半徑和平均孔喉半徑)及分選系數均有較好的相關性(圖7)，可以有效指示儲集層孔隙結構的變化，從而區分水層、差油層與油層。

圖7 研究區長8油藏儲集層物性因子與實驗孔隙結構參數關系Fig.7.Physical property factor vs.experimental pore structure parameters of Chang 8 reservoir in the study area

將三孔隙度計算物性因子與電阻率建立交會圖版識別Ⅰ區流體特性，即可有效區分差油層與油層(圖8)。

圖8 研究區長8油藏Ⅰ區高阻水層流體識別圖版Fig.8.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone I of Chang 8 reservoir in the study area

Ⅱ區高阻水層巖石潤濕性多屬偏親油，烴類占據孔隙內壁和尺寸較小的喉道，導致導電通路受阻而使得水層高阻。綠泥石膜-有機質復合體高碳低氫，令中子孔隙度與密度孔隙度差值變小，而泥質砂巖中分散泥質的存在令中子孔隙度與密度孔隙度差值變大[22]，儲集層存在有機質，電阻率偏高，解釋結論偏高，電阻率向下校正；儲集層存在泥質，電阻偏小，解釋結論偏低，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，減弱綠泥石膜-有機質復合體和泥質對電阻率的影響，從而達到校正電阻率的目的。

將電阻因子與聲波時差建立交會圖版，識別Ⅱ區流體特性(圖9)。該圖版減弱了有機質和泥質對電阻率的影響，增大了油層、油水層和水層的電阻率對比度，從而提高油水層判識率。

圖9 研究區長8油藏Ⅱ區高阻水層流體識別圖版Fig.9.Chart for fluid identification in high-resistivity water layers in Zone II of Chang 8 reservoir in the study area

4 實例應用

研究區Y449井長81層64號層試油加砂10 m3，前置酸5 m3，日產油量4.68 t，日產水6.9 m3，試油結論為油水同層。根據測井解釋成果，Y449 井長81層62 號層物性一般，聲波時差為214 μs/m，按電阻率與聲波時差解釋標準為界限層。常規曲線顯示62 號層巖性較純，泥質含量較低，中子—密度曲線略有交會，陣列感應呈低侵含油特征。經油藏物性因子校正，Y449井64號層落在油水同層區，解釋結論與試油結論一致。

研究區B63 井長81層76 號層試油加砂50 m3，砂比14.9%，見油花，日產水15.8 m3，試油結論為含油水層。76 號層對應物性較好處，電阻率低，含水特征明顯；陣列感應呈低侵含油特征；聲波時差為223 μs/m，按電阻率與聲波時差解釋標準為油水同層。巖屑錄井見含油顯示。經Ⅱ區高阻水層流體識別圖版校正，75 號層落在偏水的油水同層區，試油為含油水層，圖版解釋結論與試油結論吻合。

華池—南梁油田長8 油藏高阻水層流體識別圖版在2021 年探評井生產中應用，共試油9 口井21 層，16層符合，2層未參加統計，符合率84.2%。應用效果較好。

5 結論

(1)華池—南梁油田長8油藏高阻水層主要有2大主控因素，復雜孔隙結構和綠泥石膜-有機質復合體含量。不同主控因素形成不同類型高阻水層。

(2)物性因子有效識別產層通道有效性，且與巖心和壓汞實驗孔隙結構參數均有較好的相關性，克服了巖心實驗孔隙結構評價的不連續性，與電阻率建立圖版，能較好地識別復雜孔隙結構類型高阻水層的流體性質，提高了油層的識別率。

(3)對于因有機質存在而導致的高阻水層，可用電性因子減弱綠泥石膜-有機質復合體和泥質對電阻的影響，增加油水層電阻率對比度，從而達到流體識別的目的。