趙 陽(yáng)，段 毅

（1.遼寧石油化工大學(xué)，遼寧撫順113000；2.中國(guó)科學(xué)院西北生態(tài)環(huán)境資源研究院，甘肅蘭州730000）

油、氣、水層的識(shí)別是油氣藏勘探開(kāi)發(fā)過(guò)程中重要的研究?jī)?nèi)容，電阻率測(cè)井是識(shí)別油、氣、水層的手段之一。一般情況下，油、氣、水層電阻率在地下存在明顯的差異，電阻率測(cè)井通過(guò)測(cè)量地層的電阻率研究地層的性質(zhì)進(jìn)而判識(shí)地層中的流體。然而，實(shí)踐中發(fā)現(xiàn)部分區(qū)域的水層電阻率接近于低阻油層或常規(guī)油層的電阻率[1-4]，巖屑或巖心有油氣顯示，試油顯示為油花，這類(lèi)水層稱(chēng)為高阻水層。高阻水層的這種特征導(dǎo)致其常被誤判為油層，影響油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)。對(duì)于高阻水層的成因，前人開(kāi)展了較多研究。

油氣成藏過(guò)程常伴隨著區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。張慶國(guó)等研究發(fā)現(xiàn)，油氣充注早期形成的油藏受后期構(gòu)造活動(dòng)的影響，原生油水關(guān)系可能遭到破壞，大量殘余油滯留于水層使得水層電阻率響應(yīng)增加[5]。陳世加等認(rèn)為，在沉積和成巖作用控制下，儲(chǔ)層中常發(fā)育泥質(zhì)和鈣質(zhì)隔夾層，這些致密層不利于儲(chǔ)層的油水分異[6],導(dǎo)致部分殘余油被封閉在孔隙中。因此，隔夾層發(fā)育也是高阻水層形成的重要原因。地層水礦化度是影響儲(chǔ)層電阻率的因素之一，馮瓊等及黃東等都發(fā)現(xiàn)較低的地層水礦化度會(huì)使地層電阻率升高，從而模糊了油層和水層的電阻率差異[7-8]。潘和平等認(rèn)為，鉆井過(guò)程中地層受到鉆井液的侵入并且鉆井液電阻率大于地層水的電阻率，使地層水電阻率升高，水層易被解釋為油層[9]。巖性也是高阻水層研究中不可忽略的重要因素。周榮安等研究表明，隨著儲(chǔ)層巖性變化、巖石顆粒變粗、顆粒分選變差，巖石的電阻率響應(yīng)值變大，可使水層表現(xiàn)為高電阻率[10]。碳酸鹽是高阻礦物，其含量的增加可導(dǎo)致儲(chǔ)層電阻率升高；碳酸鹽以膠結(jié)物形成出現(xiàn)，會(huì)充填部分孔隙，使巖性變得更致密，巖石電阻率增大[11-12]。由于引起水層高阻的因素較多，不同地區(qū)具有不同的地質(zhì)特征，因此需要結(jié)合某一地區(qū)特定的地質(zhì)條件分析其成因，為油氣田勘探提供一定的借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

華慶地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8 油層組發(fā)育三角洲平原分流河道砂體和三角洲前緣水下分流河道砂體[13]，同時(shí)還分布著優(yōu)質(zhì)的長(zhǎng)7段烴源巖[14]，在剩余壓力差的作用下，長(zhǎng)7段烴源巖生成的油氣向下運(yùn)移、聚集形成長(zhǎng)8段油藏?？傮w上，華慶地區(qū)長(zhǎng)8 油層組成藏條件優(yōu)越，具有較高的勘探潛力[15-16]。然而勘探中發(fā)現(xiàn)，華慶地區(qū)長(zhǎng)8 油層組發(fā)育高阻水層。如X259 井長(zhǎng)8 段平均孔隙度為13.9%，滲透率為46.39×10-3μm2，電阻率為74.16 Ω·m，計(jì)算含油飽和度為48.46%，巖心有油跡顯示，綜合解釋結(jié)論為油層；而試油結(jié)果為日產(chǎn)油0，日產(chǎn)水22.5 m3/d（圖1）。吳應(yīng)忠等研究發(fā)現(xiàn)，隴東地區(qū)長(zhǎng)8段水層電阻率分布在5.43～26.69 Ω·m，高阻水層電阻率分布在28.02～78.31 Ω·m，高阻水層平均電阻率約為水層電阻率的3.38 倍；油層電阻率分布在50.17～99.34 Ω·m，油層平均電阻率約為水層電阻率的4.86倍[17]。顯然，高阻水層與油層電阻率分布區(qū)間存在疊加導(dǎo)致高阻水層易被誤判為油層。低礦化度的地層水是引起水層高阻的重要因素[7]。華慶地區(qū)長(zhǎng)8地層水礦化度統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，高阻水層礦化度分布在24.66～78.40 g/L，常規(guī)水層礦化度分布在21.45～68.00 g/L，油層分布在13.37～59.08 g/L。高阻水層的礦化度并未見(jiàn)明顯低值，說(shuō)明礦化度不是引起水層的高阻因素。由于導(dǎo)致高阻水層形成的因素較多，因此需要通過(guò)多種方法、從多方面分析高阻水層的形成原因。

2 高阻水層成因

2.1 殘余油

李曉輝等[2]和邊巖慶等[11]通過(guò)理論研究及實(shí)驗(yàn)分析表明，儲(chǔ)層中的殘余油是形成高電阻率水層的重要因素。為了分析華慶地區(qū)長(zhǎng)8段高阻水層成因，需要確定華慶地區(qū)是否存在引起殘余油滯留的因素。

2.1.1 油氣多期充注

通過(guò)觀(guān)察華慶地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層包裹體產(chǎn)狀，確定長(zhǎng)8段儲(chǔ)層經(jīng)歷過(guò)三期油氣充注，根據(jù)包裹體的均一溫度并結(jié)合華慶地區(qū)沉積埋藏史資料確定了3 期充注的時(shí)間。第一期充注發(fā)生在侏羅世末期—早白堊世初期，包裹體呈串珠狀，主要分布于石英顆粒中（圖2a）；第二期充注發(fā)生在早白堊世初期—早白堊世晚期，包裹體分布于石英裂隙和石英加大邊中（圖2b～圖2c）；第三期充注發(fā)生在早白堊世晚期，包裹體分布于晚期長(zhǎng)石解理縫中（圖2d）。3 期油氣充注中，前兩期充注規(guī)模較小，早白堊世晚期油氣充注規(guī)模最大。前兩期油氣充注后，油藏內(nèi)形成穩(wěn)定的油水關(guān)系。隨著早白堊世晚期油氣再次充注，孔隙中的原油受到原油和地層水形成的油水混合液流的驅(qū)替，原生油水關(guān)系遭到破壞，部分孔隙滯留部分殘余油。

圖1 X259井四性關(guān)系Fig.1 Four properties relation of well-X259

圖2 華慶地區(qū)長(zhǎng)8段油層組儲(chǔ)層包裹體分布特征Fig.2 distribution characteristic of inclusions in Chang-8 subsection of Huaqing area

2.1.2 構(gòu)造活動(dòng)

李相博等對(duì)鄂爾多斯盆地構(gòu)造發(fā)育史研究表明，從侏羅世末期至第三世，地層傾角先增大后減小[18]。通過(guò)對(duì)比盆地構(gòu)造發(fā)育史和油氣充注期發(fā)現(xiàn)，盆地構(gòu)造活動(dòng)期與油氣充注期重合。在地層反復(fù)抬升及沉降的影響下，原生油藏容易受到地層水的驅(qū)替，部分儲(chǔ)存原油的孔隙僅保留殘余油。

2.1.3 泥質(zhì)隔夾層和致密層

圖3 B179-B254-B513-B170-S162油藏剖面Fig.3 Reservoir profile of well-B179,well-B254,well-B513,well-B170 and well-S162

華慶地區(qū)長(zhǎng)8段沉積期為三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道砂體，砂泥巖呈互層狀分布，部分物性較好的儲(chǔ)層在成巖后期致密化。對(duì)長(zhǎng)8 段油藏剖析發(fā)現(xiàn)，井間發(fā)育的泥質(zhì)隔夾層和致密層阻礙孔隙中早期形成的殘余油向外運(yùn)移（圖3）。試油結(jié)果顯示，受泥質(zhì)隔夾層和致密層包圍、遮擋的儲(chǔ)層（B254 井、S162井）產(chǎn)液中含油花且電阻率為高值，說(shuō)明儲(chǔ)層中存在的殘余油引起水層電阻率升高。

綜合分析認(rèn)為，受油氣多次充注、構(gòu)造活動(dòng)以及泥質(zhì)隔夾層和致密層的影響，華慶地區(qū)長(zhǎng)8段部分地區(qū)儲(chǔ)層滯留一定量的殘余油，這些殘余油增加了儲(chǔ)層巖石導(dǎo)電通道的曲折度，增大了儲(chǔ)層的電阻率。

2.2 綠泥石吸附

華慶地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層綠泥石較發(fā)育，綠泥石主要有兩種賦存形式，一種以填隙物形式充填孔隙（圖4a）；另一種以孔隙襯邊方式產(chǎn)出的粘土膜，賦存于顆粒表面（圖4b）。楊巍等研究認(rèn)為，綠泥石屬于親油礦物，其易吸附原油中的表面活性物質(zhì)形成油膜[19]，厚層油膜使水層電阻率增加。X衍射分析結(jié)果表明，華慶地區(qū)長(zhǎng)8 段高阻水層中的綠泥石相對(duì)含量分布在34.32 %～81.11 %，油層綠泥石相對(duì)含量分布在15.07%～39.38%。高阻水層區(qū)域綠泥石相對(duì)含量較高，使得儲(chǔ)層可以吸附更多原油，導(dǎo)致電阻率增大。

圖4 華慶地區(qū)長(zhǎng)8段油層組綠泥石分布特征Fig.4 Chlorite distribution characteristic of Chang-8 oil formation in Huaqing area

2.3 碳酸鹽礦物

碳酸鹽膠結(jié)物在長(zhǎng)8段儲(chǔ)層分布較為普遍[20]，其在填隙物中所占比重最高[21]。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，高阻水層發(fā)育區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物含量分布在4.9%～16.1%，平均為10.8%；而水層發(fā)育區(qū)和油層發(fā)育區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物含量分布在0%～4.9%，平均為3.9%；高阻水層發(fā)育區(qū)碳酸鹽平均含量是油層和常規(guī)水層發(fā)育區(qū)碳酸鹽平均含量的2.8倍。碳酸鹽是高阻礦物，其含量的增加可導(dǎo)致儲(chǔ)層電阻率響應(yīng)值的增加，導(dǎo)致水層被解釋為油層。因此，較高含量的碳酸鹽膠結(jié)物是造成華慶地區(qū)長(zhǎng)8 段儲(chǔ)層高阻水層發(fā)育原因之一。高阻水層在油藏中發(fā)育不利于油水層的識(shí)別，為了降低高阻水層對(duì)油水層識(shí)別影響，需準(zhǔn)確識(shí)別高阻水層。通過(guò)分析碳酸鹽與各個(gè)參數(shù)之間的關(guān)系，提出了識(shí)別高阻水層的步驟。第一，高阻水層電阻率較大，其電阻率與油層接近；第二，高阻水層自然伽馬值與油層自然伽馬值相比較低，油層自然伽馬分布在38.5 API～50.6 API，高阻水層自然伽馬分布在24.1 API～30.2 API；第三，高阻水層碳酸鹽膠結(jié)物含量高于油層的碳酸鹽膠結(jié)物含量。對(duì)于未分析碳酸鹽相對(duì)含量的井，可利用馬彥風(fēng)等提出的滲透率、孔隙度與碳酸鹽膠結(jié)物含量關(guān)系式計(jì)算碳酸鹽相對(duì)含量[22]。如果碳酸鹽膠結(jié)物含量超過(guò)4.9%，并且滿(mǎn)足上述兩個(gè)條件則認(rèn)為該段儲(chǔ)層為高阻水層。

3 結(jié)論

1）華慶地區(qū)長(zhǎng)8段油層組受多期充注及構(gòu)造活動(dòng)影響，原生油水關(guān)系遭到破壞，殘余油滯留于部分孔隙，泥質(zhì)隔夾層和致密層進(jìn)一步抑制殘余油向外運(yùn)移?？紫吨械臍堄嘤驮黾恿藘?chǔ)層的電阻率。

2）研究區(qū)長(zhǎng)8段高阻水層中的綠泥石相對(duì)含量分布在34.32%～81.11%，油層綠泥石相對(duì)含量分布在15.07%～39.38%。高阻水層發(fā)育區(qū)域綠泥石相對(duì)含量較高，使得儲(chǔ)層可以吸附更多原油，導(dǎo)致儲(chǔ)層電阻率增大。

3）華慶地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層部分區(qū)域碳酸鹽膠結(jié)物含量較高導(dǎo)致水層電阻率增加。研究表明，碳酸鹽膠結(jié)物含量超過(guò)4.9%的水層表現(xiàn)為高阻水層。