陶紅勝，劉紹光

(陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

鄂爾多斯盆地中部吳倉堡地區(qū)長61低阻油層成因分析

陶紅勝，劉紹光

(陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075)

鄂爾多斯盆地中部吳倉堡地區(qū)長61儲層油層與水層電阻之比小于2，給測井解釋帶來一定困難。以大量巖石物理實驗和生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，將儲層地質(zhì)特征與地球物理特性相結(jié)合，從巖石特征、泥質(zhì)含量、黏土類型、不動水飽和度、油水分異作用及地層水礦化度等方面，分析了吳倉堡油區(qū)長61油藏低阻的地質(zhì)影響因素。該區(qū)油層低阻的控制因素以巖性因素、不動水飽和度及高地層水礦化度為主，泥質(zhì)含量、黏土類型及油水分異作用為輔。根據(jù)低阻油層地球物理響應(yīng)特征，引入三參數(shù)來降低巖性對儲層電阻率的影響，建立低阻油層流體識別圖版，生產(chǎn)應(yīng)用效果顯著，為后續(xù)儲層評價奠定基礎(chǔ)。

巖心分析；低阻成因；電阻率

吳倉堡油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，整體表現(xiàn)為西傾單斜。三角洲相砂體、三角洲前緣分流間灣泥巖，是本區(qū)形成大型三角洲前積復(fù)合砂體巖性油藏的基礎(chǔ)。從2008年10月鉆探工作開始以來，延長組勘探取得了較大突破，其中長61為其主力產(chǎn)層。試油成果顯示，長61存在低阻油層，其油水層的電性差異非常小或無差別，部分油水同層與水層電阻之比小于2，為明顯低阻油層(圖1)；且長61普遍存在高放射性砂巖段，在低電阻發(fā)育時易判為干層，導(dǎo)致測井解釋容易漏失油層。要解決這一難題，需認清油層低阻發(fā)育的主要影響因素，結(jié)合試油與地質(zhì)資料，協(xié)同指導(dǎo)測井識別流體特性，為勘探開發(fā)提供有力指導(dǎo)。

圖1 吳倉堡長61油水層電阻分布頻率圖Fig.1 esistivity frequency distribution for the Chang 61 oil formation of Wucangbao region

1 低阻成因分析

低阻油氣藏成因復(fù)雜，類型多種多樣，不僅可形成于儲層沉積、油氣成藏、成巖作用等不同的過程中，而且不同的地質(zhì)條件導(dǎo)致低阻成因不同[1～4]。低阻油層的形成，有微觀的巖石物理機理，也有構(gòu)造、沉積相帶等宏觀的控制作用[5,6]。本文從吳倉堡地區(qū)地質(zhì)特征出發(fā)，以大量的巖石物理實驗、錄井、試油資料為基礎(chǔ)，以測井響應(yīng)為對象，綜合分析吳倉堡油區(qū)長61低阻油藏成因。

1.1 巖性對低阻的影響

吳倉堡地區(qū)長61巖心主要礦物及填隙物含量統(tǒng)計表明(圖2)，本油區(qū)長61石英含量與長石、巖屑含量之和的比值小于1。根據(jù)沉積巖石學(xué)理論，該區(qū)砂巖成分成熟度較低，導(dǎo)致巖石比表面積大，形成大量微毛細管孔隙。微毛細管孔隙中的原生水易形成束縛水，本區(qū)原生地層水礦化度較高，大量高礦化度束縛水易導(dǎo)致油層電阻率較低。

圖2 吳倉堡油區(qū)長61儲層全巖分析圖Fig 2 Whole rock analysis for the Chang 61 oil formation of Wucangbao region

從圖2b可知，長61填隙物中云母含量高，能夠降低巖石的電阻[1]，尤其是填隙物中黏土礦物+菱鐵礦+泥鐵質(zhì)含量高達58%，對儲層電阻降低貢獻較大。通過巖心觀察發(fā)現(xiàn)，長61碎屑顆粒磨圓為次棱，分選好，風(fēng)化程度中—深，膠結(jié)類型主要為孔隙膠結(jié)、壓嵌、薄膜膠結(jié)，顆粒之間多為點—線接觸，表明砂巖儲層結(jié)構(gòu)成熟度較低。使巖石原生孔隙連通性變差，結(jié)構(gòu)變得復(fù)雜，整體滲透性降低，易形成低孔、低滲、低阻油層。

不僅巖石的性質(zhì)影響其電阻率的高低，其碎屑顆粒大小也對電阻有影響。碎屑顆粒的大小用粒度中值M表示，它與巖石的比表面積有直接關(guān)系，巖性細，巖石顆粒小，比表面積就大，巖石中非黏土顆粒表面吸附不動水的體積就大，導(dǎo)致儲層具有較高的不動水含量(圖3)。

圖3 吳倉堡長61粒度中值與不動水飽和度交會圖Fig.3 Cross plot of median grain diameter and immobile water saturation in Chang 61, Wuchangbao

圖3反映了吳倉堡油區(qū)長61粒度中值和不動水飽和度具有一定的反比趨勢，不動水飽和度隨著粒度中值M減小而增大。長61粒度中值主要分布在0.06～0.20mm之間，巖性粒度整體較小。從粒度中值與電阻率交會圖可見，隨著巖石粒度中值的增加，巖石電阻率是明顯增加的(圖4)。由此可見，粒度大小對巖石電阻率的影響很大。

圖4 粒度中值和電阻率關(guān)系圖Fig.4 Relationship between cross plot of median grain diameter and resistivity

為進一步認識吳倉堡長61巖石粒度差異對電阻率的影響，挑選長61高阻水層和低阻水層巖心做了粒度中值對比直方圖(圖5)。

圖5 高阻水層與低阻水層粒度中值對比直方圖Fig.5 Histogram of median grain diameter for low resistivity water layer and high resistivity water layer

從圖5中可知，高阻水層粒度中值明顯大于低阻水層，說明本區(qū)巖石粒度中值對電阻率的影響非常大。巖性粒度粗細是吳倉堡油區(qū)形成高、低阻油層互層的重要原因。

1.2 泥質(zhì)含量及黏土類型對低阻的影響

泥質(zhì)成分包括黏土及粉砂中的細粉砂成分。泥質(zhì)對儲層電阻率起主要影響的是黏土的類型和含量。黏土含量的增加不僅堵塞了孔喉，增加了顆粒表面積，同時黏土的吸水膨脹特性及礦物成分也大大增加了儲層的束縛水含量，降低了儲層電阻率。

黏土礦物成分中陽離子交換能力較強的伊利石和伊/蒙混層比重較大(圖6)，這兩種礦物會降低電阻率。另外，雖然高嶺石和綠泥石因陽離子交換引起的泥質(zhì)附加導(dǎo)電性很小，但高嶺石局部富集可使儲層具有雙孔隙結(jié)構(gòu)，一方面增大不動水含量，另一方面保留連通的大孔隙網(wǎng)絡(luò)，使儲層的滲透性轉(zhuǎn)好，產(chǎn)液量較高。

圖6 長61儲層黏土礦物含量圖Fig.6 Reservoir sandstones clay mineralcontent of Chang 61

儲層顯微觀測結(jié)果(圖7)顯示，綠泥石多以薄膜邊的形式分布于顆粒的表面，形成綠泥石薄膜，導(dǎo)致巖石顆粒表面易形成水膜，增加了顆粒的比表面積，有利于導(dǎo)電，降低電阻率。

圖7 吳71井長61儲層特征圖(×800)Fig.7 Microscopic features of Chang 61 oil formation in Wu 71 Well(×800)

利用吳倉堡油區(qū)長61粒度分析資料和測井資料建立了泥質(zhì)含量和電阻率關(guān)系圖(圖8)。由圖8可見，本區(qū)泥質(zhì)含量分布范圍較寬，普遍為10%～30%，且隨著泥質(zhì)含量增多，電阻率明顯降低，說明本區(qū)泥質(zhì)含量高低對電阻率的影響不容忽視。

圖8 長61泥質(zhì)含量與電阻率交會圖Fig.8 Cross plot of shale content andresistivity in Chang 61

1.3 不動水含量的影響

油氣層導(dǎo)電性很大程度上取決于其孔隙中不動水的導(dǎo)電性。不動水的含量及礦化度直接控制油氣層電阻率的高低。儲層不動水含量高，會使儲層導(dǎo)電路徑增加，導(dǎo)電能力增強，從而使儲層電阻率大大降低。

吳倉堡長61的157塊巖心壓汞分析資料表明，本區(qū)儲層不動水含量較高，主要為60%～90%(圖9)。

圖9 吳倉堡長61不動水飽和度分布圖Fig.9 Frequency distribution of immobile water saturation of Chang 61 in Wuchangbao

從對應(yīng)的吳倉堡長61不動水飽和度和電阻率交會圖(圖10)上看，單井電阻率隨著不動水飽和度增加明顯降低，但多井對比趨勢比較復(fù)雜，說明該地區(qū)不動水飽和度對電阻率有較大影響；但電阻率的影響因素很復(fù)雜，是多因素共同影響的結(jié)果。本區(qū)不動水飽和度對低電阻率的貢獻主要來源于：①高泥質(zhì)含量和黏土類型；②復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)；③巖石成分和結(jié)構(gòu)成熟度。

圖10 不動水飽和度和電阻率交會圖Fig.10 Cross plot of immobile water saturation and resistivity

1.4 油水分異作用對低阻的影響

油水正常分異時，油藏垂向流體分布特征為上油下水，中間為油水同層。如果油水分異作用較弱，就不能形成純油氣層，而形成油水同層。根據(jù)吳倉堡油區(qū)長61試油成果統(tǒng)計，本區(qū)以油水同層為主，純油層很少，截至2012年12月，研究區(qū)油水同層和含油水層數(shù)占試油總層數(shù)的95%以上(圖11)。

圖11 吳倉堡長61試油結(jié)果統(tǒng)計圖Fig.11 Statistics well testing Results of Chang 61in Wuchangbao

圖12 吳倉堡長61含油飽和度統(tǒng)計圖Fig.12 Statistics of core oil saturation for the Chang 61 in Wucangbao

巖心分析數(shù)據(jù)表明，長61含油飽和度較低，平均僅有8.4%，絕大多數(shù)在40%以下(圖12)。儲層含油飽和度低，導(dǎo)致儲層電阻率降低，有利于產(chǎn)生低阻油氣藏。試油成果表明，本區(qū)油水分異作用較弱，是發(fā)育低阻油藏的重要原因。

1.5 地層水礦化度對低阻的影響

地層水的性質(zhì)及含量變化大大增加油氣層識別的難度。吳倉堡地區(qū)76口井長61地層水礦化度統(tǒng)計顯示，本區(qū)地層水礦化度范圍為(4.0～8.0) ×104mg/L，水型為CaCl2，地層水礦化度較高且變化范圍大(圖13)。

圖13 地層水礦化度直方圖Fig.13 Histogram of formation water salinity

圖14 地層水氯離子與含水率關(guān)系圖Fig.14 Cross plot of chloride ions in formate and water content

進一步對單層試油成果分析發(fā)現(xiàn)，儲層產(chǎn)水量與水中氯離子(Cl-)含量存在明顯反比關(guān)系，即地層產(chǎn)水量越高，地層水氯離子含量越低(圖14)。由此可推斷，本區(qū)水層由于其地層水礦化度相對較低，電阻率則相對較高；而油層由于地層水礦化度高導(dǎo)致電阻率降低，形成低阻油藏，油層與水層的電阻率值接近，甚至水層電阻率高于油層電阻率。

根據(jù)油氣運移理論，吳倉堡地區(qū)長61為三角洲前緣亞相沉積，在成巖過程中泥質(zhì)含量高，巖性細的儲層由于其比表面積大、吸附力強，可吸附水中的離子而在顆粒表面形成高地層水礦化度的水膜，油氣運聚成藏過程中，大孔喉中自由水被驅(qū)替，微小孔喉中高礦化度不動水保留下來，導(dǎo)致水層礦化度低于油層水的礦化度。

2 解釋標準

通過對吳倉堡地區(qū)長61低阻油藏成因分析可知，巖性對本區(qū)低阻貢獻較大。根據(jù)試油成果統(tǒng)計，長61純油層與純水層較少，絕大多數(shù)為油水同層。為達到測井精細解釋目的，對油水同層以含水率50%為界，分為偏油同層和偏水同層進行半定量解釋，以期對油水同層的含油性準確認識，為油田生產(chǎn)開發(fā)提供指導(dǎo)。由于長61儲層電阻率差異較小，僅用兩項測井參數(shù)達不到流體識別目的。根據(jù)測井曲線響應(yīng)特征，考慮地質(zhì)特性，引入三參數(shù)來建立解釋圖版。橫坐標選擇代表物性的聲波時差，縱坐標選擇經(jīng)泥質(zhì)校正后的深感應(yīng)電阻率與ΔGR之比來建立解釋圖版(圖15)。圖15中縱坐標降低了巖性干擾，相對擴大了流體特性，所以可以將偏油同層、偏水同層與水層(含油水層)區(qū)分開。經(jīng)生產(chǎn)驗證，圖版解釋符合率為89.8%，應(yīng)用效果較好。

圖15 吳倉堡長61油層組流體識別圖Fig.15 Cross plot of fluid discrimination for the Chang 61 oil formation of wucangbao region

3 結(jié) 論

通過吳倉堡地區(qū)井史、測井和各類巖心資料對比總結(jié)分析，認為吳倉堡地區(qū)長61低阻油藏成因較復(fù)雜，是巖性因素、泥質(zhì)含量、黏土類型、不動水飽和度、油水分異作用及高地層水礦化度共同作用的結(jié)果；起主導(dǎo)作用的是巖石顆粒大小、不動水飽和度及高地層水礦化度，泥質(zhì)含量、黏土類型及油水分異差起輔助作用。通過低阻油藏的成因分析，建立了解釋圖版，為該區(qū)長61測井精細評價提供了指導(dǎo)，滿足了生產(chǎn)需求。

[1] 中國石油勘探與生產(chǎn)公司.低阻油氣藏測井識別評價方法與技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006.

[2] 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司.低阻油氣藏測井評價技術(shù)及應(yīng)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2009.

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MechanismsAnalysingofLowResistivityOilLayer,ofChang61inWuchangbao,MiddleRegionofOrdosBasin

Tao Hongsheng, Liu Shaoguang

(ResearohInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.Ltd.,Xi’an,Shaanxi710075,China)

It is difficult to interpret the formation as the rate of oil resistance and water resistance is less than 2 in Wuchangbao,central part of Ordos Basin. Based on a plant of the rock physics experiments and production data, we analyzed the geologic factors of the Chang61oil formation of Wuchangbao from the lithology, shale, clay types, immovability water saturation, oil-water separation affect, water salinity and so on. We thought main causes of low resistivity are the lithology, immovability water saturation and water salinity. The secondary causes are shale, clay types, oil/water separation affect. Referred to geologic feature and geophysical signature, we used three parameters to reduce the impact of the introduction of the reservoir rock resistivity, expanding fluid properties to establish low resistivity reservoir fluid identification plates. The production and application of the effect is significant, and lay the foundation for subsequent reservoir evaluation.

core analysis, low resistivity factors, resistivity

國家科技支撐計劃項目(2012BAC26B00)。

陶紅勝(1967年生)，男，高級工程師，從事油氣地質(zhì)工程方面的科研、生產(chǎn)及管理工作。郵箱:taohongsheng1967@163.com。

TE122.1

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