董 旭，劉志延，藺廣泉，喬生虎

(延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西志丹717500)

志丹油田洛河區(qū)塊經(jīng)過多年的勘探開發(fā)，長6油層組取得了較大突破，其中長61油層為該區(qū)塊主力開發(fā)油層。試油試采結果表明，區(qū)塊東部的油井含油飽和度高，相應的測井電阻率較高，一般都大于20 Ω·m，與水層相比，測井電阻增大率一般在3倍以上，易于識別，初期試油產(chǎn)量均較高。而西部的部分油井長61油層測井電阻率較低，一般為5～14 Ω·m，與水層無異，初期試油為水層或含油水層，故未引起地質(zhì)人員的足夠重視，逐漸放棄對低阻油層的試油。2019年該區(qū)域的一口探井(F854井)長61油層試油日產(chǎn)3.74 t純油，電阻率僅為8 Ω·m。隨后對該井附近7口探井的長61低阻油層進行查層撿漏，試油結果顯示4口井達到了工業(yè)油流，3口井達到了低產(chǎn)油流。2020年在該區(qū)域部署12口生產(chǎn)井對長61油層進行求產(chǎn)，其中有11口生產(chǎn)井達到了工業(yè)油流，這一突破進一步揭示了長61油層具有很大的勘探開發(fā)潛力。

傳統(tǒng)的測井電阻率識別法已經(jīng)不能適應該區(qū)塊長61油層低阻的地質(zhì)實際，亟需探索新的有效手段來識別潛力油層。本文基于儲層地質(zhì)研究和電測井響應特征分析，應用掃描電鏡、常規(guī)測井交會圖識別法和對比分析法對長61油層低阻成因機理進行了深入研究；同時在該區(qū)塊首次應用侵入因子識別法，結合橫向?qū)Ρ茸R別法等方法，對長61低阻油藏電性特征和識別標志進行了細致分析。對于該區(qū)塊下一步的穩(wěn)產(chǎn)挖潛和增儲上產(chǎn)、剩余油的開發(fā)、采收率的提高等都具有重要的現(xiàn)實意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

志丹油田洛河區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡志丹縣中部，整體為東高西低平緩大單斜，構造平緩，洛河地區(qū)長61時期為三角洲前緣亞相沉積，主要沉積微相有水下分流河道及分流間灣等，這些沉積類型在垂向上有序分布，形成多韻律的沉積體。研究層位長61低電阻率油層段處于水下分流河道沉積期，由多個次級沉積韻律復合疊置而成，反映了沉積過程的多期性。

2 長61低阻油藏成因機理分析

低阻油藏的形成有很多原因，如沉積作用、成巖作用、儲層束縛水飽和度高的影響，此外還有油水重力分異、孔隙結構、地質(zhì)構造、地層水高礦化度等因素的綜合影響[1，2]。通過對志丹洛河區(qū)塊的長61低阻油層的實際分析，認為束縛水飽和度高和地層水礦化度高是形成該區(qū)域地層測井電阻率低的主要油藏背景條件。

2.1 束縛水飽和度高

從沉積學的角度看，在弱水動力的低能量沉積環(huán)境下形成的沉積物，在巖性上以細粉砂巖為主，微孔隙發(fā)育，泥質(zhì)含量較高[3，4]。而洛河地區(qū)長61時期為三角洲前緣亞相沉積，水動力較弱，大量的低阻油層沉積相帶的研究表明，巖性細、泥質(zhì)和粘土含量高是它們的共性。研究區(qū)錄井、取心、巖石薄片分析顯示，洛河區(qū)塊長61油層巖石類型為長石砂巖，巖性主要為細砂巖、細-粉砂巖，夾少量泥質(zhì)粉砂巖，粒度分析結果顯示中砂含量為2.7%，細砂含量為90.5%，粉砂及粘土含量為6.8%，砂巖主體為細砂巖，主要粒徑分布在0.12～0.25 mm之間，平均粒徑為0.18 mm。

巖石顆粒小，巖石比表面積就增大，巖層顆粒表面吸附水含量就越多，吸附在巖石顆粒表面的束縛水越多，束縛水飽和度高，便會組成以束縛水為主要成分的導電網(wǎng)絡，使地層電阻率降低；巖石顆粒越小，形成的孔隙和喉道就很小，同時由于粘土礦物的充填富集(見圖1)，也導致地層中微孔隙十分發(fā)育，微孔隙和滲流孔隙并存。微小毛細管孔隙增加，滲透率變小，從而產(chǎn)生高的束縛水，微孔隙中的束縛水與孔喉連成了良好的導電網(wǎng)絡，再加上高地層水礦化度的影響，使儲集層電阻率呈現(xiàn)出低值[5](見圖2)。

2.2 地層水礦化度高

洛河區(qū)塊長61油層組的地層水礦化度普遍較高，地層水分析結果顯示(見表1)。本區(qū)長61地層水明顯比相鄰地層水長62高，最高可達到149 800 mg/L，水質(zhì)類型為CaCl2型。研究結果表明，當儲層孔隙內(nèi)有高礦化度地層水存在時，電解質(zhì)濃度變大，溶液中離子的導電性增強，這些離子可形成十分發(fā)達的導電網(wǎng)，地層水礦化度越高，所含帶電粒子就越多，從而使得地層電阻率變小[6](見圖3)。

表1 洛河區(qū)長61和長62油層地層水分析結果

3 長61低阻油藏電性特征

歐陽健[7]分析了較好儲集層中油藏的飽和度-電阻率分布規(guī)律，結果表明，電阻率增大系數(shù)小于3時界定為低阻油藏，得出洛河地區(qū)長61油層電阻率小于21 Ω·m為低阻油藏。同時根據(jù)洛河地區(qū)長61油層電阻率與聲波時差交匯圖(見圖5)，當電阻率在5.9～20.0 Ω·m之間時，其油層和水層很難區(qū)分，因此認為研究區(qū)長61油層電阻率在該區(qū)間內(nèi)為低阻油藏。通過對研究區(qū)油層、水層、油水同層、干層等124個層點的研究，結合試油試采等相關資料的分析，歸納出洛河地區(qū)長61低阻油層的主要電性特征為：電阻率絕對值很低，普遍低于圍巖電阻率；與鄰近水層電阻率差別不大；徑向電阻率曲線顯示原狀地層、侵入帶、沖洗帶三者電阻率值相近，深中感應-八側(cè)向3條曲線接近重合。

如圖4所示，F(xiàn)863井長61油層電阻平均為9.2 Ω·m，明顯低于圍巖及水層的電阻，深中感應-八側(cè)向3條曲線基本重合。該層用傳統(tǒng)方法解釋為水層，但試油結果顯示該層為油水同層，說明傳統(tǒng)的解釋方法已不適用于該區(qū)塊長61低阻油藏的識別。

4 長61低阻油藏測井識別研究

4.1 常規(guī)測井交會圖識別

由于洛河區(qū)長61油層中低阻油層并不是大面積連片分布，所以運用常規(guī)測井交會圖可以識別一部分含油飽和度較高的高阻油層(相對于低阻油層)，從圖5可以看出，當聲波時差Δt≥221 μs/m，電阻率Rt≥20 Ω·m時，油層水層界限較明顯。該方法可以明顯識別的油層約占全部油層的1/3，而對于Rt在5.9～20.0 Ω·m之間的低阻油層難以識別。

4.2 侵入因子識別

本區(qū)使用鉆井液為礦化度6000～9000 mg/L的淡水泥漿，前人研究表明[7，8]，鉆井液侵入對油、水層的感應測井有一定的影響，受淡水鉆井液侵入影響，油層感應測井相對于真電阻率降低，水層感應測井較真電阻率明顯升高，油水同層的影響較小，由于洛河區(qū)長61油層的低電阻率背景，泥漿侵入使得油層與水層的電阻率差距進一步縮小。

考慮淡水鉆井液侵入對于油層與水層的侵入性質(zhì)有差別，中、深感應電阻率的差異有所不同，一般油層的差異比水層的差異小，侵入因子(中、深感應之差與深感應比值)能夠較好的表征鉆井液侵入對油層與水層的影響程度[2]。因此，用侵入因子與深感應測井交會圖可較為清晰的識別油、水層，由圖6可知，油層、油水同層的侵入因子小于0.15，水層的侵入因子大于0.15，有的甚至大于0.4，界限較為清晰。綜合應用常規(guī)測井交會圖識別和侵入因子識別兩種方法識別油層，有效率可達80%以上。

4.3 橫向?qū)Ρ茸R別法

如果相應地層在臨井，經(jīng)試油為油層或水層，即可結合地質(zhì)規(guī)律與鄰井對比。新井的目的層與選擇臨井的試油層應是同一層位。儲層物性對比，包括對比聲波時差、自然電位、自然伽馬、微電極曲線形態(tài)；儲層含油性對比，若臨井目的層出油，新井的目的層物性與其相似或更好一些時，新井的電阻率值比臨層出油層電阻率高或相當時可定為油層或油水層；砂頂海拔對比，新井的目的層與臨井出油層物性相當或更好一些時，如新井的海拔低，目的層應偏低解釋為油水層或含油水層(見圖7)。

通過上述三種方法，洛河地區(qū)長61油層的識別有效率可達85%以上，比常規(guī)解釋結果提高約25%以上。

5 結論

(1)洛河地區(qū)長61油層感應電阻率低的成因復雜，分析認為束縛水飽和度高和地層水礦化度高是形成低電阻率油層的主要油藏背景條件。

(2)根據(jù)淡水鉆井液侵入對油層、水層深淺電阻率影響的差異，運用常規(guī)測井交會圖識別法、侵入因子識別法、橫向?qū)Ρ茸R別法可有效識別地層流體性質(zhì)。