王 淼，李瑞娟，熊 鐳，李志愿，關(guān)葉欽

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459

目前，對(duì)于高阻水層并沒(méi)有比較統(tǒng)一的定義，國(guó)內(nèi)外學(xué)者看法不一，這與不同含油氣盆地的地質(zhì)條件有關(guān)（吳應(yīng)忠等，2017）。一般來(lái)說(shuō)，相對(duì)于常規(guī)水層,電阻增大率（電阻率的相對(duì)大?。┬∮?的油層為低阻油層，電阻增大率大于2的油層為正常電阻率油層，而電阻增大率大于2的水層為高阻水層，由于高阻水層與正常電阻率油層電性差異較小，給測(cè)井識(shí)別及評(píng)價(jià)帶來(lái)了較大困難。近年來(lái)，在國(guó)內(nèi)外許多含油氣盆地相繼發(fā)現(xiàn)了高阻水層，如鄂爾多斯盆地（吳應(yīng)忠等，2017；劉健等，2016；周榮安等，2005）、塔里木盆地（周威和程蘭，2014；馮瓊等，2001）、松遼盆地（張慶國(guó)等，2011）、柴達(dá)木盆地（嚴(yán)煥德等，2009）、印度尼西亞納土納盆地（Johnson and Worthington，1991；邱啟紅等，2012）等。相關(guān)學(xué)者都根據(jù)不同區(qū)塊的實(shí)際地質(zhì)條件對(duì)高阻水層的成因及識(shí)別方法進(jìn)行了研究，但大多數(shù)研究成果（吳應(yīng)忠等，2017；劉健等，2016；周榮安等，2005；周威等，2014；馮瓊等，2001；張慶國(guó)等，2011；嚴(yán)煥德等，2009；邱啟紅等，2012；伍芳和熊亭，2018）集中在高阻水層成因機(jī)理分析方面，主要從沉積、成藏等角度出發(fā)，將高阻水層成因系統(tǒng)地歸納為：高阻巖性沉積、儲(chǔ)層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)差、地層水礦化度低等幾個(gè)方面。而對(duì)高阻水層識(shí)別的研究工作（吳應(yīng)忠等，2017；周威等，2014；馮瓊等，2001；張慶國(guó)等，2011）相對(duì)較少，目前主要做法是將高阻水層單獨(dú)歸為一類，根據(jù)其與油層在巖性、物性等方面存在的差異性，結(jié)合試油等資料，總結(jié)其在常規(guī)測(cè)井曲線上的特征，選擇相應(yīng)的敏感參數(shù)通過(guò)交會(huì)圖法、曲線重疊法進(jìn)行識(shí)別，這些方法主要是通過(guò)歸類細(xì)化并放大測(cè)井參數(shù)在高阻水層和油層間的響應(yīng)差異來(lái)區(qū)分油水層并建立油水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)的。渤海C油田東營(yíng)組大量錄井顯示好的高阻水層造成油水層識(shí)別困難，本文針對(duì)高阻水層研究和評(píng)價(jià)現(xiàn)狀，從測(cè)井曲線特征出發(fā)，并結(jié)合全巖、掃描電鏡等資料對(duì)儲(chǔ)層特征進(jìn)行分析，剖析高阻水層形成原因，找出高阻水層的識(shí)別方法和標(biāo)準(zhǔn)，提高了油層解釋符合率，為油田開(kāi)發(fā)創(chuàng)造了條件。

C油田位于渤海海域西部，緊鄰石臼坨凸起西段，為受控于石南一號(hào)邊界斷層控制的大型斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造上屬于渤中凹陷西次洼陡坡帶，古近系東營(yíng)組是該油田主力含油層系，沉積相類型為大型辮狀河三角洲沉積前緣（伍芳和熊亭，2018；李慧勇等，2018）。鉆井資料表明，該油田東營(yíng)組油氣顯示十分活躍，儲(chǔ)層單層厚度大、發(fā)育集中，物源區(qū)石臼坨凸起為寒武系—奧陶系灰?guī)r疊加中生界火山巖復(fù)合基底，母巖類型多樣，因此，不同時(shí)期、不同物源體系的三角洲儲(chǔ)層中粘土礦物含量及類型存在較大差異，測(cè)井特征上亦表現(xiàn)為不同井區(qū)、不同層段儲(chǔ)層非均值性較強(qiáng)，物性變化大（鉆遇儲(chǔ)層埋深-2380.0～-3276.0 m，孔隙度6.3%～29.1%，滲透率0.1～520 mD，油層電阻率10～110 Ω·m，水層電阻率5～20 Ω·m）。水層通常呈現(xiàn)錄井顯示好、高電阻率特征，與部分油層特征十分接近，致使測(cè)井解釋油水層困難。圖1為C油田東營(yíng)組油層、典型水層與高阻水層測(cè)井曲線圖，對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，A井（圖1中左圖）2465.0 m取樣油層電阻率（第六道）與D井（圖1中右圖）2211.0 m及2223.4 m取樣水層電阻率（第六道）接近，在10 Ω·m左右，鑒于D井也有較好的油氣顯示，如果把A井水層定為標(biāo)準(zhǔn)水層，根據(jù)電阻率對(duì)比關(guān)系，D井也應(yīng)該解釋油層，但顯然是與實(shí)際情況不符的，因此正確認(rèn)識(shí)和識(shí)別高阻水層尤為重要。

1 高阻水層成因分析

C油田東營(yíng)組為辮狀河三角洲前緣沉積，巖屑錄井、壁心及薄片資料表明橫向上儲(chǔ)層巖性變化不大，以細(xì)砂巖、中砂巖為主，少量粉砂巖及含礫砂巖；取樣及測(cè)井曲線反算地層水?dāng)?shù)據(jù)表明地層水為碳酸氫鈉型，礦化度井間變化范圍?。?500 mg/L左右），說(shuō)明地層水性質(zhì)穩(wěn)定。在圖1中，D井取樣高阻水層物性較A井差，并且兩口井泥巖電阻率值有較大差異，推測(cè)可能是沉積成巖因素的影響，因此選擇從孔隙結(jié)構(gòu)、粘土礦物含量及成分等方面分析高阻水層成因。

圖1 東營(yíng)組油、水層測(cè)井曲線特征圖Fig. 1 Characteristics of oil and water logging curves of the Dongying Formation

1.1 孔隙結(jié)構(gòu)

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石內(nèi)的孔隙和吼道類型、大小、分布及其相互連通關(guān)系。研究表明，孔隙結(jié)構(gòu)的好或差，關(guān)系到離子運(yùn)動(dòng)的速度和參加運(yùn)動(dòng)離子的數(shù)量，從而影響巖石的電阻率（劉健等，2016）。巖電參數(shù)m稱為“孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)”，其與儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)密切相關(guān)，即與巖石顆粒形狀和比面、分選程度、膠結(jié)程度、壓實(shí)程度以及各向異性有關(guān)，是儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)（孔隙度與滲透率）的函數(shù)（曾文沖，1979；雍世和和張超謨，1996），當(dāng)巖性相似，孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化時(shí)，m值也會(huì)發(fā)生較大變化，在儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)中，m值的求取通常采用巖石電阻率實(shí)驗(yàn)求得。圖2為高阻水層和典型水層巖心分析孔隙度φ與地層因素F交會(huì)圖，可以看出，高阻水層（方形藍(lán)色點(diǎn)）和典型水層（圓形黃色點(diǎn)）在孔隙度與地層因素交會(huì)圖中具有較好的一致性關(guān)系，說(shuō)明高阻水層與典型水層的孔隙結(jié)構(gòu)具有相似性，不是形成高阻水層的主要因素。

圖2 東營(yíng)組水層孔隙度與地層因素交會(huì)圖Fig. 2 Crossplot of porosity and formation factors of water layers in the Dongying Formation

1.2 粘土礦物含量及成分

從鑄體薄片資料（圖3）可以明顯看出，東營(yíng)組儲(chǔ)層碎屑顆粒分布較均勻，呈次圓—次棱狀，孔隙類型主要為原生粒間孔，含有部分溶蝕粒間孔隙和溶蝕顆粒孔。但相比油層及典型水層，高阻水層薄片特征表現(xiàn)為粘土礦物含量高，并充填孔隙空間，使得孔隙連通性變差。同時(shí)，對(duì)東營(yíng)組井壁取心全巖分析數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析（表1），結(jié)果表明：高阻水層段粘土礦物含量比油層段高（高阻水層粘土礦物含量7%～12%左右）?？梢?jiàn)，高阻水層普遍具有較高的粘土礦物，高含量的粘土礦物使得儲(chǔ)層物性變差。對(duì)于水層來(lái)說(shuō)，孔隙度的大小和孔隙的連通程度是影響電阻率的重要因素，孔隙度越大，連通程度越好，電阻率越低，反之越高（周榮安等，2005）。

表1 東營(yíng)組儲(chǔ)層段井壁取心全巖分析數(shù)據(jù)表（%,部分）Table 1 Whole rock analytical results of sidewall coring in the reservoir of the Dongying Formation（%）

圖3 東營(yíng)組油層、典型水層與高阻水層鑄體薄片特征Fig. 3 Characteristics of castings in thin sections of oil layer, typical water layer, and high-resistivity water layer

掃描電鏡及X衍射實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，東營(yíng)組儲(chǔ)層的粘土礦物包括高嶺石、伊利石、綠泥石和伊蒙混層。其中，蒙脫石和伊利石比表面積較大，具有較高的陽(yáng)離子交換容量，粘土水含量高；而高嶺石和綠泥石比表面較小，具有低的陽(yáng)離子交換容量，粘土水含量較低（閆磊等，2010；Cheng and Heidari，2018）。圖4為東營(yíng)組典型水層與高阻水層掃描電鏡照片對(duì)比圖，表明典型水層中粘土礦物以伊利石為主，含少量高嶺石，特征為絲片狀伊利石和鱗片狀高嶺石充填粒間孔隙；高阻水層粘土礦物以高嶺石為主，特征為假六方形高嶺石和次生加大石英充填粒間孔隙。粘土礦物以陽(yáng)離子交換能力弱的高嶺石為主更使得水層電阻率變高。

圖4 東營(yíng)組典型水層與高阻水層掃描電鏡照片對(duì)比圖Fig. 4 SEM micrograph comparison of typical water layer and high-resistivity water layer

以高嶺石為主的粘土礦物含量高導(dǎo)致水層高阻的認(rèn)識(shí)從泥巖電阻率的變化得到了證實(shí)。圖5為C油田A、B、C、D四口井新近系—古近系泥巖層巖屑錄井X衍射分析的粘土礦物含量與電阻率對(duì)比圖，表明以伊蒙混層（黃色）為主的泥巖段，其對(duì)應(yīng)電阻率（藍(lán)色實(shí)線）均偏低，在1.5～4 Ω·m之間，而當(dāng)伊蒙混層含量減少，高嶺石（紅色）含量增多時(shí)，電阻率均有不同程度的增大，最高可達(dá)10 Ω·m以上。

圖5 C油田A、B、C、D井新近系—古近系泥巖段粘土礦物含量與電阻率對(duì)比圖Fig. 5 Comparison of clay mineral content and resistivity in mudstone section of four different wells

1.3 殘余油飽和度

通過(guò)研究發(fā)現(xiàn)，C油田多數(shù)高阻水層均具有較好的錄井顯示：氣測(cè)全烴大于5%，巖屑熒光顯示級(jí)別為C-D級(jí)，壁心顯示為油跡和油斑。部分高阻水層取樣后樣品中均檢測(cè)含有原油，說(shuō)明高阻水層均含有一定量的殘余油氣。由Archie公式可知，含油飽和度與地層電阻率息息相關(guān)。研究工區(qū)的巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，巖電參數(shù)a、b、m、n變化不大，地層水分布也穩(wěn)定，對(duì)不同物性條件下含油飽和度變化對(duì)電阻率的影響進(jìn)行了模擬（圖6），可以看出，無(wú)論物性好壞，隨著含油飽和度的增大，電阻率均隨之增大；當(dāng)孔隙度為20%時(shí)（紅色線），含油飽和度從0變化至30%時(shí)，儲(chǔ)層電阻率值則從4.4 Ω.m增大至8.4 Ω.m。充分表明：在殘余油狀態(tài)下（含油飽和度為小于40%），殘余油飽和度的變化對(duì)電阻率值依然有不可忽視的影響，當(dāng)殘余油飽和度較高時(shí)，會(huì)引起水層高阻。

圖6 東營(yíng)組不同物性條件下含油飽和度與電阻率關(guān)系模擬圖Fig. 6 Simulation results showing the relationship between oil saturation and resistivity under different physical conditions

2 低對(duì)比度油層的識(shí)別方法

C油田東營(yíng)組高阻水層中粘土礦物的高嶺石為主，由于其具有低的陽(yáng)離子交換能力，附加導(dǎo)電性弱，因此對(duì)于高阻水層來(lái)說(shuō)，可以近似地認(rèn)為符合Archie純砂巖的導(dǎo)電機(jī)理，可以運(yùn)用基于Archie公式的方法進(jìn)行有效識(shí)別。

2.1 流體替換反演電阻率法

流體替換反演電阻率法以Archie公式為理論基礎(chǔ)，Archie公式為：

式中，a、b為巖性系數(shù)；m為膠結(jié)指數(shù)；n為飽和度指數(shù)；φ為巖石的孔隙度（小數(shù)）；Sw為巖石的含水飽和度（小數(shù)）；Rw為地層水電阻率（Ω·m）；Rd為原狀地層電阻率（Ω·m）。

根據(jù)公式（1），可知電阻率測(cè)井響應(yīng)與孔隙度測(cè)井響應(yīng)具有相關(guān)性，可表述為下式：

根據(jù)式（2），結(jié)合區(qū)域巖電分析、地層水電阻率、孔隙度曲線，可以反演不同含水飽和度情況下的地層電阻率，如果反演地層電阻率與實(shí)測(cè)電阻率值接近，則說(shuō)明地層含水飽和度與假設(shè)地層水飽和度相同，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)地層流體性質(zhì)識(shí)別。

2.2 深電阻率與密度曲線交會(huì)法

在砂巖儲(chǔ)層中，一般來(lái)說(shuō)，物性變好、電阻率增大的層段為油層，水層則相反。以高嶺石為主的粘土礦物附加導(dǎo)電性小，含量高時(shí)會(huì)使得物性變差、電阻率值增大。因此，可以基于物性與電性的變化規(guī)律構(gòu)建歸一化后深電阻率曲線與密度曲線來(lái)識(shí)別油、水層。

深電阻率曲線歸一化方法為：

式中ΔRd為歸一化后電阻率曲線；Rd為深電阻率值（Ω·m）；Rd左為電阻率曲線左刻度值，取值0.2 Ω·m；Rd右為電阻率曲線右刻度值，取值200 Ω·m。密度曲線歸一化方法為：

式中，Δρ為歸一化后密度曲線；ρ為密度測(cè)量值（g/cm3）；ρ左為密度曲線左刻度值，取值1.71 g/cm3；ρ右為密度曲線右刻度值，2.71 g/cm3。

以氣測(cè)、錄井顯示差，物性好、電阻率低的水層為標(biāo)準(zhǔn)水層，將歸一化后的深電阻率、密度值在標(biāo)準(zhǔn)水層處重合，根據(jù)兩者的交會(huì)特征識(shí)別油、水層。對(duì)于物性較好且相差不大的油層和水層來(lái)說(shuō)，兩者的密度測(cè)井值相差不大，而油層則表現(xiàn)為高阻，此時(shí)，油層段的（ΔRd-Δρ）大于水層段的（ΔRd-Δρ）；對(duì)于電阻率相差不大的油層和水層來(lái)說(shuō)，導(dǎo)致水層高阻的原因通常是物性較差，此時(shí)，水層的密度測(cè)井值通常較油層段高，即油層段的（ΔRd-Δρ）仍然大于水層段的（ΔRd-Δρ），基于這種定性認(rèn)識(shí)可以清晰地將油層與水層分開(kāi)來(lái)。

3 應(yīng)用效果

基于流體替換法及深電阻率與密度曲線交會(huì)法對(duì)C油田東營(yíng)組高阻水層進(jìn)行了有效識(shí)別（圖7）。A井2455.0～2515.0 m井段，錄井為D級(jí)熒光細(xì)砂巖，壁心為油跡細(xì)砂巖，2465.0 m取樣證實(shí)為油層，電阻率10～15 Ω·m，2480.0 m以下為典型水層，錄井為D級(jí)熒光細(xì)砂巖，電阻率4～5 Ω·m；D井2323.0～2385.0 m井 段，錄 井 為C～D級(jí) 熒光細(xì)砂巖，儲(chǔ)層電阻率5.5～10 Ω·m左右，壁心表明2323.0～2366.0 m為熒光—油斑細(xì)砂巖，2366.0～2385.0 m為細(xì)砂巖，無(wú)顯示。

圖7 D井東營(yíng)組高阻水層識(shí)別效果圖Fig. 7 Identification of high-resistivity water layer in the Dongying Formation of Well D

應(yīng)用流體替換法對(duì)電阻率進(jìn)行了反演（第七道，其中RT10、RT20、RT30、RT40分別為用含油飽和度10%、20%、30%、40%反演的電阻率），可以看出在A井典型水層段，深電阻率RD與RT30最接近。在D井中，2366.0～2385.0 m錄井顯示差的井段RD與RT10最接近，而2323.0～2366.0 m錄井、壁心顯示好的井段RD位于RT30～RT40之間，在兩個(gè)層段物性近似的情況下，說(shuō)明含油飽和度變化引起了電阻率變化。依據(jù)區(qū)域經(jīng)驗(yàn)，油層含油飽和度下限值為40%，含油飽和度在40%以下時(shí)不可能為純油層，因此根據(jù)反演結(jié)果將RD小于RT40的儲(chǔ)層段均解釋為含油水層或油水同層。同時(shí)應(yīng)用深電阻率與密度曲線交會(huì)法進(jìn)行了流體性質(zhì)識(shí)別（第九道），A井2461.0～2472.0 m油層與2483.0～2490. 水層歸一化后電阻率ΔRd與歸一化后密度曲線Δρ交會(huì)特征明顯不同，油層有交會(huì)特征，而水層沒(méi)有。對(duì)于D井，歸一化后電阻率ΔRd與歸一化后密度曲線Δρ無(wú)交會(huì)或呈現(xiàn)微弱交會(huì)特征，測(cè)井解釋為含油水層或油水同層。

采用深電阻率與密度交會(huì)法確定了C油田東營(yíng)組油水層判別標(biāo)準(zhǔn)，由圖8可以看出，經(jīng)測(cè)試、取樣及測(cè)壓證實(shí)的油層點(diǎn)均位于電阻率大于12 Ω·m、ΔRd-Δρ值大于2.3的范圍之內(nèi)，而取樣、測(cè)壓證實(shí)的水層及含油水層點(diǎn)則在油層區(qū)域之外，用該方法區(qū)分油層和水層具有較好的效果。

圖8 東營(yíng)組ΔRd-Δρ與深電阻率交會(huì)圖Fig. 8 Crossplot of ΔRd-Δρ vs resistivity in the Dongying Formation

4 結(jié)論

（1）砂泥巖儲(chǔ)層電阻率值除了受流體性質(zhì)類型影響外，還與地層中所含粘土礦物類型有關(guān)，以高嶺石粘土礦物為主的儲(chǔ)層電阻率要高于以其他粘土礦物為主的儲(chǔ)層電阻率，這是C油田東營(yíng)組高阻水層形成的主要原因，該認(rèn)識(shí)對(duì)渤海中深層儲(chǔ)層評(píng)價(jià)具有指導(dǎo)意義。

（2）根據(jù)不同儲(chǔ)層流體測(cè)井響應(yīng)特征，以Archie公式為理論基礎(chǔ)，利用流體替換方法可以初步指示儲(chǔ)層流體含油飽和度大小，而采用深電阻率與密度曲線交會(huì)法可以進(jìn)一步快速、有效定性識(shí)別高阻水層和油層，ΔRd-Δρ與深電阻率交會(huì)圖版可以對(duì)油水層進(jìn)行定量識(shí)別。

（3）C油田東營(yíng)組流體識(shí)別方法綜合考慮了物性、含油性及電性等特征，有效解決了物性變化引起電阻率變化給流體識(shí)別帶來(lái)的困擾，流體識(shí)別結(jié)果可以為C油田中深層油氣勘探提供可靠的依據(jù)。