趙 陽，段 毅

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

油、氣、水層的識別是油氣藏勘探開發(fā)過程中重要的研究內(nèi)容，電阻率測井是識別油、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，電阻率測井通過測量地層的電阻率研究地層的性質(zhì)進(jìn)而判識地層中的流體。然而，實踐中發(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，這類水層稱為高阻水層。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發(fā)。對于高阻水層的成因，前人開展了較多研究。

油氣成藏過程常伴隨著區(qū)域構(gòu)造運動。張慶國等研究發(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)致儲層電阻率升高；碳酸鹽以膠結(jié)物形成出現(xiàn)，會充填部分孔隙，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]，同時還分布著優(yōu)質(zhì)的長7段烴源巖[14]，在剩余壓力差的作用下，長7段烴源巖生成的油氣向下運移、聚集形成長8段油藏?？傮w上，華慶地區(qū)長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8 油層組發(fā)育高阻水層。如X259 井長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8地層水礦化度統(tǒng)計結(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明顯低值，說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]通過理論研究及實驗分析表明，儲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

通過觀察華慶地區(qū)長8段儲層包裹體產(chǎn)狀，確定長8段儲層經(jīng)歷過三期油氣充注，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8段油層組儲層包裹體分布特征Fig.2 distribution characteristic of inclusions in Chang-8 subsection of Huaqing area

2.1.2 構(gòu)造活動

李相博等對鄂爾多斯盆地構(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]。通過對比盆地構(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，部分物性較好的儲層在成巖后期致密化。對長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、遮擋的儲層（B254 井、S162井）產(chǎn)液中含油花且電阻率為高值，說明儲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)造活動以及泥質(zhì)隔夾層和致密層的影響，華慶地區(qū)長8段部分地區(qū)儲層滯留一定量的殘余油，這些殘余油增加了儲層巖石導(dǎo)電通道的曲折度，增大了儲層的電阻率。

2.2 綠泥石吸附

華慶地區(qū)長8段儲層綠泥石較發(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8 段高阻水層中的綠泥石相對含量分布在34.32 %～81.11 %，油層綠泥石相對含量分布在15.07%～39.38%。高阻水層區(qū)域綠泥石相對含量較高，使得儲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8段儲層分布較為普遍[20]，其在填隙物中所占比重最高[21]。統(tǒng)計結(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8 段儲層高阻水層發(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別，為了降低高阻水層對油水層識別影響，需準(zhǔn)確識別高阻水層。通過分析碳酸鹽與各個參數(shù)之間的關(guān)系，提出了識別高阻水層的步驟。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。對于未分析碳酸鹽相對含量的井，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)系式計算碳酸鹽相對含量[22]。如果碳酸鹽膠結(jié)物含量超過4.9%，并且滿足上述兩個條件則認(rèn)為該段儲層為高阻水層。

3 結(jié)論

1）華慶地區(qū)長8段油層組受多期充注及構(gòu)造活動影響，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移?？紫吨械臍堄嘤驮黾恿藘拥碾娮杪省?/p>

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

3）華慶地區(qū)長8段儲層部分區(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4.9%的水層表現(xiàn)為高阻水層。