渤海C油田東營組高阻水層成因分析及識別方法研究

王 淼，李瑞娟，熊 鐳，李志愿，關(guān)葉欽

中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459

目前，對于高阻水層并沒有比較統(tǒng)一的定義，國內(nèi)外學者看法不一，這與不同含油氣盆地的地質(zhì)條件有關(guān)（吳應忠等，2017）。一般來說，相對于常規(guī)水層,電阻增大率（電阻率的相對大?。┬∮?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，給測井識別及評價帶來了較大困難。近年來，在國內(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（張慶國等，2011）、柴達木盆地（嚴煥德等，2009）、印度尼西亞納土納盆地（Johnson and Worthington，1991；邱啟紅等，2012）等。相關(guān)學者都根據(jù)不同區(qū)塊的實際地質(zhì)條件對高阻水層的成因及識別方法進行了研究，但大多數(shù)研究成果（吳應忠等，2017；劉健等，2016；周榮安等，2005；周威等，2014；馮瓊等，2001；張慶國等，2011；嚴煥德等，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、儲層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)差、地層水礦化度低等幾個方面。而對高阻水層識別的研究工作（吳應忠等，2017；周威等，2014；馮瓊等，2001；張慶國等，2011）相對較少，目前主要做法是將高阻水層單獨歸為一類，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)測井曲線上的特征，選擇相應的敏感參數(shù)通過交會圖法、曲線重疊法進行識別，這些方法主要是通過歸類細化并放大測井參數(shù)在高阻水層和油層間的響應差異來區(qū)分油水層并建立油水層識別標準的。渤海C油田東營組大量錄井顯示好的高阻水層造成油水層識別困難，本文針對高阻水層研究和評價現(xiàn)狀，從測井曲線特征出發(fā)，并結(jié)合全巖、掃描電鏡等資料對儲層特征進行分析，剖析高阻水層形成原因，找出高阻水層的識別方法和標準，提高了油層解釋符合率，為油田開發(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，該油田東營組油氣顯示十分活躍，儲層單層厚度大、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合基底，母巖類型多樣，因此，不同時期、不同物源體系的三角洲儲層中粘土礦物含量及類型存在較大差異，測井特征上亦表現(xiàn)為不同井區(qū)、不同層段儲層非均值性較強，物性變化大（鉆遇儲層埋深-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，致使測井解釋油水層困難。圖1為C油田東營組油層、典型水層與高阻水層測井曲線圖，對比可以發(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井水層定為標準水層，根據(jù)電阻率對比關(guān)系，D井也應該解釋油層，但顯然是與實際情況不符的，因此正確認識和識別高阻水層尤為重要。

1 高阻水層成因分析

C油田東營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層巖性變化不大，以細砂巖、中砂巖為主，少量粉砂巖及含礫砂巖；取樣及測井曲線反算地層水數(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 東營組油、水層測井曲線特征圖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)系到離子運動的速度和參加運動離子的數(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、壓實程度以及各向異性有關(guān)，是儲層孔隙結(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），當巖性相似，孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化時，m值也會發(fā)生較大變化，在儲層測井評價中，m值的求取通常采用巖石電阻率實驗求得。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交會圖，可以看出，高阻水層（方形藍色點）和典型水層（圓形黃色點）在孔隙度與地層因素交會圖中具有較好的一致性關(guān)系，說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 東營組水層孔隙度與地層因素交會圖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，東營組儲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?？?。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，對東營組井壁取心全巖分析數(shù)據(jù)進行了統(tǒng)計分析（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）。可見，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層物性變差。對于水層來說，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 東營組儲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衍射實驗結(jié)果表明，東營組儲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為東營組典型水層與高阻水層掃描電鏡照片對比圖，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 東營組典型水層與高阻水層掃描電鏡照片對比圖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致水層高阻的認識從泥巖電阻率的變化得到了證實。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比圖，表明以伊蒙混層（黃色）為主的泥巖段，其對應電阻率（藍色實線）均偏低，在1.5～4 Ω·m之間，而當伊蒙混層含量減少，高嶺石（紅色）含量增多時，電阻率均有不同程度的增大，最高可達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：氣測全烴大于5%，巖屑熒光顯示級別為C-D級，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含有原油，說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)的巖電實驗數(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，對不同物性條件下含油飽和度變化對電阻率的影響進行了模擬（圖6），可以看出，無論物性好壞，隨著含油飽和度的增大，電阻率均隨之增大；當孔隙度為20%時（紅色線），含油飽和度從0變化至30%時，儲層電阻率值則從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電阻率值依然有不可忽視的影響，當殘余油飽和度較高時，會引起水層高阻。

圖6 東營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 低對比度油層的識別方法

C油田東營組高阻水層中粘土礦物的高嶺石為主，由于其具有低的陽離子交換能力，附加導電性弱，因此對于高阻水層來說，可以近似地認為符合Archie純砂巖的導電機理，可以運用基于Archie公式的方法進行有效識別。

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），可知電阻率測井響應與孔隙度測井響應具有相關(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測電阻率值接近，則說明地層含水飽和度與假設(shè)地層水飽和度相同，從而實現(xiàn)對地層流體性質(zhì)識別。

2.2 深電阻率與密度曲線交會法

在砂巖儲層中，一般來說，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電性小，含量高時會使得物性變差、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識別油、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、錄井顯示差，物性好、電阻率低的水層為標準水層，將歸一化后的深電阻率、密度值在標準水層處重合，根據(jù)兩者的交會特征識別油、水層。對于物性較好且相差不大的油層和水層來說，兩者的密度測井值相差不大，而油層則表現(xiàn)為高阻，此時，油層段的（ΔRd-Δρ）大于水層段的（ΔRd-Δρ）；對于電阻率相差不大的油層和水層來說，導致水層高阻的原因通常是物性較差，此時，水層的密度測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），基于這種定性認識可以清晰地將油層與水層分開來。

3 應用效果

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

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

應用流體替換法對電阻率進行了反演（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，在兩個層段物性近似的情況下，說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，油層含油飽和度下限值為40%，含油飽和度在40%以下時不可能為純油層，因此根據(jù)反演結(jié)果將RD小于RT40的儲層段均解釋為含油水層或油水同層。同時應用深電阻率與密度曲線交會法進行了流體性質(zhì)識別（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交會特征明顯不同，油層有交會特征，而水層沒有。對于D井，歸一化后電阻率ΔRd與歸一化后密度曲線Δρ無交會或呈現(xiàn)微弱交會特征，測井解釋為含油水層或油水同層。

采用深電阻率與密度交會法確定了C油田東營組油水層判別標準，由圖8可以看出，經(jīng)測試、取樣及測壓證實的油層點均位于電阻率大于12 Ω·m、ΔRd-Δρ值大于2.3的范圍之內(nèi)，而取樣、測壓證實的水層及含油水層點則在油層區(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 東營組ΔRd-Δρ與深電阻率交會圖Fig. 8 Crossplot of ΔRd-Δρ vs resistivity in the Dongying Formation

4 結(jié)論

（1）砂泥巖儲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層電阻率要高于以其他粘土礦物為主的儲層電阻率，這是C油田東營組高阻水層形成的主要原因，該認識對渤海中深層儲層評價具有指導意義。

（2）根據(jù)不同儲層流體測井響應特征，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層流體含油飽和度大小，而采用深電阻率與密度曲線交會法可以進一步快速、有效定性識別高阻水層和油層，ΔRd-Δρ與深電阻率交會圖版可以對油水層進行定量識別。

（3）C油田東營組流體識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別帶來的困擾，流體識別結(jié)果可以為C油田中深層油氣勘探提供可靠的依據(jù)。