鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法

黄东安，白晓路，杨 琦，贾昱昕，董李红，彭丽娜



鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法

黄东安1，白晓路1，杨 琦1，贾昱昕1，董李红1，彭丽娜2

（1. 中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000；2. 中国石化河南油田分公司第一采油厂）

随着近年来鄂尔多斯盆地西南部侏罗系油藏的规模开发，侏罗系油藏优质储量得到不断动用，而侏罗系低阻油藏成藏隐蔽，勘探开发经验少，油水层识别难度大等问题日趋突出。鄂尔多斯盆地西南部Z区延9油藏为典型的低阻油藏，分析表明，孔隙结构复杂、微孔率高、微孔隙中存在束缚水是导致油层低阻的主要原因，地层水矿化度高也降低了油层电阻率；对比分析了测井曲线形态法、砂层顶构造对比法、侵入因子与声波时差交会图版法、快速色谱录井识别等识别低阻油层方法，并提出了该区有利建产目标。

鄂尔多斯盆地；低阻油藏；Z区；油水层识别

1 研究区概况

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带西南部，主要含油层为延9油层，油区以低幅度的东倾鼻隆为主，油藏主要分布在鼻隆构造与主砂带的有利叠合部位。

Z区延9期为三角洲平原亚相沉积，砂体为西南-北东向，砂体变化快，厚度4～20 m；河道宽度为1.9～2.3 km，油藏在河道东西两侧受岩性控制，沿河道方向受构造控制。该区取心孔隙度为15.0%，渗透率为8.10×l0-3μm2；受高地层水矿化度、高束缚水饱和度以及复杂孔隙结构的影响，油层电阻率较低，出油层电阻率平均6.0 Ω·m，为典型的侏罗系低阻油藏。

2014－2015年主要围绕Z井，采用260 m×260 m正方形反九点井网进行滚动建产。目前完钻采油井16口、注水井6口，建成产能1.5×l04t，投产17口，平均日产油3.3 t，综合含水18.8%，开发效果较好。

一般而言，常规含油层电阻率高于含水层电阻率，在泥浆滤液矿化度适合的条件下，油层常呈现“泥浆低侵”、含水层呈现“泥浆高侵”特征，常规含油层易于识别[1-2]。本区延9油层的测井曲线特征并非如此，呈现复杂含油层特征。以Z井为例，其电阻率为5.76 Ω·m，明显低于侏罗系其他高阻油层，但该井试油日产纯油33.2 t，试采日产油6.4 t，含水9.6%，呈显著的低阻油层特征，识别难度较大。测井曲线解释时，容易将低阻油层与水层混淆，造成勘探过程中漏掉油层或错判为水层和干层的情况发生[3-4]。

2 低阻油层成因机理分析

2.1 储层孔隙度影响

通过对该区岩心资料分析，本区延9砂岩最大孔隙度为18.9%，最小孔隙度为4.8%，平均孔隙度为15.0%；最大渗透率为44.7×l0-3μm2，最小渗透率为0.2×l0-3μm2，平均渗透率为8.1×l0-3μm2；储层孔隙度较高，而渗透率较低，/值为0.54，不到延安组储层的1/60。低/值反映了储层微孔隙发育和喉道偏细的孔隙结构特点。本区典型压汞曲线分析表明（图1），岩样喉道累积渗透率贡献值达到99%，对应的喉道半径为0.3 μm，但这些孔喉对孔隙度的贡献值只有50%。说明储层不具备渗流能力或渗流能力很差的微孔隙系统在总孔隙系统中所占比例较大，微孔隙系统中储存的束缚水是导致油层表现为低阻的主要原因。

2.2 地层水矿化度影响

根据研究区侏罗系油藏地层水矿化度与电阻率绘制相关曲线，由图2可看出，研究区储层电阻率随地层水矿化度的升高明显下降。

图1 演Z井延9储层毛管压汞曲线

图2 Z区电阻率与矿化度交会图

3 低阻油层识别方法

针对研究区延9低阻油层的识别难点，结合其储层地质特征、物性特征、构造特征、孔隙结构特征、四性关系及其低阻油层形成机理，总结出以下几种判识技术。

3.1 测井曲线形态特征技术

在研究区内，共总结了两种典型的电阻率曲线特征：电阻率曲线上部低、下部高（Ⅰ型），电阻率曲线上部高、下部低（Ⅱ型）。

（1） Ⅰ型。 曲线上部电阻率高、含油性较好，一般来说为油层；下部由于储层物性差、含油性差，但是电阻率与上部地层差并不是特别大，一般来说为差油层。根据这种电阻率测井曲线形态，可以定性地判断油水层。

（2）Ⅱ型。 造成这种电阻率测井形态的主要原因是油水分异比较好，一般来说，曲线上部电阻率高的部分含油性较好。这种形态的电阻率测井曲线中，上部地层深中浅感应电阻率重合或者深中浅感应曲线逐渐递减，下部地层反之。根据这种电阻率测井曲线形态，可以定性地判断油水层。

3.2 砂层顶构造对比技术

Z区延9地层顶面构造高度为-684～-656 m，相对高差28 m，宏观上地层稳定，受穹窿构造控制高差较大。Z-3井为油藏东南部的一口开发井，延9层测井一次解释为8.5 m油水层，电阻率仅5.2 Ω·m，砂顶海拔-672.5 m。通过与邻井Z、Y井对比分析，认为该井构造无大幅度下降，该段油水层应精细解释为油层。该井试油改造时，射开物性较好的砂岩中段而非上段，加石英砂10 m3水力压裂，试获纯油28.5 m3，投产后日产油4.6 t，含水稳定在5.0%。利用邻井油顶构造对比，结合Z区砂体展布特征，可有效提高对油水层的判识程度。

3.3 侵入因子与声波时差交会图版技术

对于地层水矿化度引起的油层低阻，不论是油层还是水层，在高矿化度地层水形成的较大导电网络影响下，油气水层电阻率差异明显降低[5]。通过测井解释、试油试采资料，编制电性参数交会图版，图版中油水层区分差异小，对于图版中的产油层区（即图中的油层和油水层），均存在含油水层、水层之类的异常井层(图3)，因此用此方法能否对研究区油水层进行精确的划分还有待于证实。

考虑到高地层水矿化度和淡水钻井液侵入共同影响下，产油层和产水层双感应测井影响的差别，在前人研究的基础上，引用侵入因子代替地层真实电阻率，用声波时差值表征其孔隙结构[5]，建立研究区延9低阻油层的综合识别图版(图4)，进一步识别油层和油水同层，其中油层侵入因子大于或等于0.40，声波时差大于或等于229.8 μs/ m。

图3 Z区电阻率与声波时差交会图

图4 Z区侵入因子与声波时差交会图

3.4 快速色谱录井识别技术

色谱录井技术是建立在流体热解色谱计算结果之上的，它不仅可以排除地层水、导电矿物等影响，也可以更直接地反映储集层的含油性，判断地层的油气水界面，使地质解释更准确[6-7]。

通常快速色谱录井采用2H比值法对快速色谱采集的数据进行分析[7]，利用(湿度比)与(平衡比)两个比值，综合判断显示层的含油气水情况。通常判别标准如下：①若在 17.5～40范围内，则该层为油层；②若大于40.0，且较小，则该层为水层。

Z-5井为油藏中部的一口开发井，录井过程中应用色谱录井技术加强油水层识别。根据上述湿度比参数法计算得出= 32.6，由此可以推测Z-5井延9层为纯油层。该井试油日获纯油10.4 m3，投产后日产油4.0 t，从而验证了这一结论。

4 建产潜力区筛选

该区侏罗系油藏受古地貌控制作用明显，演武支河谷斜坡带是侏罗系最主要的储油地带。古地貌斜坡带受古河谷的冲刷切割形成一系列丘咀，在差异压实作用下，易形成鼻隆构造[8]。同时，坡咀邻近延长组油源的深切古河谷，在捕获油气方面具有“近水楼台”的先天优势，并且古河谷中砂烁岩可以作为油气运移的有效输导层。

目前通过多种方法识别低阻油水层，在演武支河谷斜坡带已经发现多个侏罗系低阻“小甜点”，其平面上呈“串珠状”分布。通过分析区域内砂体与构造匹配关系，可预测有利建产方向[9]。

根据古地貌油藏成藏富集规律以及演武支河谷两侧油气富集规律[10]，精细刻画Z区延92油藏砂体展布图，在构造高点与砂体厚带叠合部位筛选有利建产目标区4个，预计含油面积7.3 km2，储量307×104t，建产规模7.0×104t/a。

5 结论与认识

（1）对研究区低阻油层形成机理研究表明，该区低阻成因主要是孔隙结构复杂、储层微孔率高，其中微孔隙系统中储存的束缚水是导致油层表现为低阻的主要原因。同时该区地层水矿化度高，也降低了油层的电阻率。

（2）总结出了测井曲线形态特征法、砂层顶构造对比法、侵入因子与声波时差交会图版、快速色谱录井识别等多种方法识别低阻油藏油水层。在随钻工作中，各种方法要综合应用，相互验证，才能提高油水层识别率。

（3）通过对该区低阻油藏的认识，总结出演武支河谷两侧延9油藏成藏规律。通过精细刻画Z区延9构造图及砂体展布图，精细识别低阻储层油水层，在构造高点与砂体叠合部位筛选目标区4个，预计建产规模7.0×104t/a。

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编辑：党俊芳

1673–8217（2017）05–0098–03

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2017-02-09

黄东安，助理工程师，1991年生，2013年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现主要从事油田产能建设及开发地质工作。