鄂爾多斯盆地西南部Z區低阻油水層識別方法

黃東安，白曉路，楊 琦，賈昱昕，董李紅，彭麗娜

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鄂爾多斯盆地西南部Z區低阻油水層識別方法

黃東安1，白曉路1，楊 琦1，賈昱昕1，董李紅1，彭麗娜2

（1. 中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000；2. 中國石化河南油田分公司第一采油廠）

隨著近年來鄂爾多斯盆地西南部侏羅系油藏的規模開發，侏羅系油藏優質儲量得到不斷動用，而侏羅系低阻油藏成藏隱蔽，勘探開發經驗少，油水層識別難度大等問題日趨突出。鄂爾多斯盆地西南部Z區延9油藏為典型的低阻油藏，分析表明，孔隙結構復雜、微孔率高、微孔隙中存在束縛水是導致油層低阻的主要原因，地層水礦化度高也降低了油層電阻率；對比分析了測井曲線形態法、砂層頂構造對比法、侵入因子與聲波時差交會圖版法、快速色譜錄井識別等識別低阻油層方法，并提出了該區有利建產目標。

鄂爾多斯盆地；低阻油藏；Z區；油水層識別

1 研究區概況

研究區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶西南部，主要含油層為延9油層，油區以低幅度的東傾鼻隆為主，油藏主要分布在鼻隆構造與主砂帶的有利疊合部位。

Z區延9期為三角洲平原亞相沉積，砂體為西南-北東向，砂體變化快，厚度4～20 m；河道寬度為1.9～2.3 km，油藏在河道東西兩側受巖性控制，沿河道方向受構造控制。該區取心孔隙度為15.0%，滲透率為8.10×l0-3μm2；受高地層水礦化度、高束縛水飽和度以及復雜孔隙結構的影響，油層電阻率較低，出油層電阻率平均6.0 Ω·m，為典型的侏羅系低阻油藏。

2014－2015年主要圍繞Z井，采用260 m×260 m正方形反九點井網進行滾動建產。目前完鉆采油井16口、注水井6口，建成產能1.5×l04t，投產17口，平均日產油3.3 t，綜合含水18.8%，開發效果較好。

一般而言，常規含油層電阻率高于含水層電阻率，在泥漿濾液礦化度適合的條件下，油層常呈現“泥漿低侵”、含水層呈現“泥漿高侵”特征，常規含油層易于識別[1-2]。本區延9油層的測井曲線特征并非如此，呈現復雜含油層特征。以Z井為例，其電阻率為5.76 Ω·m，明顯低于侏羅系其他高阻油層，但該井試油日產純油33.2 t，試采日產油6.4 t，含水9.6%，呈顯著的低阻油層特征，識別難度較大。測井曲線解釋時，容易將低阻油層與水層混淆，造成勘探過程中漏掉油層或錯判為水層和干層的情況發生[3-4]。

2 低阻油層成因機理分析

2.1 儲層孔隙度影響

通過對該區巖心資料分析，本區延9砂巖最大孔隙度為18.9%，最小孔隙度為4.8%，平均孔隙度為15.0%；最大滲透率為44.7×l0-3μm2，最小滲透率為0.2×l0-3μm2，平均滲透率為8.1×l0-3μm2；儲層孔隙度較高，而滲透率較低，/值為0.54，不到延安組儲層的1/60。低/值反映了儲層微孔隙發育和喉道偏細的孔隙結構特點。本區典型壓汞曲線分析表明（圖1），巖樣喉道累積滲透率貢獻值達到99%，對應的喉道半徑為0.3 μm，但這些孔喉對孔隙度的貢獻值只有50%。說明儲層不具備滲流能力或滲流能力很差的微孔隙系統在總孔隙系統中所占比例較大，微孔隙系統中儲存的束縛水是導致油層表現為低阻的主要原因。

2.2 地層水礦化度影響

根據研究區侏羅系油藏地層水礦化度與電阻率繪制相關曲線，由圖2可看出，研究區儲層電阻率隨地層水礦化度的升高明顯下降。

圖1 演Z井延9儲層毛管壓汞曲線

圖2 Z區電阻率與礦化度交會圖

3 低阻油層識別方法

針對研究區延9低阻油層的識別難點，結合其儲層地質特征、物性特征、構造特征、孔隙結構特征、四性關系及其低阻油層形成機理，總結出以下幾種判識技術。

3.1 測井曲線形態特征技術

在研究區內，共總結了兩種典型的電阻率曲線特征：電阻率曲線上部低、下部高（Ⅰ型），電阻率曲線上部高、下部低（Ⅱ型）。

（1） Ⅰ型。 曲線上部電阻率高、含油性較好，一般來說為油層；下部由于儲層物性差、含油性差，但是電阻率與上部地層差并不是特別大，一般來說為差油層。根據這種電阻率測井曲線形態，可以定性地判斷油水層。

（2）Ⅱ型。 造成這種電阻率測井形態的主要原因是油水分異比較好，一般來說，曲線上部電阻率高的部分含油性較好。這種形態的電阻率測井曲線中，上部地層深中淺感應電阻率重合或者深中淺感應曲線逐漸遞減，下部地層反之。根據這種電阻率測井曲線形態，可以定性地判斷油水層。

3.2 砂層頂構造對比技術

Z區延9地層頂面構造高度為-684～-656 m，相對高差28 m，宏觀上地層穩定，受穹窿構造控制高差較大。Z-3井為油藏東南部的一口開發井，延9層測井一次解釋為8.5 m油水層，電阻率僅5.2 Ω·m，砂頂海拔-672.5 m。通過與鄰井Z、Y井對比分析，認為該井構造無大幅度下降，該段油水層應精細解釋為油層。該井試油改造時，射開物性較好的砂巖中段而非上段，加石英砂10 m3水力壓裂，試獲純油28.5 m3，投產后日產油4.6 t，含水穩定在5.0%。利用鄰井油頂構造對比，結合Z區砂體展布特征，可有效提高對油水層的判識程度。

3.3 侵入因子與聲波時差交會圖版技術

對于地層水礦化度引起的油層低阻，不論是油層還是水層，在高礦化度地層水形成的較大導電網絡影響下，油氣水層電阻率差異明顯降低[5]。通過測井解釋、試油試采資料，編制電性參數交會圖版，圖版中油水層區分差異小，對于圖版中的產油層區（即圖中的油層和油水層），均存在含油水層、水層之類的異常井層(圖3)，因此用此方法能否對研究區油水層進行精確的劃分還有待于證實。

考慮到高地層水礦化度和淡水鉆井液侵入共同影響下，產油層和產水層雙感應測井影響的差別，在前人研究的基礎上，引用侵入因子代替地層真實電阻率，用聲波時差值表征其孔隙結構[5]，建立研究區延9低阻油層的綜合識別圖版(圖4)，進一步識別油層和油水同層，其中油層侵入因子大于或等于0.40，聲波時差大于或等于229.8 μs/ m。

圖3 Z區電阻率與聲波時差交會圖

圖4 Z區侵入因子與聲波時差交會圖

3.4 快速色譜錄井識別技術

色譜錄井技術是建立在流體熱解色譜計算結果之上的，它不僅可以排除地層水、導電礦物等影響，也可以更直接地反映儲集層的含油性，判斷地層的油氣水界面，使地質解釋更準確[6-7]。

通常快速色譜錄井采用2H比值法對快速色譜采集的數據進行分析[7]，利用(濕度比)與(平衡比)兩個比值，綜合判斷顯示層的含油氣水情況。通常判別標準如下：①若在 17.5～40范圍內，則該層為油層；②若大于40.0，且較小，則該層為水層。

Z-5井為油藏中部的一口開發井，錄井過程中應用色譜錄井技術加強油水層識別。根據上述濕度比參數法計算得出= 32.6，由此可以推測Z-5井延9層為純油層。該井試油日獲純油10.4 m3，投產后日產油4.0 t，從而驗證了這一結論。

4 建產潛力區篩選

該區侏羅系油藏受古地貌控制作用明顯，演武支河谷斜坡帶是侏羅系最主要的儲油地帶。古地貌斜坡帶受古河谷的沖刷切割形成一系列丘咀，在差異壓實作用下，易形成鼻隆構造[8]。同時，坡咀鄰近延長組油源的深切古河谷，在捕獲油氣方面具有“近水樓臺”的先天優勢，并且古河谷中砂爍巖可以作為油氣運移的有效輸導層。

目前通過多種方法識別低阻油水層，在演武支河谷斜坡帶已經發現多個侏羅系低阻“小甜點”，其平面上呈“串珠狀”分布。通過分析區域內砂體與構造匹配關系，可預測有利建產方向[9]。

根據古地貌油藏成藏富集規律以及演武支河谷兩側油氣富集規律[10]，精細刻畫Z區延92油藏砂體展布圖，在構造高點與砂體厚帶疊合部位篩選有利建產目標區4個，預計含油面積7.3 km2，儲量307×104t，建產規模7.0×104t/a。

5 結論與認識

（1）對研究區低阻油層形成機理研究表明，該區低阻成因主要是孔隙結構復雜、儲層微孔率高，其中微孔隙系統中儲存的束縛水是導致油層表現為低阻的主要原因。同時該區地層水礦化度高，也降低了油層的電阻率。

（2）總結出了測井曲線形態特征法、砂層頂構造對比法、侵入因子與聲波時差交會圖版、快速色譜錄井識別等多種方法識別低阻油藏油水層。在隨鉆工作中，各種方法要綜合應用，相互驗證，才能提高油水層識別率。

（3）通過對該區低阻油藏的認識，總結出演武支河谷兩側延9油藏成藏規律。通過精細刻畫Z區延9構造圖及砂體展布圖，精細識別低阻儲層油水層，在構造高點與砂體疊合部位篩選目標區4個，預計建產規模7.0×104t/a。

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編輯：黨俊芳

1673–8217（2017）05–0098–03

P618.13

A

2017-02-09

黃東安，助理工程師，1991年生，2013年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程專業，現主要從事油田產能建設及開發地質工作。