王 淼，李瑞娟，熊 镭，李志愿，关叶钦

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459

目前，对于高阻水层并没有比较统一的定义，国内外学者看法不一，这与不同含油气盆地的地质条件有关（吴应忠等，2017）。一般来说，相对于常规水层,电阻增大率（电阻率的相对大小）小于2的油层为低阻油层，电阻增大率大于2的油层为正常电阻率油层，而电阻增大率大于2的水层为高阻水层，由于高阻水层与正常电阻率油层电性差异较小，给测井识别及评价带来了较大困难。近年来，在国内外许多含油气盆地相继发现了高阻水层，如鄂尔多斯盆地（吴应忠等，2017；刘健等，2016；周荣安等，2005）、塔里木盆地（周威和程兰，2014；冯琼等，2001）、松辽盆地（张庆国等，2011）、柴达木盆地（严焕德等，2009）、印度尼西亚纳土纳盆地（Johnson and Worthington，1991；邱启红等，2012）等。相关学者都根据不同区块的实际地质条件对高阻水层的成因及识别方法进行了研究，但大多数研究成果（吴应忠等，2017；刘健等，2016；周荣安等，2005；周威等，2014；冯琼等，2001；张庆国等，2011；严焕德等，2009；邱启红等，2012；伍芳和熊亭，2018）集中在高阻水层成因机理分析方面，主要从沉积、成藏等角度出发，将高阻水层成因系统地归纳为：高阻岩性沉积、储层物性差、孔隙结构差、地层水矿化度低等几个方面。而对高阻水层识别的研究工作（吴应忠等，2017；周威等，2014；冯琼等，2001；张庆国等，2011）相对较少，目前主要做法是将高阻水层单独归为一类，根据其与油层在岩性、物性等方面存在的差异性，结合试油等资料，总结其在常规测井曲线上的特征，选择相应的敏感参数通过交会图法、曲线重叠法进行识别，这些方法主要是通过归类细化并放大测井参数在高阻水层和油层间的响应差异来区分油水层并建立油水层识别标准的。渤海C油田东营组大量录井显示好的高阻水层造成油水层识别困难，本文针对高阻水层研究和评价现状，从测井曲线特征出发，并结合全岩、扫描电镜等资料对储层特征进行分析，剖析高阻水层形成原因，找出高阻水层的识别方法和标准，提高了油层解释符合率，为油田开发创造了条件。

C油田位于渤海海域西部，紧邻石臼坨凸起西段，为受控于石南一号边界断层控制的大型断鼻构造，构造上属于渤中凹陷西次洼陡坡带，古近系东营组是该油田主力含油层系，沉积相类型为大型辫状河三角洲沉积前缘（伍芳和熊亭，2018；李慧勇等，2018）。钻井资料表明，该油田东营组油气显示十分活跃，储层单层厚度大、发育集中，物源区石臼坨凸起为寒武系—奥陶系灰岩叠加中生界火山岩复合基底，母岩类型多样，因此，不同时期、不同物源体系的三角洲储层中粘土矿物含量及类型存在较大差异，测井特征上亦表现为不同井区、不同层段储层非均值性较强，物性变化大（钻遇储层埋深-2380.0～-3276.0 m，孔隙度6.3%～29.1%，渗透率0.1～520 mD，油层电阻率10～110 Ω·m，水层电阻率5～20 Ω·m）。水层通常呈现录井显示好、高电阻率特征，与部分油层特征十分接近，致使测井解释油水层困难。图1为C油田东营组油层、典型水层与高阻水层测井曲线图，对比可以发现，A井（图1中左图）2465.0 m取样油层电阻率（第六道）与D井（图1中右图）2211.0 m及2223.4 m取样水层电阻率（第六道）接近，在10 Ω·m左右，鉴于D井也有较好的油气显示，如果把A井水层定为标准水层，根据电阻率对比关系，D井也应该解释油层，但显然是与实际情况不符的，因此正确认识和识别高阻水层尤为重要。

1 高阻水层成因分析

C油田东营组为辫状河三角洲前缘沉积，岩屑录井、壁心及薄片资料表明横向上储层岩性变化不大，以细砂岩、中砂岩为主，少量粉砂岩及含砾砂岩；取样及测井曲线反算地层水数据表明地层水为碳酸氢钠型，矿化度井间变化范围小（8500 mg/L左右），说明地层水性质稳定。在图1中，D井取样高阻水层物性较A井差，并且两口井泥岩电阻率值有较大差异，推测可能是沉积成岩因素的影响，因此选择从孔隙结构、粘土矿物含量及成分等方面分析高阻水层成因。

图1 东营组油、水层测井曲线特征图Fig. 1 Characteristics of oil and water logging curves of the Dongying Formation

1.1 孔隙结构

孔隙结构是指岩石内的孔隙和吼道类型、大小、分布及其相互连通关系。研究表明，孔隙结构的好或差，关系到离子运动的速度和参加运动离子的数量，从而影响岩石的电阻率（刘健等，2016）。岩电参数m称为“孔隙结构指数”，其与储集层的孔隙结构密切相关，即与岩石颗粒形状和比面、分选程度、胶结程度、压实程度以及各向异性有关，是储层孔隙结构（孔隙度与渗透率）的函数（曾文冲，1979；雍世和和张超谟，1996），当岩性相似，孔隙结构发生较大变化时，m值也会发生较大变化，在储层测井评价中，m值的求取通常采用岩石电阻率实验求得。图2为高阻水层和典型水层岩心分析孔隙度φ与地层因素F交会图，可以看出，高阻水层（方形蓝色点）和典型水层（圆形黄色点）在孔隙度与地层因素交会图中具有较好的一致性关系，说明高阻水层与典型水层的孔隙结构具有相似性，不是形成高阻水层的主要因素。

图2 东营组水层孔隙度与地层因素交会图Fig. 2 Crossplot of porosity and formation factors of water layers in the Dongying Formation

1.2 粘土矿物含量及成分

从铸体薄片资料（图3）可以明显看出，东营组储层碎屑颗粒分布较均匀，呈次圆—次棱状，孔隙类型主要为原生粒间孔，含有部分溶蚀粒间孔隙和溶蚀颗粒孔。但相比油层及典型水层，高阻水层薄片特征表现为粘土矿物含量高，并充填孔隙空间，使得孔隙连通性变差。同时，对东营组井壁取心全岩分析数据进行了统计分析（表1），结果表明：高阻水层段粘土矿物含量比油层段高（高阻水层粘土矿物含量7%～12%左右）。可见，高阻水层普遍具有较高的粘土矿物，高含量的粘土矿物使得储层物性变差。对于水层来说，孔隙度的大小和孔隙的连通程度是影响电阻率的重要因素，孔隙度越大，连通程度越好，电阻率越低，反之越高（周荣安等，2005）。

表1 东营组储层段井壁取心全岩分析数据表（%,部分）Table 1 Whole rock analytical results of sidewall coring in the reservoir of the Dongying Formation（%）

图3 东营组油层、典型水层与高阻水层铸体薄片特征Fig. 3 Characteristics of castings in thin sections of oil layer, typical water layer, and high-resistivity water layer

扫描电镜及X衍射实验结果表明，东营组储层的粘土矿物包括高岭石、伊利石、绿泥石和伊蒙混层。其中，蒙脱石和伊利石比表面积较大，具有较高的阳离子交换容量，粘土水含量高；而高岭石和绿泥石比表面较小，具有低的阳离子交换容量，粘土水含量较低（闫磊等，2010；Cheng and Heidari，2018）。图4为东营组典型水层与高阻水层扫描电镜照片对比图，表明典型水层中粘土矿物以伊利石为主，含少量高岭石，特征为丝片状伊利石和鳞片状高岭石充填粒间孔隙；高阻水层粘土矿物以高岭石为主，特征为假六方形高岭石和次生加大石英充填粒间孔隙。粘土矿物以阳离子交换能力弱的高岭石为主更使得水层电阻率变高。

图4 东营组典型水层与高阻水层扫描电镜照片对比图Fig. 4 SEM micrograph comparison of typical water layer and high-resistivity water layer

以高岭石为主的粘土矿物含量高导致水层高阻的认识从泥岩电阻率的变化得到了证实。图5为C油田A、B、C、D四口井新近系—古近系泥岩层岩屑录井X衍射分析的粘土矿物含量与电阻率对比图，表明以伊蒙混层（黄色）为主的泥岩段，其对应电阻率（蓝色实线）均偏低，在1.5～4 Ω·m之间，而当伊蒙混层含量减少，高岭石（红色）含量增多时，电阻率均有不同程度的增大，最高可达10 Ω·m以上。

图5 C油田A、B、C、D井新近系—古近系泥岩段粘土矿物含量与电阻率对比图Fig. 5 Comparison of clay mineral content and resistivity in mudstone section of four different wells

1.3 残余油饱和度

通过研究发现，C油田多数高阻水层均具有较好的录井显示：气测全烃大于5%，岩屑荧光显示级别为C-D级，壁心显示为油迹和油斑。部分高阻水层取样后样品中均检测含有原油，说明高阻水层均含有一定量的残余油气。由Archie公式可知，含油饱和度与地层电阻率息息相关。研究工区的岩电实验数据表明，岩电参数a、b、m、n变化不大，地层水分布也稳定，对不同物性条件下含油饱和度变化对电阻率的影响进行了模拟（图6），可以看出，无论物性好坏，随着含油饱和度的增大，电阻率均随之增大；当孔隙度为20%时（红色线），含油饱和度从0变化至30%时，储层电阻率值则从4.4 Ω.m增大至8.4 Ω.m。充分表明：在残余油状态下（含油饱和度为小于40%），残余油饱和度的变化对电阻率值依然有不可忽视的影响，当残余油饱和度较高时，会引起水层高阻。

图6 东营组不同物性条件下含油饱和度与电阻率关系模拟图Fig. 6 Simulation results showing the relationship between oil saturation and resistivity under different physical conditions

2 低对比度油层的识别方法

C油田东营组高阻水层中粘土矿物的高岭石为主，由于其具有低的阳离子交换能力，附加导电性弱，因此对于高阻水层来说，可以近似地认为符合Archie纯砂岩的导电机理，可以运用基于Archie公式的方法进行有效识别。

2.1 流体替换反演电阻率法

流体替换反演电阻率法以Archie公式为理论基础，Archie公式为：

式中，a、b为岩性系数；m为胶结指数；n为饱和度指数；φ为岩石的孔隙度（小数）；Sw为岩石的含水饱和度（小数）；Rw为地层水电阻率（Ω·m）；Rd为原状地层电阻率（Ω·m）。

根据公式（1），可知电阻率测井响应与孔隙度测井响应具有相关性，可表述为下式：

根据式（2），结合区域岩电分析、地层水电阻率、孔隙度曲线，可以反演不同含水饱和度情况下的地层电阻率，如果反演地层电阻率与实测电阻率值接近，则说明地层含水饱和度与假设地层水饱和度相同，从而实现对地层流体性质识别。

2.2 深电阻率与密度曲线交会法

在砂岩储层中，一般来说，物性变好、电阻率增大的层段为油层，水层则相反。以高岭石为主的粘土矿物附加导电性小，含量高时会使得物性变差、电阻率值增大。因此，可以基于物性与电性的变化规律构建归一化后深电阻率曲线与密度曲线来识别油、水层。

深电阻率曲线归一化方法为：

式中ΔRd为归一化后电阻率曲线；Rd为深电阻率值（Ω·m）；Rd左为电阻率曲线左刻度值，取值0.2 Ω·m；Rd右为电阻率曲线右刻度值，取值200 Ω·m。密度曲线归一化方法为：

式中，Δρ为归一化后密度曲线；ρ为密度测量值（g/cm3）；ρ左为密度曲线左刻度值，取值1.71 g/cm3；ρ右为密度曲线右刻度值，2.71 g/cm3。

以气测、录井显示差，物性好、电阻率低的水层为标准水层，将归一化后的深电阻率、密度值在标准水层处重合，根据两者的交会特征识别油、水层。对于物性较好且相差不大的油层和水层来说，两者的密度测井值相差不大，而油层则表现为高阻，此时，油层段的（ΔRd-Δρ）大于水层段的（ΔRd-Δρ）；对于电阻率相差不大的油层和水层来说，导致水层高阻的原因通常是物性较差，此时，水层的密度测井值通常较油层段高，即油层段的（ΔRd-Δρ）仍然大于水层段的（ΔRd-Δρ），基于这种定性认识可以清晰地将油层与水层分开来。

3 应用效果

基于流体替换法及深电阻率与密度曲线交会法对C油田东营组高阻水层进行了有效识别（图7）。A井2455.0～2515.0 m井段，录井为D级荧光细砂岩，壁心为油迹细砂岩，2465.0 m取样证实为油层，电阻率10～15 Ω·m，2480.0 m以下为典型水层，录井为D级荧光细砂岩，电阻率4～5 Ω·m；D井2323.0～2385.0 m井 段，录 井 为C～D级 荧光细砂岩，储层电阻率5.5～10 Ω·m左右，壁心表明2323.0～2366.0 m为荧光—油斑细砂岩，2366.0～2385.0 m为细砂岩，无显示。

图7 D井东营组高阻水层识别效果图Fig. 7 Identification of high-resistivity water layer in the Dongying Formation of Well D

应用流体替换法对电阻率进行了反演（第七道，其中RT10、RT20、RT30、RT40分别为用含油饱和度10%、20%、30%、40%反演的电阻率），可以看出在A井典型水层段，深电阻率RD与RT30最接近。在D井中，2366.0～2385.0 m录井显示差的井段RD与RT10最接近，而2323.0～2366.0 m录井、壁心显示好的井段RD位于RT30～RT40之间，在两个层段物性近似的情况下，说明含油饱和度变化引起了电阻率变化。依据区域经验，油层含油饱和度下限值为40%，含油饱和度在40%以下时不可能为纯油层，因此根据反演结果将RD小于RT40的储层段均解释为含油水层或油水同层。同时应用深电阻率与密度曲线交会法进行了流体性质识别（第九道），A井2461.0～2472.0 m油层与2483.0～2490. 水层归一化后电阻率ΔRd与归一化后密度曲线Δρ交会特征明显不同，油层有交会特征，而水层没有。对于D井，归一化后电阻率ΔRd与归一化后密度曲线Δρ无交会或呈现微弱交会特征，测井解释为含油水层或油水同层。

采用深电阻率与密度交会法确定了C油田东营组油水层判别标准，由图8可以看出，经测试、取样及测压证实的油层点均位于电阻率大于12 Ω·m、ΔRd-Δρ值大于2.3的范围之内，而取样、测压证实的水层及含油水层点则在油层区域之外，用该方法区分油层和水层具有较好的效果。

图8 东营组ΔRd-Δρ与深电阻率交会图Fig. 8 Crossplot of ΔRd-Δρ vs resistivity in the Dongying Formation

4 结论

（1）砂泥岩储层电阻率值除了受流体性质类型影响外，还与地层中所含粘土矿物类型有关，以高岭石粘土矿物为主的储层电阻率要高于以其他粘土矿物为主的储层电阻率，这是C油田东营组高阻水层形成的主要原因，该认识对渤海中深层储层评价具有指导意义。

（2）根据不同储层流体测井响应特征，以Archie公式为理论基础，利用流体替换方法可以初步指示储层流体含油饱和度大小，而采用深电阻率与密度曲线交会法可以进一步快速、有效定性识别高阻水层和油层，ΔRd-Δρ与深电阻率交会图版可以对油水层进行定量识别。

（3）C油田东营组流体识别方法综合考虑了物性、含油性及电性等特征，有效解决了物性变化引起电阻率变化给流体识别带来的困扰，流体识别结果可以为C油田中深层油气勘探提供可靠的依据。