邱启红，夏朝辉，张 铭，殷 超

（1.西安石油大学油气资源学院，陕西西安 710065； 2.中国石油勘探开发研究院亚太所，北京 100083；3.中国石油长庆油田第二采油技术服务处，甘肃庆城 745100）

印尼XX区块高阻水层成因分析

邱启红1，夏朝辉2，张 铭2，殷 超3

（1.西安石油大学油气资源学院，陕西西安 710065； 2.中国石油勘探开发研究院亚太所，北京 100083；3.中国石油长庆油田第二采油技术服务处，甘肃庆城 745100）

以印尼XX区块为主要研究对象，针对该区块中L组含水层段在测井解释过程出现解释结果与试油资料不一致的矛盾，开展了对该区块高阻水层成因的探究。充分利用现有资料，排除高阻岩性沉积，泥浆滤液高侵等因素的影响，根据SP曲线中含水层段出现的明显正异常，结合地层水分析资料，最终得出地层水矿化度低是形成高阻水层的主要原因。对XX区块高阻水层的分析，有利于我们对该区做出正确的测井解释，并指导油水层的正确划分，为后期储量评估与勘探开发奠定基础。

测井解释；高阻水层；SP曲线；地层水矿化度

研究区块XX位于印度尼西亚纳土纳盆地，是一个构造上发育东西向和北东—南西向复杂半地堑的近海油气田。该区块主要含油层系是始新世同生裂谷期的L组，为辫状河—湖相三角洲沉积。在测井解释过程中，根据大量岩心资料以及试油数据确定该区块L组的流体识别标准后，发现个别层解释结果与试油资料相矛盾：解释结果为油层的，试油结果却为水层，且水层电阻率值较高，油水层电阻率差异较小。

1 L组高阻水层的提出

1.1 L组流体识别标准

在对XX区块L组测井解释过程中，利用已试油资料，结合深侧向电阻率（RLLD）、密度（DEN）、声波（AC）等测井资料，制作了深侧向电阻率与密度交会图、深侧向电阻率与声波交会图等识别流体性质解释图版，并以岩心刻度测井作依据，采用数理统计方法，建立储层参数的数学模型定量计算储集层参数[1]，得出了识别流体性质的一般标准：油层：RLLD≥6 ohmm，Sw≤75%，Ф≥12%，K≥1×10-3µm2，AC≥90 µs/ft；水层：RLLD< 6 ohmm，Sw> 75%，Ф≥12%，K≥1×10-3µm2，AC≥90 µs/ft；干层：DEN > 2.5 g/cm3，Ф < 12%，AC < 90 µs/ft。

在西门杜（Simandoux）公式中，利用XX-1井的水分析数据确定该储层地层水电阻率为Rw= 0.45 ohmm@75°F。

1.2 高阻水层的提出

XX-1井在井深7 684 ~ 8 110 ft段，测井解释成果显示（图1）该井段储层电阻率高达55 ohmm，最低为15 ohmm，孔隙度（Ф）在12% ~ 24%之间，渗透率（K）高达165×10-3µm2，含水饱和度（Sw）小于75%，最低为14%，与上部油层段具有相似的特征，且根据油层识别标准判定为油层；然而试油资料显示为水层日产油0桶、日产水3 570桶，与解释结果矛盾。根据XX-1井的油层段试油段资料与该井段的试油资料做了DENRT交汇图（图2），图中该井段水层深侧向电阻率与油层电阻率在15 ~ 55 ohmm之间出现重叠，水层电阻率大于油层的电阻率下限值：6 ohmm，油层与水层电阻率差异较小，难以识别[2]。鉴于此，在研究中把电阻率大于6 ohmm的水层统称为高阻水层。

图1 XX-1井L组油水层测井解释成果

图2 XX-1井DEN-RT交汇图

2 高阻水层成因分析

导致水层呈现高阻的原因有很多，如高阻岩性沉积，泥浆滤液高侵，低地层水矿化度，岩石物性差等的影响[3]。在图1中，SP曲线显示为正异常，微球形聚焦电阻率低值，排除高侵的影响；在XX-1井中，含水层段的泥岩电阻率与上部含油层地层段（图1）的泥岩电阻率特征一致，排除高阻岩性沉积的影响（如灰质）；研究区块L组含水储层段的沉积物主要为含粗砾砂岩的辫状河沉积，含少量细—中粗砂岩的三角洲前缘沉积，分选中等[4]，且在图1中，该含水层段储层的孔隙度、渗透率都较高，甚至有些高于上部油层段，由此排除岩石物性差的影响。排除了这些因素的影响后，推测影响该区块L组水层电阻率呈现高阻的原因是地层水矿化度太低。

2.1 自然电位反映地层水矿化度的可靠性

我们知道自然电位测井是划分岩性和研究储集层性质的基本方法之一。影响自然电位的因素主要有岩性、地层温度、地层流体与泥浆中含盐浓度的比值、地层电阻率、泥浆电阻率等。在其它条件基本不变的情况下，如某一井段岩性、物性基本一致，地层温度基本在一定值的范围内，泥浆滤液的矿化度在一定的值域内，自然电位与地层水电阻率之间关系为[5]：

式中：SP — 自然电位值，mV；

K — 扩散电动势的系数；

Rmf— 泥浆滤液电阻率，Ω·m；Rw— 地层水电阻率，Ω·m。

由上式可知，SP直接取决于Rw的大小；地层水矿化度越低，其Rmf/ Rw的值越小，当Rmf/ Rw<1时，自然电位产生反向。地层水越淡，SP的正幅度差越大，反之其正幅度差越小。可见，在复杂地层水矿化度条件下，自然电位曲线是反映地层水矿化度变化的最直观的曲线[6]。

2.2 XX区块L组的低矿化度的确定

图1中，含水井段的SP曲线较上部的油层出现了明显的正异常，且在该区块其他井含水层段，也发现了类似的情况，如井XX-3（图3），由此推知这可能是地层水矿化度低造成的。地层水矿化度低，会使地层电阻率升高，油水层电阻率差异变小[7-9]。一般情况下，地层水矿化度随储层埋深的增加而升高，但从XX-1井的水分析数据（表1）可以看出，随储层埋深的增加，矿化度降低，且变化范围较大[10]，在油层段地层水的矿化度为8 129.4 mg/L，而在水层段，地层水矿化度骤降为1 400 ~ 1 500 mg/L。据此验证了XX区块L组出现高阻水层的主要原因是由于地层水矿化度太低造成的。

图3 XX-3井L组油水层测井解释成果

表1 XX-1井地层水分析

3 低矿化度水层的测井解释

依据上述对高阻水层成因的分析以及对试油资料参考，对该区块油水层含水饱和度的计算中采用分段处理的方法：对SP曲线未出现异常的油层段，仍采用原始的地层水电阻率值Rw= 0.45 ohmm@75°F；而对SP曲线出现异常的含水层段，取与油层不同的地层水电阻率值Rw= 2.46 ohmm@75°F，所得结果如图4所示。Sw< 75%，符合水层特征。

图4 XX-1井L组水层最终测井解释成果

4 结论

（1）通过对试油、水分析、测井资料等的分析，最终得出地层水矿化度低是形成高阻水层的主要原因。

（2）高阻水层的存在必然对储层参数的选取造成影响，运用测井参数模型对该部分层的处理具有不确定性，故在测井解释过程中，应采用分段处理的方法。

（3）在XX区块L组所有井的含水层段，SP曲线异常幅度明显大于上部油层，据此可以把SP曲线的异常作为划分油水层的参考，并且划分结果与试油结果吻合。但自然电位异常幅度大小在识别油水层时只能作为一个充分条件而不是必要条件，而在XX区块的应用只能算一种巧合。

（4）在测井解释过程中，充分研究利用岩心分析、试油等第一手资料，对油气水做出正确合理的解释，并建立合理的油水层划分标准，避免油水层的错误划分。

[1] 雍世和，张超谟．测井数据处理与综合解释[M]．山东东营：中国石油大学出版杜，1996．

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[3] 严焕德，王天祥，赵为永，等．涩北气田高阻水层成因及其对储层参数的影响[J]．青海石油，2009，10（2）：55-57．

[4] 冯增昭．沉积岩石学[M]．北京：石油工业出版社，1981．

[5] 张庚尊．电发测井[M]．北京：石油工业出版杜，1984：1-17.

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[7] 杨碧松．低矿化度地层水地层油气水层识别研究[J]．天然气工业，2000，20（2）：42-44．

[8] 孙灵芬，秦菲莉，陈继超．低矿化度复杂地层水剖面的测井解释方法探讨[J]．断块油气田，1999，6（5）：43-45．

[9] 王祥，灵芍，陈国华．可变的低矿化度地层水剖面的解释方法[J]．江汉石油学院学报，2000，22（4）：80-81．

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Pemex在墨西哥湾深水区再次发现重大石油储藏

据道琼斯墨西哥城消息，墨西哥总统费利佩·卡尔德龙10月5日在一次新闻发布会上表示，墨西哥国家石油公司（Pemex）在墨西哥湾深水区域第二次发现重大的原油储藏。墨国油预计此次新发现的Supremo石油储藏，按通用的探明＋概算＋可能的石油储量（3P储量）高达1.25亿桶。

卡尔德龙表示，Supremo勘探井位于距墨西哥湾马塔莫罗斯港口以东250千米处。该勘探井水深2 900米，钻取到海底1 100米深处，这是迄今为止墨西哥湾钻取的最深油井之一。

摘编自《中国石化新闻网》2012年10月8日

我国油气产量保持稳定增长

国土资源部数据显示，我国油气产量保持稳定增长，由2002年的1.8亿吨油当量提高到2011年的2.9亿吨油当量，年均净增长超过1 100万吨。10年来，石油年均探明地质储量10亿吨以上，产量跃上2亿吨大关；天然气年均探明地质储量5 800亿立方米，产量突破1 000亿立方米新台阶。

目前，我国非常规油气资源勘探开发正加速推进，煤层气初步进入产业化、商业化生产阶段，油页岩处于产业化、商业化、一体化开发利用初期，页岩气勘探开发加速推进并取得了较大进展。

摘编自《石油商报》2012年11月14日

中海油中国海域最大自营油田献油超7 000万吨

截至今年10月18日，中海油天津分公司绥中36-1作业区累产原油达到7 020万吨，创造了历史高点。

绥中36-1作业区是集油水井管理、油气水处理、原油储存和外输为一体的油田作业管理单位，是公司生产一线的业务部门之一。截至目前，共包括了绥中36-1油田（含陆地终端）以及旅大10-1、旅大4-2、旅大5-2等四大油田的23座平台，可谓中海油的航母级编队。其中，绥中36-1油田是目前中海油最大的综合性自营油田，探明石油储量达亿吨。

针对作业区内单元多、生产设施密、产能高、处理难度大、物流关系复杂等情况，该作业区统筹管理，积极创新，采用滚动勘探开发的方式，陆续投产了绥中36-1油田Ⅰ期、Ⅱ期以及三旅油田。绥中36-1油田Ⅰ期调整项目的顺利投产，更是有效地应对了油田含水上升、产量下降的不利局面，遏制了油田产量递减。正在逐步展开的绥中36-1油田Ⅱ期调整项目将在此基础上进一步释放产能。

摘编自《中国海洋石油报》2012年10月26日

Analysis of the Origin of High Resistivity Water Layer in XX Block of Indonesia

QIU Qihong1, XIA Zhaohui2, ZHANG Ming2, YIN Chao3
（1. School of Oil & Gas Resources, Xi’an Petroleum University, Xi’an Shanxi 710065, China; 2. Asia-Paci fi c Department, Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 3. The Second Extraction Technique Services of Changqing Oil fi eld, Qingcheng Gansu 745100, China）

In this paper, study has been conducted the origin of high resistivity aquifers of L formation in XX block of Indonesia because the logging data interpretation results are inconsistent with the testing results. With available data, by excluding the other inf l uence factors, such as high resistivity sedimentary rocks, high mud fi ltrate invasion, it has been concluded that the low salinity of the formation water is the main reason for high resistivity water layer through analysis of positive anomaly at aquifer section in SP curve, combined with analyzing results of formation water data. The analyzing results of the origins of high resistivity water layers in XX block is very helpful in logging interpretation on this block and division of the oil and water layers, which lays a solid foundation on reserves evaluation, exploration and development of this block.

logging interpretation; resistive water layer; SP curve; formation water salinity

P631.8

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.075

1008-2336（2012）04-0075-04

2012-05-10；改回日期：2012-07-04

邱启红，女，1985年生，在读硕士研究生，矿产普查与勘探专业，研究方向：储层地质学。E-mail：qiuqihong972@126.com。