地下水系统对鄂尔多斯低阻油层成因的控制作用

2015-12-15申怡博

地下水 2015年2期

申怡博

(西北大学地质学系，陕西西安 710069)

由于社会经济建设对油气资源的需求日益增加，常规油藏的开发已远远不能满足发展需要。同时，随着地球科学技术的飞速发展，油田勘探开发不断深入，也为非常规油藏的开发提供了理论和技术支持。研究低电阻率油层，对油气勘探开发具有重要现实价值和理论意义。

近年来，在鄂尔多斯盆地石油勘探开发不断深入的过程中发现，其西缘的伊陕斜坡盐定含油区中生界储层内广泛发育低电阻率油层[1，2，3]。本文力求结合该地区的具体地质情况，在现有常规勘探资料和研究成果的基础上，精细分析并探讨该地区地下水系统对低阻油层形成机制的影响。

1 束缚水饱和度对电阻率的影响

大量研究结果表明，本区储层岩性具有泥质含量高、孔隙结构复杂的特点[4，5，6]。由于岩性泥质含量较高，泥质的主要成分是粘土，粘土含量的增多不仅增加了颗粒表面积，堵塞了孔喉，同时粘土的特殊吸水膨胀特性也大大增加了泥质砂岩储层的含水量;孔隙结构越复杂，能够被毛细管力控制的孔隙空间就越多，那么被毛细管力束缚在孔喉内的含水量就会大大增加，从而增加了储层中不动水含量。这些都会导致储层中导电能力增强、导电路径增加，从而引起储层电阻率大大降低[7，8]。

研究区储层宏观上是受到地层的非均质性强等因素影响，微观上则是受伊利石、高岭石等粘土矿物含量较高等因素控制，导致了该地区储集层普遍存在高束缚水饱和度的现象。高束缚水饱和度是导致油层电阻率降低的最主要原因，也是研究区形成相对低电阻率油层的主控因素之一。其本质上是物性决定的孔隙结构复杂等因素所导致的高束缚水饱和度，而岩性则是导致物性差异的主导因素[9，10]。

A井取心分析样品，正处于试油段内，试油结论为油水同层。从孔隙吼道半径分布直方图可明显看出孔隙度分布较广(见图1)，微孔与中等孔发育，可见其孔隙结构复杂。

又如B井取样分析段正处于试油段内，试油结论为油水同层。从孔隙吼道半径分布直方图可看到明显的双峰模式(见图2)，反映其孔隙结构复杂。从该井的孔渗关系图(见图3)上也可以看出存在两个明显不同的孔渗关系。

图1 A井(1837.5m)压汞曲线及其孔吼分布特征

图2 B井取芯压汞试验分析报告

图3 B井长2段岩心分析孔渗关系

如表1所示，通过相渗透率试验分析可以看出 A、B井为低阻油层，其束缚水饱和度普遍偏高;C井为常规油层，其束缚水含量明显低于A、B井。由此可以看出，高束缚水饱和度使储层导电性强，并产生电阻率低的现象。

2 地层水矿化度对电阻率的影响

测井解释油水层的基础和起点，就是求取地层水电阻率Rw，该参数则是受到地层水系统的控制[11，12]。地层水矿化度，直接决定了Rw值的大小。对于像研究区这样一个地层水系统复杂的区域来说，如何认识、求准Rw是用常规阿尔奇公式解释油水层的核心问题。

表1 研究区储集层相渗分析结果

根据研究区试油试产井的结果普遍具有较高含水率，显示出油水分异性差的特点。此时，地层水对电阻率的影响因素远强于石油对之的影响，这种具有较高含水率的产油层与水层的电阻率差异不明显。在假定岩性条件和储层物性基本相似的情况下，若地层水矿化度变化较大，就更加混淆了含油层和纯水层之间电阻率的差异[13]。在研究区储层具有较强非均质性的条件下，油水层识别的复杂性进一步加大。

研究区储层地层水离子以 Na+(K+)和 Cl－为主，构成第一盐类。Ca2+、Mg2+、SO42－、CO32－则相对较少，构成第二盐类，未检测到 Ba2+，HCO3－，见表 2。根据研究区内已知的地层水的总矿化度换算其地层水电阻率 Rw从0.03～0.15Ω·m不等，又由阿尔其公式可知:Sw=K·Rw1/n。根据对研究区的测算，本区 n=1.0946，即，含水饱和度与地层水电阻率近似成正比。因此相同的Rt，其含水饱和度可能相差数倍，足以说明这种复杂的地层水矿化度对储层电阻率产生的巨大影响。

3 岩石润湿性对电阻率的影响

地层导电能力大小的最主要影响因素是地层流体的性质。除了地层水含量与矿化度以外，其分布状态也起到相当大的作用[14]。储层中的流体分布受到其岩石润湿性的控制。由于亲水的储层中，水附着在孔隙的表面，不仅能提高束缚水饱和度，而且还可以形成可观的导电网络[15]。因此，对于拥有相似孔隙度、孔隙结构、地层水系统的地层，亲水的储层导电性要明显强于亲油的储层。

根据对研究区目标地层岩石润湿性测试结果统计(见表3)，发现如下规律(见图4):低阻储层的岩石润湿性均为偏亲水或亲水，未见偏亲油的样品;常规储层则从偏亲油到偏亲水均有分布。常规储层偏向亲油方向的均为油水同层，而其亲水性越强，含水率也有明显的增大趋势。低阻储层也有类似特点，其亲水性越明显，含水率越高。整体而言，低阻储层的岩石亲水性要明显强于常规储层。

4 钻井液侵入对电阻率的影响

据现有资料统计，研究区钻井液侵入特征大多为高阻侵入，即无论何种含油级别，其测井曲线均呈现八侧向电阻率＞中感应电阻率＞深感应电阻率(见图5)。

表2 研究区地层水分析结果

表3 研究区储层岩石润湿性实验

图4 岩石润湿性与复杂油水层的相对关系

经及时与时间推移测井以及数值分析研究发现，对于含油饱和度相对较高的油水同层(见图6)，只在钻井液浸泡较短的时间内才能测到双感应测井反映的低侵，由于探井从开钻到测井时间较长，大多数双感应测井反映为高侵[16，17]。对于低含油饱和度的含油水层或水层(见图7)，其油相渗透率低，随钻井液浸泡时间增加，在油层侵入带内造成低阻环带推移消失的速度增快，探测较浅的中感应很快受到推移的高阻侵入带影响而升高，但深感应测井增幅较小，增速较慢，出现双感应显示为高侵。

图6和图7，代表了淡水钻井液侵入不同含油饱和度的储层时对感应电阻率读值的不同影响。可以看出油水同层时，感应电阻率仅在较短时间内表现为低阻侵入，之后都呈现出高阻侵入的特征。并且由此可以看出，深感应电阻率已经远远低于地层的真实情况，而且随着时间的推移还有进一步降低的趋势。含油水层或水层时，感应电阻率呈现出高阻侵入的特征，中感应的增幅都要明显高于深感应。同时，深感应电阻率高于地层的真实情况，而且随着时间的推移还有进一步增大的趋势。综合上述两者的情况而论，由于油水同层的电阻率随时间不断降低，而水层电阻率不断提高，其电阻增大率将越来越小，进而形成低阻现象。