白秋地区低阻油层成因分析与识别方法

吴爱红，白 丽，田 新，杜家澄，胡恒波，张运杰

（1．河南石油工程有限公司测井公司，河南南阳473132，2中国地质大学（武汉）地球科学学院）

白秋地区位于南阳凹陷北部坡折带，区块内同时发育的北东向及北西向两组断层相切割，并形成一定规模系列的断块构造圈闭群，在断块群内还发育了一些较小的次断层，它与主断层切割形成了多个小断块，这些次断层对油气聚集同样起着重要的控制作用，并使油层分布和油水关系变得更为复杂。该区块是一个典型的多断块、复杂岩性的断块－岩性油藏，存在大量低阻油层，使测井解释评价难度加大，因此，本区测井评价的重点主要是低阻油层的成因分析及有效识别。

影响油层电阻率降低的因素有多种，本文以大量测井资料、岩心分析、试油和水分析资料为依据，对白秋地区储层的低阻成因进行分析，找出了该区低阻油层的主控因素，为下一步低阻油层识别奠定了基础。

1 低阻油层成因分析［1－3］

1．1 束缚水含量高

高束缚水饱和度是低阻油层广泛发育的主要成因之一，在低阻油层成因研究中占有十分重要的地位。受沉积作用的控制，白秋地区储层岩性较细，微孔隙发育，孔隙结构复杂，使得储层束缚水含量较高，这些束缚水与渗流孔隙中的自由水并存，形成了相对发达的导电网络，导致储层电阻率降低，形成低阻油层。根据白秋地区相渗实验分析结果，所做两口井8块岩心的束缚水含量均在52%以上。

1．1．1 岩性细，岩石颗粒表面粗糙

从图1粒度实验可知，白秋地区岩性较细，粒度中值分布范围在0．01～0．55 mm之间，大部分粒度分布峰值不超过0．25 mm，特征峰值为0．1 mm，平均值为0．15 mm，部分井峰值仅为0．063 mm（岩性主要为细砂－粉砂岩），粒径细小则使得比表面积增大，引起束缚水含量升高，导致含水饱和度上升，这对电性造成很大影响；同时颗粒细、原生孔隙小，使孔隙中的水难以流动，且不利于碳酸盐岩的溶解，这些未被完全溶解的碳酸盐胶结物，致使原本比较光滑的石英长石等矿物的表面变得粗糙不平，使其比表面增大、微孔隙增多，同时它还能吸附更多的粘土矿物，使孔隙进一步微孔化，并导致岩石的束缚水含量增加，含油饱和度下降，电阻率降低。

图1 白秋地区储层粒度中值分布图情况

1．1．2 自然伽马和束缚水饱饱和度增加，电阻率呈下降趋势

图2为白秋地区自然伽马相对值与电阻率交会图，从中可看出，自然伽马相对值与电阻率关系密切，即随着自然伽马相对值增加，电阻率呈下降趋势。

图3为白秋地区束缚水饱和度与电阻率交会图，从中可看出，随着束缚水饱和度的增加，电阻率呈下降趋势。

1．2 断块多，地层水矿化度变化复杂

图2 白秋地区自然伽马相对值与电阻率交会图

图3 白秋地区束缚水饱和度与电阻率交会图

白秋地区的地层水总矿化度在6 000～15 000 mg／L之间，主要集中在10 000～12 000 mg／L之间。随着深度的增加，地层水矿化度变化复杂。白秋地区储层受到构造、断层和砂体三方面的控制，油藏类型主要以断层—岩性油藏为主，构造和岩性的圈闭作用是地层水矿化度变化复杂的主要原因。因此，解释过程中的地层水电阻率取值是一个难点，需采用逐点求取地层水电阻率的方法加以解决。

1．3 断块多且小，构造幅度低

白秋地区三角洲前缘亚相以分流河道沉积为主，断层交错发育，形成一定规模系列的断块构造圈闭群，并造成复杂的油水关系。2010年在白秋完钻的南104井在H2Ⅲ段有较好的油气显示，H2Ⅲ2小层为标准油层，H2Ⅲ8＋9小层试油为油水同层，后在其高部位部署了南108井，完钻后校直，南108井H2Ⅲ2小层比南104井高50 m，但在另一断块，电性变差，为明显水层特征，这些均表明断块小，且不同断块之间油水关系复杂。随后在南104井高部位同一断块钻探南104－1井，完钻后校直，南104－1井H2Ⅲ8＋9小层比南104井高4 m左右，该层电性好，呈油层特征，说明本区含油构造低，含油丰度不够，这也是该区油层低阻的主要原因。另外，通过本区多套油层对比可知，白秋地区油藏埋深较深，含油层数多，含油层段内有多个油水组合，无统一的油水界面，单油砂体呈窄条带状分布，油层含油高度30～150 m，含油宽度较窄。油层厚度一般2～6 m。油层分布受断层控制及砂体物性影响显著，每个砂层在断鼻高点均能形成油层，剖面上顺断层呈“屋脊状”分布，平面上沿构造高部位呈“叠瓦状”展布；同一断块高部位常因砂体物性变差而形成多个断层－岩性油藏。因此，白秋地区油藏构造幅度小，油柱高度低，油水过渡带宽，是造成本区油气储层电阻率低的原因之一。

2 低阻油气层识别方法

通过对白秋地区油层低阻的成因分析，认为该地区低阻的主要原因是岩性细造成了高束缚水含量，并使得地层电阻率降低以及地层水性变化大。针对以上低阻问题，采用计算储层泥加粉砂含量，利用泥加粉砂含量对储层电阻率进行校正及准确计算地层水电阻率的方法，以实现对低阻油层的有效识别。

2．1 泥加粉砂含量对电阻率进行校正方法

图4为白秋地区岩心分析的储层泥加粉砂含量与电阻率关系图，利用该图版可对储层电阻率进行校正。

图4 白秋地区泥质＋粉砂含量与电阻率交会图版

图5为泥质＋粉砂含量计算模型所处理的白秋地区南79井的解释成果图。从中可看出，16号层的泥加粉砂含量明显高于原处理的泥质含量，经过泥加粉砂含量校正后的地层电阻率增高，处理的含油饱和度增高，原解释结论为水层，经过泥加粉砂含量校正后解释结论为油水同层，该结果与试油结论相符。

2．2 构建储层综合物性指数方法

通过对白秋地区水分析资料分析可知，地层水矿化度变化复杂对电性的影响较大。因此，有必要寻找地层水矿化度（或地层水电阻率）与自然伽马、自然电位和地层温度等参数间的变化关系，从而建立地层水的计算模型。利用拟合关系，采用测井多参数模型进行地层水电阻率计算，并构建一个综合物性指数RP，利用RP与计算的地层水电阻率RWA之间的幅度差，可以有效区分油水层。图6为白秋地区南61井的处理成果图，从中可看出含油层段计算的RP与RWA之间有较大的幅度差，可有效区分油水层，该结果与试油结论相符。

图5 白秋地区南79井解释成果图

3 结论

（1）造成白秋地区油层低阻的主控因素是高束缚水含量，而岩性细、孔喉半径小、孔隙结构复杂是造成本区束缚水含量高的主要原因。

（2）水性变化大是白秋地区油层低阻的另一重要原因。

（3）利用泥加粉砂含量对电阻率进行校正和构建储层综合物性指数的方法可有效识别低阻油气层，该方法结果与试油结论相符。

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