李子悅， 毛志強， 徐錦繡， 張 寧， 汪 鵬

( 1. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2. 中國石油大學(北京) 地球探測與信息技術(shù)北京重點實驗室，北京 102249； 3. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452； 4. 中國石油大學(北京)克拉瑪依校區(qū) 石油學院，新疆 克拉瑪依 834000 )

0 引言

低阻油層通常是指與鄰近水層電阻率之比小于2的油層[1]。采用測井曲線不易識別這類油層，容易導致遺漏或誤判。人們從內(nèi)因和外因方面研究低阻油層的成因機理：內(nèi)因是指油氣層本身的巖性、結(jié)構(gòu)、物性和地層水等因素[2-6]；外因是指工程因素[7-9]。不同地區(qū)及層位的低阻油層成因各不相同[10-12]，既可能是以單因素為主，也可能是多因素共同作用造成的。在建立低阻油層的巖石導電模型時，Given W W[13]把油層低阻的成因歸結(jié)于高束縛水和石骨礦物導電。在研究葡西地區(qū)油層低阻成因時，根據(jù)黏土礦物、粒度、薄片鑒定等巖心分析資料，結(jié)合儲層測井響應特征，汪愛云等[14]認為高束縛水飽和度和高伊利石含量是油層低阻的主要原因。在研究尼日爾Agadem區(qū)塊古近系Sokor1組低阻油層時，根據(jù)巖石薄片、掃描電鏡、X線衍射黏土礦物、地層水礦化度等資料，單祥等[15]分析巖石粒度、孔隙結(jié)構(gòu)、黏土礦物含量及類型、油層厚度、導電礦物及油藏類型等因素，認為高束縛水含量、黏土附加導電和油層厚度薄是油層低阻的主要成因。根據(jù)宏觀地質(zhì)背景和巖心分析化驗資料，吳金龍等[16]討論濟陽坳陷低阻油層微觀成因機理，認為除了高束縛水飽和度和泥質(zhì)附加導電之外，高地層水礦化度也是造成濟陽坳陷油層低阻的主要原因之一。

在LD油田陸續(xù)鉆探多口評價井。探評階段把東營組二段EdⅡ油組電阻率高于10.0 Ω·m的儲層劃分為油層，電阻率在4.0～10.0 Ω·m之間的儲層劃分為油水同層，電阻率小于4.0 Ω·m的儲層劃分為水層。開發(fā)階段生產(chǎn)動態(tài)測試表明，部分電阻率小于10.0 Ω·m的穩(wěn)產(chǎn)油層(如LA5井的油層電阻率為6.5 Ω·m)為低阻油層，用10.0 Ω·m的電阻率下限值劃分油水層容易導致部分油層誤判或遺漏。因此，需要研究低阻油層的成因機理及分布規(guī)律，為低阻油層的識別及評價提供依據(jù)。

人們主要依據(jù)巖心分析資料和測井曲線研究低阻油層成因機理。LD油田受環(huán)境及作業(yè)成本等因素限制，原有巖心分析資料不足(取心數(shù)量較少)且基本性質(zhì)發(fā)生改變(存放時間較長)，無法通過再次取心補充相關(guān)分析資料。筆者利用常規(guī)測井、核磁共振測井、井壁微電阻率成像測井等方法，結(jié)合有限的巖心分析資料，分析儲層的巖性和物性特征，研究EdⅡ油組低阻油層的成因機理。

1 地質(zhì)背景及儲層特征

1.1 地質(zhì)背景

LD油田位于渤海東部海域[17]。區(qū)域構(gòu)造位于郯廬斷裂下遼河坳陷和渤中坳陷的過渡帶，處于渤東低凸起向東北方向延伸的傾沒端[18]?？v向包含新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組和古近系東營組等含油層系：明化鎮(zhèn)組為淺水三角洲沉積；館陶組以辮狀河沉積為主，局部地區(qū)發(fā)育低彎度曲流河沉積[19]；東營組三段和東二下亞段以湖盆擴張為主，為淺湖—半深湖沉積，東二上亞段和東一段為三角洲沉積[19-20]。東營組二段為主要含油層系。

東營組儲層主要為極細—中粒巖屑長石砂巖，顆粒分選為中—好，磨圓為次圓—次棱狀。巖石成分成熟度較低，石英體積分數(shù)為28.0%～51.0%，平均為42.8%；長石體積分數(shù)為26.5%～42.0%，平均為34.9%；巖屑體積分數(shù)為13.0%～39.0%，平均為22.2%，巖屑成分以火成巖和變質(zhì)巖巖塊為主。填隙物以泥質(zhì)雜基、高嶺石和菱鐵礦膠結(jié)物為主，部分含鈣砂巖方解石體積分數(shù)大于10.0%。

1.2 儲層特征

1.2.1 縱向剖面

L3、LA5及L5A井橫向連井剖面見圖1。根據(jù)常規(guī)測井響應特征差異，儲層由上至下可劃分為A、B、C、D四段。從A至D段電阻率呈下降趨勢，與之對應的其他測井曲線也有相應的變化(測井響應特征見表1)。研究區(qū)大多數(shù)井A～B段在評價階段已經(jīng)證實為油層，生產(chǎn)階段部分井C段發(fā)現(xiàn)低阻油層。

圖1 LD油田EdⅡ油組儲層測井曲線形態(tài)特征連井剖面Fig.1 Correlation of well log curve morphological characteristics of EdⅡ oil formation in LD oilfields

表1 LD油田EdⅡ油組縱向儲層類型變化及測井響應特征

1.2.2 測井響應

由于研究區(qū)鉆井時期跨度大，探井、評價井測井系列選擇存在一定差異，只有少量評價井的部分層段加測井壁電阻率成像、核磁共振等。為了研究各類儲層的巖性、物性特征，根據(jù)不同井測井資料采集狀況，采用組合的方式，建立A～D段儲層的“組合”測井曲線，測井響應特征見圖2。其中，A段在探評階段已被證實為一套礫巖，是LD油田標志性地層，分布廣泛、厚度穩(wěn)定，D段為典型的砂巖儲層；B與C段儲層類型需要依據(jù)測井響應研究巖石結(jié)構(gòu)和孔隙特征。

根據(jù)井壁微電阻率成像結(jié)果，A、B及C段儲層含礫石。A段儲層具塊狀結(jié)構(gòu)；B段具有清晰的層理結(jié)構(gòu)；C段儲層高電阻率礫石(亮斑)與低電阻率細粒成分(暗色)混雜，分選性較A、B段的更差；D段儲層為紋層狀、層理結(jié)構(gòu)清晰的砂巖。

三孔隙度曲線顯示：A段礫巖儲層孔隙度較低；B與C段含礫儲層孔隙度差異較小且高于A段的。各儲層核磁共振測井T2譜形態(tài)特征差異明顯：A段礫巖T2譜分布寬且多峰，屬于典型的礫巖儲層特征；D段T2譜位置靠后且有明顯雙峰，是典型的砂巖儲層特征；B段兼有A和D段儲層的T2譜分布特征；C段儲層T2譜短弛豫分量占比高，是巖石分選差、導致孔隙結(jié)構(gòu)復雜的特征。

2 油層低阻成因

2.1 巖性

井壁微電阻率成像及核磁共振等測井響應特征(見圖2)表明，EdⅡ油組A～D段儲層分別對應四種巖性：礫巖、含礫砂巖、砂礫巖及砂巖。

電阻率的縱向變化與儲層巖性變化保持高度一致：A段礫巖儲層物性最差、電阻率最高；B段含礫砂巖油層物性較好，電阻率比A段礫巖的略低，屬于正常電阻率油層；C段砂礫巖油層分選極差，表現(xiàn)為低阻油層；D段砂巖儲層普遍位于研究區(qū)油水分界面以下，為物性最好的水層，電阻率最低。因此，巖性變化造成C段砂礫巖油層電阻率縱向上相對較低，即巖性變化為研究區(qū)油層低阻的主要控制因素。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)

B段含礫砂巖儲層與C段砂礫巖儲層總孔隙度差別不大。FMI圖像顯示C段巖石分選極差，細粒組分的充填容易導致孔隙結(jié)構(gòu)復雜、微孔隙發(fā)育；核磁T2譜短馳豫分量高也證實這一點。這種復雜的孔隙結(jié)構(gòu)造成C段砂礫巖儲層束縛水飽和度升高、電阻率降低。

2.3 黏土礦物

X線衍射黏土礦物分析表明，東營組(EdⅠ～EdⅣ)黏土礦物以伊/蒙混層為主，體積分數(shù)為49.0%；伊利石、高嶺石和綠泥石次之，體積分數(shù)分別為22.0%和19.0%；綠泥石體積分數(shù)最少。其中伊/蒙混層屬于一種陽離子交換能力(CEC)較強的黏土礦物。水資料分析表明，EdⅡ油組地層水屬于CaCl2水型，地層水礦化度較低且變化范圍不大，在1.048 5～1.829 3 g/L之間。歐陽健等[1]證實，對于高CEC黏土礦物地層，地層水礦化度較低的黏土束縛水飽和度更高。根據(jù)測井響應特征分析結(jié)果，核磁T2譜短弛豫分量高、SP曲線異常幅度明顯降低表明：C段低阻砂礫巖儲層的泥質(zhì)組分比其他儲層的相對略高，黏土束縛水飽和度比其他儲層的更高，電阻率相對更低。

圖2 LD油田EdⅡ油組測井曲線組合Fig.2 Combined log curves of EdⅡ oil formation in LD oilfields

3 儲層類型

圖3 EdⅡ油組儲層段自由流體孔隙度—核磁束縛水飽和度交會圖Fig.3 The cross-plot of free fluid porosity and irreducible water saturation from EdⅡ oil formation

研究區(qū)生產(chǎn)階段試油測試表明，低阻油層分布于EdⅡ油組C段砂礫巖。研究區(qū)L2、L3及L5A井核磁共振T2譜以33 ms為T2截止值，計算核磁共振測井可動流體孔隙度與束縛水飽和度，得到EdⅡ油組儲層段自由流體孔隙度—核磁束縛水飽和度交會圖(見圖3)。

不同類型儲層自由流體孔隙度及核磁束縛水飽和度有明顯差異：A段礫巖儲層束縛水飽和度在37.0%～58.0%之間，自由流體孔隙度<9.0%；B段含礫砂巖儲層束縛水飽和度與A段礫巖儲層的類似，在37.0%～58.0%之間，自由流體孔隙度>9.0%；C段砂礫巖儲層束縛水飽和度普遍大于58.0%，自由流體孔隙度<9.0%；D段砂巖儲層束縛水飽和度小于37.0%，自由流體孔隙度>9.0%。因此，利用自由流體孔隙度—核磁束縛水飽和度交會圖，可以對EdⅡ組儲層進行有效劃分，識別EdⅡ組儲層正確率為92%。

4 儲層沉積背景

縱向上，EdⅡ油組的低阻油層發(fā)育于C段砂礫巖。區(qū)域上，只有部分含有砂礫巖儲層。砂礫巖儲層橫向上的區(qū)域分布受沉積背景的控制。因此，分析C段砂礫巖儲層的沉積背景及區(qū)域分布規(guī)律有助于低阻油層的有效識別。

東營組二段沉積時期，研究區(qū)主要物源來自北東方向的金縣—復州水系和南西方向的渤東低凸起，以辮狀河三角洲前緣亞相和淺湖亞相為主(見圖4)。來自兩個物源方向的三角洲朵體在LA8井至LA2井附近幾乎匯合，朵體間由湖灣分隔[21]。東二段沉積后期處于基準面下降的過程[21-22]。B-C段儲層沉積時期，研究區(qū)水深較大，且河流的流速和流量較大，攜帶的大量碎屑物質(zhì)在三角洲前緣快速堆積，形成具有固定前緣斜坡的三角洲進積砂體，在外界觸發(fā)機制下，可能形成砂質(zhì)碎屑流[23]。至EdⅡ油組沉積晚期(A段)，隨基準面下降，水體變淺，且物源供給相對充足，沉積微相變化較快，三角洲前緣水下分流河道砂體沉積作用異?；钴S，水動力較強，因此A段儲層巖性以礫巖為特征。

圖4 EdⅡ油組沉積相平面分布

圖5 EdⅡ油組砂礫巖層厚度平面分布

根據(jù)測井信息，識別的C段砂礫巖儲層主要分布于近南北方向的L1井到L5A井一帶以西，繪制EdⅡ油組砂礫巖儲層厚度平面分布圖(見圖5)。砂礫巖儲層具有平面分布范圍不大、垂向厚度變化快、靠近南西物源方向砂礫巖厚度較大等特點，與砂質(zhì)碎屑流沉積特征特一致。該砂礫巖屬于三角洲前緣亞相砂質(zhì)碎屑流沉積，物源為南西方向，研究區(qū)發(fā)育砂質(zhì)碎屑流沉積的區(qū)域可能伴隨低阻油層的產(chǎn)生。

5 結(jié)論

(1)縱向上儲層巖性的變化、復雜孔隙結(jié)構(gòu)及黏土礦物造成的高束縛水飽和度，是LD油田東營組二段EdⅡ油組油層低阻的主要原因。

(2)在缺乏巖心分析資料的情況下，井壁微電阻率成像、核磁共振等測井技術(shù)可以作為識別、分析低阻油層的有效方法。利用核磁共振測井自由流體孔隙度—核磁束縛水飽和度交會圖法，判別儲層類型正確率可達92%。

(3)發(fā)育低阻油層的砂礫巖儲層可能為物源來自南西方向的砂質(zhì)碎屑流沉積。低阻油層的發(fā)育受砂質(zhì)碎屑流沉積的控制主要分布于L1井至LA5井以西。