LD油田東營組二段油層低阻成因及沉積背景

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 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。人們從內因和外因方面研究低阻油層的成因機理：內因是指油氣層本身的巖性、結構、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于高束縛水和石骨礦物導電。在研究葡西地區油層低阻成因時，根據黏土礦物、粒度、薄片鑒定等巖心分析資料，結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區塊古近系Sokor1組低阻油層時，根據巖石薄片、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、孔隙結構、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。根據宏觀地質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。開發階段生產動態測試表明，部分電阻率小于10.0 Ω·m的穩產油層(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律，為低阻油層的識別及評價提供依據。

人們主要依據巖心分析資料和測井曲線研究低阻油層成因機理。LD油田受環境及作業成本等因素限制，原有巖心分析資料不足(取心數量較少)且基本性質發生改變(存放時間較長)，無法通過再次取心補充相關分析資料。筆者利用常規測井、核磁共振測井、井壁微電阻率成像測井等方法，結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 地質背景及儲層特征

1.1 地質背景

LD油田位于渤海東部海域[17]。區域構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]。縱向包含新近系明化鎮組、館陶組和古近系東營組等含油層系：明化鎮組為淺水三角洲沉積；館陶組以辮狀河沉積為主，局部地區發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，石英體積分數為28.0%～51.0%，平均為42.8%；長石體積分數為26.5%～42.0%，平均為34.9%；巖屑體積分數為13.0%～39.0%，平均為22.2%，巖屑成分以火成巖和變質巖巖塊為主。填隙物以泥質雜基、高嶺石和菱鐵礦膠結物為主，部分含鈣砂巖方解石體積分數大于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。根據常規測井響應特征差異，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)。研究區大多數井A～B段在評價階段已經證實為油層，生產階段部分井C段發現低阻油層。

圖1 LD油田EdⅡ油組儲層測井曲線形態特征連井剖面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、厚度穩定，D段為典型的砂巖儲層；B與C段儲層類型需要依據測井響應研究巖石結構和孔隙特征。

根據井壁微電阻率成像結果，A、B及C段儲層含礫石。A段儲層具塊狀結構；B段具有清晰的層理結構；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、層理結構清晰的砂巖。

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、導致孔隙結構復雜的特征。

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，表現為低阻油層；D段砂巖儲層普遍位于研究區油水分界面以下，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油層低阻的主要控制因素。

2.2 孔隙結構

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構復雜、微孔隙發育；核磁T2譜短馳豫分量高也證實這一點。這種復雜的孔隙結構造成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，體積分數為49.0%；伊利石、高嶺石和綠泥石次之，體積分數分別為22.0%和19.0%；綠泥石體積分數最少。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。根據測井響應特征分析結果，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

研究區生產階段試油測試表明，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油組的低阻油層發育于C段砂礫巖。區域上，只有部分含有砂礫巖儲層。砂礫巖儲層橫向上的區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域分布規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，研究區水深較大，且河流的流速和流量較大，攜帶的大量碎屑物質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，在外界觸發機制下，可能形成砂質碎屑流[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常活躍，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碎屑流沉積，物源為南西方向，研究區發育砂質碎屑流沉積的區域可能伴隨低阻油層的產生。

5 結論

(1)縱向上儲層巖性的變化、復雜孔隙結構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碎屑流沉積。低阻油層的發育受砂質碎屑流沉積的控制主要分布于L1井至LA5井以西。