渤海LD油田低阻油層成因機理與評價方法*

徐錦繡 呂洪志 劉 歡 許賽男 鄭 華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

近年來，隨著油氣田勘探開發技術的快速發展，尤其是油氣層評價技術的不斷創新，低阻油藏作為一類非常規油藏已經成為油田開發過程中增儲上產的重要研究對象，通過老井復查重新認識和評價這類低阻油藏已成為老區和老油氣田挖潛的重要手段之一。然而，目前這類油藏的識別及定量解釋仍存在一定困難，由于低阻油層的成因和類型復雜多樣，導致低阻油層具有不同的巖石物理和測井響應特征，依據正常電阻率油層所建立的油水層識別方法往往會低估甚至遺漏低阻油層。目前，國內外針對低阻油層的研究大多側重于內部成因機理分析和定性判別[1]，急需建立一套針對不同地質條件下低阻油藏的成因機理、形成條件和分布規律進行定量判別低阻油層的方法，這是解決低阻油層測井定量識別難、低阻油藏開發不確定性大等關鍵問題的有效途徑。

本文以渤海LD油田低阻油層為主要研究對象，依據巖心與測井資料，結合巖心、試油、產液剖面等資料，從構造地質、沉積環境、成巖作用等宏觀因素和束縛水飽和度、黏土附加導電、地層水礦化度等微觀因素入手，對該油田低阻油層的地質成因機理進行系統分析，再綜合使用相關法、重疊法和圖版法識別低阻油層，以期為渤海油田類似低阻油層的挖潛提供重要的借鑒價值。

1 研究區地質概況

LD油田已鉆評價井7口、開發井約23口(圖1)，縱向上由3套含油層系構成，自上而下分別為明化鎮組下段、館陶組和東營組，該油田含油層系儲層屬于河流—三角洲相沉積，巖性以細—中粗粒(含礫)巖屑長石砂巖為主，砂巖粒度變化比較大，且油藏形成于低幅度構造圈閉中，易造成含油飽和度較低，其中館陶組Ng-IV、Ng-V油組和東營組Ed-I、Ed-II油組中，部分油層電阻率為4～6 Ω·m，水層電阻率為4～5 Ω·m，故油層與水層的電阻率比值小于2，屬于典型的低阻油層[2]。

圖1 LD油田館陶組頂面構造及鉆井井位圖Fig.1 Top structure of Ng Formation and well location in LD oilfield

2 低阻油層成因機理分析

低阻油層的成因可分為外因和內因兩類[3]：外因包括地層水礦化度、鉆井液侵入、沉積環境、構造背景、油柱高度、巖性變化等；內因包括黏土礦物成分、巖石粒度與物性、孔隙結構、較高束縛水含量等。

2.1 外因分析

1) 地層水礦化度與鉆井液侵入的影響。根據LD油田地層水分析資料，館陶組和東營組地層水總礦化度在12 000～17 000 mg/L，縱向上地層水礦化度沒有較大變化。鉆井液侵入對電纜測井電阻率確有一定影響，但這種影響是系統性的，即油層、水層電阻率均會有所降低，且低阻油層物性普遍較差，影響更小，而且該油田的隨鉆電阻率也顯示低阻油層確實存在。因此，地層水礦化度和鉆井液侵入造成的影響甚微，可忽略。

2) 沉積作用及構造背景的影響。LD油田館陶組以辮狀河平原相沉積為主，局部地區發育低彎曲度曲流河沉積，水動力條件較強且變化較大，儲層以中粗砂巖為主；東營組Ed-I、Ed-II油組以辮狀河三角洲前緣沉積為主，河流相水動力條件相對較弱，砂巖以極細粉砂巖—中粗砂巖為主。LD油田處于郯廬斷裂帶上，晚期構造活動強烈，尤其東營組高部位小斷層異常發育，相互之間切割關系和依附關系非常復雜，造成東營組Ed-II油組巖性更為復雜，低阻油層主要發育于該油組底部的紋層狀砂巖儲層中。

3) 油柱高度及巖性變化的影響。LD油田館陶組及東營組構造相對較緩，油柱高度普遍偏低(約20～30 m)，且低阻油層主要發育在2套地層相對較低的構造部位，這是造成油層低阻的另一個外部因素。成巖作用導致的巖石組構變化而形成低阻油層，這種影響在東營組尤為明顯。以5A井為例，電阻率成像測井及常規測井曲線顯示東營組Ed-II油組為一套巖性復雜的礫巖、含礫砂巖、砂礫巖和紋層狀砂巖，巖性變化較大，低阻油層主要分布在這套油層底部的紋層狀砂巖中(圖2)，為三角洲水下分流河道和支流間灣微相形成的砂巖與泥巖不等厚互層沉積；FMI成像顯示巖石細粒組分增多，砂泥巖呈明顯的薄韻律互層，導致微孔隙占比增多、巖石孔隙結構復雜，加之所處位置靠近油水界面，成藏過程中烴類驅替力較小，含油飽和度較低，因此電阻率較低。另外，核磁測井T2譜呈典型的雙峰形態，且譜的分布較雜亂，也說明孔隙結構復雜，粒度分選差，從而造成較高的束縛水含量，形成低阻油層[4]。

2.2 內因分析

1) 黏土礦物成分的影響。根據黏土礦物定量分析，LD油田館陶組與東營組的黏土礦物類型都以伊/蒙混層為主，高嶺石、伊利石和綠泥石次之(圖3)。黏土附加導電作用[5]導致陽離子交換較高，在地層水礦化度不高的情況下，黏土礦物表面會存在大量束縛水。巖心壓汞、相滲實驗證實，LD油田館陶組與東營組油層束縛水含量在50%左右甚至更高。

圖2 LD油田5A井東營組各層段測井曲線及電阻率成像特征Fig.2 Well logging response and resistivity imaging character- istics of Ed Formation of Well 5A in LD oilfield

圖3 LD油田館陶組與東營組黏土礦物成分Fig.3 Clay mineral of Ng and Ed Formation in LD oilfield

2) 束縛水飽和度的影響。LD油田館陶組、東營組低阻油層段巖心模擬油藏條件下的油水相對滲透率曲線得出的束縛水飽和度普遍較高，基本在40%～60%(圖4)，而較高的束縛水飽和度是導致油層低阻的根本原因。

圖4 LD油田館陶組和東營組儲層束縛水飽和度與物性的關系Fig.4 Relationship between irreducible water saturation and physical property of Ng and Ed Formation in LD oilfield

3) 巖石粒度與儲層物性的影響。由LD油田館陶組、東營組砂巖粒度分布頻率圖(圖5)可見，館陶組粒度中值主要分布在200～300 μm，而東營組粒度中值主要分布在80～200 μm。顯然東營組砂巖粒度更細，理論上更易形成低阻油層[6]。由館陶組和東營組巖心孔滲分布圖(圖6)可知，館陶組孔隙度(φ)范圍20%～30%，滲透率(K)范圍300～3 000 mD，屬于中—高孔、中—高滲型儲層；東營組孔隙度6%～18%，滲透率3～30 mD，屬于中孔、中低滲型儲層。從物性上來說，館陶組整體上優于東營組，這與粒度分布以及二者的沉積背景差異性是一致的。

圖5 LD油田館陶組和東營組粒度分布頻率Fig.5 Histogram of grain size distribution of Ng and Ed Formation in LD oilfield

圖6 LD油田館陶組和東營組巖心孔滲分布圖Fig.6 Core porosity and permeability distribution of Ng and Ed Formation in LD oilfield

4) 孔隙結構的影響。壓汞法毛管壓力曲線分析結果(圖7)表明，LD油田館陶組孔隙結構差異較大，粗細歪度并存，油藏的含油飽和度變化必然很大，從而形成了低阻油層與正常油層共存；東營組壓汞法毛管壓力曲線普遍為細歪度，表明流體驅替壓力門限高，毛細管束縛水含量高，更易形成低阻油層。

2.3 高束縛水飽和度成因機理

綜上所述，LD油田館陶組具有較強的水動力沉積環境和相對較弱的成巖作用，儲層物性、孔隙結構更優；東營組的沉積背景和成巖環境使得巖石孔隙結構更易于形成具有較高束縛水的低阻油層。然而，實際上無論復算前還是復算后，館陶組油層電阻率絕對值及物性下限均低于東營組，但二者的束縛水含量大體相當，因此要從成因機理進行分析。

圖7 LD油田館陶組與東營組壓汞法毛管壓力曲線Fig.7 Mercury intrusion data of Ng and Ed Formation in LD oilfield

如前文所述，LD油田館陶組與東營組的黏土礦物類型基本一致，以伊/蒙混層為主，高嶺石、伊利石和綠泥石次之。但館陶組伊/蒙混層比略高，且蒙脫石相對含量高，因此館陶組伊/蒙混層性質更接近于蒙脫石；而東營組黏土礦物伊/蒙混層中伊利石高達77%，故東營組伊/蒙混層性質更接近于伊利石。根據常見黏土類型，蒙脫石陽離子交換量顯著高于其他黏土礦物[7]，LD油田館陶組因含有更多的蒙脫石而具有更高的陽離子交換量，這是造成館陶組油層電阻率更低的根本原因。

黏土顆粒表面吸附水的影響因素相對比較復雜。當砂巖中含有黏土礦物，或黏土礦物以粘土膜的形式包裹在砂巖顆粒表面時，由于黏土顆粒表面帶負電，為達到電性平衡，負電荷可從附近水溶液中吸附陽離子或吸附極性水分子，形成擴散雙電層[8-9]，類似于一層不可動的“水膜”。LD油田館陶組蒙脫石含量較高，陽離子交換量較高，而地層水礦化度相對較低，故擴散雙電層的“水膜”較厚，由此造成館陶組儲層物性、孔隙結構更優，但其束縛水飽和度與東營組相當。

3 低阻油層評價方法及其應用效果

LD油田常規油層易于識別，儲量評價階段利用DST、MDT測壓取樣等資料確定的館陶組、東營組油層電阻率下限分別為6、11 Ω·m。在油田開發生產中，上述油組中某些低阻油層通過產液剖面、補孔生產等措施證實為油層，油層電阻率下限分別降低至4、6 Ω·m。因此，通過開展低阻油層成因機理和分布規律研究，建立了3種基于常規測井資料的低阻油層測井識別評價方法，即電阻率-孔隙度曲線相關分析法、Sw-Swb雙飽和度曲線重疊法、Rt/ΔSP-聲波測井交會圖版法，并采用這3種方法綜合判斷給出最終解釋結論。其中，前2種方法在渤海油田為首次應用。

3.1 電阻率-孔隙度曲線相關分析法(簡稱“相關法”)

電阻率-孔隙度曲線相關性分析是以Archie公式為理論基礎，即

(1)

式(1)中：a、b為地區系數；m為膠結指數；n為飽和度指數；φ為巖石的孔隙度，f；Sw為巖石的含水飽和度，f；Rw為地層水電阻率，Ω·m；Rt為原狀地層電阻率，Ω·m。

根據式(1)可知，電阻率測井響應與孔隙度測井響應具有相關性。對于純水層，隨著孔隙度增大，純水層電阻率降低，電阻率與孔隙度呈現負相關關系。而對于純油層，隨著孔隙度增大，油層電阻率升高，電阻率-孔隙度曲線呈現正相關關系。這就為利用電阻率-孔隙度曲線相關性識別油、水層提供了理論基礎。

根據上述相關關系，將電阻率曲線與孔隙度曲線作為2組相互獨立的并隨井深而變化的隨機變量X(x1，x2，…，xN)和Y(y1，y2，…，yN)，依據概率論與數理統計原理，2組隨機變量之間的相關系數[10]可表示為

(2)

式(2)中：N表示隨機變量的長度，即每次計算的步長；RXY表示每次計算的相關系數。

如式(2)所示，RXY的計算結果在-1～1，如果隨機變量X和Y的相對變化趨勢大體一致，則RXY>0，且相關性越好，RXY越接近1，此時可認為X和Y為正相關，即該區間表現出油層的特征；反之，如果隨機變量X和Y的相對變化趨勢大體相反，則RXY<0，且相對變化趨勢越相反，RXY越接近-1，此時可認為X和Y表現為負相關，即該區間表現出水層的特征。

圖8為LD油田A4井采用“相關法”得出的結果。其中，在2 300.9～2 307.4 m井段，已接近4 Ω·m電阻率下限，且含水飽和度較高。但據“相關法”判別，相關系數RXY接近1，即電阻率與物性變化正相關，應判別為油層。該方法的處理結果與試油、測試結果吻合，表明具有一定的可靠性。

用“相關法”對LD油田47個試油、測試層(其中油層29個、水層17個、油水同層1個)進行處理，符合率達70%，說明該方法在定性解釋儲層流體性質時具有一定規律性，可作為油水綜合判別分析的參考依據之一。

圖8 LD油田A4井電阻率-孔隙度曲線相關分析法處理結果Fig.8 Results of resistivity-porosity correlation analysis method of Well A4 in LD oilfield

3.2 SW-SWB雙飽和度曲線重疊法(簡稱“重疊法”)

低阻油層條件下僅用電阻率下限來區分油水層很容易造成誤判，本文提出利用含水飽和度SW與束縛水飽和度SWB的重疊關系(即相對含量的差異)來判別油水層。

首先通過對LD油田5口井的核磁測井資料進行分析求取束縛水飽和度，然后將其與常規測井中的泥質含量與孔隙度建立相關關系，繼而建立該地區利用常規測井資料求取束縛水飽和度的關系式。在核磁測井資料處理過程中，采用形態法求取T2截止值[11-12]，即利用變T2截止值連續處理的方式求取地層束縛水飽和度，并利用壓汞、相滲資料對核磁計算束縛水飽和度進行定量標定。然后利用核磁資料計算的束縛水飽和度分別與常規資料計算的孔隙度和泥質含量建立相關關系，最后將二者擬合，得到束縛水飽和度計算公式，達到利用常規測井解釋參數求取束縛水飽和度的目的。

以LD油田館陶組為例分別建立核磁束縛水飽和度(SWB)與孔隙度(φ)、泥質含量(VSH)的關系(圖9)，通過回歸可分別得出其關系式。

圖9 LD油田館陶組束縛水飽和度計算模型Fig.9 Calculation model of irreducible water saturation for Ng Formation in LD oilfield

館陶組核磁束縛水飽和度與孔隙度關系式為

SWBPHIT=46.774+(110.536-46.774)/

{1+2.718∧[(φ-0.189)/0.027]}

(3)

館陶組核磁束縛水飽和度與泥質含量關系式為

SWBVSH=93.103+(49.653-93.103)/

{1+2.718∧[(VSH-0.149)/0.035]}

(4)

再將二者擬合得到館陶組束縛水飽和度求取式為

SWB=0.418×SWBPHIT+0.583×

SWBVSH-0.142 (R2=0.752)

(5)

根據可動水飽和度與束縛水飽和度的基本概念，地層含水飽和度SW是可動水飽和度SWM與束縛水飽和度SWB之和,因此，將含水飽和度與束縛水飽和度重疊可顯示可動水。考慮到計算過程中存在的誤差，實際判別過程中，館陶組、東營組油層判別標準是(SW-SWB)≤15%，SW≤60%；油水同層則為(SW-SWB)>15%，SW≤80%；水層(SW-SWB)>15%，SW>80%。

圖10是以5B井為例，利用雙飽和度重疊法對2 420～2 460 m段進行判別的結果。根據含水飽和度與束縛水飽和度的差異及上述判別標準，分別解釋為油層、油水同層和水層。

圖10 LD油田5B井含水飽和度-束縛水飽和度重疊法解釋結果Fig.10 Results of SW-SWB overlap method of Well 5B in LD oilfield

用“重疊法”對LD油田目標層位47個試油、測試層進行處理，符合率90%。由此可見，只要準確求取SW和SWB，就可以有效地識別出低阻、低含油氣飽和度、高束縛水飽和度的油氣層，進而用于劃分油水過渡帶，并可以判斷油水邊界附近的疑難層。

3.3 Rt/ΔSP-聲波測井交會圖版法(簡稱“圖版法”)

LD油田大部分油層電阻率Rt大于10 Ω·m，特征明顯，易于識別，而低阻油層電阻率與水層電阻率相差不大，很難靠電阻率區分油、水層。由于低阻油層主要發育在泥質含量較高或砂泥巖混層的儲層中，分選較差、孔隙結構較差，造成低阻油層的自然電位異常幅度差ΔSP明顯變小[13]。根據這一現象，本文利用LD油田DST試油結果以及MDT測試/取樣、鉆井取心、生產剖面等資料，制作了地層深側向與ΔSP比值(Rt/ΔSP)和聲波時差交會圖(圖11)，建立油水識別圖版。可以看出，由于低阻油層的自然電位異常幅度差ΔSP明顯變小，深側向電阻率與ΔSP比值增大了低阻油層與水層之間的差別，因而可以用來區分油水層。

以A16W井館陶組為例(圖12)，1 930.3～1 938.2 m井段原解釋為油水同層，利用本文的圖版法與重疊法重新解釋，兩種方法雖略有差異，但均判定為油層，最終1 930.3～1 938.2 m井段綜合判別為低阻油層，與試油、測試結果吻合。在實際應用中，由于試油、測試資料大多為油層和水層，缺少油水同層試油結果，利用圖版法有時會出現在油水分界線附近的儲層判斷有誤的情況，此時應與其他2種方法綜合考慮分析。

圖11 LD油田Rt/ΔSP與聲波時差交會圖版Fig.11 Crossplot of Rt/ΔSP and DT of LD oilfield

圖12 LD油田A16W井Ng-IV油組圖版法油水識別結果Fig.12 Results of crossplot method in of Well A16W (Ng-IV)in LD oilfield

4 結論

1)根據“雙電層”理論，認為LD油田館陶組(Ng-IV、Ng-V油組)低阻油層形成是因蒙脫石為主的黏土礦物導致束縛水飽和度較高所致；東營組(Ed-I、Ed-II油組)低阻油層主要受巖石組構變化、砂泥巖混積作用的影響，導致儲層孔隙結構變差，從而形成了較高的束縛水飽和度。此外，較低的油柱高度也是造成兩套油組中發育低阻油層的外部主要因素。

2)本文建立的相關法、重疊法和圖版法綜合判斷流體性質效果良好，經與試油、產液剖面、生產情況等實踐檢驗，結論可靠性較高。特別是當3種流體識別方法判別結果一致時，綜合符合率高達90%以上；當3種流體識別結果出現矛盾時，結合試油、產液剖面、錄井、巖心等認識進行綜合評定，總體符合率也可以達70%以上。

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