LD油田东营组二段油层低阻成因及沉积背景

李子悦， 毛志强， 徐锦绣， 张 宁， 汪 鹏

( 1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2. 中国石油大学(北京) 地球探测与信息技术北京重点实验室，北京 102249； 3. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452； 4. 中国石油大学(北京)克拉玛依校区 石油学院，新疆 克拉玛依 834000 )

0 引言

低阻油层通常是指与邻近水层电阻率之比小于2的油层[1]。采用测井曲线不易识别这类油层，容易导致遗漏或误判。人们从内因和外因方面研究低阻油层的成因机理：内因是指油气层本身的岩性、结构、物性和地层水等因素[2-6]；外因是指工程因素[7-9]。不同地区及层位的低阻油层成因各不相同[10-12]，既可能是以单因素为主，也可能是多因素共同作用造成的。在建立低阻油层的岩石导电模型时，Given W W[13]把油层低阻的成因归结于高束缚水和石骨矿物导电。在研究葡西地区油层低阻成因时，根据黏土矿物、粒度、薄片鉴定等岩心分析资料，结合储层测井响应特征，汪爱云等[14]认为高束缚水饱和度和高伊利石含量是油层低阻的主要原因。在研究尼日尔Agadem区块古近系Sokor1组低阻油层时，根据岩石薄片、扫描电镜、X线衍射黏土矿物、地层水矿化度等资料，单祥等[15]分析岩石粒度、孔隙结构、黏土矿物含量及类型、油层厚度、导电矿物及油藏类型等因素，认为高束缚水含量、黏土附加导电和油层厚度薄是油层低阻的主要成因。根据宏观地质背景和岩心分析化验资料，吴金龙等[16]讨论济阳坳陷低阻油层微观成因机理，认为除了高束缚水饱和度和泥质附加导电之外，高地层水矿化度也是造成济阳坳陷油层低阻的主要原因之一。

在LD油田陆续钻探多口评价井。探评阶段把东营组二段EdⅡ油组电阻率高于10.0 Ω·m的储层划分为油层，电阻率在4.0～10.0 Ω·m之间的储层划分为油水同层，电阻率小于4.0 Ω·m的储层划分为水层。开发阶段生产动态测试表明，部分电阻率小于10.0 Ω·m的稳产油层(如LA5井的油层电阻率为6.5 Ω·m)为低阻油层，用10.0 Ω·m的电阻率下限值划分油水层容易导致部分油层误判或遗漏。因此，需要研究低阻油层的成因机理及分布规律，为低阻油层的识别及评价提供依据。

人们主要依据岩心分析资料和测井曲线研究低阻油层成因机理。LD油田受环境及作业成本等因素限制，原有岩心分析资料不足(取心数量较少)且基本性质发生改变(存放时间较长)，无法通过再次取心补充相关分析资料。笔者利用常规测井、核磁共振测井、井壁微电阻率成像测井等方法，结合有限的岩心分析资料，分析储层的岩性和物性特征，研究EdⅡ油组低阻油层的成因机理。

1 地质背景及储层特征

1.1 地质背景

LD油田位于渤海东部海域[17]。区域构造位于郯庐断裂下辽河坳陷和渤中坳陷的过渡带，处于渤东低凸起向东北方向延伸的倾没端[18]。纵向包含新近系明化镇组、馆陶组和古近系东营组等含油层系：明化镇组为浅水三角洲沉积；馆陶组以辫状河沉积为主，局部地区发育低弯度曲流河沉积[19]；东营组三段和东二下亚段以湖盆扩张为主，为浅湖—半深湖沉积，东二上亚段和东一段为三角洲沉积[19-20]。东营组二段为主要含油层系。

东营组储层主要为极细—中粒岩屑长石砂岩，颗粒分选为中—好，磨圆为次圆—次棱状。岩石成分成熟度较低，石英体积分数为28.0%～51.0%，平均为42.8%；长石体积分数为26.5%～42.0%，平均为34.9%；岩屑体积分数为13.0%～39.0%，平均为22.2%，岩屑成分以火成岩和变质岩岩块为主。填隙物以泥质杂基、高岭石和菱铁矿胶结物为主，部分含钙砂岩方解石体积分数大于10.0%。

1.2 储层特征

1.2.1 纵向剖面

L3、LA5及L5A井横向连井剖面见图1。根据常规测井响应特征差异，储层由上至下可划分为A、B、C、D四段。从A至D段电阻率呈下降趋势，与之对应的其他测井曲线也有相应的变化(测井响应特征见表1)。研究区大多数井A～B段在评价阶段已经证实为油层，生产阶段部分井C段发现低阻油层。

图1 LD油田EdⅡ油组储层测井曲线形态特征连井剖面Fig.1 Correlation of well log curve morphological characteristics of EdⅡ oil formation in LD oilfields

表1 LD油田EdⅡ油组纵向储层类型变化及测井响应特征

1.2.2 测井响应

由于研究区钻井时期跨度大，探井、评价井测井系列选择存在一定差异，只有少量评价井的部分层段加测井壁电阻率成像、核磁共振等。为了研究各类储层的岩性、物性特征，根据不同井测井资料采集状况，采用组合的方式，建立A～D段储层的“组合”测井曲线，测井响应特征见图2。其中，A段在探评阶段已被证实为一套砾岩，是LD油田标志性地层，分布广泛、厚度稳定，D段为典型的砂岩储层；B与C段储层类型需要依据测井响应研究岩石结构和孔隙特征。

根据井壁微电阻率成像结果，A、B及C段储层含砾石。A段储层具块状结构；B段具有清晰的层理结构；C段储层高电阻率砾石(亮斑)与低电阻率细粒成分(暗色)混杂，分选性较A、B段的更差；D段储层为纹层状、层理结构清晰的砂岩。

三孔隙度曲线显示：A段砾岩储层孔隙度较低；B与C段含砾储层孔隙度差异较小且高于A段的。各储层核磁共振测井T2谱形态特征差异明显：A段砾岩T2谱分布宽且多峰，属于典型的砾岩储层特征；D段T2谱位置靠后且有明显双峰，是典型的砂岩储层特征；B段兼有A和D段储层的T2谱分布特征；C段储层T2谱短弛豫分量占比高，是岩石分选差、导致孔隙结构复杂的特征。

2 油层低阻成因

2.1 岩性

井壁微电阻率成像及核磁共振等测井响应特征(见图2)表明，EdⅡ油组A～D段储层分别对应四种岩性：砾岩、含砾砂岩、砂砾岩及砂岩。

电阻率的纵向变化与储层岩性变化保持高度一致：A段砾岩储层物性最差、电阻率最高；B段含砾砂岩油层物性较好，电阻率比A段砾岩的略低，属于正常电阻率油层；C段砂砾岩油层分选极差，表现为低阻油层；D段砂岩储层普遍位于研究区油水分界面以下，为物性最好的水层，电阻率最低。因此，岩性变化造成C段砂砾岩油层电阻率纵向上相对较低，即岩性变化为研究区油层低阻的主要控制因素。

2.2 孔隙结构

B段含砾砂岩储层与C段砂砾岩储层总孔隙度差别不大。FMI图像显示C段岩石分选极差，细粒组分的充填容易导致孔隙结构复杂、微孔隙发育；核磁T2谱短驰豫分量高也证实这一点。这种复杂的孔隙结构造成C段砂砾岩储层束缚水饱和度升高、电阻率降低。

2.3 黏土矿物

X线衍射黏土矿物分析表明，东营组(EdⅠ～EdⅣ)黏土矿物以伊/蒙混层为主，体积分数为49.0%；伊利石、高岭石和绿泥石次之，体积分数分别为22.0%和19.0%；绿泥石体积分数最少。其中伊/蒙混层属于一种阳离子交换能力(CEC)较强的黏土矿物。水资料分析表明，EdⅡ油组地层水属于CaCl2水型，地层水矿化度较低且变化范围不大，在1.048 5～1.829 3 g/L之间。欧阳健等[1]证实，对于高CEC黏土矿物地层，地层水矿化度较低的黏土束缚水饱和度更高。根据测井响应特征分析结果，核磁T2谱短弛豫分量高、SP曲线异常幅度明显降低表明：C段低阻砂砾岩储层的泥质组分比其他储层的相对略高，黏土束缚水饱和度比其他储层的更高，电阻率相对更低。

图2 LD油田EdⅡ油组测井曲线组合Fig.2 Combined log curves of EdⅡ oil formation in LD oilfields

3 储层类型

图3 EdⅡ油组储层段自由流体孔隙度—核磁束缚水饱和度交会图Fig.3 The cross-plot of free fluid porosity and irreducible water saturation from EdⅡ oil formation

研究区生产阶段试油测试表明，低阻油层分布于EdⅡ油组C段砂砾岩。研究区L2、L3及L5A井核磁共振T2谱以33 ms为T2截止值，计算核磁共振测井可动流体孔隙度与束缚水饱和度，得到EdⅡ油组储层段自由流体孔隙度—核磁束缚水饱和度交会图(见图3)。

不同类型储层自由流体孔隙度及核磁束缚水饱和度有明显差异：A段砾岩储层束缚水饱和度在37.0%～58.0%之间，自由流体孔隙度<9.0%；B段含砾砂岩储层束缚水饱和度与A段砾岩储层的类似，在37.0%～58.0%之间，自由流体孔隙度>9.0%；C段砂砾岩储层束缚水饱和度普遍大于58.0%，自由流体孔隙度<9.0%；D段砂岩储层束缚水饱和度小于37.0%，自由流体孔隙度>9.0%。因此，利用自由流体孔隙度—核磁束缚水饱和度交会图，可以对EdⅡ组储层进行有效划分，识别EdⅡ组储层正确率为92%。

4 储层沉积背景

纵向上，EdⅡ油组的低阻油层发育于C段砂砾岩。区域上，只有部分含有砂砾岩储层。砂砾岩储层横向上的区域分布受沉积背景的控制。因此，分析C段砂砾岩储层的沉积背景及区域分布规律有助于低阻油层的有效识别。

东营组二段沉积时期，研究区主要物源来自北东方向的金县—复州水系和南西方向的渤东低凸起，以辫状河三角洲前缘亚相和浅湖亚相为主(见图4)。来自两个物源方向的三角洲朵体在LA8井至LA2井附近几乎汇合，朵体间由湖湾分隔[21]。东二段沉积后期处于基准面下降的过程[21-22]。B-C段储层沉积时期，研究区水深较大，且河流的流速和流量较大，携带的大量碎屑物质在三角洲前缘快速堆积，形成具有固定前缘斜坡的三角洲进积砂体，在外界触发机制下，可能形成砂质碎屑流[23]。至EdⅡ油组沉积晚期(A段)，随基准面下降，水体变浅，且物源供给相对充足，沉积微相变化较快，三角洲前缘水下分流河道砂体沉积作用异常活跃，水动力较强，因此A段储层岩性以砾岩为特征。

图4 EdⅡ油组沉积相平面分布

图5 EdⅡ油组砂砾岩层厚度平面分布

根据测井信息，识别的C段砂砾岩储层主要分布于近南北方向的L1井到L5A井一带以西，绘制EdⅡ油组砂砾岩储层厚度平面分布图(见图5)。砂砾岩储层具有平面分布范围不大、垂向厚度变化快、靠近南西物源方向砂砾岩厚度较大等特点，与砂质碎屑流沉积特征特一致。该砂砾岩属于三角洲前缘亚相砂质碎屑流沉积，物源为南西方向，研究区发育砂质碎屑流沉积的区域可能伴随低阻油层的产生。

5 结论

(1)纵向上储层岩性的变化、复杂孔隙结构及黏土矿物造成的高束缚水饱和度，是LD油田东营组二段EdⅡ油组油层低阻的主要原因。

(2)在缺乏岩心分析资料的情况下，井壁微电阻率成像、核磁共振等测井技术可以作为识别、分析低阻油层的有效方法。利用核磁共振测井自由流体孔隙度—核磁束缚水饱和度交会图法，判别储层类型正确率可达92%。

(3)发育低阻油层的砂砾岩储层可能为物源来自南西方向的砂质碎屑流沉积。低阻油层的发育受砂质碎屑流沉积的控制主要分布于L1井至LA5井以西。