渤海LD油田低阻油層成因機(jī)理與評(píng)價(jià)方法*

徐錦繡 呂洪志 劉 歡 許賽男 鄭 華

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

近年來(lái)，隨著油氣田勘探開發(fā)技術(shù)的快速發(fā)展，尤其是油氣層評(píng)價(jià)技術(shù)的不斷創(chuàng)新，低阻油藏作為一類非常規(guī)油藏已經(jīng)成為油田開發(fā)過(guò)程中增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要研究對(duì)象，通過(guò)老井復(fù)查重新認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)這類低阻油藏已成為老區(qū)和老油氣田挖潛的重要手段之一。然而，目前這類油藏的識(shí)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(fù)雜多樣，導(dǎo)致低阻油層具有不同的巖石物理和測(cè)井響應(yīng)特征，依據(jù)正常電阻率油層所建立的油水層識(shí)別方法往往會(huì)低估甚至遺漏低阻油層。目前，國(guó)內(nèi)外針對(duì)低阻油層的研究大多側(cè)重于內(nèi)部成因機(jī)理分析和定性判別[1]，急需建立一套針對(duì)不同地質(zhì)條件下低阻油藏的成因機(jī)理、形成條件和分布規(guī)律進(jìn)行定量判別低阻油層的方法，這是解決低阻油層測(cè)井定量識(shí)別難、低阻油藏開發(fā)不確定性大等關(guān)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(duì)象，依據(jù)巖心與測(cè)井資料，結(jié)合巖心、試油、產(chǎn)液剖面等資料，從構(gòu)造地質(zhì)、沉積環(huán)境、成巖作用等宏觀因素和束縛水飽和度、黏土附加導(dǎo)電、地層水礦化度等微觀因素入手，對(duì)該油田低阻油層的地質(zhì)成因機(jī)理進(jìn)行系統(tǒng)分析，再綜合使用相關(guān)法、重疊法和圖版法識(shí)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(jià)值。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

LD油田已鉆評(píng)價(jià)井7口、開發(fā)井約23口(圖1)，縱向上由3套含油層系構(gòu)成，自上而下分別為明化鎮(zhèn)組下段、館陶組和東營(yíng)組，該油田含油層系儲(chǔ)層屬于河流—三角洲相沉積，巖性以細(xì)—中粗粒(含礫)巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，砂巖粒度變化比較大，且油藏形成于低幅度構(gòu)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(yíng)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(gòu)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(jī)理分析

低阻油層的成因可分為外因和內(nèi)因兩類[3]：外因包括地層水礦化度、鉆井液侵入、沉積環(huán)境、構(gòu)造背景、油柱高度、巖性變化等；內(nèi)因包括黏土礦物成分、巖石粒度與物性、孔隙結(jié)構(gòu)、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(jù)LD油田地層水分析資料，館陶組和東營(yíng)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(duì)電纜測(cè)井電阻率確有一定影響，但這種影響是系統(tǒng)性的，即油層、水層電阻率均會(huì)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(shí)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(gòu)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(qū)發(fā)育低彎曲度曲流河沉積，水動(dòng)力條件較強(qiáng)且變化較大，儲(chǔ)層以中粗砂巖為主；東營(yíng)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(dòng)力條件相對(duì)較弱，砂巖以極細(xì)粉砂巖—中粗砂巖為主。LD油田處于郯廬斷裂帶上，晚期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，尤其東營(yíng)組高部位小斷層異常發(fā)育，相互之間切割關(guān)系和依附關(guān)系非常復(fù)雜，造成東營(yíng)組Ed-II油組巖性更為復(fù)雜，低阻油層主要發(fā)育于該油組底部的紋層狀砂巖儲(chǔ)層中。

3) 油柱高度及巖性變化的影響。LD油田館陶組及東營(yíng)組構(gòu)造相對(duì)較緩，油柱高度普遍偏低(約20～30 m)，且低阻油層主要發(fā)育在2套地層相對(duì)較低的構(gòu)造部位，這是造成油層低阻的另一個(gè)外部因素。成巖作用導(dǎo)致的巖石組構(gòu)變化而形成低阻油層，這種影響在東營(yíng)組尤為明顯。以5A井為例，電阻率成像測(cè)井及常規(guī)測(cè)井曲線顯示東營(yíng)組Ed-II油組為一套巖性復(fù)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(xì)粒組分增多，砂泥巖呈明顯的薄韻律互層，導(dǎo)致微孔隙占比增多、巖石孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，加之所處位置靠近油水界面，成藏過(guò)程中烴類驅(qū)替力較小，含油飽和度較低，因此電阻率較低。另外，核磁測(cè)井T2譜呈典型的雙峰形態(tài)，且譜的分布較雜亂，也說(shuō)明孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)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(nèi)因分析

1) 黏土礦物成分的影響。根據(jù)黏土礦物定量分析，LD油田館陶組與東營(yíng)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(dǎo)電作用[5]導(dǎo)致陽(yáng)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(huì)存在大量束縛水。巖心壓汞、相滲實(shí)驗(yàn)證實(shí)，LD油田館陶組與東營(yíng)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(yíng)組各層段測(cè)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(yíng)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(yíng)組低阻油層段巖心模擬油藏條件下的油水相對(duì)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(dǎo)致油層低阻的根本原因。

圖4 LD油田館陶組和東營(yíng)組儲(chǔ)層束縛水飽和度與物性的關(guān)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(chǔ)層物性的影響。由LD油田館陶組、東營(yíng)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(yíng)組粒度中值主要分布在80～200 μm。顯然東營(yíng)組砂巖粒度更細(xì)，理論上更易形成低阻油層[6]。由館陶組和東營(yíng)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(chǔ)層；東營(yíng)組孔隙度6%～18%，滲透率3～30 mD，屬于中孔、中低滲型儲(chǔ)層。從物性上來(lái)說(shuō)，館陶組整體上優(yōu)于東營(yíng)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(yíng)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(yíng)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(jié)構(gòu)的影響。壓汞法毛管壓力曲線分析結(jié)果(圖7)表明，LD油田館陶組孔隙結(jié)構(gòu)差異較大，粗細(xì)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(yíng)組壓汞法毛管壓力曲線普遍為細(xì)歪度，表明流體驅(qū)替壓力門限高，毛細(xì)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(jī)理

綜上所述，LD油田館陶組具有較強(qiáng)的水動(dòng)力沉積環(huán)境和相對(duì)較弱的成巖作用，儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)更優(yōu)；東營(yíng)組的沉積背景和成巖環(huán)境使得巖石孔隙結(jié)構(gòu)更易于形成具有較高束縛水的低阻油層。然而，實(shí)際上無(wú)論復(fù)算前還是復(fù)算后，館陶組油層電阻率絕對(duì)值及物性下限均低于東營(yíng)組，但二者的束縛水含量大體相當(dāng)，因此要從成因機(jī)理進(jìn)行分析。

圖7 LD油田館陶組與東營(yíng)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(yíng)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(duì)含量高，因此館陶組伊/蒙混層性質(zhì)更接近于蒙脫石；而東營(yíng)組黏土礦物伊/蒙混層中伊利石高達(dá)77%，故東營(yíng)組伊/蒙混層性質(zhì)更接近于伊利石。根據(jù)常見黏土類型，蒙脫石陽(yáng)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(yáng)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(duì)比較復(fù)雜。當(dāng)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(shí)，由于黏土顆粒表面帶負(fù)電，為達(dá)到電性平衡，負(fù)電荷可從附近水溶液中吸附陽(yáng)離子或吸附極性水分子，形成擴(kuò)散雙電層[8-9]，類似于一層不可動(dòng)的“水膜”。LD油田館陶組蒙脫石含量較高，陽(yáng)離子交換量較高，而地層水礦化度相對(duì)較低，故擴(kuò)散雙電層的“水膜”較厚，由此造成館陶組儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)更優(yōu)，但其束縛水飽和度與東營(yíng)組相當(dāng)。

3 低阻油層評(píng)價(jià)方法及其應(yīng)用效果

LD油田常規(guī)油層易于識(shí)別，儲(chǔ)量評(píng)價(jià)階段利用DST、MDT測(cè)壓取樣等資料確定的館陶組、東營(yíng)組油層電阻率下限分別為6、11 Ω·m。在油田開發(fā)生產(chǎn)中，上述油組中某些低阻油層通過(guò)產(chǎn)液剖面、補(bǔ)孔生產(chǎn)等措施證實(shí)為油層，油層電阻率下限分別降低至4、6 Ω·m。因此，通過(guò)開展低阻油層成因機(jī)理和分布規(guī)律研究，建立了3種基于常規(guī)測(cè)井資料的低阻油層測(cè)井識(shí)別評(píng)價(jià)方法，即電阻率-孔隙度曲線相關(guān)分析法、Sw-Swb雙飽和度曲線重疊法、Rt/ΔSP-聲波測(cè)井交會(huì)圖版法，并采用這3種方法綜合判斷給出最終解釋結(jié)論。其中，前2種方法在渤海油田為首次應(yīng)用。

3.1 電阻率-孔隙度曲線相關(guān)分析法(簡(jiǎn)稱“相關(guān)法”)

電阻率-孔隙度曲線相關(guān)性分析是以Archie公式為理論基礎(chǔ)，即

(1)

式(1)中：a、b為地區(qū)系數(shù)；m為膠結(jié)指數(shù)；n為飽和度指數(shù)；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(jù)式(1)可知，電阻率測(cè)井響應(yīng)與孔隙度測(cè)井響應(yīng)具有相關(guān)性。對(duì)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(xiàn)負(fù)相關(guān)關(guān)系。而對(duì)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(xiàn)正相關(guān)關(guān)系。這就為利用電阻率-孔隙度曲線相關(guān)性識(shí)別油、水層提供了理論基礎(chǔ)。

根據(jù)上述相關(guān)關(guān)系，將電阻率曲線與孔隙度曲線作為2組相互獨(dú)立的并隨井深而變化的隨機(jī)變量X(x1，x2，…，xN)和Y(y1，y2，…，yN)，依據(jù)概率論與數(shù)理統(tǒng)計(jì)原理，2組隨機(jī)變量之間的相關(guān)系數(shù)[10]可表示為

(2)

式(2)中：N表示隨機(jī)變量的長(zhǎng)度，即每次計(jì)算的步長(zhǎng)；RXY表示每次計(jì)算的相關(guān)系數(shù)。

如式(2)所示，RXY的計(jì)算結(jié)果在-1～1，如果隨機(jī)變量X和Y的相對(duì)變化趨勢(shì)大體一致，則RXY>0，且相關(guān)性越好，RXY越接近1，此時(shí)可認(rèn)為X和Y為正相關(guān)，即該區(qū)間表現(xiàn)出油層的特征；反之，如果隨機(jī)變量X和Y的相對(duì)變化趨勢(shì)大體相反，則RXY<0，且相對(duì)變化趨勢(shì)越相反，RXY越接近-1，此時(shí)可認(rèn)為X和Y表現(xiàn)為負(fù)相關(guān)，即該區(qū)間表現(xiàn)出水層的特征。

圖8為L(zhǎng)D油田A4井采用“相關(guān)法”得出的結(jié)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(jù)“相關(guān)法”判別，相關(guān)系數(shù)RXY接近1，即電阻率與物性變化正相關(guān)，應(yīng)判別為油層。該方法的處理結(jié)果與試油、測(cè)試結(jié)果吻合，表明具有一定的可靠性。

用“相關(guān)法”對(duì)LD油田47個(gè)試油、測(cè)試層(其中油層29個(gè)、水層17個(gè)、油水同層1個(gè))進(jìn)行處理，符合率達(dá)70%，說(shuō)明該方法在定性解釋儲(chǔ)層流體性質(zhì)時(shí)具有一定規(guī)律性，可作為油水綜合判別分析的參考依據(jù)之一。

圖8 LD油田A4井電阻率-孔隙度曲線相關(guān)分析法處理結(jié)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(jiǎn)稱“重疊法”)

低阻油層條件下僅用電阻率下限來(lái)區(qū)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(guān)系(即相對(duì)含量的差異)來(lái)判別油水層。

首先通過(guò)對(duì)LD油田5口井的核磁測(cè)井資料進(jìn)行分析求取束縛水飽和度，然后將其與常規(guī)測(cè)井中的泥質(zhì)含量與孔隙度建立相關(guān)關(guān)系，繼而建立該地區(qū)利用常規(guī)測(cè)井資料求取束縛水飽和度的關(guān)系式。在核磁測(cè)井資料處理過(guò)程中，采用形態(tài)法求取T2截止值[11-12]，即利用變T2截止值連續(xù)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(duì)核磁計(jì)算束縛水飽和度進(jìn)行定量標(biāo)定。然后利用核磁資料計(jì)算的束縛水飽和度分別與常規(guī)資料計(jì)算的孔隙度和泥質(zhì)含量建立相關(guān)關(guān)系，最后將二者擬合，得到束縛水飽和度計(jì)算公式，達(dá)到利用常規(guī)測(cè)井解釋參數(shù)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(zhì)含量(VSH)的關(guān)系(圖9)，通過(guò)回歸可分別得出其關(guān)系式。

圖9 LD油田館陶組束縛水飽和度計(jì)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(guān)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(zhì)含量關(guān)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(jù)可動(dòng)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(dòng)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(dòng)水?？紤]到計(jì)算過(guò)程中存在的誤差，實(shí)際判別過(guò)程中，館陶組、東營(yíng)組油層判別標(biāo)準(zhǔn)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(duì)2 420～2 460 m段進(jìn)行判別的結(jié)果。根據(jù)含水飽和度與束縛水飽和度的差異及上述判別標(biāo)準(zhǔn)，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(jié)果Fig.10 Results of SW-SWB overlap method of Well 5B in LD oilfield

用“重疊法”對(duì)LD油田目標(biāo)層位47個(gè)試油、測(cè)試層進(jìn)行處理，符合率90%。由此可見，只要準(zhǔn)確求取SW和SWB，就可以有效地識(shí)別出低阻、低含油氣飽和度、高束縛水飽和度的油氣層，進(jìn)而用于劃分油水過(guò)渡帶，并可以判斷油水邊界附近的疑難層。

3.3 Rt/ΔSP-聲波測(cè)井交會(huì)圖版法(簡(jiǎn)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(shí)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(qū)分油、水層。由于低阻油層主要發(fā)育在泥質(zhì)含量較高或砂泥巖混層的儲(chǔ)層中，分選較差、孔隙結(jié)構(gòu)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(jù)這一現(xiàn)象，本文利用LD油田DST試油結(jié)果以及MDT測(cè)試/取樣、鉆井取心、生產(chǎn)剖面等資料，制作了地層深側(cè)向與ΔSP比值(Rt/ΔSP)和聲波時(shí)差交會(huì)圖(圖11)，建立油水識(shí)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(cè)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(lái)區(qū)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(cè)試結(jié)果吻合。在實(shí)際應(yīng)用中，由于試油、測(cè)試資料大多為油層和水層，缺少油水同層試油結(jié)果，利用圖版法有時(shí)會(huì)出現(xiàn)在油水分界線附近的儲(chǔ)層判斷有誤的情況，此時(shí)應(yīng)與其他2種方法綜合考慮分析。

圖11 LD油田Rt/ΔSP與聲波時(shí)差交會(huì)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(shí)別結(jié)果Fig.12 Results of crossplot method in of Well A16W (Ng-IV)in LD oilfield

4 結(jié)論

1)根據(jù)“雙電層”理論，認(rèn)為L(zhǎng)D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(dǎo)致束縛水飽和度較高所致；東營(yíng)組(Ed-I、Ed-II油組)低阻油層主要受巖石組構(gòu)變化、砂泥巖混積作用的影響，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)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(fā)育低阻油層的外部主要因素。

2)本文建立的相關(guān)法、重疊法和圖版法綜合判斷流體性質(zhì)效果良好，經(jīng)與試油、產(chǎn)液剖面、生產(chǎn)情況等實(shí)踐檢驗(yàn)，結(jié)論可靠性較高。特別是當(dāng)3種流體識(shí)別方法判別結(jié)果一致時(shí)，綜合符合率高達(dá)90%以上；當(dāng)3種流體識(shí)別結(jié)果出現(xiàn)矛盾時(shí)，結(jié)合試油、產(chǎn)液剖面、錄井、巖心等認(rèn)識(shí)進(jìn)行綜合評(píng)定，總體符合率也可以達(dá)70%以上。

[1] 蘇崇華．低阻低滲油藏薄油層測(cè)井識(shí)別技術(shù)及其應(yīng)用[J]．中國(guó)海上油氣，2009,21(5)：320-323.

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