蘇丹穆格拉德盆地福拉凹陷AG1層低阻油層形成機(jī)制及其控制因素

韓如冰 , 田昌炳, 馬 思, 李順明, 何 輝, 杜宜靜

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083; 2.中國石油國際勘探開發(fā)公司,北京 100034)

蘇丹穆格拉德盆地福拉凹陷大部分油田進(jìn)入開發(fā)中后期,呈現(xiàn)高采出程度、高含水特征,低阻油層成為愈發(fā)重要的剩余潛力[1-2]。對(duì)福拉凹陷內(nèi)低阻油層認(rèn)識(shí)不清,導(dǎo)致以此為依據(jù)的油井增產(chǎn)措施常出現(xiàn)遺漏油層和補(bǔ)開水層,給后期措施實(shí)施造成較大阻礙,也難以滿足層系接替的儲(chǔ)量基礎(chǔ)和技術(shù)要求。低阻油層在20世紀(jì)60年代就得到國外的重視,最初的研究集中在美國的德克薩斯油田和路易斯安那灣,后來人們?cè)谄渌蛥^(qū)如墨西哥灣、印度尼西亞、北海油田、中國的渤海灣盆地等地相繼發(fā)現(xiàn)低阻油層并加以研究[3-5]。目前,對(duì)低阻油層的成因研究較多[6-9],Hamada等[6]將其劃分為增加導(dǎo)電型和高束縛水飽和度型兩類,其他學(xué)者又將其細(xì)分。低阻油層識(shí)別方面,國外研究者提出了很多解釋公式,如印尼公式、西門杜公式、W-S公式等,并不斷改進(jìn)[10-14]。國內(nèi)研究在定量識(shí)別的基礎(chǔ)上,綜合油藏地質(zhì)特征進(jìn)行識(shí)別,如根據(jù)井間關(guān)系進(jìn)行判斷等[10-11]。但大多數(shù)國內(nèi)外研究僅側(cè)重于單個(gè)區(qū)塊的成因分析和單井定量解釋方法,而綜合利用各項(xiàng)資料對(duì)斷陷湖盆內(nèi)低阻油層形成的機(jī)制及控制因素進(jìn)行系統(tǒng)研究較少。筆者綜合利用各項(xiàng)巖心分析化驗(yàn)資料和測(cè)井曲線資料對(duì)福拉凹陷低阻油層進(jìn)行研究,在新認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上重新進(jìn)行識(shí)別。

1 地質(zhì)概況

福拉凹陷位于穆格拉德盆地東北部,總體上為一個(gè)被東、西邊界斷層控制而呈近南北向展布的狹長地塹(圖1)[15-17]。福拉凹陷在AG組沉積時(shí)處于湖泊斷陷期,大量陸源沉積物不斷向湖泊進(jìn)積,形成以各類三角洲沉積為主的砂泥間互沉積[15-17]。

圖1 研究區(qū)位置及AG1層沉積相帶展布[15]Fig.1 Location of study area and facies distribution of AG1 layer[15]

根據(jù)巖性可將AG組分為上、中、下三段,下段AG3段主要為中粗粒河流相砂巖與泥巖互層;中段AG2段發(fā)育厚層富有機(jī)質(zhì)深湖—半深湖暗色泥頁巖與砂巖互層;上部AG1段發(fā)育砂巖與暗色泥巖(局部含煤)互層。福拉凹陷主要含油層位及低阻油層發(fā)育層位為AG1段,又可細(xì)分為AG10、AG1a～1f等7個(gè)砂層組,各砂組又細(xì)分為數(shù)個(gè)小層(表1)。

表1 研究區(qū)AG1層地質(zhì)分層方案

在研究中選取福拉凹陷主力油田福拉北、階科南、莫噶和凱一作為研究對(duì)象。前人研究[15-17]表明,AG1段沉積時(shí),福拉北和莫噶油田位于湖盆緩坡帶一側(cè),福拉北距物源稍近,地形坡度相對(duì)大,發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積,而莫噶油田距物源較遠(yuǎn),地形坡度小,發(fā)育曲流河三角洲前緣沉積。階科南和凱一油田位于湖盆陡坡帶,發(fā)育扇三角洲前緣沉積。受物源和地形控制,階科南油田物源更加充足,扇體更為發(fā)育,而凱一油田物源相對(duì)較少,扇體規(guī)模小。

2 研究方法

本文中將低阻油層定義為在同一油氣系統(tǒng)中電阻率與鄰近水層之比小于2的油層[1]。研究中先利用多種資料收集已證實(shí)低阻油層,結(jié)合各項(xiàng)巖心分析化驗(yàn)資料分析成因,并將低阻油層進(jìn)行成因分類。將不同位置的不同成因類型的低阻油層與其測(cè)井響應(yīng)對(duì)應(yīng)研究,系統(tǒng)分析各成因類型低阻油層測(cè)井響應(yīng)特征,隨后研究各油田的不同成因低阻油層分布情況,最后將不同油田儲(chǔ)層地質(zhì)特征與低阻油層成因類型分布對(duì)比分析,研究低阻油層形成的控制因素。

本次研究在4個(gè)油田內(nèi)分別選取典型井FN-67井、Jake-S-4井、Moga21-2井、Keyi-3井,系統(tǒng)分析試油資料、巖心資料、鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、粒度分析資料、相滲資料、壓汞資料和物性分析等(表2)。通過巖心資料、試油資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料,收集已證實(shí)低阻油層48層,下文中詳細(xì)說明的低阻油層均為已證實(shí)的低阻油層。

表2 研究分析化驗(yàn)資料統(tǒng)計(jì)

3 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

首先對(duì)AG1段儲(chǔ)層巖石類型、礦物組成、粒度特征、膠結(jié)物特征、黏土礦物特征、儲(chǔ)層物性和有效儲(chǔ)層展布等進(jìn)行研究。

巖心觀察發(fā)現(xiàn)AG1段巖石類型復(fù)雜,福拉北主要為粗砂巖、中粗砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和暗色泥巖;階科南油田和凱一油田內(nèi)灰色及灰黑色砂礫巖、粗砂巖、中粗砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和暗色泥巖均發(fā)育;莫噶油田主要發(fā)育中粗砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和暗色泥巖。

巖石顆粒組成上,各油田砂巖顆粒礦物成分較為接近,主要為次長石砂巖、長石砂巖及巖屑長石砂巖(圖2)。石英相對(duì)含量為62.7%～91.5%,數(shù)值較高。

圖2 各油田AG1層巖石顆粒成分三角圖Fig.2 Mineral composition of rocks in each oilfield

對(duì)儲(chǔ)層泥質(zhì)含量和顆粒直徑進(jìn)行研究(圖3),發(fā)現(xiàn)兩者受沉積相帶控制。莫噶油田發(fā)育曲流河三角洲前緣沉積,泥質(zhì)含量最高,平均為4.96%,顆粒直徑最小,平均為0.34 mm;其次為凱一油田,主要發(fā)育扇三角洲前緣末端,扇體發(fā)育較差,平均泥質(zhì)含量為3.85%,顆粒直徑較小,平均為0.38 mm;階科南油田發(fā)育扇三角洲前緣,扇體較發(fā)育,平均泥質(zhì)含量為3.36%,平均粒徑為0.41 mm;福拉北主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣,泥質(zhì)含量低,平均為3.28%,粒徑均較高,平均為0.43 mm。綜上,莫噶油田曲流河三角洲前緣距物源最遠(yuǎn),泥質(zhì)含量最高,顆粒直徑最低;凱一油田為扇三角洲前緣末端且扇體發(fā)育較差,物源不充足,泥質(zhì)含量較高,顆粒直徑相對(duì)低;階科南油田雖同為扇三角洲前緣,但扇體發(fā)育較好,物源充足,泥質(zhì)含量相對(duì)低、顆粒直徑較大;福拉北辮狀河三角洲前緣距物源相對(duì)近,沉積物經(jīng)過充分淘洗、簸選,泥質(zhì)含量最低,顆粒直徑最高。

圖3 各油田AG1層鑄體薄片特征Fig.3 Characteristics of casting thin sections of AG1 layer for different oilfield

儲(chǔ)層自生膠結(jié)物類型主要為硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和鐵質(zhì)膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)主要指石英次生加大,充填孔隙空間,各油田均發(fā)育,平均含量為3.92%,但凱一油田含量較高,最高可超過15%。碳酸鹽膠結(jié)物主要包括方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石等,局部發(fā)育,整體含量低,平均含量小于1%,但凱一油田含量較高,最高可超過10%。鐵質(zhì)膠結(jié)主要指菱鐵礦和黃鐵礦膠結(jié),氧化鐵極少,指示偏堿性偏還原的成巖環(huán)境。福拉北菱鐵礦和黃鐵礦含量較高,平均含量分別為5.75%、1.00%,其他3個(gè)油田含量較低,平均含量分別為0.8%、0.6%。

黏土礦物主要包括高嶺石、蒙脫石、伊利石、綠泥石、伊綠混層、伊蒙混層等,不同區(qū)塊黏土礦物類型和相對(duì)含量存在差異(表3)。區(qū)內(nèi)最重要的黏土礦物為高嶺石,平均含量76.5%,呈書頁狀或蠕蟲狀集合體充填孔隙空間。除高嶺石外,福拉北主要發(fā)育伊利石和伊蒙混層,階科南油田主要發(fā)育伊利石和綠泥石,莫噶油田主要發(fā)育蒙脫石和綠泥石,凱一油田主要發(fā)育蒙脫石、伊利石及綠泥石。

表3 福拉凹陷各油田AG1層黏土礦物相對(duì)含量

通過對(duì)4口取心井的物性測(cè)試及165口井的測(cè)井解釋物性進(jìn)行研究(表4),發(fā)現(xiàn)福拉北、階科南油田AG1段埋藏深度淺(深度小于2 500 m),泥質(zhì)含量低,平均粒徑大,因此儲(chǔ)層物性較好。雖然莫噶油田AG1段埋藏較淺(深度小于2 000 m),但由于泥質(zhì)含量高,儲(chǔ)層物性亦較差。凱一油田AG1段埋藏深(深度小于2 700 m),泥質(zhì)含量高、顆粒直徑小且成巖改造嚴(yán)重,儲(chǔ)層物性差。

福拉北、階科南油田和莫噶油田有效砂體分布范圍廣,連通性好,成巖改造弱,有效儲(chǔ)層分布呈層狀,甚至可在單一砂體內(nèi)出現(xiàn)油水界面或氣油界面(圖4(a));凱一油田砂體分布范圍小、連通性差,加之成巖改造嚴(yán)重,有效砂體整體范圍小,分布呈土豆?fàn)?、透鏡體狀等,單井鉆遇單一低阻油層情況較為常見,極少出現(xiàn)多井連片,很難找到油水界面或氣水界面(圖4(b))。

2)“學(xué)生為主體”的角度考慮。圍繞學(xué)生的學(xué)習(xí)需要，在每次課后設(shè)置學(xué)習(xí)情況調(diào)查問卷，及時(shí)獲取學(xué)生的課堂學(xué)習(xí)反饋信息，根據(jù)學(xué)生的掌握情況補(bǔ)充調(diào)整微課設(shè)置。

表4福拉凹陷各油田AG1層儲(chǔ)層物性

注:綜合評(píng)價(jià)所用評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)參考中華人民共和國地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)DZ/T 0217-2005《石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范》。

圖4 福拉凹陷各油田AG1層有效儲(chǔ)層分布模式Fig.4 Distribution patterns of reservoir in AG1 layer

4 低阻油層成因分類及測(cè)井響應(yīng)特征

4.1 低阻油層成因分類

研究區(qū)低阻油層成因分為5種:泥質(zhì)含量高、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、存在導(dǎo)電礦物、黏土礦物附加導(dǎo)電、油氣充注不足;對(duì)應(yīng)地,將低阻油層分為5類。圖5為福拉凹陷AG1層不同成因類型低阻油層測(cè)井曲線特征。

圖5 福拉凹陷AG1層不同成因類型低阻油層測(cè)井曲線特征Fig.5 Well log responses of different types of low resistivity pays in AG1 layer

泥質(zhì)含量高、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜可造成高束縛水飽和度,形成束縛水導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),導(dǎo)致油層電阻率下降。泥質(zhì)組分表面吸附了大量束縛水,造成較高的束縛水飽和度,油層電阻率降低。如圖5(a)所示,由計(jì)算可知Jake S-2井A層(2 398.2～2 403.0 m)、B層(2 404.8～2 406.4 m)為高泥質(zhì)含量型低阻油層,平均泥質(zhì)含量分別為23.34%、17.73%,分別為鄰近常規(guī)油層C層的4.3倍和3.5倍,其束縛水飽和度也為常規(guī)油層C層2.3倍和2倍,最終造成兩者地層深電阻率遠(yuǎn)低于C層。各種成巖作用下,孔隙喉道半徑減小,孔喉連通性變差,導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差[17],毛管力增加,束縛水飽和度變高。如圖5(b)所示, Keyi-3井B層(2 795.5～2 796.4 m)為孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型低阻油層,B層薄片(Keyi-3, 2 794.82 m, 圖3(c))中顯示壓實(shí)、膠結(jié)等過程使孔隙結(jié)構(gòu)變得復(fù)雜,孔喉半徑變小,連通性變差(圖3(d)),經(jīng)計(jì)算其束縛水飽和度為43%,相對(duì)較高,導(dǎo)致其深電阻率與附近水層A接近。

存在導(dǎo)電礦物導(dǎo)致低阻。砂巖中局部富集菱鐵礦等導(dǎo)電礦物,以膠結(jié)物形式存在,導(dǎo)致油層電阻率降低。如圖5(c) 所示,Jake-S-4井,A層為正常氣層,B層(2 586.5～2 589.9 m)為導(dǎo)電礦物型低阻油層征,取樣處(上:2 583.2 m,下:2 585.2 m)薄片觀察均發(fā)現(xiàn)菱鐵礦膠結(jié)物,含量均大于5%。菱鐵礦膠結(jié)在砂體局部位置呈小面積連續(xù)分布,對(duì)油層電阻率構(gòu)成影響,導(dǎo)致深電阻率與鄰近常規(guī)氣層A相比顯著降低。

黏土礦物附加導(dǎo)電導(dǎo)致低阻。部分區(qū)塊發(fā)育離子交換能力較強(qiáng)的蒙脫石以及導(dǎo)電能力較強(qiáng)的綠泥石,形成溝通的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng),附加導(dǎo)電性較強(qiáng),對(duì)儲(chǔ)層電阻率造成影響。如圖5(e) 所示,Moga21-2井,A層(1 541.7～1 544.9 m)為黏土礦物附加導(dǎo)電型低阻油層,X衍射分析顯示取樣處1 542.8 m(上)綠泥石相對(duì)含量達(dá)到29.94%,1 544.60 m(下)蒙脫石相對(duì)含量達(dá)到28.1%,局部形成溝通的導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),黏土礦物附加導(dǎo)電性較強(qiáng),導(dǎo)致深電阻率與鄰近水層B接近。

油氣充注不足導(dǎo)致低阻。油氣成藏研究表明,AG組本身烴源巖發(fā)育,內(nèi)部油氣為“自生自儲(chǔ)”。受烴源巖質(zhì)量控制,AG組內(nèi)部分“孤立”油層往往油氣充注不足,油柱高度低,造成含油飽和度低,形成低阻油層。如圖5(f)所示,Keyi S-1井,A層(2 109.1～2 111.2 m)為油氣充注不足型低阻油層,地球化學(xué)分析顯示該井2 115 m處總有機(jī)碳TOC為2.3%,鏡質(zhì)體反射率為0.60%,主要為Ⅱ型干酪根,整體烴源巖質(zhì)量差[18-19]。A層為油氣充注不足型低阻油層,主要特征為附近烴源巖有效性較低,本身孤立存在,上下均為水層。

4.2 不同成因類型低阻油層測(cè)井曲線特征

首先用各項(xiàng)分析化驗(yàn)資料標(biāo)定不同位置低阻油層成因類型,然后與測(cè)井曲線結(jié)合,系統(tǒng)分析各成因類型低阻油層的測(cè)井響應(yīng)特征(表5)。

表5 AG1層各類低阻油層測(cè)井響應(yīng)特征

4.3 低阻油層成因類型分布

根據(jù)上述特征,對(duì)已證實(shí)低阻油層進(jìn)行分類,明確各成因類型所占比例(圖6)。福拉北主要類型為導(dǎo)電礦物型,其次為高泥質(zhì)含量型、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型;階科南油田高泥質(zhì)含量型、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型和油氣充注不足型均較為發(fā)育;莫噶油田主要發(fā)育高泥質(zhì)含量型,其次為黏土礦物附加導(dǎo)電型;凱一油田高泥質(zhì)含量型、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型均較發(fā)育,其次為黏土礦物附加導(dǎo)電型以及油氣充注不足型。

圖6 各油田AG1層不同低阻油層成因類型所占比例Fig.6 Ratio of different types of low resistivity pays in AG1 layer

5 低阻油層形成的控制因素

綜合福拉凹陷內(nèi)各油田儲(chǔ)層地質(zhì)特征和低阻油層成因類型分布,發(fā)現(xiàn)低阻油層形成控制因素主要為沉積因素、成巖因素、沉積-成巖綜合因素及成藏因素。

5.1 沉積因素

圖7 階科南油田AG1層不同微相泥質(zhì)含量及高泥質(zhì)含量型低阻油層厚度占比Fig.7 Shale content and thickness proportion of high mud content type low resistivity pays in AG1 layer of Jake South Oilfield

對(duì)不同油田沉積因素的控制作用進(jìn)行研究。莫噶油田主要為曲流河三角洲前緣沉積,泥質(zhì)含量最高,顆粒直徑小,小孔隙較為發(fā)育,平均束縛水飽和度為45%,數(shù)值最高,高泥質(zhì)含量型低阻油層最發(fā)育;凱一油田主要為扇三角洲前緣沉積,但扇體發(fā)育較差,泥質(zhì)含量高,顆粒直徑小,小孔隙發(fā)育,平均束縛水飽和度為35%,數(shù)值較高,高泥質(zhì)含量型低阻油層較發(fā)育;階科南油田為扇三角洲前緣沉積且扇體較發(fā)育、福拉北為辮狀河三角洲沉積,二者水動(dòng)力均較強(qiáng),泥質(zhì)含量低,顆粒直徑大,平均束縛水飽和度分別為30%、25%,數(shù)值相對(duì)低,高泥質(zhì)含量型低阻油層發(fā)育少。

5.2 成巖因素

成巖作用對(duì)低阻油層的控制主要體現(xiàn)在導(dǎo)電膠結(jié)物的沉淀和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化上。

砂巖儲(chǔ)層中存在導(dǎo)電礦物可顯著增強(qiáng)導(dǎo)電性,形成導(dǎo)電礦物型低阻油層。福拉北菱鐵礦和黃鐵礦含量高,平均含量為5.75%、1.00%,分布特征為整體孤立、局部連續(xù)。砂體中局部位置菱鐵礦、黃鐵礦富集,對(duì)油層電阻率構(gòu)成影響,形成導(dǎo)電礦物型低阻油層。其他3個(gè)油田菱鐵礦、黃鐵礦含量較低,平均含量為0.8%、0.6%,對(duì)油層電阻率影響較小,該類低阻油層發(fā)育差。

砂巖成巖過程中常形成方解石、石英、長石等膠結(jié)物、交代物,使孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、喉道半徑減小、連通性變差,毛管力增加,束縛水飽和度變高,導(dǎo)致油層電阻率降低,形成孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型低阻油層。莫噶油田AG1層埋藏最淺(深度小于2 000 m),經(jīng)歷成巖作用程度最弱,原生孔隙發(fā)育(圖3(b)),此類低阻油層含量最少。福拉北、階科南油田AG1層埋藏深度淺(深度小于2 500 m)經(jīng)歷成巖作用程度弱,雖然局部存在不同類型的膠結(jié),但整體原生孔隙相對(duì)發(fā)育,孔隙連通性好,此類低阻油層含量較少(圖3(a))。凱一油田AG1層埋藏較深(深度小于2 700 m),經(jīng)歷成巖作用程度強(qiáng),孔喉半徑小,連通性差,此類低阻油層含量較多(圖3(c)、(d))。

5.3 沉積-成巖綜合因素

沉積-成巖綜合作用對(duì)低阻油層的控制主要體現(xiàn)在黏土礦物分布和有效儲(chǔ)層展布上。

儲(chǔ)層黏土礦物分布受沉積相帶控制,并在成巖過程中不斷變化。黏土礦物附加導(dǎo)電性受其類型、相對(duì)含量和分布方式控制。當(dāng)陽離子交換能力強(qiáng)的黏土礦物在儲(chǔ)層中呈分散狀分布或相對(duì)均勻分布時(shí),如薄膜狀、絮狀等分布于顆粒表面等,則容易形成導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),造成電阻率降低,形成黏土礦物附加導(dǎo)電型低阻油層;反之,則附加導(dǎo)電性較小[20]。前人研究表明,各黏土礦物陽離子交換量不同:蒙脫石為(80～150)×10-5mol/g;伊利石為(10～40)×10-5mol/g;綠泥石為(10～40)×10-5mol/g;高嶺石為(3～15)×10-5mol/g,蒙脫石陽離子交換量顯著高于其他黏土礦物[21]。研究區(qū)內(nèi)凱一油田、莫噶油田陽離子交換能力較強(qiáng)的蒙脫石以及導(dǎo)電能力強(qiáng)的綠泥石相對(duì)富集(表3),掃描電鏡下呈分散狀分布,局部形成溝通的導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),整體附加導(dǎo)電較強(qiáng),該類低阻油層相對(duì)發(fā)育。福拉北、階科南油田內(nèi)蒙脫石、綠泥石含量相對(duì)低(表3),且掃描電鏡下呈局部分布,很少形成溝通的導(dǎo)電網(wǎng)絡(luò),因此整體附加導(dǎo)電性有限,該類低阻油層含量較少。

沉積-成巖綜合作用可使有效儲(chǔ)層分布范圍顯著變小,使其分布復(fù)雜化。上述儲(chǔ)層特征研究表明福拉北、階科南油田和莫噶油田有效儲(chǔ)層分布范圍廣,有效儲(chǔ)層平面上連片分布,剖面上呈連續(xù)層狀,成巖改造相對(duì)弱,甚至可在單一砂體內(nèi)出現(xiàn)油水界面或氣油界面(圖4(a));凱一油田砂體分布范圍小,局部甚至呈土豆?fàn)钔哥R體,在此基礎(chǔ)上成巖作用使局部儲(chǔ)層性質(zhì)變差,形成干層,使有效儲(chǔ)層分布復(fù)雜化,井間連通性變差,出現(xiàn)“一砂一藏”現(xiàn)象(圖4(b))。

5.4 成藏因素

區(qū)內(nèi)AG組本身烴源巖發(fā)育,內(nèi)部油氣為“自生自儲(chǔ)”。后受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響,部分油氣向上覆地層運(yùn)移,僅在現(xiàn)今的圈閉范圍內(nèi)形成剩余油氣聚集。受烴源巖質(zhì)量控制,AG組內(nèi)部分“孤立”油層往往在成藏期油氣充注不足,油柱高度低,含油飽和度低,形成成藏低阻油層。

由于AG1段油藏為“自生自儲(chǔ)”[16],凹陷內(nèi)整體輸導(dǎo)、蓋層條件相近,油氣充注程度主要取決于烴源巖質(zhì)量。斷陷湖盆陡坡帶靠近控盆斷裂處,如階科南和凱一油田,受沉積、成巖條件控制,烴源巖質(zhì)量差異較大,地球化學(xué)分析顯示其TOC分布范圍為1%～4.6%,平均為2.2%,有機(jī)質(zhì)以Ⅱ型、Ⅱ-Ⅲ型干酪根為主,鏡質(zhì)體反射率Ro平均為0.64%[18,22]。階科南和凱一油田烴源巖整體質(zhì)量較差且差異較大,部分層位油氣充注不足造成含油飽和度低,該類低阻油層相對(duì)發(fā)育。福拉凹陷內(nèi)遠(yuǎn)離控盆斷裂一側(cè),如福拉北和莫噶油田,接近深陷區(qū),整體烴源巖條件較好[18,22],地球化學(xué)分析顯示其TOC分布范圍為2.3%～7.2%,平均為3.86%,有機(jī)質(zhì)以Ⅰ型干酪根為主,鏡質(zhì)體反射率平均值為0.64%,整體質(zhì)量較好,該類低阻油層發(fā)育極少。

綜上,不同因素控制了不同成因類型低阻油層的形成。各油田儲(chǔ)層地質(zhì)特征不同,低阻油層控制因素不同,最終造成低阻油層成因類型分布出現(xiàn)差異。

6 結(jié) 論

(1) 綜合各項(xiàng)資料將福拉凹陷AG1層低阻油層成因分為5類,分別為泥質(zhì)含量高或孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜造成高束縛水飽和度、存在導(dǎo)電礦物、黏土礦物附加導(dǎo)電、油氣充注不足造成含油飽和度低。據(jù)此將低阻油層按成因分為5類,分別為高泥質(zhì)含量型、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型、導(dǎo)電礦物型、黏土礦物附加導(dǎo)電型以及油氣充注不足型,不同成因類型低阻油層的常規(guī)測(cè)井響應(yīng)特征存在差異。在凹陷內(nèi)各油田不同的儲(chǔ)層地質(zhì)特征背景下,受低阻油層形成因素控制,各油田低阻油層成因類型分布不同。

(2)通過不同油田儲(chǔ)層地質(zhì)特征與低阻油層成因類型分布的對(duì)比分析,證實(shí)其形成因素可分為沉積因素、成巖因素、沉積-成巖綜合因素及成藏因素4個(gè)方面。不同的沉積相帶中,受沉積環(huán)境、沉積條件等影響,儲(chǔ)層泥質(zhì)含量出現(xiàn)較大差異,導(dǎo)致儲(chǔ)層束縛水飽和度出現(xiàn)差異,造成部分油田高泥質(zhì)含量型低阻油層發(fā)育;成巖因素對(duì)低阻油層的控制主要體現(xiàn)在導(dǎo)電膠結(jié)物的沉淀和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化上,造成部分油田導(dǎo)電礦物型和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜型低阻油層發(fā)育;沉積-成巖綜合因素對(duì)低阻油層的控制主要體現(xiàn)在黏土礦物和有效儲(chǔ)層展布上,造成部分油田黏土礦物附加導(dǎo)電型低阻油層發(fā)育和低阻油層空間分布的復(fù)雜化;成藏因素的控制作用體現(xiàn)在條件較差時(shí),油氣充注不足,造成部分油田油氣充注不足型低阻油層發(fā)育。各油田儲(chǔ)層地質(zhì)特征不同,低阻油層控制因素不同,最終造成低阻油層成因類型分布出現(xiàn)差異。

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