渤海QHD 油田館陶組低阻油層成因分析

金寶強，陳建波，陳紅兵，甄宗玉，舒 曉

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

QHD 油田位于渤海中部海域石臼坨凸起，是被南堡、秦南和渤中三大富烴凹陷環(huán)繞的大型低幅構(gòu)造，油氣富集條件優(yōu)越。QHD 油田于2001 年投產(chǎn)，主要生產(chǎn)層為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組上段，均為常規(guī)油藏。在館陶組中部館二段2小層（下稱NgII2小層）存在著一套低阻層，初步分析為低阻油層，因其和上下水層電性特征相似，流體類型、產(chǎn)能及成因機理尚不明確，早期開發(fā)中認識不清。隨著QHD油田主力開發(fā)層位逐漸進入高采出、高含水階段，油田產(chǎn)量遞減加大，亟需尋找有效產(chǎn)量接替，因此，對該套低阻油層的開發(fā)及成因分析被列為油田的重點。

根據(jù)前人研究成果，一般將油層的電阻增大率（即油層電阻率與鄰近水層電阻率之比）小于2的油層定義為低阻油層［1］。低阻油層的成因極為復(fù)雜，常見成因有高束縛水含量、黏土附加導(dǎo)電和油層厚度薄等，通常是多種地質(zhì)因素綜合作用的結(jié)果［2］。目前，國內(nèi)外對低阻油層的研究多集中在測井識別和微觀機理方面［3-13］，對低阻油層宏觀成因或綜合成因研究較少，而沉積微相和地層圈閉等宏觀地質(zhì)成因?qū)χ笇?dǎo)低阻油層判別及開發(fā)具有重要意義。

1 低阻油層特征

QHD 油田低阻油層分布比較單一，發(fā)育于已開發(fā)層位之下大段水層之間，層位為NgII2 小層，厚度11～15 m。據(jù)研究區(qū)測井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計（見圖1），低阻油層自然伽馬（GR）值為50～60 API，儲層密度2.2～2.3 g/cm3，均略高于上下水層，其地層電阻率值為2.4～3.7 Ω?m，而上下相鄰水層地層電阻率值為2.5～6.5 Ω?m，總體上油層電阻率低于水層電阻率，電阻增大率為0.37～1.48，具有典型的低阻油層特征。從錄井顯示（見圖2）看，低阻段巖性為含礫細砂巖，局部礫徑較大，可達2～4 mm，泥質(zhì)含量較上下水層高。氣測全量（TG）普遍大于3%～10%，氣測顯示普遍比常規(guī)油層差，但明顯好于相鄰上下水層。C1-C4烴組分齊全，熒光顯示級別C—D 級，巖屑熒光面積20%～40%，明顯好于水層。

圖1 QHD油田低阻油層測井顯示特征

圖2 QHD油田低阻油層錄井顯示特征

2 宏觀地質(zhì)成因分析

低阻油層的地質(zhì)成因類型多樣，儲層低阻特征是巖性、物性、含油性、水性等多種因素的綜合響應(yīng)，不同地質(zhì)條件下各種因素的貢獻程度不完全相同［14-16］。嘗試從地層水礦化度、沉積作用、構(gòu)造圈閉及成藏模式分析低阻油層成因的宏觀背景，為微觀機理研究及識別評價提供地質(zhì)依據(jù)。

2.1 地層水礦化度

根據(jù)QHD油田館陶組地層水分析資料，已開發(fā)層位NgII1小層地層水總礦化度3 200～5 400 mg/L，NgII2 小層地層水總礦化度4 400 mg/L，兩個層位礦化度值基本相當(dāng)。據(jù)統(tǒng)計，鉆井液的總礦化度值通常在10 000 mg/L 以上，明顯高于低阻油層的地層水礦化度，且鉆井液侵入對測井電阻率的影響是系統(tǒng)性的，即油層、水層電阻率均會有所降低，且低阻油層儲層物性相對較差，影響較?。?7］。因此，QHD 油田NgII2 小層低阻油層受地層水礦化度及鉆井液侵入影響較小，可排除該因素。

2.2 儲層沉積特征

QHD 油田NgII段主要發(fā)育辮狀河沉積，地層厚度330～370 m，砂層厚度290～330 m，砂地比85%以上，縱向上劃分4 個小層，巖性以細砂巖和含礫細—中砂巖交互沉積為主，總體為高孔高滲儲層。低阻油層發(fā)育在NgII2 小層，上下均為大段水層，油層段集中，油層厚度10～15 m。從縱向沉積看，NgII3 小層主要為細砂巖夾少量礫巖及薄層泥巖，砂巖GR曲線表現(xiàn)為連續(xù)箱型特征，表現(xiàn)為較強水動力條件下的辮狀河沉積，泥質(zhì)含量較低，且多套河道垂向切割疊置；NgII2 小層底部為薄層泥巖和致密砂巖沉積，厚度7～9 m，表現(xiàn)為長期出露地表的氧化環(huán)境，后期成巖作用較強，致使砂巖較致密。中部為含礫粉—細砂巖沉積，厚度10～15 m，含礫明顯增多，GR曲線表現(xiàn)為低幅箱型向鐘型過渡特征，泥質(zhì)含量較高，SP曲線回返幅度小，明顯低于上下水層，指示滲透性相對較差。頂部為泥巖沉積，厚度7～13.5 m，沉積上表現(xiàn)為最大湖泛面附近沉積，泥質(zhì)較純，可作為優(yōu)質(zhì)蓋層；NgII1 小層沉積特征與NgII3 小層基本一致，表現(xiàn)為水動力較強的辮狀河道沉積（見圖3）。王友凈等［14］研究表明，弱水動力低能環(huán)境下形成的泥質(zhì)含量高的儲層易形成低阻油層，總體上，QHD 油田NgII2小層低阻油層為區(qū)別于上下高能環(huán)境的相對低能環(huán)境沉積，泥質(zhì)含量較高，儲層物性比上下儲層差，具備形成低阻油層的沉積條件。

圖3 NgII段（1-3小層）儲層測井響應(yīng)特征對比

2.3 構(gòu)造圈閉特征

根據(jù)區(qū)域?qū)游患皹?gòu)造解釋，館陶組地層整體構(gòu)造形態(tài)為北高南低的單斜構(gòu)造，低阻油層分布在QHD 油田南側(cè)構(gòu)造斜坡上，如圖4 所示，低阻區(qū)塊南北兩側(cè)發(fā)育多條斷層，斷距20～30 m，對油氣成藏具有較好的輸導(dǎo)和封堵作用；根據(jù)地震振幅屬性及同相軸特征，東西兩側(cè)及內(nèi)部多處地震同相軸出現(xiàn)明顯斷開跡象，指示了砂體尖滅特征，儲層平面上被分割為多個小砂體，砂體邊界具有較好的側(cè)向封堵作用。從圈閉幅度看，整體幅度較低，其中東西兩側(cè)構(gòu)造幅度略高，在30 m 左右，中間構(gòu)造幅度低，在10 m 左右。整體上，低阻區(qū)塊構(gòu)造幅度低，發(fā)育構(gòu)造巖性圈閉，具有較好的封堵條件，具備形成低幅、低阻油藏的圈閉要素。

圖4 低阻油層（NgII2小層）振幅屬性、斷層分布及地震剖面

2.4 低阻成藏模式

據(jù)渤海石臼坨凸起油氣輸導(dǎo)體系研究結(jié)果［18］，QHD 油田油源主要來自凸起南傾末端的渤中凹陷，館陶組富砂沉積是油氣橫向運移的重要通道，油層在館陶組內(nèi)部局部高點及有利圈閉富集成藏，因此，保存條件是館陶組成藏的關(guān)鍵因素。由于NgII2 小層頂部具有厚度較大的高GR泥巖段，油氣封蓋條件優(yōu)越，低阻區(qū)塊南北斷層分割，東西兩側(cè)巖性尖滅，具有很好的側(cè)向封堵條件。由于油氣運移距離較遠、構(gòu)造幅度低，烴源巖壓力消耗殆盡，垂向驅(qū)替壓力較低，同時由于儲層物性較差，微小孔隙多，儲層排驅(qū)壓力高，油氣難以將儲層中的束縛水驅(qū)替出去，使得油層具有較高的束縛水飽和度，致使油層電阻率偏低。由于研究區(qū)構(gòu)造幅度較低和油氣充注能力弱，不排除構(gòu)造低部位及小砂體內(nèi)部存在未驅(qū)替完全的自由水。

3 微觀成因機理分析

低阻油層在巖石物理的微觀因素上主要包括黏土礦物、高束縛水飽和度、復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)及導(dǎo)電礦物等［19］，且通常是多種因素共同作用的結(jié)果。

3.1 粒度及孔隙結(jié)構(gòu)

研究表明，巖石顆粒越細，顆粒之間的孔喉半徑就越小，毛管壓力會加大，使毛管中水的含量上升，促使電阻率降低［20］。根據(jù)巖屑巖粒度分析，低阻油層的巖性主要以粉砂巖為主，占到50%以上，細砂、中砂、粗砂巖次之，總體占比30%左右，大型礫石和黏土礦物較少。Folk 分類參數(shù)統(tǒng)計表明，粒度中值（Md）大部分小于0.05 mm，分選系數(shù)（So）3～5，總體上粒度較細，分選較差。壓汞法毛管壓力曲線分析結(jié)果（見圖5）表明，QHD油田NgII2小層低阻油層孔隙結(jié)構(gòu)差異較大，細歪度和粗歪度并存，微孔隙和滲流孔使儲層束縛水含量增高，易形成低阻油層。

圖5 低阻油層壓汞法毛管壓力曲線

3.2 黏土礦物組成及影響

X-衍射分析表明，儲層中黏土礦物含量為10%～20%，屬中等黏土礦物儲層，黏土礦物主要以伊-蒙混層為主，其質(zhì)量分數(shù)達到77%，其中伊利石占80%，蒙皂角石占20%，其次為高嶺石、伊利石和綠泥石，質(zhì)量分數(shù)分別為13%，5%，3%（見表1）。

表1 低阻油層段部分樣品黏土礦物定量分析數(shù)據(jù)

如圖6a所示，掃描電鏡分析可見，絲片狀、曲片狀伊蒙混層在粒表粒間均有發(fā)育，把原生孔隙和次生孔隙分割成無數(shù)小孔隙，破壞了儲層的滲透性。高嶺石雖然是比較穩(wěn)定的非膨脹性黏土礦物，但抗機械力能力不強，在壓實、流體沖擊等作用下易形成鱗片狀的微粒［21］，如圖6b 所示，高嶺石呈彎曲片狀，部分發(fā)生蝕變，充填在粒間孔內(nèi)，損害了儲層的有效性?？傮w上，黏土礦物使儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，微孔隙與滲流孔隙并存，形成發(fā)育的束縛水網(wǎng)格，導(dǎo)致束縛水飽和度高，使油水層電性差異減小而形成低阻油層。

圖6 低阻油層巖石樣品掃描電鏡特征

3.3 高束縛水飽和度

根據(jù)核磁共振測試結(jié)果，QHD 油田NgII2 小層巖心束縛水飽和度39%～50%，束縛水含量高，是低阻油層形成的主要原因。巖石高束縛水是巖石自身細巖性和毛細孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜綜合作用的結(jié)果［22］，本區(qū)的低阻油層在巖性及孔喉結(jié)構(gòu)方面均有明顯的成因條件。巖心觀察及粒度分析可知，低阻油層段為粉—細砂巖，粒度中值（Md）在0.05 以下，較館陶組其他層位的細砂巖明顯偏細，造成巖石顆粒比表面積增大，親水性增強，巖石束縛水偏高，因此，巖性較細是束縛水飽和度偏高的重要因素。從巖石鑄體薄片（見圖7）可以看出，孔隙類型以粒間孔和粒間溶蝕孔為主，孔徑范圍0.02～0.40 mm，顆粒磨圓度為次圓—次棱，以線-點狀接觸為主，孔隙連通性一般。如前文所屬，黏土礦物中伊-蒙混層占據(jù)主導(dǎo)，進一步將孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，孔喉的排驅(qū)壓力增大，成藏時流體驅(qū)替難度大，易形成高束縛水，因此，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜是本區(qū)束縛水飽和度高的另一個重要因素。

圖7 低阻油層巖石鑄體薄片孔隙結(jié)構(gòu)及填隙物特征

3.4 導(dǎo)電礦物

巖石中含有導(dǎo)電性良好的金屬礦物（如黃鐵礦、磁鐵礦、褐鐵礦等），可以使儲層的電阻率降低。通過重礦物鑒定，陸源碎屑成分占98%，其中，陸源碎屑中磁鐵礦占2/3 左右，其次為石榴子石，占1/3左右；自生礦物占比較低，僅2%，全部為黃鐵礦。但從巖石薄片分析，重礦物在巖石中的面積百分比低于2%，因此，即使重礦物中的磁鐵礦和黃鐵礦具有較好的導(dǎo)電性，對本區(qū)低阻油層形成的貢獻也較小，可忽略不計。

4 應(yīng)用效果

根據(jù)上述對宏觀地質(zhì)成因及微觀成因綜合分析，明確了QHD 油田館陶組NgII2 小層低阻油層潛力的可靠性，為低阻油層評價及開發(fā)提供了依據(jù)。設(shè)計利用E23S1 井和I7H1 井評價試采，證實該套低阻油層具有較好產(chǎn)能，新增低阻儲量約1 000×104t。目前針對NgII2小層低阻油藏編制了整體開發(fā)方案，已實施調(diào)整井13口，實鉆構(gòu)造、儲層認識與鉆前設(shè)計基本一致，單井平均初期日產(chǎn)油60 m3/d，初步建成20×104t 的年產(chǎn)油規(guī)模，該區(qū)塊已成為QHD 油田特高含水期主要的產(chǎn)量接替區(qū)。

5 結(jié)論

（1）研究區(qū)具有易形成低阻油藏的地質(zhì)因素，其低阻油層的發(fā)育主要受沉積環(huán)境和造幅圈閉的影響，儲層物性差，泥質(zhì)含量高，構(gòu)造幅度低，巖性圈閉封堵條件好，為低幅、低阻油藏形成提供充分條件。

（2）低阻油層的微觀成因受儲層巖性、孔隙結(jié)構(gòu)及高束縛水飽和度的共同作用，巖石粒度整體偏細，局部孔喉結(jié)構(gòu)較小，伊-蒙混層進一步將孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，微小孔隙造成儲層排驅(qū)壓力高，束縛水增多，為低阻油層形成提供了必要條件。

（3）宏觀成因和微觀成因具有必然的內(nèi)在聯(lián)系，通過多因素、多方法綜合分析與油田開發(fā)生產(chǎn)實踐緊密結(jié)合，成功為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)找到有效儲量接替，對老油田挖潛及新區(qū)勘探有很好的指導(dǎo)。