珠江口盆地高束缚水饱和度成因低阻油层地质控制因素及分布规律差异*

居字龙 唐 辉 刘伟新 姚光庆 叶 青

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东广州 510240；2. 中国地质大学(武汉)资源学院 湖北武汉 430074； 3. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

珠江口盆地高束缚水饱和度成因低阻油层地质控制因素及分布规律差异*

居字龙1唐 辉1刘伟新1姚光庆2叶 青3

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东广州 510240；2. 中国地质大学(武汉)资源学院 湖北武汉 430074； 3. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

为了更深入地总结珠江口盆地高束缚水饱和度成因的低阻油层的分布规律，以该地区A油田和B油田的低阻油层为例，对其地质控制因素进行了分析。结果表明这2个油田的高束缚水饱和度低阻油层的地质控制因素存在差异，而且控制因素的差异决定了低阻油层平面分布规律的不同，即A油田受陆棚、下临滨砂坝沉积微相代表的低能沉积环境控制，其低阻油层平面分布广泛且和沉积相带分布有较好的一致性；B油田受长石的粒内溶蚀、自生粘土矿物和硬石膏胶结等有利于束缚水形成的成岩作用控制，其低阻油层局部发育且和沉积相带分布规律不一致。本文研究成果对珠江口盆地同类成因的低阻油层的勘探和开发评价具有一定的指导意义。

珠江口盆地；低阻油层；高束缚水饱和度；低能沉积环境；成岩作用；分布规律

低阻油层是指在同一油水系统内油层与纯水层的电阻率增大率小于2的油层[1]。目前国内外对低阻油层成因有较为成熟的认识[1-5]，普遍认为高束缚水饱和度是低阻油层成因之一，而对于形成高束缚水饱和度的地质控制因素缺乏针对性的研究。由于地质控制因素直接影响低阻油层的分布规律[6-8]，因此笔者以珠江口盆地A油田和B油田这2个典型的高束缚水饱和度低阻油层区块为例，分别研究各区块形成高束缚水饱和度的地质控制因素，并对比总结地质控制因素差异对低阻油层分布规律的影响，以期为该地区同类成因低阻油层的勘探和开发评价提供支撑。

1 研究区低阻油层成因

A油田和B油田皆位于珠江口盆地中央隆起带附近，其中A油田位于珠三坳陷琼海低凸起中部，而B油田位于番禺低隆起最东部。这2个研究区块分别发育相应的低阻油层(图1)，其中A油田以A-1井为例，低阻油层主要发育在ZJ1-1U—ZJ1-4U油组，常规油层为ZJ2-1U—ZJ2-1L；B油田以B -1井为例，低阻油层主要发育在ZJ30-II—ZJ30-IV砂层组，常规油层为ZJ30-I砂层组。沉积背景上，A油田为碎屑台地滨岸沉积体系[9]，而B油田为东沙隆起物源的三角洲沉积体系[10]。目前A油田有多口井对低阻油层进行开发生产，而B油田只有2口生产井，且仅B -1井钻遇低阻油层。

参考低阻油层可能的成因机理类型[3-4,11-16]，单井上对比研究区常规油层与低阻油层层段的相应参数，确定低阻油层的成因。研究表明，粘土矿物的附加导电、岩石骨架矿物导电和砂泥岩薄互层不是研究区低阻油层成因，而研究区低阻油层和常规油层束缚水饱和度的差异较大，低阻油层的束缚水饱和度比常规油层高出至少50%(表1)，因此高束缚水饱和度导致的高离子溶液导电能力是研究区低阻油层成因。

图1 珠江口盆地A油田和B油田低阻油层层位分布

表1 珠江口盆地A、B油田低阻油层成因分析

注：“*”代表无砂泥岩薄互层；“☉”表示无相应实测数据；A类粘土矿物为阳离子交换能力较强的伊蒙混层和绿蒙混层;B类粘土矿物为阳离子交换能力弱的高岭石和绿泥石。

2 高束缚水饱和度形成的地质控制因素

结合相关研究成果[17-19]，分析束缚水赋存机理，认为研究区形成高束缚水饱和度的地质控制因素为有利于束缚水形成的沉积作用和成岩作用。束缚水的赋存机理分为微孔隙束缚水和粘土薄膜吸附束缚水，而相应的束缚水赋存机理发育相应的微观储层特征，因此进一步的微观储层特征研究会指示相应的地质控制因素(图2)。

图2 高束缚水饱和度低阻油层的地质控制因素研究思路

本次研究中，综合运用粒度、压汞和铸体薄片等资料，对比分析低阻层段和常规层段的储层特征，区分并确定A、B油田高束缚水饱和度的地质控制因素。另外，遵循先沉积作用再成岩作用的研究原则，如果低阻层段的高束缚水饱和度受到明显的沉积作用控制，则其成岩作用影响相对较小，只有在不具备有利于束缚水形成的沉积作用时，成岩的控制作用才会突出。

在上述研究思路的指导下，对A油田和B油田低阻油层高束缚水饱和度的地质控制因素进行了研究。

2.1 A油田

利用压汞资料对比A油田低阻油层和常规油层相应的孔喉特征，结果显示该油田低阻储层微孔隙含量较常规储层高(图3)，低阻储层的微孔隙体积平均达55.64%，而常规储层的微孔隙体积平均仅为14.94%，并且镜下铸体薄片观察认为低阻油层微孔隙主要为原生微孔隙。另外，对比分析该油田低阻油层和常规油层的粒度特征(图4)，认为低阻油层泥质(粒径φ>8)含量高，以A-1井为例，其低阻油层泥质含量主要分布在16%～20%，而常规油层泥质含量主要分布于8%～12%。

结合前人对A油田的沉积体系研究成果[9]，认为该油田低阻油层(ZJ1-1U—ZJ1-4U)发育陆棚和下临滨的沉积微相，该沉积相带远离岸线，以波浪和潮汐为主要地质营力，为明显的低能沉积环境。另外，利用高分辨率层序地层学中相对海平面的升降控制着纵向水体能量变化的原理[20]，验证了A油田的低阻层段为低能沉积环境的结论。以A-1井为例，纵向上该井珠江组可划分为3个长期旋回、6个中期旋回及若干个短期旋回，且该旋回划分结果在取心段和实测物性纵向上的变化有很好的一致性。A-1井取心段位于MSC5中期旋回的海泛面附近，分段岩心的实测物性与渗透率纵向变化和短期旋回的变化较一致(图5)：②号砂体位于短期旋回海泛面附近，其物性(孔隙度为24.9%，渗透率为10.1 mD)较位于转换面附近的①号砂体(孔隙度为26.9%，渗透率为50.5 mD)和③号砂体(孔隙度为24.8%，渗透率为17.3 mD)差；而④号砂体(孔隙度为29.0%，渗透率为56.3 mD)、⑤号砂体(孔隙度为29.4%，渗透率为60.2 mD)和⑥号砂体(孔隙度为28.1%，渗透率为37.0 mD)物性先好后差的变化和短期旋回表现的水体先降后升的特征一致。因此，可以认为A-1井低阻油层(ZJ1-1U—ZJ1-4U)在长、中期旋回分别处于相对水体较深的LSC3、MSC5海泛面附近(图5)，该旋回特点表明低阻油层发育在整体水体深的背景。

图3 珠江口盆地A油田低阻储层和常规储层孔喉结构对比

图4 珠江口盆地A油田低阻油层高束缚水饱和度地质控制因素

图5 珠江口盆地A油田A-1井低阻油层旋回特点

综合上述分析，认为A油田低阻油层受典型的低能沉积环境控制，该低能沉积环境发育的储层具有粒度细、泥质含量高和原生微孔隙发育的特点，导致储层微孔隙束缚水和粘土薄膜吸附束缚水含量高。因此，陆棚、下临滨沉积微相代表的低能沉积环境是该地区低阻油层高束缚水饱和度形成的地质控制因素。

2.2 B油田

对B油田B-1井低阻油层(ZJ30-Ⅱ)的孔喉结构进行分析，结果显示该油田低阻层段同样具有微孔隙发育的特点(图6)，但和A油田不同的是，B油田低阻油层粒径φ主要分布在0～4，其岩性以中砂岩为主，而且相应的泥质(粒径φ>8)含量较少。另外，选取A-2井和B-2井进行珠江组层序旋回连井对比，从宏观上对2个地区的水体能量进行比较(图7)，结果表明B油田的低阻油层仅发育在T50—T60的水体较浅的LSC1的MSC2旋回期次，而在T40—T50并没有发育低阻油层。因此，综合储层粒度特征及旋回特征认为B油田低阻层段不具备低能沉积环境。

通过相应的铸体薄片分析，认为B油田低阻油层微孔隙是碎屑沉积物沉积后成岩作用产生的次生微孔隙。通过铸体薄片观察到以下有利于束缚水形成的成岩作用现象：①自生粘土成薄膜状包裹碎屑颗粒及粒间孔(图8a、d)，使得这些粒间孔封闭而孤立，易赋存束缚水；②长石等碎屑发生溶蚀作用产生粒内溶孔，粒内溶孔后期被杂基充填产生次生微孔隙(图8b)；③硬石膏胶结物成斑块状堵塞孔隙形成次生微孔隙(图8c)；④石英次生加大堵塞粒间孔形成次生微孔隙(图8d)。

图6 珠江口盆地B油田B-1井低阻油层和常规油层孔喉结构对比

图7 珠江口盆地A油田和B油田珠海组高分辨率层序旋回连井剖面

B油田低阻层段的岩屑成分及成岩作用期次特点可以较好地解释上述一系列有利于束缚水形成的成岩作用。在岩屑成分上，比较B油田低阻层段和常规层段碎屑成分的差异，发现低阻层段的长石含量明显高于常规层段(表2)，较高含量的长石一方面溶蚀产生封闭的粒内溶孔，另一方面也是产生自生粘土矿物和硬石膏等胶结物的物质来源，最终降低储层的有效连通性，导致储层束缚水饱和度的增加。在成岩作用期次上，利用伊蒙混层中蒙皂石的混层比进行分析，认为B油田低阻层段为中成岩B期，而常规储层为中成岩A期，这表明低阻储层成岩演化程度较常规储层要高，为低阻储层经历相应的成岩作用提供时间保证。因此，长石的粒内溶蚀和自生粘土矿物、硬石膏的胶结作用为代表的有利于束缚水形成的成岩作用是B油田低阻油层高束缚水饱和度形成的地质控制因素。

图8 珠江口盆地B油田低阻储层铸体薄片图像

表2 珠江口盆地B油田常规储层及低阻储层岩屑成分及微孔隙体积对比

3 地质控制因素差异对低阻油层分布规律的影响

珠江口盆地A油田和B油田低阻油层高束缚水饱和度的地质控制因素的差异决定了该地区低阻储层平面分布规律的差异。其中，受低能沉积环境控制的A油田低阻油层在平面上连片发育，与代表低能沉积环境的沉积微相的分布相一致；而受成岩作用控制的B油田低阻储层仅在平面上局部发育，且与沉积相带的分布没有必然联系。

以A油田ZJ1-4M油组为例，分析低能沉积环境控制的低阻油层平面分布规律。根据测井相-沉积微相模板、砂体厚度及地震属性平面分布特点绘制沉积微相图，结果表明该油组的低阻油层井大部分处于下临滨砂坝沉积微相，而非低阻油层井通常位于其他类型的沉积微相，而且低阻油层在平面上连片发育，且与下临滨砂坝的分布趋势较一致(图9)。

以B油田ZJ30-II砂层组为例，分析成岩作用控制的低阻油层平面分布规律。如图10所示，B-1井和B-2井仅相距1.4 km，两井的ZJ30-II砂体具有类似测井相，伽马曲线以箱状为主，分析认为皆为三角洲前缘水下分流河道沉积微相。通常分流河道高能沉积环境有利于储层发育粗孔喉，但薄片观察表明B-1井ZJ30-II储层具有低阻油层微孔隙发育的孔喉特征，而B-2井ZJ30-II储层孔喉较粗(以5.32～7.56 μm为主)，因此推测B-1井低阻油层的微孔隙是后期成岩作用形成的，而B-2井没有经历类似于B-1井的成岩作用。B油田低阻油层与常规油层岩屑成分差异分析(表3)以及低阻油层铸体薄片观察(图8)结果均验证了对B-1井低阻油层成因的推测，但B-2井由于缺乏相应的取心资料而无法进一步落实成岩作用的特点，但可以肯定的是成岩作用的偶然性导致了B-2井没有经历有利于微孔隙发育的成岩作用。相关研究表明,即使处于相同的沉积环境，成岩作用差异与矿物演变所释放的离子的富集和化学作用有关，而这些离子的富集和相应的化学作用具有偶然性和不可预测性(如断层的发育、泥岩夹层的阻挡、水体的侵入等)，这一观点支持了处在同一沉积相带内的B-1井和B-2井的成岩作用出现差异的可能性，也决定了成岩作用控制的微孔隙不具有普遍发育的规律。

图9 珠江口盆地A油田ZJ1-4M油组低能沉积环境控制低阻油层发育规律

图10 珠江口盆地B油田ZJ30-II砂层组成岩作用控制下低阻油层发育规律

表3 珠江口盆地B油田低阻储层及常规储层粘土矿物对比

注：C为绿泥石；I为伊利石：S为蒙皂石；C/S为绿/蒙混层；I/S为伊/蒙混层。

综上所述，珠江口盆地A油田和B油田低阻油层分布规律的差异可以由各地质控制因素影响沉积岩的形成和演化的历史阶段的差异进行解释，即A油田低阻储层的低能沉积环境直接影响碎屑沉积物的形成阶段，先天决定了原始微孔隙发育和泥质含量高的储层特征，故其低阻储层空间分布范围较广；而B油田的成岩作用影响碎屑沉积物的沉积后作用，原始孔喉较粗的储层受到局部有利于微孔隙发育的成岩作用改造，形成了局部次生微孔隙，故其低阻储层空间分布具有偶然性。

4 结论

1) 珠江口盆地2个典型低阻油层区块高束缚水饱和度的地质控制因素存在差异。其中，A油田低阻油层高束缚水饱和度的地质控制因素是低能沉积环境，该地区低阻储层发育在陆棚和下临滨沉积微相代表的低能沉积环境，具有粒度细、泥质含量高、原生微孔隙发育的特点，有利于高束缚水饱和度的形成，最终导致油层电阻率降低，且与水层的电阻率差异较小；B油田低阻油层高束缚水饱和度的地质控制因素是有利于束缚水形成的成岩作用，该地区低阻储层经历中成岩B期的成岩作用后，其较高含量的长石易形成孤立的粒内溶孔，且长石溶蚀后转化为自生粘土矿物及硬石膏等胶结物易堵塞孔喉形成次生微孔隙，大量束缚水赋存于孤立的粒内溶孔及次生微孔隙。

2) 珠江口盆地2个典型低阻油层区块高束缚水饱和度的地质控制因素差异决定了低阻油层分布规律的不同。其中，A油田受低能沉积环境控制的低阻油层平面上分布较连续，且和低能沉积相带分布范围具有一致性；而B油田受成岩作用控制的低阻油层局部发育，且和沉积相带分布规律不一致。因此，本文研究成果对于今后珠江口盆地同类成因的低阻油层的勘探和开发评价具有一定的指导意义。

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(编辑：杨 滨)

Geological controlling factors and distribution pattern difference for low-resistivity oil layer caused by high irreducible water saturation in Pearl River Mouth basin

Ju Zilong1Tang Hui1Liu Weixin1Yao Guangqing2Ye Qing3

(1.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Guangzhou,Guangdong510240,China; 2.FacultyofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China; 3.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

To further generalize the distribution pattern of low-resistivity oil layer (LROL) caused by high irreducible water saturation in Pearl River Mouth basin, the geological factors are analyzed by taking A & B oilfields as examples. Results show that geological controlling factors is different for these two oilfields, which results in distribution pattern difference of LORL. For A oilfield, low energy sedimentary environment represented by such micro sedimentary facies as continental shelf and low shore face sand bar are the geological controlling factors and LORL plane distribution is wide and consistent with sedimentary facies distribution. However, in B oilfield, the diagenetic effect contributing to irreducible water such as feldspar grain dissolution and cementation of anhydrite and authigenic minerals is the geological controlling factors and LORL plane distribution is local and different from sedimentary facies distribution pattern. The results can provide reference on exploration and development evaluation of LORL with the similar cause in Pearl River Mouth basin.

Pearl River Mouth basin; low-resistivity oil layer; high irreducible water saturation; low energy sedimentary environment; diagenesis; distribution pattern

居字龙，男，工程师，2013年获得中国地质大学(武汉)石油与天然气工程硕士学位，主要从事储层地质研究工作。地址：广东省广州市海珠区江南大道中168号海洋石油大厦1128室(邮编：510240)。E-mail:juzl@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0060-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.009

TE 32+1

A

2015-02-05 改回日期：2015-05-10

*中国海洋石油总公司重大专项“海相砂岩特高含水期挖潜技术(编号：CNOOC-KJ125 ZDXM06 LTD)”部分研究成果。

居字龙,唐辉,刘伟新，等.珠江口盆地高束缚水饱和度成因低阻油层地质控制因素及分布规律差异[J].中国海上油气，2016,28(1)：60-68.

Ju Zilong,Tang Hui,Liu Weixin,et al.Geological controlling factors and distribution pattern difference for low-resistivity oil layer caused by high irreducible water saturation in Pearl River Mouth basin[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):60-68.