渤海LD油田低阻油层成因机理与评价方法*

徐锦绣 吕洪志 刘 欢 许赛男 郑 华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

近年来，随着油气田勘探开发技术的快速发展，尤其是油气层评价技术的不断创新，低阻油藏作为一类非常规油藏已经成为油田开发过程中增储上产的重要研究对象，通过老井复查重新认识和评价这类低阻油藏已成为老区和老油气田挖潜的重要手段之一。然而，目前这类油藏的识别及定量解释仍存在一定困难，由于低阻油层的成因和类型复杂多样，导致低阻油层具有不同的岩石物理和测井响应特征，依据正常电阻率油层所建立的油水层识别方法往往会低估甚至遗漏低阻油层。目前，国内外针对低阻油层的研究大多侧重于内部成因机理分析和定性判别[1]，急需建立一套针对不同地质条件下低阻油藏的成因机理、形成条件和分布规律进行定量判别低阻油层的方法，这是解决低阻油层测井定量识别难、低阻油藏开发不确定性大等关键问题的有效途径。

本文以渤海LD油田低阻油层为主要研究对象，依据岩心与测井资料，结合岩心、试油、产液剖面等资料，从构造地质、沉积环境、成岩作用等宏观因素和束缚水饱和度、黏土附加导电、地层水矿化度等微观因素入手，对该油田低阻油层的地质成因机理进行系统分析，再综合使用相关法、重叠法和图版法识别低阻油层，以期为渤海油田类似低阻油层的挖潜提供重要的借鉴价值。

1 研究区地质概况

LD油田已钻评价井7口、开发井约23口(图1)，纵向上由3套含油层系构成，自上而下分别为明化镇组下段、馆陶组和东营组，该油田含油层系储层属于河流—三角洲相沉积，岩性以细—中粗粒(含砾)岩屑长石砂岩为主，砂岩粒度变化比较大，且油藏形成于低幅度构造圈闭中，易造成含油饱和度较低，其中馆陶组Ng-IV、Ng-V油组和东营组Ed-I、Ed-II油组中，部分油层电阻率为4～6 Ω·m，水层电阻率为4～5 Ω·m，故油层与水层的电阻率比值小于2，属于典型的低阻油层[2]。

图1 LD油田馆陶组顶面构造及钻井井位图Fig.1 Top structure of Ng Formation and well location in LD oilfield

2 低阻油层成因机理分析

低阻油层的成因可分为外因和内因两类[3]：外因包括地层水矿化度、钻井液侵入、沉积环境、构造背景、油柱高度、岩性变化等；内因包括黏土矿物成分、岩石粒度与物性、孔隙结构、较高束缚水含量等。

2.1 外因分析

1) 地层水矿化度与钻井液侵入的影响。根据LD油田地层水分析资料，馆陶组和东营组地层水总矿化度在12 000～17 000 mg/L，纵向上地层水矿化度没有较大变化。钻井液侵入对电缆测井电阻率确有一定影响，但这种影响是系统性的，即油层、水层电阻率均会有所降低，且低阻油层物性普遍较差，影响更小，而且该油田的随钻电阻率也显示低阻油层确实存在。因此，地层水矿化度和钻井液侵入造成的影响甚微，可忽略。

2) 沉积作用及构造背景的影响。LD油田馆陶组以辫状河平原相沉积为主，局部地区发育低弯曲度曲流河沉积，水动力条件较强且变化较大，储层以中粗砂岩为主；东营组Ed-I、Ed-II油组以辫状河三角洲前缘沉积为主，河流相水动力条件相对较弱，砂岩以极细粉砂岩—中粗砂岩为主。LD油田处于郯庐断裂带上，晚期构造活动强烈，尤其东营组高部位小断层异常发育，相互之间切割关系和依附关系非常复杂，造成东营组Ed-II油组岩性更为复杂，低阻油层主要发育于该油组底部的纹层状砂岩储层中。

3) 油柱高度及岩性变化的影响。LD油田馆陶组及东营组构造相对较缓，油柱高度普遍偏低(约20～30 m)，且低阻油层主要发育在2套地层相对较低的构造部位，这是造成油层低阻的另一个外部因素。成岩作用导致的岩石组构变化而形成低阻油层，这种影响在东营组尤为明显。以5A井为例，电阻率成像测井及常规测井曲线显示东营组Ed-II油组为一套岩性复杂的砾岩、含砾砂岩、砂砾岩和纹层状砂岩，岩性变化较大，低阻油层主要分布在这套油层底部的纹层状砂岩中(图2)，为三角洲水下分流河道和支流间湾微相形成的砂岩与泥岩不等厚互层沉积；FMI成像显示岩石细粒组分增多，砂泥岩呈明显的薄韵律互层，导致微孔隙占比增多、岩石孔隙结构复杂，加之所处位置靠近油水界面，成藏过程中烃类驱替力较小，含油饱和度较低，因此电阻率较低。另外，核磁测井T2谱呈典型的双峰形态，且谱的分布较杂乱，也说明孔隙结构复杂，粒度分选差，从而造成较高的束缚水含量，形成低阻油层[4]。

2.2 内因分析

1) 黏土矿物成分的影响。根据黏土矿物定量分析，LD油田馆陶组与东营组的黏土矿物类型都以伊/蒙混层为主，高岭石、伊利石和绿泥石次之(图3)。黏土附加导电作用[5]导致阳离子交换较高，在地层水矿化度不高的情况下，黏土矿物表面会存在大量束缚水。岩心压汞、相渗实验证实，LD油田馆陶组与东营组油层束缚水含量在50%左右甚至更高。

图2 LD油田5A井东营组各层段测井曲线及电阻率成像特征Fig.2 Well logging response and resistivity imaging character- istics of Ed Formation of Well 5A in LD oilfield

图3 LD油田馆陶组与东营组黏土矿物成分Fig.3 Clay mineral of Ng and Ed Formation in LD oilfield

2) 束缚水饱和度的影响。LD油田馆陶组、东营组低阻油层段岩心模拟油藏条件下的油水相对渗透率曲线得出的束缚水饱和度普遍较高，基本在40%～60%(图4)，而较高的束缚水饱和度是导致油层低阻的根本原因。

图4 LD油田馆陶组和东营组储层束缚水饱和度与物性的关系Fig.4 Relationship between irreducible water saturation and physical property of Ng and Ed Formation in LD oilfield

3) 岩石粒度与储层物性的影响。由LD油田馆陶组、东营组砂岩粒度分布频率图(图5)可见，馆陶组粒度中值主要分布在200～300 μm，而东营组粒度中值主要分布在80～200 μm。显然东营组砂岩粒度更细，理论上更易形成低阻油层[6]。由馆陶组和东营组岩心孔渗分布图(图6)可知，馆陶组孔隙度(φ)范围20%～30%，渗透率(K)范围300～3 000 mD，属于中—高孔、中—高渗型储层；东营组孔隙度6%～18%，渗透率3～30 mD，属于中孔、中低渗型储层。从物性上来说，馆陶组整体上优于东营组，这与粒度分布以及二者的沉积背景差异性是一致的。

图5 LD油田馆陶组和东营组粒度分布频率Fig.5 Histogram of grain size distribution of Ng and Ed Formation in LD oilfield

图6 LD油田馆陶组和东营组岩心孔渗分布图Fig.6 Core porosity and permeability distribution of Ng and Ed Formation in LD oilfield

4) 孔隙结构的影响。压汞法毛管压力曲线分析结果(图7)表明，LD油田馆陶组孔隙结构差异较大，粗细歪度并存，油藏的含油饱和度变化必然很大，从而形成了低阻油层与正常油层共存；东营组压汞法毛管压力曲线普遍为细歪度，表明流体驱替压力门限高，毛细管束缚水含量高，更易形成低阻油层。

2.3 高束缚水饱和度成因机理

综上所述，LD油田馆陶组具有较强的水动力沉积环境和相对较弱的成岩作用，储层物性、孔隙结构更优；东营组的沉积背景和成岩环境使得岩石孔隙结构更易于形成具有较高束缚水的低阻油层。然而，实际上无论复算前还是复算后，馆陶组油层电阻率绝对值及物性下限均低于东营组，但二者的束缚水含量大体相当，因此要从成因机理进行分析。

图7 LD油田馆陶组与东营组压汞法毛管压力曲线Fig.7 Mercury intrusion data of Ng and Ed Formation in LD oilfield

如前文所述，LD油田馆陶组与东营组的黏土矿物类型基本一致，以伊/蒙混层为主，高岭石、伊利石和绿泥石次之。但馆陶组伊/蒙混层比略高，且蒙脱石相对含量高，因此馆陶组伊/蒙混层性质更接近于蒙脱石；而东营组黏土矿物伊/蒙混层中伊利石高达77%，故东营组伊/蒙混层性质更接近于伊利石。根据常见黏土类型，蒙脱石阳离子交换量显著高于其他黏土矿物[7]，LD油田馆陶组因含有更多的蒙脱石而具有更高的阳离子交换量，这是造成馆陶组油层电阻率更低的根本原因。

黏土颗粒表面吸附水的影响因素相对比较复杂。当砂岩中含有黏土矿物，或黏土矿物以粘土膜的形式包裹在砂岩颗粒表面时，由于黏土颗粒表面带负电，为达到电性平衡，负电荷可从附近水溶液中吸附阳离子或吸附极性水分子，形成扩散双电层[8-9]，类似于一层不可动的“水膜”。LD油田馆陶组蒙脱石含量较高，阳离子交换量较高，而地层水矿化度相对较低，故扩散双电层的“水膜”较厚，由此造成馆陶组储层物性、孔隙结构更优，但其束缚水饱和度与东营组相当。

3 低阻油层评价方法及其应用效果

LD油田常规油层易于识别，储量评价阶段利用DST、MDT测压取样等资料确定的馆陶组、东营组油层电阻率下限分别为6、11 Ω·m。在油田开发生产中，上述油组中某些低阻油层通过产液剖面、补孔生产等措施证实为油层，油层电阻率下限分别降低至4、6 Ω·m。因此，通过开展低阻油层成因机理和分布规律研究，建立了3种基于常规测井资料的低阻油层测井识别评价方法，即电阻率-孔隙度曲线相关分析法、Sw-Swb双饱和度曲线重叠法、Rt/ΔSP-声波测井交会图版法，并采用这3种方法综合判断给出最终解释结论。其中，前2种方法在渤海油田为首次应用。

3.1 电阻率-孔隙度曲线相关分析法(简称“相关法”)

电阻率-孔隙度曲线相关性分析是以Archie公式为理论基础，即

(1)

式(1)中：a、b为地区系数；m为胶结指数；n为饱和度指数；φ为岩石的孔隙度，f；Sw为岩石的含水饱和度，f；Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为原状地层电阻率，Ω·m。

根据式(1)可知，电阻率测井响应与孔隙度测井响应具有相关性。对于纯水层，随着孔隙度增大，纯水层电阻率降低，电阻率与孔隙度呈现负相关关系。而对于纯油层，随着孔隙度增大，油层电阻率升高，电阻率-孔隙度曲线呈现正相关关系。这就为利用电阻率-孔隙度曲线相关性识别油、水层提供了理论基础。

根据上述相关关系，将电阻率曲线与孔隙度曲线作为2组相互独立的并随井深而变化的随机变量X(x1，x2，…，xN)和Y(y1，y2，…，yN)，依据概率论与数理统计原理，2组随机变量之间的相关系数[10]可表示为

(2)

式(2)中：N表示随机变量的长度，即每次计算的步长；RXY表示每次计算的相关系数。

如式(2)所示，RXY的计算结果在-1～1，如果随机变量X和Y的相对变化趋势大体一致，则RXY>0，且相关性越好，RXY越接近1，此时可认为X和Y为正相关，即该区间表现出油层的特征；反之，如果随机变量X和Y的相对变化趋势大体相反，则RXY<0，且相对变化趋势越相反，RXY越接近-1，此时可认为X和Y表现为负相关，即该区间表现出水层的特征。

图8为LD油田A4井采用“相关法”得出的结果。其中，在2 300.9～2 307.4 m井段，已接近4 Ω·m电阻率下限，且含水饱和度较高。但据“相关法”判别，相关系数RXY接近1，即电阻率与物性变化正相关，应判别为油层。该方法的处理结果与试油、测试结果吻合，表明具有一定的可靠性。

用“相关法”对LD油田47个试油、测试层(其中油层29个、水层17个、油水同层1个)进行处理，符合率达70%，说明该方法在定性解释储层流体性质时具有一定规律性，可作为油水综合判别分析的参考依据之一。

图8 LD油田A4井电阻率-孔隙度曲线相关分析法处理结果Fig.8 Results of resistivity-porosity correlation analysis method of Well A4 in LD oilfield

3.2 SW-SWB双饱和度曲线重叠法(简称“重叠法”)

低阻油层条件下仅用电阻率下限来区分油水层很容易造成误判，本文提出利用含水饱和度SW与束缚水饱和度SWB的重叠关系(即相对含量的差异)来判别油水层。

首先通过对LD油田5口井的核磁测井资料进行分析求取束缚水饱和度，然后将其与常规测井中的泥质含量与孔隙度建立相关关系，继而建立该地区利用常规测井资料求取束缚水饱和度的关系式。在核磁测井资料处理过程中，采用形态法求取T2截止值[11-12]，即利用变T2截止值连续处理的方式求取地层束缚水饱和度，并利用压汞、相渗资料对核磁计算束缚水饱和度进行定量标定。然后利用核磁资料计算的束缚水饱和度分别与常规资料计算的孔隙度和泥质含量建立相关关系，最后将二者拟合，得到束缚水饱和度计算公式，达到利用常规测井解释参数求取束缚水饱和度的目的。

以LD油田馆陶组为例分别建立核磁束缚水饱和度(SWB)与孔隙度(φ)、泥质含量(VSH)的关系(图9)，通过回归可分别得出其关系式。

图9 LD油田馆陶组束缚水饱和度计算模型Fig.9 Calculation model of irreducible water saturation for Ng Formation in LD oilfield

馆陶组核磁束缚水饱和度与孔隙度关系式为

SWBPHIT=46.774+(110.536-46.774)/

{1+2.718∧[(φ-0.189)/0.027]}

(3)

馆陶组核磁束缚水饱和度与泥质含量关系式为

SWBVSH=93.103+(49.653-93.103)/

{1+2.718∧[(VSH-0.149)/0.035]}

(4)

再将二者拟合得到馆陶组束缚水饱和度求取式为

SWB=0.418×SWBPHIT+0.583×

SWBVSH-0.142 (R2=0.752)

(5)

根据可动水饱和度与束缚水饱和度的基本概念，地层含水饱和度SW是可动水饱和度SWM与束缚水饱和度SWB之和,因此，将含水饱和度与束缚水饱和度重叠可显示可动水。考虑到计算过程中存在的误差，实际判别过程中，馆陶组、东营组油层判别标准是(SW-SWB)≤15%，SW≤60%；油水同层则为(SW-SWB)>15%，SW≤80%；水层(SW-SWB)>15%，SW>80%。

图10是以5B井为例，利用双饱和度重叠法对2 420～2 460 m段进行判别的结果。根据含水饱和度与束缚水饱和度的差异及上述判别标准，分别解释为油层、油水同层和水层。

图10 LD油田5B井含水饱和度-束缚水饱和度重叠法解释结果Fig.10 Results of SW-SWB overlap method of Well 5B in LD oilfield

用“重叠法”对LD油田目标层位47个试油、测试层进行处理，符合率90%。由此可见，只要准确求取SW和SWB，就可以有效地识别出低阻、低含油气饱和度、高束缚水饱和度的油气层，进而用于划分油水过渡带，并可以判断油水边界附近的疑难层。

3.3 Rt/ΔSP-声波测井交会图版法(简称“图版法”)

LD油田大部分油层电阻率Rt大于10 Ω·m，特征明显，易于识别，而低阻油层电阻率与水层电阻率相差不大，很难靠电阻率区分油、水层。由于低阻油层主要发育在泥质含量较高或砂泥岩混层的储层中，分选较差、孔隙结构较差，造成低阻油层的自然电位异常幅度差ΔSP明显变小[13]。根据这一现象，本文利用LD油田DST试油结果以及MDT测试/取样、钻井取心、生产剖面等资料，制作了地层深侧向与ΔSP比值(Rt/ΔSP)和声波时差交会图(图11)，建立油水识别图版。可以看出，由于低阻油层的自然电位异常幅度差ΔSP明显变小，深侧向电阻率与ΔSP比值增大了低阻油层与水层之间的差别，因而可以用来区分油水层。

以A16W井馆陶组为例(图12)，1 930.3～1 938.2 m井段原解释为油水同层，利用本文的图版法与重叠法重新解释，两种方法虽略有差异，但均判定为油层，最终1 930.3～1 938.2 m井段综合判别为低阻油层，与试油、测试结果吻合。在实际应用中，由于试油、测试资料大多为油层和水层，缺少油水同层试油结果，利用图版法有时会出现在油水分界线附近的储层判断有误的情况，此时应与其他2种方法综合考虑分析。

图11 LD油田Rt/ΔSP与声波时差交会图版Fig.11 Crossplot of Rt/ΔSP and DT of LD oilfield

图12 LD油田A16W井Ng-IV油组图版法油水识别结果Fig.12 Results of crossplot method in of Well A16W (Ng-IV)in LD oilfield

4 结论

1)根据“双电层”理论，认为LD油田馆陶组(Ng-IV、Ng-V油组)低阻油层形成是因蒙脱石为主的黏土矿物导致束缚水饱和度较高所致；东营组(Ed-I、Ed-II油组)低阻油层主要受岩石组构变化、砂泥岩混积作用的影响，导致储层孔隙结构变差，从而形成了较高的束缚水饱和度。此外，较低的油柱高度也是造成两套油组中发育低阻油层的外部主要因素。

2)本文建立的相关法、重叠法和图版法综合判断流体性质效果良好，经与试油、产液剖面、生产情况等实践检验，结论可靠性较高。特别是当3种流体识别方法判别结果一致时，综合符合率高达90%以上；当3种流体识别结果出现矛盾时，结合试油、产液剖面、录井、岩心等认识进行综合评定，总体符合率也可以达70%以上。

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