乌石油田流三段含砾砂岩油层低阻成因分析*

张恒荣 何胜林 丁 磊 谭 伟 杨 毅

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东 湛江 524057)

南海西部海域存在大量的低对比度油层，其中北部湾盆地乌石油田流三段含砾砂岩储层非均质性极强，储层孔隙结构复杂多变，压汞曲线呈多平台段特征，核磁共振测井T2谱表现为高束缚孔的多峰分布特征，导致油层电阻率变化规律非常复杂，甚至出现局部“高孔低阻、低孔高阻”的现象，使得常规的阿尔奇导电理论已不再适用，给测井解释工作带来很大难度，极有可能将油层解释为水层，从而造成探明储量的损失。

针对低对比度油层成因及识别方法，国内外研究学者做了大量的研究工作，认为地层中阳离子赋予黏土矿物的附加导电性造成油层电阻率的降低，同样导电矿物自身的导电特性也会增强岩心骨架的导电性[1-5]；孔隙结构相对复杂，会影响束缚水含量，造成其含量过高而导致油层电阻率过低[6]；储层电阻率与岩石粒度具有正相关的关系，岩石粒度越小，由于其比表面积的增加，束缚水会随之变大，使得储层电阻率降低[7]；地层水矿化度越高，油层电阻率越低[8-9]。研究表明，三角洲相容易产生低阻油藏，因为其水动力环境不强，导致泥质含量高，继而造成束缚水含量增大[10-13]；由于经过压实、胶结和溶蚀等成岩作用，储层物性不好，进而形成低阻油藏[14-16]；对于构造油藏来说，驱替力很弱的低幅度油层，其含油饱和度一般较低[17]。当然，还有一些其他因素，如测井仪器分辨率低、薄互层、钻井液侵入等[18-19]，也会造成油层电阻率的降低。

本文以数字岩石物理技术为依托，对北部湾盆地乌石油田流三段含砾砂岩低阻油层导电机理进行了“可视化”精细刻画，并结合多种常规岩石物理实验手段及分析技术，揭示了黏土矿物架桥于大孔隙导致微孔隙发育是该类储层形成低阻油层的根本原因，从而建立了一套基于数字岩石物理技术的低对比度油层成因分析技术。

1 宏观地质因素

油气储层在形成过程中大都经历了沉积、构造和成岩作用，乌石油田流三段含砾砂岩低对比度油层的形成与这三者也密不可分。研究表明，低对比度油层也会分布在一些低幅圈闭的油藏中，油层距自由水平面越高，毛管压力越大，对应的含油饱和度越大，油层电阻率越大；相反，则容易形成低阻油藏。乌石油田流三段高阻区和低阻区均有断块油藏分布，目的层含油高度平均值分别为120 m和140 m，因此构造幅度的影响较小。

分析认为，乌石油田流三段沉积环境是水进型扇三角洲，主要是扇三角洲前缘沉积，可划分为内前缘、外前缘近端和外前缘远端(图1)。W4、W6、W7、W8、W10等井主要位于扇三角洲外前缘，水动力较强，岩性以中砂岩和砂砾岩为主，分选磨圆较好，岩屑含量和泥质含量被带走较多，孔隙连通性虽有一定程度改善，但微孔隙不发育，因此表现为高阻特征；而W1、W2、W3、W9、W11等井主要位于扇三角洲内前缘，岩性以砂砾岩为主，测井上表现为大套箱状砂体，岩心上表现为砂泥岩混杂堆积、分选差、岩屑和杂基含量较多，压实作用和溶解作用会间接导致微孔隙较发育，因此表现为低阻特征[20]。

图1 乌石油田流三段沉积分布Fig .1 Sedimentary distribution of Liu-3 Member in Wushi oilfield

2 岩石导电与工程因素

沉积、构造、成岩作用等宏观地质因素是乌石油田流三段含砾砂岩低对比度油层形成的背景，但即使是相同的沉积、构造环境和压实条件，也会出现不同的储层条件，这是因为存在一些工程外因和岩石导电内因。根据国内外大量低阻油气藏开发研究的经验，工程外因主要归结为钻井液侵入、薄互层以及测井仪器纵向分辨率的影响等3种；岩石导电内因主要归结为骨架导电、黏土矿物附加导电、地层水矿化度、岩石粒度、孔隙结构以及润湿性的影响等6种。

首先，从工程外因方面进行成因分析。乌石油田流三段地层水矿化度为15 000～20 000 mg/L，钻井过程中均采用海水钻井液，钻井液浓度超过40 000 mg/L，由于钻井液浓度与地层水矿化度差异很大，如果采用钻后电缆方式进行测量，势必导致钻井液侵入严重，造成低侵现象而形成低阻油层；而该靶区在钻井过程中广泛采用LWD随钻测井系列进行测量，钻井液浸泡时间短，测井曲线受侵入影响小。同时，根据该区实际测井曲线剖面，低阻区(如W2井)油层段并未出现自然电位曲线异常幅度降低、随钻电磁波电阻率测井中不同探测深度电阻率曲线存在分异等钻井液侵入特征现象，并且电成像测井显示该井低阻油层段主要发育箱状砂砾岩储层，不发育薄互层储层(图2)。因此，工程外因不是导致该区油层低阻的主要原因。

图2 乌石油田W2井流三段测井曲线剖面Fig .2 Log curve profile of Liu-3 Member in Well W2，Wushi oilfield

其次，从岩石导电内因方面进行成因分析。对该区各井储层岩心进行了多项岩石物理实验及高精度扫描实验，用于判断导致该区油层低阻的成因机理。通过对铸体薄片实验、全岩X衍射实验、相渗实验等资料进行分析，得到了该区各井岩石骨架导电矿物含量、黏土矿物组分含量、粒度分布、润湿性等数据，排除了岩石骨架矿物导电与润湿性导致该区油层低阻的可能。在此基础上，又对岩石砾石大小进行了详细分析，结果表明低阻区砾石直径主要分布在10～20 mm，而高阻区砾石直径主要分布在10～25 mm，但粒度中值基本均分布在0.5～1.6 mm，属于粗砂、极粗砂级别的颗粒；而且薄片定性分析面孔率主要受小粒度颗粒的影响，因此排除了砾石大小造成该靶区油层低阻的可能，但是粒度组分复杂以及配置关系复杂引起的非均质性可能进一步导致储层孔隙结构复杂化。

黏土矿物含量及类型是很多低阻油层形成的主要原因。实验结果表明，该区储层岩石石英含量超过80%，黏土矿物含量少于10%，蒙脱石、伊利石、高岭石以及绿泥石含量均没有明显变化；高阻区及低阻区黏土矿物含量均较少(5%～7%)，不同区黏土矿物类型基本一致，以阳离子交换中等的伊利石为主，因此在高矿化度背景下阳离子交换引起的黏土矿物附加导电不是导致该靶区油层低阻的主要因素。

通过煮水导电实验及多尺度孔隙结构组合分析实验，认为地层水矿化度以及孔隙结构的差异分别是导致乌石油田流三段含砾砂岩油层呈现低对比度的次要原因和主要原因。由于无论是蒸发还是干燥，都不能将岩心孔隙内部的导电矿物离子排除掉，为了准确测量地层水矿化度大小，创新设计了干岩样煮水导电测量实验，将一定体积的去离子水与岩心混合后进行充分加热，再根据煮出水的矿化度来推算原始地层水的矿化度。假设煮水后剩余水体积为V1、测得的剩余水矿化度为C，则地层水矿化度Cm表示为

(1)

式(1)中：Vφ为岩心孔隙体积，cm3；Sw为原生水饱和度，无量纲。

实验测量表明乌石油田流三段高阻区地层水矿化度为11 000 mg/L，低阻区地层水矿化度为18 000 mg/L，低阻区地层水矿化度高于高阻区地层水矿化度，故认为地层水矿化度的差异是导致该区油层低阻的次要原因。

3 储层孔隙结构特征

在导致油层低阻的诸多内因中，高束缚水一般是主要因素，但是造成高束缚水的原因很多，而乌石油田流三段含砾砂岩储层的孔隙结构非常复杂，且微孔隙非常发育。

对乌石油田4口取心井流三段岩心孔隙度和渗透率进行统计分析，结果显示高阻区和低阻区储层孔隙度相差不大，但低阻区储层渗透率较低，说明低阻区储层孔隙结构更加复杂。为进一步分析高阻区和低阻区储层孔隙结构的区别，设计了铸体薄片实验、压汞实验、CT扫描实验、Qemscan矿物扫描实验、核磁共振实验以及超大面积扫描电镜实验，从多种尺度进行分析。

3.1 孔隙结构分布特征

通过对该区流三段岩心铸体薄片资料进行分析，发现高阻区及低阻区储层视孔隙度差异较大(图3)，高阻区总视孔隙度为11.25%，低阻区总视孔隙度为6.3%，高阻井总视孔隙度远高于低阻井。同时，高阻区储层孔隙分布比较均匀，低阻区储层孔隙分布各向异性较强；高阻区储层孔隙连通性明显好于低阻区，高阻区杂基较少，而低阻区杂基明显增多。

压汞法可以有效测定岩心的孔径分布情况。从图4可以看出，高阻区岩心压汞曲线呈现明显单平台型孔喉分布，跨越汞饱和度区间0～50%，以大孔喉为主，启动压力以0.02 MPa为主；而低阻区岩心孔喉结构较为复杂，呈现双平台型孔喉分布，跨越汞饱和度区间0～80%，微孔喉较发育，启动压力以0.1 MPa为主。另外，高阻区岩心毛管压力曲线相对集中，反映储层非均质性弱；而低阻区岩心毛管压力曲线较发散，反映储层非均质性强。

图3 乌石油田流三段高阻区(左)及低阻区岩心(右)铸体薄片Fig .3 Cast slice image of Liu-3 Member in high(left) and low(right) resistivity well，Wushi oilfield

图4 乌石油田流三段高阻区(左)及低阻区(右)岩心压汞曲线Fig .4 Mercury-injection curves of Liu-3 Member in high(left) and low(right) resistivity well，Wushi oilfield

对该区流三段岩心进行核磁共振实验分析，结果表明低阻区和高阻区呈现完全不一致的孔隙特征(图5)，高阻区为高产高孔渗井，其核磁共振T2谱主要集中在中孔隙和大孔隙位置，即100 ms和1 000 ms位置；而低阻区储层孔隙分布较为复杂，各种尺寸的孔隙虽然均有发育，但是小孔隙占比较多，且同一储层孔隙结构存在很大差异。另外，该靶区流三段储层孔隙结构分布和产能特征完全吻合，微孔隙和小孔隙发育井电阻率呈现低阻特征，从而导致束缚水饱和度高，出现低阻低产。结合压汞曲线以及核磁共振T2谱的波峰和波谷位置，认为该区流三段微孔主峰发育在0.68 μm，小于3.18 μm的孔隙定义为微孔。

图5 乌石油田流三段高阻区(左)及低阻区(右)岩心核磁共振实验结果Fig .5 NMR results of cores in Liu-3 Member of high(left) and low(right) resistivity well，Wushi oilfield

3.2 微孔隙发育成因

采用多级CT扫描对乌石油田流三段岩心进行了分析。图6、7分别为9-2号低阻区岩心和6-2号高阻区岩心多级CT扫描图像，其中左图为2.5 cm 直径柱塞岩心CT 扫描切片图(扫描分辨率为25 μm)，右图是从柱塞岩心钻取的4 mm 直径子样品扫描结果(扫描分辨率为4 μm)。对比发现，低阻区岩心同时存在大孔隙和小孔隙，而高阻区岩心以大孔隙为主，证实了由于微孔喉较发育造成低阻井束缚水饱和度较高，形成了以束缚水为主要成分的导电网络，从而导致油层低阻[14]。

为进一步揭示微孔隙发育成因，通过Qemscan矿物组分定量分析成像实验，对该靶区样品矿物物质组成、岩石特征、成分定量、矿物分布特征、矿物粒级分布、矿物解离度等重要参数进行自动定量分析，进而探讨孔隙内矿物组分分布与孔隙结构的联系。图8、9分别为高阻区6-3号岩心和低阻区9-13A岩心的CT扫描图像及其对应的Qemscan矿物扫描图像。对比发现，高阻区岩心孔隙主要以粒间孔为主，微孔隙发育较少；而低阻区岩心伊利石等泥质组分含量较高，且存在填充大孔隙以及长石沿节理分布的现象，从而导致微孔隙发育。

图6 乌石油田流三段9-2号低阻区岩心低分辨率(左)和高分辨率(右)CT扫描图像Fig .6 Low-res(left) and high-res(right) CT image of No. 9-2 core in Liu-3 Member of low resistivity well，Wushi oilfield

图7 乌石油田流三段6-2号高阻区岩心低分辨率(左)和高分辨率(右)CT扫描图像Fig .7 Low-res(left) and high-res(right) CT image of No.6-2 core in Liu-3 Member of high resistivity well，Wushi oilfield

图8 乌石油田流三段高阻区6-3号岩心CT图像(左)与Qemscan矿物扫描图像(右)Fig .8 CT(left) and Qemscan mineral distribution map(right) of No.6-3 core in Liu-3 Member of high resistivity well，Wushi oilfield

图9 乌石油田流三段低阻区9-13A号岩心CT图像(左)与Qemscan矿物扫描图像(右)Fig .9 CT(left) and Qemscan mineral distribution map(right) of No.9-13A core in Liu-3 Member of low resistivity well，Wushi oilfield

由此可见，大孔一般反映高阻特征，低阻特征则更多受微孔控制；常规岩心分析手段主要侧重于孔隙宏观结构分析，对微小孔往往只是定性评价，而数字岩石物理技术具有微观化、可视化等特点。针对乌石油田流三段含砾砂岩储层，在CT扫描和Qemscan矿物扫描的过程中，首次以纳米级分辨率明确了泥质充填大孔隙和长石沿节理分布形成微孔隙的特征，这种分布最容易形成高束缚水，是形成低阻油层的主要原因。因此，黏土矿物架桥于大孔隙导致微孔隙发育是该类储层形成低阻油层的根本原因。

4 结论

乌石油田流三段含砾砂岩油层电阻率变化复杂，呈现低渗、低阻及低对比度特征，本文从宏观地质因素、岩石导电与工程因素和储层孔隙结构特征等方面进行了油层低阻成因分析。结果表明：压实作用和溶解作用的存在会间接导致油层低阻，地层水矿化度差异是导致油层低阻的次要原因；该区储层伊利石等泥质组分含量较高，且存在填充大孔隙和长石沿节理分布的现象，从而导致微孔隙发育，易形成高束缚水，这是形成低阻油层的主要原因。因此，黏土矿物架桥于大孔隙导致微孔隙发育是该类储层形成低阻油层的根本原因。