發(fā)布時間：2019-12-26所屬分類：建筑師職稱論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要:基于鉆井、測井、取芯、分析化驗等資料，與常規(guī)砂巖段對比，對環(huán)渤中西洼館陶組中段發(fā)育的一套區(qū)域穩(wěn)定分布的低阻油層段的微觀成因和主控因素進行研究。從微觀成因來看:巖性細、泥質多，巖石顆粒比表面大，吸附水分子能力強是主因;蒙皂石含量高，且伊蒙
摘要:基于鉆井、測井、取芯、分析化驗等資料，與常規(guī)砂巖段對比，對環(huán)渤中西洼館陶組中段發(fā)育的一套區(qū)域穩(wěn)定分布的低阻油層段的微觀成因和主控因素進行研究。從微觀成因來看:巖性細、泥質多，巖石顆粒比表面大，吸附水分子能力強是主因;蒙皂石含量高，且伊蒙混層多呈絲片狀、搭橋狀和薄膜狀存在，改善了儲層導電網絡;顆粒分選差、孔隙結構復雜，存在大量微孔隙和微吼道，滯留水難以排出，增加了導電性。從主控因素來看:水動力強度小，沉積低能，泥質多，是發(fā)育區(qū)域穩(wěn)定分布低阻油層段的主要控制因素;館陶組中期相對干冷的古氣候和酸性噴出巖的母巖共同控制了北部石臼坨凸起斜坡帶高含量蒙皂石型低阻油層的形成;中部渤中凹陷區(qū)和南部沙壘田凸起區(qū)低阻油層段泥質更多，泥質膠結作用更為普遍，使得泥質多以條帶狀、纖維狀和鱗片狀存在于粒間孔隙，形成了更加復雜的孔隙結構，對低阻油層的形成有不可忽視的作用。
關鍵詞:環(huán)渤中西洼;館陶組;低阻油層;微觀成因;主控因素
引言
低阻油層是指深側向電阻率接近或者低于相鄰水層的電阻率、無法用深側向電阻率測井將其與水層分開的油層[1-2]。渤海新近系低電阻率油層可以分成2類:一類為絕對低電阻率油層，一類為相對低電阻率油層[3]。環(huán)渤中西洼館陶組低阻油層深側向電阻率≤8Ω·m，與常規(guī)砂巖段的水層差別不大，屬于絕對低電阻率油層。
相比常規(guī)油層，低阻油層識別難度較大，成因多樣。國內外文獻對低阻油層形成的微觀成因有較為統一的認識，大部分認為巖石顆粒細、泥質含量偏高、孔隙結構復雜導致高不動水飽和度[1-13]。另外，地層水礦化度高、油藏構造幅度低導致油水分異作用差也屬于微觀成因[1，5]。而從控制因素來看，國內外學者認為低阻油層的形成受沉積背景、沉積相帶、成巖作用、成藏動力和地層水等因素控制[14-19]。目前對渤海新近系低阻油層研究較少，前人雖然闡述了其形成的微觀成因[3]，卻未解釋其形成的控制因素。
環(huán)渤中西洼館陶組不僅發(fā)育了常規(guī)高電阻率油層，而且發(fā)育了區(qū)域穩(wěn)定分布的低阻油層段，其沉積砂體成為油氣勘探開發(fā)的重要目標。目前，對常規(guī)高電阻率油層的地質特征和油藏類型的認識較為明確，但對低阻油層的研究相對欠缺。本文基于鉆井、測井、取芯、分析化驗等資料，與常規(guī)砂巖段對比，研究其微觀成因，從沉積作用、古氣候、母巖類型和成巖作用等角度研究其形成的主控因素，以期對油田評價、資料錄取和后期開發(fā)提供參考。
1地質概況
環(huán)渤中西洼位于渤海西部海域，區(qū)域包括渤中凹陷西洼、沙壘田凸起以及石臼坨凸起的南斜坡帶，斷裂系統發(fā)育，為復雜斷塊構造[20-21]。以往沉積相研究認為，該區(qū)館陶組為典型的辮狀河沉積[22-23]，然而，其地層在縱向上呈現出“三層式”結構:上部和下部為大套含礫砂巖夾泥巖的巖性組合，中部則為砂泥巖互層或泥巖夾砂巖的巖性組合(圖1)。上部和下部地層發(fā)育常規(guī)高電阻率油層，中部地層則主要發(fā)育低阻油層。該套低阻油層段也同館陶組上部和下部地層一樣在區(qū)域上穩(wěn)定分布，油藏埋深1300～1920m。
該區(qū)常規(guī)油層的深側向電阻率一般在10Ω·m以上，而低阻油層深側向電阻率一般介于2～8Ω·m，且難以與館陶組上部和下部常規(guī)砂巖段的水層區(qū)分。取樣和測試證實，低阻油層不僅獲得了油樣，而且測試也獲得了較高的產能。比如CFD23d井1822m取樣點，取得油體積200mL，深側向電阻率為2.6Ω·m;再如CFD13d井1720～1742m測試段，壓差1.4MPa，產油了82m3/d，深側向電阻率介于2.8～3Ω·m。從常規(guī)測井響應特征來看，與常規(guī)砂巖段相比，低阻油層具有較高自然伽馬(GR)、低自然電位(SP)、高沖洗帶電阻率(RSMF)和高密度(ZDEN)的測井響應特征(圖1)。從儲層物性來看，低阻油層孔隙度與常規(guī)油層差別不大，但滲透率存在較大的差異。取芯資料證實，館陶組孔隙度在16.4%～34.4%，平均29.8%;館陶組低阻油層的滲透率為(6.8～4976.2)×10-3μm2，平均1139.3×10-3μm2，而常規(guī)油層的滲透率范圍為(15.0～5934.3)×10-3μm2，平均3044.1×10-3μm2。
2低阻油層的微觀成因
低阻油層有著復雜的微觀成因。本文通過鑄體薄片、掃描電鏡等實驗資料分析，認為該區(qū)低阻的微觀成因表現在以下方面:巖性細、泥質含量高，黏土礦物的附加導電性，孔隙結構復雜以及混合成因。
2.1巖性
環(huán)渤中西洼館陶組低阻油層段砂巖類型是以含泥質中、細粒長石巖屑砂巖為主，巖石顆粒中巖屑體積分數平均為33%，顆粒大小不一，成分成熟度和結構成熟度均較常規(guī)砂層段低(表1)。低阻油層和常規(guī)砂層段砂巖粒度概率曲線均為兩段式，但低阻油層段跳躍總體和懸浮總體的交截點約為0.1mm，粒度較常規(guī)砂層段細。不僅如此，低阻油層段泥質含量也比常規(guī)砂巖段高，鑄體薄片顯示低阻油層段砂巖雜基以泥質為主，泥質雜基體積分數10%～28%，而常規(guī)砂層段僅為8%～14%。沉積水動力條件的強弱是形成上述現象的主要原因。沉積相研究表明(具體見3.1)，館陶組中段的低阻油層段為一套洪泛沉積，沉積水動力強度比館陶組上、下常規(guī)砂巖小，形成偏細的粒度和較多的泥質，從而增加了巖石顆粒的比表面，吸附水分子的能力增強，束縛水增加，降低了巖石的電阻率[4-5]。
2.2黏土礦物的附加導電性
黏土礦物的電荷是其具有一系列電化學性質的基本原因[1]。沉積巖常見黏土礦物的類型有高嶺石、伊利石、蒙皂石、綠泥石和伊蒙混層等，其中蒙皂石類礦物構造內廣泛發(fā)育類質同象替代，陽離子交換容量較大，導電能力強[6]。
環(huán)渤中西洼館陶組黏土礦物以伊蒙混層為主，平均體積分數高達66%～82%，且伊蒙混層中以蒙皂石為主。從縱向上看，低阻油層段伊蒙混層中蒙皂石的體積分數尤其高(圖2)。另外，低阻油層段伊蒙混層多呈絲片狀、搭橋狀和薄膜狀存在(圖3)，此類現象大概占到70%，伊蒙混層顆粒均勻分布在砂巖骨架顆粒表面，構成一完整的導電網絡，極大改善儲層的導電性而降低電阻率[10]。而常規(guī)砂巖段不僅蒙皂石的含量低，而且絲片狀、搭橋狀和薄膜狀等現象只占到20%左右，黏土礦物的附加導電作用明顯偏弱。
平面上，對于館陶組低阻油層段，北部石臼坨凸起斜坡帶的伊蒙混層含量最高，體積分數達到82%，伊蒙混層中蒙皂石的體積分數為70%，中部渤中凹陷區(qū)和南部沙壘田凸起區(qū)伊蒙混層體積分數相對較低，為78%，伊蒙混層中蒙皂石的體積分數為66%，因此，北部石臼坨凸起斜坡帶因黏土礦物附加導電作用而引起的低阻油層成因更為明顯。
2.3孔隙結構
巖石顆粒的分選性和儲層埋藏之后的成巖作用是孔隙結構復雜化的原因[11](具體見3.3)。
低阻油層砂巖的毛細管壓力曲線與常規(guī)砂巖段明顯不同。低阻油層砂巖毛細管壓力曲線呈現中-細歪度特征，排驅壓力(0.37～20.3)×10-2MPa，平均孔喉半徑1.040～5.694μm，而常規(guī)油層段砂巖毛細管壓力曲線則呈粗歪度特征，排驅壓力(0.2～0.9)×10-3MPa，孔喉半徑平均26.339～34.357μm(圖4)，顯示低阻油層段具有更復雜的孔隙結構，與低阻油層段更差的儲層物性形成對應關系。
鑄體薄片顯示:低阻油層段砂巖的顆粒大小不一，分選性明顯差于常規(guī)砂巖段;低阻油層段的泥質雜基不僅含量比常規(guī)砂巖段高，而且多以條帶狀、纖維狀、鱗片狀存在;顆粒表面可見石英次生加大、菱鐵礦膠結等現象(圖5)。掃描電鏡也同樣顯示，長石溶蝕孔呈蜂窩狀。這就產生了大量微孔隙和微喉道，使滯留在油層微孔隙和微喉道中的水不能被油氣排出，成為不可動水，降低了電阻率[12-13]。
巖性細，泥質含量高，黏土礦物的附加導電性，以及復雜的孔隙結構等多因素作用的結果是巖石骨架相對親水[1]。潤濕性實驗表明，環(huán)渤中西洼南部沙壘田凸起區(qū)館陶組低阻油層砂巖骨架USBM法潤濕指數約為0.2，潤濕性表現為水濕，而常規(guī)油層段砂巖則表現為弱水濕和弱油濕的特征。巖石親水，水分子附著在顆粒表面，低阻油層段水分子繞顆粒表面成環(huán)狀分布，水環(huán)既不能相互接觸，又不能彼此連通，極易形成束縛水，導致束縛水增多，使得電阻率降低[5]。
3低阻油層形成的主控因素
渤海新生代構造演化具有多旋回疊加特征，經歷了古近紀的裂陷演化期和新近紀—第四紀的裂后熱沉降演化期[22，24]。進入到新近紀，在經歷了東營組末期大范圍的剝蝕以后，構造活動不再劇烈，地層坡度變緩，坡度2°～3°。館陶組初期盆地西半環(huán)水系較為發(fā)育，剝蝕速率高，物源供給能力充足，水動力強度大，為發(fā)育辮狀河沉積提供了條件。
3.1沉積作用對低阻油層形成的控制
沉積作用對于低阻油層的形成起著至關重要的作用，控制低阻油層的形成與分布[1，14-16]。
綜合鉆井、錄井及取芯資料，將環(huán)渤中西洼地區(qū)館陶組沉積環(huán)境大體劃分為3期。早期和晚期對應于上、下常規(guī)砂層段，巖性組合以大套含礫中、細砂巖為主，砂地比71%～90%，單砂層厚度5～30m，砂體疊置連片，發(fā)育程度好，沉積構造以槽狀交錯層理和楔狀交錯層理含礫砂巖為主(圖6(a))，反映為辮狀河心灘沉積，水動力強度大;中期對應于低阻油層段，巖性組合為泥巖夾砂巖或不等厚互層，砂地比38%～54%，單砂層厚度2～10m，砂層發(fā)育程度相對差，沉積構造以正旋回為主，具有明顯的“二元結構”特征，底部發(fā)育塊狀層理含礫細砂巖，頂部發(fā)育水平層理泥質粉砂巖(圖6(b))，說明該時期發(fā)生洪泛作用，加之以較弱的物源供給，發(fā)育了區(qū)域穩(wěn)定分布的邊灘和河漫灘，水動力條件明顯變弱。
以上證據均表明，在館陶組中段沉積期，環(huán)渤中西洼整體水動力強度偏小，沉積低能，沉積了較多細粒物質，泥質多，是發(fā)育區(qū)域穩(wěn)定分布低阻油層段的主要控制因素。邊灘砂巖是低阻油層的載體，巖性主要為細砂巖、含礫細砂巖，河漫灘巖性則以泥巖和泥質粉砂巖為主，巖性細，作為低阻油層的封蓋層。而館陶組上、下辮狀河心灘砂巖段沉積水動力強度大，泥質少，較少發(fā)育低阻油層。
平面上，環(huán)渤中西洼館陶組中段的低阻油層段表現為自南向北水動力強度依次變小的趨勢。區(qū)域鉆井揭示:北部石臼坨凸起斜坡帶多為厚層含礫砂巖夾泥巖的巖性組合，含礫砂巖單層厚度平均14m，泥巖單層厚度平均2m;中部渤中凹陷區(qū)多為含礫砂巖與泥巖互層的巖性組合，含礫砂巖單層厚度平均6m，泥巖單層厚度平均7m;南部沙壘田凸起區(qū)多為厚層泥巖夾砂巖的巖性組合，砂巖單層厚度平均4m，泥巖單層厚度平均9m。受沉積作用的控制，中部渤中凹陷區(qū)和南部沙壘田凸起區(qū)粒度更細，泥質更多，孔隙結構也更為復雜，從而降低了巖石的電阻率。
3.2古氣候和母巖類型對高含量蒙皂石型低阻油層形成的控制
控制黏土礦物形成和轉化的因素有很多種，最重要的是氣候條件。在寒冷干燥的氣候條件下，更易形成蒙脫石、伊蒙混層類黏土礦物[25-27]。古氣候研究表明，館陶組古氣候經歷了相對濕潤-相對干冷-相對濕潤的過程，早期和晚期古氣候相對濕潤，中期古氣候相對干冷(圖7)。環(huán)渤中西洼北部的石臼坨凸起斜坡帶蒙脫石含量垂向演化趨勢與古氣候演化趨勢大體一致(圖2)，氣候干冷更有利于低阻油層段蒙皂石的形成。
另外，母巖類型也是影響?zhàn)ね恋V物類型的因素之一。其中，中酸性火山物質在堿性介質中很容易形成蒙脫石[25，27]。環(huán)渤中西洼北部的石臼坨凸起斜坡帶館陶組的砂巖巖屑類型主要為火成巖巖塊(圖8)，火成巖巖塊又以酸性噴出巖為主，說明物源區(qū)可能經歷了較強烈的火山噴發(fā)，產生了較多凝灰質，在搬運過程中凝灰物質逐漸水解，為蒙脫石的形成提供了豐富的成礦母質。
因此，館陶組中期相對干冷的古氣候和酸性噴出巖的母巖類型使環(huán)渤中西洼北部的石臼坨斜坡帶低阻油層段具有更多蒙皂石類黏土礦物，從而控制了高含量蒙皂石型低阻油層的形成。
3.3成巖作用對低阻油層形成的影響
環(huán)渤中西洼館陶組低阻油藏凸起區(qū)油藏埋深1300～1500m，凹陷區(qū)油藏埋深1640～1860m，斜坡區(qū)油藏埋深1800～1920m，整體處于早期成巖階段B期。有機質處于未成熟—低成熟期，鏡質體反射率0.3%～0.45%。壓實作用中等偏弱，顆粒呈游離-點狀接觸。膠結作用較為普遍，可見石英次生加大、泥質膠結、黏土礦物膠結等現象。粒間充填物見少量米粒狀高嶺石集合體、片狀黑云母和菱鐵礦。孔隙類型以粒間孔為主，也可見溶蝕粒間孔、溶蝕顆粒孔和膠結物溶孔，溶蝕作用中等偏弱。
成巖作用對環(huán)渤中西洼館陶組低阻油層的影響最大，主要體現在對孔隙結構復雜化的控制[1，16-19]。其中:泥質膠結使得泥質以條帶狀、纖維狀、鱗片狀存在于粒間孔隙，為膠結作用的主要類型;硅質膠結使得顆粒表面產生石英次生加大;黏土礦物膠結使得黏土礦物以絲片狀、搭橋狀和薄膜狀存在;碳酸鹽巖膠結產生了少量菱鐵礦和云母顆粒等導電礦物充填粒間孔隙。眾多膠結物不僅吸附了大量束縛水，而且占據有效孔隙，產生了大量微孔隙和微喉道，使得孔隙結構復雜化，束縛水更加難以排出，導致束縛水飽和度更高，加之導電礦物的存在，更加降低了巖石電阻率，油氣充注之后形成低阻油層。
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