楊玉卿 崔維平 李俊良 李國軍

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司； 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

電成像測井在珠江口盆地西部低阻油層研究中的應(yīng)用

楊玉卿1崔維平1李俊良2李國軍1

（1.中海油田服務(wù)股份有限公司； 2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

基于豐富的電成像測井資料及其優(yōu)勢，結(jié)合巖心和常規(guī)測井資料，對珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層段的巖性相進(jìn)行了分析，劃分出了6種巖性相，即薄互層砂泥巖、似層狀砂泥巖、混雜狀砂泥巖、平行紋層粉砂巖、塊狀泥質(zhì)粉砂巖和粒序粉砂巖。在此基礎(chǔ)上，開展了低阻油層段儲(chǔ)層物性評價(jià)、沉積層序劃分和宏觀地質(zhì)成因分析，認(rèn)為3類儲(chǔ)層中Ⅰ、Ⅱ類質(zhì)量較好而具有開發(fā)價(jià)值，原始沉積環(huán)境的水體較深、能量較低導(dǎo)致儲(chǔ)層巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高并多呈現(xiàn)砂泥巖薄互層以及和現(xiàn)今所處的低幅度構(gòu)造背景的相互疊加影響是形成低阻油層的根本原因。

電成像測井 低阻油層 巖性相 儲(chǔ)層評價(jià) 地質(zhì)成因 珠江組一段 珠江口盆地西部

珠江口盆地西部珠三坳陷新近系珠江組一段上部低阻油層分布普遍，是目前勘探開發(fā)的重要目的層系之一，近期已在 A 油田（N－2井、N－1井及S－1井）、B油田（E－1井和 E－2井）及 C 油田（C－1井和C－2井）珠江組一段上部發(fā)現(xiàn)低阻油層（圖1）。據(jù)這7口井資料統(tǒng)計(jì)，低阻油層的電阻率為1.19～1.56 Ω·m，平均值1.38Ω·m，與臨近泥巖的電阻率相近，常規(guī)測井資料難以識(shí)別流體性質(zhì)；低阻油層的分布變化很大，層數(shù)從3層到1層，單層連續(xù)厚度從30～40 m變薄為幾米；在個(gè)別井中因缺乏有效砂體或因砂體含水沒有發(fā)現(xiàn)低阻油層，這充分說明了低阻油層的形成及分布既受沉積控制又與構(gòu)造位置有關(guān)。根據(jù)測試資料，該地區(qū)低阻油層的產(chǎn)能變化較大，如 N－1井日產(chǎn)油55.3 m3，天然氣619 m3，而E－2井日產(chǎn)油僅為1.67 m3，但油質(zhì)均較好。

圖1 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層發(fā)現(xiàn)井井位圖

近期研究表明，珠江口盆地西部低阻油層段形成環(huán)境總體為正常的開闊陸表淺海環(huán)境，由于水體相對較深、水動(dòng)力條件弱、海底坡度緩以及特大風(fēng)暴作用頻繁，主要形成了一套淺海泥巖、淺海風(fēng)暴砂和過渡帶的濱外砂壩沉積1），低阻油層主要位于過渡帶的濱外砂壩沉積中，其巖性粗細(xì)、沉積構(gòu)造類型及所含泥質(zhì)的賦存狀態(tài)等主要受控于沉積環(huán)境及其生物擾動(dòng)的程度，并決定了低阻油層儲(chǔ)集物性的質(zhì)量。

本文利用近年來在該地區(qū)采集的豐富電成像測井資料（FMI），結(jié)合巖心相關(guān)分析資料和常規(guī)測井資料，對低阻油層的巖性相、沉積層序、儲(chǔ)層質(zhì)量、分布和宏觀地質(zhì)成因進(jìn)行了較深入的分析，以期為該地區(qū)低阻油層的進(jìn)一步評價(jià)提供可靠的依據(jù)。

1 巖性相分析

由于珠江口盆地西部珠江組一段沉積期水體較深、動(dòng)蕩以及底棲生物的活動(dòng)，形成了低阻油層段巖性的非均質(zhì)性。根據(jù)巖心觀察和樣品粒度分析，參照多粒級碎屑巖命名原則[1]，該區(qū)低阻油層段巖性主要包括泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、含泥粉砂巖和含泥含細(xì)砂粉砂巖等5類，其中以泥質(zhì)粉砂巖和含泥含細(xì)砂粉砂巖為主，反映出低阻油層段巖性為泥、粉砂和細(xì)砂多粒級組分混合的特征。

由于電成像測井可以提供高分辨率和連續(xù)的地層剖面[2]，并可深 刻 揭 示 地 層 的 沉 積 構(gòu) 造 特 征[3－5]，克服了取心少和分布零散的不足，因此本文采用Miall于1978年提出的巖性相或巖相[6－7]，即以巖性及其發(fā)育的沉積構(gòu)造來刻畫低阻油層段的沉積成因特征。每一個(gè)巖性相代表一次單獨(dú)的沉積變化事件，其厚度根據(jù)電成像測井資料精度和研究之需，一般從幾厘米到幾十厘米，疊加厚度則更大。

本次研究主要基于上述7口井（其中5口井來自瓊海凸起，2口井來自神狐隆起）FMI測井資料，將低阻油層段按巖性相劃分為6種類型，分別為薄互層砂泥巖（圖2a）、似層狀砂泥巖（圖2b）、混雜狀砂泥巖（圖2c）、平行紋層粉砂巖（圖2d）、塊狀泥質(zhì)粉砂巖（圖2e、f）及粒序粉砂巖（圖2g）。這6種巖性相深刻地揭示了該區(qū)低阻油層段的內(nèi)部變化：從粒度大小看，巖性均較細(xì)，但以粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主；從層理構(gòu)造看，由于受到沉積環(huán)境及生物擾動(dòng)等因素的影響，顯示出較大的差異，在FMI圖像上表現(xiàn)為從明顯的砂泥互層層理過渡為似層狀、紋層狀及塊狀或粒序狀，偶見小型波狀交錯(cuò)層理；從生物擾動(dòng)程度看，泥質(zhì)含量一般隨巖性變粗而逐漸減少。

圖2 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層段巖性相類型

2 儲(chǔ)集物性評價(jià)

在對該區(qū)低阻油層段巖性相進(jìn)行深入分析的基礎(chǔ)上，基于常規(guī)測井資料并結(jié)合少量樣品物性分析資料，對上述6種巖性相的儲(chǔ)集物性進(jìn)行了初步評價(jià)，共劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層。Ⅰ類儲(chǔ)層是粒序粉砂巖和平行紋層粉砂巖，其形成時(shí)水動(dòng)力條件較強(qiáng)，巖性較粗，均質(zhì)性較好，通?？紫抖葹?6.6%～25.5%，滲透率為45.4～65.7 mD，泥質(zhì)含量16.3%～29.9%，主要形成油層，主要發(fā)育于A油田。Ⅱ類儲(chǔ)層是塊狀泥質(zhì)粉砂巖和薄互層砂泥巖，其形成時(shí)水動(dòng)力條件較弱，巖性較細(xì)，均質(zhì)性中等，通常孔隙度為13.4%～18.7%，滲透率為11.4～30.7 mD，泥質(zhì)含量21.2%～40.6%，主要形成差油層，多發(fā)育于C油田。Ⅲ 類儲(chǔ)層是似層狀砂泥巖和混雜狀砂泥巖，主要受強(qiáng)烈的生物擾動(dòng)改造而導(dǎo)致砂巖連續(xù)性變差，非均質(zhì)性增強(qiáng)，通?？紫抖葹?.3%～10.5%，滲透率為1.8～7.9 mD，泥質(zhì)含量27.6%～49.2%，多為干層，主要發(fā)育于B油田。上述3類儲(chǔ)層中，Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)層質(zhì)量較好，具有良好開發(fā)價(jià)值，Ⅲ類儲(chǔ)層基本不具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值，但實(shí)施措施后開發(fā)效果較好。

3 沉積層序劃分

根據(jù)FMI圖像，結(jié)合常規(guī)測井曲線形態(tài)，在珠江口盆地西部低阻油層賦存層段珠江組一段上部從成因上可劃分為2類基本層序，即過渡帶濱外砂壩沉積層序和事件性風(fēng)暴重力流沉積層序。

（1）濱外砂壩沉積層序

形成于淺海濱外過渡帶沉積環(huán)境中，一般與下伏泥巖漸變接觸，自然伽馬曲線呈漏斗形，多期疊加可形成幾米到幾十米的低幅箱型，在FMI圖像上又可劃分為3種常見基本層序：泥巖－薄互層砂泥巖（似層狀砂泥巖）、泥巖－平行紋層粉砂巖、泥巖－塊狀粉砂巖（混雜狀砂泥巖）。實(shí)際上，沉積層序的變化與沉積環(huán)境和生物擾動(dòng)關(guān)系密切，如A油田低阻油層段生物擾動(dòng)普遍微弱或無，主要形成弱水平層理的泥質(zhì)粉砂巖－弱紋層理的含泥粉砂巖－波狀層理的含細(xì)砂粉砂巖沉積層序（圖3a）。根據(jù)生物擾動(dòng)程度與沉積作用的關(guān)系[8]推斷，在低阻油層段沉積時(shí)，A油田位于濱外砂壩的上部環(huán)境，水動(dòng)力條件相對較強(qiáng)，B油田位于濱外砂壩的下部環(huán)境，水體可能較深、水動(dòng)力條件相對較弱，而C油田則位于濱外砂壩的中部過渡帶環(huán)境。

（2）風(fēng)暴重力流沉積層序

形成于水體相對較深、水動(dòng)力條件相對較弱和海底坡度較緩的淺海環(huán)境中，以正韻律為主，底部為沖刷面，自然伽馬曲線多呈鐘形，主要發(fā)育在珠江組一段的頂部。根據(jù)FMI圖像，主要巖性相為粒序粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，偶見紋層狀粉砂巖，常形成粒序粉砂巖－紋層狀粉砂巖－塊狀泥質(zhì)粉砂巖沉積序列，頂部含泥質(zhì)重的泥質(zhì)粉砂巖多保存不完整，以粒序粉砂巖－塊狀泥質(zhì)粉砂巖沉積層序常見（圖3b）。

圖3 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層段沉積層序

4 地質(zhì)成因分析

低阻油層的形成原因非常復(fù)雜，有微觀的巖石物理成因，也有宏觀的地質(zhì)成因，但后者是前者形成的基礎(chǔ)[9]。本文主要從宏觀地質(zhì)成因分析珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層形成的原因，概括起來主要有以下3種成因因素。

（1）儲(chǔ)層巖性細(xì)，泥質(zhì)含量高

根據(jù)粒度分析可知，該區(qū)低阻油層段最粗巖性是含泥含細(xì)砂粉砂巖，粉砂級顆粒含量普遍在60%～70%，顯示出巖石顆粒較細(xì)的特點(diǎn)；而其他類型粉砂巖的泥質(zhì)含量分布在10%～50%，集中于30%～40%（圖4a），顯示出泥質(zhì)含量高的特點(diǎn)。另外，從該區(qū)常規(guī)測井資料解釋結(jié)果看，隨著泥質(zhì)含量的增加，低阻油層段含油性變差、電阻率明顯降低（圖4b）。

圖4 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層泥質(zhì)含量分布頻率圖及電阻率與泥質(zhì)含量交會(huì)圖

（2）儲(chǔ)層為薄互層和似層狀砂泥巖

根據(jù)該區(qū)7口井FMI測井資料，這2種巖性相基本以紋層狀粉砂巖為主夾泥巖構(gòu)成厘米級到分米級薄互層（圖2a、b），形成了地層并聯(lián)導(dǎo)電的特點(diǎn)，其結(jié)果是高阻的油層與低阻的泥巖并聯(lián)后因常規(guī)測井的縱向分辨率低導(dǎo)致電阻率顯著下降。

（3）低幅構(gòu)造背景和油水分異作用差

根據(jù)油氣分異運(yùn)移規(guī)律，含油飽和度與油藏閉合高度有關(guān)。如果構(gòu)造幅度?。ㄐ∮?0 m），油藏驅(qū)替壓力低，油氣不足以克服更大毛細(xì)管壓力而進(jìn)入小孔隙，只能飽和于較大孔喉控制的孔隙空間，大量的小孔隙和微孔仍為地層水占據(jù)，就容易形成低阻油藏[10]。該區(qū)5口井FMI測井構(gòu)造分析結(jié)果顯示，低阻油層段地層傾角均小于5°（表1），表現(xiàn)為低幅構(gòu)造背景，這與渤海灣盆地古近系和西部地區(qū)中生界低阻油層段的成因相似[9]。

表1 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層段各井FMI測井構(gòu)造分析結(jié)果

上述3種成因因素中，前兩種顯然受沉積環(huán)境水體較深且低能的淺海濱外砂壩相帶所決定，后一種則是現(xiàn)今所處低幅度構(gòu)造背景引起，而且這3種成因因素相互疊加影響是本區(qū)形成低阻油層的根本原因。

圖5 珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層分布圖

多井對比及沉積層序分析認(rèn)為，縱向上該區(qū)低阻油層段主要分布于珠江組一段上部之底部，橫向上在N－1井區(qū)最為發(fā)育，向兩側(cè)有變薄的趨勢（圖5），低阻油層段的分布主要受古沉積環(huán)境和現(xiàn)今構(gòu)造位置的影響。在珠江組一段上亞段沉積初期，N－1井區(qū)至S－1井區(qū)為水下低凸起，水體相對較淺，能量較高，底棲生物活動(dòng)較弱，在電成像資料上表現(xiàn)為生物擾動(dòng)微弱，沉積環(huán)境為濱外砂壩的上部環(huán)境，砂體發(fā)育且?guī)r性較粗，故Ⅰ類和Ⅱ類低阻油層較為發(fā)育（N－2井區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造位置相對較低，雖砂體厚但油層厚度變?。?；隨著向東逐漸延伸至C－2井區(qū)，沉積基底逐漸超于平坦，水體相對較深，能量變?nèi)?，底棲生物活?dòng)較強(qiáng)，導(dǎo)致沉積物逐漸變細(xì)變薄，非均質(zhì)性變強(qiáng)，故多發(fā)育Ⅱ類低阻油層或Ⅲ類干層。

5 結(jié)論

（1）通過精細(xì)的電成像測井分析，把珠江口盆地西部珠江組一段上部低阻油層段按巖性相劃分為6種類型，即薄互層砂泥巖、似層狀砂泥巖、混雜狀砂泥巖、平行紋層粉砂巖、塊狀泥質(zhì)粉砂巖和粒序粉砂巖，縱向上構(gòu)成了淺海過渡帶濱外砂壩沉積和風(fēng)暴流沉積2種沉積層序。

（2）對該區(qū)低阻油層段6種巖性相的儲(chǔ)集物性進(jìn)行了初步評價(jià)，其中Ⅰ類儲(chǔ)層主要是粒序粉砂巖和平行紋層粉砂巖，質(zhì)量較好，為油層；Ⅱ類儲(chǔ)層是塊狀泥質(zhì)粉砂巖和薄互層砂泥巖，質(zhì)量中等，為差油層；Ⅲ類儲(chǔ)層是似層狀砂泥巖和混雜狀砂泥巖，質(zhì)量較差，基本為干層。

（3）原始沉積環(huán)境的水體較深、能量較低導(dǎo)致儲(chǔ)層巖性細(xì)、泥質(zhì)含量高并多呈現(xiàn)砂泥巖薄互層，以及和現(xiàn)今所處的低幅構(gòu)造背景的相互疊加影響是該區(qū)形成低阻油層的根本原因。

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An application of electric imaging logging to researching low－resistivity oil intervals in the western Pearl River Mouth basin

Yang Yuqing1Cui Weiping1Li Junliang2Li Guojun1
（1.China Oilfield Services Ltd.，Beijing，101149；2.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057）

Based on abundant data of electrical imaging logging and combined with core and conventional log，the low－resistivity oil intervals in the upper part of Member 1，Zhujiang Formation，were analyzed in the western Pearl River Mouth basin，and their six lithofacies were identified，including thin－interbedded sand－mudstone， weakbedded sand－mudstone，hybrid sand－mudstone，concordant－laminated siltstone， massive muddy siltstone and graded siltstone.According to the lithofacies identification，the reservoir petrophysics evaluation，sedimentary sequence division and macro analysis of geologic origin were conducted for these low－resistivity oil intervals.Then it can be considered that for the three types of reservoir there，TypeⅠandⅡare better in qulity and worthy to be developed，and that the fundamental causes to form these low－resistivity oil intervals are the fine－grained lithologies，higher clay content and frequent thin－interbeded sand－mudstones resulted from their deeper sedimentary environment with lower energy，and the mutual superposition of these factors with the present low－amplitude structures.

electric imaging logging；low－resistivity oil interval；lithofacies；reservoir evaluation；geologic origin；Member 1 of Zhujiang Formation；the western Pearl River Mouth basin

楊玉卿，男，高級工程師，1995年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京），獲博士學(xué)位，現(xiàn)主要從事沉積學(xué)及測井地質(zhì)應(yīng)用研究工作。地址：北京市232信箱中海油服油田技術(shù)事業(yè)部（郵編：101149）。E－mail：yangyq＠cosl.com.cn。

1）楊玉卿，崔維平，李國軍.珠江口盆地西部成像測井沉積相研究.2010.

2011－01－24改回日期：2011－08－09

（編輯：崔護(hù)社 周雯雯）