居字龍 唐 輝 劉偉新 姚光慶 葉 青

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東廣州 510240；2. 中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院 湖北武漢 430074； 3. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

珠江口盆地高束縛水飽和度成因低阻油層地質(zhì)控制因素及分布規(guī)律差異*

居字龍1唐 輝1劉偉新1姚光慶2葉 青3

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東廣州 510240；2. 中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)資源學(xué)院 湖北武漢 430074； 3. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

為了更深入地總結(jié)珠江口盆地高束縛水飽和度成因的低阻油層的分布規(guī)律，以該地區(qū)A油田和B油田的低阻油層為例，對其地質(zhì)控制因素進(jìn)行了分析。結(jié)果表明這2個(gè)油田的高束縛水飽和度低阻油層的地質(zhì)控制因素存在差異，而且控制因素的差異決定了低阻油層平面分布規(guī)律的不同，即A油田受陸棚、下臨濱砂壩沉積微相代表的低能沉積環(huán)境控制，其低阻油層平面分布廣泛且和沉積相帶分布有較好的一致性；B油田受長石的粒內(nèi)溶蝕、自生粘土礦物和硬石膏膠結(jié)等有利于束縛水形成的成巖作用控制，其低阻油層局部發(fā)育且和沉積相帶分布規(guī)律不一致。本文研究成果對珠江口盆地同類成因的低阻油層的勘探和開發(fā)評價(jià)具有一定的指導(dǎo)意義。

珠江口盆地；低阻油層；高束縛水飽和度；低能沉積環(huán)境；成巖作用；分布規(guī)律

低阻油層是指在同一油水系統(tǒng)內(nèi)油層與純水層的電阻率增大率小于2的油層[1]。目前國內(nèi)外對低阻油層成因有較為成熟的認(rèn)識[1-5]，普遍認(rèn)為高束縛水飽和度是低阻油層成因之一，而對于形成高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素缺乏針對性的研究。由于地質(zhì)控制因素直接影響低阻油層的分布規(guī)律[6-8]，因此筆者以珠江口盆地A油田和B油田這2個(gè)典型的高束縛水飽和度低阻油層區(qū)塊為例，分別研究各區(qū)塊形成高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素，并對比總結(jié)地質(zhì)控制因素差異對低阻油層分布規(guī)律的影響，以期為該地區(qū)同類成因低阻油層的勘探和開發(fā)評價(jià)提供支撐。

1 研究區(qū)低阻油層成因

A油田和B油田皆位于珠江口盆地中央隆起帶附近，其中A油田位于珠三坳陷瓊海低凸起中部，而B油田位于番禺低隆起最東部。這2個(gè)研究區(qū)塊分別發(fā)育相應(yīng)的低阻油層(圖1)，其中A油田以A-1井為例，低阻油層主要發(fā)育在ZJ1-1U—ZJ1-4U油組，常規(guī)油層為ZJ2-1U—ZJ2-1L；B油田以B -1井為例，低阻油層主要發(fā)育在ZJ30-II—ZJ30-IV砂層組，常規(guī)油層為ZJ30-I砂層組。沉積背景上，A油田為碎屑臺地濱岸沉積體系[9]，而B油田為東沙隆起物源的三角洲沉積體系[10]。目前A油田有多口井對低阻油層進(jìn)行開發(fā)生產(chǎn)，而B油田只有2口生產(chǎn)井，且僅B -1井鉆遇低阻油層。

參考低阻油層可能的成因機(jī)理類型[3-4,11-16]，單井上對比研究區(qū)常規(guī)油層與低阻油層層段的相應(yīng)參數(shù)，確定低阻油層的成因。研究表明，粘土礦物的附加導(dǎo)電、巖石骨架礦物導(dǎo)電和砂泥巖薄互層不是研究區(qū)低阻油層成因，而研究區(qū)低阻油層和常規(guī)油層束縛水飽和度的差異較大，低阻油層的束縛水飽和度比常規(guī)油層高出至少50%(表1)，因此高束縛水飽和度導(dǎo)致的高離子溶液導(dǎo)電能力是研究區(qū)低阻油層成因。

圖1 珠江口盆地A油田和B油田低阻油層層位分布

表1 珠江口盆地A、B油田低阻油層成因分析

注：“*”代表無砂泥巖薄互層；“☉”表示無相應(yīng)實(shí)測數(shù)據(jù)；A類粘土礦物為陽離子交換能力較強(qiáng)的伊蒙混層和綠蒙混層;B類粘土礦物為陽離子交換能力弱的高嶺石和綠泥石。

2 高束縛水飽和度形成的地質(zhì)控制因素

結(jié)合相關(guān)研究成果[17-19]，分析束縛水賦存機(jī)理，認(rèn)為研究區(qū)形成高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素為有利于束縛水形成的沉積作用和成巖作用。束縛水的賦存機(jī)理分為微孔隙束縛水和粘土薄膜吸附束縛水，而相應(yīng)的束縛水賦存機(jī)理發(fā)育相應(yīng)的微觀儲層特征，因此進(jìn)一步的微觀儲層特征研究會指示相應(yīng)的地質(zhì)控制因素(圖2)。

圖2 高束縛水飽和度低阻油層的地質(zhì)控制因素研究思路

本次研究中，綜合運(yùn)用粒度、壓汞和鑄體薄片等資料，對比分析低阻層段和常規(guī)層段的儲層特征，區(qū)分并確定A、B油田高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素。另外，遵循先沉積作用再成巖作用的研究原則，如果低阻層段的高束縛水飽和度受到明顯的沉積作用控制，則其成巖作用影響相對較小，只有在不具備有利于束縛水形成的沉積作用時(shí)，成巖的控制作用才會突出。

在上述研究思路的指導(dǎo)下，對A油田和B油田低阻油層高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素進(jìn)行了研究。

2.1 A油田

利用壓汞資料對比A油田低阻油層和常規(guī)油層相應(yīng)的孔喉特征，結(jié)果顯示該油田低阻儲層微孔隙含量較常規(guī)儲層高(圖3)，低阻儲層的微孔隙體積平均達(dá)55.64%，而常規(guī)儲層的微孔隙體積平均僅為14.94%，并且鏡下鑄體薄片觀察認(rèn)為低阻油層微孔隙主要為原生微孔隙。另外，對比分析該油田低阻油層和常規(guī)油層的粒度特征(圖4)，認(rèn)為低阻油層泥質(zhì)(粒徑φ>8)含量高，以A-1井為例，其低阻油層泥質(zhì)含量主要分布在16%～20%，而常規(guī)油層泥質(zhì)含量主要分布于8%～12%。

結(jié)合前人對A油田的沉積體系研究成果[9]，認(rèn)為該油田低阻油層(ZJ1-1U—ZJ1-4U)發(fā)育陸棚和下臨濱的沉積微相，該沉積相帶遠(yuǎn)離岸線，以波浪和潮汐為主要地質(zhì)營力，為明顯的低能沉積環(huán)境。另外，利用高分辨率層序地層學(xué)中相對海平面的升降控制著縱向水體能量變化的原理[20]，驗(yàn)證了A油田的低阻層段為低能沉積環(huán)境的結(jié)論。以A-1井為例，縱向上該井珠江組可劃分為3個(gè)長期旋回、6個(gè)中期旋回及若干個(gè)短期旋回，且該旋回劃分結(jié)果在取心段和實(shí)測物性縱向上的變化有很好的一致性。A-1井取心段位于MSC5中期旋回的海泛面附近，分段巖心的實(shí)測物性與滲透率縱向變化和短期旋回的變化較一致(圖5)：②號砂體位于短期旋回海泛面附近，其物性(孔隙度為24.9%，滲透率為10.1 mD)較位于轉(zhuǎn)換面附近的①號砂體(孔隙度為26.9%，滲透率為50.5 mD)和③號砂體(孔隙度為24.8%，滲透率為17.3 mD)差；而④號砂體(孔隙度為29.0%，滲透率為56.3 mD)、⑤號砂體(孔隙度為29.4%，滲透率為60.2 mD)和⑥號砂體(孔隙度為28.1%，滲透率為37.0 mD)物性先好后差的變化和短期旋回表現(xiàn)的水體先降后升的特征一致。因此，可以認(rèn)為A-1井低阻油層(ZJ1-1U—ZJ1-4U)在長、中期旋回分別處于相對水體較深的LSC3、MSC5海泛面附近(圖5)，該旋回特點(diǎn)表明低阻油層發(fā)育在整體水體深的背景。

圖3 珠江口盆地A油田低阻儲層和常規(guī)儲層孔喉結(jié)構(gòu)對比

圖4 珠江口盆地A油田低阻油層高束縛水飽和度地質(zhì)控制因素

圖5 珠江口盆地A油田A-1井低阻油層旋回特點(diǎn)

綜合上述分析，認(rèn)為A油田低阻油層受典型的低能沉積環(huán)境控制，該低能沉積環(huán)境發(fā)育的儲層具有粒度細(xì)、泥質(zhì)含量高和原生微孔隙發(fā)育的特點(diǎn)，導(dǎo)致儲層微孔隙束縛水和粘土薄膜吸附束縛水含量高。因此，陸棚、下臨濱沉積微相代表的低能沉積環(huán)境是該地區(qū)低阻油層高束縛水飽和度形成的地質(zhì)控制因素。

2.2 B油田

對B油田B-1井低阻油層(ZJ30-Ⅱ)的孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析，結(jié)果顯示該油田低阻層段同樣具有微孔隙發(fā)育的特點(diǎn)(圖6)，但和A油田不同的是，B油田低阻油層粒徑φ主要分布在0～4，其巖性以中砂巖為主，而且相應(yīng)的泥質(zhì)(粒徑φ>8)含量較少。另外，選取A-2井和B-2井進(jìn)行珠江組層序旋回連井對比，從宏觀上對2個(gè)地區(qū)的水體能量進(jìn)行比較(圖7)，結(jié)果表明B油田的低阻油層僅發(fā)育在T50—T60的水體較淺的LSC1的MSC2旋回期次，而在T40—T50并沒有發(fā)育低阻油層。因此，綜合儲層粒度特征及旋回特征認(rèn)為B油田低阻層段不具備低能沉積環(huán)境。

通過相應(yīng)的鑄體薄片分析，認(rèn)為B油田低阻油層微孔隙是碎屑沉積物沉積后成巖作用產(chǎn)生的次生微孔隙。通過鑄體薄片觀察到以下有利于束縛水形成的成巖作用現(xiàn)象：①自生粘土成薄膜狀包裹碎屑顆粒及粒間孔(圖8a、d)，使得這些粒間孔封閉而孤立，易賦存束縛水；②長石等碎屑發(fā)生溶蝕作用產(chǎn)生粒內(nèi)溶孔，粒內(nèi)溶孔后期被雜基充填產(chǎn)生次生微孔隙(圖8b)；③硬石膏膠結(jié)物成斑塊狀堵塞孔隙形成次生微孔隙(圖8c)；④石英次生加大堵塞粒間孔形成次生微孔隙(圖8d)。

圖6 珠江口盆地B油田B-1井低阻油層和常規(guī)油層孔喉結(jié)構(gòu)對比

圖7 珠江口盆地A油田和B油田珠海組高分辨率層序旋回連井剖面

B油田低阻層段的巖屑成分及成巖作用期次特點(diǎn)可以較好地解釋上述一系列有利于束縛水形成的成巖作用。在巖屑成分上，比較B油田低阻層段和常規(guī)層段碎屑成分的差異，發(fā)現(xiàn)低阻層段的長石含量明顯高于常規(guī)層段(表2)，較高含量的長石一方面溶蝕產(chǎn)生封閉的粒內(nèi)溶孔，另一方面也是產(chǎn)生自生粘土礦物和硬石膏等膠結(jié)物的物質(zhì)來源，最終降低儲層的有效連通性，導(dǎo)致儲層束縛水飽和度的增加。在成巖作用期次上，利用伊蒙混層中蒙皂石的混層比進(jìn)行分析，認(rèn)為B油田低阻層段為中成巖B期，而常規(guī)儲層為中成巖A期，這表明低阻儲層成巖演化程度較常規(guī)儲層要高，為低阻儲層經(jīng)歷相應(yīng)的成巖作用提供時(shí)間保證。因此，長石的粒內(nèi)溶蝕和自生粘土礦物、硬石膏的膠結(jié)作用為代表的有利于束縛水形成的成巖作用是B油田低阻油層高束縛水飽和度形成的地質(zhì)控制因素。

圖8 珠江口盆地B油田低阻儲層鑄體薄片圖像

表2 珠江口盆地B油田常規(guī)儲層及低阻儲層巖屑成分及微孔隙體積對比

3 地質(zhì)控制因素差異對低阻油層分布規(guī)律的影響

珠江口盆地A油田和B油田低阻油層高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素的差異決定了該地區(qū)低阻儲層平面分布規(guī)律的差異。其中，受低能沉積環(huán)境控制的A油田低阻油層在平面上連片發(fā)育，與代表低能沉積環(huán)境的沉積微相的分布相一致；而受成巖作用控制的B油田低阻儲層僅在平面上局部發(fā)育，且與沉積相帶的分布沒有必然聯(lián)系。

以A油田ZJ1-4M油組為例，分析低能沉積環(huán)境控制的低阻油層平面分布規(guī)律。根據(jù)測井相-沉積微相模板、砂體厚度及地震屬性平面分布特點(diǎn)繪制沉積微相圖，結(jié)果表明該油組的低阻油層井大部分處于下臨濱砂壩沉積微相，而非低阻油層井通常位于其他類型的沉積微相，而且低阻油層在平面上連片發(fā)育，且與下臨濱砂壩的分布趨勢較一致(圖9)。

以B油田ZJ30-II砂層組為例，分析成巖作用控制的低阻油層平面分布規(guī)律。如圖10所示，B-1井和B-2井僅相距1.4 km，兩井的ZJ30-II砂體具有類似測井相，伽馬曲線以箱狀為主，分析認(rèn)為皆為三角洲前緣水下分流河道沉積微相。通常分流河道高能沉積環(huán)境有利于儲層發(fā)育粗孔喉，但薄片觀察表明B-1井ZJ30-II儲層具有低阻油層微孔隙發(fā)育的孔喉特征，而B-2井ZJ30-II儲層孔喉較粗(以5.32～7.56 μm為主)，因此推測B-1井低阻油層的微孔隙是后期成巖作用形成的，而B-2井沒有經(jīng)歷類似于B-1井的成巖作用。B油田低阻油層與常規(guī)油層巖屑成分差異分析(表3)以及低阻油層鑄體薄片觀察(圖8)結(jié)果均驗(yàn)證了對B-1井低阻油層成因的推測，但B-2井由于缺乏相應(yīng)的取心資料而無法進(jìn)一步落實(shí)成巖作用的特點(diǎn)，但可以肯定的是成巖作用的偶然性導(dǎo)致了B-2井沒有經(jīng)歷有利于微孔隙發(fā)育的成巖作用。相關(guān)研究表明,即使處于相同的沉積環(huán)境，成巖作用差異與礦物演變所釋放的離子的富集和化學(xué)作用有關(guān)，而這些離子的富集和相應(yīng)的化學(xué)作用具有偶然性和不可預(yù)測性(如斷層的發(fā)育、泥巖夾層的阻擋、水體的侵入等)，這一觀點(diǎn)支持了處在同一沉積相帶內(nèi)的B-1井和B-2井的成巖作用出現(xiàn)差異的可能性，也決定了成巖作用控制的微孔隙不具有普遍發(fā)育的規(guī)律。

圖9 珠江口盆地A油田ZJ1-4M油組低能沉積環(huán)境控制低阻油層發(fā)育規(guī)律

圖10 珠江口盆地B油田ZJ30-II砂層組成巖作用控制下低阻油層發(fā)育規(guī)律

表3 珠江口盆地B油田低阻儲層及常規(guī)儲層粘土礦物對比

注：C為綠泥石；I為伊利石：S為蒙皂石；C/S為綠/蒙混層；I/S為伊/蒙混層。

綜上所述，珠江口盆地A油田和B油田低阻油層分布規(guī)律的差異可以由各地質(zhì)控制因素影響沉積巖的形成和演化的歷史階段的差異進(jìn)行解釋，即A油田低阻儲層的低能沉積環(huán)境直接影響碎屑沉積物的形成階段，先天決定了原始微孔隙發(fā)育和泥質(zhì)含量高的儲層特征，故其低阻儲層空間分布范圍較廣；而B油田的成巖作用影響碎屑沉積物的沉積后作用，原始孔喉較粗的儲層受到局部有利于微孔隙發(fā)育的成巖作用改造，形成了局部次生微孔隙，故其低阻儲層空間分布具有偶然性。

4 結(jié)論

1) 珠江口盆地2個(gè)典型低阻油層區(qū)塊高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素存在差異。其中，A油田低阻油層高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素是低能沉積環(huán)境，該地區(qū)低阻儲層發(fā)育在陸棚和下臨濱沉積微相代表的低能沉積環(huán)境，具有粒度細(xì)、泥質(zhì)含量高、原生微孔隙發(fā)育的特點(diǎn)，有利于高束縛水飽和度的形成，最終導(dǎo)致油層電阻率降低，且與水層的電阻率差異較??；B油田低阻油層高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素是有利于束縛水形成的成巖作用，該地區(qū)低阻儲層經(jīng)歷中成巖B期的成巖作用后，其較高含量的長石易形成孤立的粒內(nèi)溶孔，且長石溶蝕后轉(zhuǎn)化為自生粘土礦物及硬石膏等膠結(jié)物易堵塞孔喉形成次生微孔隙，大量束縛水賦存于孤立的粒內(nèi)溶孔及次生微孔隙。

2) 珠江口盆地2個(gè)典型低阻油層區(qū)塊高束縛水飽和度的地質(zhì)控制因素差異決定了低阻油層分布規(guī)律的不同。其中，A油田受低能沉積環(huán)境控制的低阻油層平面上分布較連續(xù)，且和低能沉積相帶分布范圍具有一致性；而B油田受成巖作用控制的低阻油層局部發(fā)育，且和沉積相帶分布規(guī)律不一致。因此，本文研究成果對于今后珠江口盆地同類成因的低阻油層的勘探和開發(fā)評價(jià)具有一定的指導(dǎo)意義。

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(編輯：楊 濱)

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

居字龍，男，工程師，2013年獲得中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)石油與天然氣工程碩士學(xué)位，主要從事儲層地質(zhì)研究工作。地址：廣東省廣州市海珠區(qū)江南大道中168號海洋石油大廈1128室(郵編：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

*中國海洋石油總公司重大專項(xiàng)“海相砂巖特高含水期挖潛技術(shù)(編號：CNOOC-KJ125 ZDXM06 LTD)”部分研究成果。

居字龍,唐輝,劉偉新，等.珠江口盆地高束縛水飽和度成因低阻油層地質(zhì)控制因素及分布規(guī)律差異[J].中國海上油氣，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.