唐 錫

（中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，四川成都 610500）

近年來，隨著勘探和開發(fā)的目標(biāo)越來越復(fù)雜，國家面臨的儲量壓力日益增長，其增長率與經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需求矛盾也日益增大[1-2]。因此進(jìn)行低阻油藏評價，是進(jìn)行老區(qū)挖潛的一種十分有效的解決方法，其潛在的社會效益和經(jīng)濟(jì)效益十分巨大。然而，低阻油氣層成因機(jī)理十分復(fù)雜，為了提高低阻油層測井解釋和識別的正確率，合理經(jīng)濟(jì)動用低阻油層儲量，研究低阻油氣層形成機(jī)理非常重要[1-2]。

1 低阻油層特征

1.1 巖石學(xué)特征

通過對薄片資料的分析研究可判別孔隙類型，從ZJ1-4M油組的薄片顯微照片可以看出，巖性主要為粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖，分選中等，磨圓為以次棱-次圓狀為主，以顆粒支撐為主，孔隙類型為原生孔隙。

1.2 物性特征

（1）孔隙度和滲透率的分布

基于巖心樣品物性分析資料統(tǒng)計作圖，研究區(qū)內(nèi)ZJ1各油組物性總體來說，孔隙度較好，滲透率一般，主要屬高孔、中-低滲儲層，各油組和不同的沉積相組合儲層物性有一定的差異。

（2）孔隙度和滲透率的關(guān)系

將文昌13-1油田區(qū)內(nèi)3口取心井ZJ1中257個巖芯樣品的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)繪制散點圖，可以發(fā)現(xiàn)，本區(qū)ZJ1-4M油組巖芯的水平方向孔滲關(guān)系明顯出現(xiàn)“兩極分化”部分，以“高孔低滲”為主，也有部分樣品點分布的滲流特征為“高孔高滲”，不過因為垂向孔、滲樣品數(shù)量較少，孔滲關(guān)系不清晰，因此未做孔、滲關(guān)系圖。從總體上講，滲透率與孔隙度有較好的線性正相關(guān)關(guān)系，以“高孔高滲”為特征。

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

（1）孔隙類型

ZJ1油層孔隙類型主要為粒間孔，分為粒間溶孔和原生粒間孔，還有少量的巖屑溶孔和長石溶孔等。從統(tǒng)計表中可以很清楚發(fā)現(xiàn)低阻層段4M、4L的孔隙類型主要是發(fā)育-不發(fā)育的原生粒間孔，孔喉以中等細(xì)孔喉為主，連通性較好；而鄰近井高阻層段ZJ1-6及ZJ1-7的粒間孔發(fā)育，孔喉明顯較低阻層段粗大，以中等孔喉為主的特征。

（2）孔隙結(jié)構(gòu)特征

ZJ1高低阻兩部油組孔隙結(jié)構(gòu)特征差異較大。上部（以ZJ-4L為例）油組，以Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)為主，孔隙結(jié)構(gòu)較差，為小孔、細(xì)喉組合，孔隙直徑平均為47.51μm，喉道平均寬度為8.00μm，連通性較好；下部油組（ZJ-6、ZJ-7油組），主要為I、Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)，少量Ⅲ類，以大-中和中粗喉組合為主，孔隙直徑平均為63.16～75.76μm，平均喉道寬度11.79～18.53μm，連通性較好。（說明：I、Ⅱ、Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu)是根據(jù)美國學(xué)者阿爾奇提出的基質(zhì)結(jié)構(gòu)分類，即類型I致密結(jié)晶質(zhì)；類型Ⅱ白堊質(zhì)；類型Ⅲ顆粒狀）。

（3）電性特征

儲層的電性受巖性、物性、地層水礦化度及含油氣性的制約，差別很大，有些水層的電阻率測井?dāng)?shù)值高于油層。根據(jù)測井資料顯示，低阻層段的電阻率介于1.19～1.56Ω·m，與臨近泥巖的電阻率接近，僅憑常規(guī)測井資料難以識別其流體性質(zhì)；低阻層段的分布變化很大，連續(xù)單層厚度從30～40m到最薄幾米不等；在個別井中因砂體含水或因缺乏有效砂體而沒有發(fā)現(xiàn)低阻油層。

2 低阻油層地質(zhì)成因分析

2.1 粒度特征

粒度分析表明低阻層段的顆粒以細(xì)-粉砂為主，其中WC13-1-1井（1249.97～1252.85m）、WC13-1-2井（1248.40m～1255.65m）ZJ1-4M油組（低阻層段），細(xì)-粉砂顆粒約占70%，黏土顆粒約為14%左右，礫-中砂顆粒平均約為16%；而高阻層段的顆粒以中-細(xì)粒為主，其中WC13-1-1井（1412.81m～1419.56m）珠江組二段1U油組（高阻層段），細(xì)-粉砂顆粒約占17%，黏土顆粒約為3%左右，礫-中砂顆粒平均約為80%。從分析表中可以清晰看出低阻、高阻油層的粒度區(qū)別。細(xì)骨架顆粒結(jié)構(gòu)易導(dǎo)致油層電阻率減小，據(jù)此分析認(rèn)為，低阻層段的粒度細(xì)是導(dǎo)致其電阻率降低的原因。

2.2 泥質(zhì)及黏土礦物分析

（1）泥質(zhì)含量對儲層低阻的影響

對文昌油田13-1-1和13-1-2兩口井取心井段樣品的泥質(zhì)含量進(jìn)行統(tǒng)計分析，從分析表中明顯可見低阻油層的泥質(zhì)含量較高，平均為12.69%；高阻層段泥質(zhì)含量明顯低于低阻層段，平均為2.54%。因此可知，泥質(zhì)含量高是導(dǎo)致油層電阻率降低的重要因素之一。

（2）黏土礦物對儲層低阻的影響

根據(jù)文昌13-1油田黏土類型分布統(tǒng)計表可以看出，本區(qū)低阻油層（ZJ1-4M、4L油組）黏土礦物種類以伊蒙混層為主（平均為47.29%），其次為高嶺石（平均為18.69%），而伊利石（平均為17.07%）和綠泥石（平均為16.69%）含量較低；與之相對的高阻層段（ZJ2-1U），也主要以伊蒙混層（平均為44.00%）為主，其次為高嶺石（平均為36.95%），其含量高于低阻層段，而伊利石（平均為11.45%）和綠泥石（平均為7.6%）含量比低阻層段明顯低。另外從低阻層段和高阻層段黏土礦物累計百分圖表也可以看出兩者的區(qū)別，據(jù)此推斷低阻層段的陽離子交換容量應(yīng)該比較大，容易形成低阻油層。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)對儲層低阻的影響

根據(jù)文昌13-1油田取心井ZJ1-4M油組的有效壓汞資料的統(tǒng)計分析，總結(jié)了儲層壓汞參數(shù)統(tǒng)計。油組的排驅(qū)壓力平均值為0.78MPa；油組的中值壓力平均值為24.19MPa；中值喉道半徑為0.22μm和退泵效率50.84%。通過相關(guān)分析表明，低阻層段的ZJ1-4M油組與高阻層段的ZJ2-1L油組相比，雖然排驅(qū)壓力不高，但大孔粗喉所占的比例小，而孔隙主峰位于0.0375～37.5μm，微-細(xì)孔隙和極細(xì)吼道所占比例大，呈現(xiàn)明顯的細(xì)歪度。這樣，孔喉被水占據(jù)，導(dǎo)致儲層的束縛水飽和度增大，使儲層呈現(xiàn)低阻。同時根據(jù)研究區(qū)取心井ZJ1-4油組的有效壓汞資料的統(tǒng)計分析，總結(jié)出儲層砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)。油組平均排驅(qū)壓力為0.78MP；平均中值壓力為24.19MPa；孔喉半徑的平均值為2.92μm；中值喉道半徑和退泵效率分別為0.22μm和50.84%。而退泵效率越低則說明孔喉結(jié)構(gòu)越差。綜上所述，ZJ1段的低阻油層孔隙結(jié)構(gòu)較差，孔隙以細(xì)-微為主，這些都是引起油層呈低阻的主要因素之一。

2.4 束縛水飽和度對儲層低阻的影響

一般認(rèn)為，當(dāng)孔喉半徑小于0.15μm時，孔隙內(nèi)所含水難以在地層壓力條件下流動，因此，可以把這部分孔隙體積含量近似作為儲層的束縛水飽和度。文昌油田低阻層段ZJ1-4M油組樣品的束縛水飽和度很高，其平均值55.64%；而相鄰油田（文昌13-2）的高阻層段ZJ2-1L油組的束縛水飽和度僅為9.07%。由此推斷，高束縛水飽和度也是導(dǎo)致油層低阻的因素之一。

2.5 導(dǎo)電礦物對儲層低阻的影響

在對儲層導(dǎo)電礦物的統(tǒng)計分析后，得出ZJ1低阻油層導(dǎo)電礦物含量和ZJ2高阻油層導(dǎo)電礦物含量低阻層段中，黃鐵礦含量最高的油組平均值僅0.25%，菱鐵礦平均含量為1.5%；而高阻層段ZJ2-1L油組的黃鐵礦平均含量為0.35%，菱鐵礦平均含量為2.1%。由此推斷：儲層內(nèi)導(dǎo)電礦物黃鐵礦、菱鐵礦不是導(dǎo)致文昌13-1油田ZJ1段低阻油層的主要原因。

3 結(jié)論

文昌13-1油田ZJ1低阻油層形成的地質(zhì)成因可以概括為以下幾個方面：

1）油層細(xì)粒巖石骨架結(jié)構(gòu)使顆粒比表面增大，束縛水飽和度增大，致使油層電阻率減?。?/p>

2）泥質(zhì)含量高以及黏土附加的導(dǎo)電使油層電阻率降低；

3）孔隙結(jié)構(gòu)較差，孔隙以細(xì)-微為主，致使束縛水飽和度升高，也是油層低阻的主導(dǎo)因素之一。此外導(dǎo)電礦物含量及其分布并不是儲層低阻形成的主要原因。