摘要:基于钻井、测井、取芯、分析化验等资料，与常规砂岩段对比，对环渤中西洼馆陶组中段发育的一套区域稳定分布的低阻油层段的微观成因和主控因素进行研究。从微观成因来看:岩性细、泥质多，岩石颗粒比表面大，吸附水分子能力强是主因;蒙皂石含量高，且伊蒙混层多呈丝片状、搭桥状和薄膜状存在，改善了储层导电网络;颗粒分选差、孔隙结构复杂，存在大量微孔隙和微吼道，滞留水难以排出，增加了导电性。从主控因素来看:水动力强度小，沉积低能，泥质多，是发育区域稳定分布低阻油层段的主要控制因素;馆陶组中期相对干冷的古气候和酸性喷出岩的母岩共同控制了北部石臼坨凸起斜坡带高含量蒙皂石型低阻油层的形成;中部渤中凹陷区和南部沙垒田凸起区低阻油层段泥质更多，泥质胶结作用更为普遍，使得泥质多以条带状、纤维状和鳞片状存在于粒间孔隙，形成了更加复杂的孔隙结构，对低阻油层的形成有不可忽视的作用。
关键词:环渤中西洼;馆陶组;低阻油层;微观成因;主控因素
引言
低阻油层是指深侧向电阻率接近或者低于相邻水层的电阻率、无法用深侧向电阻率测井将其与水层分开的油层[1-2]。渤海新近系低电阻率油层可以分成2类:一类为绝对低电阻率油层，一类为相对低电阻率油层[3]。环渤中西洼馆陶组低阻油层深侧向电阻率≤8Ω·m，与常规砂岩段的水层差别不大，属于绝对低电阻率油层。
相比常规油层，低阻油层识别难度较大，成因多样。国内外文献对低阻油层形成的微观成因有较为统一的认识，大部分认为岩石颗粒细、泥质含量偏高、孔隙结构复杂导致高不动水饱和度[1-13]。另外，地层水矿化度高、油藏构造幅度低导致油水分异作用差也属于微观成因[1，5]。而从控制因素来看，国内外学者认为低阻油层的形成受沉积背景、沉积相带、成岩作用、成藏动力和地层水等因素控制[14-19]。目前对渤海新近系低阻油层研究较少，前人虽然阐述了其形成的微观成因[3]，却未解释其形成的控制因素。
环渤中西洼馆陶组不仅发育了常规高电阻率油层，而且发育了区域稳定分布的低阻油层段，其沉积砂体成为油气勘探开发的重要目标。目前，对常规高电阻率油层的地质特征和油藏类型的认识较为明确，但对低阻油层的研究相对欠缺。本文基于钻井、测井、取芯、分析化验等资料，与常规砂岩段对比，研究其微观成因，从沉积作用、古气候、母岩类型和成岩作用等角度研究其形成的主控因素，以期对油田评价、资料录取和后期开发提供参考。
1地质概况
环渤中西洼位于渤海西部海域，区域包括渤中凹陷西洼、沙垒田凸起以及石臼坨凸起的南斜坡带，断裂系统发育，为复杂断块构造[20-21]。以往沉积相研究认为，该区馆陶组为典型的辫状河沉积[22-23]，然而，其地层在纵向上呈现出“三层式”结构:上部和下部为大套含砾砂岩夹泥岩的岩性组合，中部则为砂泥岩互层或泥岩夹砂岩的岩性组合(图1)。上部和下部地层发育常规高电阻率油层，中部地层则主要发育低阻油层。该套低阻油层段也同馆陶组上部和下部地层一样在区域上稳定分布，油藏埋深1300～1920m。
该区常规油层的深侧向电阻率一般在10Ω·m以上，而低阻油层深侧向电阻率一般介于2～8Ω·m，且难以与馆陶组上部和下部常规砂岩段的水层区分。取样和测试证实，低阻油层不仅获得了油样，而且测试也获得了较高的产能。比如CFD23d井1822m取样点，取得油体积200mL，深侧向电阻率为2.6Ω·m;再如CFD13d井1720～1742m测试段，压差1.4MPa，产油了82m3/d，深侧向电阻率介于2.8～3Ω·m。从常规测井响应特征来看，与常规砂岩段相比，低阻油层具有较高自然伽马(GR)、低自然电位(SP)、高冲洗带电阻率(RSMF)和高密度(ZDEN)的测井响应特征(图1)。从储层物性来看，低阻油层孔隙度与常规油层差别不大，但渗透率存在较大的差异。取芯资料证实，馆陶组孔隙度在16.4%～34.4%，平均29.8%;馆陶组低阻油层的渗透率为(6.8～4976.2)×10-3μm2，平均1139.3×10-3μm2，而常规油层的渗透率范围为(15.0～5934.3)×10-3μm2，平均3044.1×10-3μm2。
2低阻油层的微观成因
低阻油层有着复杂的微观成因。本文通过铸体薄片、扫描电镜等实验资料分析，认为该区低阻的微观成因表现在以下方面:岩性细、泥质含量高，黏土矿物的附加导电性，孔隙结构复杂以及混合成因。
2.1岩性
环渤中西洼馆陶组低阻油层段砂岩类型是以含泥质中、细粒长石岩屑砂岩为主，岩石颗粒中岩屑体积分数平均为33%，颗粒大小不一，成分成熟度和结构成熟度均较常规砂层段低(表1)。低阻油层和常规砂层段砂岩粒度概率曲线均为两段式，但低阻油层段跳跃总体和悬浮总体的交截点约为0.1mm，粒度较常规砂层段细。不仅如此，低阻油层段泥质含量也比常规砂岩段高，铸体薄片显示低阻油层段砂岩杂基以泥质为主，泥质杂基体积分数10%～28%，而常规砂层段仅为8%～14%。沉积水动力条件的强弱是形成上述现象的主要原因。沉积相研究表明(具体见3.1)，馆陶组中段的低阻油层段为一套洪泛沉积，沉积水动力强度比馆陶组上、下常规砂岩小，形成偏细的粒度和较多的泥质，从而增加了岩石颗粒的比表面，吸附水分子的能力增强，束缚水增加，降低了岩石的电阻率[4-5]。
2.2黏土矿物的附加导电性
黏土矿物的电荷是其具有一系列电化学性质的基本原因[1]。沉积岩常见黏土矿物的类型有高岭石、伊利石、蒙皂石、绿泥石和伊蒙混层等，其中蒙皂石类矿物构造内广泛发育类质同象替代，阳离子交换容量较大，导电能力强[6]。
环渤中西洼馆陶组黏土矿物以伊蒙混层为主，平均体积分数高达66%～82%，且伊蒙混层中以蒙皂石为主。从纵向上看，低阻油层段伊蒙混层中蒙皂石的体积分数尤其高(图2)。另外，低阻油层段伊蒙混层多呈丝片状、搭桥状和薄膜状存在(图3)，此类现象大概占到70%，伊蒙混层颗粒均匀分布在砂岩骨架颗粒表面，构成一完整的导电网络，极大改善储层的导电性而降低电阻率[10]。而常规砂岩段不仅蒙皂石的含量低，而且丝片状、搭桥状和薄膜状等现象只占到20%左右，黏土矿物的附加导电作用明显偏弱。
平面上，对于馆陶组低阻油层段，北部石臼坨凸起斜坡带的伊蒙混层含量最高，体积分数达到82%，伊蒙混层中蒙皂石的体积分数为70%，中部渤中凹陷区和南部沙垒田凸起区伊蒙混层体积分数相对较低，为78%，伊蒙混层中蒙皂石的体积分数为66%，因此，北部石臼坨凸起斜坡带因黏土矿物附加导电作用而引起的低阻油层成因更为明显。
2.3孔隙结构
岩石颗粒的分选性和储层埋藏之后的成岩作用是孔隙结构复杂化的原因[11](具体见3.3)。
低阻油层砂岩的毛细管压力曲线与常规砂岩段明显不同。低阻油层砂岩毛细管压力曲线呈现中-细歪度特征，排驱压力(0.37～20.3)×10-2MPa，平均孔喉半径1.040～5.694μm，而常规油层段砂岩毛细管压力曲线则呈粗歪度特征，排驱压力(0.2～0.9)×10-3MPa，孔喉半径平均26.339～34.357μm(图4)，显示低阻油层段具有更复杂的孔隙结构，与低阻油层段更差的储层物性形成对应关系。
铸体薄片显示:低阻油层段砂岩的颗粒大小不一，分选性明显差于常规砂岩段;低阻油层段的泥质杂基不仅含量比常规砂岩段高，而且多以条带状、纤维状、鳞片状存在;颗粒表面可见石英次生加大、菱铁矿胶结等现象(图5)。扫描电镜也同样显示，长石溶蚀孔呈蜂窝状。这就产生了大量微孔隙和微喉道，使滞留在油层微孔隙和微喉道中的水不能被油气排出，成为不可动水，降低了电阻率[12-13]。
岩性细，泥质含量高，黏土矿物的附加导电性，以及复杂的孔隙结构等多因素作用的结果是岩石骨架相对亲水[1]。润湿性实验表明，环渤中西洼南部沙垒田凸起区馆陶组低阻油层砂岩骨架USBM法润湿指数约为0.2，润湿性表现为水湿，而常规油层段砂岩则表现为弱水湿和弱油湿的特征。岩石亲水，水分子附着在颗粒表面，低阻油层段水分子绕颗粒表面成环状分布，水环既不能相互接触，又不能彼此连通，极易形成束缚水，导致束缚水增多，使得电阻率降低[5]。
3低阻油层形成的主控因素
渤海新生代构造演化具有多旋回叠加特征，经历了古近纪的裂陷演化期和新近纪—第四纪的裂后热沉降演化期[22，24]。进入到新近纪，在经历了东营组末期大范围的剥蚀以后，构造活动不再剧烈，地层坡度变缓，坡度2°～3°。馆陶组初期盆地西半环水系较为发育，剥蚀速率高，物源供给能力充足，水动力强度大，为发育辫状河沉积提供了条件。
3.1沉积作用对低阻油层形成的控制
沉积作用对于低阻油层的形成起着至关重要的作用，控制低阻油层的形成与分布[1，14-16]。
综合钻井、录井及取芯资料，将环渤中西洼地区馆陶组沉积环境大体划分为3期。早期和晚期对应于上、下常规砂层段，岩性组合以大套含砾中、细砂岩为主，砂地比71%～90%，单砂层厚度5～30m，砂体叠置连片，发育程度好，沉积构造以槽状交错层理和楔状交错层理含砾砂岩为主(图6(a))，反映为辫状河心滩沉积，水动力强度大;中期对应于低阻油层段，岩性组合为泥岩夹砂岩或不等厚互层，砂地比38%～54%，单砂层厚度2～10m，砂层发育程度相对差，沉积构造以正旋回为主，具有明显的“二元结构”特征，底部发育块状层理含砾细砂岩，顶部发育水平层理泥质粉砂岩(图6(b))，说明该时期发生洪泛作用，加之以较弱的物源供给，发育了区域稳定分布的边滩和河漫滩，水动力条件明显变弱。
以上证据均表明，在馆陶组中段沉积期，环渤中西洼整体水动力强度偏小，沉积低能，沉积了较多细粒物质，泥质多，是发育区域稳定分布低阻油层段的主要控制因素。边滩砂岩是低阻油层的载体，岩性主要为细砂岩、含砾细砂岩，河漫滩岩性则以泥岩和泥质粉砂岩为主，岩性细，作为低阻油层的封盖层。而馆陶组上、下辫状河心滩砂岩段沉积水动力强度大，泥质少，较少发育低阻油层。
平面上，环渤中西洼馆陶组中段的低阻油层段表现为自南向北水动力强度依次变小的趋势。区域钻井揭示:北部石臼坨凸起斜坡带多为厚层含砾砂岩夹泥岩的岩性组合，含砾砂岩单层厚度平均14m，泥岩单层厚度平均2m;中部渤中凹陷区多为含砾砂岩与泥岩互层的岩性组合，含砾砂岩单层厚度平均6m，泥岩单层厚度平均7m;南部沙垒田凸起区多为厚层泥岩夹砂岩的岩性组合，砂岩单层厚度平均4m，泥岩单层厚度平均9m。受沉积作用的控制，中部渤中凹陷区和南部沙垒田凸起区粒度更细，泥质更多，孔隙结构也更为复杂，从而降低了岩石的电阻率。
3.2古气候和母岩类型对高含量蒙皂石型低阻油层形成的控制
控制黏土矿物形成和转化的因素有很多种，最重要的是气候条件。在寒冷干燥的气候条件下，更易形成蒙脱石、伊蒙混层类黏土矿物[25-27]。古气候研究表明，馆陶组古气候经历了相对湿润-相对干冷-相对湿润的过程，早期和晚期古气候相对湿润，中期古气候相对干冷(图7)。环渤中西洼北部的石臼坨凸起斜坡带蒙脱石含量垂向演化趋势与古气候演化趋势大体一致(图2)，气候干冷更有利于低阻油层段蒙皂石的形成。
另外，母岩类型也是影响黏土矿物类型的因素之一。其中，中酸性火山物质在碱性介质中很容易形成蒙脱石[25，27]。环渤中西洼北部的石臼坨凸起斜坡带馆陶组的砂岩岩屑类型主要为火成岩岩块(图8)，火成岩岩块又以酸性喷出岩为主，说明物源区可能经历了较强烈的火山喷发，产生了较多凝灰质，在搬运过程中凝灰物质逐渐水解，为蒙脱石的形成提供了丰富的成矿母质。
因此，馆陶组中期相对干冷的古气候和酸性喷出岩的母岩类型使环渤中西洼北部的石臼坨斜坡带低阻油层段具有更多蒙皂石类黏土矿物，从而控制了高含量蒙皂石型低阻油层的形成。
3.3成岩作用对低阻油层形成的影响
环渤中西洼馆陶组低阻油藏凸起区油藏埋深1300～1500m，凹陷区油藏埋深1640～1860m，斜坡区油藏埋深1800～1920m，整体处于早期成岩阶段B期。有机质处于未成熟—低成熟期，镜质体反射率0.3%～0.45%。压实作用中等偏弱，颗粒呈游离-点状接触。胶结作用较为普遍，可见石英次生加大、泥质胶结、黏土矿物胶结等现象。粒间充填物见少量米粒状高岭石集合体、片状黑云母和菱铁矿。孔隙类型以粒间孔为主，也可见溶蚀粒间孔、溶蚀颗粒孔和胶结物溶孔，溶蚀作用中等偏弱。
成岩作用对环渤中西洼馆陶组低阻油层的影响最大，主要体现在对孔隙结构复杂化的控制[1，16-19]。其中:泥质胶结使得泥质以条带状、纤维状、鳞片状存在于粒间孔隙，为胶结作用的主要类型;硅质胶结使得颗粒表面产生石英次生加大;黏土矿物胶结使得黏土矿物以丝片状、搭桥状和薄膜状存在;碳酸盐岩胶结产生了少量菱铁矿和云母颗粒等导电矿物充填粒间孔隙。众多胶结物不仅吸附了大量束缚水，而且占据有效孔隙，产生了大量微孔隙和微喉道，使得孔隙结构复杂化，束缚水更加难以排出，导致束缚水饱和度更高，加之导电矿物的存在，更加降低了岩石电阻率，油气充注之后形成低阻油层。
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