东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价
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摘要：东营南坡东段是典型的凹陷缓坡带构造，研究断块位于东坡缓坡带构造上。构造走向为北北东，主要含油层系下第三系沙河街组的沙三中油层。低阻储层识别与评价十分困难，主要是由于油水電性差异小，及时发现难；目的层系多；成因类型多样，准确选择方法难；分布规律复杂，有效预测难。形成低阻储层的地质环境均比较复杂，与油气成藏过程、沉积过程及成岩作用等密切相关。
关键词：第三系沙河街组；成因类型；低阻储层；评价方法
1前言
王58地区位于东营市东营区，构造上位于济阳坳陷东营凹陷牛庄洼陷东斜坡带，南面为王126区块。该区块发育低电阻率油层，给测井解释评价带来困难。本文通过对全区25口井进行研究，着力分析低电阻率油层的成因及评价方法，以提高测井对低电阻率油层的认识。
2沙四段储层概况
2.1构造特征
东营南坡东段是典型的凹陷缓坡带构造，王58断块位于牛庄洼陷东坡缓坡带构造上。该断块为一被两条断层切割形成的“地垒”断块。两条断层的走向都为北东东向，南部断层倾向为南倾，断层落差10-20米，延伸长度约2.5km；北部断层的倾向为北倾，断层落差30-50米，延伸长度约4.0km，断层倾角约45°。该地区地层向东北抬起向西南倾没，地层倾角约2-4°。
2.2沉积相特征
王58块沙四段储层分布与发育明显受古地形控制，沉积早期，物源主要来自于南部的广饶凸起，沉积后期，物源主要来自于东北部的青坨子凸起，受双向物源的影响，油气富集程度较高。根据WS58井取芯分析资料，该区沙四段储层为大套深灰色灰质泥岩为主，夹灰色粗砂岩、泥质砂岩、粉细砂岩，以粉细砂岩为主，砂岩中见水平层理，表明为较深水还原环境。综上所述王58地区沙四段储层为深湖-半深湖相浊积扇沉积。
2.3储层的分布特征
该区块沙四段储层，平面上储层为一不规则椭圆形砂体，面积约3.5km2。长轴方向近东西向。砂体横向上非常发育，多个砂体叠合连片；纵向上砂岩厚度较大，含油井段集中，储层分布较稳定。
3 低阻成因分析总结
3.1地层水矿化度高，储层束缚水饱和度高
根据该块试油资料分析表明，本区地层水矿化度较高，WS27井、WS9井地层水矿化度都超过了12万，WSX582（侧）井纯上IV砂岩电阻率也非常低，为盐水层。属于高矿化度区域。在高矿化度地区，含盐量极高的地层水附着在岩石颗粒表面及毛管孔隙中，形成发达的导电网络，促使油层的电阻率明显降低。
3.2储层岩性细，粒度小
粒度分析资料表明，本块沙四段油气层岩性多为粉细砂岩、粉砂岩，粒度中值较小，平均值在0.06–0.21mm，孔隙喉道偏小，渗透率相对较低。从X衍射全矿物分析资料看，储层石英含量为30-48%，长石含量为18%，增生石英1%。石英有次生加大特征，粒间孔隙充填假六边行片状高岭石、片状伊蒙混层。由于岩石中细粒成分（粉砂）增多，导致产层微孔隙含量明显地增加，形成微孔隙与渗流孔隙两种孔隙系统同时并存，以及以微孔隙系统为主的孔隙结构特点[1]，由此引起储层的束缚水含量将明显增大，含油饱和度降低，导致油层电阻率降低。
从以上分析可以看出，区块内含有高矿化度的地层水、储层岩性细和储层厚度薄，是造成该区块低电阻率油层的主要原因。
4 低阻油层测井评价方法
4.1自然伽马与电阻率交会图判别法
根据不同储层在电阻率上的相对高低的差别和有机质吸附放射性的差别，利用自然伽马和反映地层电阻率的深感应电阻率交会，从图中找出他们的区别，建立判别标准[2]。
研究此区沙四段油层自然伽马与电阻率数值对应关系，从25口井中试油后油层的16口井27个层做自然伽马—电阻率交汇图。从图1交会图可以看出，高阻油层自然伽马数值的分布范围在35-55API，低阻油层的伽马数值>55API。
4.2测井资料与第一性资料综合分析法
WS58井沙四段3013.7～3028.4m（9、10号层）。自然电位负异常幅度较大，自然伽马呈中低值显示约50～70API，声波时差数值为75～95μs/ft，岩性较纯，物性较好，微电极正差异幅度明显，深探测电阻率数值2～6Ω·m，表现为高低电阻率油层同时并存，数字处理计算的孔隙度范围为15～22%，数字处理计算的含油饱和度为27～53%（图2）。该层第一性资料油气显示好，岩屑录井、井壁取心及钻井取心资料描述为油浸、油斑粉砂岩、粉细砂岩；气测全烃2.63↗18.20%，甲烷0.51↗6.27%，地化、定量荧光显示含油丰度较好，灌顶气烃评价油层20点，在综合分析测井响应特征的基础上，结合各项其他信息，9、10两层评价解释为油层。2005年4月11日10号层2016.3-3022m井段进行试油，5mm油嘴自喷生产，日产液79t/d，日产油77t/d，含水2.5%。由此看出在低电阻率油层的评价解释中，第一性资料有着非常重要的作用。
4.3可动水与相对渗透率分析法
根据可动水分析法， ，油气层 ，水层 且 ，油水同层介于油气层与干层之间，干层： ，可判断储层流体性质。相对渗透率分析法：油层KRO≈PERM→1，KRW→0，水层KRW≈PERM→1，KRO→0，也可以很好的判断储层的流体性质。WS58-X24井沙四段3183～3190.8m（24号层，图3），该层自然电位负异常幅度较大，自然伽马呈中低值显示约45～50API，深感应电阻率数值为1.2～2.5Ω·m，为低电阻率油层范围。声波时差数值为85～90μs/ft，岩性较纯，物性较好，经数字处理计算的孔隙度范围为14～24%，含油饱和度范围为40～51%，该层井壁取心资料描述为棕褐色油浸粉砂岩，灰褐色油斑泥质粉砂岩，岩性细，含油性好。但是在处理成果图中可看到流体分析道，储层底部可动水明显，相对渗透率一道水的相对渗透率较大，本层综合解释为上油层下含油水层，经试油，本层日产液11t，日产油1.6t，含水85.5%。结果证实解释结论的正确性。
5 结论及认识
（1）高盐溶液形成的高矿化度地层水以及储层岩性细厚度薄，导致了本区低电阻率油层的产生；（2）根据自然伽马与电阻率交会图判别法，可以有效区分高阻与低阻油层。高阻油层自然伽马数值的分布范围在35-55API，低阻油层的伽马数值>55API。（3）根据测井资料与第一性资料综合分析法、可动水与相对渗透率分析法都可以很好的判别储层的流体性质。
参考文献
[1]高卫国 周凤鸣 程相志 李淑珣 冀东油田低电阻油层成因分析研究 石油工业出版社2010.3
[2]张晓明，柳建华，樊政军，塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层油水测井识别方法探讨 石油工业出版社2016.7
（作者单位：中石化胜利油田分公司东胜公司）
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