随着油气勘探开发工作不断深入，各种复杂油气藏已经成为目前甚至将来的主要勘探目标。低电阻率油气藏由于其储量和产量的不断增加，已经成为近年来一个特殊的开发领域^[1-5]。

近几年，渤海油田低阻油层不断被发现，主要发育在馆陶组中部辫状河沉积中，沉积上表现为岩性较细、物性较差的一段特殊辫状河沉积。为弄清渤海馆陶组中部辫状河沉积特征及其对低阻油层的控制作用，本文结合测井、岩心、地震等资料，以QHD油田为例，综合分析了低阻油层发育段沉积特征及其对低阻油层形成的控制作用，以指导渤海油田低阻油藏的勘探开发。

QHD油田位于渤海中部海域石臼坨凸起上，是被南堡、秦南和渤中3大富烃凹陷环绕的大型低幅构造，油气富集条件优越（图1）。QHD油田从上到下钻遇的地层主要有第四系平原组、新近系明化镇组与馆陶组、古近系东营组、中生界和古生界，主要含油层位为明化镇组和馆陶组。本研究的目的层为新近系馆陶组，区域研究显示，新近系河流相储层发育，馆陶组为辫状河沉积环境^[6-9]。馆陶组地层厚度为400～450 m，储层厚度大，砂地比为85%～92%。按照地层划分结果，低阻油层发育于馆陶组二段2小层，即“馆细段”，储层厚度为11～15 m。平面上，低阻油层位于QHD油田南侧。据研究区测井数据统计，低阻油层自然伽玛（GR）值为50～60 API，储层密度值为2.2～2.3 g/cm³，均略高于上下水层，其地层电阻率值为2.4～3.7 Ω·m，而上下相邻水层地层电阻率值为2.5～6.5 Ω·m，总体上油层电阻率低于水层电阻率，具有典型的低阻油层特征。

图  1  渤海海域QHD油田区域位置图

Figure 1.  Location map of QHD Oilfield in the Bohai Sea

QHD油田馆细段共有1口取心井，共取心7筒，实际取心34.2 m，总收获率80.45%。共进行64块样品的岩石铸体和普通薄片分析鉴定、13块样品扫描电镜分析、65块样品的粒度分析和68块黏土矿物总量和常见非黏土矿物X-衍射半定量分析。

馆细段薄片鉴定结果显示，岩石碎屑颗粒整体分选性中等，碎屑粒级以细—粗粉砂为主。颗粒磨圆主要以次圆、次棱为主。颗粒接触关系多线—点接触，胶结类型为孔隙型为主，长石风化中等。岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主（图2）。石英是构架颗粒的主要组成部分，含量为16%～36%。长石是构架颗粒的另一主要组成部分，含量为19%～45%，其中斜长石含量为2%～15%，钾长石含量为13%～39%。岩屑是构架颗粒的主要组成部分，含量为22%～60%，岩块组合以变质岩、岩浆岩岩块为主、少量沉积岩岩块，变质岩岩块含量为2%～26%，岩浆岩岩块含量为9%～45%，沉积岩岩块含量为1%～9%，变质岩为石英岩岩块，岩浆岩岩块为酸性喷出岩，沉积岩岩块为泥岩，见少量的云母。填隙物主要见菱铁矿、黄铁矿、高岭石和泥质，高岭石含量为1%～7%，泥质含量为1%～25%，菱铁矿含量为1%～18%，黄铁矿含量为0.3%～2%。

图  2  QHD油田馆细段砂岩成分三角图

Figure 2.  Classification of the sandstone of the Guanxi section of the QHD Oilfield

碎屑颗粒粒度是碎屑颗粒最主要的结构特征，直接决定着岩石的类型和性质，粒度分布及分选性是衡量介质能量的度量尺度，是判别沉积时自然地理环境及水动力条件的良好指标^[10]。馆细段低阻油层中部岩屑粒度分析结果表明（表1），馆细段储层岩性以细—粗粉砂和极细砂为主，占样品总数的64.60%，其次为细—中砂，占样品总数的23.83%，黏土占样品总数的8.93%，砾石占样品总数的2.65%，总体粒度较细，反映水动力条件较弱。

通过对馆细段储层65块样品的粒度概率累积曲线进行分析（图3），发现绝大多数样品具有双峰结构，且粒度分布范围较宽，峰值所在粒级的百分比较低，反映整体水动力弱，分选性差的沉积环境，具有典型河流沉积特征。

图  3  QHD油田馆细段粒度样本分布图

Figure 3.  Grain size distribution of the Guanxi section in QHD Oilfield

QHD油田馆细段13块次扫描电镜及X-衍射分析显示，储层中黏土矿物含量高，为15%～50%。黏土矿物类型主要以伊利石-蒙脱石混层为主，其质量分数达到77%，其中伊利石占80%，蒙皂角石占20%，其次为高岭石、伊利石和绿泥石，质量分数分别为13%、5%和3%。扫描电镜分析可见，丝片状、曲片状伊蒙混层在粒表粒间均有发育（图4a），将原生孔隙和次生孔隙分割成无数小孔隙，破坏了储层渗透性。书页状高岭石和丝片状伊利石胶结充填粒间孔隙（图4b）。总体上，黏土矿物使储层结构复杂化，微孔隙与渗流孔隙并存，这些填隙物的发育导致孔隙度和面孔率变小，对储层物性造成明显的破坏作用。

岩石的沉积构造特征可直接反映沉积时占优势的沉积介质和能量条件，是碎屑岩最重要的成因标志之一^[10]。QHD油田馆细段1口取心井岩心观察显示，低阻油层段自下而上发育多种样式的沉积构造，其底部以杂乱砾石沉积为主，粒径一般为3～6 mm，最大20 mm，指示了河床滞留沉积背景；中部依次发育中型交错层理、槽状交错层理、板状交错层理，偶见冲刷充填交错层理，该段以粉砂—细砂岩为主，局部含砾，指示了辫状河心滩沉积背景；顶部发育垂向加积的波状交错层理粉砂岩和泥岩，及角度平缓的交错层理粉砂岩。该段岩心沉积构造丰富，底层沉积和顶层沉积垂向叠置明显，且底层沉积厚度远远大于顶层沉积厚度，反映了典型的辫状河“二元结构”特点。

图  4  QHD油田馆细段电镜扫描照片

Figure 4.  Scanning electron micrograph of the Guanxi section in QHD Oilfield

泥岩颜色受沉积环境影响较大，受成岩作用影响较小，因此泥岩颜色可作为沉积相标志并用于判断沉积环境^[11-12]。1口取心井及13口录井描述表明，馆细段黏土岩主要为泥岩和粉砂质泥岩。主要为浅灰色、灰色、红褐色、灰绿色等杂色泥岩，泥岩颜色总体指示馆细段沉积时期以弱氧化—弱还原环境和氧化环境为主。

据渤海海域QHD油田低阻油层发育区13口井测井曲线及1口井岩心分析，馆细段低阻油层发育段主要发育均质韵律、正韵律及复合韵律3种类型。自然伽马（GR）曲线形态以箱形和钟型-箱型为主，个别井发育叠置钟型，与上下水层相比，馆细段自然伽马（GR）值更高，自然电位（SP）幅度值更低。结合储层岩石粒度、岩心薄片及测井曲线综合分析，认为馆细段沉积特征明显与其上下馆陶组整体辫状河沉积有所差异，该段沉积时期水动力条件较弱，可能具有单独的小型河流动力条件。EW1井沉积微相柱状图显示（图5），馆细段可细分为心滩、辫状水道、泛滥平原和冲沟4种沉积微相。心滩沉积物颗粒一般较粗，成分复杂，成熟度较低。对称的螺旋横向环流易导致心滩发生侧向加积作用，形成各种类型的交错层理，岩性以含砾细砂岩为主，正韵律，厚度一般>5 m，自然伽马曲线为箱型。辫状水道与心滩毗邻出现，稳定性差，岩性以粉砂岩或泥质粉砂岩为主，厚度2～5 m，自然伽马曲线为钟型。泛滥平原沉积以泥质为主，发育在心滩顶部，自然伽马值一般>80 API，厚度4～7 m。冲沟一般发育在心滩顶部，与心滩伴生，厚度<2 m，岩性以粉砂岩为主。

图  5  QHD油田EW1井沉积微相柱状图

Figure 5.  Columnar diagram of sedimentary microfacies of Well EW1 in QHD Oilfield

根据前人研究成果，QHD油田馆陶组物源来自西北方向，受古地形地貌影响，局部物源方向可能发生偏转，自西向东沉积亦较为常见^[13-15]。基于地震沉积学理论，利用90°相移地震资料，在馆细段低阻油层顶底精细等时地层格架约束下提取地震切片，结果显示储层平面具有较为明显的分区分带性，指示了较为模糊的沉积微相变化。为了清晰描述沉积微相的展布，统计了13口井测井相和地震振幅值段的对应关系，结果显示，心滩主体振幅值>4 500 amp，心滩边缘振幅值为3 500～4 500 amp，辫状水道振幅值为1 900～3 500 amp，泛滥平原振幅值<1 900 amp。基于不同沉积微相地震振幅值定量关系，对地震切片属性进行细化分带，实现馆细段低阻油层沉积微相精细刻画。沉积微相显示（图6），研究区整体表现为“同期不同河”的特征，低阻油层砂体属单一低能河道沉积，整体地势较高，心滩规模较小，南北两侧为高能辫状河道，地势较低，心滩规模较大，中间以窄条形泛滥平原分隔。低阻油层砂体整体呈条带状东西方向展布，河道带内部发育多个大小不一的“纺锤状”和“土豆状”心滩沉积，心滩与心滩之间发育辫状水道，水道宽度为50～300 m，局部心滩内部见小型冲沟。

图  6  QHD油田馆细段沉积微相

Figure 6.  Sedimentary microfacies of the Guanxi section in QHD Oilfield

低阻油层的地质成因类型多样，储层低阻特征是岩性、物性、含油性、水性等多种因素的综合响应，不同地质条件下各种因素的贡献程度不完全相同^[16-20]。根据核磁共振测试结果，QHD油田馆细段岩心束缚水饱和度约为40%，束缚水含量高，是低阻油层形成的主要原因。综合QHD油田馆细段储层岩石学、沉积构造和沉积微相特征分析，认为沉积作用和成岩作用共同控制了馆细段低阻油层的形成。弱水动力沉积环境是宏观地质控制因素，岩石颗粒粒度小，泥质含量高，是储层束缚水饱和度高的直接原因。黏土矿物和胶结作用是微观地质控制因素，通过样品黏土矿物系统分析，成岩阶段处于晚成岩早期，黏土矿物含量高，胶结作用显著，降低了储层孔隙度和渗透性，使孔隙结构进一步复杂化，是导致储层束缚水饱和度高的间接原因。

（1）渤海海域QHD油田岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，颗粒分选中等，粒度以细—粗粉砂为主。黏土矿物含量高，伊蒙混层、高岭石和伊利石等使孔隙结构复杂化，对储层物性起到破坏作用。

（2）馆细段低阻油层属低能辫状河沉积，主要发育心滩、辫状水道、泛滥平原和冲沟沉积微相，其水体能量和沉积规模远小于南北两侧高能辫状河道。

（3）宏观的沉积环境和微观的黏土矿物共同造成了储层物性差及孔隙结构复杂化，使得馆细段束缚水饱和度偏高，是低阻油层形成的主要因素。