伊通盆地莫里青地區(qū)雙陽(yáng)組第一段儲(chǔ)層特征

王權(quán)鋒 鮑志東 楊 玲 侯鵬飛 杜宜靜

（1.中國(guó)石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.成都理工大學(xué) 數(shù)學(xué)地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610059）

伊通盆地莫里青地區(qū)古近系雙陽(yáng)組油氣勘探已經(jīng)持續(xù)了多年，但歷年的勘探主要針對(duì)雙陽(yáng)組第二段開(kāi)展，對(duì)鉆井揭示有豐富油氣資源顯示的雙陽(yáng)組第一段（簡(jiǎn)稱“雙一段”）研究程度較低［1］。因此，對(duì)莫里青地區(qū)雙一段儲(chǔ)層類型、發(fā)育特征、分布范圍、內(nèi)部結(jié)構(gòu)以及物性變化等規(guī)律進(jìn)行全面分析和總結(jié)，將對(duì)莫里青地區(qū)雙一段的油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。

1 儲(chǔ)層基本特征

伊通盆地南北長(zhǎng)度約為160km，寬度為10～20km不等，面積約為2400km2。莫里青斷陷位于伊通盆地的南段，是伊通盆地的一個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元。其西南以東遼河斷裂為界與葉赫斷陷相鄰，東北以伊丹隆起相隔與鹿鄉(xiāng)斷陷為鄰，西北邊界為產(chǎn)狀近于直立的邊緣控盆斷裂，東南呈緩坡?tīng)罨驍嚯A狀與那丹哈達(dá)嶺相鄰，是一個(gè)斷裂構(gòu)造較發(fā)育的遭受了后期擠壓改造的狹長(zhǎng)半地塹式盆地［2－5］（圖1）。

莫里青地區(qū)雙一段與下伏地層呈角度不整合接觸，沉積相類型為湖底扇相、扇三角洲相和湖泊相等，自上而下可劃分為2個(gè)砂組：E2s1Ⅰ 和E2s1Ⅱ，E2s1Ⅱ 砂組自上而下可進(jìn)一步劃分為3個(gè)小層［6］：E2s1Ⅱ－1、E2s1Ⅱ－2和 E2s1Ⅱ－3。

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

莫里青地區(qū)雙一段砂巖顏色以灰色、灰白色為主。薄片鑒定顯示，研究區(qū)雙一段砂巖按粒度劃分為粉砂巖和砂質(zhì)礫巖。通過(guò)對(duì)伊9井等6口井的雙一段薄片資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，根據(jù)砂巖三端元分類方法，按碎屑顆粒成分可以將雙一段砂巖劃分為長(zhǎng)石砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖等類型，其中以長(zhǎng)石砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖2種類型為主（圖2）。雙一段砂巖的礦物組分主要為石英和長(zhǎng)石，其中石英的質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值達(dá)到59.4%，長(zhǎng)石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30.8%，巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均達(dá)到9.8%。

圖1 莫里青斷陷的區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Regional tectonic location of the Moliqing fault depression

圖2 莫里青地區(qū)雙陽(yáng)組第一段砂巖成分巖性三角圖Fig.2 The sandstone components and lithology triangular diagram of Member 1in Shuangyang Formation in the Moliqing area

1.2 儲(chǔ)層成巖特征

莫里青地區(qū)雙一段常見(jiàn)的成巖作用包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用屬于破壞性成巖作用，使儲(chǔ)層物性變差；而溶蝕作用是建設(shè)性成巖作用，使儲(chǔ)層物性變好［7，8］。

1.2.1 壓實(shí)和溶蝕作用

隨著埋深的增加，上覆地層壓力在機(jī)械壓實(shí)的作用下，雙一段巖石顆粒間呈線性—凹凸接觸（圖3－A），物性變差，儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率總體上隨埋深的增大而減小。而溶蝕作用可以形成次生孔隙，使儲(chǔ)層的物性得到改善（圖3－B，C，D），包括鑄模孔、粒內(nèi)溶孔、溶蝕［8］填隙物內(nèi)孔、膠結(jié)物溶孔等。溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率均有較大的貢獻(xiàn)。

1.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)物是成巖作用的產(chǎn)物。研究區(qū)雙一段砂質(zhì)礫巖主要為碳酸鹽膠結(jié)（圖4），隨埋深和地溫的增加，膠結(jié)作用增強(qiáng)，碳酸鹽膠結(jié)物增加［8］。而且大量的孔隙因?yàn)楸荒z結(jié)物充填而變成微孔隙，對(duì)滲透率的影響比較大。

1.3 儲(chǔ)層孔隙特征

a.儲(chǔ)層孔隙類型。對(duì)莫里青地區(qū)雙一段儲(chǔ)層的薄片分析資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，雙一段砂巖儲(chǔ)層中存在粒間孔、溶蝕孔、微孔隙3種孔隙類型［9］（圖5）。其中粒間孔占60%以上，為本區(qū)雙一段儲(chǔ)層的主要孔隙類型；其次是溶蝕孔，占到近30%；微孔隙最少。

b.儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)類型。對(duì)雙一段儲(chǔ)層壓汞數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，分選系數(shù)分布于1.34～4.87之間，孔隙的均勻度一般。歪度多介于0～1，少部分為負(fù)值，多為粗偏度，孔隙較粗。

圖3 莫里青地區(qū)雙陽(yáng)組第一段儲(chǔ)層壓實(shí)和溶蝕特征Fig.3 The characteristics of the compaction and dissolution of reservoirs in Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

圖4 莫里青地區(qū)雙陽(yáng)組第一段儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)物特征Fig.4 The characteristics of the carbonate cements from the reservoirs in Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

1.4 儲(chǔ)層巖性與含油性的關(guān)系

a.儲(chǔ)層巖性特征。由26口井、66個(gè)層位的測(cè)井解釋綜合資料的統(tǒng)計(jì)分析，雙一段儲(chǔ)層中粉砂巖（體積分?jǐn)?shù)）占45%，砂質(zhì)礫巖占40%，中粗粒砂巖占9%，細(xì)粒砂巖占6%。研究區(qū)雙一段儲(chǔ)層巖性主要為粉砂巖和砂質(zhì)礫巖（圖6）。

圖5 雙一段儲(chǔ)層孔隙類型頻率分布直方圖Fig.5 The frequency distribution histogram for pore types of the reservoirs of Member 1in Shuangyang Fromation

圖6 雙一段儲(chǔ)層巖性頻率分布直方圖Fig.6 The frequency distribution histogram for lithology types of the reservoirs of Member 1 in Shuangyang Formation

b.儲(chǔ)層含油性特征。儲(chǔ)層含油性是油層含油飽和度的定性描述，含油級(jí)別的高低反映了含油飽和度的變化。含油級(jí)別由高到低劃分為飽含油、富含油、油浸、油斑、油跡、熒光［10］。對(duì)15口井74個(gè)層位的錄井油氣顯示資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，儲(chǔ)層含油級(jí)別為油斑的占38%，油跡占32%，油浸占14%，熒光占11%：儲(chǔ)層的含油級(jí)別主要為油斑和油跡。

c.巖性與含油性的關(guān)系。由19口井25個(gè)層位的雙一段試油結(jié)論與錄井巖性的對(duì)應(yīng)關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，試油層位的巖性為砂質(zhì)礫巖的占58%，為粉砂巖的占33%，有效儲(chǔ)層的巖性主要為粉砂巖和砂質(zhì)礫巖。

d.試油結(jié)論與含油級(jí)別的關(guān)系。由10口井44個(gè)雙一段層位的試油結(jié)論與錄井含油級(jí)別對(duì)應(yīng)關(guān)系的統(tǒng)計(jì)分析，試油層位含油級(jí)別主要為油斑和油浸，油水層中含油級(jí)別主要為油斑和油跡。儲(chǔ)層的含油下限可以定為油跡級(jí)別以上。

綜合以上巖性、含油性及巖性與含油性的關(guān)系分析，可以把研究區(qū)油層的巖性下限確定為粉砂巖，油層的含油級(jí)別下限定為油跡級(jí)。

1.5 儲(chǔ)層物性特征

由20口井34個(gè)樣品的雙一段巖心分析數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，儲(chǔ)層孔隙度主要為5%～15%，平均孔隙度值為13.8%。儲(chǔ)層滲透率主要為（0.1～10）×10－3μm2，平均值為0.539×10－3μm2。碳酸鹽的質(zhì)量分?jǐn)?shù)＜5%的占76%，最大值為19.56%，最小值為0.12%。儲(chǔ)層主要為低－特低孔、特低－超低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層填隙物中鈣質(zhì)較高，膠結(jié)較致密，可能是導(dǎo)致儲(chǔ)層低－特低孔、特低－超低滲的原因之一。

2 測(cè)井油氣水識(shí)別分析

測(cè)井油氣水識(shí)別的方法是首先利用測(cè)井、巖心物性分析和試油等資料中的孔隙度、飽和度以及電阻率參數(shù)建立測(cè)井油氣水識(shí)別圖版；然后根據(jù)圖版確定油氣層的電性、物性和含水飽和度的界限值，建立儲(chǔ)層油、氣、水層基本解釋標(biāo)準(zhǔn)；最后利用建立的標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)研究區(qū)多口單井進(jìn)行重新解釋，并將解釋結(jié)果與原來(lái)的解釋結(jié)果進(jìn)行對(duì)比。

通過(guò)建立的莫里青地區(qū)雙一段儲(chǔ)層油氣水識(shí)別圖版，確定了雙一段油層的電阻率下限為15Ω·m，孔隙度下限為7.8%，含水飽和度的上限為47%。利用電阻率和孔隙度下限標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)全區(qū)23口井36個(gè)層位的雙一段儲(chǔ)層進(jìn)行重新解釋，解釋結(jié)果與原測(cè)井解釋、試油結(jié)果的對(duì)比關(guān)系如表1所示。從對(duì)比關(guān)系表中發(fā)現(xiàn)原測(cè)井解釋工作中存在著把油層解釋成水層或差油層，或把明顯干層解釋成了油層等問(wèn)題。如伊17井的第2層將油層解釋成了干層、伊19井的第7層將油層解釋成了差油層，伊49井的第143等層將明顯的干層解釋成了油層。

對(duì)23口井36個(gè)層位的原解釋結(jié)果、試油結(jié)果以及重新解釋結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，原解釋結(jié)果和試油結(jié)果的符合率為41%，而重新解釋結(jié)果與試油結(jié)果的符合率達(dá)到64%。說(shuō)明隨著勘探程度的深入與資料的積累，本次測(cè)井重新解釋結(jié)果跟原測(cè)井解釋結(jié)果相比，具有更高的精度。

3 砂體展布特征

3.1 砂體剖面特征

在等時(shí)地層格架下，對(duì)研究區(qū)多條雙一段剖面進(jìn)行了砂體對(duì)比，伊6－1－伊19井砂巖對(duì)比剖面位于伊6井區(qū)的一條南西—北東向剖面（圖7），橫切來(lái)自東南緣的扇三角洲沉積體。該剖面上Ⅱ砂組第2小層的扇三角洲砂體比第3小層更發(fā)育。

研究區(qū)雙一段砂體有扇三角洲砂體和湖底扇砂體［11，12］，主要在Ⅱ砂組第3小層和第2小層發(fā)育，第1小層和Ⅰ砂組砂體發(fā)育較少。研究區(qū)西南部的伊52井區(qū)和中部的伊6井區(qū)相比，雙一段上部（Ⅰ砂組）砂體更加發(fā)育。全區(qū)的雙一段砂體沉積都具有在縱向上不斷減少的規(guī)律，反映了雙一段沉積時(shí)期，湖平面是不斷上升的。

圖7 莫里青地區(qū)伊6－1井 伊19井雙一段砂體剖面對(duì)比Fig.7 Contrast of the sand body profiles of Well Yi6－1to Well Yi19in Member 1 of Shuangyang Formation in the Molingqing area

3.2 砂體平面展布

雙一段Ⅱ砂組第3小層的砂巖平面展布規(guī)律如圖8。砂體分布基本格局是研究區(qū)西南部（伊52井區(qū)）發(fā)育扇三角洲砂體，東南部發(fā)育2支扇三角洲砂體，西北緣發(fā)育一系列湖底扇砂體。雙一段Ⅱ砂組第3小層的砂巖展布范圍較大，連片分布。

圖8 莫里青地區(qū)雙一段Ⅱ砂組3小層砂巖厚度圖Fig.8 The sandstone thickness map of Sublayer 3of Sand groupⅡin Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

圖9 莫里青地區(qū)雙一段Ⅱ砂組3小層孔隙度圖Fig.9 The porosity map of Sublayer 3of Sand groupⅡin Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

雙一段Ⅱ砂組第2小層的砂巖分布格局與第3小層類似，只是研究區(qū)中部的伊10井區(qū)湖底扇砂體規(guī)模有所減小，北部的伊66井區(qū)的湖底扇砂體的厚度明顯減薄。

雙一段Ⅱ砂組第1小層的砂巖展布范圍明顯減小，主要是因?yàn)閬?lái)自研究區(qū)西北緣的伊21井區(qū)的湖底扇砂體不發(fā)育，且東南部的2支扇三角洲砂體分布范圍明顯減小。

雙一段Ⅰ砂組的砂巖展布范圍進(jìn)一步縮小，伊52井區(qū)的扇三角洲砂體和西北緣的伊61－伊62井區(qū)的湖底扇砂體范圍進(jìn)一步縮小，且來(lái)自伊21井區(qū)的湖底扇砂體、東南部的2支扇三角洲砂體和北部伊66井區(qū)的湖底扇砂體均不發(fā)育。

4 儲(chǔ)層物性分析

根據(jù)測(cè)井解釋結(jié)果，對(duì)雙一段儲(chǔ)層進(jìn)行了連續(xù)的孔滲值計(jì)算，并對(duì)每口井各小層或砂組內(nèi)的儲(chǔ)層孔滲值進(jìn)行加權(quán)平均，得到該小層或砂組的孔滲值。雙一段Ⅱ砂組第3小層的孔隙度高值帶主要集中在伊26－伊20、伊51等井區(qū)，最大可達(dá)26.9%；孔隙度高值區(qū)主要分布在湖底扇的上中扇—下中扇及扇三角洲前緣的前端區(qū)域，外扇及前扇三角洲相帶內(nèi)。砂巖少且粒度較細(xì)，孔隙度值較低（圖9）。

雙一段Ⅱ砂組第2小層的孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)東南緣的伊29井區(qū)、西北緣的伊21井區(qū)和南部的伊40井區(qū)，最大可達(dá)56.6%；孔隙度高值區(qū)也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前緣區(qū)域。

雙一段Ⅱ砂組第1小層的孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)中部的伊10井區(qū)、伊6—伊9井區(qū)和南部的伊53井區(qū)，最大可達(dá)28.3%；孔隙度高值區(qū)也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠(yuǎn)砂壩等區(qū)域。

雙一段Ⅰ砂組孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)中部的伊16—伊10井區(qū)和南部的伊44X—伊53井區(qū)，最大可達(dá)29.1%；孔隙度高值區(qū)也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠(yuǎn)砂壩等區(qū)域。

雙一段Ⅱ砂組的3個(gè)小層及Ⅰ砂組的滲透率平面分布與相應(yīng)層的孔隙度平面分布有相似規(guī)律，因?yàn)槎咧g存在指數(shù)相關(guān)關(guān)系?？傮w上看，有利于儲(chǔ)層發(fā)育的相帶內(nèi)，儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率通常較大，物性較好；盆地邊緣通常比盆地內(nèi)部具有更好的孔滲值分布。

滲透性砂巖的孔隙度一般都大于其下限值7.4%，滲透率都大于其滲透率下限值0.1×10－3μm2。雙一段滲透性砂巖的孔隙度和滲透率平面展布與滲透性砂巖厚度平面圖的趨勢(shì)相一致，滲透性砂巖厚度大的區(qū)帶，孔隙度和滲透率的值也大，儲(chǔ)層物性就會(huì)更好。

5 結(jié)論

a.莫里青地區(qū)雙一段儲(chǔ)層的巖性主要為粉砂巖和砂質(zhì)礫巖，發(fā)育低－特低孔、特低－超低滲儲(chǔ)層，滲透率平面分布與相應(yīng)層的孔隙度平面分布有相似規(guī)律；孔隙度、滲透率相對(duì)較好的儲(chǔ)集體主要分布于扇三角洲前緣或湖底扇的上中扇－下中扇。外扇及前扇三角洲相帶，砂巖少且粒度較細(xì)，孔隙度值較低。盆地邊緣通常比盆地內(nèi)部具有更好的孔滲值分布。

（1）雙一段Ⅱ砂組第3小層的孔隙度高值帶主要集中在伊26－伊20、伊51、伊52等井區(qū)，分布在湖底扇的上中扇—下中扇及扇三角洲前緣的前端區(qū)域。

（2）雙一段Ⅱ砂組第2小層的孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)東南緣的伊29井區(qū)和伊6井區(qū)、西北緣的伊21井區(qū)和南部的伊40井區(qū)，分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前緣區(qū)域。

（3）雙一段Ⅱ砂組第1小層的孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)中部的伊10井區(qū)、伊6—伊9井區(qū)和南部的伊53井區(qū)，分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠(yuǎn)砂壩等區(qū)域。

（4）雙一段Ⅰ砂組孔隙度高值帶主要集中在研究區(qū)中部的伊16—伊10井區(qū)和南部的伊44X－伊53井區(qū)，分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠(yuǎn)砂壩等區(qū)域。

b.莫里青地區(qū)雙一段勘探的有利層位是Ⅱ砂組的第3小層和第2小層，平面上有利勘探區(qū)帶主要分布在研究區(qū)東北部的尖山構(gòu)造帶（伊6井區(qū)）和西南部的小孤山斜坡帶（伊52井區(qū)）。

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