王權(quán)鋒 鮑志東 楊 玲 侯鵬飛 杜宜靜

（1.中國石油大學(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)古近系雙陽組油氣勘探已經(jīng)持續(xù)了多年，但歷年的勘探主要針對雙陽組第二段開展，對鉆井揭示有豐富油氣資源顯示的雙陽組第一段（簡稱“雙一段”）研究程度較低［1］。因此，對莫里青地區(qū)雙一段儲層類型、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 儲層基本特征

伊通盆地南北長度約為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，是伊通盆地的一個二級構(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，東南呈緩坡狀或斷階狀與那丹哈達(dá)嶺相鄰，是一個斷裂構(gòu)造較發(fā)育的遭受了后期擠壓改造的狹長半地塹式盆地［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個砂組：E2s1Ⅰ 和E2s1Ⅱ，E2s1Ⅱ 砂組自上而下可進(jìn)一步劃分為3個小層［6］：E2s1Ⅱ－1、E2s1Ⅱ－2和 E2s1Ⅱ－3。

1.1 儲層巖石學(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。通過對伊9井等6口井的雙一段薄片資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，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石砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)石英砂巖等類型，其中以長石砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖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石，其中石英的質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值達(dá)到59.4%，長石平均質(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 儲層成巖特征

莫里青地區(qū)雙一段常見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，使儲層物性變差；而溶蝕作用是建設(shè)性成巖作用，使儲層物性變好［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，使儲層的物性得到改善（圖3－B，C，D），包括鑄?？?、粒內(nèi)溶孔、溶蝕［8］填隙物內(nèi)孔、膠結(jié)物溶孔等。溶蝕作用對儲層的孔隙度、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，對滲透率的影響比較大。

1.3 儲層孔隙特征

a.儲層孔隙類型。對莫里青地區(qū)雙一段儲層的薄片分析資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，雙一段砂巖儲層中存在粒間孔、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.儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型。對雙一段儲層壓汞數(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)雙陽組第一段儲層壓實(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)雙陽組第一段儲層碳酸鹽膠結(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 儲層巖性與含油性的關(guān)系

a.儲層巖性特征。由26口井、66個層位的測井解釋綜合資料的統(tǒng)計分析，雙一段儲層中粉砂巖（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)雙一段儲層巖性主要為粉砂巖和砂質(zhì)礫巖（圖6）。

圖5 雙一段儲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.儲層含油性特征。儲層含油性是油層含油飽和度的定性描述，含油級別的高低反映了含油飽和度的變化。含油級別由高到低劃分為飽含油、富含油、油浸、油斑、油跡、熒光［10］。對15口井74個層位的錄井油氣顯示資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，儲層含油級別為油斑的占38%，油跡占32%，油浸占14%，熒光占11%：儲層的含油級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個層位的雙一段試油結(jié)論與錄井巖性的對應(yīng)關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計分析，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)論與含油級別的關(guān)系。由10口井44個雙一段層位的試油結(jié)論與錄井含油級別對應(yīng)關(guān)系的統(tǒng)計分析，試油層位含油級別主要為油斑和油浸，油水層中含油級別主要為油斑和油跡。儲層的含油下限可以定為油跡級別以上。

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，油層的含油級別下限定為油跡級。

1.5 儲層物性特征

由20口井34個樣品的雙一段巖心分析數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計分析，儲層孔隙度主要為5%～15%，平均孔隙度值為13.8%。儲層滲透率主要為（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%。儲層主要為低－特低孔、特低－超低滲儲層。儲層填隙物中鈣質(zhì)較高，膠結(jié)較致密，可能是導(dǎo)致儲層低－特低孔、特低－超低滲的原因之一。

2 測井油氣水識別分析

測井油氣水識別的方法是首先利用測井、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)建立測井油氣水識別圖版；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)果與原來的解釋結(jié)果進(jìn)行對比。

通過建立的莫里青地區(qū)雙一段儲層油氣水識別圖版，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)，對全區(qū)23口井36個層位的雙一段儲層進(jìn)行重新解釋，解釋結(jié)果與原測井解釋、試油結(jié)果的對比關(guān)系如表1所示。從對比關(guān)系表中發(fā)現(xiàn)原測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23口井36個層位的原解釋結(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%。說明隨著勘探程度的深入與資料的積累，本次測井重新解釋結(jié)果跟原測井解釋結(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

在等時地層格架下，對研究區(qū)多條雙一段剖面進(jìn)行了砂體對比，伊6－1－伊19井砂巖對比剖面位于伊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)閬碜匝芯繀^(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 儲層物性分析

根據(jù)測井解釋結(jié)果，對雙一段儲層進(jìn)行了連續(xù)的孔滲值計算，并對每口井各小層或砂組內(nèi)的儲層孔滲值進(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，有利于儲層發(fā)育的相帶內(nèi)，儲層的孔隙度、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，儲層物性就會更好。

5 結(jié)論

a.莫里青地區(qū)雙一段儲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、滲透率相對較好的儲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)）。

［1］楊玲，鮑志東，侯鵬飛，等.莫里青斷陷西北緣走滑斷裂特征及油氣地質(zhì)意義［J］.中南大學(xué)學(xué)報，2012，43（8）：1－9.

［2］張毅.伊通盆地莫里青斷陷伊59井區(qū)雙陽組二段儲層精細(xì)研究［D］.長春：吉林大學(xué)，2009.

［3］劉招君.湖泊水下扇沉積特征及影響因素——伊通盆地莫里青斷陷雙陽組為例［J］.沉積學(xué)報，2003，21（1）：148－153.

［4］劉國超.伊通盆地莫里青斷陷雙陽組水下扇儲層特征及控制因素［J］.巖性油氣藏，2009，21（3）：40－44.

［5］李本才，劉鴻友，杜懷旭.伊通盆地含油氣系統(tǒng)與油氣藏［J］.中國石油勘探，2003，8（3）：38－44.

［6］楊玲，鮑志東，侯鵬飛，等.伊通地塹莫里青地區(qū)雙一段沉積相及油氣關(guān)系［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2012，31（3）：30－36.

［7］何玉平，劉昭君，董清水.吉林伊通盆地莫里青斷裂古近系雙陽組儲層成巖作用研究［J］.古地理學(xué)報，2006，8（1）：75－82.

［8］李亞光.松遼盆地北部中淺層成巖作用研究與孔隙演化［D］.大慶：大慶石油學(xué)院，2009.

［9］竇磊，董清水，何玉平，等.莫里青斷陷雙陽組儲層孔隙特征及影響因素分析［J］.世界地質(zhì)，2003，22（3）：258－261.

［10］閆學(xué)洪.新民油田民南區(qū)塊低滲透儲層精細(xì)解釋［D］.大慶：大慶石油學(xué)院，2010.

［11］朱建偉，劉招君，魏志平，等.吉林省伊通地塹莫里青斷陷水下扇沉積特征［J］.古地理學(xué)報，2002，4（3）：67－73.

［12］孫連浦，劉招君，毛天基.伊通盆地莫里青斷陷雙陽組湖泊水下扇沉積特征［J］.世界地質(zhì)，2005，24（2）：137－142.