伊通盆地莫里青地區雙陽組第一段儲層特征

王權鋒 鮑志東 楊 玲 侯鵬飛 杜宜靜

（1.中國石油大學 地球科學學院，北京102249；2.成都理工大學 數學地質四川省重點實驗室，成都610059）

伊通盆地莫里青地區古近系雙陽組油氣勘探已經持續了多年，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，對莫里青地區雙一段儲層類型、發育特征、分布范圍、內部結構以及物性變化等規律進行全面分析和總結，將對莫里青地區雙一段的油氣勘探具有重要的指導意義。

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斷陷為鄰，西北邊界為產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嶺相鄰，是一個斷裂構造較發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 砂組自上而下可進一步劃分為3個小層［6］：E2s1Ⅱ－1、E2s1Ⅱ－2和 E2s1Ⅱ－3。

1.1 儲層巖石學特征

莫里青地區雙一段砂巖顏色以灰色、灰白色為主。薄片鑒定顯示，研究區雙一段砂巖按粒度劃分為粉砂巖和砂質礫巖。通過對伊9井等6口井的雙一段薄片資料進行統計分析，根據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、巖屑質長石砂巖和長石質石英砂巖等類型，其中以長石砂巖、巖屑質長石砂巖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，其中石英的質量分數平均值達到59.4%，長石平均質量分數為30.8%，巖屑質量分數平均達到9.8%。

圖1 莫里青斷陷的區域構造位置Fig.1 Regional tectonic location of the Moliqing fault depression

圖2 莫里青地區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

莫里青地區雙一段常見的成巖作用包括壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。其中壓實作用和膠結作用屬于破壞性成巖作用，使儲層物性變差；而溶蝕作用是建設性成巖作用，使儲層物性變好［7，8］。

1.2.1 壓實和溶蝕作用

隨著埋深的增加，上覆地層壓力在機械壓實的作用下，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），包括鑄模孔、粒內溶孔、溶蝕［8］填隙物內孔、膠結物溶孔等。溶蝕作用對儲層的孔隙度、滲透率均有較大的貢獻。

1.2.2 膠結作用

膠結物是成巖作用的產物。研究區雙一段砂質礫巖主要為碳酸鹽膠結（圖4），隨埋深和地溫的增加，膠結作用增強，碳酸鹽膠結物增加［8］。而且大量的孔隙因為被膠結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。對莫里青地區雙一段儲層的薄片分析資料進行統計分析，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.儲層孔隙結構類型。對雙一段儲層壓汞數據進行分析，分選系數分布于1.34～4.87之間，孔隙的均勻度一般。歪度多介于0～1，少部分為負值，多為粗偏度，孔隙較粗。

圖3 莫里青地區雙陽組第一段儲層壓實和溶蝕特征Fig.3 The characteristics of the compaction and dissolution of reservoirs in Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

圖4 莫里青地區雙陽組第一段儲層碳酸鹽膠結物特征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計分析，雙一段儲層中粉砂巖（體積分數）占45%，砂質礫巖占40%，中粗粒砂巖占9%，細粒砂巖占6%。研究區雙一段儲層巖性主要為粉砂巖和砂質礫巖（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行統計分析，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.巖性與含油性的關系。由19口井25個層位的雙一段試油結論與錄井巖性的對應關系進行統計分析，試油層位的巖性為砂質礫巖的占58%，為粉砂巖的占33%，有效儲層的巖性主要為粉砂巖和砂質礫巖。

d.試油結論與含油級別的關系。由10口井44個雙一段層位的試油結論與錄井含油級別對應關系的統計分析，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系分析，可以把研究區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據進行統計分析，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。碳酸鹽的質量分數＜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。儲層填隙物中鈣質較高，膠結較致密，可能是導致儲層低－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建立測井油氣水識別圖版；然后根據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、水層基本解釋標準；最后利用建立的標準，對研究區多口單井進行重新解釋，并將解釋結果與原來的解釋結果進行對比。

通過建立的莫里青地區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準，對全區23口井36個層位的雙一段儲層進行重新解釋，解釋結果與原測井解釋、試油結果的對比關系如表1所示。從對比關系表中發現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個層位的原解釋結果、試油結果以及重新解釋結果進行統計分析，原解釋結果和試油結果的符合率為41%，而重新解釋結果與試油結果的符合率達到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果跟原測井解釋結果相比，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，對研究區多條雙一段剖面進行了砂體對比，伊6－1－伊19井砂巖對比剖面位于伊6井區的一條南西—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小層更發育。

研究區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小層發育，第1小層和Ⅰ砂組砂體發育較少。研究區西南部的伊52井區和中部的伊6井區相比，雙一段上部（Ⅰ砂組）砂體更加發育。全區的雙一段砂體沉積都具有在縱向上不斷減少的規律，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律如圖8。砂體分布基本格局是研究區西南部（伊52井區）發育扇三角洲砂體，東南部發育2支扇三角洲砂體，西北緣發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，只是研究區中部的伊10井區湖底扇砂體規模有所減小，北部的伊66井區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，主要是因為來自研究區西北緣的伊21井區的湖底扇砂體不發育，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一步縮小，伊52井區的扇三角洲砂體和西北緣的伊61－伊62井區的湖底扇砂體范圍進一步縮小，且來自伊21井區的湖底扇砂體、東南部的2支扇三角洲砂體和北部伊66井區的湖底扇砂體均不發育。

4 儲層物性分析

根據測井解釋結果，對雙一段儲層進行了連續的孔滲值計算，并對每口井各小層或砂組內的儲層孔滲值進行加權平均，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，最大可達26.9%；孔隙度高值區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域，外扇及前扇三角洲相帶內。砂巖少且粒度較細，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東南緣的伊29井區、西北緣的伊21井區和南部的伊40井區，最大可達56.6%；孔隙度高值區也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前緣區域。

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中部的伊10井區、伊6—伊9井區和南部的伊53井區，最大可達28.3%；孔隙度高值區也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠砂壩等區域。

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

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層的孔隙度平面分布有相似規律，因為二者之間存在指數相關關系。總體上看，有利于儲層發育的相帶內，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帶，孔隙度和滲透率的值也大，儲層物性就會更好。

5 結論

a.莫里青地區雙一段儲層的巖性主要為粉砂巖和砂質礫巖，發育低－特低孔、特低－超低滲儲層，滲透率平面分布與相應層的孔隙度平面分布有相似規律；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，孔隙度值較低。盆地邊緣通常比盆地內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，分布在湖底扇的上中扇—下中扇及扇三角洲前緣的前端區域。

（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東南緣的伊29井區和伊6井區、西北緣的伊21井區和南部的伊40井區，分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前緣區域。

（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中部的伊10井區、伊6—伊9井區和南部的伊53井區，分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前緣及遠砂壩等區域。

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

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

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