伊通盆地莫里青地区双阳组第一段储层特征

王权锋 鲍志东 杨 玲 侯鹏飞 杜宜静

（1.中国石油大学 地球科学学院，北京102249；2.成都理工大学 数学地质四川省重点实验室，成都610059）

伊通盆地莫里青地区古近系双阳组油气勘探已经持续了多年，但历年的勘探主要针对双阳组第二段开展，对钻井揭示有丰富油气资源显示的双阳组第一段（简称“双一段”）研究程度较低［1］。因此，对莫里青地区双一段储层类型、发育特征、分布范围、内部结构以及物性变化等规律进行全面分析和总结，将对莫里青地区双一段的油气勘探具有重要的指导意义。

1 储层基本特征

伊通盆地南北长度约为160km，宽度为10～20km不等，面积约为2400km2。莫里青断陷位于伊通盆地的南段，是伊通盆地的一个二级构造单元。其西南以东辽河断裂为界与叶赫断陷相邻，东北以伊丹隆起相隔与鹿乡断陷为邻，西北边界为产状近于直立的边缘控盆断裂，东南呈缓坡状或断阶状与那丹哈达岭相邻，是一个断裂构造较发育的遭受了后期挤压改造的狭长半地堑式盆地［2－5］（图1）。

莫里青地区双一段与下伏地层呈角度不整合接触，沉积相类型为湖底扇相、扇三角洲相和湖泊相等，自上而下可划分为2个砂组：E2s1Ⅰ 和E2s1Ⅱ，E2s1Ⅱ 砂组自上而下可进一步划分为3个小层［6］：E2s1Ⅱ－1、E2s1Ⅱ－2和 E2s1Ⅱ－3。

1.1 储层岩石学特征

莫里青地区双一段砂岩颜色以灰色、灰白色为主。薄片鉴定显示，研究区双一段砂岩按粒度划分为粉砂岩和砂质砾岩。通过对伊9井等6口井的双一段薄片资料进行统计分析，根据砂岩三端元分类方法，按碎屑颗粒成分可以将双一段砂岩划分为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质石英砂岩等类型，其中以长石砂岩、岩屑质长石砂岩2种类型为主（图2）。双一段砂岩的矿物组分主要为石英和长石，其中石英的质量分数平均值达到59.4%，长石平均质量分数为30.8%，岩屑质量分数平均达到9.8%。

图1 莫里青断陷的区域构造位置Fig.1 Regional tectonic location of the Moliqing fault depression

图2 莫里青地区双阳组第一段砂岩成分岩性三角图Fig.2 The sandstone components and lithology triangular diagram of Member 1in Shuangyang Formation in the Moliqing area

1.2 储层成岩特征

莫里青地区双一段常见的成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用和胶结作用属于破坏性成岩作用，使储层物性变差；而溶蚀作用是建设性成岩作用，使储层物性变好［7，8］。

1.2.1 压实和溶蚀作用

随着埋深的增加，上覆地层压力在机械压实的作用下，双一段岩石颗粒间呈线性—凹凸接触（图3－A），物性变差，储层的孔隙度和渗透率总体上随埋深的增大而减小。而溶蚀作用可以形成次生孔隙，使储层的物性得到改善（图3－B，C，D），包括铸模孔、粒内溶孔、溶蚀［8］填隙物内孔、胶结物溶孔等。溶蚀作用对储层的孔隙度、渗透率均有较大的贡献。

1.2.2 胶结作用

胶结物是成岩作用的产物。研究区双一段砂质砾岩主要为碳酸盐胶结（图4），随埋深和地温的增加，胶结作用增强，碳酸盐胶结物增加［8］。而且大量的孔隙因为被胶结物充填而变成微孔隙，对渗透率的影响比较大。

1.3 储层孔隙特征

a.储层孔隙类型。对莫里青地区双一段储层的薄片分析资料进行统计分析，双一段砂岩储层中存在粒间孔、溶蚀孔、微孔隙3种孔隙类型［9］（图5）。其中粒间孔占60%以上，为本区双一段储层的主要孔隙类型；其次是溶蚀孔，占到近30%；微孔隙最少。

b.储层孔隙结构类型。对双一段储层压汞数据进行分析，分选系数分布于1.34～4.87之间，孔隙的均匀度一般。歪度多介于0～1，少部分为负值，多为粗偏度，孔隙较粗。

图3 莫里青地区双阳组第一段储层压实和溶蚀特征Fig.3 The characteristics of the compaction and dissolution of reservoirs in Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

图4 莫里青地区双阳组第一段储层碳酸盐胶结物特征Fig.4 The characteristics of the carbonate cements from the reservoirs in Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

1.4 储层岩性与含油性的关系

a.储层岩性特征。由26口井、66个层位的测井解释综合资料的统计分析，双一段储层中粉砂岩（体积分数）占45%，砂质砾岩占40%，中粗粒砂岩占9%，细粒砂岩占6%。研究区双一段储层岩性主要为粉砂岩和砂质砾岩（图6）。

图5 双一段储层孔隙类型频率分布直方图Fig.5 The frequency distribution histogram for pore types of the reservoirs of Member 1in Shuangyang Fromation

图6 双一段储层岩性频率分布直方图Fig.6 The frequency distribution histogram for lithology types of the reservoirs of Member 1 in Shuangyang Formation

b.储层含油性特征。储层含油性是油层含油饱和度的定性描述，含油级别的高低反映了含油饱和度的变化。含油级别由高到低划分为饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光［10］。对15口井74个层位的录井油气显示资料进行统计分析，储层含油级别为油斑的占38%，油迹占32%，油浸占14%，荧光占11%：储层的含油级别主要为油斑和油迹。

c.岩性与含油性的关系。由19口井25个层位的双一段试油结论与录井岩性的对应关系进行统计分析，试油层位的岩性为砂质砾岩的占58%，为粉砂岩的占33%，有效储层的岩性主要为粉砂岩和砂质砾岩。

d.试油结论与含油级别的关系。由10口井44个双一段层位的试油结论与录井含油级别对应关系的统计分析，试油层位含油级别主要为油斑和油浸，油水层中含油级别主要为油斑和油迹。储层的含油下限可以定为油迹级别以上。

综合以上岩性、含油性及岩性与含油性的关系分析，可以把研究区油层的岩性下限确定为粉砂岩，油层的含油级别下限定为油迹级。

1.5 储层物性特征

由20口井34个样品的双一段岩心分析数据进行统计分析，储层孔隙度主要为5%～15%，平均孔隙度值为13.8%。储层渗透率主要为（0.1～10）×10－3μm2，平均值为0.539×10－3μm2。碳酸盐的质量分数＜5%的占76%，最大值为19.56%，最小值为0.12%。储层主要为低－特低孔、特低－超低渗储层。储层填隙物中钙质较高，胶结较致密，可能是导致储层低－特低孔、特低－超低渗的原因之一。

2 测井油气水识别分析

测井油气水识别的方法是首先利用测井、岩心物性分析和试油等资料中的孔隙度、饱和度以及电阻率参数建立测井油气水识别图版；然后根据图版确定油气层的电性、物性和含水饱和度的界限值，建立储层油、气、水层基本解释标准；最后利用建立的标准，对研究区多口单井进行重新解释，并将解释结果与原来的解释结果进行对比。

通过建立的莫里青地区双一段储层油气水识别图版，确定了双一段油层的电阻率下限为15Ω·m，孔隙度下限为7.8%，含水饱和度的上限为47%。利用电阻率和孔隙度下限标准，对全区23口井36个层位的双一段储层进行重新解释，解释结果与原测井解释、试油结果的对比关系如表1所示。从对比关系表中发现原测井解释工作中存在着把油层解释成水层或差油层，或把明显干层解释成了油层等问题。如伊17井的第2层将油层解释成了干层、伊19井的第7层将油层解释成了差油层，伊49井的第143等层将明显的干层解释成了油层。

对23口井36个层位的原解释结果、试油结果以及重新解释结果进行统计分析，原解释结果和试油结果的符合率为41%，而重新解释结果与试油结果的符合率达到64%。说明随着勘探程度的深入与资料的积累，本次测井重新解释结果跟原测井解释结果相比，具有更高的精度。

3 砂体展布特征

3.1 砂体剖面特征

在等时地层格架下，对研究区多条双一段剖面进行了砂体对比，伊6－1－伊19井砂岩对比剖面位于伊6井区的一条南西—北东向剖面（图7），横切来自东南缘的扇三角洲沉积体。该剖面上Ⅱ砂组第2小层的扇三角洲砂体比第3小层更发育。

研究区双一段砂体有扇三角洲砂体和湖底扇砂体［11，12］，主要在Ⅱ砂组第3小层和第2小层发育，第1小层和Ⅰ砂组砂体发育较少。研究区西南部的伊52井区和中部的伊6井区相比，双一段上部（Ⅰ砂组）砂体更加发育。全区的双一段砂体沉积都具有在纵向上不断减少的规律，反映了双一段沉积时期，湖平面是不断上升的。

图7 莫里青地区伊6－1井 伊19井双一段砂体剖面对比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 砂体平面展布

双一段Ⅱ砂组第3小层的砂岩平面展布规律如图8。砂体分布基本格局是研究区西南部（伊52井区）发育扇三角洲砂体，东南部发育2支扇三角洲砂体，西北缘发育一系列湖底扇砂体。双一段Ⅱ砂组第3小层的砂岩展布范围较大，连片分布。

图8 莫里青地区双一段Ⅱ砂组3小层砂岩厚度图Fig.8 The sandstone thickness map of Sublayer 3of Sand groupⅡin Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

图9 莫里青地区双一段Ⅱ砂组3小层孔隙度图Fig.9 The porosity map of Sublayer 3of Sand groupⅡin Member 1of Shuangyang Formation in the Molingqing area

双一段Ⅱ砂组第2小层的砂岩分布格局与第3小层类似，只是研究区中部的伊10井区湖底扇砂体规模有所减小，北部的伊66井区的湖底扇砂体的厚度明显减薄。

双一段Ⅱ砂组第1小层的砂岩展布范围明显减小，主要是因为来自研究区西北缘的伊21井区的湖底扇砂体不发育，且东南部的2支扇三角洲砂体分布范围明显减小。

双一段Ⅰ砂组的砂岩展布范围进一步缩小，伊52井区的扇三角洲砂体和西北缘的伊61－伊62井区的湖底扇砂体范围进一步缩小，且来自伊21井区的湖底扇砂体、东南部的2支扇三角洲砂体和北部伊66井区的湖底扇砂体均不发育。

4 储层物性分析

根据测井解释结果，对双一段储层进行了连续的孔渗值计算，并对每口井各小层或砂组内的储层孔渗值进行加权平均，得到该小层或砂组的孔渗值。双一段Ⅱ砂组第3小层的孔隙度高值带主要集中在伊26－伊20、伊51等井区，最大可达26.9%；孔隙度高值区主要分布在湖底扇的上中扇—下中扇及扇三角洲前缘的前端区域，外扇及前扇三角洲相带内。砂岩少且粒度较细，孔隙度值较低（图9）。

双一段Ⅱ砂组第2小层的孔隙度高值带主要集中在研究区东南缘的伊29井区、西北缘的伊21井区和南部的伊40井区，最大可达56.6%；孔隙度高值区也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前缘区域。

双一段Ⅱ砂组第1小层的孔隙度高值带主要集中在研究区中部的伊10井区、伊6—伊9井区和南部的伊53井区，最大可达28.3%；孔隙度高值区也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前缘及远砂坝等区域。

双一段Ⅰ砂组孔隙度高值带主要集中在研究区中部的伊16—伊10井区和南部的伊44X—伊53井区，最大可达29.1%；孔隙度高值区也主要分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前缘及远砂坝等区域。

双一段Ⅱ砂组的3个小层及Ⅰ砂组的渗透率平面分布与相应层的孔隙度平面分布有相似规律，因为二者之间存在指数相关关系。总体上看，有利于储层发育的相带内，储层的孔隙度、渗透率通常较大，物性较好；盆地边缘通常比盆地内部具有更好的孔渗值分布。

渗透性砂岩的孔隙度一般都大于其下限值7.4%，渗透率都大于其渗透率下限值0.1×10－3μm2。双一段渗透性砂岩的孔隙度和渗透率平面展布与渗透性砂岩厚度平面图的趋势相一致，渗透性砂岩厚度大的区带，孔隙度和渗透率的值也大，储层物性就会更好。

5 结论

a.莫里青地区双一段储层的岩性主要为粉砂岩和砂质砾岩，发育低－特低孔、特低－超低渗储层，渗透率平面分布与相应层的孔隙度平面分布有相似规律；孔隙度、渗透率相对较好的储集体主要分布于扇三角洲前缘或湖底扇的上中扇－下中扇。外扇及前扇三角洲相带，砂岩少且粒度较细，孔隙度值较低。盆地边缘通常比盆地内部具有更好的孔渗值分布。

（1）双一段Ⅱ砂组第3小层的孔隙度高值带主要集中在伊26－伊20、伊51、伊52等井区，分布在湖底扇的上中扇—下中扇及扇三角洲前缘的前端区域。

（2）双一段Ⅱ砂组第2小层的孔隙度高值带主要集中在研究区东南缘的伊29井区和伊6井区、西北缘的伊21井区和南部的伊40井区，分布在湖底扇的上中扇－下中扇及扇三角洲前缘区域。

（3）双一段Ⅱ砂组第1小层的孔隙度高值带主要集中在研究区中部的伊10井区、伊6—伊9井区和南部的伊53井区，分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前缘及远砂坝等区域。

（4）双一段Ⅰ砂组孔隙度高值带主要集中在研究区中部的伊16—伊10井区和南部的伊44X－伊53井区，分布在湖底扇的上中扇－下中扇、扇三角洲前缘及远砂坝等区域。

b.莫里青地区双一段勘探的有利层位是Ⅱ砂组的第3小层和第2小层，平面上有利勘探区带主要分布在研究区东北部的尖山构造带（伊6井区）和西南部的小孤山斜坡带（伊52井区）。

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