伊通盆地岔路河断陷梁家构造带万昌组储层特征

2012-08-01朱建伟

成都理工大学学报（自然科学版） 2012年1期

董策朱建伟

（吉林大学地球科学学院，长春130061）

伊通盆地岔路河断陷的梁家构造带油气资源丰富［1－5］，是吉林探区储量增长的潜力区块之一。以往岔路河断陷梁家构造带的油气勘探以深层为主，近年来虽然在浅层油气勘探有所突破，但该区未作为目的层，基础研究比较薄弱，基本处于研究初期。本文对梁家构造带浅层古近系万昌组储层特征进行了研究，通过详细分析孔隙度、渗透率数据，确定2号断层沉积区储层物性特征，并对不同层位的物性特征进行分析。本文的研究成果对寻找有利目标，实现岔路河断陷油气补充资源的突破具有重要意义。

1 区域地质背景

伊通盆地属佳－伊地堑的南段，是郯庐断裂带的北延部分［6－10］，限制在东辽河断裂和第2松花江断裂之间，长达300km，宽5～20km不等，西面是大黑山，东面是那丹哈达岭，沿北东向纵贯吉林省中部的长春和吉林两地之间。根据基底性质和盖层的区域地质特征，伊通盆地可分为莫里青断陷、伊丹隆起、鹿乡断陷和岔路河断陷4个二级构造单元，本文涉及的研究区位于岔路河断陷南部的梁家构造区（图1）。

图1 伊通盆地构造单元与样式Fig.1 Tectonic units and style of the Yitong basin

梁家构造带位于伊通地堑岔路河断陷西部［11－13］，为岔路河断陷的次级构造单元，位于岔路河断陷西南端2号断层下降盘，与五星构造带隔2号断层相望，西北紧邻新安堡生油凹陷，是油气长期运移指向地区［5］。所以，该区既受盆地西北缘和东南缘控盆断裂的影响，又受2号断层影响［14，15］，但总体构造格架呈南浅北深的沉积格局。岔路河断陷自下而上主要发育有古近系双阳组、奢岭组、永吉组、万昌组、齐家组和新近系岔路河组及第四系［1－5］。万昌组地层厚度0.8～1.2 km，岩性为灰色、灰绿色泥岩与灰白、杂色砂岩、砂砾岩互层；纵向上，万昌组可划分为3个岩性段，与下伏永吉组呈角度不整合接触。

2 储层特征

2.1 电性－物性－含油性关系

2.1.1 电性与物性的关系

孔隙度测井系列包括声波测井、密度测井和中子测井，从本区803个样品的砂砾岩、粉砂岩的孔隙度与声波时差的散点关系来看，二者关系密切（图2）。孔隙度与声波时差呈线性关系：

相关系数为0.80，方差为3.700 09，表明声波时差与孔隙度具有较好的相关性。

2.1.2 物性与含油性的关系

岔路河断陷万昌组13口井的录井、气测见油气显示，其中9口录井有荧光显示，9口评价井在万昌组平均单井钻遇气水层以上17层48m。星109－1、星109－2井在万二段试气，均获高产气流。4口试油井在万一段获工业油气流，星109－4、星19－1、昌30－3井均获日产气＞15 000m3的高产气流，昌30－1井获日产油55.4m3的高产油流。

图2 孔隙度与声波时差关系曲线Fig.2 Relation curve of porosity and acoustic transit time

储层的物性与其含油性具有较大的关系。从本区的含油性与储层物性的关系（表1）可以看出，油层、油气层、气层、水层等物性参数有所不同，油层要求孔隙度和渗透率等物性的下限高，平均孔隙度达到24.70%，下限为22.93%；平均渗透率达到55.06×10－3μm2，下限为49.69×10－3μm2。而气层的孔渗下限相对较低，平均孔隙度只要达到20.22%即可。水层的孔隙度和渗透率的下限最低。具有良好的储层物性砂体与有利的构造配置，是今后在该区寻找有利目标区的重点。

表1 含油性与储层物性的关系Table 1 Relation of oil－bearing property and reservoir property

2.2 储层砂体分布特征

单井砂岩识别结果表明，万昌组储层砂岩主要为砂砾岩、粉砂岩，在电阻率曲线上表现为明显的高值、低声波时差［16］。本文综合利用单井砂岩数据、联井砂岩对比成果、测井约束地震岩性反演结果，分析了万昌组砂岩平面分布特征。

万一段砂岩等厚图表明，万一段中的砂体在星6—星108、星19－3、昌29－1、昌30等井区附近发育砂砾岩，而其他井区的砂体则多为粉砂岩分布带。砂体厚度相对高值区主要有6个，即星108、星121、星120、星19－3、昌29－1、昌30井这6个井区，它们基本上分别与砂地比高值区相对应。最大砂岩厚度148m。在昌30—昌105井区内的昌30－2、昌30－3、昌105井砂岩极厚，并且粒度较粗，说明这几口井位于主沟道的位置；同时，6昌30与昌30－1井砂岩厚度相对较薄，结合单井相图可以说明水流在此位置发生摆动与分叉（图3）。

万二段砂岩等厚图表明，万二段中的砂体在星6、星108、星121、星109－2、昌29－1、昌30井等井区附近发育砂砾岩，而其他井区的砂体则多为粉砂岩分布带。此6个井区均为砂体厚度相对高值区，它们基本上分别与砂地比高值区相对应。在西南部，形成了3个砂体分布高值带，即星6、星108、星121井区，砂岩厚度最大值为158m。在东南部相应地形成了2个砂体分布高值带，砂岩厚度最大值为130m。每个高值带靠近边缘的核部主要为砂砾岩沉积，向外过渡为砂岩带，最外缘为较宽的粉砂岩带（图4）。

图3 万一段砂岩等厚图Fig.3 Sandstone isopach map of Member 1of Wanchang Formation

图4 万二段砂岩等厚图Fig.4 Sandstone isopach map of Member 2of Wanchang Formation

万三段砂岩等厚图表明，万三段中的砂体在星6、星108、星120、星109－2、昌29－1、昌30井等井区附近发育砂砾岩，而其他井区的砂体则多为粉砂岩分布带。此6个井区均为砂体厚度相对高值区，它们基本上分别与砂地比高值区相对应。在西南部形成了3个砂体分布高值带，砂岩厚度最大值为168m。在东南部相应地形成了2个砂体分布高值带，砂岩厚度最大值为140m。每个高值带靠近边缘的核部主要为砂砾岩沉积，向外过渡为砂岩带，最外缘为较宽的粉砂岩带（图5）。

在昌30井区，砂岩相对比较发育，但单层砂体横向分布范围较小，纵向上呈叠加方式分布。万一段砂体厚度要大于万二段、万三段砂体的厚度。在星19井区，砂岩相对比较发育且单层厚度也较大，单层砂体横向分布范围较大，连通性较好。而星109井区，砂岩相对发育程度较差，且单层砂岩厚度也较薄。万一段上部和万二段下部砂体比较发育。

图5 万三段砂岩等厚图Fig.5 Sandstone isopach map of Member 3of Wanchang Formation

从砂岩预测平面变化趋势可以看出：万一段砂岩厚度较大的区域分布在昌30井区和星6—星108井区，在星19井区和星121井区还有2个小的厚度高值区，厚度＜40m时呈连片分布；万二段基本与万一段类似，但星6—星108井区砂岩厚度高值区已经明显扩大到星121井区；万三段在各井区砂岩厚度有所增大，但物源规模有所减小。

2.3 储层宏观物性特征及控制因素

2.3.1 物性时空展布

a.不同沉积相带储层物性分布特征

综合对比研究区各钻井物性测试资料的层位和沉积相，找出其中物性资料较完善的层位，并选出位于水下扇的中扇部分、中扇尾部以及外扇的井段，对不同沉积相带储层的物性分布特征进行了对比，以了解不同沉积相带储层物性的分布规律。

分析万昌组各种沉积相的孔隙度、渗透率数据，以昌30井为例。

水下扇中扇部分的储层孔隙度主要分布在15%～25%之间；10%～15%和＜10%也有分布。水下扇中扇尾部的储层孔隙度主要分布在10%～15%和＜10%。水下扇外扇孔隙度级别较低，以＜10%的为主；其次为10%～15%。

水下扇中扇部分的储层渗透率主要分布在（10～500）×10－3μm2之间，（0.1～10）×10－3μm2和＜0.1×10－3μm2也有分布。水下扇中扇尾部的储层渗透率主要分布在（0.1～10）×10－3μm2，（10～500）×10－3μm2和＜0.1×10－3μm2也有分布。水下扇外扇渗透率级别较低，以＜0.1×10－3μm2和（0.1～10）×10－3μm2为主。

综上可见，该区储层物性的分布特征规律性明显，中扇储层相对较好，主要为中孔中、低渗；外扇储层主要为低孔低渗储层，物性较差。

b.不同层位的储层物性特征

为了解不同层位储层物性的变化规律，对万昌组各层段的孔隙度和渗透率特征进行了初步分析。

万一段储层孔隙度和渗透率分布直方图显示（图6），孔隙度主要分布在15%～25%，占52.8%；而分布于10%～15%和＜10%的，分别占26%和15.4%：为中、低、特低孔。渗透率主要分布在（0.1～10）×10－3μm2和（10～500）×10－3μm2，分别占39.4%和54.9%：为中、低渗储层。

图6 万一段孔隙度、渗透率分布直方图Fig.6 Histogram of porosity and permeability of Member 1of Wanchang Formation

万二段储层孔隙度和渗透率分布直方图显示（图7），孔隙度主要分布在15%～25%，占60.6%；而10%～15%和＜10%的分别占17.6%和11.9%：以中孔为主，低孔、特低孔为次。渗透率分布在（0.1～10）×10－3μm2和（10～500）×10－3μm2，分别占34%和62%：为中、低渗储层。

图7 万二段孔隙度、渗透率分布直方图Fig.7 Histogram of porosity and permeability of Member 2of Wanchang Formation

万三段储层孔隙度和渗透率分布直方图显示（图8），孔隙度主要分布在15%～25%，占65.2%；而10%～15%和＞25%的分别占13.6%和20.5%：中孔为主，高、低孔为次。渗透率主要分布在（10～500）×10－3μm2，占81.1%；而（0.1～10）×10－3μm2占18.9%：为中、低渗储层。将上述各段常规物性对比分析可知，本区储层以万二、万三段物性最好，主要为中孔中渗；万一段储层物性次之，以中低孔中渗或中低孔低渗为主，部分甚至为非渗透层。

图8 万三段孔隙度、渗透率分布直方图Fig.8 Histogram of porosity and permeability of Member 3of Wanchang Formation

2.3.2 物性总体特征

砂岩的孔隙度和渗透率是反映砂岩储层储集性能和渗滤条件的最基本参数［17－19］。从孔隙度和渗透率的直方图中可以看出，本区储层的孔隙度、渗透率分布范围较大。孔隙度主要分布于15%～25%之间，渗透率值主要介于（10～500）×10－3μm2之间（图6、图7、图8）。

参照中国石油天然气行业物性分级标准可知，本区储层孔隙度主要为中等孔隙和低孔隙，渗透率中、低渗均有分布。分析各井储层孔隙度和渗透率数据可知，虽然由于压实作用，总体上孔隙度和渗透率具有随着埋深加大而减小的趋势，但由于溶解作用使得次生孔隙度加大，即在大约750～1 500m深度范围内出现第一次生孔隙带，而在更深的部位还会出现第二次生孔隙带（图9）。

2.3.3 储层物性的控制因素

a.埋深对储层物性的控制

沉积岩随着上覆岩层的加厚和深埋，地层静压力和温度的增加，使得岩石排列更加紧密，颗粒间发生非弹性的、不可逆的移动，使孔隙度下降［20］。当颗粒紧密排列到达最大限度时，上覆地层压力的进一步增加，就会促使颗粒在接触点上的局部溶解，溶解的矿物则在孔隙空间重新结晶，进一步导致孔隙度的降低（图9）。因此，从整体的变化趋势来看，孔隙度和渗透率总体随埋深的增大呈逐渐变小的趋势。

b.粒度及分选性的影响

图9 孔隙度随深度变化关系曲线Fig.9 Relation curve of porosity and depth

碎屑岩储层的结构包括粒度和分选性。粒度越大，分选性越好，孔隙度越大。在通常情况下，粒度与砂岩的孔隙度、渗透率成正比关系［18］。

我们大体把该区岩性按照粒度大小分成砂砾岩、砾岩－粉砂岩互层、粉砂岩。孔隙度随着岩石粒度变粗，大孔隙增加，小孔隙减少，整体孔隙度变大。而渗透率整体也是随着岩石粒度变粗而变大（表2）。

表2 梁家构造带浅层储层岩石物性参数统计Table 2 Parameter of petrophysical property of reservoir rocks in the Liangjia tectonic belt

c.沉积微相类型对储层物性的控制

从本区储层主要沉积微相类型与孔隙度和渗透率的统计分析表明，水下扇中扇辫状沟道的储层物性最好，其次为叠覆扇舌和外扇末梢浊积岩微相。表明不同沉积微相砂体，其储层物性特征有所不同。本区的良好的储层是水下扇的辫状沟道和叠覆扇舌砂体，其次为外扇末梢浊积岩（表3）。

表3 不同沉积微相储层的孔渗特征Table 3 Characteristics of porosity and permeability in different microfacies reservoirs

d.成岩作用的影响

不同的成岩作用在不同的成岩阶段对岩石的孔隙及渗透性有不同的影响，根据对孔渗影响的好坏可分为2大类：①破坏性成岩作用，主要为压实作用、压溶作用和胶结作用；②建设性成岩作用，主要为溶解作用、交代过程中的溶蚀、成岩收缩作用等［21－23］。

（1）压实作用的影响：本区砂岩储层由于压实作用的影响，碎屑颗粒呈点－线接触，局部见凹凸接触，杂基主要为泥质，并已重结晶为黏土矿物。石英和长石颗粒表面被溶蚀。部分石英颗粒有次生加大边现象，在长石和岩屑颗粒表面有黏土矿化和绢云母化现象（图10）。岩石总体积减小，孔隙度和渗透率降低，孔隙结构变差。

图10 砂岩储层显微照片Fig.10 Micrograph of sandstone reservoir in Wanchang Formation

（2）胶结作用的影响：本区砂岩储层受胶结作用的影响，主要表现在随着成岩过程进行，有各种各样的自生矿物析出，主要是石英次生加大、粒间黏土矿物的生成、长石高岭石化等，它们以胶结物的形式产出，充填于粒间或粒内溶孔，进一步使得原生孔隙极大地减小（图11、图12）。

图11 石英次生加大扫描电镜照片Fig.11 SEM image showing quartz overgrowth in Wanchang Formation

图12 粒间高岭石扫描电镜照片Fig.12 SEM image showing intergranular kaolinite in Wanchang Formation

（3）溶解作用的影响：本区砂岩储层进入晚成岩期的A亚期，有机质处于成熟至高成熟时期，干酪根裂解释放出的有机酸浓度达到了最大值。在酸性孔隙溶液存在的情况下，不稳定组分发生溶解形成次生孔隙空间，主要包括次生粒内溶孔和次生粒间溶孔，增大了储集层的孔隙体积，不同程度地改变了孔隙和喉道的几何形态。局部区域无烃类注入，则发育晚期胶结作用，使得原生孔隙及次生孔隙进一步被充填（图13）。