伊通盆地梁家-万昌构造带永二段储层有效厚度研究

2018-04-04蒋思宇宋世荣

山东化工 2018年5期

郑　涛，周　平，王　雷，蒋思宇，宋世荣

(1.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都　610059；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川　750000)

1　区域地质概况

伊通盆地为吉林省中部的沿北东约50°方向狭长分布的盆地，位于长春和吉林之间，长约140km。伊通盆地为郯庐断裂带北段的依兰-伊通断裂带中部的第三系盆地，其形成原因为郯庐断裂带走滑应力场由左旋往右旋反转[1]。盆地由北东向边界走滑断裂控制，位于大黑山地垒和那丹哈达岭断隆之间[2]。伊通盆地被划分为莫里青断陷、鹿乡断陷和岔路河断陷3个二级构造单元及万昌构造带、五星构造带、大孤山断阶带等14个三级构造单元[3](图1)，发育地层主要为始新统双阳组、奢岭组、永吉组，渐新统万昌组、齐家组及中新统岔路河组[4]。研究区为岔路河断陷的梁家和万昌构造带。

图1伊通盆地构造位置(据蔡长娥，2015)

永吉组在伊通盆地均有分布，钻井揭露厚度在 800～1000 m之间，主要岩性为深灰-灰黑色泥岩、粉砂岩及细砂岩[5]。永吉组可划分为4个岩性段，其中，永一段和永二段间为全区可追踪的不整合面，永吉组与下伏地层呈不整合接触[6]。

2　储层有效厚度平面分布特征

2.1　储层物性

岩心分析资料表明，梁家构造带各层段储层物性变化较大，永二段孔隙度一般为4.1%～22.34%，平均为11.39%；渗透率一般为0.01～121.2 mD，平均15.44 mD；碳酸盐含量一般为1%～28%，平均为3.06%，按照国内外对致储层和常规储层的划分标准[7](表1)，其储层主要属低-特低孔，特低-超低渗储层。万昌构造带永二段孔隙度一般为1.8%～24.8%，平均为17.2%；渗透率一般为0.06～4394 mD，平均310.86 mD，储层主要属低-特低孔，低-特低渗储层。

表1　2011中国石油天然气行业油气储层评价标准(碎屑岩)

2.2　储层有效厚度及分布特征

根据储层评价标准解释单井计算单元的有效厚度，将非储集岩夹层从储层段中剔除(起算厚度和起扣厚度均为0.2 m)，求取单井计算单元的有效厚度。对研究区永二段的各单井的储集砂体对应的有效厚度进行统计，得到了永二段储层的有效厚度统计表(表2)。

表2　伊通地区梁家-万昌构造带永二段储层平均有效厚度统计表

由表2知，梁家构造带和万昌构造带最小有效砂厚相同，均为0.52 m，最大有效砂厚均在20m以上，万昌构造带永二段最大有效砂厚达34.04 m，研究区储层平均有效厚度较厚，为3.87 m。

根据相控约束，建立了梁家-万昌构造带永二段油气水层有效厚度模型，由岔路河断陷永二段油气水层有效厚度平面分布图(图2)可知，岔路河断陷永二段主要分布了油气层、气水层、油气水层、气层、油层、油水层，其中油气层有效厚度占16.4%、气水层占28.6% 油气水层占6.8%、气层占14.3%、油层占14.3%、油水层占19.7%。

万昌构造带永二段油气水层有效厚度基本都在4 m以上，在昌17、昌20、昌15等井附近比较厚，最厚的可达到129.88 m；在昌2、昌21、昌104、昌101等井附近，平均可达50 m左右；而在昌23、昌1、昌18等井附近，有效厚度均在10 m以下。该区油气层、油层、油水层分布非常少，其中，油气层仅在昌1井区附近约5.64 m，油层在昌15井区附近分布，厚度约为24 m，而油水层在昌4井附近有25.08 m厚；气水层全区普遍分布，在昌17、场15、昌20等井区附近分布较厚，最厚约为106.5 m，在昌18、昌23井区附近分布较薄，均在10 m以下；油气水层主要分布在昌15、昌2、昌101井区附近，最高在昌2井附近，可达53.73 m厚；气层在昌20、昌101、昌104等井附近有效厚度平均在20 m左右。

图2永二段油气水层有效厚度平面分布图

梁家构造带永二段油气水层有效厚度较万昌构造带厚，基本都在23 m以上，在昌13、昌28、昌41、昌105等井附近较厚，最厚可达233.38 m，其中，油气层有效厚度最高可达166 m，气水层、气层都仅在昌105井附近分别可高达100 m、91 m，油层在昌13、昌106井附近最高可达154 m左右，油水层在昌13井

附近最低可达39.99m，最高可达72.5 m；在昌29井附近，厚度可达84m左右，其中油气层厚度在40 m左右，气水层厚度在43m左右；而在昌30、昌39、昌古1井附近，平均在30 m左右，其中气水层井在昌30井附近厚度约为23 m，油层、油水层在昌39、昌古1附近分别平均为4 m、29 m厚。