伊通盆地梁家构造带扇体预测及成藏条件分析

王 雷， 袁立川， 邹晓品， 柯 钦， 张 莹，王泽权， 闫巧洁， 王 芳

(1.东方地球物理公司研究院 地质研究中心，涿州 072750；2.中国石油 吉林油田分公司勘探开发研究院，松原 138000；3.东方地球物理公司研究院 华北分院，涿州 072750)

0 概况

伊通盆地位于郯庐断裂带在中国境内的北延部分，为佳木斯-伊通地堑的南段，西隔大黑山断隆与松辽盆地相接，东隔那丹哈达岭与敦密断裂带相邻，南部为辽河探区大民屯断陷，北部为大庆探区方正断陷。梁家构造带位于伊通盆地二级构造单元岔路河断陷东南缘，二号断层的下降盘，面积约20 km2。二号断层上升盘五星构造带已获百吨井突破，并提交了探明储量(图1)，证明位于二号断层下降盘的梁家构造带油源充足。梁家构造带前期钻井11口，主要以构造圈闭为目标，全部见显示，5口井在永二段和奢一段获工业油气流，但没有统一的油水界面，后期动用难度大，制约储量升级。笔者围绕二号断层下降盘梁家构造带开展基于层序格架下的扇体及砂体储层预测取得了一定的效果，结合地质认识，明确扇三角洲水下分流河道砂体与鼻状构造的有机配置是该地区油气富集的关键。

1 扇体预测

1.1 层序划分

1.1.1 二级层序划分

不整合反射特征是识别层序和体系域的重要依据:①指示层序顶部边界的地震反射类型为顶超或削截，顶超面是沉积物分布范围不断收缩或构造抬升与侵蚀的结果；②指示层序底部边界的地震反射类型主要为上超，上超面是由于构造沉降作用或沉积物分布范围逐渐扩大，造成沉积物逐渐向上超覆在前期层序边界之上的结果；③指示层序内部区分水进体系域和高位体系域的最大湖泛面，在盆地边部的地震反射类型是下超，下超面是由于沉积物沉积速率大于可容纳空间向盆地推进的结果[1]。通过对梁家构造带地震反射特征进行分析(图2)，发现在Tcp、Tc地震反射层上下存在上超和削截现象，可以定义为层序顶界面，在Tf地震反射层上部发现由2～3个同相轴组成的连续下超现象，下超面则可以定义为最大湖泛面，二级层序界面在梁家构造带内可以稳定追踪。

图1 伊通盆地断裂纲要图和垂直二号断层南北向剖面

图2 梁家构造带二级层序划分及识别标志

1.1.2 三级层序划分

与地震资料相比，钻井资料的地质含义明确且分辨率高，根据测井资料和录井资料反映的岩电组合特征，分析垂向上沉积相序的变化，进而通过识别转换面和突变面来确定层序边界、初次湖泛面和最大湖泛面[2]。层序边界的典型特征之一是下伏层序沉积物向盆地方向的迁移，表现在钻井剖面上是浅水粗粒沉积物逐渐覆盖于较深水体之上，一般为反粒序，而最大湖泛面则位于大段泥岩位置处，一般为正粒序向反粒序的转换面(图3)。在基准井的选择上，一般选盆内地层较全的深井进行划分，然后向盆地边部延伸，将邻井曲线与基准井进行参考和对比。从基准井划分结果上来看，可以将层序一划分为2个三级层序，将层序二划分为3个三级层序，本区三级层序由水进体系域和高位体系域组成，低位体系域不发育。

在三级层序划分时，需要将井与三维地震资料相结合，进行地震地质统层，做到层序界面在地震上可追踪，必要时对钻井的层序界面进行修改和校正。

图3 cg1井层序划分

图4 新安堡凹陷永吉组古地貌

1.2 沉积背景分析

古地貌不仅对沉积盆地后期层序的发育起着重要的控制作用，对沉积体系类型及其展布同样也有重要的控制作用[3]。伊通盆地为走滑拉分盆地，盆地内发育多条东西向横向调节断层，大量勘探实践证明，在同一物源条件和同一条控凹断层的下降盘，不同部位的扇三角洲或水下扇砂体的规模差别悬殊，粗碎屑往往只局部发育，而其他部位仅发育由粉—细砂岩组成的小型砂体。大型扇体储层的发育普遍受横向调节断层制约，横向调节断层对物源的导入及其向凹陷中心的多级分散具有明显的控制作用[4-7]。二号断层是伊通盆地内最大的横向调节断层(图1)，具备典型沟槽输砂特征，是主要的物源通道。结合古地貌及二号断层上下盘钻井信息，构建扇体发育模式，梁家构造带位于东南缘缓坡带(图4)，物源供给持续充足，以发育扇三角洲相为主。

1.3 层序约束扇体识别

层序地层的划分提高了地层等时性对比精度，也提供了可供古地貌分析的标志，具体包括：①层序界面的形成伴随着夷平、水道下切、构造抬升等古地貌改造作用；②层序的样式、层序—体系域的平面分布及削截、超覆尖灭、进积、退积等地震反射特征也受古地貌的直接影响。因而，层序地层提供了可供古地貌分析的信息[8-9]。以层序4高位域砂体识别为例，结合三级层序格架下古地貌背景，精确识别扇体尖灭特征。垂直物源方向，单个扇体具有侧向尖灭特征，向近物源方向再拉一条垂直物源方向剖面，各鼻状构造上，多个扇体具有相互叠置特征，横向上扇体发育具有由东向西迁移规律，顺物源方向，扇体具有退积特征，两期扇体叠置，叠置部分呈低频复波特征(图5)。

利用以上扇体识别方法，并针对层序4高位域提取振幅属性(图6)。从属性图上沿二号断层共识别5个规模不等的扇体，其中c13井构造西侧扇体规模最大，面积为9.6 km2。针对西侧扇体，先后部评价井位4口井，钻遇砂岩发育程度与预测吻合程度高，c29-3井、c13-1井、c13-6井为扇三角洲前缘水下分流河道相，c13-5为扇三角洲前缘水下河口坝相。

图5 基于三级层序格架下的扇体识别

图6 层序4高位域振幅属性

图8 c13、c106、c41井微相地震响应特征

图7 c13、c106、c41井微相钻井特征

图9 c13-c28井波形指示反演连井剖面

1.4 层序约束沉积微相刻画

1.4.1沉积微相测井及地震响应特征

从梁家构造带探井钻遇目的层的岩性分布上来看，梁家构造带主要以发育扇三角洲前缘亚相为主，缺失水上部分扇三角洲平原亚相。从统计结果来看，本区扇三角洲亚相主要以发育水下分流河道、河口坝和分流间湾微相为主。以层序5水进体系域为例(图7)，c106井具有箱形水下分流河道特征，c41井具有漏斗形河口坝特征，c13井具有湖泊相或分流间湾特征。在精细地震地质统层基础上(图8)，c13井湖泊相对应弱振幅反射特征，c106井水下分流河道相对应短轴强振幅特征，c41井河口坝相对应复波反射特征。对研究区内其他探井的测井曲线及对应地震相特征进行统计和总结，扇三角洲前缘亚相水下河道微相对应短轴叠置，不连续强振幅反射特征，河口坝微相对应复波较连续强振幅反射特征，湖底扇对应透镜形连续强反射特征。

图10 微相地震响应与反演结果平面对应关系

图11 岔路河断陷长轴剖面

1.4.2 砂体刻画

由于水下分流河道砂体横向变化快，因此笔者推荐使用波形指示反演方法来刻画河道砂体[10-12]。波形指示反演的5 Hz～10 Hz的低频段和80 Hz以上的高频段信息来自于井，弥补了地震资料的缺失，中频段则直接自于地震。在敏感曲线选取上，这里选用对砂泥岩区分效果明显的伽马曲线进行反演。从反演结果上来看(图9)，砂体分布与地震波形对应关系明确，砂体外推忠实于地震资料。将反演数据体提取平面属性(图10)，反映层序5水进体系域水下河道微相特征清晰，地震上水下河道及河口坝对应关系明确。因此在三级层序格架基础上，开展波形指示反演，落实砂体准确位置，垂直物源方向上，砂岩叠置关系更加清楚。

2 成藏条件分析

2.1 油气生成和运移条件

岔路河断陷有三套烃源岩分别为双阳组、奢岭组和永吉组，主要生烃洼槽为新安堡凹陷和波太凹陷，岔路河断陷生烃门限为2 400 m(图11)，目前双阳组烃源岩已经达到过成熟阶段，以生气为主，奢岭组烃源岩处于大量排烃阶段以生油为主，永吉组烃源岩则处于排烃初期阶段[13]。新安堡凹陷埋深大，优质烃源岩厚，油源优于波太凹陷，二号断层作为油源断层，持续为梁家构造带供烃。

2.2 构造特征

梁家构造带沿二号断层，发育东西排列三个鼻状构造，是油气长期运移指向区(图12)。鼻状构造形成于奢岭组沉积末期，基本定型于万昌组沉积早期，而双阳组烃源岩在永吉组沉积早期开始排烃，鼻状构造早于或同步于油气大量排烃期，晚期次级断层在梁家构造带深层不发育，齐家组末期的反转运动使二号断层具有封闭性，因此梁家构造带鼻状构造具备早期成藏，后期改造弱的优点。从目前探井试油情况来看，油气发现均位于鼻状构造，且构造高部位产油气，构造底部位产水。

图12 梁家构造带构造特征

图13 c29-c13连井地震剖面

图14 层序4构造储层叠合图

2.3 构造储层配置关系

通过精细地震地质统层和三级层序划分，发现油气分布不完全以构造为准，与储层分布也有重要关系。以c13井构造为例(图13)，在层序4顶面，c13井位于构造低部位，产油2.27 t，c29井位于构造高部位，由于缺失储层，并没有富集油气，因此构造与水下分流河道砂体的有机配置是该地区鼻状构造成藏的关键。通过将预测出的砂体与鼻状构造进行叠合(图14)，发现昌29井位于两个河道砂体之间，储层并不发育，虽属同一鼻状构造，但油气难以富集。而西侧则发育面积为9.6 km2的大型水下分流河道砂体，因此在同一鼻状构造的高部位仍发育储层，部署的c29-3井获高产工业油气流。

3 结论

1)钻井资料与三维地震资料结合进行层序地层划分，赋予地震资料地质意义，在三级层序格架基础上开展体系域划分，在此基础上结合古地貌背景进行扇体预测和砂体刻画，预测效果准确，且具有明确沉积学意义。

2)结合构造特征及源储配置关系分析，进一步明确二号断层下降盘鼻状构造背景下的扇三角洲前缘水下分流河道砂体为油气富集区带，对井位部署和储量升级具有重要参考价值。