伊通盆地岔路河斷陷梁家構(gòu)造帶萬昌組儲(chǔ)層特征

董 策 朱建偉

（吉林大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，長春130061）

伊通盆地岔路河斷陷的梁家構(gòu)造帶油氣資源豐富［1－5］，是吉林探區(qū)儲(chǔ)量增長的潛力區(qū)塊之一。以往岔路河斷陷梁家構(gòu)造帶的油氣勘探以深層為主，近年來雖然在淺層油氣勘探有所突破，但該區(qū)未作為目的層，基礎(chǔ)研究比較薄弱，基本處于研究初期。本文對(duì)梁家構(gòu)造帶淺層古近系萬昌組儲(chǔ)層特征進(jìn)行了研究，通過詳細(xì)分析孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，確定2號(hào)斷層沉積區(qū)儲(chǔ)層物性特征，并對(duì)不同層位的物性特征進(jìn)行分析。本文的研究成果對(duì)尋找有利目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)岔路河斷陷油氣補(bǔ)充資源的突破具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

伊通盆地屬佳－伊地塹的南段，是郯廬斷裂帶的北延部分［6－10］，限制在東遼河斷裂和第2松花江斷裂之間，長達(dá)300km，寬5～20km不等，西面是大黑山，東面是那丹哈達(dá)嶺，沿北東向縱貫吉林省中部的長春和吉林兩地之間。根據(jù)基底性質(zhì)和蓋層的區(qū)域地質(zhì)特征，伊通盆地可分為莫里青斷陷、伊丹隆起、鹿鄉(xiāng)斷陷和岔路河斷陷4個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元，本文涉及的研究區(qū)位于岔路河斷陷南部的梁家構(gòu)造區(qū)（圖1）。

圖1 伊通盆地構(gòu)造單元與樣式Fig.1 Tectonic units and style of the Yitong basin

梁家構(gòu)造帶位于伊通地塹岔路河斷陷西部［11－13］，為岔路河斷陷的次級(jí)構(gòu)造單元，位于岔路河斷陷西南端2號(hào)斷層下降盤，與五星構(gòu)造帶隔2號(hào)斷層相望，西北緊鄰新安堡生油凹陷，是油氣長期運(yùn)移指向地區(qū)［5］。所以，該區(qū)既受盆地西北緣和東南緣控盆斷裂的影響，又受2號(hào)斷層影響［14，15］，但總體構(gòu)造格架呈南淺北深的沉積格局。岔路河斷陷自下而上主要發(fā)育有古近系雙陽組、奢嶺組、永吉組、萬昌組、齊家組和新近系岔路河組及第四系［1－5］。萬昌組地層厚度0.8～1.2 km，巖性為灰色、灰綠色泥巖與灰白、雜色砂巖、砂礫巖互層；縱向上，萬昌組可劃分為3個(gè)巖性段，與下伏永吉組呈角度不整合接觸。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 電性－物性－含油性關(guān)系

2.1.1 電性與物性的關(guān)系

孔隙度測(cè)井系列包括聲波測(cè)井、密度測(cè)井和中子測(cè)井，從本區(qū)803個(gè)樣品的砂礫巖、粉砂巖的孔隙度與聲波時(shí)差的散點(diǎn)關(guān)系來看，二者關(guān)系密切（圖2）?？紫抖扰c聲波時(shí)差呈線性關(guān)系：

相關(guān)系數(shù)為0.80，方差為3.700 09，表明聲波時(shí)差與孔隙度具有較好的相關(guān)性。

2.1.2 物性與含油性的關(guān)系

岔路河斷陷萬昌組13口井的錄井、氣測(cè)見油氣顯示，其中9口錄井有熒光顯示，9口評(píng)價(jià)井在萬昌組平均單井鉆遇氣水層以上17層48m。星109－1、星109－2井在萬二段試氣，均獲高產(chǎn)氣流。4口試油井在萬一段獲工業(yè)油氣流，星109－4、星19－1、昌30－3井均獲日產(chǎn)氣＞15 000m3的高產(chǎn)氣流，昌30－1井獲日產(chǎn)油55.4m3的高產(chǎn)油流。

圖2 孔隙度與聲波時(shí)差關(guān)系曲線Fig.2 Relation curve of porosity and acoustic transit time

儲(chǔ)層的物性與其含油性具有較大的關(guān)系。從本區(qū)的含油性與儲(chǔ)層物性的關(guān)系（表1）可以看出，油層、油氣層、氣層、水層等物性參數(shù)有所不同，油層要求孔隙度和滲透率等物性的下限高，平均孔隙度達(dá)到24.70%，下限為22.93%；平均滲透率達(dá)到55.06×10－3μm2，下限為49.69×10－3μm2。而氣層的孔滲下限相對(duì)較低，平均孔隙度只要達(dá)到20.22%即可。水層的孔隙度和滲透率的下限最低。具有良好的儲(chǔ)層物性砂體與有利的構(gòu)造配置，是今后在該區(qū)尋找有利目標(biāo)區(qū)的重點(diǎn)。

表1 含油性與儲(chǔ)層物性的關(guān)系Table 1 Relation of oil－bearing property and reservoir property

2.2 儲(chǔ)層砂體分布特征

單井砂巖識(shí)別結(jié)果表明，萬昌組儲(chǔ)層砂巖主要為砂礫巖、粉砂巖，在電阻率曲線上表現(xiàn)為明顯的高值、低聲波時(shí)差［16］。本文綜合利用單井砂巖數(shù)據(jù)、聯(lián)井砂巖對(duì)比成果、測(cè)井約束地震巖性反演結(jié)果，分析了萬昌組砂巖平面分布特征。

萬一段砂巖等厚圖表明，萬一段中的砂體在星6—星108、星19－3、昌29－1、昌30等井區(qū)附近發(fā)育砂礫巖，而其他井區(qū)的砂體則多為粉砂巖分布帶。砂體厚度相對(duì)高值區(qū)主要有6個(gè)，即星108、星121、星120、星19－3、昌29－1、昌30井這6個(gè)井區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對(duì)應(yīng)。最大砂巖厚度148m。在昌30—昌105井區(qū)內(nèi)的昌30－2、昌30－3、昌105井砂巖極厚，并且粒度較粗，說明這幾口井位于主溝道的位置；同時(shí)，6昌30與昌30－1井砂巖厚度相對(duì)較薄，結(jié)合單井相圖可以說明水流在此位置發(fā)生擺動(dòng)與分叉（圖3）。

萬二段砂巖等厚圖表明，萬二段中的砂體在星6、星108、星121、星109－2、昌29－1、昌30井等井區(qū)附近發(fā)育砂礫巖，而其他井區(qū)的砂體則多為粉砂巖分布帶。此6個(gè)井區(qū)均為砂體厚度相對(duì)高值區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對(duì)應(yīng)。在西南部，形成了3個(gè)砂體分布高值帶，即星6、星108、星121井區(qū)，砂巖厚度最大值為158m。在東南部相應(yīng)地形成了2個(gè)砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為130m。每個(gè)高值帶靠近邊緣的核部主要為砂礫巖沉積，向外過渡為砂巖帶，最外緣為較寬的粉砂巖帶（圖4）。

圖3 萬一段砂巖等厚圖Fig.3 Sandstone isopach map of Member 1of Wanchang Formation

圖4 萬二段砂巖等厚圖Fig.4 Sandstone isopach map of Member 2of Wanchang Formation

萬三段砂巖等厚圖表明，萬三段中的砂體在星6、星108、星120、星109－2、昌29－1、昌30井等井區(qū)附近發(fā)育砂礫巖，而其他井區(qū)的砂體則多為粉砂巖分布帶。此6個(gè)井區(qū)均為砂體厚度相對(duì)高值區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對(duì)應(yīng)。在西南部形成了3個(gè)砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為168m。在東南部相應(yīng)地形成了2個(gè)砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為140m。每個(gè)高值帶靠近邊緣的核部主要為砂礫巖沉積，向外過渡為砂巖帶，最外緣為較寬的粉砂巖帶（圖5）。

在昌30井區(qū)，砂巖相對(duì)比較發(fā)育，但單層砂體橫向分布范圍較小，縱向上呈疊加方式分布。萬一段砂體厚度要大于萬二段、萬三段砂體的厚度。在星19井區(qū)，砂巖相對(duì)比較發(fā)育且單層厚度也較大，單層砂體橫向分布范圍較大，連通性較好。而星109井區(qū)，砂巖相對(duì)發(fā)育程度較差，且單層砂巖厚度也較薄。萬一段上部和萬二段下部砂體比較發(fā)育。

圖5 萬三段砂巖等厚圖Fig.5 Sandstone isopach map of Member 3of Wanchang Formation

從砂巖預(yù)測(cè)平面變化趨勢(shì)可以看出：萬一段砂巖厚度較大的區(qū)域分布在昌30井區(qū)和星6—星108井區(qū)，在星19井區(qū)和星121井區(qū)還有2個(gè)小的厚度高值區(qū)，厚度＜40m時(shí)呈連片分布；萬二段基本與萬一段類似，但星6—星108井區(qū)砂巖厚度高值區(qū)已經(jīng)明顯擴(kuò)大到星121井區(qū)；萬三段在各井區(qū)砂巖厚度有所增大，但物源規(guī)模有所減小。

2.3 儲(chǔ)層宏觀物性特征及控制因素

2.3.1 物性時(shí)空展布

a.不同沉積相帶儲(chǔ)層物性分布特征

綜合對(duì)比研究區(qū)各鉆井物性測(cè)試資料的層位和沉積相，找出其中物性資料較完善的層位，并選出位于水下扇的中扇部分、中扇尾部以及外扇的井段，對(duì)不同沉積相帶儲(chǔ)層的物性分布特征進(jìn)行了對(duì)比，以了解不同沉積相帶儲(chǔ)層物性的分布規(guī)律。

分析萬昌組各種沉積相的孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，以昌30井為例。

水下扇中扇部分的儲(chǔ)層孔隙度主要分布在15%～25%之間；10%～15%和＜10%也有分布。水下扇中扇尾部的儲(chǔ)層孔隙度主要分布在10%～15%和＜10%。水下扇外扇孔隙度級(jí)別較低，以＜10%的為主；其次為10%～15%。

水下扇中扇部分的儲(chǔ)層滲透率主要分布在（10～500）×10－3μm2之間，（0.1～10）×10－3μm2和＜0.1×10－3μm2也有分布。水下扇中扇尾部的儲(chǔ)層滲透率主要分布在（0.1～10）×10－3μm2，（10～500）×10－3μm2和＜0.1×10－3μm2也有分布。水下扇外扇滲透率級(jí)別較低，以＜0.1×10－3μm2和（0.1～10）×10－3μm2為主。

綜上可見，該區(qū)儲(chǔ)層物性的分布特征規(guī)律性明顯，中扇儲(chǔ)層相對(duì)較好，主要為中孔中、低滲；外扇儲(chǔ)層主要為低孔低滲儲(chǔ)層，物性較差。

b.不同層位的儲(chǔ)層物性特征

為了解不同層位儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律，對(duì)萬昌組各層段的孔隙度和滲透率特征進(jìn)行了初步分析。

萬一段儲(chǔ)層孔隙度和滲透率分布直方圖顯示（圖6），孔隙度主要分布在15%～25%，占52.8%；而分布于10%～15%和＜10%的，分別占26%和15.4%：為中、低、特低孔。滲透率主要分布在（0.1～10）×10－3μm2和（10～500）×10－3μm2，分別占39.4%和54.9%：為中、低滲儲(chǔ)層。

圖6 萬一段孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.6 Histogram of porosity and permeability of Member 1of Wanchang Formation

萬二段儲(chǔ)層孔隙度和滲透率分布直方圖顯示（圖7），孔隙度主要分布在15%～25%，占60.6%；而10%～15%和＜10%的分別占17.6%和11.9%：以中孔為主，低孔、特低孔為次。滲透率分布在（0.1～10）×10－3μm2和（10～500）×10－3μm2，分別占34%和62%：為中、低滲儲(chǔ)層。

圖7 萬二段孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.7 Histogram of porosity and permeability of Member 2of Wanchang Formation

萬三段儲(chǔ)層孔隙度和滲透率分布直方圖顯示（圖8），孔隙度主要分布在15%～25%，占65.2%；而10%～15%和＞25%的分別占13.6%和20.5%：中孔為主，高、低孔為次。滲透率主要分布在（10～500）×10－3μm2，占81.1%；而（0.1～10）×10－3μm2占18.9%：為中、低滲儲(chǔ)層。將上述各段常規(guī)物性對(duì)比分析可知，本區(qū)儲(chǔ)層以萬二、萬三段物性最好，主要為中孔中滲；萬一段儲(chǔ)層物性次之，以中低孔中滲或中低孔低滲為主，部分甚至為非滲透層。

圖8 萬三段孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.8 Histogram of porosity and permeability of Member 3of Wanchang Formation

2.3.2 物性總體特征

砂巖的孔隙度和滲透率是反映砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能和滲濾條件的最基本參數(shù)［17－19］。從孔隙度和滲透率的直方圖中可以看出，本區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率分布范圍較大?？紫抖戎饕植加?5%～25%之間，滲透率值主要介于（10～500）×10－3μm2之間（圖6、圖7、圖8）。

參照中國石油天然氣行業(yè)物性分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)可知，本區(qū)儲(chǔ)層孔隙度主要為中等孔隙和低孔隙，滲透率中、低滲均有分布。分析各井儲(chǔ)層孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)可知，雖然由于壓實(shí)作用，總體上孔隙度和滲透率具有隨著埋深加大而減小的趨勢(shì)，但由于溶解作用使得次生孔隙度加大，即在大約750～1 500m深度范圍內(nèi)出現(xiàn)第一次生孔隙帶，而在更深的部位還會(huì)出現(xiàn)第二次生孔隙帶（圖9）。

2.3.3 儲(chǔ)層物性的控制因素

a.埋深對(duì)儲(chǔ)層物性的控制

沉積巖隨著上覆巖層的加厚和深埋，地層靜壓力和溫度的增加，使得巖石排列更加緊密，顆粒間發(fā)生非彈性的、不可逆的移動(dòng)，使孔隙度下降［20］。當(dāng)顆粒緊密排列到達(dá)最大限度時(shí)，上覆地層壓力的進(jìn)一步增加，就會(huì)促使顆粒在接觸點(diǎn)上的局部溶解，溶解的礦物則在孔隙空間重新結(jié)晶，進(jìn)一步導(dǎo)致孔隙度的降低（圖9）。因此，從整體的變化趨勢(shì)來看，孔隙度和滲透率總體隨埋深的增大呈逐漸變小的趨勢(shì)。

b.粒度及分選性的影響

圖9 孔隙度隨深度變化關(guān)系曲線Fig.9 Relation curve of porosity and depth

碎屑巖儲(chǔ)層的結(jié)構(gòu)包括粒度和分選性。粒度越大，分選性越好，孔隙度越大。在通常情況下，粒度與砂巖的孔隙度、滲透率成正比關(guān)系［18］。

我們大體把該區(qū)巖性按照粒度大小分成砂礫巖、礫巖－粉砂巖互層、粉砂巖?？紫抖入S著巖石粒度變粗，大孔隙增加，小孔隙減少，整體孔隙度變大。而滲透率整體也是隨著巖石粒度變粗而變大（表2）。

表2 梁家構(gòu)造帶淺層儲(chǔ)層巖石物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 2 Parameter of petrophysical property of reservoir rocks in the Liangjia tectonic belt

c.沉積微相類型對(duì)儲(chǔ)層物性的控制

從本區(qū)儲(chǔ)層主要沉積微相類型與孔隙度和滲透率的統(tǒng)計(jì)分析表明，水下扇中扇辮狀溝道的儲(chǔ)層物性最好，其次為疊覆扇舌和外扇末梢濁積巖微相。表明不同沉積微相砂體，其儲(chǔ)層物性特征有所不同。本區(qū)的良好的儲(chǔ)層是水下扇的辮狀溝道和疊覆扇舌砂體，其次為外扇末梢濁積巖（表3）。

表3 不同沉積微相儲(chǔ)層的孔滲特征Table 3 Characteristics of porosity and permeability in different microfacies reservoirs

d.成巖作用的影響

不同的成巖作用在不同的成巖階段對(duì)巖石的孔隙及滲透性有不同的影響，根據(jù)對(duì)孔滲影響的好壞可分為2大類：①破壞性成巖作用，主要為壓實(shí)作用、壓溶作用和膠結(jié)作用；②建設(shè)性成巖作用，主要為溶解作用、交代過程中的溶蝕、成巖收縮作用等［21－23］。

（1）壓實(shí)作用的影響：本區(qū)砂巖儲(chǔ)層由于壓實(shí)作用的影響，碎屑顆粒呈點(diǎn)－線接觸，局部見凹凸接觸，雜基主要為泥質(zhì)，并已重結(jié)晶為黏土礦物。石英和長石顆粒表面被溶蝕。部分石英顆粒有次生加大邊現(xiàn)象，在長石和巖屑顆粒表面有黏土礦化和絹云母化現(xiàn)象（圖10）。巖石總體積減小，孔隙度和滲透率降低，孔隙結(jié)構(gòu)變差。

圖10 砂巖儲(chǔ)層顯微照片F(xiàn)ig.10 Micrograph of sandstone reservoir in Wanchang Formation

（2）膠結(jié)作用的影響：本區(qū)砂巖儲(chǔ)層受膠結(jié)作用的影響，主要表現(xiàn)在隨著成巖過程進(jìn)行，有各種各樣的自生礦物析出，主要是石英次生加大、粒間黏土礦物的生成、長石高嶺石化等，它們以膠結(jié)物的形式產(chǎn)出，充填于粒間或粒內(nèi)溶孔，進(jìn)一步使得原生孔隙極大地減?。▓D11、圖12）。

圖11 石英次生加大掃描電鏡照片F(xiàn)ig.11 SEM image showing quartz overgrowth in Wanchang Formation

圖12 粒間高嶺石掃描電鏡照片F(xiàn)ig.12 SEM image showing intergranular kaolinite in Wanchang Formation

（3）溶解作用的影響：本區(qū)砂巖儲(chǔ)層進(jìn)入晚成巖期的A亞期，有機(jī)質(zhì)處于成熟至高成熟時(shí)期，干酪根裂解釋放出的有機(jī)酸濃度達(dá)到了最大值。在酸性孔隙溶液存在的情況下，不穩(wěn)定組分發(fā)生溶解形成次生孔隙空間，主要包括次生粒內(nèi)溶孔和次生粒間溶孔，增大了儲(chǔ)集層的孔隙體積，不同程度地改變了孔隙和喉道的幾何形態(tài)。局部區(qū)域無烴類注入，則發(fā)育晚期膠結(jié)作用，使得原生孔隙及次生孔隙進(jìn)一步被充填（圖13）。

3 結(jié)論

a.對(duì)萬昌組儲(chǔ)層的電性－物性－含油性的關(guān)系分析可以得出：聲波時(shí)差與孔隙度具有較好的相關(guān)性，油層、油氣層、氣層、水層等物性參數(shù)有所不同，油層要求孔隙度和滲透率等物性下限高，氣層的孔滲下限相對(duì)較低，水層的孔隙度和滲透率的下限最低。

圖13 砂巖儲(chǔ)層鑄體薄片照片F(xiàn)ig.13 Picture of casting thin－section of sandstone reservoir in Wanchang Formation

b.萬一段砂巖厚度較大的區(qū)域分布在昌30井區(qū)和星6—星108井區(qū)，在星19井區(qū)和星121井區(qū)還有2個(gè)小的厚度高值區(qū)；萬二段基本與萬一段類似，但星6—星108井區(qū)砂巖厚度高值區(qū)已經(jīng)明顯擴(kuò)大到星121井區(qū)；萬三段在各井區(qū)砂巖厚度有所增大，但物源規(guī)模有所減小。

c.萬昌組儲(chǔ)層主要為中低孔隙度、中低滲透率。儲(chǔ)層物性的分布特征規(guī)律性明顯，中扇儲(chǔ)層相對(duì)較好，主要為中孔、中低滲；外扇儲(chǔ)層物性較差，主要為低孔、低滲。萬二、萬三段物性最好，主要為中孔、中滲；萬一段儲(chǔ)層物性次之，以中低孔、中孔低滲為主。儲(chǔ)層的控制因素有埋深、粒度及分選性、沉積微相類型、成巖作用等。

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