伊通盆地梁家-萬昌構(gòu)造帶永二段儲層有效厚度研究

鄭　濤，周　平，王　雷，蔣思宇，宋世榮

(1.成都理工大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都　610059；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川　750000)

1　區(qū)域地質(zhì)概況

伊通盆地為吉林省中部的沿北東約50°方向狹長分布的盆地，位于長春和吉林之間，長約140km。伊通盆地為郯廬斷裂帶北段的依蘭-伊通斷裂帶中部的第三系盆地，其形成原因?yàn)檑皬]斷裂帶走滑應(yīng)力場由左旋往右旋反轉(zhuǎn)[1]。盆地由北東向邊界走滑斷裂控制，位于大黑山地壘和那丹哈達(dá)嶺斷隆之間[2]。伊通盆地被劃分為莫里青斷陷、鹿鄉(xiāng)斷陷和岔路河斷陷3個(gè)二級構(gòu)造單元及萬昌構(gòu)造帶、五星構(gòu)造帶、大孤山斷階帶等14個(gè)三級構(gòu)造單元[3](圖1)，發(fā)育地層主要為始新統(tǒng)雙陽組、奢嶺組、永吉組，漸新統(tǒng)萬昌組、齊家組及中新統(tǒng)岔路河組[4]。研究區(qū)為岔路河斷陷的梁家和萬昌構(gòu)造帶。

圖1伊通盆地構(gòu)造位置(據(jù)蔡長娥，2015)

永吉組在伊通盆地均有分布，鉆井揭露厚度在 800～1000 m之間，主要巖性為深灰-灰黑色泥巖、粉砂巖及細(xì)砂巖[5]。永吉組可劃分為4個(gè)巖性段，其中，永一段和永二段間為全區(qū)可追蹤的不整合面，永吉組與下伏地層呈不整合接觸[6]。

2　儲層有效厚度平面分布特征

2.1　儲層物性

巖心分析資料表明，梁家構(gòu)造帶各層段儲層物性變化較大，永二段孔隙度一般為4.1%～22.34%，平均為11.39%；滲透率一般為0.01～121.2 mD，平均15.44 mD；碳酸鹽含量一般為1%～28%，平均為3.06%，按照國內(nèi)外對致儲層和常規(guī)儲層的劃分標(biāo)準(zhǔn)[7](表1)，其儲層主要屬低-特低孔，特低-超低滲儲層。萬昌構(gòu)造帶永二段孔隙度一般為1.8%～24.8%，平均為17.2%；滲透率一般為0.06～4394 mD，平均310.86 mD，儲層主要屬低-特低孔，低-特低滲儲層。

表1　2011中國石油天然氣行業(yè)油氣儲層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(碎屑巖)

2.2　儲層有效厚度及分布特征

根據(jù)儲層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)解釋單井計(jì)算單元的有效厚度，將非儲集巖夾層從儲層段中剔除(起算厚度和起扣厚度均為0.2 m)，求取單井計(jì)算單元的有效厚度。對研究區(qū)永二段的各單井的儲集砂體對應(yīng)的有效厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到了永二段儲層的有效厚度統(tǒng)計(jì)表(表2)。

表2　伊通地區(qū)梁家-萬昌構(gòu)造帶永二段儲層平均有效厚度統(tǒng)計(jì)表

由表2知，梁家構(gòu)造帶和萬昌構(gòu)造帶最小有效砂厚相同，均為0.52 m，最大有效砂厚均在20m以上，萬昌構(gòu)造帶永二段最大有效砂厚達(dá)34.04 m，研究區(qū)儲層平均有效厚度較厚，為3.87 m。

根據(jù)相控約束，建立了梁家-萬昌構(gòu)造帶永二段油氣水層有效厚度模型，由岔路河斷陷永二段油氣水層有效厚度平面分布圖(圖2)可知，岔路河斷陷永二段主要分布了油氣層、氣水層、油氣水層、氣層、油層、油水層，其中油氣層有效厚度占16.4%、氣水層占28.6% 油氣水層占6.8%、氣層占14.3%、油層占14.3%、油水層占19.7%。

萬昌構(gòu)造帶永二段油氣水層有效厚度基本都在4 m以上，在昌17、昌20、昌15等井附近比較厚，最厚的可達(dá)到129.88 m；在昌2、昌21、昌104、昌101等井附近，平均可達(dá)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。該區(qū)油氣層、油層、油水層分布非常少，其中，油氣層僅在昌1井區(qū)附近約5.64 m，油層在昌15井區(qū)附近分布，厚度約為24 m，而油水層在昌4井附近有25.08 m厚；氣水層全區(qū)普遍分布，在昌17、場15、昌20等井區(qū)附近分布較厚，最厚約為106.5 m，在昌18、昌23井區(qū)附近分布較薄，均在10 m以下；油氣水層主要分布在昌15、昌2、昌101井區(qū)附近，最高在昌2井附近，可達(dá)53.73 m厚；氣層在昌20、昌101、昌104等井附近有效厚度平均在20 m左右。

圖2永二段油氣水層有效厚度平面分布圖

梁家構(gòu)造帶永二段油氣水層有效厚度較萬昌構(gòu)造帶厚，基本都在23 m以上，在昌13、昌28、昌41、昌105等井附近較厚，最厚可達(dá)233.38 m，其中，油氣層有效厚度最高可達(dá)166 m，氣水層、氣層都僅在昌105井附近分別可高達(dá)100 m、91 m，油層在昌13、昌106井附近最高可達(dá)154 m左右，油水層在昌13井

附近最低可達(dá)39.99m，最高可達(dá)72.5 m；在昌29井附近，厚度可達(dá)84m左右，其中油氣層厚度在40 m左右，氣水層厚度在43m左右；而在昌30、昌39、昌古1井附近，平均在30 m左右，其中氣水層井在昌30井附近厚度約為23 m，油層、油水層在昌39、昌古1附近分別平均為4 m、29 m厚。

3　結(jié)論

(1)梁家構(gòu)造帶永二段儲層主要為低-特低孔、特低-超低滲儲層，萬昌構(gòu)造帶永二段儲層主要屬低-特低孔、低-特低滲儲層，梁家-萬昌構(gòu)造帶永二段儲層平均有效厚度較厚，為3.87 m。

(2)萬昌構(gòu)造帶永二段油氣水層有效厚度基本都在4 m以上。油氣層僅在昌1井區(qū)附近約5.64 m，油層在昌15井區(qū)附近厚度約為24 m，而油水層在昌4井附近有25.08 m厚；氣層在昌20、昌101、昌104等井附近平均有效厚度約20 m；氣水層全區(qū)普遍分布。

(3)梁家構(gòu)造帶永二段油氣水層有效厚度較萬昌構(gòu)造帶厚，基本都在23 m以上。油氣層有效厚度最高達(dá)166 m，油層在昌13、昌106井附近最高可達(dá)154 m左右，在昌29井附近油氣層厚度約40 m；油層、油水層在昌39、昌古1附近分別平均為4 m、29 m；而氣水層、氣層在全區(qū)較少。

[1]周鋒德,姚光慶,魏忠元,等.伊通盆地岔路河斷陷不同構(gòu)造帶成巖作用比較[J].地質(zhì)科技情報(bào),2010,29(1):38-42.

[2]唐大卿,陳紅漢,江 濤,等.伊通盆地新近紀(jì)差異構(gòu)造反轉(zhuǎn)與油氣成藏[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(6):682-691.

[3]蔡長娥,劉震,鄧守偉,等.伊通盆地西北緣深層儲層動態(tài)評價(jià)[J].中國礦業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào),2015,44(1):116-124.

[4]王旭麗，周江羽，馬良，等.伊通盆地岔路河斷陷重力流沉積特征及油氣勘探意義[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2008,30(1): 26-31.

[5]朱建偉,劉招君,魏志平,等.吉林省伊通地塹莫里青斷陷水下扇沉積特征[J].古地理學(xué)報(bào),2002(3):67-73.

[6]孫凱.伊通盆地地層劃分及對比[D].長春:東北石油大學(xué),2013.

[7]國家能源局.SY/T 6285-2011 油氣儲層評價(jià)方法[S].北京:石油工業(yè)出版社,2011.