大慶油田N氣田構(gòu)造、儲層特征再認(rèn)識

張 洋

（中石油大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠，黑龍江大慶166405）

N氣田位于松遼盆地北部東南隆起區(qū)賓縣—王府凹陷內(nèi)的N 背斜構(gòu)造上，為構(gòu)造背景下形成的巖性斷塊氣藏。在深層區(qū)域構(gòu)造上位于松遼盆地北部東南斷陷區(qū)鶯山—雙城斷陷，主要目的層為泉四段扶余油層。為進(jìn)一步深化氣田地質(zhì)認(rèn)識，以三維地震資料為基礎(chǔ)，開展了N 氣田構(gòu)造、斷裂特征、儲層展布特征研究。研究成果有助于落實淺層扶余氣層內(nèi)部加密外擴(kuò)潛力。

1 構(gòu)造特征

N 構(gòu)造位于松遼盆地東南隆起區(qū)賓縣王府凹陷內(nèi)的N 背斜帶上，是一個翼部陡、頂部緩，并被斷層復(fù)雜化的北東向長軸背斜。扶余油層頂面最大構(gòu)造圈閉線海拔-640m，長軸11.67km，短軸3.0km，最淺埋深-504m,圈閉幅度136m,面積29.72km2，是面積、幅度均較大的背斜構(gòu)造。

1.1 斷層發(fā)育特征

利用研究區(qū)三維地震資料共解釋斷層89 條，均為正斷層，其中背斜上發(fā)育斷層67 條，較大斷層有8 條；斷層走向主要為北北東或北北西向，其次是北東走向，少量近東西走向斷層；斷層一般延伸長度2～5km，一般垂直斷距10～40m，最大斷距123m。其中斷距在30m以上，延伸長度在3km以上斷層10條，斷層傾角大多在50o左右。

為便于分析扶余油層在成藏中的作用，將扶余斷層分為3類（見圖1）：

（1）中期一類斷層,斷穿T2-T4 或T42，向上消失于青山口組，向下斷穿泉頭組、登婁庫組，斷開部分?jǐn)嘞萜诘貙樱〝啻I城組、或沙河子組，或斷至火石嶺組），其規(guī)模較大，最大垂直斷距一般在40～60m，延伸長度在3～5km,成為深層氣向上運移的優(yōu)勢通道，為烴源斷層；

（2）中期二類斷層,斷穿T2-T3 或T31，向上消失于青山口組，向下斷穿泉頭組, 斷開部分登婁庫組地層，沒有斷到斷陷期地層，一般處于斷階中,其規(guī)模中等，最大垂直斷距一般在20～40m，延伸長度在2～4km,可以成為深層氣向上運移的間接通道，烴源不足時不利于登婁庫組油氣藏的形成；

（3）斷穿T2-F2或T22(含中晚期斷層和部分中期斷層),向下斷穿泉四段扶一組，沒有斷穿泉頭組,一般處于地塹中或斷階中,其規(guī)模小，最大垂直斷距一般在5～20m，,可以成為深層氣向上、橫向運移的間接通道；青山口組泥巖發(fā)育，加之晚期擠壓應(yīng)力環(huán)境，這些斷層封堵性好，有利于油氣聚集成藏，對油氣藏?zé)o破壞作用。

1.2 頂面構(gòu)造特征

通過對N 地區(qū)三維地震資料解釋，對該區(qū)的斷裂構(gòu)造有了更進(jìn)一步的認(rèn)識,與原二維解釋成果相比，有了很大的變化。N 背斜構(gòu)造受斷層切割分成多個地壘、斷階四級斷塊、斷背斜，扶頂共解釋四級構(gòu)造圈閉22 個，面積27.89km2。主體構(gòu)造自西向東依次為T3-1、T3-2、T3-4、T3-5、T3-6 等 10 個斷塊（見圖2），其中處于大背斜核部區(qū)的T3-4、T3-5等局部斷塊或斷背斜為有利的含氣構(gòu)造。

2 儲層發(fā)育特征

圖1 扶頂斷層分類剖面圖

圖2 扶余油層頂面三維構(gòu)造圈閉圖

扶余油層為白堊系泉頭組四段和泉三段上部地層，本區(qū)地層沉積厚度150～200m。泉三四段沉積時期，古氣候經(jīng)歷了干旱（泉三段下部）—相對濕潤（泉三段上部）—干旱（泉四段中下部）—相對濕潤（泉四段上部）演化過程，形成了泉三段中下部正旋回和泉三段上部至泉四段上部復(fù)合旋回的沉積特征。受凹陷期構(gòu)造沉降、氣候影響、物源供給等因素控制，泉三四段沉積時期縱向上砂泥巖交互沉積，相對濕潤氣候條件下，水動力強(qiáng)的高能量河流形成的主河道與干旱氣候條件下水動力弱的低能量河流形成的次河道、非河道砂體疊加，形成了淺水河流—三角洲相和河流—泛濫平原相沉積。

2.1 單井儲層特征

根據(jù)目標(biāo)區(qū)內(nèi)SH131 井測井錄井儲層特征分析，該井扶余組儲層泉四段為715.0～793.0m，厚78.0m。砂巖厚度為13.3m，砂巖厚度占13.3%，最大單層厚度6m，地層上部為綠灰色泥巖與綠灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖呈不等厚互層。中部為紫紅色泥巖夾少量綠灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖。下部為綠灰色粉砂巖、含水粉砂巖，夾紫紅、灰綠色泥巖。

泥巖：質(zhì)不純，含砂，綠灰色泥巖易造漿。

泥質(zhì)粉砂巖：膠結(jié)較疏松，分選較好，磨圓中等。

粉砂巖：砂巖成分以石英為主，長石次之，膠結(jié)疏松，分選較好，磨圓中等。有效孔隙度為18.5%～27.5%，泥質(zhì)含量0%～18%，平均孔隙度17.6%，平均滲透率28mD儲層物性較好。

從鉆井鉆遇的砂層組砂體發(fā)育情況看（見表1），整體上砂巖較為發(fā)育，但是單砂體的橫向連續(xù)性均較差，砂層組砂體的鉆遇率也不是很高，F(xiàn)Ⅰ1-FⅡ1 的平均鉆遇率約48.61%（FⅠ6 的高達(dá)77.8%），橫向上單砂體分布基本局限于一定的范圍之內(nèi)。

表1 N地區(qū)9口井扶余油層小層砂體鉆遇情況統(tǒng)計表

2.2 FⅠ組砂巖發(fā)育特征

N地區(qū)現(xiàn)有9口井，其中9口鉆遇FⅠ砂體，鉆遇率100%。鉆井揭示最大砂巖厚度為25m（ZH4-2，有效厚度 10.8m）,最小砂巖厚度 3.4m（SH13，有效厚度0.3m），區(qū)內(nèi)該層解釋有效厚度最大的是ZHS1井14m。

從FⅠ砂體預(yù)測圖看（見圖3），該層砂體廣泛分布，主要分布在中北大部，呈條帶狀以東北走勢廣泛分布，發(fā)育區(qū)砂巖一般在17～25m；其次分布在工區(qū)東南部、西北部，砂巖發(fā)育較好，東南部小型團(tuán)狀砂體發(fā)育較好，發(fā)育區(qū)的砂巖厚度10～15m。較好地反映了扶余油層沉積時期河流—泛濫平原相沉積特點；有效主要在中部，由西南向東北呈河狀廣泛分布，中部發(fā)育良好，發(fā)育區(qū)的砂巖厚度10～15m。

圖3 FI組三維地震反演砂巖厚度預(yù)測圖

FⅠ2為主力小層，鉆遇率55.6%。從FⅠ2砂體預(yù)測圖看（見圖4），該層砂體主要分布在工區(qū)中北部，呈蜿蜒曲折的條帶狀，其中局部夾雜著小型的團(tuán)狀砂體，發(fā)育區(qū)的砂巖厚度2～7m；工區(qū)東南大部和西北部砂巖不發(fā)育，砂厚度0～2m,該小層砂體分布特點，較好地反映了該時期河流—泛濫平原相沉積特點。

圖4 FI2三維地震反演砂巖厚度預(yù)測圖

2.3 FⅡ組砂巖發(fā)育特征

太平莊地區(qū)現(xiàn)有9口井，其中4口鉆遇FⅡ砂體，鉆遇率44.4%。鉆井揭示最大砂巖厚度為11.2m（SH13，有效厚度為0.4m）,最小砂巖厚度2m（ZH4-1，無有效厚度），區(qū)內(nèi)該層解釋有效厚度最大的是SH13 井0.4m。

從FⅡ砂體預(yù)測圖看（見圖5），該層砂體主要分布在西部，呈不規(guī)則團(tuán)狀分布，發(fā)育區(qū)砂巖一般在8～12m；其次中部也有小范圍分布，發(fā)育區(qū)的砂巖厚度5～8m,有效發(fā)育較少。

圖5 FⅡ組三維地震反演砂巖厚度預(yù)測

3 結(jié)論

（1）利用研究區(qū)三維地震資料共解釋扶余油層斷層89 條，在N 背斜上發(fā)育斷層67 條，這些斷層主要發(fā)育于白堊紀(jì)泉頭組末期、青山口組沉積前，均為正斷層，有利于油氣聚集成藏。

（2）扶余油層共解釋四級構(gòu)造圈閉22 個,面積27.89km2，其中處于大背斜核部區(qū)的T3-4、T3-5等局部斷塊或斷背斜為有利的含氣構(gòu)造。

（3）扶余油層的沉積主要受南部懷德—長春沉積體系控制，同時受到西南沉積體系影響，形成了淺水河流—三角洲相和河流—泛濫平原相沉積。砂體的宏觀趨勢走向為北東向，儲層主要為河道砂、點砂壩。