董 策 朱建偉

（吉林大學 地球科學學院，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，基礎研究比較薄弱，基本處于研究初期。本文對梁家構(gòu)造帶淺層古近系萬昌組儲層特征進行了研究，通過詳細分析孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，確定2號斷層沉積區(qū)儲層物性特征，并對不同層位的物性特征進行分析。本文的研究成果對尋找有利目標，實現(xiàn)岔路河斷陷油氣補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300km，寬5～20km不等，西面是大黑山，東面是那丹哈達嶺，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個二級構(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構(gòu)造單元，位于岔路河斷陷西南端2號斷層下降盤，與五星構(gòu)造帶隔2號斷層相望，西北緊鄰新安堡生油凹陷，是油氣長期運移指向地區(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個巖性段，與下伏永吉組呈角度不整合接觸。

2 儲層特征

2.1 電性－物性－含油性關(guān)系

2.1.1 電性與物性的關(guān)系

孔隙度測井系列包括聲波測井、密度測井和中子測井，從本區(qū)803個樣品的砂礫巖、粉砂巖的孔隙度與聲波時差的散點關(guān)系來看，二者關(guān)系密切（圖2）?？紫抖扰c聲波時差呈線性關(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、氣測見油氣顯示，其中9口錄井有熒光顯示，9口評價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 孔隙度與聲波時差關(guān)系曲線Fig.2 Relation curve of porosity and acoustic transit time

儲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，平均孔隙度達到24.70%，下限為22.93%；平均滲透率達到55.06×10－3μm2，下限為49.69×10－3μm2。而氣層的孔滲下限相對較低，平均孔隙度只要達到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)尋找有利目標區(qū)的重點。

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

2.2 儲層砂體分布特征

單井砂巖識別結(jié)果表明，萬昌組儲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、低聲波時差［16］。本文綜合利用單井砂巖數(shù)據(jù)、聯(lián)井砂巖對比成果、測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。砂體厚度相對高值區(qū)主要有6個，即星108、星121、星120、星19－3、昌29－1、昌30井這6個井區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對應。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，6昌30與昌30－1井砂巖厚度相對較薄，結(jié)合單井相圖可以說明水流在此位置發(fā)生擺動與分叉（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個井區(qū)均為砂體厚度相對高值區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對應。在西南部，形成了3個砂體分布高值帶，即星6、星108、星121井區(qū)，砂巖厚度最大值為158m。在東南部相應地形成了2個砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為130m。每個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個井區(qū)均為砂體厚度相對高值區(qū)，它們基本上分別與砂地比高值區(qū)相對應。在西南部形成了3個砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為168m。在東南部相應地形成了2個砂體分布高值帶，砂巖厚度最大值為140m。每個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

從砂巖預測平面變化趨勢可以看出：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個小的厚度高值區(qū)，厚度＜40m時呈連片分布；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 儲層宏觀物性特征及控制因素

2.3.1 物性時空展布

a.不同沉積相帶儲層物性分布特征

綜合對比研究區(qū)各鉆井物性測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，對不同沉積相帶儲層的物性分布特征進行了對比，以了解不同沉積相帶儲層物性的分布規(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層孔隙度主要分布在10%～15%和＜10%。水下扇外扇孔隙度級別較低，以＜10%的為主；其次為10%～15%。

水下扇中扇部分的儲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別較低，以＜0.1×10－3μm2和（0.1～10）×10－3μm2為主。

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

b.不同層位的儲層物性特征

為了解不同層位儲層物性的變化規(guī)律，對萬昌組各層段的孔隙度和滲透率特征進行了初步分析。

萬一段儲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、低滲儲層。將上述各段常規(guī)物性對比分析可知，本區(qū)儲層以萬二、萬三段物性最好，主要為中孔中滲；萬一段儲層物性次之，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層儲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)物性分級標準可知，本區(qū)儲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。分析各井儲層孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)可知，雖然由于壓實作用，總體上孔隙度和滲透率具有隨著埋深加大而減小的趨勢，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出現(xiàn)第二次生孔隙帶（圖9）。

2.3.3 儲層物性的控制因素

a.埋深對儲層物性的控制

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，使孔隙度下降［20］。當顆粒緊密排列到達最大限度時，上覆地層壓力的進一步增加，就會促使顆粒在接觸點上的局部溶解，溶解的礦物則在孔隙空間重新結(jié)晶，進一步導致孔隙度的降低（圖9）。因此，從整體的變化趨勢來看，孔隙度和滲透率總體隨埋深的增大呈逐漸變小的趨勢。

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。孔隙度隨著巖石粒度變粗，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)造帶淺層儲層巖石物性參數(shù)統(tǒng)計Table 2 Parameter of petrophysical property of reservoir rocks in the Liangjia tectonic belt

c.沉積微相類型對儲層物性的控制

從本區(qū)儲層主要沉積微相類型與孔隙度和滲透率的統(tǒng)計分析表明，水下扇中扇辮狀溝道的儲層物性最好，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，其儲層物性特征有所不同。本區(qū)的良好的儲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巖石的孔隙及滲透性有不同的影響，根據(jù)對孔滲影響的好壞可分為2大類：①破壞性成巖作用，主要為壓實作用、壓溶作用和膠結(jié)作用；②建設性成巖作用，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）壓實作用的影響：本區(qū)砂巖儲層由于壓實作用的影響，碎屑顆粒呈點－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)砂巖儲層受膠結(jié)作用的影響，主要表現(xiàn)在隨著成巖過程進行，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，進一步使得原生孔隙極大地減小（圖11、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)砂巖儲層進入晚成巖期的A亞期，有機質(zhì)處于成熟至高成熟時期，干酪根裂解釋放出的有機酸濃度達到了最大值。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一步被充填（圖13）。

3 結(jié)論

a.對萬昌組儲層的電性－物性－含油性的關(guān)系分析可以得出：聲波時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較低，水層的孔隙度和滲透率的下限最低。

圖13 砂巖儲層鑄體薄片照片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.萬昌組儲層主要為中低孔隙度、中低滲透率。儲層物性的分布特征規(guī)律性明顯，中扇儲層相對較好，主要為中孔、中低滲；外扇儲層物性較差，主要為低孔、低滲。萬二、萬三段物性最好，主要為中孔、中滲；萬一段儲層物性次之，以中低孔、中孔低滲為主。儲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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