冷云飛，段宏臻，孫子涵 （中國石油測井集團測井有限公司青海事業(yè)部，甘肅 敦煌736202）

伊通地塹位于吉林省東部長春與吉林市之間，是吉林省境內(nèi)的第三系斷陷盆地，呈北東45～55°方向狹長展布，其東南是廣闊的那丹哈達嶺，西北為大黑山山脈［1］。五星潛山是該地塹內(nèi)鹿鄉(xiāng)斷陷的一個三級構(gòu)造帶，位于鹿鄉(xiāng)斷陷二號斷層上升盤，受二號斷層控制，由花崗巖形成，是長期發(fā)育的古隆起，南北分別毗鄰大南凹陷和新安堡凹陷。預探井XM－1井設(shè)計在該構(gòu)造帶一個局部潛山上，緊鄰二號斷層，其基巖與北部新安堡凹陷烴源巖直接對接，同時該區(qū)也是南部大南凹陷油氣運移的有利指向區(qū)，說明該區(qū)油氣源條件較好。上覆雙一段地層不僅是良好的烴源巖層，也是該區(qū)穩(wěn)定分布的區(qū)域性蓋層。鉆探該井目的是了解該區(qū)基巖內(nèi)含油氣情況，以期開拓新的勘探領(lǐng)域。然而鉆井結(jié)果表明，基巖內(nèi)只是見到油氣顯示，并未發(fā)現(xiàn)工業(yè)性油氣層。而在該井的萬昌組地層中發(fā)現(xiàn)油氣，試油結(jié)果為日產(chǎn)油18.23t，產(chǎn)氣7500m3。XM－1井目的層處于典型的斷層遮擋圈閉內(nèi)，基巖儲層毗鄰雙一段源巖，可見其圈閉和運移條件均較好。因此，失利原因主要從保存條件、儲層評價以及蓋層封閉性這3方面分析。

1 保存條件

油氣藏的保存條件系指已經(jīng)形成的油氣藏，在漫長的地質(zhì)歷史時期中，圈閉條件是否改變，以及圈閉中的油氣聚集是否遭到破壞等［2］。XM－1井緊鄰二號斷裂帶，因此研究區(qū)油氣藏的保存條件主要受該斷裂活動的影響。根據(jù)兩凹陷內(nèi)具有代表性探井源巖實驗分析數(shù)據(jù)給出的生烴史可知，新安堡凹陷源巖的主要生烴期大致處于40～25Ma，大南凹陷源巖的主要生烴期為38～27Ma（見圖1和圖2）。而構(gòu)造研究認為，伊通盆地在齊家組末期受大黑山地壘基底隆升派生的側(cè)向擠壓和那丹哈達嶺隆升共同作用發(fā)生了強烈的構(gòu)造反轉(zhuǎn)，至岔路河組沉積早期 （約25Ma），盆地經(jīng)歷短暫的張性斷陷過程之后，由于西太平洋板塊弧后擴張作用及印度板塊向歐亞板塊碰撞的遠程擠壓效應，以及郯廬斷裂發(fā)生右行擠壓和大黑山地壘與那丹哈達嶺由分離向匯聚轉(zhuǎn)化而使得盆地處于擠壓撓曲凹陷階段［3］。由此可見研究區(qū)在大量生烴期之后基底仍有過隆升活動，構(gòu)造尚未定型。因此，筆者認為保存條件差是該井在基巖目的層失利的原因之一。

2 儲層評價

XM－1井設(shè)計之初，認為基巖儲層發(fā)育程度的好壞將是該井成功的關(guān)鍵，那么該區(qū)基巖內(nèi)是否存在好儲層，它是否是制約研究區(qū)油氣成藏的主要因素呢？鉆井結(jié)果揭示，研究區(qū)基巖巖性為花崗巖，系侵入巖，巖石較致密?；|(zhì)物性極差，從32塊井壁取心的試驗分析結(jié)果得知，平均孔隙度只有2.33%，一半樣品的滲透率小于0.001×10－3μm2，另一半的平均滲透率也只有0.047×10－3μm2。但是，由于風化殼的存在以及構(gòu)造裂縫的發(fā)育，使得基巖內(nèi)不乏好儲層的存在。

圖1 新安堡凹陷干酪根生油史

圖2 大南凹陷干酪根生油史

筆者在基巖內(nèi)選取了4個樣品做了鋯石定年分析，測試結(jié)果顯示，該區(qū)基巖在距今約184Ma時期形成，而上覆雙陽組地層在距今大約58Ma才開始沉積，這中間有126Ma的沉積間斷時期，說明該基巖頂面應該存在風化殼，這也印證了前人的認識［4］。從常規(guī)測井曲線上，也能看出風化殼段與下伏基巖的明顯區(qū)別 （見表1）。風化殼段的聲波時差和中子測井值均高于下伏基巖，而密度值較低，說明其經(jīng)過風化剝蝕后，物性明顯變好。由于該段基巖沒有FMI成像測井資料，所以不能確定它的裂縫發(fā)育情況。研究中筆者引入裂縫指示曲線［5］，根據(jù)聲波、密度、中子測井資料計算得出全井基巖層段裂縫指示曲線值，經(jīng)與FMI成像資料對比，驗證了其可靠性。下伏基巖被評價為Ⅱ類裂縫發(fā)育段，其裂縫指示曲線平均值為0.22，而風化殼段的平均值達到了0.33，說明風化殼內(nèi)的裂縫也是很發(fā)育的。以上分析證明，該區(qū)風化殼可以成為較好的儲層。

勘探實踐表明，巖石基質(zhì)物性極差，但裂縫較發(fā)育的情況下，也能使之成為好儲層。對XM－1井FMI成像測井資料處理結(jié)果顯示，除了風化殼以外，該井基巖存在2段裂縫發(fā)育很好的層段，裂縫各項參數(shù)如表2所示。這2段基巖內(nèi)裂縫密度較高，孔隙度和裂縫寬度較大，根據(jù)斯倫貝謝評價裂縫標準和松遼盆地火山巖裂縫發(fā)育程度與儲層物性及產(chǎn)能關(guān)系表［6］，這2段基巖內(nèi)的裂縫屬于Ⅱ類裂縫，即經(jīng)過裂縫改造，在這2段基巖內(nèi)可以聚集油氣并成藏。

根據(jù)以上研究分析可知，XM－1井區(qū)基巖內(nèi)存在好儲層，所以儲層因素不是該區(qū)基巖失利的主要原因。

表1 風化殼與下伏基巖三孔隙度測井值對比表

表2 基巖內(nèi)Ⅱ類裂縫各項參數(shù)統(tǒng)計表

3 蓋層封閉性

五星潛山構(gòu)造帶上覆雙一段泥巖單層厚度大，橫向分布穩(wěn)定，是良好的區(qū)域蓋層。在微觀封閉性研究方面，筆者主要進行了毛細管封閉能力的研究，而能夠表征毛細管封閉能力的主要參數(shù)是排替壓力，系指烴類進入巖石孔隙空間并形成連續(xù)的烴類流體所需的最小壓力。這受到是否有取心樣品條件的限制，由于排替壓力和聲波測井值有一定的相關(guān)性，因此可以根據(jù)2者之間的關(guān)系間接研究該區(qū)泥巖蓋層的封閉性。

首先根據(jù)該區(qū)實測排替壓力 （經(jīng)校正后的）與聲波測井值建立擬合關(guān)系 （見圖3），其相關(guān)系數(shù)R＝0.82，相關(guān)程度較高，可信度較大。再利用該關(guān)系估算XM－1井區(qū)泥巖蓋層的排替壓力，經(jīng)計算雙陽組泥巖的平均排替壓力為0.27MPa，其值很低，分析原因可能是由于它處于二號斷層附近，構(gòu)造活動導致該區(qū)泥巖破碎嚴重，因此它的排替壓力較低，從前人的研究結(jié)果［7］可知，這么小的排替壓力基本不具備封閉油氣的能力。

研究中，筆者發(fā)現(xiàn)XM－1井在雙一段泥巖內(nèi)聲波測井值有隨著深度增加而增大的現(xiàn)象。由于沉積壓實作用，泥巖應隨埋深增加而變得更加致密，即聲波時差值逐漸變小。為了求證該現(xiàn)象是否在五星潛山上普遍存在，筆者統(tǒng)計了所有潛山上鉆穿雙陽組地層的探井，發(fā)現(xiàn)絕大多數(shù)井在雙一段的大套泥巖內(nèi)都出現(xiàn)了這種現(xiàn)象。排除擴徑的影響，一般認為泥巖內(nèi)聲波測井值出現(xiàn)異?？赡苡梢韵?個原因造成：泥巖內(nèi)存在異常地層壓力；泥巖較破碎，裂縫較發(fā)育。根據(jù)該區(qū)實測地層壓力可以排除第1種可能性。因此，推斷是由于裂縫的存在才導致聲波測井值出現(xiàn)異常的，這得到了鉆井取心的證實。根據(jù)上述估算的排替壓力結(jié)果，有理由認為雙一段內(nèi)裂縫的發(fā)育程度已經(jīng)嚴重影響了它作為蓋層的封閉性。為了研究方便，筆者將每口井雙一段泥巖的聲波測井值與深度的關(guān)系投到圖4中，然后統(tǒng)計了α角度值，當它大于或等于90°時是正常的；小于90°時就說明泥巖內(nèi)發(fā)育裂縫，角度越小，裂縫越發(fā)育。根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果繪制了該角度的平面分布圖 （見圖5）。

圖3 排替壓力與聲波時差測井值關(guān)系圖

圖4 某井雙一段泥巖聲波時差與深度關(guān)系圖

圖5 α角度值平面分布圖

α角度值整體自東向西逐漸變大，結(jié)合五星潛山雙一段泥巖等厚圖 （見圖6）可以看出，在潛山中部泥巖越厚的地方該值越大，在北部靠近2號斷裂附近以及東部和南部泥巖較薄的地方α值最小。究其原因，應該和該區(qū)多期的構(gòu)造活動有關(guān)，泥巖越薄，越容易受構(gòu)造活動影響而變得破碎。從下伏雙一段砂礫巖儲層和基巖儲層的試油結(jié)果看，具有產(chǎn)能的井基本都處于α值相對較高的地方，而XM－1井的α值為64.9°，相對較小，結(jié)合排替壓力的計算結(jié)果，有理由認為蓋層的封閉性差是該井基巖內(nèi)失利的主要原因。同時可以看出，蓋層條件也是該區(qū)深層油氣勘探不可忽略的重要因素。

圖6 五星潛山雙一段泥巖等厚圖

4 結(jié) 論

（1）雙陽組泥巖是研究區(qū)主要烴源巖層，新安堡凹陷內(nèi)的奢嶺組和永吉組也有一定的生烴能力。

（2）大南凹陷雙陽組源巖對XM－1井發(fā)現(xiàn)的油氣藏起主要貢獻作用。

（3）XM－1井基巖內(nèi)失利與圈閉的有效性和儲層條件無關(guān)，而是由于蓋層封閉性差，油氣藏形成后保存條件不好所導致。因此，建議應將蓋層作為研究區(qū)深層油氣勘探主要考慮的風險因素。

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