伊通盆地莫里青断陷双二段岩性油气藏成藏特征

伊通盆地莫里青断陷双二段岩性油气藏成藏特征
吕东美;柳蓉;连晓亮;朱建伟;林波;陈敬武
【摘要】Lithologic hydrocarbon reservoirs are the main reservoir type in Moliqing fault depression of Yitong Basin,in which Shuangyang Formation is the exploration and development target strata in Moliqing oil field. Through analyzing drill core,logging and oil testing data,the second member of the Shuangyang Formation can be divided into five sand groups in descent order,which are mainly from subaqueous fan and fan delta sedimentary sand body,and are mainly distributed in Kaoshan depression controlled by contemporaneous faults in the northwest margin.Meanwhile,thick dark mudstone is well developed in the Moliqing fault depression,with high organic mat-ter abundance,and has reached the standard of good hydrocarbon source rocks.All the sand groups are low in po-rosity and low in permeability reservoirs,characterized mainly by “sand wrapped by mud”in the cross section. Those sand groups are adjacent to hydrocarbon source rocks,which made it easy for the formation of small and rich oil and gas reservoirs with shape of lentoid.The results indicate that wells with oil production greater than 1 t/d of 80 percent are distributed in the fourth sand group,which is the major hydrocarbon reservoir in the second member of Shuangyang Formation and mainly distributed in the subaqueous sand body near the well areas of Yi ~22 and Yi~19 in Kaoshan depression in the plane.%岩性油气藏是伊通盆地莫里青断陷的主要油气藏类型，其中双阳组是莫里青油田勘探主要目的层。

通过分析岩芯、录
井、测井及试油测试资料，双二段由上至下可以分为5个砂组，各个砂组均主要
发育水下扇和扇三角洲沉积砂体，且主要集中分布在西北缘同生断裂控制下的靠山凹陷附近。

同时，莫里青断陷发育较厚的暗色泥岩，较高的有机质丰度，达到了好烃源岩的标准。

双二段各个砂组砂体属于低孔低渗储层，在剖面上主要呈“泥包砂”特征，其近烃源岩分布的特征有利于形成小而肥的透镜状砂体油气藏。

试油结果表明，产油量大于1 t／d 的井80％分布在双二段的四砂组，是双二段主要油气产层。

该岩性油气藏在平面上主要分布在靠山凹陷的伊22和伊39两个井区附近的水下
扇砂体中。

【期刊名称】《世界地质》
【年(卷),期】2016(035)002
【总页数】10页(P470-479)
【关键词】莫里青断陷;双阳组;二段;岩性油气藏;烃源岩;伊通盆地
【作者】吕东美;柳蓉;连晓亮;朱建伟;林波;陈敬武
【作者单位】吉林大学地球科学学院，长春 130061;吉林大学地球科学学院，长春 130061; 吉林大学油页岩与共生能源矿产吉林省重点实验室，长春 130061;中国石油东方地球物理公司研究院地质研究中心，河北涿州 072751;吉林大学地球科学学院，长春 130061; 吉林大学油页岩与共生能源矿产吉林省重点实验室，长春 130061;吉林大学地球科学学院，长春 130061;吉林大学地球科学学院，长春130061
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130
岩性油气藏是油气勘探中的一种重要的油气藏类型。

相对于构造油气藏，它具有形态不规则、分布无规律、识别难的特点，且这类储集层孔隙度、渗透率较低，而孔隙度的大小决定了储集层储集油气资源的数量，渗透率的高低决定了油气运移的效率和最终产能。

20世纪90年代起，中国油气勘探整体进入了以岩性油气藏为主
的阶段。

据国土资源部油气储量评审办公室统计，2012年新增石油天然气探明地质储量的油气藏类型中以岩性油藏为主，储量占总储量56%，古潜山油藏占12%，构造油藏占15%。

前人研究表明岩性油气藏埋藏深度在烃源岩供烃门限以下，同
时储集物性需在聚烃门限之上［1］。

在低-超低渗透储层和致密储层中，流体的
渗流特征是非达西渗流，传统理论不再适用，油水不能发生正常的重力分异，流体在超压作用下以幕式排烃方式发生初次运移，石油在储层中运移要以非达西渗流方式通过变形才能缓慢通过，这种运移必然降低流速产生滞留效应导致石油在低部位大量滞留并聚集成连续油藏。

这种滞留油藏的产生，可以形成背斜区圈闭含油、斜坡区相对高部位含水、而相对低部位却连续含油的油水倒置现象［2］。

近几十年的勘探开发研究表明，岩性油气藏是莫里青断陷的主要油气藏类型，同时这类油气藏主要分布在双阳组水下扇砂体中，为典型自生自储的岩性油气藏。

伊49井双一段岩性油气藏储层为扇三角洲砂体，伊42井双二段4砂组下部的岩性油气藏储层为浊积扇砂体，伊45井双二段储层为近岸水下扇砂体［3］，伊22、伊25等井
所钻遇的双二段油气藏即为透镜状岩性油气藏［3］，伊52井区双一段地层向上
倾方向超覆形成扇三角洲前缘砂岩上倾尖灭圈闭，油气在该圈闭中聚集则形成砂岩上倾尖灭油气藏［4］。

系统研究岩性油气藏成藏条件及成藏类型对莫里青断陷岩性油气藏勘探具有重要的指导意义。

通过对莫里青断陷双二段的烃源岩条件、储层特征及现有试油资料分析，研究莫里青断陷岩性油气藏成藏条件及油气藏类型，为下一步该区岩性油气藏勘探提供一定的指导意义。

伊舒地堑长300 km、宽5～20 km，是郯庐断裂带的北延部分，其呈北东向纵贯
吉林省的中部，由南向北可划分为莫里青断陷、伊丹断隆、鹿乡断陷及岔路河断陷4个二级构造单元［5］。

现有的勘探开发与地质研究成果表明莫里青断陷是一个
油气资源丰富的断陷，是伊通盆地油气勘探的主战场。

研究区可细分为4个次级
构造单元，自西向东依次为靠山凹陷、小孤山斜坡带、马鞍山断阶带和尖山隆起带（图1）［5，6］。

研究区主要受到西北缘的一条走滑性质的高角度张性深大断
裂控制，并形成了具有2 km±宽的断裂带。

断裂带内边界断裂比较清楚，断裂带
附近的地层遭受晚期挤压逆冲及褶皱变形相当强烈，如伊8井钻井揭示双二段发
生了强列变形，似花状断裂说明晚期反转挤压构造具有走滑性质［5，7］。

莫里
青断陷内部断裂不发育，仅在东南部发育近北东向断裂和在西部发育近东西向断裂，形成马鞍山断阶带（图2）。

莫里青断陷的基底为燕山期花岗岩和局部变质岩，盖层主要为巨厚（2 000～6 000 m）古近系沉积。

自下而上主要发育古近系的双阳组、奢岭组、永吉组、万昌组、齐家组和新近系的岔路河组。

其中，双阳组在全区内广泛分布，仅在孤店斜坡缺失，沉积厚度为500～600 m。

其岩性主要为黑灰绿色泥岩、粉砂岩、细砂-砂
砾岩互层，底部为砾岩，与下伏地层呈不整合接触。

该组根据岩性上的变化纵向上分为3个岩性段，其中双二段为主要油气产层，为了更好进行油层对比，可以将
双二段进一步细分为5个含油砂组（图3）。

莫里青断陷在双一段沉积时期以扇三角洲沉积体系为主，而在双二段各砂组沉积以湖泊水下扇为主。

扇三角洲和水下扇沉积特征在岩性及岩性组合、粒度曲线、测井曲线特征和地震反射结构上均有较大区别［5］。

自2001年湖泊水下扇的发现引
起了油田的重视［3，8，9］，其中双阳组二段发育的水下扇砂体被认为是良好的岩性油气藏储层［10，11］。

其中，双二段自上而下可以分为5个含油砂组，不
同砂组具有不同的沉积特征，而储层砂体受不同时期沉积相的演化而在纵横方向上具有不同。

砂组沉积时，与双阳组一段相比，由于盆地东南边缘物源退却，其盆地东南边缘的扇三角洲和水下扇沉积消失（图4）。

同时，在西北缘同生断层的作用下，仅盆
地西北边缘断裂方向有物源供给，并诱发重力流形成。

前期的伊47-伊45、伊33井西北部区两个扇三角洲沉积地带，发育成水下扇沉积。

但伊49-伊41井区和伊25井区仍分别继承了前期的扇三角洲和水下扇沉积。

同时，在研究区中部伊22-伊38井区形成了本期最大规模的水下扇沉积。

砂组沉积时，盆地沉积范围扩大，在继承早期各个扇体发育基础上，形成了规模较大的伊
47-伊39和伊43两井区的水下扇沉积。

同时，在盆地的西南部发育了扇三角洲沉积。

砂组沉积时，西北缘的早期的伊47-伊39、伊22及伊25-伊15三个井区的
水下扇合并形成一个规模更大的水下扇体。

而其他井区基本继承了砂组时的沉积特征。

至砂组沉积时期，盆地范围减小，深湖相和半深湖相范围比砂组时期减小，浅湖范围增大，同时，前期东北部发育的伊25-伊3井区水下扇，此期已分划为两个规模较小的独立水下扇体。

进入砂组沉积时，与砂组相比，深湖相和半深湖相沉积范围明显扩大，伊22井区的水下扇规模显著减小。

同时，伊3井区的水下扇消失。

有效烃源岩的分布是油气成藏的重要控制因素，尤其是对双二段大量发育的“泥
包砂”的岩性油气藏形成至关重要。

根据中国石油标准，将有机碳＞0.6%、有机
质成熟度R o＞5%的暗色泥岩确定为有效烃源岩①中华人民共和国石油天然气行
业标准，陆相烃源岩地球化学评价方法（SY／T5735-1995）［S］，中国石油天
然气总公司，1996.。

双二段五个砂组的有效烃源岩分布区域并不一致，但是，总体上双二段主要分布在盆地的中部、东北部（图5）。

3.1 暗色泥岩分布特征
通过岩芯观察和录井资料的统计分析，双二段5个砂组的暗色泥岩主要为黑色、
灰黑色、黑灰色、深灰色和灰色泥岩。

钻井资料和各砂组的泥岩等值线图表明各砂组的较厚暗色泥岩主要分布在靠近西北缘靠山凹陷内。

其中，砂组泥岩主要分布在
靠近西北缘二个沉积中心，即伊22-伊15井区和伊45-伊43井区，最大厚度在
60-120 m，厚度相对较小；砂组继承了砂组的一个沉积中心（伊22-伊15井区）之外，另外一个沉积中心伊45井区与伊39-伊37-伊46井区暗色泥岩已经连接
起来了，厚度也有所增大，最大厚度可达130 m；砂组的暗色泥岩略小于砂组，
但厚度有所增大，靠近西部的伊41井区暗色泥岩最大厚度一般都在90～150 m
之间，靠近西北缘的伊3-伊24-伊22井区暗色泥岩最大厚度为140 m，一般在90～140 m之间；砂组的暗色泥岩基本呈带状分布在断陷中部，但偏西部厚度较大，其中暗色泥岩最厚的伊41井＞180 m，其次为伊31井的厚度＞160 m，此外，伊18井也达到了150 m；砂组的暗色泥岩主要分布在伊42井区（＞130 m）、伊34井区（＞150 m）、伊25井区（大于140 m）三个沉积中心，其最
大厚度明显小于砂组，但砂组厚度＞90 m的分布范围大于砂组。

3.2 有机质丰度特征
暗色泥岩有机质TOC的测试统计分析表明，双阳组二段TOC含量较高
（0.72%～4.04%），并随着深度增加，有机质丰度逐渐增大的趋势。

其平均值最高为砂组，其次为砂组，分别达到了2.00%和1.87%，都达到了好-极好烃源岩标准。

砂组、砂组和砂组的有机质丰度平均值分别为1.38、1.14和1.07，达到了好烃源岩标准。

在平面上靠山凹陷的烃源岩有机质丰度高，其他地区次之。

3.3 干酪根类型和有机质成熟度
研究区内双阳组暗色泥岩测试的最大热解温度（Tmax）和氢指数（IH）的交会图、干酪根元素分析和岩石热解分析表明：烃源岩主要为II2型有机质类型，II1型为
少部分。

研究区北部的靠山凹陷中心双阳组底面的成熟度R o均在1.5%以上，向断陷边缘逐渐降低；东北部的尖山构造带和东南部成熟度R o＜0.5%［6］。

因此，靠山凹陷双阳组烃源岩的热演化程度高于周边构造带或者断阶带，并达到了生烃门限。

同时，盆地模拟表明，靠山凹陷双阳组烃源岩有机质成熟度Ro的范围为
0.75～2.0%，奢岭组烃源岩R o在0.5～0.75%，而永吉组烃源岩成熟度＜0.5%，未达到生油门限［12］。

4.1 砂岩特征
双二段岩性主要以泥岩为主，并发育有少量的砂岩，在单井和连井剖面上主要表现为“泥包砂”的特征（图6）。

研究区的单砂体厚度相对较薄，且横向上延伸范
围窄，大多呈透镜状，其主要原因是该区主要发育水下扇沉积，砂体呈现带状分布，当横切水下扇时，仅能切割部分砂体。

同时，试油和电测曲线解释结果表明，砂体单层厚度一般介于2～5 m之间，少部分砂体单层＞10 m，这些被有效烃源岩包
围的砂体构成了本区的有效砂岩储层。

其中，伊46井15号层砂岩厚度为11.2 m、伊42井92号层后12.0 m、伊24井14号层厚24.4 m、伊22井91号层和88
号层砂岩厚度分别为17.4 m和11.6 m。

双二段的各个砂组砂体主要分布在西北缘控盆断裂附近的靠山凹陷内，但不同砂组之间具有各自不同的分布特征。

砂组砂岩主要分布在西北缘，具有4个砂体沉积
中心，砂体厚度相对较小，一般最大累计厚度在30～40 m；砂组砂岩主要集中在伊25-伊12-伊31-伊39所圈定的区域最大累计厚度可达110 m，另外2个小的区域是伊42井区和伊49井区，无论是砂体规模还是砂岩厚度都相对较小，最大
累计厚度在50 m±；砂组砂体规模比砂组规模略大，但厚度有所减小，最大厚度
一般在90 m±，伊25-伊3井区和伊49井区砂岩最大厚度约50 m；砂组砂体分布范围基本与砂组基本一致，但伊22井区砂体厚度有所加大，最厚可达110 m，其它的伊43井区、伊39-伊49井区和伊25井区最大厚度在90 m±；砂组砂体
规模明显小于砂组，主要集中在伊22井区、伊38井区和伊43-伊49井区3个孤立区域，砂岩厚度最大只有60 m。

综上分析可知，和时期砂体不太发育，规模较小，、和砂组砂体规模较大，但是各砂组砂地比总体上均＜50%，这也进一步表
明该区主要为“泥包砂”分布的岩性油气藏。

4.2 物性特征
研究区内双二段各个砂组砂体储集物性整体偏差，属于低孔低渗储层。

各砂组孔隙度差别不大，一般在10%～15%。

其中砂组最好，平均值为17%，其次为砂组为12.5%，其余砂组都在10%±，总体上属于低孔储层。

但各砂组渗透率差别较大，和砂组渗透率＞35×10-3μm2，为中等渗透率储层；、和砂组渗透率均＜5× 10-
3μm2，总体上该区储层属于低孔低渗储层。

同时铸体薄片和扫描电镜研究结果表明，该区有粒间孔隙、填隙物内孔隙、裂缝孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙和溶蚀填隙物内孔隙等六种主要孔隙类型［13］。

研究区东南部储层孔隙类型以粒
间孔隙为主，溶蚀粒间孔隙、溶蚀填隙物内孔隙次之，纵向上变化不大；莫里青西北区储层以溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙或二者的混合孔隙为主，纵向上具有一定的差异性；研究区东北区的双二段孔隙不发育。

5.1 油藏类型
莫里青断陷双阳组的暗色泥岩达到了生烃门限，同时具有较大的沉积厚度，具备较好的生油气条件和盖层条件。

储层砂体主要为水下扇和扇三角洲前缘成因的砂体，这类砂体横向变化较大，砂体展布形态控制了研究区油气分布。

同时，断层对油气藏的形成也有一定的控制作用。

综合油藏剖面图分析（图7），研究区主要发育
以下三种油气藏类型：
透镜状岩性油气藏主要分布于断陷内部，储集层主要为水下扇中扇砂体，双阳组各段均有分布。

如伊22井、、砂组内的各油层和伊45井、砂组油层所形成的油藏，储集层为水下扇中扇的透镜状砂体，油气藏形状受砂体控制，这类油气藏是研究区最主要油气藏。

上倾尖灭状岩性油气藏主要分布于莫里青西北部，储集层为水下扇或扇三角洲前缘砂体，在西北同生断裂控制下，储油砂体向高部位上倾尖灭形成尖灭状岩性油气藏。

伊41井区砂组油层，储层为水下扇中扇砂体，呈西南向上倾尖灭，形成上倾尖灭
岩性油气藏。

岩性-断层油气藏主要分布于断陷边缘部位，储层为水下扇或扇三角洲前缘成因的
砂体，油气分布受到岩性和构造双重因素控制。

伊40井区双二段砂组油层，储集层为水下扇中扇砂体，伊40井位于由两条断层交汇而形成的墙角式断块内，在油层45层试油，日产23.83 t油，相邻的46井试油，仅获微量油，反映断层具有
一定封闭性，岩性与断层共同控制了油气分布，形成岩性-断层油气藏。

5.2 油气分布规律
对钻遇双二段5个砂组的22口井进行试油测试分析可知，试油产量＞1 t／d有
10口井、产量＜1 t／d的有5口井、产水量＞1 t／d的有5口井、无产油水的井有2口（图2）。

其中，伊40井的砂组45号小层厚度8.6 m、产油量23.83 t／d，其下、上分别有单层厚度为12.5 m和18.5 m的黑灰色泥岩；伊39井的砂组71、72、74、75和76号小层共计19.8m、合采产油量10.26 t／d，其上、下分别有4 m和5.5 m的灰黑色泥岩封堵；伊37井砂组58号小层、产油量16.27 t
／d；伊22井砂组91号小层、产油量为0.11 t／d、产水量为4.19 t／d、为含
油水层；伊46井砂组48-50小层厚6.4m、产水量为15.6 t／d；伊3井砂组23号小层厚9.8 m、产水量为21.60 t／d；伊18井砂组10、11号小层厚5 m、产水量1.42 t／d。

统计表明砂组的产油量＞1 t／d的井占80%，为研究区双二段
中主力产油层。

同时，该区的油水关系不同于常规构造油气藏具有统一的油水界面，具有重力分异的上油下水的油水关系。

这些岩性油藏属于向斜油藏，以水层、油水层在油层之上，油水关系倒置，物性表现为低孔低渗，油藏不具有边水和底水为特征，而渗透性较好的背斜部位及砂岩透镜体或岩性尖灭的油藏不存在同一砂体内的油水关系倒置现象。

双二段油气在平面上主要富集在靠近西北缘的靠山凹陷的伊22井区和伊39井区
的两个水下扇砂体。

它们的形成与靠山凹陷构造运动不活跃、断层不发育及储层砂
体上、下及内部均良好的成熟烃源岩的存在，使得这些储层“近水楼台先得月”
构成“小而肥”的岩性油气藏（图7）。

而试油产量＞1.0 t／d的油气藏主要富集在伊39井区的水下扇，说明虽然为同期形成的水下扇，但是由于储层砂体物性特征等不同，其产量也会有一定的差异。

总体来看，双阳组二段油气主要产自伊
39井区砂组的水下扇砂体（图4）。

（1）莫里青断陷双二段发育水下扇和扇三角洲沉积，但砂体以水下扇砂体为主，且主要集中分布在西北缘同生断裂的控制下的靠山凹陷附近。

（2）研究区目的层段发育较厚的暗色泥岩，达到了生烃门限，较高的有机质丰度达到了好烃源岩的标准，具备较好的生油气条件和盖层条件。

双二段各个砂组在剖面上主要呈“泥包砂”的特征，砂体属于低孔低渗储层，储层孔隙类型以粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙为主。

（3）研究区主要发育透镜状岩性油气藏、上倾尖灭状岩性油气藏和岩性-断层油
气藏。

油气主要富集在靠近西北缘的靠山凹陷的伊22井区和伊39井区的两个水
下扇砂体中。

【相关文献】
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