大民屯凹陷元古界油气藏内幕结构识别技术初探

刘兴周

（中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010）

元古界油气藏作为基岩油气藏的重要组成部分，一直是油气勘探的重要领域。辽河坳陷目前已探明的元古界石油地质储量接近亿吨，都已成为效益良好的开发区块。据王铁冠院士的研究结果，元古界油气藏并非都是“新生古储”，尚存在大量的“自生自储”油气藏[1]。在勘探早期已经发现了元古界油藏都具有内幕油藏的特征，前人对此已做过大量研究工作[2-5]。本文以辽河坳陷大民屯凹陷为切入点，深入探索元古界内幕油气藏的内幕结构划分及刻画技术，并应用该技术针对元古界油气藏分布区开展研究工作。勘探实践证实了该研究方法的准确性。

1 大民屯元古界内幕油藏的成藏特征

1.1 地层分布及小层划分

前人研究表明，中上元古界是研究区太古界基底第一沉积盖层。由于受到多次构造运动的影响，中上元古界在分布上都不具有原来沉积时的构造特点，所有的地层都是残存并超覆于太古界基底之上。钻井资料表明，自下而上主要发育有长城系大红峪组和高于庄组，岩性为白云岩、石英岩和板岩。由于地壳升降交替，构造运动频繁，海水时进时退，造成中上元古界沉积具有明显的旋回性，无论是岩石矿物成份、岩石性质，还是岩石结构、构造，总是有规律地在纵向上交替变化，成为了地层划分及对比的依据。依据标志层，将长城系大红峪组、高于庄组划分为18个小层。勘探实践表明，偶数小层多为较纯的白云岩，但高4、高8小层为石英岩，表现为储层特征；奇数层为板岩或泥质云岩，表现为隔层特征。

1.2 元古界内幕油藏控制因素

元古界内幕油藏具有小层控油和高点富集的特点，偶数层为储层，油气显示活跃；奇数层基本为非储层，不含油气。构造高点控制了油气的富集，同样小层条件下，高部位油气产能好。在已开发的静北元古界潜山油气藏，A84、A99井相距780 m，从两口井钻探情况来看，含油层位为g10、g8、g6小层，奇数层表现为隔层的特征；从产量来看，两口井均在g6小层投产，其中A84井g6段小层高部位累计产油3×104t，A99井g6小层累计产油2 846 t，证实了元古界具有小层控油、高点富集的特征（图1）。

2 大民屯元古界内幕结构分析

2.1 元古界内幕岩性识别标准

元古界潜山岩性主要有三大类，即白云岩类、泥质岩类以及石英岩。岩心观察及试油结果证实，比较纯的白云岩、灰岩以及泥质含量低的白云岩为储层，泥质岩类为非储层。三种岩性在测井曲线上特征各异：白云岩类具有三低一高特征，即低自然伽马、低补偿中子、低声波时差、高地层补偿密度；石英岩类具有三低一高的特征，即低自然伽马、低补偿中子、高声波时差、低补偿密度；泥质岩类具有三高一低特点，即高自然伽马、高补偿中子、高声波时差、低地层补偿密度[6]。根据这些特点可以对元古界潜山内幕的岩性进行识别及划分（表1）。

图1 安84—安99井油藏剖面

表1 大民屯凹陷元古界岩性识别标准

2.2 元古界内幕地层对比标志

大民屯地区主要存在大红峪组，自下而上可划分为两个d1、d2小层，岩性自下而上从泥岩过渡到白云岩，一般把泥岩划分为d1，白云岩划分为d2。在d2小层底部，较纯的白云岩中发育两套深灰色的白云质泥岩，上层厚2～3 m，下层厚4～5 m。该套泥岩自然伽马值较高（70～100 API），成一对平角状，俗称“羊角泥岩”，是全区稳定的标志层。

研究区内还存在三套较为容易识别的石英岩地层，分别为g4、g8、g15小层。其顶覆、底伏小层的组合特征也可作为小层划分的标志：g4段顶底面上下发育的地层分别为g3及g5地层，g3段为纯板岩发育段，g5段为板岩以及泥质白云岩互层段；g8段相邻的g7段为较好的隔层板岩，而g9段为较纯的板岩，区别于g4段顶底地层组合；g15段下伏的g14为纯白云岩地层，其上覆的g16为灰岩地层（表2）。

表2 高于庄组三套石英岩顶底地层组合特征

除此之外，d2、g2、g6、g14为厚层纯白云岩，g1、g3、g7为厚层纯板岩，这些特征都可以在实践过程中作为小层的划分依据。在残留地层较薄、难以见到可以识别旋回的情况下，小层的划分可以根据邻井地层划分以及地层产状确定（图2）。

2.3 元古界内幕结构刻画

元古界内幕油藏的勘探重点是内幕结构的刻画，在单井小层划分的基础上，通过分析能够在明确元古界内幕地层的小层分布之后，开展内幕地层结构的刻画。由于研究区的测井资料年代跨度大，在有新资料的地区，采用地层倾角资料确定各井之间的小层对比关系，没有地层倾角资料的井间对比采用“三点法”开展内幕小层的对比，在上述对比基础上，地震资料品质较好的地区借鉴地震资料开展内幕小层的对比[6]。

（1）应用三点法确定地层产状。应用三点法求取小层产状的前提如下：①同一断块内有三口以上钻井，并且通过小层识别证实三口井均揭示同一套小层；②参与计算的三口井相距不太远，并且三口井不在一条直线上；③三口井范围内地层层面平整，产状无变化。根据地质学原理可以计算出地层的真实产状[7]。

（2）利用地层倾角确定小层产状。高分辨率地层倾角测井能够提供精细的沉积构造信息，可以利用地层倾角来确定小层产状[8-12]。在使用该资料确定地层产状时应该注意：目前所测的地层倾角资料大部分来源于成像测井，自动拾取的倾角包含信息复杂，有的代表的是断裂信息，有的倾角反映的是局部的裂缝信息，因此在地层倾角信息拾取过程中需要人机交互拾取，保证拾取的倾角信息代表地层的产状。在层段选择上一般选用井径稳定的板岩段地层真倾角作为小层对比的依据。

（3）利用地震资料确定内幕结构。计算各类岩性之间反射系数时，石英岩、白云岩按照理论骨架密度与时差计算，板岩按照本区统计数值进行计算。石英岩：密度2.65 g/cm3，纵波速度为5 492 m/s（骨架时差为55.5 μs/ft）； 白云岩：密度2.87 g/cm3，纵波速度为7 344 m/s（骨架时差为41.5 μs/ft）；板岩：密度2.5 g/cm3，纵波速度为5 079 m/s（骨架时差为60 μs/ft）。元古界内幕岩性差异是利用原始地震剖面反射特征来判别内幕结构的基础，要求每个小层的岩性较纯，并且通过井周地层倾角验证的地震剖面才能作为内幕产状的确定依据。

图3为过an84主线剖面，其元古界内幕小层为北东倾向，而an84井的地层倾角资料识别该井的井周地层产状也为北东倾向，因此，在研究内幕地层结构过程中，地层产状可以根据地震剖面来拾取。

图2 大民屯凹陷元古界小层特征及小层划分

2.4 利用测井多属性反演确定元古界内幕特征

元古界内幕岩性的岩石物理存在差异，在研究中也可以借鉴多属性反演来确定内幕反射特征。元古界的岩性复杂，反射特征在时差上差异较小，因此储层波阻抗反演预测方法就失去了意义[13-16]。在对元古界岩性识别过程中发现，自然伽马曲线对元古界岩性响应特征明显。该特征为岩性横向预测提供了依据，利用自然伽马测井多属性反演对元古界内幕进行预测，结果表明，地震预测地震产状的结果与地质研究的结果具有较好的对应性（图4，图5），但在岩性的厚度预测上与单井的吻合性相对较差，图5中钻井揭示s268井的板岩厚度较大，但地震预测板岩厚度小。从单井分析来看，该井的板岩中夹杂着一些泥质云岩，在地震预测过程中，这些泥质白云岩对围岩影响较大，造成了地震预测的差异。

图3 元古界内幕小层反射特征

图4 s262—S268—s299井自然伽马测井多属性反演剖面

图5 沈275—s262—s299井元古界内幕地层产状对比

元古界内幕结构的识别结果有效地指导了元古界内幕油气藏的勘探，将勘探目标由潜山高点拓展到内幕小层高点，拓展了元古界勘探领域。近年来通过内幕小层的研究，在大民屯元古界潜山部署实施了一批探井，获得了突破，有效地拓展了大民屯凹陷的勘探领域。

3 结论

大民屯凹陷元古界内幕地层可划分为 18个小层，偶数层为储层，奇数层为隔层；岩性主要为白云岩、泥质岩及石英岩；油气藏具有小层控油和高点富集的特点；勘探的重点是内幕结构的刻画，可利用三点法、地层倾角确定小层产状，利用地震资料确定内幕结构，利用测井多属性反演确定内幕特征。