黑龙江双城地区FI油层组有利储层预测研究

庞 博,王玉岩

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

黑龙江双城地区地处松辽盆地东南隆起区上，坐落于黑龙江省肇源、肇东、双城3市县交界处。王府凹陷为该地区的主要二级构造单元，勘探面积600 km2。根据目前的油气勘探显示可以发现：该区西北坡油气显示集中且程度较好，勘探程度高；而凹陷中心及其他地区由于有利砂体储层认识不清及平面分布位置不明确，导致油气显示较为分散，低产、见油层和干层无规律的零星分布的情况。针对这一现状，以双城地区扶余油层FI油层组为研究对象，采用物性、属性等储层预测方法的叠合来进行有利储层预测，为日后的勘探工作打下基础。

1 砂体厚度及物性分布特征

1.1 砂体厚度分布特征

双城地区扶余油层物源主要来自西南部，由南到北方向砂岩粒度逐渐变细，泥岩含量加大。河道总体以南南西—北北东方向展布。结合前人沉积相研究认为该区河道呈现出分流河道的特点[1]，主要形式为垂向加积，同时河道容易发生决口，形成决口扇和决口河道沉积[2-3]。

FI3油层组总体上砂体较为发育，河道主要沿双36井—双52井—双21井—双42井一线及双51-252-56井双51-210-104井—双35-2井—双39井—双54井—莺深1井—双33井一线分布。东坡双54井砂岩厚度达到最大，约为20 m，河道厚度一般在10～20 m，凹陷中心区、南坡双35井附近区域及东南坡双35-4井、双35-5井、莺深3井、双50井附近区域砂体不发育(见图1)。

图1 FI3油层组砂岩厚度等值线平面

FI2油层组砂体最不发育，尤其在北坡双21及、双32井、双42井附近区域及东坡莺深2井、双33井、双深10附近区域，砂体基本不发育，凹陷中心区砂体也较薄，一般小于6m。仅在西坡的双36井、双52井附近区域及西南坡的双56井、双53井、双51-252-56井附近区域砂体较厚，一般在12 m左右(见图2)。

FI1油层组砂岩呈条带状展布特征比较明显，河道分别沿双52井—井双61井—双22井一线呈南南西—北北东向展布及双50井—双54井—莺深1井南北向展布，西坡双52井砂岩厚度达到最大，为20 m左右，凹陷中心区砂体基本不发育，砂体厚度一般小于4 m(见图3)。

图2 FI2油层组砂岩厚度等值线平面

图3 FI1油层组砂岩厚度等值线平面

1.2 砂体物性分布特征

双城地区扶余油层储层砂体主要以条带状展布，砂体局部连通。物性分布受到砂体展布及埋深影响[2-3]。岩性分析如下。

FI3油层组孔隙度在4.0%～30.0%，平均15.9%；空气渗透率分布在0.02～333 mD，平均为13.0 mD，属低孔低渗储层。总的来说，FI3油层组相较于其他油层组，砂体发育最好，同时埋深相对较浅，所以物性最好，砂体连通性最好。

FI2油层组孔隙度在4.0%～27.5%，平均10.4%；空气渗透率分布在0.03～211.7 mD，平均为11.1 mD，属低孔低渗储层。FI2油层组砂体最不发育，所以尽管埋深比FI3油层组浅，但砂体物性相对较差，连通性也不好。

FI1油层组孔隙度在2.6%～32.6%之间，平均10.7%；空气渗透率分布在0.02～620 mD，平均为16.1 mD，属低孔低渗储层。尽管FI1油层组砂体发育不是最好的层位，但由于埋深较浅，砂体物性和连通性相对较高。双深10井—双54井—莺深2井一线河道砂体发育的同时，砂体孔隙度值也较高，一般在10%～16%之间。

2 砂体属性的地震预测及反演

2.1 地震砂体属性预测

由于研究区主体沉积环境属浅水三角洲沉积，分流河道相对发育，分流河道砂体构成了主要储集体。为了寻找一定规模的分流河道砂，针对本区砂泥互层的特点，对砂层组采用均方根振幅属性分析预测。为达到从整体上进行属性的评价预测分析的目的，将临江、临江西和临江南3个三维地震工区进行了整体拼合。

以王府凹陷扶余油层FI2油层组均方根振幅属性平面图为例(见图4)分析，强振幅主要分布在浅色区域，弱振幅主要分布在深色区域，且强振幅区整体反映从西南到东北的一个较大的条带状和其他几个较为明显的略小的同方向条带。依据标定后测井相分析认为，经双35、双36等井对比后认为，强振幅区砂岩相对较发育，而弱振幅区例如双38井、双44井、双58井在该层段泥岩相对发育。综上，均匀的强振幅区域对应单层厚层或多层砂岩发育，弱振幅区域对应泥岩发育区或厚度小于1 m的砂岩发育，而过渡色区域对应砂、泥岩互层。双35井、双36井FI中砂层组对应分流河道微相，而双38和双44井对应河道间微相，故可以基本判断强振幅区域主体应为分流河道发育区。

图4 王府凹陷FI2油层组最大振幅属性平面

为进一步验证均方根振幅属性图与砂体发育的符合程度，采用了单井砂体与属性平面对比分析的符合率验证方法，FI3、FI2、FI1油层组均方根振幅属性与单井符合率自上而下依次为75%，78%和79%，符合程度相对较好，可以满足井位部署，尤其是直井井位目标优选的需要。

2.2 地震砂体反演预测分析

本次反演应用常用的蒙特卡洛—马尔科夫链反演方法[4]。

经测井曲线的编辑与校正、标注化处理后，对敏感曲线进行优选，作为反演的已知参数。从图5中可以看出：伽马和电阻率曲线区分砂泥岩效果较好。因此在研究区完成波阻抗(见图6)、电阻率(见图7)和伽马反演。

图5 砂岩交汇

图6 过双35-2— 双39—双54井波阻抗剖面

图7 过双35-2—双39—双54井伽马剖面

3 扶余油层有利储层预测

为了能够进一步区分砂体的储集能力，此次研究通过数据统计分析，最终确定了孔隙度、平均孔隙半径、排驱压力和含油产状等4种参数作为有利储层的区分依据参数，在可识别的叠合有利储层中，孔隙度大于8%，平均孔隙半径大于0.1μm、排驱压力小于2.5MPa且含油产状以富含油、油浸、油斑为主的储层可确定为I类有利储层，低于该标准的有利储层定为II类(见表1)。

表1 有利储层类别标准表

按照上述叠合方法结合储层类别划分标准，对每一个油层组的有利储层进行了分类预测。

对于FI1油层组，I类有利储层主要分布在王府凹陷北部的长631—双22井、双34井区、双50—五211、双132井区以及莺深3—双深10一线以南的地区，主体以条带状分布为主，II类有利储层区主要分布在双51—双42和双45—五213井一线，其余地区的砂体相对不发育，整体上的含油气性相对较弱(见图8)。

FI2油层组的有利储层位置整体面积相对连片，相对集中分布，北侧主要分布在长502—五205井一线，南侧主要分布在双56—双深10一线，西坡主要分布在双36井区，东破主要分布在双30井区；II类有利储层主要分布在中部双57—双20井一线的长条形地区。

FI3油层组的I类有利储层在东南部的双50—双深10一线、北部的双36—三402以及双42—五213一线相对发育，II类有利储层则发育在中部地区的双53—双44一线，呈狭窄的条带状分布。

图8 双城地区扶余油层FI1油层组有利储层分类预测平面

上述两类有利储层的平面分布主要以北东—南西向展布，这主要是受到河道展布的沉积环境影响。在总体上的分布方面，I类有利储层主体上分布在王府凹陷的北坡面积最大，南坡其次，东西两侧的面积相对略小，而II类有利的分布主要分布在王府凹陷的中心区域，这与该区域埋藏深度大，压实作用强有直接关系，部分地区的归属于I类有利储层分析认为应该是储层受到次生作用改善了物性条件导致的，因此，从这个角度分析，王府凹陷中心区域的有利储层仍然可以作为后期的重要勘探领域。