二连盆地吉尔嘎朗图凹陷隐蔽油气藏研究
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摘要
岩性油气藏的勘探既需要理论的指导，同时也需要现代勘探技术的有力支持。针对我国陆上油气藏的勘探，前人已经提出了“源控论”和“复式油气聚集带”三角洲前缘相带控油理论、断陷盆地岩性油气藏勘探理论等。同时当代井筒、地震、钻井等技术的飞速发展，极大地促进了我国油气藏的发现。
本文基于岩心、录井、地震和测井资料，在对二连盆地吉尔嘎朗图凹陷沉积体系和构造体系综合分析的基础上，探讨了该区油气藏的分布规律，并对岩性油气藏的识别技术进行了系统的研究。研究认为，该凹陷岩性油气藏的分布明显受到沉积相带和坡折带的控制；所提出的基于模型重构的预测方法，可有效地解决半深湖-深湖相钙质泥岩、泥质白云岩对深水有效储层预测的干扰；基于不同地质模式，所建立的该凹陷不同沉积相带的测井四性关系图版，可极大提高该区岩性油气藏勘探的成功率。
1吉尔嘎朗图凹陷的不同构造位置的沉积体系类型不同，研究区主要发育扇三角洲、辫状河三角洲、近岸水下扇、湖底扇和湖相等6种沉积相类型；不同类型的砂体控制着隐蔽性油气藏的分布
（1）陡坡近岸扇沉积以高密度浊流为主，岩性以粗碎屑沉积为主，并夹在湖相暗色泥岩中，在剖面上构成砂砾岩、砾岩、粉砂岩和泥岩的频繁韵律沉积。陡坡水下扇包括内扇、中扇和外扇三个亚相类型。
（2）湖底扇（浊积扇）岩性油气藏：湖底扇是深水重力流成因的扇状碎屑沉积体，在地理位置上多处于深水地区，其成因机制可以使洪水重力流直接注入深水区而形成，也可以是三角洲前缘沉积物顺坡滑塌快速堆积而成。湖底扇岩性比较复杂，岩石类型多样，典型岩性特征为深灰色、黑色泥岩夹杂基支撑砂砾岩。
（3）扇三角洲前缘席状砂分布范围广，前缘分流水道砂砾岩是重要的储集岩。岩性主要包括杂色块状砾岩、砂砾岩和含砾砂岩，以及灰、深灰色泥岩的不等厚互层。
2吉尔嘎朗图凹陷坡折带极为发育，其对断陷湖盆砂岩储层的控制作用非常突出，进而对油气的控制作用也非常明显。因其所处的位置、类型不同而有明显的控砂、控藏的差异性
该凹陷可以划分为西北部陡坡断裂坡折带和东南部缓坡多级断裂坡折带。
陡坡断裂坡折带主要由西北部边界同沉积断层及伴生断层控制，带内发育湖底扇和斜坡扇等，同时存在地层超覆现象，可形成地层、断块、断鼻和岩性尖灭圈闭等。
缓坡断裂坡折带包括Ⅰ级断裂坡折带、Ⅱ级断裂坡折带和Ⅲ级挠曲坡折带。Ⅰ级断裂坡折带范围大致在吉17-吉61井以南区域，同时又位于Ⅱ、Ⅲ级坡折的高部位，沉积作用主要受古地形控制，容易形成地层不整合圈闭和地层超覆圈闭。Ⅱ级断裂坡折带是由多条NE向的正断层所控制，控制断层的断距较大，但不同部位、不同断裂的活动强度有差异，上下盘地层厚度有明显的变化，带内有下切充填现象。由于断裂的发育，圈闭以断块、断鼻为主，同时也存在地层超覆、剥蚀、尖灭等现象，可形成地层超覆、岩性上倾尖灭以及构造－岩性等圈闭。另外，从地震剖面上对油层的标定来看，它们距生油岩较远，之所以能形成油藏，与断至深部的断层和作为油气侧向运移通道之一的不整合面关系密切。Ⅲ级挠曲坡折带除与本身所在的沉积古地貌有关外，还与北部同生边界断裂有关。随着边界断裂的不断下沉，斜坡区域则相对抬高，坡度加大，从而形成挠曲坡折。该带内断裂不发育，沉积地貌以较大坡度的斜坡地形为主，主要发育岩性圈闭，以及紧邻Ⅱ级断裂坡折发育的断鼻圈闭。
3提出了一套深水储层的预测方法，有效地解决了半深湖-深湖相钙质泥岩、泥质白云岩对深水有效储层预测的干扰
吉尔嘎朗图凹陷洼槽部位的腾格尔组一段（尤其是Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ砂组）地层沉积时，为深湖和半深湖相环境，钙质泥岩、泥质白云岩非常发育，且分布比较稳定。由于泥岩含钙后，其声波时差值明显减小，有时甚至低于砂岩的声波时差值，如果按常规的波阻抗反演方法对深水储集砂体进行三维空间描述，则势必造成很大的多解性。基于不同类型储层的岩电及地震反射特征的研究，本文经泥岩基线偏移校正、砂砾岩刻度值校正、特殊岩性逐点编辑校正等处理，总结了深湖相环境的储层预测模型建模方法，提出了利用自然伽马反演识别有效储层的方法，解决了单纯利用波阻抗这一个参数区分砂岩、钙质泥岩、泥质白云岩所带来的多解性问题。勘探实践表明，该技术系列对深水湖底扇和近岸水下扇有效储层的预测具有良好的效果。
4建立了该凹陷不同沉积相带的测井四性关系图版，极大地提高了岩性油气藏勘探的成功率
地层的电性特征是岩性、物性、含油性的综合响应。由于储集层纵、横向岩性、物性变化大，因此电性特征相应变化也较大。根据砂砾岩和含砾砂岩两种岩相类型，建立了2类储层的测井四性关系，极大地提高了岩性油气藏的勘探成功率。
The exploration of lithologic reservoirs needs not only the guidanceof theory, but also the strong support of modern exploration techniques.The predecessors have proposed “source control theory”, multiple oil andgas accumulation zone theory, delta front facies-belt controlled theoryand lithologic reservoir exploration theory in faulted basin for theexploration of onshore oil and gas reservoir in China. The rapiddevelopment of the contemporary borehole, seismic and drillingtechnologies greatly improved the discovery of oil and gas reservoirs inChina.
Based on core, well logging and seismic data, combined with theanalysis of sedimentary system and tectonic system in Jiergalangtu Sag,Erlian Basin, this paper discussed the distribution law of reservoirs in thisarea, and systematically studied the identification techniques forlithologic reservoirs. The result shows that the lithologic reservoirsdistribution in this sag is obviously dominated by sedimentary facies beltand slope break belt. A set of prediction methods for deep-water reservoirwas proposed, which effectively eliminates the interference of semi-deepand deep lacustrine calcareous mudstone, argillaceous dolomite oneffective deep-water reservoir. Based on the different geologic models,the relation chart among the four properties (lithology, physical property,electric property and hydrocarbon-bearing property) was established,which extremely raises the success rate of lithologic reservoirsexploration in this area.
1. There developed different sedimentary systems in different structural location in Jiergalangtu Sag. In the study area, theremainly developed six types of sedimentary facies, including fan delta,braided river delta, nearshore subaqueous fan, sublacustrine fan andlacustrine facies, and different types of sand bodies control thedistribution of subtle reservoirs.
(1) Steep-slope nearshore fan deposition is mainly of high-densityturbidity currents. It is mainly composed of coarse clastic sediments,which developed in lacustrine dark mudstone, and formed the frequentrhythmic deposition of glutenite, conglomerate, aleurolite and mudstonein the section. The steep-slope subaqueous fan can be divided into threetypes of subfacies, including inner fan, middle fan and outer fan.
(2) Sublacustrine fan is fan clastic sedimentary body caused bydeep-water gravity current, and it is more in deep water areasgeographically. It may be formed by the direct injection of flood gravitycurrent into deep water area, and may be formed by the slumping andrapid accumulation of delta front sediments. The sublacustrine fan hascomplex lithologies and multiple types of rocks, and the typical lithologyis characterized by dark gray and black mudstone mixed with matrix-supported glutenite.
(3) Fan delta front sheet sand distributed widely, and frontdistributary channel glutenite is its important type of reservoir rock. Thelithologies include variegated massive conglomerate, glutenite andpebbled sandstone, as well as gray and dark gray mudstone.
2. The slope break belt is highly developed in Jiergalangtu Sag.Its control effect on the sandstone reservoir in faulted lake basin isquite outstanding, and the control effect on oil and gas is also obvious.The different location and different types of the slope break beltresult in obvious difference of sand control and reservoir control.
The sag can be divided into steep slope faulted slope break belt inthe northwest and gentle slope faulted slope break belt in the southeast.
The steep slope faulted slope break belt is mainly controlled by thecontemporaneous faults and companion faults in the northwestern marginof the sag. There developed sublacustrine fan and slope fan,simultaneously stratigraphic overlap exists, which can form strata, fault block, fault nose and lithologic pinchout traps.
Gentle slope faulted slope break belt includes levelⅠ and Ⅱfaultedslope break belts and level Ⅲ flexure slope break belt. The levelⅠfaultedslope break belt roughly covers the area in the south of Ji-17well andJi-61well, and it is also located on the high part of the level II and levelIII slope break. Its sedimentation is mainly controlled by paleotopographyand it is easy to form stratigraphic unconformity traps and stratigraphicoverlap traps. The level II faulted slope break belt is dominated by manyNE oriented normal faults. The fault displacement is large, and indifferent position and different fault, the intensity of activities varies. Theformation thickness of fault upper wall and foot wall changes obviouslyand there exist downcutting filling in the belt. Because of thedevelopment of the fault, the traps are mainly of fault block and faultnose. Meanwhile, there also exist stratigraphic overlap, denudation andpinchout, and they can form stratigraphic overlap traps, lithologic updippinchout traps and structural-lithologic traps. In addition, from thereservoir calibration in seismic section, they are far from the oil sourcerocks. That why they can form oil reservoir is greatly related to the deepfaults and unconformable surface which serves as lateral oil and gasmigration pathway. Beside the sedimentary paleogeomorphology wherethey exist, the level III flexure slope break belt is also related to theboundary faults in the north. As the boundary faults constantly sink, theslope areas relatively rise, and the gradient increases, and therefore formsthe flexure slope break belt. In this kind of slope break belt, fault is notdeveloped, the depositional landforms are mainly large gradient slope,and there mainly developed lithologic traps and fault nose traps grownclose to the level II faulted slope break belt.
3. A set of prediction methods for deep-water reservoir wasproposed, effectively solving the interference of semi-deep and deeplacustrine calcareous mudstone, argillaceous dolomite on effectivedeep-water reservoir prediction.
The first member of Tenggeer Formation (especially the VI, VII,VIII sand group) deposited in semi-deep and deep lacustrine environment,and the calcareous mudstone and argillaceous dolomite developed well and stably distributed. When mudstone contains calcium, its intervaltransit time reduces obviously, and sometimes it is even lower than that ofsandstone. If we use the conventional wave impedance inversion methodfor3D space description of deep-water reservoir sand bodies, it is boundto cause a great multiplicity. Based on the different types of reservoir rockelectricity and seismic reflection characteristics, this paper summed up amodeling method for reservoir prediction under deep lacustrineenvironment, proposed an effective reservoir detecting method by usingnatural gamma ray inversion method, and solved the multi-solutionproblem caused by the simple use of wave impedance to distinguishsandstone from calcareous mudstone and argillaceous dolomite, throughbaseline offset correction, glutenite scale value correction, speciallithology point-to-point editing correction processing. Explorationpractice shows that the technology is effective in predicting the effectivereservoir in deep sublacustrine fan and nearshore subaqueous fan.
4. The relation chart among the four properties (lithology,physical property, electric property and hydrocarbon-bearingproperty) was established, which extremely raises the success rate oflithologic reservoirs exploration in this area.
The electric properties are the integrated response of lithologies,physical properties and hydrocarbon-bearing properties. Due to the fastvertical and lateral variation of lithologies and physical properties, theelectric properties vary greatly. We established two types of relation chartamong the four properties for glutenite reservoir and pebbled sandstonereservoir respectively, which extremely raises the success rate oflithologic reservoirs exploration in this area.
本文基于岩心、录井、地震和测井资料，在对二连盆地吉尔嘎朗图凹陷沉积体系和构造体系综合分析的基础上，探讨了该区油气藏的分布规律，并对岩性油气藏的识别技术进行了系统的研究。研究认为，该凹陷岩性油气藏的分布明显受到沉积相带和坡折带的控制；所提出的基于模型重构的预测方法，可有效地解决半深湖-深湖相钙质泥岩、泥质白云岩对深水有效储层预测的干扰；基于不同地质模式，所建立的该凹陷不同沉积相带的测井四性关系图版，可极大提高该区岩性油气藏勘探的成功率。
1吉尔嘎朗图凹陷的不同构造位置的沉积体系类型不同，研究区主要发育扇三角洲、辫状河三角洲、近岸水下扇、湖底扇和湖相等6种沉积相类型；不同类型的砂体控制着隐蔽性油气藏的分布
（1）陡坡近岸扇沉积以高密度浊流为主，岩性以粗碎屑沉积为主，并夹在湖相暗色泥岩中，在剖面上构成砂砾岩、砾岩、粉砂岩和泥岩的频繁韵律沉积。陡坡水下扇包括内扇、中扇和外扇三个亚相类型。
（2）湖底扇（浊积扇）岩性油气藏：湖底扇是深水重力流成因的扇状碎屑沉积体，在地理位置上多处于深水地区，其成因机制可以使洪水重力流直接注入深水区而形成，也可以是三角洲前缘沉积物顺坡滑塌快速堆积而成。湖底扇岩性比较复杂，岩石类型多样，典型岩性特征为深灰色、黑色泥岩夹杂基支撑砂砾岩。
（3）扇三角洲前缘席状砂分布范围广，前缘分流水道砂砾岩是重要的储集岩。岩性主要包括杂色块状砾岩、砂砾岩和含砾砂岩，以及灰、深灰色泥岩的不等厚互层。
2吉尔嘎朗图凹陷坡折带极为发育，其对断陷湖盆砂岩储层的控制作用非常突出，进而对油气的控制作用也非常明显。因其所处的位置、类型不同而有明显的控砂、控藏的差异性
该凹陷可以划分为西北部陡坡断裂坡折带和东南部缓坡多级断裂坡折带。
陡坡断裂坡折带主要由西北部边界同沉积断层及伴生断层控制，带内发育湖底扇和斜坡扇等，同时存在地层超覆现象，可形成地层、断块、断鼻和岩性尖灭圈闭等。
缓坡断裂坡折带包括Ⅰ级断裂坡折带、Ⅱ级断裂坡折带和Ⅲ级挠曲坡折带。Ⅰ级断裂坡折带范围大致在吉17-吉61井以南区域，同时又位于Ⅱ、Ⅲ级坡折的高部位，沉积作用主要受古地形控制，容易形成地层不整合圈闭和地层超覆圈闭。Ⅱ级断裂坡折带是由多条NE向的正断层所控制，控制断层的断距较大，但不同部位、不同断裂的活动强度有差异，上下盘地层厚度有明显的变化，带内有下切充填现象。由于断裂的发育，圈闭以断块、断鼻为主，同时也存在地层超覆、剥蚀、尖灭等现象，可形成地层超覆、岩性上倾尖灭以及构造－岩性等圈闭。另外，从地震剖面上对油层的标定来看，它们距生油岩较远，之所以能形成油藏，与断至深部的断层和作为油气侧向运移通道之一的不整合面关系密切。Ⅲ级挠曲坡折带除与本身所在的沉积古地貌有关外，还与北部同生边界断裂有关。随着边界断裂的不断下沉，斜坡区域则相对抬高，坡度加大，从而形成挠曲坡折。该带内断裂不发育，沉积地貌以较大坡度的斜坡地形为主，主要发育岩性圈闭，以及紧邻Ⅱ级断裂坡折发育的断鼻圈闭。
3提出了一套深水储层的预测方法，有效地解决了半深湖-深湖相钙质泥岩、泥质白云岩对深水有效储层预测的干扰
吉尔嘎朗图凹陷洼槽部位的腾格尔组一段（尤其是Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ砂组）地层沉积时，为深湖和半深湖相环境，钙质泥岩、泥质白云岩非常发育，且分布比较稳定。由于泥岩含钙后，其声波时差值明显减小，有时甚至低于砂岩的声波时差值，如果按常规的波阻抗反演方法对深水储集砂体进行三维空间描述，则势必造成很大的多解性。基于不同类型储层的岩电及地震反射特征的研究，本文经泥岩基线偏移校正、砂砾岩刻度值校正、特殊岩性逐点编辑校正等处理，总结了深湖相环境的储层预测模型建模方法，提出了利用自然伽马反演识别有效储层的方法，解决了单纯利用波阻抗这一个参数区分砂岩、钙质泥岩、泥质白云岩所带来的多解性问题。勘探实践表明，该技术系列对深水湖底扇和近岸水下扇有效储层的预测具有良好的效果。
4建立了该凹陷不同沉积相带的测井四性关系图版，极大地提高了岩性油气藏勘探的成功率
地层的电性特征是岩性、物性、含油性的综合响应。由于储集层纵、横向岩性、物性变化大，因此电性特征相应变化也较大。根据砂砾岩和含砾砂岩两种岩相类型，建立了2类储层的测井四性关系，极大地提高了岩性油气藏的勘探成功率。
The exploration of lithologic reservoirs needs not only the guidanceof theory, but also the strong support of modern exploration techniques.The predecessors have proposed “source control theory”, multiple oil andgas accumulation zone theory, delta front facies-belt controlled theoryand lithologic reservoir exploration theory in faulted basin for theexploration of onshore oil and gas reservoir in China. The rapiddevelopment of the contemporary borehole, seismic and drillingtechnologies greatly improved the discovery of oil and gas reservoirs inChina.
Based on core, well logging and seismic data, combined with theanalysis of sedimentary system and tectonic system in Jiergalangtu Sag,Erlian Basin, this paper discussed the distribution law of reservoirs in thisarea, and systematically studied the identification techniques forlithologic reservoirs. The result shows that the lithologic reservoirsdistribution in this sag is obviously dominated by sedimentary facies beltand slope break belt. A set of prediction methods for deep-water reservoirwas proposed, which effectively eliminates the interference of semi-deepand deep lacustrine calcareous mudstone, argillaceous dolomite oneffective deep-water reservoir. Based on the different geologic models,the relation chart among the four properties (lithology, physical property,electric property and hydrocarbon-bearing property) was established,which extremely raises the success rate of lithologic reservoirsexploration in this area.
1. There developed different sedimentary systems in different structural location in Jiergalangtu Sag. In the study area, theremainly developed six types of sedimentary facies, including fan delta,braided river delta, nearshore subaqueous fan, sublacustrine fan andlacustrine facies, and different types of sand bodies control thedistribution of subtle reservoirs.
(1) Steep-slope nearshore fan deposition is mainly of high-densityturbidity currents. It is mainly composed of coarse clastic sediments,which developed in lacustrine dark mudstone, and formed the frequentrhythmic deposition of glutenite, conglomerate, aleurolite and mudstonein the section. The steep-slope subaqueous fan can be divided into threetypes of subfacies, including inner fan, middle fan and outer fan.
(2) Sublacustrine fan is fan clastic sedimentary body caused bydeep-water gravity current, and it is more in deep water areasgeographically. It may be formed by the direct injection of flood gravitycurrent into deep water area, and may be formed by the slumping andrapid accumulation of delta front sediments. The sublacustrine fan hascomplex lithologies and multiple types of rocks, and the typical lithologyis characterized by dark gray and black mudstone mixed with matrix-supported glutenite.
(3) Fan delta front sheet sand distributed widely, and frontdistributary channel glutenite is its important type of reservoir rock. Thelithologies include variegated massive conglomerate, glutenite andpebbled sandstone, as well as gray and dark gray mudstone.
2. The slope break belt is highly developed in Jiergalangtu Sag.Its control effect on the sandstone reservoir in faulted lake basin isquite outstanding, and the control effect on oil and gas is also obvious.The different location and different types of the slope break beltresult in obvious difference of sand control and reservoir control.
The sag can be divided into steep slope faulted slope break belt inthe northwest and gentle slope faulted slope break belt in the southeast.
The steep slope faulted slope break belt is mainly controlled by thecontemporaneous faults and companion faults in the northwestern marginof the sag. There developed sublacustrine fan and slope fan,simultaneously stratigraphic overlap exists, which can form strata, fault block, fault nose and lithologic pinchout traps.
Gentle slope faulted slope break belt includes levelⅠ and Ⅱfaultedslope break belts and level Ⅲ flexure slope break belt. The levelⅠfaultedslope break belt roughly covers the area in the south of Ji-17well andJi-61well, and it is also located on the high part of the level II and levelIII slope break. Its sedimentation is mainly controlled by paleotopographyand it is easy to form stratigraphic unconformity traps and stratigraphicoverlap traps. The level II faulted slope break belt is dominated by manyNE oriented normal faults. The fault displacement is large, and indifferent position and different fault, the intensity of activities varies. Theformation thickness of fault upper wall and foot wall changes obviouslyand there exist downcutting filling in the belt. Because of thedevelopment of the fault, the traps are mainly of fault block and faultnose. Meanwhile, there also exist stratigraphic overlap, denudation andpinchout, and they can form stratigraphic overlap traps, lithologic updippinchout traps and structural-lithologic traps. In addition, from thereservoir calibration in seismic section, they are far from the oil sourcerocks. That why they can form oil reservoir is greatly related to the deepfaults and unconformable surface which serves as lateral oil and gasmigration pathway. Beside the sedimentary paleogeomorphology wherethey exist, the level III flexure slope break belt is also related to theboundary faults in the north. As the boundary faults constantly sink, theslope areas relatively rise, and the gradient increases, and therefore formsthe flexure slope break belt. In this kind of slope break belt, fault is notdeveloped, the depositional landforms are mainly large gradient slope,and there mainly developed lithologic traps and fault nose traps grownclose to the level II faulted slope break belt.
3. A set of prediction methods for deep-water reservoir wasproposed, effectively solving the interference of semi-deep and deeplacustrine calcareous mudstone, argillaceous dolomite on effectivedeep-water reservoir prediction.
The first member of Tenggeer Formation (especially the VI, VII,VIII sand group) deposited in semi-deep and deep lacustrine environment,and the calcareous mudstone and argillaceous dolomite developed well and stably distributed. When mudstone contains calcium, its intervaltransit time reduces obviously, and sometimes it is even lower than that ofsandstone. If we use the conventional wave impedance inversion methodfor3D space description of deep-water reservoir sand bodies, it is boundto cause a great multiplicity. Based on the different types of reservoir rockelectricity and seismic reflection characteristics, this paper summed up amodeling method for reservoir prediction under deep lacustrineenvironment, proposed an effective reservoir detecting method by usingnatural gamma ray inversion method, and solved the multi-solutionproblem caused by the simple use of wave impedance to distinguishsandstone from calcareous mudstone and argillaceous dolomite, throughbaseline offset correction, glutenite scale value correction, speciallithology point-to-point editing correction processing. Explorationpractice shows that the technology is effective in predicting the effectivereservoir in deep sublacustrine fan and nearshore subaqueous fan.
4. The relation chart among the four properties (lithology,physical property, electric property and hydrocarbon-bearingproperty) was established, which extremely raises the success rate oflithologic reservoirs exploration in this area.
The electric properties are the integrated response of lithologies,physical properties and hydrocarbon-bearing properties. Due to the fastvertical and lateral variation of lithologies and physical properties, theelectric properties vary greatly. We established two types of relation chartamong the four properties for glutenite reservoir and pebbled sandstonereservoir respectively, which extremely raises the success rate oflithologic reservoirs exploration in this area.
引文
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