Carboniferous strata and their oil and gas prospects from Wulungu depression to the north uplift in the Junggar Basin based on magnetotelluric technology
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摘要:研究目的
本文以准噶尔盆地乌伦古坳陷至乌伦古北隆起带为研究区，研究石炭纪地层沉积、分布特征，为该区地质结构研究和油气勘查工作提供了依据和参考。
研究方法采集大地电磁测深数据，结合以往重磁电震资料，采用二维共轭梯度反演、最优化电性分层等技术获取石炭纪地层、断裂构造展布特征，为火成岩覆盖区研究石炭纪地层提供了有效的方法。
研究结果利用大地电磁测深技术结合重磁电震资料开展综合处理分析，获得研究区石炭系厚度图、石炭系埋深图，初步确定了上下石炭统的分界面，查明了石炭纪地层的分布特征，索索泉凹陷、福海坳陷和扎河坝坳陷为3个石炭纪地层沉降中心，具有较好的油气勘查前景。
结论在火成岩覆盖区，采用大地电磁测深、重磁电震综合处理解释技术为石炭纪地层研究提供了有效的技术支撑。
创新点：利用高质量的大地电磁数据、重磁资料有效识别具有电阻率、密度、磁化率差异的火成岩区地层的分布，降低了火成岩区地层识别的不确定性；查明准噶尔盆地乌伦古坳陷至乌伦古北隆起带石炭纪地层的分布特征，初步确定上下石炭统的分界面。
Abstract:This paper is the result of oil and gas exploration engineering.
ObjectiveIn this paper, the sedimentary and distribution characteristics of Carboniferous strata are studied in the study area from Wulungu Depression to Wulungu North Uplift in Junggar Basin, which provides a basis and reference for the study of geological structure and oil and gas exploration in this area.
MethodsAcquisition of magnetotelluric sounding data, combined with previous gravity, magnetic and electrical seismic data, using two-dimensional conjugate gradient inversion, optimization of electrical stratification technology to obtain the distribution characteristics of Carboniferous strata and fault structure, provides an effective method for the study of Carboniferous strata in igneous rock covered area.
ResultsUsing magnetotelluric sounding technology combined with gravity, magnetic, electrical and seismic data to carry out comprehensive processing and analysis, the thickness map and burial depth map of the Carboniferous system in the study area were obtained, the interface between the upper and lower Carboniferous strata was preliminarily determined, and the distribution characteristics of the Carboniferous strata were identified. The Suosuoquan sag, Fuhai depression and Zhaheba depression are three subsidence centers of Carboniferous strata, which have good prospects for oil and gas exploration.
ConclsionsIn igneous rock covered area, the comprehensive processing and interpretation technology of magnetotelluric sounding and gravity-magnetic-electric-seismic provides effective technical support for the study of Carboniferous strata.
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1. 引言
储层流动单元是指“影响流体流动的、岩性和岩石物理性质在内部相似的、垂向上和横向上连续分布的储集带”（Hearn et al., 1984；Ebanks, 1987）。近年来，国内外诸多学者（Amaefule et al., 1993；熊琦华等，1994；Ti et al., 1995；穆龙新等，1996；焦养泉等，1998；李阳，2003；陈程等，2003；王京红等，2004；Ehrenberg et al., 2005；窦松江等，2008；董凤娟等，2012；于蒙等，2017；刘鼎等，2018；万琼华等，2019）进行了储层流动单元的研究。储层流动单元已经在高、中、低渗储层表征中得到普遍应用，但在特低渗储层研究中仍然很少涉及。以松辽盆地中央坳陷三肇凹陷升554断块下白垩统泉头组四段扶余油层特低渗储层为例，确定储层流动单元划分标准，划分流动单元类型，表征流动单元非均质性特征及流动单元发育主控因素，讨论流动单元油藏开发效果，以期为特低渗储层流动单元研究提供一定借鉴意义，为特低渗油藏开发提供一定参考依据。
2. 区域地质概况
研究区升554断块位于松辽盆地中央坳陷三肇凹陷东北部（图 1）。在松辽盆地发展演化过程中，三肇凹陷内部保持相对稳定，继承性地发展成为深断陷和坳陷中心（迟元林等，2000），其西接大庆长垣，东临朝阳沟阶地，北连明水阶地、东北隆起，是松辽盆地主要烃源凹陷（殷进垠，2002）。
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图 1 研究区区域构造位置图1—研究区范围；2—一级构造单元；3—二级构造单元；4—松辽盆地边界；5—城市Figure 1. Regional geological map showing structural location of studied area1- Studied area; 2- Primary building unit; 3- Secondary building unit; 4- Boundary of Songliao Basin; 5- City研究区自下而上发育有上侏罗统火石岭组、白垩系沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组以及古近系和新近系。从下白垩统泉头组沉积开始，研究区共经历了3次沉降和3次主要构造反转（陈昭年，2008）。从泉头组至嫩江组沉积晚期，研究区在拉张作用下稳定沉降，表现为稳定的坳陷沉积。
泉头组四段扶余油层为研究区产油主要接替层位（刘宗堡等，2008），厚约200 m，是在青山口组一段底突然湖侵之前发育起来的陆相充填沉积建造（刘宗堡等，2009），其上覆青山口组暗色泥页岩为生油源岩（侯启军等，2009；霍秋立等，2012；白静等，2020）。沉积序列整体呈砂泥互层，序列底部为灰绿、灰黑色湖沼泥质沉积，泥岩水平层理发育，含介形虫、轮藻、叶肢介、双壳类等门类化石（叶得泉等，2002；刘振文等，2006；张智礼等，2014），是较好的标志层。
3. 储层流动单元划分
归纳前人储层流动单元划分研究成果（熊伟等，2005；宋子齐等，2007；董凤娟等，2012；刘鼎等，2018；王伟等，2018；徐铮等，2018），发现储层流动单元划分方法分为两类。一是数学方法为主的定量储层参数分析法，二是地质方法为主的定性分析法。定量储层参数分析法主要包括流动层带指标划分法、孔隙度-渗透率划分法、渗透率差异指标法、存储系统-储集系统划分法、概率神经网络（PNN）法、非均质综合指数（IRH）法、熵权TOPSIS法、聚类分析法、灰色系统理论等方法，定性分析法主要包括沉积相划分法、岩性-物性划分法、孔喉几何形状法等方法。
储层流动单元划分可分为两步（吴胜和，1999），第一步确定连通砂体与渗流屏障的分布（万琼华等，2019），第二步确定连通体内部的渗流差异。渗流屏障主要有3种类型：泥质屏障、胶结带屏障和闭合型断层屏障（窦松江等，2008），其形成主要取决于沉积作用、成岩作用和构造作用，其中沉积作用影响泥质屏障的发育，成岩作用控制胶结带屏障的形成，而构造作用主要决定断层的开启与闭合程度，形成闭合型断层屏障。
研究区扶余油层埋深大，以泥质胶结为主，泥质含量10%~20%，胶结类型以再生、接触-再生胶结为主，可形成泥质胶结带屏障。由图 2可知，扶余油层渗流屏障主要为（粉砂质）泥岩屏障，分布于河流相韵律层上部，表现为河道间、天然堤、决口扇的泥质沉积。自然伽马曲线（GR）和电阻率曲线（RMN）表现为靠近泥岩基线、低幅微齿特征。扶余油层渗流屏障也多分布于三角洲相韵律层下部分流间湾泥质沉积。
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图 2 扶余油层渗流屏障与连通体识别剖面示意图1—渗流屏障；2—连通体；3—泥岩；4—粉砂质泥岩；5—泥质粉砂岩；6—粉砂岩；7—细-粉砂岩；8—细砂岩；9—油浸；10—含油Figure 2. Schematic diagram of seepage barriers and connected bodies identification profile of Fuyu oil layers1-Seepage barrier; 2-Inner connected sand; 3-Mudstone; 4-Silty mudstone; 5-Pelitic siltstone; 6-Siltstone; 7-Fine-siltstone; 8-Fine sandstone; 9-Oilimmersion; 10-Oiliness储层连通单元受控于稳定的泥岩、泥质隔夹层的分布（陈程等，2003），即连通体受控于流动单元渗流屏障的分布。由图 2可知，扶余油层连通体岩性主要为粉砂岩、细粉砂岩及细砂岩，主要分布于河流相韵律层下部，表现为河道砂质沉积。自然伽马曲线（GR）和电阻率曲线（RMN）表现为远离泥岩基线、高幅、钟形或箱形、底部突变、微齿特征。扶余油层连通体也多分布于三角洲相韵律层上部砂质沉积。
3.1 流动单元划分参数优选
优选影响储层渗流能力且反映储集能力的岩石物理参数有效孔隙度和渗透率（陈欢庆等，2011）作为划分流动单元类型的主控核心参数。有效孔隙度直接反映储层储集能力，而渗透率则是表征储层渗流能力的首选指标。根据测井解释报告（S53- F1、S532-F1和S104-21井）35个数据点，将声波时差与有效孔隙度进行拟合（图 3a）得到公式(1)，将渗透率与有效孔隙度进行拟合（图 3b）得到公式(2)。
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图 3 扶余油层Φ-AC拟合交汇图（a）和K-Φ拟合交汇图（b）Figure 3. Φ-AC fitting intersection diagram (a) and K-Φ fitting intersection diagram (b) of Fuyu oil layers
(1) 式中Φ—有效孔隙度，%；AC—声波时差，μs/m。
(2) 式中Φ—有效孔隙度，%；K—渗透率，10-3 μm2。
取心井有效孔隙度、渗透率为岩心分析数据，而非取心井则由测井曲线二次数字处理所得。利用康尼—卡曼关系式求出标准孔隙度指数、储层质量指数及流动带指数值（何更生，1994），三者皆是表征储层储集能力、渗流能力的重要参数。相关表达式如式(3)、式(4)、式(5)和式(6)所示。
(3) 式中Φz—标准孔隙度系数，无量纲；Φ—有效孔隙度，%。
(4) 式中RQI—储层质量指数，µm；Φ—有效孔隙度，%；K—渗透率，10-3 µm2。
(5) 将式(5)等号两边取对数得：
(6) 式中FZI—流动带指数，µm；RQI—储层质量指数，µm；Φz—标准孔隙度系数，无量纲。
3.2 流动单元划分标准
由公式(6)可知，具有相同FZI值的样品点在RQI与Φz双对数坐标系上呈直线关系，具有不同FZI值的样品点在RQI与Φz双对数坐标系上呈相互平行的直线关系，即在RQI与Φz的双对数坐标系上，位于FZI值为常数的直线上的样品点，属于同一流动单元，适用于流动单元的划分（王清辉等，2019）。扶余油层流动单元之间的Φ、Φz、和RQI值差异较小（表 1），而K、FZI值差异较大，尤以FZI值的差异最为显著，可精确反映储层非均质性特征，因此流动带指数法（FZI值）可作为流动单元的划分依据和标准。
表 1 扶余油层流动单元属性参数表Table 1. Attribute parametere of flow units of Fuyu oil layers
3.3 流动单元类型划分
将95个取心井数据点（S25、S53、S552、S554和S555井）投在RQI-Φz双对数关系图上（图 4a），扶余油层可划分为E类、G类和P类3种类型的流动单元。同样，在FZI值累计概率百分数图上（图 4b），数据点显示出明显的三段式，以FZI值0.5 µm和0.8 µm为界可将扶余油层划分出E类、G类和P类3种类型流动单元，且两者吻合很好。
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图 4 扶余油层储层流动单元类型划分图a—RQI-Φz双对数关系图；b—FZI值累计概率百分数图；1—E类流动单元；2—G类流动单元；3—P类流动单元Figure 4. Division of flow unit type for Fuyu reservoira-RQI-Φz double logarithmic relationship diagram; b- FZI value cumulative probability percentage diagram; 1- Type E flow unit; 2- Type G flow unit; 3- Type P flow unit4. 储层流动单元非均质特征
4.1 流动单元物性特征
由表 1可知，Φ值介于5.7%~17.5%，表明扶余油层流动单元为低孔—特低孔储层。K值介于0.01~4.8×10-3 µm2，表明流动单元为特低渗储层。从E类至P类流动单元，K、RQI、FZI值逐渐减小，表明流动单元渗流能力逐渐减弱，储层非均质性较强。
E类流动单元流动带指数FZI平均值为1.20 μm，K平均值为3.17×10-3 µm2，RQI平均值为0.16 μm，具有相对较强的渗流能力；G类流动单元流动带指数FZI平均值为0.65 μm，K平均值为1.58×10-3 µm2，RQI平均值为0.11 μm，渗流能力中等；P类流动单元流动带指数FZI值平均值为0.33 μm，K平均值为0.27× 10-3 µm2，RQI平均为0.04 μm，渗流能力较差。
4.2 流动单元分布特征
以扶余油层主力层FⅠ5、FⅠ6和FⅠ7小层为例。在扶余油层主力层流动单元分布和油藏分布平面图（图 5）上，E类流动单元发育不良，主要为G类、P类流动单元分布，不同流动单元之间、流动单元与渗流屏障之间呈不规则带状、片状交错或相间分布，E类流动单元主要分布在西南构造高部位，正断层形成了渗流通道，不同位置又因断层上下盘错动形成泥岩渗流屏障。由流动单元分布和油藏分布剖面示意（图 6）可知，同一油井不同小层可发育不同类型的流动单元，同一小层不同油井可发育不同类型的流动单元。以上均表明主力层流动单元储层非均质性较强。
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图 5 扶余油层主力层流动单元分布和油藏分布平面图1—P类流动单元；2—G类流动单元；3—E类流动单元；4—渗流屏障；5—正断层；6—剖面；7—油层；8—差油层；9—油水同层；10—取心井；11—采油井；12—注水井Figure 5. Plane of the main layers flow units showing distribution of reservoirs in Fuyu1-Type P flow unit; 2-Type G flow unit; 3-Type E flow unit; 4- Seepage barrier; 5- Normal fault; 6- Profile; 7- Oil layer; 8- Poor oil layer; 9- Water within oil layer; 10- Cored well; 11- Oil production well; 12- Water injection well![]()
图 6 扶余油层主力层流动单元分布和油藏分布剖面图1—P类流动单元；2—G类流动单元；3—E类流动单元；4—渗流屏障；5—油层；6—差油层；7—油水同层；8—分层界线及层号Figure 6. Profile showing distribution of the main layers flow units and reservoirs of Fuyu oil layers1-Type P flow unit; 2-Type G flow unit; 3-Type E flow unit; 4- Seepage barrier; 5- Oil layer; 6- Poor oil layer; 7- Water within oil layer; 8- Oil layer boundary and number5. 储层流动单元发育主控因素
5.1 沉积相
归纳前人“相控”流动单元方面的诸多研究，发现存在两种观点。一是各类流动单元类型与不同的沉积微相具有较好的对应关系（王志章等，2010），二是同一种流动单元往往对应多种沉积微相类型，同一种沉积微相类型也可能存在多种流动单元（于蒙等，2017）。
松辽盆地中央坳陷扶余油层发育河流—浅水三角洲相（黄薇等，2013），三肇凹陷扶余油层发育大型浅水三角洲（朱筱敏等，2012），研究区扶余油层自下而上发育湖泊相、三角洲相和曲流河相（周路路，2013）。扶余油层主力层发育曲流河相，沉积微相较为单调，主要为河道、河道间及溢岸砂（图 7）。各类流动单元分布于河道、溢岸砂中，河道间形成渗流屏障。对比主力层沉积微相平面分布图（图 7）与流动单元分布和油藏分布平面图（图 5）可知，主力层的沉积微相总体上控制了流动单元分布形态及渗流边界，发育良好的P类、G类流动单元呈不规则片状、线状随机分布于河道、溢岸砂中。少量发育的E类流动单元则有规律地分布于河道中（图 7）。
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图 7 扶余油层主力层沉积微相平面分布图1—河道；2—溢岸砂；3—决口扇；4—天然堤；5—河道间；6—正断层；7—取心井；8—采油井；9—注水井；10—E类流动单元Figure 7. 4Plane of sedimentary microfacies in the main layers of Fuyu oil layers1- Channel; 2- Effusion sand; 3- Splay; 4- Natural levee; 5- Interchannel; 6- Normal fault; 7- Cored well; 8- Oil production well; 9- Water injection well; 10- Type E flow unit5.2 构造
研究区发育的构造均为开启型正断层，继承性发育的正断层在泉头组沉积时期受稳定的拉张应力作用持续发育。根据主力层流动单元分布和油藏分布平面图（图 5）上西南部断层两侧S50-62井和S54-64井钻遇的流动单元实际发育情况，分析断层对流动单元发育的控制作用。如图 8所示，正断层下盘S50-62井钻遇FⅠ5、FⅠ7小层砂岩，上盘S54-64井钻遇FⅠ5、FⅠ7小层泥岩，断层作为渗流通道，在下盘砂岩中形成E类、P类流动单元，上盘泥岩形成渗流屏障。同样，两井均钻遇FⅠ6小层砂岩，上下盘分别形成G类、P类流动单元。因此，认为研究区开启型正断层控制着储层流动单元的发育和分布。考虑到断层上下盘不断错动，断层开启程度不断变化，上下盘砂、泥接触部位与面积不断变化，认为流动单元的空间分布状态也是动态变化的。
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图 8 扶余油层断层控制流动单元发育模式图Figure 8. Pattern of fault controlling flow units development of Fuyu oil layers6. 讨论
6.1 流动单元划分标准应用
利用扶余油层流动单元划分标准，对扶余油层各主力层流动单元进行划分，取得很好划分效果（图 9）。由图 9可知，数据点表现出明显的三段式分布，划分出3种流动单元类型，且以G类、P类流动单元为主，E类流动单元较少。认为文中储层流动单元划分标准可为松辽盆地其他地区特低渗储层流动单元划分提供一定参考依据。
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图 9 扶余油层主力层FZI值累计概率百分数图1—FⅠ5小层；2—FⅠ6小层；3—FⅠ7小层Figure 9. FZI value cumulative probability percentage of main layers of Fuyu oil layers1- FⅠ5 oil layer; 2- FⅠ6 oil layer; 3- FⅠ7 oil layer6.2 储层流动单元油藏分布与开发
扶余油层油藏具有上生下储的特征（霍秋立等，1999；邹才能等，2007），上覆青山口组的油源沿着继承性发育的开启型正断层向下“倒灌”、“注入式”垂向运移至扶余油层（迟元林等，2000；刘宗堡等，2009；张雷等，2010），并侧向运移赋存在特低渗砂质储层中（连承波等，2011），形成大面积分布的岩性油藏（谭保祥等，1995；迟元林等，2000；张顺等，2011；黄薇等，2013）和构造-岩性油藏，以空间成因单砂体为控制因素形成的单一岩性圈闭为最基本的控油与聚油单元（孙雨等，2009；孙雨等，2018），断层与砂体之间的空间配置关系则控制了油气的运移与圈闭。
研究区扶余油层除主力层油层有效砂厚大、横向连续性较好，而其他小层或多为薄层或横向连续性差。特以主力层油藏为例，讨论储层流动单元油藏的分布及开发效果。
6.2.1 流动单元油藏分布
主力层油藏电测解释为油层、差油层及油水同层（图 5）。由图 5可知，特低渗储层流动单元空间分布对油藏的空间分布控制有限，两者无明显的相关性，表现为油层、差油层及油水同层随机分布于E类至P类各类流动单元中。油藏分布受控于断层，主要沿着正断层两侧分布。
扶余油层FⅠ5小层流动单元钻遇的S50-76、S46-70、S44-68和S52-60等井（图 5a，图 10），注水开发见效（图 10），电测解释为油层。同样，FⅠ7小层流动单元钻遇的大部井，如S50-82、S44-64、S42-86、S48-74、S42-74、S40-82等（图 5c，图 11），注水开发效果好（图 11），电测解释为油层。因此，对于特低渗储层而言，认为储层流动单元开发见效范围控制了油藏实际分布范围。
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图 10 扶余油层FⅠ5小层油井生产柱状图1—日产液；2—日产油；3—累产油Figure 10. Oil wells production histogram of FI5 layer of Fuyu oil layers1- Daily fluid production; 2- Daily oil production; 3- Accumulated oil production![]()
图 11 扶余油层FⅠ7小层油井生产柱状图1—日产液；2—日产油；3—累产油Figure 11. Oil wells production histogram of FI7 layer of Fuyu oil layers1- Daily fluid production; 2- Daily oil production; 3- Accumulated oil production6.2.2 流动单元油藏开发效果
由扶余油层FⅠ5小层油井生产柱状图（图 10）可知，从E类至P类特低渗储层流动单元，油井的日产油量、累产油量总体呈现出逐渐上升的趋势（个别井例外），这与高、中、低渗储层呈现逐渐下降的趋势截然不同。E类流动单元钻遇的3口井（S42- 82、S50-54、S50-62井）或有效砂体厚度（砂体射开厚度）小或紧靠泥岩渗流屏障（图 5），导致注水效果差，油井产量小；G类流动单元钻遇井虽射开厚度大但紧靠泥岩渗流屏障，导致开发效果一般；P类流动单元钻遇的几口井或射开厚度较大或紧靠正断层形成的渗流通道，因而注水效果好，油井产量高。
由扶余油层FⅠ7小层油井生产柱状图（图 11）可知，注水见效的G类与P类储层流动单元，在相同的生产周期内，油井的日产油量、累产油量近乎相同，而注水开发不见效的E类至P类储层流动单元，油井的产量也近乎相同。可见，对于特低渗储层而言，不同类型的流动单元自身渗流能力的差异对油藏开发效果的影响已不明显。
普遍认为，储层流动单元渗流能力越强，油藏注水开发效果越好（陈程等，2003；石占中等，2003；王长发等，2003；张振红等，2005；吴小斌等，2011；李照永，2011），但研究区特低渗储层流动单元却无该趋势甚至表现出相反的趋势。考虑到扶余油层特低渗储层渗流能力极弱，且又为低孔—特低孔储层，认为流动单元自身的渗流能力对油藏开发的作用已经很小，而不同流动单元之间的渗流能力差异所引起油藏开发效果的不同也已不明显，油藏开发效果主要取决于砂体射开厚度、注水效果等开发因素以及砂体厚度、断层渗流通道、泥岩渗流屏障等地质因素。
7. 结论
（1）扶余油层特低渗油气储层流动单元划分出E、G、P三种类型，其中E类FZI值大于0.8 μm，G类FZI值介于0.5~0.8 μm，P类FZI值小于0.5 μm。从E类至P类流动单元，渗流能力逐渐减小，储层非均质性较强。
（2）扶余油层特低渗油气储层流动单元发育及分布受沉积相和断层构造双重控制。
（3）在特低渗尺度内，油气储层流动单元本身渗流能力极弱，其自身的渗流能力对油藏开发效果的影响已经很小，而不同流动单元之间的渗流能力差异所引起油藏开发效果的不同也已不明显，油藏开发效果取决于砂体射开厚度、注水效果等开发因素以及砂体厚度、断层等地质因素。
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图 1 大地电磁测深剖面布置图
Figure 1. Magnetotelluric sounding survey line layout in the work area
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图 3 WLG-CEMP-01测线静位移校正效果对比图
Figure 3. Comparison of static displacement correction effect of Line WLG-CEMP-01
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图 4 WLG-CEMP-01测线视电阻率曲线类型分布图
Figure 4. Distribution map of apperent resistivity curve type of line WLG-CEMP-01
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图 5 伦2井电测井曲线与WLG-CEMP-01测线（南部）电阻率反演剖面对比图
Figure 5. Comparison between Lun 2 drilling and line WLG-CEMP-01(South)
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图 8 WLG-CEMP-01测线界面信息提取对比图
Figure 8. Interface information contrast map of line WLG-CEMP-01
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图 9 WLG-CEMP-02（南部）二维电阻率反演剖面（a）与NE275线地震剖面（b）对比图
Figure 9. Comparison of the two-dimensional resistivity inversion profile of WLG-CEMP-02 (a) and the seismic profile of line NE275(b)
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图 14 WLG-CEMP-02线综合地质解释剖面（a）和二维共轭梯度反演剖面（b）
Figure 14. Interpretation profile of line WLG-CEMP-02
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图 15 乌伦古坳陷至乌伦古北隆起带石炭系底面埋深图
Figure 15. Carboniferous base layer Buried depth map from Wulungu Depression to Wulungu North Uplift Zone
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图 16 乌伦古坳陷至乌伦古北隆起带石炭系厚度图
Figure 16. Carboniferous thickness map from Wulungu Depression to Wulungu North Uplift Zone
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