松辽盆地登娄库—永安地区油气成藏模式研究

周 洋，张美华，黄 兰，王春华

（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062）

松辽盆地登娄库—永安地区油气成藏模式研究

周 洋，张美华，黄 兰，王春华

（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062）

摘 要：在已了解的松辽盆地登娄库—永安地区构造和沉积演化特点的基础上，利用现有钻井的岩心资料、测井资料和地震资料，对该地区的成藏模式特征从运移方式和生储盖空间组合两个方面上进行了研究和分类，分析了各自形成的主控因素。研究表明，该区域地层具有断坳双层结构，按油气运移类型划分，在断陷期主要发育两种油气成藏模式，分别为原生油气成藏模式和次生油气成藏模式；在坳陷期主要发育次生油气成藏模式和混生油气藏。从储层与烃源岩的空间组合上来看，区域内主要发育有上生下储、下生上储和自生自储这三种油气成藏模式。形成这些不同成藏模式的主要因素是该区深至基底的大型断裂构造和继承性断裂、反转构造以及固有沉积环境等。

关键词：松辽盆地；油气成藏模式；原生油气藏；次生油气藏；混生油气藏；基底断裂

随着能源需求的日益增长，石油与天然气的勘探开发的需求在增加，但难度也在不断增加，特别是针对构造情况复杂，成藏形式多样的地区，提高钻探效率和勘探精度的需求日益增加。油气成藏模式是对油气成藏要素（从源岩到圈闭）在时间及空间上匹配关系的概括与总结[1]。通过研究油气成藏模式，总结其特点及形成原因，可以进一步了解工区油气分布的规律并且为下一步预测油气勘探方向提供理论依据。松辽盆地登娄库—永安地区的油气成藏模式相对多样，本文通过油气来源途径的不同以及生储盖空间组合两种方式对其进行了分类，并分析了形成不同油气成藏模式的主控因素，从而系统的阐述了该区的油气富集规律。

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1　区域地质概况

1.1区域构造背景

松辽盆地是以海西褶皱带为基底，位于内蒙地轴以北、兴蒙地槽系与吉黑准地槽系褶皱的结合部分，基底是拼凑而成的大型不对称中、新生代断陷盆地。而登娄库—永安地区位于松辽盆地南部中央坳陷区与东南隆起区的交界处，发育断陷层和坳陷层两套层系[2]。断陷期地层主要分布在伏龙泉次凹、王府断陷、社里断陷和洪泉断陷中，洪泉断陷断陷期仅发育火石岭组，其余断陷中断陷期地层发育齐全；坳陷层系发育泉头组至嫩江组，嫩江组沉积后，受区域压扭应力场的影响，该区开始发生反转抬升，登娄库背斜带遭受剥蚀，局部缺失泉四段以上地层。断陷层主要发育火石岭组、沙河子组、营城组三套烃源岩，坳陷层发育青山口组烃源岩，总体上形成了以断、坳两套烃源岩为基础的深部原生成藏组合、中部次生成藏组合和浅部次生（上生下储）成藏组合。

1.2区域地层发育特征

登娄库—永安地区与松辽盆地其它大部分地区一样，发育断、坳两套地层层系，其中主要发育中生界，缺失第三系，自下而上发育下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组，上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组[3]。断陷期为早白垩世火石岭期—营城期早期，在这一时期暗色泥岩发育，夹少量煤、煤线及火山岩，近源粗碎屑沉积丰富。从地震剖面分析，断陷期地层最厚可达4 600 m，一般在1 500～2 000 m左右。自早白垩世营城期晚期开始进入坳陷期，在晚白垩世为坳陷型盆地的鼎盛时期，受松辽大湖盆两次湖侵影响，泥岩颜色自下而上出现两次红—黑变化，沉积物呈下粗上细的正旋回特征。由于受到构造演化及古气候变迁等诸因素综合影响，登娄库—永安地区主要发育中生界，缺失第三系。

2　成藏模式研究

2.1原生油气成藏模式研究

原生油气成藏模式是指在油气成藏系统划分中，成藏系统内部烃源岩生成的油气运移至系统内部储层圈闭中聚集成藏而形成的一种油气藏模式[4]。从生储盖空间组合上来说，属于自生自储。

生储盖组合：营城组与沙河子组烃源岩生成的油气在营城组及沙河子组内部储层圈闭中聚集成藏即构成了原生油气藏。以沙河子组和营城组深湖—半深湖相暗色泥岩为源岩和盖层，水下扇、扇三角洲砂体为储层构成的近烃源自生自储式成藏组合，该套成藏组合分布广泛，储量蕴藏丰富（图1、图2）。

形成原因：登娄库—永安地区主控断裂的陡部火石岭组、沙河子组、营城组均发育近岸水下扇体，扇中及扇端砂体直接与烃源岩对接，可优先捕获油气，形成原生油气藏。

研究区东部的王府断陷，受王府断层控制，为一西断东超单断箕状断陷，断陷缓坡部位王府1井与火石岭组上部获得工业气流，证实了深部原生气藏的存在（图3）。

伏龙泉次凹位于研究区西南部，受伏龙泉断层控制，为一东断西超单断箕状断陷，次凹浅部（泉一段和登娄库组）发育南、北两个大型背斜构造，钻井证实背斜构造中均聚集成藏，并已发现了伏龙泉气田，证实了深部有优质烃源岩。在次凹深部扇三角洲前缘砂体与烃源岩形成良好配置，而且在邻近烃源区的缓坡部位存在大型断背斜构造，可形成原生气藏（图4）。

社里断陷位于研究区北部，断陷地层较为发育，断陷结构与伏龙泉次凹较为相似，受社里断层控制，为一东断西超单断箕状断陷。SN360井在登娄库组获得工业气流，泉一段多层获天然气流，证实了深部烃源的资源潜力，若深部存在有利圈闭即可聚集成藏（图5）。

图1　过SN361-SN360-SN362井油气成藏模式分布剖面图

图2　过D103-D111-SN360井油气成藏模式分布剖面图

2.2次生油气成藏模式研究

次生油气成藏模式是指在成藏系统（或成藏组合）划分中，一个成藏系统中烃源岩生成的油气沿断裂或不整合面运移至另外一个成藏系统中聚集而形成的一种油气藏类型[5]。形成次生油气藏一般具备以下三个条件：①油气来源，即深层是否存在烃源岩或油气藏；②油气运移通道，是否有控源断裂的存在；③上部是否具有油气重新聚集的储盖及圈闭条件[6]。

2.2.1上生下储次生油气成藏模式

在登娄库—永安地区上部区域存在上生下储的次生成藏模式。油气分布依附中、下部成藏系统，是承接中、下部油气藏改造破坏后二次乃至三次运移而形成的次生油气藏。生储盖空间组合上来看，是以青一段和青二段为烃源岩，泉头组三、四段河流相砂岩为储层，泉三、泉四段河道间泥岩及青山口组区域稳定发育的泥岩为盖层的成藏组合。

图3　王府断陷油气成藏模式分布剖面图

图4　伏龙泉断陷油气成藏模式分布剖面图

青山口组沉积期，松辽盆地进入较大范围的水进，青一段、青二段发育大套半深湖、深湖相暗色泥岩，目前已处于成熟阶段，是良好的烃源岩。登娄库—永安地区紧邻中央凹陷生烃中心，青山口组烃源岩为该区提供了良好的烃源基础。

储层特征：储层岩性以中、细、粉砂岩为主，部分为含砾中、粗砂岩及粗砂岩，沉积微相为滨浅湖及河流相。成份成熟度低，结构成熟度中等—较高。由于埋藏浅，物性好，孔隙度一般均大于10%，多为20%～30%，渗透率变化较大，为1× 10-3～1 000×10-3μm2。浅部储层处于成岩作用阶段，孔隙类型以原生孔隙为主，伴有少量次生溶孔，为较好储层，并且平面分布稳定。

盖层特征：盖层为区域盖层和局部直接盖层，分别为青山口组大套稳定泥岩和泉头组内部的河流相红色泥岩，除青山口组及泉三段上部泥岩分布较为稳定，连续性稍好以外，一般泥岩厚度变化大，连续性差，封盖性能差。

图5　杜里断陷油气成藏模式分布剖面图

形成机理：嫩江组沉积后，松辽盆地东南隆起区持续抬升，新近系沉积前，挤压反转，构造最后定型，持续的构造作用形成了大型穹窿背斜（登娄库背斜带），并产生大量断层，断裂作用使青山口组烃源岩与泉头组砂体对接，为油气运移提供了通道，青一段厚层泥岩起到了垂向封堵作用、形成良好盖层，油气得以在背斜及断背斜圈闭中聚集成藏，同时，由于紧邻生烃凹陷，青一段厚层泥岩在生排烃期形成异常高压带，致使油气垂向运移至下部紧邻的泉四段河道砂中聚集（图6）。

2.2.2下生上储次生油气成藏模式

生储盖组合：本区内下部成藏系统中营城组与沙河子组烃源岩生成油气，是下生上储次生油气成藏模式的主要烃源岩。储层主要是登娄库组和泉头组一段和二段的河流相砂体。盖层主要是泉头二段上部和泉三段下部的浅湖相、三角洲平原泥岩及河流相泥岩。下部和中部的油气藏遭受破坏后沿深大断裂运移至上部成藏系统聚集而形成的油气藏（图1、图2、图3、图4、图5）。

形成机理：登娄库—永安地区的生油岩主要分布在深层断陷层系，因而在深层断陷层系的有利位置先会形成原生油气藏，但是由于本区的构造活动频繁，特别是后期的构造反转运动，使深层断陷层系的油气藏遭到破坏，油气沿断层向上运移，在浅层聚集成藏，形成次生油气藏。

2.3混生油气成藏模式

混生油气成藏模式是指在成藏系统（或成藏组合）划分中，一个成藏系统储层中的油气除了来源于自身成藏系统内部烃源岩，还有部分油气通过断裂或不整合面由另外一个成藏系统中的油气运移至此成藏系统中，此模式下形成的油气藏即为混生油气藏[7]。

储层特征：储层岩性以含砾中、粗砂岩、中—细砂岩为主，局部为砂砾岩，孔隙度8%～22%，一般大于10%，渗透率0.01×10-3～200×10-3μm2。储层埋深约900～1 600 m。储层岩石处于成岩作用后生作用阶段的早中期，不同构造部位的成岩作用差异较大。孔隙类型中次生孔隙含量增加，原生孔隙变小，偶见裂隙。储层非均质性较强，中高—中低孔渗，为常规储层向致密储层过渡的储层类型。

盖层特征：盖层主要是泉一、二段和登娄库组中各砂组、砂层之上直接覆盖的局部泥岩，厚度5～44 m，一般为15 m，平面展布范围亦较有限，但其封闭性能较好。另据地层压力系统分析，1 200～1 500 m左右为地层压力过渡带，此过渡带可作为中深部组合的封隔层，对下部油气起到了封闭作用。

形成机理：本区中部成藏系统（登娄库组上部及泉一段下部层段）以登娄库组浅湖相三角洲前缘砂体和泉一段河流相砂体为储集岩，浅湖相、三角洲平原泥岩及河流相泥岩为盖层，以沙河子组、营城组为主力源岩，登娄库组为次要源岩。既接收下部成藏系统向上运移聚集的次生油气，又有中部成藏系统内部生成的原生油气，构成混源式成藏组合（图1、图2、图3、图4、图5）。

图6　登娄库—永安地区上生下储次生油气成藏模式图

3　结论

（1）登娄库—永安地区从油气运移特点上来看，油气成藏模式主要发育三种类型：原生油气成藏模式、次生油气成藏模式和混生油气成藏模式。细化来说，在断陷期主要发育原生油气成藏模式和下生上储次生油气成藏模式；在坳陷期主要发育上生下储次生油气成藏模式和混生油气藏。

（2）登娄库—永安地区从生储盖组合上来看可以分为三种类型：自生自储，上生下储，下生上储。

（3）在登娄库—永安地区原生油气藏的形成主要是由于近岸水下扇体，扇中及扇端砂体直接与烃源岩对接，可优先捕获油气，形成原生油气藏。下生上储次生油气成藏的形成是由于后期的构造反转运动，使深层断陷层系的油气藏遭到破坏，油气沿断层向上运移。而上生下储次生油气藏的形成则主要是由于青一段厚层泥岩紧邻生烃凹陷在生排烃期形成异常高压带，致使油气垂向运移至下部紧邻的泉四段河道砂中聚集。混生油气成藏模式的形成主要是由于本区中部成藏系统既接收下部成藏系统向上运移聚集的次生油气，又接收中部成藏系统内部生成的原生油气。

参考文献：

[1] 毕剑辉．断层输导体系特征及对油气成藏的控制作用[J].中国石油和化工标准与质量，2011(6):126-127.

[2] 王永春．松辽盆地南部岩性油藏的形成和分布[M].北京:石油工业出版社，2001.

[3] 林春明，冯志强，张顺，等．松辽盆地北部白垩纪超层序特征[J].古地理学报，2007，9(6):619-634.

[4] 李春光.山东惠民凹陷火成岩原生油气藏[J].江汉石油学院学报，1994，16(1):8-12.

[5] 蔡立国，李双建，刘全有，等．中国海相碳酸盐岩层系油气贫化与次生成藏[J].地质科学，2012，47(4):1211-1222.

[6] 平宏伟，陈红汉．次生油气藏成藏研究进展[J].地球科学进展，2009，24(9):990-1000.

[7] 李素梅，庞雄奇，姜振学，等．东营凹陷岩性油气藏混源相对贡献及石油地质意义[J].石油实验地质，2009，31(3):262-269.

中图分类号：TE122.3

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.046

收稿日期：2013-03-06；改回日期：2013-12-19

第一作者简介：周洋，女，1986年生，助理工程师，2009年毕业于成都理工大学能源学院，主要从事石油地质研究工作。

文章编号：1008-2336（2014）01-0046-06

Study on Hydrocarbon Accumulation Models in Denglouku-Yongan Area of Songliao Basin

ZHOU Yang, ZHANG Meihua, HUANG Lan, WANG Chunhua
（Exploration and Development Research Institute, Northeast Oil & Gas Branch, SINOPEC, Changchun Jilin 130062, China）

Abstract:Basing on the understanding about the tectonic and sedimentation evolution characteristics in Denglouku-Yongan area of Songliao Basin, study on hydrocarbon accumulation model has been conducted on the basis of coring, logging and seismic data, with focus on hydrocarbon migration ways and spatial combination of source rocks, reservoirs and cap rocks. In addition, the main controlling factors on hydrocarbon accumulation have been analyzed. The study results indicated that the stratigraphy in this area are characterized by double faulted sag structure, developed during rifting stage and depression stage in work area. During rifting stage, there are two hydrocarbon accumulation modes, including primary oil and gas reservoir formation and secondary oil and gas reservoir formation. During depression stage, secondary oil and gas reservoir formation and mixed oil and gas reservoir formation pattern are dominated in this area. On the basis of spatial combination of source rocks, reservoirs and cap rocks, there are three kinds of oil and gas reservoir formation models, including upper generation and lower reserving, upper reserving and lower generation, and generation and reserving in situ. The main controlling factors for so many different kinds of oil and gas reservoir formation models in this area are mainly large scale faults extending into basement, the inherited faulted structures, reversed structures, and the particular sedimentary environments.

Key words:Songliao Basin; hydrocarbon accumulation models; primary oil and gas reservoirs; secondary oil and gas reservoirs; mixed oil and gas reservoirs; basement faults