大庆长垣扶余油层油气成藏条件及主控因素研究

王卓卓,施立志, 张永生,梁晓东

(1.中国地质科学院 矿产资源研究所/国土资源部盐湖资源与环境研究重点实验室，北京 100037；2.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)



·地球科学·

大庆长垣扶余油层油气成藏条件及主控因素研究

王卓卓1,2,施立志1，2, 张永生1,梁晓东2

(1.中国地质科学院 矿产资源研究所/国土资源部盐湖资源与环境研究重点实验室，北京 100037；2.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

大庆长垣扶余油层具有较大的资源潜力，是下步增储上产的重点地区之一，针对该研究区，运用各类地质、地球化学、试油、钻井、录井及分析测试数据，结合沉积学研究与数值模拟技术分析大庆长垣扶余油层的油气成藏条件与主控因素。研究后认为，该区扶余油层的油源条件、沉积与储层条件、运移条件均较好，是成藏的主要条件，为油气的形成与富集提供了前提条件；大庆长垣扶余油层的油藏类型以复合油气藏为主，岩性与断层油气藏次之，背斜油气藏较少，复合油气藏主要发育于大庆长垣中央隆起的两翼，岩性和断层油气藏全区都有分布，背斜油气藏主要发育于大庆长垣中央隆起顶部附近；生油凹陷、储层岩性、断层是该区扶余油层成藏的主控因素；油气的成藏模式有单向供油侧向运聚模式、双向供油侧向运聚模式与上生下储垂向运聚模式3种。

大庆长垣;扶余油层;成藏条件;成藏特征

松辽盆地经过50多年的勘探,已经取得了非常丰富的勘探成果[1-4],总体进入高成熟勘探阶段。因而，该区剩余油气资源挖潜难度日益增大,面对油田每年稳产4 000×104t石油产量的首要任务,迫切需要勘探发现新的潜能。大庆长垣油气资源丰富,目前,大庆长垣中部含油气组合的萨尔图油层(S)、葡萄花油层(P)和高台子油层(G)已成为大庆油田开发的主体[1-4]。随着勘探工作的深入,大庆长垣下部含油气组合扶余油层(F)取得了良好的勘探成果,获工业油流井114口,提交石油探明储量4 973.83万t,石油控制储量5 071.64万t。研究表明，大庆长垣扶余油层石油潜在资源量约有2.8亿t,因此加强本区扶余油层油气成藏规律的研究，具有十分重要的理论与现实意义。

随着油气勘探从构造油藏转入隐蔽油气藏,不同区块油气成藏条件和油气藏分布的主控因素差别较大,特别是岩性油气藏的复杂性使勘探难度增大。大庆长垣扶余油层主要分布于浅水三角洲平原、三角洲前缘相带,储层薄、物性差,具有控藏条件复杂、优选富集难的特点。本研究主要针对该区的成藏条件、油藏类型、成藏主控因素、成藏模式开展相关研究，取得的新成果有力地指导了本区的勘探部署工作。

1 地质背景

大庆长垣是松辽盆地最大的正向构造(见图1),勘探面积约2 472 km2,加之西侧的鼻状构造带,勘探范围达4 700 km2。本区地震勘探程度较高,基本为三维地震所覆盖。

图1 松辽盆地地层表与研究区构造单元分布图Fig.1 Formation catalog of songliao basin and distribution graph of tectonic unit of region of interest

整体精细构造解释表明,大庆长垣扶余油层的构造走向为北北东向,由6个穹窿构造、6个鼻状构造组成。由北向南6个穹窿构造分别是喇嘛店、萨尔图、杏树岗、高台子、太平屯和葡萄花;6个鼻状构造分别是萨西、杏西、高西、葡西、新肇和敖南。大庆长垣是一个多成因复合形成的构造带,主要受3个构造期次的影响[5-8]：早白垩系嫩江组沉积末期的构造运动形成了大庆长垣的雏型,晚白垩明水期晚期的构造使其发育成完整的背斜,早第三纪末左行压扭使长垣进一步加强而形成整体形态。

大庆长垣扶余油层包括扶一、扶二、扶三3个油层组,其中扶一油层组属于泉头组四段地层,扶二、扶三油层组属于泉头组三段上部地层,厚度一般为250～260 m。大庆长垣扶余油层主要发育砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩4种岩石类型,沉积物粒度整体偏细,总体上以泥岩→粉砂质泥岩→粉砂岩→细砂岩沉积为主,砂岩发育,储层孔隙度分布在1.00%～27.4%,平均值为10.3%;渗透率变化范围较大,最小值为0.01×10-3μm2,最大值为93.4×10-3μm2,平均值为1.22×10-3μm2。

松辽盆地泉头组三段、四段沉积时期,气候较为干旱,盆地构造沉降相对稳定,地形平缓,盆地周缘河流体系十分发育[9-12],向拗陷中心部位汇集,因而在整个盆地范围内形成了广泛的河流相沉积。大庆长垣地区主要受控于来自盆地北部和东南部方向的河流沉积体系控制。

2 成藏条件分析

2.1 油源条件

青山口组一段(青一段)沉积时期是松辽盆地第一次最大湖泛期[1-4],沉积了分布广泛、富含有机质的深湖—半深湖相泥岩,以中央拗陷区为中心呈环带状分布,泥岩厚度为40～110 m,平均为80 m,大部分处于成熟阶段,是松辽盆地的主要生油层。大庆长垣处于齐家—古龙和三肇两个生烃凹陷之间,具有丰富的油源条件:其西侧的齐家—古龙凹陷的青山口组一段烃源岩Ro值普遍大于0.7%,部分地区分布在1.3%以上(见图2),其东侧的三肇凹陷青山口组一段的成熟度也很高,Ro值普遍大于0.7%。值得一提的是，大庆长垣南部的青山口一段的生烃能力也较强,Ro值普遍大于0.7%。因此,充足的油源为本区扶余油层的油气聚集创造了良好的地质条件。

图2 大庆长垣及其邻区青山口组一段Ro分布图Fig.2 Ro distributing graph of K1qn1 of of Daqing placanticline and near area

2.2 沉积、储层条件

大庆长垣扶余油层沉积时期受控于北部和南部物源,自下而上发育曲流河沉积、网状河沉积、浅水三角洲沉积,扶三油层组沉积时期主要发育高弯度曲流河沉积,河道截弯取直及废弃河道发育;扶二油层组沉积时期主要发育曲流河沉积体系,向盆地方向逐渐呈网状;扶一三及扶一二油层组沉积时期发育网状河沉积,近物源方向发育曲流河沉积;扶一一油层组沉积时期为浅水三角洲沉积(见图3),物源来自东北与东南两个方向,主要发育有分流河道、决口扇等沉积微相。受当时沉积环境的控制,扶余油层砂体类型主要以曲流河砂体、网状河砂体、分流河道砂体、决口河道砂体为主,它们构成了最有利的储集砂体,为扶余油层油气的聚集提供了储集空间。

图3 大庆长垣扶一一油层组a段沉积微相图Fig.3 Sedimentary microfacies map of F11a of Daqing placanticline

储层砂体类型对储层物性具有一定的影响(见图4),曲流河砂体孔隙度平均为12%,渗透率平均为1×10-3μm2;网状河砂体孔隙度平均为11%,渗透率平均为0.7×10-3μm2;分流河道砂体孔隙度平均为10%,渗透率平均为0.5×10-3μm2;决口扇和席状砂体孔隙度普遍小于10%,渗透率小于0.1×10-3μm2。由此可见,曲流河道砂体、网状河砂体、分流河道砂体储层物性相对较好,孔隙度平均值在10%以上,其他各类砂体储层物性相对较差，孔隙度平均值在10%以下。

图4 大庆长垣扶余油层不同沉积砂体物性关系图Fig.4 Physical property relationship map of different sedimentary sand of of Fuyu oil layer of Daqing

2.3 运移条件

油源对比表明,扶余油层原油来自上覆青山口组一段生油岩[1-4,13],生成的油气通过断裂和裂缝向下运移到扶余油层。大庆长垣扶余油层的运移通道主要是T2断裂,其次是渗透性砂体,形成一个复杂的、立体的运移通道网络。

大庆长垣断穿青山口组一段烃源岩和扶余油层，T2断裂广泛密集分布,它一方面是油气向下运移的通道,又可与构造、砂体配合形成圈闭。在斜坡地带，T2断层使青一段地层与扶余油层砂岩在断层面直接接触,有利于油气侧向运移。因此,T2断层发育区为扶余油层成藏的有利区,T2断裂是扶余油层油气运移成藏的关键条件。

图5 大庆长垣扶一二油层组明水组沉积末期过剩压力平面分布图Fig.5 Distribution of overpressure of F12 for the end time of Mingshui formation Sedimentation in Daqing placanticline

另外,大庆长垣扶余油层中过剩压力比较发育,为油气运移提供了动力条件。由图5可知，大庆长垣扶一二油层组在成藏关键时期(明水组沉积末期)过剩压力值比较小,X71-G172井区过剩压力值普遍在0 MPa以下,而两侧的齐家—古龙凹陷及三肇凹陷的过剩压力较大,尤其是齐家—古龙凹陷过剩压力大范围超过5 MPa,这样就使大庆长垣与两侧的生烃凹陷易形成过剩压力差,有利于油气从两侧的生烃凹陷向大庆长垣进行运移。

3 油藏类型

受构造、断层、岩性等多重因素控制,大庆长垣扶余油层可以形成4种类型油气藏,即背斜、岩性、断层和复合油气藏(见图6)。其中，复合油气藏类型包括断层-背斜油气藏和断层-岩性油气藏两类,是大庆长垣扶余油层的主要油气藏类型,主要发育于中央隆起的两翼；岩性与断层油气藏次之,背斜油气藏较少,岩性油气藏和断层油气藏全区都有分布,背斜型主要发育于中央隆起顶部附近。

图6 大庆长垣扶余油层油藏类型模式图Fig.6 Reservoir type mode pattern of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

4 成藏主控因素

大庆长垣扶余油层油气成藏主要受生油凹陷(油源)、岩性(储集体)、断层(运移通道)等因素控制。

4.1 生油凹陷宏观上控制了油藏分布

研究表明,大庆长垣扶余油层的油气主要来自其两侧的齐家—古龙凹陷与三肇凹陷[1-4,15-16],部分油气来自长垣本地的烃源岩[13]。油源条件分析表明,该区齐家—古龙凹陷生油条件最好,其次为三肇凹陷。齐家—古龙与三肇2个生油凹陷中的青一段烃源岩生成的油气在超压的作用下运移到下伏的扶余油层[9],随后,油气在流体势的作用下向大庆长垣进行侧向运移,遇到合适的圈闭聚集成藏。因此,生油凹陷宏观上控制了大庆长垣扶余油层油藏的分布。

4.2 储层岩性的控制作用

由于本区扶余油层储集层既有浅水湖泊三角洲沉积体系又有网状河和曲流河沉积体系,河道砂体是该区最有利的储集体[10-12],油藏明显受岩性控制。从油层连井沉积对比剖面上可以看出(见图7),横切河道方向,砂体均呈透镜状,砂层的横向连通性差,为岩性油气藏的形成创造了地质条件。从岩心观察和探井油层的岩性统计来看,油层岩性主要为粉砂级以上(包括粉砂)的砂岩,粉砂级以下的砂岩均不含油。由此可见，岩性对含油性具有明显的控制作用。

4.3 断层对油气藏的控制作用

断层对大庆长垣扶余油层油气成藏的控制作用主要表现在3个方面：①运移通道[1-4,9,16-20]。

图7 大庆长垣喇2-茂21井扶余油层连井沉积对比剖面Fig.7 Sedimentation reference section of L2-M21 well of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

本区扶余油层生储盖组合为上生下储和侧生侧储,断层是沟通青一段烃源岩和扶余油层的桥梁,是油气运聚成藏必不可少的前提条件;②改善储层。断裂活动伴生很多裂缝,使储层物性得到极大改善,增加了储集空间和输导能力,有利于油气成藏;③形成圈闭(遮挡条件)。断层使地层错断,改变了断层上下盘岩性的对接关系,从而形成遮挡条件,与其他因素如岩性尖灭或鼻状构造一起,可以形成断层-岩性圈闭或断鼻构造,为油气聚集提供必要的场所。

5 成藏模式

前人研究表明,长垣及周边地区扶余油层的油气主要来源于长垣两侧的齐家—古龙凹陷和三肇凹陷,因此,根据生油凹陷与长垣构造、沉积在时空上的配置关系可划分为3种成藏模式:单向供油侧向运聚模式、双向供油侧向运聚模式、上生下储垂向运聚模式(见图8)。

图8 大庆长垣地区扶余油层油气运移模式图Fig.8 Migration modal shape of of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

1)单向供油侧向运聚模式。在超压作用下，齐家—古龙凹陷青一段烃源岩生成的烃类[1-4,9],以两种方式向扶余油层中运移:一部分油气直接沿断层侧向运移至与之连通的渗透性砂体中;另一部分油气先沿断层向下运移至扶余油层的渗透性砂体中,随后沿河道砂体与断层沟通的复杂输导网络侧向运移,受构造应力及浮力驱动控制,运移方向总体上从长垣西侧的生油凹陷指向构造主体,并在有效的岩性圈闭或断层-岩性圈闭中聚集成藏(见图8A)。如长垣北段杏树岗地区油气运聚即以单向供油模式为主,构造西翼含油性好于构造东翼。

2)双向供油侧向运聚模式。双向供油侧向运聚模式为构造东西两侧的齐家—古龙凹陷和三肇凹陷均有烃类供给,油源更为充足。齐家—古龙凹陷青一段烃源岩首先发生油气充注,并在合适的岩性体中聚集成藏。三肇凹陷这一过程稍滞后,因此长垣东侧的油气成藏时间应晚于西侧(见图8B)。这类油气藏主要分布在长垣构造的中南部地区。

3) 上生下储垂向运聚模式。由于断层延伸的长度有限或因断层走向的关系，本区断层只是分布在凹陷范围内,没有沟通凹陷侧向的储层砂体。油气以垂向运移为主,在超压作用下,青一段烃源岩生成的烃类主要沿断层向下运移,就近聚集成藏(见图8C)。这类油气藏主要分布在生油凹陷之中及其与之相邻的长垣构造侧翼的鼻状构造带上。

6 结 论

1)大庆长垣扶余油层成藏条件优越,油源条件、沉积与储层条件、运移条件均较好,为油气的形成与富集提供了较好的地质基础;

2)大庆长垣扶余油层的油藏类型以复合油气藏为主,岩性与断层油气藏次之,背斜油气藏较少；复合油气藏主要发育于大庆长垣中央隆起的两翼,岩性型和断层油气藏全区都有分布,背斜型主要发育于大庆长垣中央隆起顶部附近;

3)生油凹陷、储层岩性、断层是大庆长垣扶余油层成藏的主控因素;

4)大庆长垣扶余油层油气的成藏模式有单向供油侧向运聚模式、双向供油侧向运聚模式与上生下储垂向运聚模式3种。

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(编 辑雷雁林)

Study on hydrocarbon reservoir forming conditions and main controlling factors of Fuyu oil layer in Daqing placanticline

WANG Zhuo-zhuo1,2, SHI Li-zhi1,2, ZHANG Yong-sheng1, LIANG Xiao-dong2

(1.MLR Key Laboratory of Saline Lake Resources and Environments/Institute of Mineral Resources, CAGS, Beijing 100037, China； 2.Exploration and Development Research Institute, Daqing Oil Field Co.Ltd., Daqing 163712, China)

Fuyu oil layer of Daqing Changyuan has a large potential resource, it is one of major areas for the next step to increase reserves and production, so it needs further research. By application of various kinds of data from geology, geochemistry, testing, drilling, logging and analysis of test data, sedimentology study and numerical simulation technology were also combined. It analyzes pool-formating conditions and and main controlling factors of Fuyu oil layer in Daqing Changyuan. After studying, it is believed that oil sources in this area conditions, deposition and reservoir conditions, migration conditions are good, they are the main reservoiring conditions which has provided preconditions for the formation and accumulation of oil and gas; reservoir characteristics indicate that Daqing Changyuan Fuyu oil layer reservoir type are mainly composite reservoirs , lithology reservoir and fault reservoir followed, anticline reservoir less. Composite reservoirs are mainly developed in the two wings of the central uplift Daqing Changyuan， Lithologic reservoirs and faults are distributed in all the region. Anticline reservoirs are mainly developed in Daqing Changyuan near the top of the central uplift; petroleum generative depression, reservoir lithology, faults are the main factor accumulation of Fuyu oil layer in this area. Hydrocarbon accumulation model has unidirectional lateral oil migration and accumulation mode, bi-lateral oil migration and accumulation mode and unboiled oil topside reservoir underneath Vertical migration patterns.

Qaqing Changyuan; Fuyu oil layer; pool forming conditions; hydrocarbon accumulation characteristics

2014-06-02

国家重大科技专项基金资助项目(2011ZX05001-001-04)

王卓卓，女，河北石家庄人，博士后，高级工程师,从事沉积学、构造学及石油地质研究。

施立志,男,安徽安庆人,博士,高级工程师，从事石油地质综合研究。

TE122.1

：ADOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2015-02-022