松辽盆地齐家地区高台子油层致密油形成的有利条件

刘志舟

（大庆钻探工程公司钻井一公司，大庆黑龙江163411）

松辽盆地齐家地区高台子油层致密油形成的有利条件

刘志舟*

（大庆钻探工程公司钻井一公司，大庆黑龙江163411）

为认识松辽盆地齐家地区高台子油层致密油形成有利地质条件，通过应用地化资料分析、烃源岩排烃期、盖层识别和精细地质分析等方法，研究该区致密油的生油条件、源储匹配关系、储集层和盖层的发育特征。明确齐家地区致密油形成不同于常规油主要表现在烃源岩、储集层和源储共生关系。高台子油层致密油主要发育在烃源岩内部的三角洲前缘相带，为源储共生型。青山口组高成熟烃源岩有机质成熟度高，处于生油高峰期；有效烃源岩范围广，烃源岩排烃强度大，主要分布在齐家—古龙凹陷，为形成致密油藏提供丰厚资源基础。齐家地区致密砂岩储集层有单层厚度薄，隔夹层发育，纵向非均质性强，但横向分布稳定，大面积展布的特点。储集层砂岩孔隙类型、泥岩储集空间类型多样，物性整体较差但普遍含油。孔隙度一般在4%～12%，平均8.5%，渗透率一般在0.01～0.5mD，平均0.4mD。储层物性控制了纯油区的分布范围，纯油区内孔隙度普遍小于12%，渗透率多小于1mD。齐家地区致密油源储共生，处于稳定而宽缓的构造背景下，盖层发育，保存条件好，有利于致密油在断裂不发育、盖层发育的地质下成藏。建议以致密油成藏有利地质条件为突破口，逐步探索形成一套致密油勘探技术方法，加快生产运行节奏，推动松辽盆地致密油勘探开发进展。

致密油；高台子油层；有利地质条件；烃源岩；盖层

近年来，致密油藏的开发受到越来越多的重视。据统计，2010年，美国致密油产量突破3000×104t，美国境内生产井2362口，单井日产油12t。使美国持续24年的石油产量下降趋势首次得以扭转。预计2020年全美致密油产量将达到1.5×108t［1-2］，使美国的原油产量增加1/3，大大减少对外依存度，一定程度改变了世界格局。我国现已发现鄂尔多斯延长组、准噶尔盆地二叠系、四川盆地中下侏罗统、渤海湾沙河街组、松辽盆地青山口组等地均属致密油储层。前期勘探结果表明：鄂尔多斯三叠系长6—长7地质资源量（22.0～25.0）× 108t，337口预探井获得工业油流，有利面积25×104km2；准噶尔盆地地质资源量（20.0～22.0）×108t，准东上二叠统平地泉组3口井获工业油流，有利面积13×104km2，四川盆地侏罗系地质资源量（15.0～18.0）×108t，探明0.8× 108t，三级储量合计1.6×108t［3-5］，可见我国的致密油资源丰富。笔者根据松辽盆地齐家地区高台子油层致密油的勘探进展，综合运用地化、精细地质分析、沉积埋藏史、层序地层学等研究方法，结合测井、地震及试油资料，阐述了致密油成藏的有利地质条件，并预测该区致密油的资源量，以期对本地区及类似区块致密油的勘探与开发有一定借鉴意义。

1　地质及勘探概况

松辽盆地高台子油层属中生界下白垩统青二、三段地层，区域地层对比结果，青二、三段地层基本发育了5个二级沉积旋槥，因此将高台子油层划分为高零、高一、高二、高三、高四5个油层组。齐家地区主力油层集中在青二、三段中下部地层的高三和高四组油层。高三高四组油层地层厚度变化较大，高三组地层厚度50～80m，高四组的层厚度60～90m，地层厚度变化的总趋势为西北薄、东南厚。齐家地区是指松辽盆地齐家—古龙凹陷二级构造带北部的三级构造—齐家凹陷，该区主体为齐家北、齐家南2个向斜。油藏类型主要为凹陷内及斜坡的自生自储型油藏，三角洲前缘砂体与烃源岩在横向上形成尖灭或侧变、纵向形成相互叠置的沉积组合关系，具有典型致密油藏特征。该地区面积相对较小，勘探程度较高，截至目前，针对高三、高四段致密储层已提交石油预测储量7994×104t。齐家地区高台子油层致密油大面积连续分布在低渗透储层中，储层主要以微米—纳米级孔喉体系联通。石油发育在源内储层，以短距离运移为主，缺乏明显的圈闭界限，无明显的油水边界，油水分布主要受储层物性，砂体平面展布控制。

2　致密油形成的地质条件

2.1烃源岩条件

据油源对比研究［6-8］，齐家地区下白垩统青山口组致密油生油条件相当优越，纵向上位于齐家凹陷青一段的生油中心，且青二、三段本身也具有一定的生油能力，因此油源十分丰富。青一段暗色泥岩在主要凹陷区内厚度一般在40～100m。其中齐家—古龙凹陷厚度一般大于60m，为松辽盆地最主要的生油层，青二、三段暗色泥岩在厚度上明显大于青一段，在主要凹陷区内厚度一般大于150m。且从北向南逐渐增大，反映出北部受物源影响较大，齐家南地区厚度一般大于100m。整体来看，齐家地区的青山口组烃源岩有机质成熟度高，一段成熟度一般为0.9%～1.2%，处于生油高峰期；有效烃源岩范围广，烃源岩排烃强度大：青一段一般大于3×106t/km2，青二、三段一般大于1×106t/km2，生油强度大，具有形成致密油藏的丰厚资源基础。

2.2储集层条件

2.2.1沉积环境及分布特征

齐家地区高台子油层属高水位体系域沉积，受北部大型三角洲控制，内、外前缘砂体发育。高三下、高四上横向较稳定，三角洲外前缘延伸远、分布广，砂地比适中介于30%～50%，是致密油探索重点层系。储集层以三角洲前缘席状砂、河口坝为主，砂体相对较薄，一般为0.8～2.0m，高三、高四砂体由北向南逐渐减薄以至尖灭，单砂层数由多变少，砂地比由高到低［9］。纵向区内高三组油层单砂层数一般在8～12层，单砂层厚度一般在1.0～3.2m，钻遇砂岩总厚为8.8～46.8m，砂地比变化在10%～62%。高四组油层单砂层数一般为10～20层，单砂层厚度一般在0.8～3.0m，钻遇砂岩总厚为0～72.6m，砂地比变化为0～55%。其中河道砂体单砂体厚为3.0～8.0m，宽度为200～500m；河口坝单砂体厚为2.0～5.0m，在高三发育；席状砂单砂体厚为0.1～0.3m；浅湖砂坝单砂体厚为0.3～1.0m。砂体类型中分流河道、河口坝、席状砂及滨浅湖砂坝一般发育“甜点”。

2.2.2储集层岩石学特征及其含油性

根据储层岩芯的薄片鉴定和扫描电镜资料分析，高台子油层储层岩性以含泥粉砂岩为主，其次为含介形虫粉砂岩和含钙粉砂岩。荧光薄片显示粉砂岩普遍含油，粉砂质泥岩砂质条带含油，泥岩未见明显的含油现象。其中碎屑颗粒占岩石体积的50%～90%，绝大多数储集岩具颗粒支撑结构。石英占碎屑颗粒的20%～37%，平均29%，单晶石英占绝对优势。长石占碎屑颗粒的4%～39%。泥质含量2%～12%，钙质含量2%～18%，一般以方解石胶结物的形式存在于储层中。高台子油层粘土矿物以伊利石为主，含量65%～85%，其次为绿泥石，含量5%～25%，另外还有10%左右的蒙—伊混层，高岭石含量一般低于5%、伊利石多呈薄板状或叶片状贴附于颗粒表面并充填于孔隙中。含油性评价：原油赋存在孔隙内，岩性对含油性控制明显（图1）。

2.2.3储集空间类型

致密油储层砂岩储集空间以基质孔为主，泥岩以裂缝及基质微孔为主。岩芯观察和分析结果表明，岩石裂缝与微裂缝不发育。虽然储层物性差，但含油显示普遍，储集空间类型较多，根据储层岩芯的铸体薄片鉴定结果，齐家地区青山口组砂岩孔隙类型主要为粒间孔隙、溶孔、溶缝、介屑内孔、微裂缝，镜下储集空间大小：10～100μm，溶孔可达500μm。泥岩储集空间类型主要为：构造缝、层间缝、微裂缝、溶缝、基质微孔，镜下储集空间大小：微缝多小于5μm，渗透率低。孔隙结构类型以小孔细喉型为主，喉道细小，造成渗透率低，流体难以流动，但次生孔隙发育带具备良好的增产改造潜力。

2.2.4物性特征及其对致密油分布的控制

齐家地区高台子油层属超低渗透特低孔致密砂岩油层，整体较差，孔隙度一般在4%～12%，平均8.5%，小于12%的样品占80%，渗透率一般在0.01～0.5mD，平均0.4mD，小于1mD的样品占93%。并且岩芯观察和分析结果表明，岩石裂缝与微裂缝不发育，因此油井普遍无自然产能，需经压裂改造后才能获得工业油流。通过储量与物性平面分布图叠合，可知储层物性控制了纯油区的范围，纯油区内孔隙度普遍小于12%，渗透率多小于1mD，典型致密油区。

由岩芯资料绘制储层物性与含油性关系图（图2），总结油浸粉砂岩孔隙度一般大于10%，油斑粉砂岩一般大于8%，见含油显示大于3%。孔隙度8%以下的储层部分直井有少量油产出，大规模体积压裂技术可提高产能，直井工业产能孔隙度已突破了6%的界限。

图1　QP1井含油性综合评价图

图2　齐家高台子致密油区储层物性与含油性交汇图

2.3源储共生关系

齐家地区的生油条件相当优越，纵向上位于齐家凹陷青一段的生油中心；青二、三段本身还具有一定的生油能力，油源十分丰富。北部、西部三角洲伸入到齐家—古龙地区，优越的源储配置关系为高台子油层源储一体致密油成藏提供了有利条件［10］。据排烃史研究成果，本区生油岩经历了嫩末、明末、古近纪末3次大量排烃期，这3次排烃期恰与3次构造运动相匹配，因此该区萨西鼻状构造及凹间脊等高部位对油气运移、聚集起一定的诱导作用。且高台子致密油储层普遍具有异常超压，其形成主要源于储层致密，保存条件较好，生成的油气或者运移进来的油气难以散失，导致地层压力增大，使得储集空间内的压力难以释放，从而形成异常高压，使得油气运聚动力充足，齐家地区致密砂岩油藏具超压特征，有利于油气运聚［11］。

2.4保存条件

松辽盆地中浅层发育多套含油气组合，高台子油层属于中部含油气组合，下白垩统嫩江组一、二段泥质岩分布广泛，为区域性盖层。青二、三段泥质岩在少数部分地区有缺失，虽没有嫩一、二段分布广，但盖层遮挡形成多个构造，厚度大，也可视为区域性盖层。青山口组沉积时期，在构造运动和古气候条件的控制下，湖盆在总的湖退背景下有多次暂时的湖进过程。湖进的结果，在齐家—古龙大范围地区高零—高二组沉积了一套较厚的泥质岩。其中，高二组泥岩样品物性分析资料表明，泥岩孔隙度为1.6%～2.0%，平均为1.8%，渗透率为（0.02～0.16）×10-3μm2，平均为0.056×10-3μm2，这组泥质岩成为高三、高四组极具封盖能力的盖层，对高台子油层石油的保存起到了至关重要的作用。

3　资源潜力

松辽盆地北部高台子油层致密油储层主要发育于长垣西部的齐家、古龙、龙虎泡等地区，成藏特征主要为凹陷内及斜坡的自生自储型油藏。其中齐家地区截止目前针对高三、高四段致密储层已提交石油预测储量7994×104t。已提交的储量区外工业有流井46口，低产油流井78口。首先在青山口一段钻探了齐平1井，水平段进尺1408 m，测井解释差油层5层896.8 m，考虑到储层特征选取多段多簇大规模复合体积压裂增产改造技术，充分利用不同工作液造缝特征，形成由主缝、支缝、微缝的网络系统［12］，完成12段压裂，试油获得日产油10.2t的工业油流，证实了源岩内致密油资源的可动用。之后又部署杏91井、齐平2井都取得了较好的油气显示。齐家地区高三、高四油层组有利区面积为2093km2，孔隙度为10.3%，原油密度为0.853t/m3，含油饱和度为49%，体积系数为1.151，采用容积法计算高台子油层致密油剩余资源潜力8.8×108t。

4　结论

（1）齐家南地区高台子油层属于高水位体系域沉积，受北部大型三角洲控制形成的低渗透致密砂岩储集层，青山口组深湖泥岩为良好的烃源岩和区域盖层，形成了烃源岩与储集砂体在横向上尖灭或侧变、纵向叠置的沉积组合关系，具有优先捕获油气的位置优势，有利于在稳定的构造背景下形成典型的源内致密油藏。

（2）研究区致密油区别于常规油典型的地质特征：大面积连续分布在低孔渗储集层为致密油形成提供储集空间；储集层以微米—纳米级孔喉连通体系为主；源储共生，缺乏明显的圈闭界限，石油以短距离运移为主。

（3）在沉积体系、沉积相带、储集层特征和烃源岩评价的研究基础上，通过系统分析致密油的成藏条件，采用小面积容积法，认为齐家地区高台子油层致密油的资源潜力为8.8×108t，是大庆高产稳产的资源接替领域。

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TE112.2

A

1004-5716（2016）06-0039-04

2015-05-19

2015-05-21

刘志舟（1982-），男（汉族），黑龙江哈尔滨人，工程师，现从事钻井地质与开发技术工作。