榆树林地区油气运移模式与油气分布规律研究

柴 浩，于宏宇，张 曦，郭天然

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318；2. 大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆 163318；3. 西南油气田分公司 工程技术研究院，四川 成都 610017；4. 吉林油田分公司 油气工程研究院，吉林 松原 138000)

榆树林地区位于松辽盆地北部三肇凹陷徐家围子向斜东翼单斜与东北隆起区尚家鼻状构造之上(见图1)。区内主要含油层位是下白垩统泉三、四段的扶杨油层及姚家组一段的葡萄花油层，是大庆长垣以东三肇凹陷地区的主要含油区之一。但由于研究区扶杨油层与葡萄花油层储层物性差、非均质性强、断裂发育、油水分布关系复杂，因此该地区油气成藏主控因素及油气分布规律一直认识不清。以往对于三肇地区扶杨油层、葡萄花油层油气成藏规律的研究通常为某一油层在区域范围内较为笼统的油气成藏控制因素分析及成藏模式总结[1-4]，而针对榆树林地区扶杨油层和葡萄花油层的全面系统的油气成藏规律研究，尤其是油气运移模式及其对油气分布的控制作用研究少有论及。因此，本文在对榆树林地区油源条件、生储盖组合关系、油气运移通道、油气运移方式等地质因素综合研究基础之上，总结了榆树林地区油气运移模式类型，并对不同类型油气运移模式及油气的分布规律进行了系统分析。

图1 青一段源岩有效排烃范围

1 油气运移模式分析

油气运移模式是生储盖组合关系、油源条件、油气运移通道、油气运移方式等地质因素的综合反映。

1.1 生储盖组合关系

前人研究结果表明[3,5]，榆树林地区主要含油层位扶杨油层和葡萄花油层油均来源于三肇凹陷青山口组烃源岩，而由于青二三段泥岩排油强度高值区主要集中在朝阳沟边缘地区，在三肇凹陷内排油强度极小，因此油气主要来源于三肇凹陷青山口组一段烃源岩。扶杨油层位于下白垩统泉头组三、四段地层，位于青山口组一段烃源岩之下，既是扶杨油层的油气来源，又是扶杨油层油的盖层，即研究区扶杨油层属于典型的上生下储式生储盖组合。葡萄花油层位于下白垩统姚家组一段地层，位于青一段烃源岩之上，中间夹青二三段的巨厚泥岩沉积，其盖层为姚二三段半深湖—深湖相泥岩，形成下生上储的正常式生储盖组合。

1.2 油源条件

三肇凹陷青一段烃源岩发育，其有机质丰度高、类型较好，且均处于生油窗阶段，在四方台组沉积初期开始生油，明水组沉积末期开始达到生排油高峰期[6]。然而烃源岩能够生油并不代表能够向储层提供充足的油气来源，张雷等[7]依据以排油强度为指标的油源岩分级评价标准，将三肇地区有效排油强度规定为排油量大于50×104t/km2，并根据青一段烃源岩生排油强度的最新计算结果，确定了三肇地区青一段烃源岩有效排油范围(图1)。榆树林地区西部及西南部位于青一段烃源岩有效排油范围之内，中部及东部大部分地区处于青一段烃源岩有效排油范围之外，即依据青一段烃源岩有效排油范围可将研究区划分为源内和源外两个区域。

1.3 油气运移通道

沉积盆地可作为油气运移宏观通道的地质体主要有3种基本类型：即断层、不整合面和渗透性地层(输导层)[8-9]。

对于扶杨油层这种上生下储式的生储盖组合关系，连通青一段源岩和下覆扶杨油层的断层是“倒灌”运移必要的通道条件[10]，即源岩中生成排出的油气在超压的作用下，形成源储压差，克服浮力和毛细管力的阻挡作用，沿着沟通源岩与下伏储集层的断层向下“倒灌”运移。研究区极为发育的T2反射层断层(见图2)为油气运移提供了良好的通道条件。

T2反射层断层中，沟通青一段源岩与目的层且在源岩大量生排烃期及其以后活动的断层才能起到输导油气的作用。青一段源岩在上白垩统四方台组沉积初期开始生烃，在明水组沉积末期开始达到生排烃高峰期。从断层所断穿层位上看，由T2断至T06及其以上地层的断层在源岩成熟之后活动并开启过，必然构成了青一段油气运移的输导通道，即T2～T06断层为研究区青一段源岩生成油向葡萄花油层和扶杨油层运移的主要油源断层(图2)。

图2 研究区T2反射断裂与油气分布范围叠合图

榆树林地区扶杨油层和葡萄花油层均以河流相或三角洲相沉积环境为主，研究区内广泛沉积的各类型河流与三角洲相砂体可作为油气运移通道之一。

榆树林地区扶杨油层内部不发育不整合面；而研究区葡萄花油层底部沉积间断面，也位于不整合范围之外，因此不整合面不是研究区主要的油气运移通道。

1.4 油气运移动力及运移方式

研究区内油气运移的主要动力是青一段烃源岩的异常高孔隙流体压力(超压)和浮力。青一段泥岩在三肇凹陷内全区分布，结合生排烃史[6]和构造发育史研究成果，利用等效深度法[11-12]，对三肇地区青一段烃源岩生成油气大量运移时期明水组末期(青一段烃源岩大量生排烃期之后第一次断裂活动时期)的古超压值的大小进行了恢复(见图3)，结果表明研究区青一段泥岩在明水组沉积末期普遍存在超压，古超压最大值可达18 MPa以上，分布在徐9井附近。

在源内区域，超压是油气运移的主要动力，青一段烃源岩生成排出的油气需向上经过青二、三段300多米厚的泥岩地层方可进入葡萄花油层，烃源岩超压的存在势必为油气运移提供巨大的动力；扶杨油层属于上生下储式生储盖组合，而源岩具有足够大的超压是油气发生“倒灌”运移的必要条件之一[10]；在源外区域，由于烃源岩排烃强度很小，超压对油气运移基本不起作用。浮力在源内区域对于葡萄花油层也是是油气运移的重要动力之一，推动油气由青一段烃源岩向上部垂向运移，对扶杨油层而言，浮力则是油气向下“倒灌”运移的阻力；浮力在源外区域对于葡萄花油层和扶杨油层均为油气运移的动力，青一段烃源岩生成的油气垂向运移进入葡萄花和扶杨油层储层之后，势必会在浮力作用下沿地层上倾方向发生侧向运移，并在有利的圈闭条件下聚集成藏[1]。

图3 青一段源岩生排烃期古超压等值线图

1.5 油气运移模式

结合上述对榆树林地区生储盖组合关系、油源条件、油气运移通道、油气运移方式等地质因素的综合分析，认为榆树林地区主要存在以下4种类型油气运移模式(图4)。

1.5.1 源内—上生下储式

此类型油气运移模式主要作用于榆树林地区青一段烃源岩有效排烃范围内(源内区域)的扶杨油层储集层，青一段烃源岩生成的油气在超压作用下通过油源断层垂向向下“倒灌”运移至邻近油源断层的构造有利部位，运移以垂向运移方式为主，侧向运移方式为辅，其作用的平面范围受研究区内青一段烃源岩有效排烃范围控制，垂向运移的距离和层位则受控于青一段源岩超压与T2～T06油源断层组合关系。

1.5.2 源内—下生上储式油气运移模式

Ⅰ 源内—下生上储式—断层输导—垂向为主油气运移模式；Ⅱ 源内—上生下储式—断层输导—垂向为主油气运移模式；Ⅲ 源外—断层与砂体联合输导—侧向为主油气运移模式；Ⅳ 源外—下生上储式—断层与砂体联合输导—垂侧向复合油气运移模式；K1q2泉头组二段；K1q3-4泉头组三、四段；K2qn 青山口组；K2y1姚家组一段

图4研究区油气运移模式

该类型油气运移模式仍以油源断层垂向为主，侧向运移方式为辅，其作用范围同样受研究区内青一段烃源岩有效排烃范围控制。他与第1种油气运移模式之间的主要差别在于储集层位于烃源岩之上，且烃源岩超压与浮力均为油气运移动力。此油气运移模式中青一段烃源岩油气在超压和浮力作用下，沿着油源断层向上垂向运移进入葡萄花油层，并易于在邻近油源断层的构造圈闭或断层—岩性圈闭中聚集成藏。由于超压释放和垂向长距离运移，油源供给不足，在该类型油气运移模式作用范围内的葡萄花油层中通常形成上油下水的欠充注式油水分布格局[3]。

1.5.3 源外—断层砂体联合输导式

此类型油气运移模式主要作用于源外区域的扶杨油层和葡萄花油层储集层，源内区垂向运移进入扶杨油层和葡萄花油层储集层的油气，在源外区以浮力为动力沿着被断层沟通的储层砂体向构造上倾方向发生侧向运移，即油以侧向运移方式为主，垂向运移方式为辅。这种以侧向运移方式为主的油气运移模式具有以下特点：第一，其油气侧向运移的总体方向受油气大量运移期古构造背景控制；第二，油气在砂体中沿着一定优势路径侧向运移[13-14]，断层和构造脊线是约束油气运移路径的主要因素[15]，而储层砂体的展布特征同样对油气运移路径也起到了重要的控制作用；第三，油气侧向运移距离和范围取决于古构造背景(即油气侧向运移方向)、断层走向与储层砂体展布方向三者之间的配置关系[7]。

1.5.4 源外—下生上储复合式

研究区源外区域局部地区，葡萄花油层中的油不是青一段源岩生成的油在源内区垂向运移进入葡萄花油层后，通过断层沟通的砂体侧向运移而来的，而是直接来源于同一地区的下覆扶杨油层。其油气运移模式为源内区青一段烃源岩生成的油在超压作用下通过油源断层向下“倒灌”运移进入扶杨油层后，在浮力作用下沿被T2断层沟通的砂体侧向运移至源外区的扶杨油层，最后通过源外区断层向上垂向运移进入上覆葡萄花油层，经历了以断层和砂体联合输导的垂向—侧向—垂向的近似“U”型的运移过程，即为源外—下生上储式复合油气运移模式。由于青一段烃源岩生成的油需经过在扶杨油层中较长距离的侧向运移和垂向运移后才能进入葡萄花油层，在此过程中油散失量较大，只有在扶杨油层中油聚集区才能提供有效的油气量进行此类运移，因而扶杨油层油分布区范围和油源断层分布控制了该类型油气运移模式的作用范围。

2 研究区油气分布规律

2.1 垂向油气分布规律

源内—上生下储式油气运移模式作用范围内的扶杨油层中，油气垂向分布的深度和层位受控于青一段源岩超压与油源断层组合关系，在油源断层附近源岩明末古超压值越大，油气垂向向下“倒灌”运移进入扶杨油层的距离越大，油气垂向分布的范围越大[7]；而在以源内—下生上储式为主油气运移模式控制的葡萄花油层中，油气沿油源断层向上垂向运移，可到达葡萄花油层内的各个层位，油气垂向分布主要受各层位储层砂体发育程度控制；葡萄花油层四级层序SQ1和SQ2的低位域沉积时期砂体较为发育，因而低位域LST1和LST2地层中探井钻遇油层数占葡萄花油层总钻遇油层数的63%(图5)。源外—断层与砂体联合输导式对油气垂向分布的控制作用略有不同，扶杨油层中侧向运移的同时伴随着由断层与砂体沟通所导致的垂向运移和不同层位砂体对接现象，局部垂向运移可将油气向上部地层输导，正断层两侧不同层位砂体对接则可使油气向下部地层输导，其结果是随着侧向运移距离的增大，油底海拔高度逐渐抬升。源外—下生上储式式在垂向上对油气的控制作用与源内—下生上储式为主油气运移模式相同，即受葡萄花油层内各层位储层砂体发育程度控制。

图5 研究区葡萄花油层各四级层序油层个数比例

2.2 平面油气分布控制作用

源内两种模式虽然作用于具有不同生储盖关系的油层，但其平面作用范围均受研究区内青一段烃源岩有效排烃范围控制，且均是以沟通源岩与储集层的油源断层为输导通道，以油气的垂向运移为主，侧向运移为辅，对油气在平面分布具有相同的控制作用。油气在平面上主要分布在邻近油源断层的高断块等局部构造高部位或受断层和岩性边界遮挡的断层—岩性圈闭中，受古构造背景影响较小，整体呈相对连续的连片状分布(图6)。

源外—断层与砂体联合输导式作用范围内的扶杨油层与葡萄花油层中，油气均以侧向运移方式为主，运移的总体方向受油气大量运移期(明水组末期)各油层顶面古构造背景控制，由于榆树林地区扶杨油层与葡萄花油层均是以河流相或三角洲相沉积环境为主，储层砂体物性横向分布不稳定，油气侧向运移优势路径受断层、古构造脊线和砂体展布特征共同制约，且油气侧向运移距离和范围取决于三者之间的配置关系。由研究区断层分布图(图2)及明末古构造、主力层位沉积微相和油气显示叠合图(图6)可以看出，油气由徐家围子生油中心向东部上倾方向的两个古鼻状构造汇聚，其运移的总体方向是北东—南西向或近东西向，而研究区T2和T1-1断层以近南北向展布为主，储层砂体则主要呈北西—南东向展布，三者展布方向均垂直或高角度斜交，空间配置关系差，因而榆树林地区油气侧向运移距离不大，尤其葡萄花油层在升35—树5—树13井一线存在一条砂岩不发育带(图6b)，该条带阻止了油气向上倾方向的侧向运移，并使得油气运移方向发生偏转，导致该条带东侧地区葡萄花油层含油面积小于下部扶杨油层。因此，在该类型油气运移模式作用下，平面上随侧向运移距离增大含油气性变差，油气主要分布于向古构造脊线汇聚方向及古构造脊线附近的构造有利位置，受古构造背景影响较明显，整体呈相对分散的块状或条带状分布(图6)。

Ⅰ区：源内—下生上储式为主油气运移模式；Ⅱ区：源内—上生下储式油气运移模式；Ⅲ区：源外—断层与砂体联合输导油气运移模式；Ⅳ区：源外—下生上储式复合油气运移模式

图6明水组末期顶面古构造与沉积微相叠合图

源外—下生上储式复合油气运移模式主要作用于榆树林地区葡萄花油层中砂岩不发育带以东地区，在该地区由于砂岩不发育带的阻隔，油气难以在葡萄花油层中侧向运移至此，油气聚集主要为下伏扶杨油层中聚集的油气沿油源断层二次调整的结果，因此油气在平面上主要分布于下伏扶杨油层含油面积之内的邻近油源断层的构造有利位置，如尚家鼻状构造之上的葡萄花油层中聚集的油气。

3 结 论

1)榆树林地区主要含油层位扶杨油层和葡萄花油层油均来源于研究区青一段烃源岩有效排油范围之内，具有上生下储和下生上储两种生储盖组合关系，断层和砂体是油运移的主要通道，存在侧向运移和垂向运移两种油运移方式，且在源内区与源外区油气运移通道类型及其组合形式不同，起主导作用的油气运移方式不同。

2)榆树林地区的油气运移模式，认为榆树林地区主要存在以下4种类型油气运移模式，即源内—上生下储式油气运移模式；源内—下生上储式油气运移模式；源外—断层与砂体联合输导油气运移模式；源外—下生上储式—断层与砂体联合输导复合油气运移模式。

3)不同类型油气运移模式对榆树林地区油气在垂向和平面上分布的控制作用。

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