齐家地区高台子油层成藏要素特征及其空间配置关系

2018-11-21张威

西部探矿工程 2018年12期

张威

(大庆油田有限责任公司第九采油厂地质大队，黑龙江大庆163853)

近年来，随着松辽盆地北部勘探程度的提高，勘探对象由简单的构造油气藏逐步向构造—岩性、岩性油气藏转变，盆地中心的富烃凹陷区成为了松辽盆地北部主要的勘探目标。齐家地区地处松辽盆地齐家凹陷生油中心，东西两侧分别为大庆长垣和龙虎泡阶地，是松辽盆地北部重要的油气产区[1-2]。该区高台子油层以三角洲前缘相沉积为主。目前已发现齐家南、龙虎泡等油田，揭示了该区良好的油气资源前景。尽管前人针对齐家凹陷区岩性油藏成藏条件和模式做过大量的研究和探讨，但缺乏从油气成藏要素空间配置关系角度对成藏规律的研究。因此，研究齐家凹陷高台子油层成藏要素空间配置关系，对于立足富油凹陷寻找高丰度、高产能区块具有重要现实意义。

1 成藏要素及其特征

1.1 构造及其特征

齐家地区位于松辽盆地北部中央坳陷区，包括齐家—古龙凹陷、龙虎泡—大安阶地2个二级构造单元主体的北部。该地区高台子油层顶面表现为北高南低、中部低两侧高的构造格局，构成了包括齐家北、齐家南2个向斜，以及萨西、杏西2个鼻状构造，向西逐渐抬升为西北高、东南低的单斜构造，向东过渡为大庆长垣构造带[2]。探明的油气资源主要分布于齐家北、齐家南2个向斜区，呈北北东向展布。该区高三油层组顶面海拔深度在-1100～-2100m之间，高四油层组顶面海拔深度在-1200～-2200m之间，构造最大落差近1000m（图1）。

在嫩江组沉积时期，区域构造总体上为一长期发育形成的西北高、东南低斜坡特征；在嫩江组末期，随着大规模的区域构造运动，东侧的大庆长垣以及西侧的萨西、杏西鼻状构造开始隆起，并初具雏形；而至明水组沉积末期，随着构造运动进一步发展，大庆长垣及鼻状构造隆起幅度增大，逐渐完善，沉降中心也逐步由东部向西部、由南部向北部转移，并在古94井西侧形成齐家南向斜，在古932井附近形成了齐家北向斜。到第三纪末期，构造运动进一步使大庆长垣及其伴生的萨西、杏西鼻状构造最终定型，形成了现今的整体呈北高南低、中部低两侧高的构造格局。

本区断裂比较发育，按断层走向可分为北北东向和北北西向2类。北北东向断层主要分布于研究区西北部的齐西断裂带，主要是从基岩顶面发育起来的强继承性断裂带，对油气具有封挡作用；另一组断层为以北北西或南北向为主的浅层断裂，浅层断裂主要形成时期为青一段末期，该组断裂在嫩江组末期至老第三纪末期重新活动，后期的断层活动对原油向上运移提供了良好的运移通道。

1.2 源岩及其特征

齐家地区位于齐家凹陷生烃中心，发育多套烃源岩，包括青一段、青二三段及嫩一段烃源岩，烃源岩的主要沉积环境为滨浅湖湘—深湖相沉积[3-4]。通过对族组分、碳数分布曲线和碳同位素油源对比分析发现，高台子油层油源主要来自青二三段烃源岩。青二三段高四和高三油层组暗色泥岩普遍较厚且泥岩变化较大，一般为60～115m，其中高四油层组暗色泥岩厚度为40～70m，高三油层组暗色泥岩厚度为20～45m，总体表现为南厚北薄、东厚西薄，与北高东低、西高东低古斜坡构造背景一致。青二三段高四油层组烃源岩TOC分布于1.5%～2.4%；S1+S2主要分布于9.0%～16.5%；氯仿沥青“A”主要分布在0.3%～0.4%；Ro主要分布在1.04%～1.2%。高三油层组烃源岩TOC主要分布在1.0%～2.0%；S1+S2主要分布在5.0%～9.0%；氯仿沥青“A”主要分布在0.3%～0.4%；Ro主要分布于0.72%～1.03%，这2套烃源岩指标均达到好烃源岩标准，烃源岩类型为Ⅲ类偏Ⅱ类烃源岩，少量为Ⅰ类烃源岩，具有形成高丰度油藏的物质基础。从纵向上来看，高四油层组烃源岩有机质丰度略优于高三油层组，且高四油层组埋藏较深、烃源岩演化程度高，对油气成藏贡献更高；从平面上来看，东南部有机质丰度整体高于西北部，这与古构造背景高度吻合，构造整体上呈现出西北高、东南低的斜坡构造，东南部为凹陷中心，暗色泥岩较为发育。

1.3 储层特征及其演化

1.3.1 沉积特征

青山口组沉积时期，主要受北部物源影响，沉积了一套三角洲前缘相沉积，从北向南主要发育分流河道、河口坝、席状砂等砂体[5]，其中青一段沉积时期湖区分布范围最为广泛，沉积了一套生烃条件良好的暗色厚层泥页岩层，到高台子油层沉积对应的青二三段时期，湖水水体不断进退变化，受物源控制，在齐家地区形成了三角洲相与湖相交汇地带，大量砂体与湖相泥岩呈指状互层接触沉积下来。高台子油层从上到下可分为高零至高四共5个油层组，其中高二油层组仅在齐家南地区以北发育砂岩，齐家南南部及龙虎泡地区主要发育泥岩，可起到局部盖层作用，使得其下部的高三、高四油层组油层得以有效保存，为齐家地区主要含油层段（图2）。

1.3.2 岩石及孔隙类型

齐家地区高台子油层高三、高四油层组储层主要岩石类型为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩，可溶性组分长石、岩屑含量相对较高，为次生孔隙的发育提供了物质基础。

通过铸体薄片、常规薄片分析，将齐家地区高台子油层储层孔隙类型分为原生粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔和微裂缝等5种类型，其中最主要的孔隙类型是原生粒间孔与粒内—粒间溶孔，原生粒间孔发育最多，G433、X77、J98、J57、J51、X83等井均发育有原生粒间孔，其次粒内—粒间溶孔也较发育，由铸体薄片明显看出，J57、X77、J51等井高台子油层发育有长石粒内溶孔、J51、J57井发育岩屑内溶孔，X83井发育有粒间溶孔。

1.3.3 储层分布特征

高四与高三油层组砂岩厚度分布特征相似，由北向南砂岩厚度均呈递减趋势，北部砂岩厚度大部分在25～50m之间，仅局部地区砂岩厚度大于50m，西部及南部厚度大部分小于25m，北部的砂地比大部分大于25%，南部几乎均小于25%（图3）。

1.3.4 物性分布特征

研究区储层非均质性强，孔隙度一般为8%～25%，平均为12.2%，渗透率主要为0.1～88mD，平均渗透率1.18mD。储层物性特征受储层埋深的影响变化较大，在埋深2050m以上，储层物性与埋深呈负相关，即随着深度增加，物性特征变差；当储层埋藏深度超过2050m后，成岩作用对储层的改造作用增强，物性特征与埋深关系不太明显。高四油层组孔隙度由北向南逐渐降低，T14-T29-J39-J43-G703井一线以北，孔隙度基本在10%以上，此线以南地区孔隙度基本10%以下。从主要油层来看，高三油层组物性平面分布规律与高四油层组基本一致，均表现为北部好、南部差，由北向南储层孔隙度逐渐降低，不过由于高三油层组较高四油层组埋深相对浅，孔隙度、渗透率整体较高四油层组明显增大，物性优于高四油层组，在T34-J37-J54-G701-J84井一线以北地区高三油层组孔隙度基本超过15%，凹陷地区物性较差，普遍小于10%。

1.3.5 储层物性演化及成岩成藏序列

高台子致密储层先后经历了压实作用、长英质加大、自生石英、早晚期方解石胶结、长石溶蚀、岩屑溶蚀、伊蒙混层及伊利石生成等成岩过程。压实作用在各阶段都持续发生，明水组地层达到最大埋深，压实程度达到最大，压实作用可使砂岩储层孔隙度降低10%～30%。储层方解石含量5%～20%，主要形成于早成岩阶段，方解石胶结导致孔隙度降低0%～18%，平均4.96%。因此在明水组时期受压实作用及胶结作用，储层物性变差，进入致密阶段。

齐家凹陷青一段以及青二三段段烃源岩在嫩江组沉积初期开始进入生烃门限，嫩江组末期开始成熟、排烃，但排烃能力有限，此时储层物性好，油气可以进入储层顺利成藏。到明水组末期，烃源岩成熟范围进一步扩大，烃源岩达到生烃高峰期，且储层已经致密，此时由于烃源岩附近的储层多为水饱和，高台子致密油排替压力达0.138～46.832MPa，平均排替压力为9.3MPa。烃源岩生烃形成的过剩压力普遍超过10MPa，最大可达25MPa以上，远大于储层的排替压力，因此石油可以突破毛管阻力进入储层成藏，形成规模油气藏。总体来说，家凹陷高台子油层的主要成藏期为明水组末期，为先致密后成藏的油气藏。

2 成藏要素空间配置关系

油气成藏要素的特征及其品质是油气成藏的必要条件，而各要素在空间上的配置关系直接决定着油气成藏的可能性[6-7]。油气运移时所受的力，即流体势，主要水动力、浮力和毛细管力作用，三者可以全面反映流体在地下的能量分布状况。明水组沉积末成藏时期，高台子油层流体势表现为凹陷区流体势相对较大，流体势普遍大于1300m，特别是古28井以南地区流体势更大，流体势高达1500m，由凹陷区向东西两侧流体势呈逐渐降低趋势，龙虎泡斜坡及齐家南以北地区流体势普遍小于1300m，是凹陷高流体势区流体的主要泄压流向地区。结合明水末成藏期流体势平面分布特征，可将研究区成藏要素空间配置关系划分为：多油源下生上储、多油源薄互层、本地油源下生上储3种类型。多油源下生上储组合类型主要分布在龙虎泡油田中部及南部，该区储层发育少，主要分布在高三油层组上部，油源除来自下部高四、高三油层组下部及中部外，还有一部分油源通过断层沟通来自齐家南向斜及常家围子向斜；多油源薄互层组合类型主要分布于龙虎泡北部、齐家北向斜及齐家南向斜北部，该成藏要素组合类型储层单层较薄，但是砂岩层数较多，砂岩整体厚度较大，从高三到高四油层组砂泥岩间互发育，油源除来自紧邻砂岩上下暗色泥岩外，还有一部分是通过断层沟通来自深部的青一段烃源岩或者来自齐家南向斜地区；本地油源下生上储组合类型主要分布在常家围子向斜及齐家南向斜中部和南部，该区储层发育差，主要发育高三油层组上部储层，由于处于古沉积及沉降中心，流体势较高，油源主要来自高四及高三油层组下部暗色泥岩，为本地单一油源自生自储。

3 成藏要素空间配置关系控制油气成藏

通过对齐家地区高台子油层油气藏与其主要成藏要素时空配置关系分析，发现其油气藏分布主要受以下成藏要素控制。

3.1 多油源汇聚、储层物性对油气的控制作用

齐家地区高台子油层目前已发现的油气藏主要分布在古凹陷周边的龙虎泡及齐家南地区。这2个地区虽然不处在烃源岩生烃中心地带，但由于油源多，除邻近泥岩产生的油气直接充注形成油藏外，还可通过断层通道接收来自古凹陷中心侧向运移的油气充注，油源条件优于生排烃中心。另外，成岩成藏演化史研究表明，该区为先致密后成藏演化，高台子油层在埋藏深度达到1700m后，砂岩碎屑颗粒线接触比例大幅增加；另一个导致孔隙度降低主要因素是胶结作用，包括钙质和泥质胶结作用，高台子油层沉积末端席状砂、远砂坝微相砂体顶部广泛发育介形虫，在成岩演化过程中，为水体提供大量钙质来源，而砂坝砂体底部的泥质胶结，进一步导致储层更加致密[8]。龙虎泡地区处于龙虎泡—大安阶地，埋深相对较浅，储层压实作用较弱，齐家南地区距离物源方向近，成岩作用相对较弱，导致这2个地区储层物性相对较好，油气自烃源岩大量排烃之后，经过优势输导通道，最终在物性较好、有利于聚集的圈闭中富集成藏。

3.2 运移输导、砂地比、盖层发育对油气的控制作用

龙虎泡地区和齐家南地区虽然均为油气富集有利区，但油气富集程度明显不同，这除了与源储配置关系有关外，更重要的是由运移输导量、砂地比、盖层发育程度所决定的。而运移输导量大小与源岩位置有关，龙虎泡油田呈南北方向条带状分布，齐家南地区呈“蝴蝶状”分布，二者位于齐家凹陷南部生烃中心附近呈环带状分布，油气在北西向开启断裂沟通下，油气二次平面运移输导量更大。

另外，龙虎泡油田中—南部高四及高三油层组上部发育高二油层组稳定泥岩，高四及高三油层组自身储层发育比较差，砂地比仅为10%左右，仅发育高三油层组上部3～5小层，从齐家凹陷横向运移及高四油层组垂向运移来的大量油气被限制在高二油层组局部盖层以下，反复多次充注部分储集体，导致油气富集程度高，储层含油性好，含油级别以油浸油斑为主，大面积发育纯油层，水层及干层基本不发育（图4）。

齐家南地区距离生烃中心平均运移距离远，油气主要来自本地源岩，且储层厚度大，砂泥岩呈间互沉积，自身油气产生及输导能力也较弱；纵向上高零、高一至高四油层组储层均发育，无稳定区域性泥岩盖层，由下部向上垂向运移的油气不能被有效地束缚在有限储集空间多次充注聚集，导致油气富集程度相对较差。在凹陷中部，主要呈油层、干层间互形式存在，向斜坡区随构造抬升，油层逐步过渡为油水同层或水层。同时，在烃源岩大规模生排烃时期，活动断裂可作为油气垂向输导运移的通道，在北西向开启断裂附近，油柱高度高，油水界面上移，油气呈串珠状分布在断裂带两侧，油气在断层的沟通下进行了重新调整，导致了区域范围内油水关系的进一步复杂化。