松辽盆地北部西部斜坡石油成藏特征与勘探实践

蒙启安，白雪峰，张文婧，付丽，薛涛，包丽

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

1 地质概况

松辽盆地是油气资源极为丰富的陆相沉积盆地[1-2]，北部大庆探区勘探面积约120 000 km2，发现了世界上最大的陆相砂岩油田——大庆油田。大庆长垣以西地区发育广阔的斜坡背景（以下简称西部斜坡），即大型坳陷湖盆缓坡带，紧邻齐家—古龙生烃凹陷，主要包括齐家—古龙凹陷中轴线以西、龙虎泡—大安阶地、泰康隆起带及西部超覆带等二级构造单元，是油气聚集的重要场所，勘探面积约16 500 km2（见图1）。20世纪60年代以来，西部斜坡油气勘探经历了构造油藏、岩性-构造油藏、构造-岩性油藏3个阶段，以白垩系葡萄花油层、萨尔图油层、高台子油层和扶余油层为主要目的层（见图2），先后发现了敖古拉、龙虎泡、哈尔温、龙南、富拉尔基、他拉红、一心、他拉哈等油气田[3-10]。据第4次油气资源评价结果，西部斜坡石油地质资源量近21×108t，截至目前已发现三级地质储量5×108t，剩余待发现资源量16×108t，勘探潜力巨大。目前，斜坡区复合油气藏已成为精细勘探的重要方向。从油气藏与烃源岩的匹配关系看，西部斜坡既有源内成藏，又有源外成藏，油气藏的规模与距离成熟烃源岩的远近呈正相关。关于斜坡带的成藏特征及主控因素前人曾做过大量研究与探讨[3-19]，其主要针对油气藏类型对油气成藏与分布的控制作用[7-10]；对油气来源[3-4]、成藏期次[5-6]也进行过研究，但主要以成藏单一要素作为研究对象，讨论其对油气聚集的控制作用。本文主要围绕西部斜坡系统分析上斜坡、下斜坡油气成藏特征及主控因素，总结分布规律。针对剩余资源主要为复合油藏的特点，探索形成了一套精细勘探工作方法，对松辽盆地北部中浅层石油勘探具有一定指导意义。

2 西部斜坡构造及沉积特征

2.1 构造特征

松辽盆地具有典型的二元充填结构，下部断陷期发育白垩系火石岭组、沙河子组和营城组，以天然气勘探为主；上部拗陷期发育白垩系泉头组三—四段、青山口组、姚家组和嫩江组，以石油勘探为主。西部斜坡在盆地发展过程中长期处于区域性单斜状态，自盆地西部边缘向中央坳陷倾斜，断裂不发育，构造平缓[14-17]，按构造形态及烃源岩发育情况可分为上斜坡和下斜坡。其中，下斜坡位于成熟烃源岩内，构造较陡，坡度一般小于10°，主要包括齐家—古龙凹陷中轴线以西及龙虎泡—大安阶地；上斜坡位于成熟烃源岩外，构造相对平缓，坡度一般小于 2°，主要包括泰康隆起带及西部超覆带（见图3、图4）。由于不同的构造位置所受的应力作用不同，导致西部斜坡构造形态和断层分布存在差异。区域骨干大剖面精细解释表明（见图3），西部斜坡自东向西发育南北向龙虎泡背斜、北东向白音诺勒鼻状构造、阿拉新鼻状构造、二站鼻状构造、江桥鼻状构造和西部超覆带，目前已发现的油气藏主要分布在上述构造带上（见图4）。

据《中国石油地质志》[20]所述，嫩江组沉积末期盆地开始挤压反转、褶皱变动和断裂活动，明水组沉积末期继续挤压活动，这两个时期均为主要构造活动时期。在嫩江组沉积末期，下斜坡敖古拉鼻状构造、龙虎泡构造初见雏形；明水组沉积末期，坡度明显增大，敖古拉鼻状构造、龙虎泡构造定型；依安组沉积末期，该区定型为凹隆相间的构造格局，形成北东向展布的龙虎泡背斜和敖古拉断裂带。上斜坡在嫩江组沉积末期近南北向区域挤压作用下，发生构造分异，形成白音诺勒、二站、阿拉新和江桥等 4个北东向展布的宽缓鼻状构造带，并伴随有断裂形成。

图2 松辽盆地北部中浅层综合柱状图

研究发现，这些浅层正向构造与深层断陷具有良好的对应关系，中浅层构造大多是在早期断陷的控陷断层活动的基础上形成的。深层断陷的控陷断层在构造反转期活动，控制鼻状构造形成、展布（见图3）。从构造形成与成藏的匹配关系看，西部斜坡构造带形成略早于或同步于大规模的油气运聚期[18]，嫩江组沉积以后的构造运动直接影响到输导层内油气由高势区向低势区运移、聚集成藏。

2.2 沉积特征

西部斜坡勘探目的层为以姚家组一段所在的葡萄花油层和以姚家组二+三段、嫩江组一段所在的萨尔图油层为主，沉积特征具有明显的差异性。

其中，姚家组一段沉积时期，整个盆地沉降速度明显减慢，盆地基准面旋回处于低位域演化阶段（见图2），周边碎屑物源供给丰富，发育大型浅水湖盆三角洲沉积体系，松辽盆地北部呈现“满盆砂”的特点，为满坳含油奠定了良好的基础。西部斜坡古地势平缓，受北部和西部物源控制，砂体广泛分布，储集体主要为大型浅水三角洲控制的大面积分布的分流河道砂体、河口坝砂体和席状砂。受后期抬升剥蚀影响，上斜坡缺失姚家组一段，储集层主要分布在下斜坡（见图5a）。

图3 松辽盆地北部西部斜坡地震剖面图（剖面位置见图1）

图4 松辽盆地北部西部斜坡构造单元与油气概况

姚家组二、三段至嫩江组一段沉积时期，湖平面快速上升，盆地基准面旋回处于高位域演化阶段（见图2）。盆地大部分地区形成半深湖—深湖沉积环境[21-23]，主要发育北部和西部三角洲沉积体系，砂体主要呈“环状”分布在湖盆边部。西部斜坡近物源砂体大面积分布，成为良好的油气输导层和储集层。其中，上斜坡主要发育三角洲平原及三角洲内前缘砂体，厚度大，连续性好，埋藏浅，物性好；下斜坡主要发育三角洲内前缘和三角洲外前缘砂体，与上斜坡相比规模有所减小（见图5b）。

已发现油气藏明显受控于沉积相带，工业油流井主要分布在三角洲前缘亚相（见图5）。龙虎泡阶地、泰康隆起带及西部超覆带等地区广泛发育的三角洲相各类砂体，为油气聚集提供了有利的储集空间。

3 成藏特征及主控因素

3.1 成藏特征

斜坡带是油气长距离运聚的有利指向区。油源对比分析表明[3,4,6,24-26]，西部斜坡的油气主要来自东侧的齐家—古龙凹陷的青山口组成熟烃源岩，发育构造油藏、复合油藏及岩性油藏等多种油藏类型。受烃源岩与油气藏空间配置关系的影响，上、下斜坡的成藏特征存在较大差异。

3.1.1 下斜坡

图5 松辽盆地北部西部斜坡葡萄花油层（a）和萨尔图油层（b）沉积相带分布图

齐家—古龙凹陷中轴线以西到青山口组成熟烃源岩（Ro值大于 0.75%）内边界的下斜坡，整体处于主生烃凹陷内，油源条件充足。油气首先在浮力作用下沿断层向上部萨尔图、葡萄花、高台子油层运移。同时，在生烃增压作用下，沿断层向下部扶余油层运移，在断层相关构造或岩性复合圈闭内聚集成藏。为此，下斜坡萨尔图油层、葡萄花油层、高台子油层及扶余油层均含油，但不同油层油藏类型不同。本文以萨尔图油层和葡萄花油层为例分析其成藏特征。（注：高台子油层和扶余油层主要为页岩油和致密油，本文不做详细论述）

萨尔图油层主要为三角洲前缘沉积体系，受砂体发育程度影响，油藏类型纵向上也不尽相同。S2+3、S1油层组砂岩叠合连片、连通性好，主要发育构造油藏；S0油层组发育重力流水道沉积，发育岩性和构造-岩性油气藏（见图6a、图6b）。

葡萄花油层主要为三角洲前缘沉积体系，砂体发育规模明显优于萨尔图油层，但砂体纵向、横向上连通性较差，易形成大面积岩性油藏及复合油藏，整体呈满凹含油连片趋势，主要发育构造、构造-岩性及岩性等多种油气藏类型（见图6c、图6d）。

3.1.2 上斜坡

青山口组成熟烃源岩（Ro值大于 0.75%）外边界到盆地边界的上斜坡，地层埋藏浅，断裂相对不发育，构造圈闭相对较少，本地发育的烃源岩处于未成熟—低成熟阶段。来自下斜坡齐家—古龙生烃凹陷生成的油气首先运移至源内高台子油层，之后沿断裂、不整合面及砂体向西侧运移，并在萨尔图油层储集体内聚集成藏（本区缺失葡萄花油层），下部的高台子油层和扶余油层虽然储集层发育，但由于本区青山口组源岩不发育，缺少油气向下运移的动力，导致本区高台子油层和扶余油层不发育。研究表明，油气在大规模、长距离的运移过程中，运移路径上的有效圈闭易于聚集成藏。咔唑类含氮化合物的含量变化[27]证实了西部斜坡原油的运移方向和路径。富拉尔基油田距离齐家—古龙凹陷成熟烃源岩区超过100 km，进一步证实了西部斜坡具备长距离运移成藏条件。上斜坡油气主要分布在一系列北东向鼻状构造带及地层超覆带上（见图4），鼻状构造带主体发育构造、构造-岩性油气藏，构造带的翼部及地层超覆带发育地层超覆、上倾尖灭岩性油气藏（见图6e、图6f）。

3.2 成藏主控因素

图6 松辽盆地北部西部斜坡油藏剖面图（剖面位置见图4）

图7 松辽盆地北部西部斜坡构造形态与砂体配置关系

受烃源岩、构造、断裂、砂体及运移等因素影响，上、下斜坡分别形成了不同类型的油气藏，其成藏主控因素也不尽相同。根据构造形态、断裂与砂体的配置关系，详细分析了油气藏的类型及成藏主控因素，可进一步划分为构造圈闭+有利砂体、构造或断层+有利砂体及岩性3类4种油气藏类型（见图7）。类型Ⅰ为构造圈闭与有利砂体匹配，主要指背斜带、鼻状构造带及断裂构造带主体上发育的构造圈闭与有利砂体匹配聚集成藏，成藏主要受构造控制；类型Ⅱ为构造背景或断层与有利砂体，构造背景+砂体类型是指断裂构造带主体上无构造圈闭，但具有一定规模的构造形态，砂体与构造切割形成复合圈闭。江桥、阿拉新、二站和白音诺勒鼻状构造长轴呈北北东向展布，河道砂体展布与鼻状构造长轴方向近垂直相交，大多形成构造幅度较大复合油藏。构造与岩性共同控藏，以构造控藏为主；断层+砂体类型是指断裂构造带及斜坡部位，主要目的层北西向砂体与北东向断层切割，形成断层+砂体复合圈闭。成藏受断层与岩性共同控制；类型Ⅲ分布在超覆带和构造带间的斜坡部位，河道砂体与地层尖灭线平行，砂体上倾尖灭形成岩性油藏。

除构造和岩性油气藏外，各种类型的复合油气藏也是斜坡区的勘探重点，成藏主要受砂体厚度与断距、构造幅度的匹配关系控制。已钻探井统计分析表明（见图8）：斜坡部位成藏复杂，微幅度构造以及对油气形成有效遮挡的断距是西部斜坡钻探井成功的关键。葡萄花油层，当断距与主力砂体厚度比值大于5、构造幅度与主力砂体厚度比值大于 3时，断距对油气形成有效遮挡，构造圈闭幅度对油气聚集起到控制作用，易于成藏（见图8）。大部分获得工业油气流、低产油气流井均满足上述条件；萨尔图油层与葡萄花油层具有相似的成藏特征，由于萨尔图油层储集层发育，构造对油气富集成藏控制作用明显，当构造幅度与主力砂体厚度比值大于 3时，圈闭封闭性更好，更易成藏，探井成功率较高；反之，构造圈闭幅度小，砂体厚度大，幅砂比小，油气无法形成有效聚集，钻探效果差。

图8 西部斜坡葡萄花油层复合油藏带断层（a）和萨尔图、葡萄花油层构造幅度（b）与主力砂体关系图

图9 松辽盆地北部西部斜坡油气成藏模式图（剖面位置见图4）

基于油气成藏特征和主控因素分析，建立了西部斜坡油气运聚成藏模式（见图9）：上倾尖灭岩性油气运聚成藏模式主要分布在富拉尔基及江 55区块；岩性-构造油气运聚成藏模式主要分布在江桥、新他拉红等地区；构造-岩性油气运聚成藏模式主要分布在阿拉新、白音诺勒地区；构造油气运聚成藏模式主要分布在富拉尔基、阿拉新、二站和白音诺勒地区；断层-岩性油气运聚成藏模式主要分布在泰康隆起带及龙虎泡背斜带西侧边缘上；岩性油气运聚成藏模式主要分布在阿拉新、二站、白音诺勒、他拉红地区。

4 西部斜坡油气分布规律

4.1 鼻状构造控制油气富集

斜坡带发育一系列鼻状构造，油气在浮力作用下首先向鼻状构造汇集，然后继续沿鼻状构造脊向上倾方向呈管道状长距离运移，并最终在合适的区域聚集成藏[28-29]。生排烃研究表明[30]，明水组沉积末期是齐家—古龙凹陷青山口组成熟烃源岩的主要排烃期。西部斜坡自东向西发育的龙虎泡背斜带，白音诺勒、二站、阿拉新、江桥等鼻状构造（见图4），早于或同时于明水组沉积末期，是油气运移聚集的指向区。勘探实践表明，西部斜坡 70%以上已发现的油气藏均围绕这些鼻状构造分布，表明了斜坡区的鼻状构造带控制油气富集程度及分布。

4.2 断裂控制油气垂向运移及聚集

断裂在油气成藏过程中发挥至关重要的作用，既可以作为油气垂向运移通道，又可封闭油气聚集成藏。由图10可以看出，龙西—杏西地区发育北东向、北西向和近南北向 3组断裂。北东向断裂主要分布在研究区东部，其中最为明显的是敖古拉、哈拉海和齐西断裂，长期继承性活动，既是油源断裂又起到侧向遮挡油气的作用；北西向断裂分布在研究区中部及东部，为主要的油源断裂，是油气从烃源岩到储集层的运移通道；近南北向断裂分布在敖古拉—哈拉海断裂带南段及其东侧，主要起侧向遮挡油气的作用，与北西向砂体匹配形成复合圈闭，控制油气分布。

4.3 不整合面与砂体控制油气侧向运移

侧向运移距离控制着大型斜坡油气成藏的范围，西部斜坡侧向运移通道主要为不整合面和连续型砂体。

晚白垩世（距今88 Ma），太平洋板块发生重大板块运动学重组事件[31]，松辽盆地整体抬升、剥蚀，形成了T1-1区域性不整合面（姚家组底面，见图6）。不整合面之上的底砾岩或薄层砂岩和不整合面之下的半风化岩石都可能成为油气运移通道[32]。齐家—古龙凹陷青山口组烃源岩生成的油气，沿不整合面首先进入高台子储集层，之后沿不整合面进行侧向运移聚集成藏。不整合面（T1-1）的连续分布对西部斜坡油气的运移也起到了重要作用。

图10 龙西—杏西地区葡萄花油层顶面断裂平面分布图

砂体一方面为油气聚集提供了有利的储集空间，另一方面，地层中砂体发育越密集，连通性越好，也就越容易形成油气的横向运移。从西部斜坡砂体解剖图（见图11）可以看出，葡萄花油层砂体类型主要有三角洲前缘分流河道、河口坝、席状砂，砂体厚度大。水下分流河道砂体厚度一般为3～5 m、宽度一般为200～300 m；河口坝砂体厚度一般为2～3 m；席状砂厚度一般为1～2 m。砂地比总体在20%～50%，砂体纵向、横向上连通性较差；萨尔图油层砂体类型主要有三角洲前缘分流河道、河口坝、席状砂及滨浅湖砂坝，砂体稳定。水下分流河道砂体厚度一般为2.5～4.0 m、宽度一般为100～300 m，河口坝砂体厚度一般为2～3 m，席状砂厚度一般为1.5～2.5 m。砂地比一般在25%～55%，砂体横向分布稳定，连通性好。西部斜坡广泛分布的连续型砂体构成了油气长距离运移的主要输导层。

4.4 区域盖层提供良好的封盖条件

松辽盆地北部中部含油气组合区域盖层为嫩江组一、二段泥岩盖层（见图2），该组泥岩盖层沉积稳定，连续厚度超过200 m，几乎遍布整个盆地，为油气藏的形成提供了良好的封堵条件，也为油气长距离运移提供了空间。通过沉积体系解剖（见图2、图11），西部斜坡在嫩江组一、二段沉积时期形成大面积的半深湖、深湖相，岩性以泥岩为主，见少量粉、细砂岩，胶结相对致密。地层在沉积压实过程中流体不容易及时排出，形成大面积的高压异常带。此外，该组泥岩盖层的塑性强，不易形成裂隙[1]，增强了盖层的封盖能力。在这套区域盖层下发育的萨尔图、葡萄花、高台子油层富集了松辽盆地90%以上的石油资源。

图11 西部斜坡萨尔图、葡萄花油层砂体解剖图（剖面位置见图4）

在成藏主控因素及油气分布规律研究的基础上，优选龙西—杏西、齐家北、古龙及泰康隆起带等 4个目标区，是近期斜坡带精细勘探的重点方向。

5 目标识别与勘探实践

随着近几十年的勘探，西部斜坡整体已进入高勘探程度阶段，剩余油藏均具有规模小、分布零散、隐蔽性强、油水关系复杂的特点。通过开展纵向细化、横向放大的精细研究，形成了“四个精细”的工作方法，建立了地质与地球物理一体化的工作模式，多区带精准识别目标，发现高产高效区块，为老区精细勘探探索了新路子，对下步勘探快速展开具有重要指导意义。

5.1 目标精细识别与有效性评价

斜坡区复合油藏剩余圈闭单体规模小，幅度低，控制储量少。开展复合圈闭精细识别与有效性评价技术攻关，通过断层分类识别、微幅度构造识别、精细沉积研究、波形指示反演岩性圈闭识别等多技术联合识别复合圈闭，然后开展断层与砂体配置关系、构造幅度与砂体配置关系分析，综合确定有效圈闭评价标准，优选圈闭，落实目标（见图12），在突出效益勘探背景下提高勘探成功率。

图12 圈闭精细识别与有效性评价流程图

5.1.1 断层分类识别技术

针对断层的断距及其在地震剖面上的识别难度，对断层分 3类进行识别，分别采取不同的识别技术，提高小断层识别与平面组合的精度：①断距大于10 m，断层附近地震道波形相似性差别较大、断层完全错断，采用相干体属性和方差体属性可有效识别；②断距为5～10 m，同相轴未完全错断，断层处同相轴倾角发生变化，分频相干属性、倾角属性和曲率属性可有效识别；③断距小于5 m，同相轴只发生弯曲或挠曲，采用构造导向滤波、曲率属性可有效识别。

5.1.2 微幅度构造识别技术

应用井震联合地层对比、井控层位精细解释、量版法时深转换及大比例尺构造成图等关键技术，开展微幅度构造圈闭识别，解决了地质分层与地震层位不一致、捕获同相轴的轻微起伏、微构造形态变化和解释误差等地质问题，能够准确识别大于3 m的微幅度构造。

5.1.3 沉积微相精细研究技术

通过纵向细分层系（见图11），缩小研究单元，萨尔图、葡萄花油层纵向上细分为20个单元，其中葡萄花油层9个单元，萨尔图油层11个单元。每单元3～10 m，包含1～2期河道。其中，S1、S2和S3等3期河道砂体发育，规模大，是勘探的主力层系。突出井震结合，实现大比例尺工业制图，明确了各期河道砂体展布。

5.1.4 波形指示反演岩性圈闭识别技术

适用于砂体单砂层薄、砂泥间互的储集层。首先应用地震波形代替变差函数，解决以往井间地震信息应用不足的问题，保持了地震资料的横向分辨率；然后采用地震波形指示反演技术提高单砂体识别精度，纵向细分层系刻画岩性边界，识别有利岩性圈闭。大于3 m的单砂层识别符合率超过70%。

基于上述技术研究成果，结合断距与主力砂体、微幅度构造与主力砂体匹配控藏的认识，在龙西—杏西等4大目标区优选各类有利圈闭341个，面积947.8 km2，为常规油精细勘探提供接替领域。

5.2 勘探成效

在上述地质认识指导下，开展研究区目标精细识别与有效性评价，2016年，在龙西地区部署的塔66、龙45井分别获得高产油流，老探区精细勘探获重大进展，探索形成了常规油精细勘探方法，为老区精细挖潜探索了有效途径。近两年，围绕龙西地区共实施预探、评价井82口，其中69口获工业油流，10 t以上高产油流井达32口，高产井形成由点及面的连片之势。在立足龙西地区勘探成果的基础上，积极推广龙西勘探模式，南北拓展，东西推进，齐家北和泰康隆起带等地区多口井获10 t以上高产油流，多个区带获重要进展，老探区找到高产富集区块，新增石油三级储量超1×108t，为大庆油田的可持续发展提供了更多的优质可动用储量。

6 结论

西部斜坡为大型的东倾宽缓斜坡，自东向西发育龙虎泡背斜带和白音诺勒、二站、阿拉新、江桥等鼻状构造及西部超覆带，是油气运移的有利指向区。广泛发育三角洲相砂体，为油气聚集提供了有利的储集空间。综合烃源岩、构造、砂体及油气运移等多种条件，划分为上斜坡和下斜坡，上斜坡以萨尔图油层为主，发育构造油藏；下斜坡多层位含油，多为复合油藏。明确了鼻状构造控制油气富集程度、断裂控制油气垂向运移及封闭油气聚集成藏、不整合面及连续型砂体控制油气侧向运移距离，构造-断裂-砂体三位一体控制形成了构造油藏、构造-岩性油藏及岩性油藏3种类型。形成了以“精细构造、精细沉积、精细储集层、精细成藏”为核心的隐蔽圈闭识别与有效性识别方法，实现了勘探目标的精准预测，有效地提高了勘探成功率，老探区精细勘探取得重大突破，明确泰康隆起带等凹陷周边斜坡部位的微幅度构造群是下一步勘探方向。