海拉尔盆地贝西南地区南屯组油气侧向运移路径综合确定及运移模式探讨

孙同文，王 芳，王有功，李军辉，姚诗华，李冰妮，成镱娜，刘敏华

(1.广东石油化工学院，广东 茂名 525000；2.东北石油大学三亚海洋油气研究院，海南 三亚 572025；3.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

贝尔凹陷是海拉尔盆地中面积最大的富油气凹陷，也是当前发现油田最多的凹陷。目前已发现了3个工业油流带，分别为呼和诺仁构造带、苏德尔特构造带和霍多莫尔构造带。其中，呼和诺仁构造带位于贝西南地区，呼和诺仁油田南屯组探明石油储量达1 358.5×104t，展示出较大的勘探潜力[1-2]。贝西南地区南屯组是目前贝尔凹陷的一个重要的增储上产领域，构造带紧邻生油凹陷，油气运移被认为是成藏的关键因素[3-4]。前人针对贝尔凹陷乃至贝西地区的油气运聚已进行过大量的研究，包括贝尔凹陷的油源及运移方向[4-5]、贝西地区古流体势与油气运移的关系[6-7]、贝尔凹陷西部斜坡带油气成藏模式[8-10]等，这些研究对于贝尔凹陷早期的勘探起到重要的指导作用。然而，贝西南地区现今已进入精细化勘探开发阶段，拥有高精度三维地震、更多的测井数据和丰富的分析测试资料，亟需在前人研究的基础上进一步总结出更具体的油气运移路径和运移模式。基于此，采用以油气来源分析为基础、以油气分布特征为指示、以运移数值模拟为约束、以地球化学示踪为佐证的“四位一体”的油气运移路径综合确定方法，明确了贝西南地区南屯组主要的油气运移路径，并在此基础上总结出油气侧向运移模式，以期对下一步的勘探部署提供理论指导，降低钻探风险。

1 地质背景

贝西南地区位于海拉尔盆地贝尔凹陷西南部，主要包括贝尔凹陷的贝西斜坡带、呼和诺仁构造带和贝西次凹的大部分区域，面积约为560 km2，是贝尔凹陷白垩系含油气性较好的一个重点勘探区块(图1)。可分为4个构造单元，即贝西斜坡带、呼和诺仁构造带以及贝西南、贝西北2个次凹(依据贝41井处的隆起带将贝尔凹陷贝西次凹进一步细分为2个单元)。贝尔凹陷沉积地层主要为白垩系，自下而上共发育6套地层，分别为下白垩统塔木兰沟组(K1tm)、铜钵庙组(K1t)、南屯组(K1n)、大磨拐河组(K1d)、伊敏组(K1y)以及上白垩统青元岗组(K2q)。

下白垩统包括多套生储盖配置，可分为上、中、下3套成藏组合[11]，其中，中部成藏组合为研究区主要的油气勘探目的层，南屯组作为生油层和储集层，大磨拐河组泥岩作为盖层，形成正常叠置的生储盖组合类型。其中，南屯组自下而上分为2段，简称南一段(K1n1)和南二段(K1n2)(图1)。进入精细化勘探阶段后进一步划分小层，南一段又分为8个小层，自上而下依次为K1n11—K1n18；南二段分为2个小层，K1n21和K1n22。

2 油气运移路径综合确定

在油气运移的研究中，根据油气来源和油气分布特征可以定性地确定出各构造单元的油气运移方式和宏观运移方向。在此基础上开展油气运移数值模拟，并用地球化学参数进行示踪，可具体刻画出运移路径。

2.1 油气来源分析

海拉尔盆地贝西南地区自下而上主要发育铜钵庙组、南一段、南二段和大磨拐河组一段4套烃源岩(图1)。其中，南一段和南二段暗色泥岩有机质丰度最高，有机质类型较好，是主要的生油岩[3]。南一段烃源岩处于成熟阶段，南二段烃源岩处于低熟—成熟阶段[1]，贝尔凹陷多为成熟或中等成熟原油，主要来源于南一段烃源岩[5]。南一段烃源岩生油门限大约为1 400 m，对应的镜质体反射率Ro大约在0.5%左右[12]。根据生烃门限可圈定出贝西南地区南一段有效烃源岩的分布范围(图2)。由图2可知，贝西北次凹主体位于有效烃源岩内，贝西南次凹中心位于有效烃源岩内，而边缘区域为源外，贝西斜坡带和呼和诺仁构造带均位于有效烃源岩外。

图1 海拉尔盆地贝西南地区构造单元及地层系统

图2 贝西南地区南一段泥岩厚度及有效烃源岩范围

研究区存在贝西北次凹和贝西南次凹2个重要的生烃洼槽，油源对比结果(表1)表明[1，12]：贝西南次凹和贝西北次凹油源主要来自自身烃灶供给，贝西斜坡带油源主要来自贝西北次凹，呼和诺仁构造带油源以贝西北次凹为主，另有部分来自贝西南次凹。因此，贝西北次凹和贝西南次凹中心属于源内成藏，以油源断层的垂向供油为主，而生油凹陷以外大面积区域以侧向运移为主。南屯组油气成藏时间约为110～99 Ma，即伊敏组末期至青元岗组沉积期[1]。

表1 贝西南地区南屯组原油来源及成藏时间

2.2 油气分布特征

将大量油藏按各小层的试油、测井解释和录井情况进行统计，并根据不同构造单元的构造和油源特征，按下述3个原则进行排列：一是贝西北次凹和贝西南次凹，将凹陷中心深度最大的井放于中部，例如，贝西北次凹贝63、贝35等井(图3)，向两侧按深度由深到浅排布；二是贝西斜坡带，从靠近生油凹陷一侧起按深度由深到浅排布(贝X69—贝78井)；三是呼和诺仁构造带，因受贝西北次凹和贝西南次凹共同供油，所以夹于两凹中间，在两侧靠近生油凹陷处深度最深，中部最浅。由图3可以看出，海拉尔盆地贝西南地区南屯组油水纵向分布具有如下特征：①贝西北次凹，自凹陷中心向周边含油层位逐渐变浅，表现出“离心式”向周边侧向运移特征。②贝西斜坡和呼和诺仁构造带均表现出距离贝西北次凹越远，随着构造深度变浅含油层位也逐渐变浅，呈现出由凹陷向构造高部位“阶梯状”侧向运移特征，油气由K1n16逐级调整至K1n21。③贝西南次凹，自凹陷中心向呼和诺仁构造带过渡时含油层位由深变浅，也表现出侧向运移特征，但与贝西北次凹向贝西斜坡带的侧向运移相比，向浅层调整不明显，仅从K1n16逐级调整至K1n13。

图3 贝西南地区南屯组油气垂向分布

总体来看，贝西南地区除生油凹陷中心区域外，南屯组具有显著的侧向运移特征，而不同构造单元存在差异，可见侧向运移模式及路径对油气成藏规律应具有重要的影响。

2.3 油气侧向运移路径数值模拟

为了进一步确定油气侧向运移的路径，利用PetroMod软件的“流线法”进行油气侧向运移数值模拟(图4)。由图4可以看出，油气从贝西南次凹和贝西北次凹中心呈“离心式”向周边高部位侧向运移。贝西北次凹的油气主要有2个运移方向：一是沿凹陷短轴方向，向西北侧的贝西斜坡带运移，该斜坡带主要发育同向断层，断层与斜坡的走向、倾向均近于平行，油气运移流线近于垂直斜坡走向和断层走向，跨越多级同向断层向斜坡高部位运移；二是沿凹陷长轴方向，向呼和诺仁构造带运移，在其构造脊上形成汇聚，并沿构造脊向西南方向运移。贝西南次凹的油气主要是沿短轴方向，向呼和诺仁构造带脊部运移，呼和诺仁构造(背斜)带东翼斜坡主要发育反向断层，断层走向与斜坡走向平行，而二者倾向相反，油气运移流线同样近于垂直斜坡走向和断层走向，跨越多级反向断层向高部位运移。

图4 贝西南地区南屯组油气侧向运移数值模拟

贝西斜坡带和呼和诺仁构造带均是油气侧向运聚的有利指向区，其中，呼和诺仁构造带构造条件优越，且受贝西北次凹和贝西南次凹双向供油，具有得天独厚的油气运聚成藏条件，是目前贝西南地区油气最富集的地区，形成了呼和诺仁油田。

为了避免单一方法的片面性，此次研究综合考虑了油气来源分析、油气分布特征和油气运移数值模拟的结果，确定出贝西南地区南屯组主要有3组油气侧向运移路径，一是由贝西北次凹向贝西斜坡带侧向运移，运移路径与斜坡走向近垂直；二是由贝西南次凹向呼和诺仁构造带侧向运移，运移路径与构造带东翼斜坡走向近垂直；三是贝西北次凹向呼和诺仁背斜脊部运移的油气与贝西南次凹沿斜坡运移的油气汇合后，沿构造脊和与脊部平行的大断层走向向西南部侧向运移，运移路径与构造脊和断层走向近平行。

2.4 油气侧向运移路径示踪

为了进一步验证油气侧向运移的准确性，选用地层原油高压物性和含氮化合物2个指标对油气运移方向和路径进行示踪分析。地层原油高压物性示踪原理是用饱和压力和油气比为横轴两端、黏度和密度为纵轴两端，连成一个扁平的菱形，沿着运移方向，扁平菱形向方菱形或尖菱形变化[13]。含氮化合物中的吡咯类(主要为咔唑和苯并咔唑)是油气运移较为敏感的指示物，受地质色层效应的影响，随着运移距离的增加，咔唑类化合物总量逐渐增大[14]。

此次研究选择最为典型的侧向运移路径，即自贝西次凹沿呼和诺仁构造脊和断层走向的运移路径(贝13—贝3-12井)进行示踪(图5)。由图5可以看出，沿油气运移方向，地层原油高压物性菱形中的饱和压力及油气比逐渐减小，而地层原油密度和黏度逐渐增大；咔唑类化合物总量的整体趋势为逐渐增大。由此可见，在该方向上，地层原油高压物性和含氮化合物均证实了前面3种方法综合确定出的油气运移路径。

图5 沿贝13—贝3-12井运移路径的原油高压物性和含氮化合物示踪分析

3 油气侧向运移模式探讨

依据油气运移路径的分析可知，海拉尔盆地贝西南地区主要存在3种油气侧向运移模式，分别为沿构造脊及断层走向运移模式，同向断阶“阶梯状”运移模式和反向断阶“牙刷状”运移模式。每种油气运移模式的图示、运移特征和典型路径如表2所示。

表2 贝西南地区南屯组油气侧向运移模式及特点

3.1 沿构造脊及断层走向运移模式

贝西地区呼和诺仁构造带构造脊位置发育一条大断层，形成构造脊与断层走向一致的格局。呼和诺仁构造带的东北端倾没于贝西北次凹，油气首先向其构造脊汇聚，之后沿构造脊和断层走向共同约束的路径向西南方向运移。在该运移模式下，一方面由于构造脊为低势区，另一方面运移路径与大断层平行，受断层遮挡等较弱，因此一般能够长距离运移(表2)。典型的运移路径为自贝西北次凹贝57井经呼和诺仁构造带贝13井后进一步向贝301及贝3-12运移(图6)。贝西北次凹油气一般在南一段或南二段富集，侧向运移至呼和诺仁构造带后，南一段和南二段均富油，油藏类型以断块和断层-岩性为主。

图6 贝西北次凹—呼和诺仁构造带沿构造脊及断层走向运移模式(剖面位置见图4)

3.2 同向断阶“阶梯状”运移模式

通过油气运移数值模拟可以看出，贝西北次凹大量的油气运移路径为沿凹陷短轴方向向西北侧的贝西斜坡运移，运移流线近于垂直斜坡走向(图4)。而南屯组油气垂向分布揭示出自斜坡低部位向高部位，富油层位逐渐变浅(图3)。贝西斜坡带发育一系列同向断层，与油气运移路径相垂直。结合构造分析与油藏解剖的结果可知，由贝北西次凹向贝西斜坡带的油气受多条同向断层的逐级调整，不断向斜坡高部位运移，为同向断阶“阶梯状”运移模式(表2，图7)。此类油气运移模式下，一方面由于小规模同向断层多形成同层砂岩对接，侧向封闭能力差，上盘不容易被断层遮挡形成油气聚集；另一方面，由于断裂带伴生裂缝具有不对称性，上盘裂缝往往更为发育[15]，油气容易沿同向断层上盘裂缝带不断向高部位运移。因此，油气运移距离往往较远，以“阶梯状”向斜坡高部位浅层逐级调整油气为主，只有在遇到大型同向断层、反向断层或岩性尖灭等情况下才形成有效遮挡，发生油气聚集或终止油气运移[16-23]。

图7 贝西北次凹—贝西斜坡同向断阶“阶梯状”运移模式

3.3 反向断阶“牙刷状”运移模式

贝西南次凹的油气主要运移路径是沿其短轴方向向呼和诺仁构造带的运移，路径流线与构造带东翼斜坡走向近垂直(图4)。呼和诺仁构造带东翼斜坡主要发育与斜坡走向近垂直的反向断层，形成反向断阶。同样由于断裂带伴生裂缝具有不对称性，由于断层下盘一侧裂缝不发育，导致反向断层侧向封闭能力明显强于同向断层[14]，侧向运移的油气在达到反向断层封闭能力上限后再次发生溢出，继续向斜坡高部位运移，在反向断层下盘一侧形成“牙刷状”的断层遮挡油藏(表2，图8)。在此种运移模式下，由于反向断层侧向遮挡能力强，导致油气侧向运移逐级受阻、逐级聚集成藏而运移的油气总量不断减少，油气运移距离一般较短，但沿运移路径在反向断层下盘一侧油藏较为发育。3

图8 贝西南次凹—呼和诺仁构造带反向断阶“牙刷状”运移模式

4 勘探有利区优选

贝西南地区南屯组油气侧向运移模式研究结果，对该区下一步的有利区优选和类似地区油气勘探具有一定的指导意义:①沿构造脊及断层走向运移模式下，沿断层走向的断鼻、断背斜圈闭及交叉断块圈闭和断层-岩性圈闭均是油气聚集的有利区域；②同向断阶“阶梯状”运移模式下，小型同向断层一般不形成油气聚集，在具备侧向封闭能力的大规模同向断层上盘一侧的圈闭为有利勘探目标；③反向断阶“牙刷状”运移模式下，油藏发育于反向断层下盘一侧，其规模主要受控于断层侧向封闭能力，一般情况下近源大型反向断层控制的油藏规模较大。

5 结 论

(1) 贝西南地区南屯组主要有3组油气侧向运移路径，一是由贝西北次凹向贝西斜坡带侧向运移，运移路径与斜坡走向近垂直；二是由贝西南次凹向呼和诺仁构造带侧向运移，运移路径与构造带东翼斜坡走向近垂直；三是贝西北次凹向呼和诺仁背斜脊部运移的油气与贝西南次凹沿斜坡运移的油气汇合后沿构造脊和与脊部平行的大断层走向向西南部侧向运移，运移路径与构造脊和断层走向近平行。

(2) 贝西南地区南屯组主要存在3种油气侧向运移模式：沿构造脊及断层走向运移模式、同向断阶“阶梯状”运移模式和反向断阶“牙刷状”运移模式。

(3) 贝西南地区3种油气侧向运移模式对油气勘探具有一定的指导意义。沿构造脊及断层走向运移模式下沿断层走向由于位移梯度、分支断层及岩性尖灭等形成的断鼻、断背斜、断块和断层-岩性等圈闭均是油气聚集的有利部位；同向断阶“阶梯状”运移模式下评价断层的侧向封闭能力是关键，当断层具备封闭能力时上盘一侧圈闭是潜在的有利的勘探目标；反向断阶“牙刷状”运移模式下沿运移路径在反向断层下盘一侧油藏较为发育，但油藏规模主要受控于断层侧向封闭能力。