松辽盆地齐家-古龙凹陷扶余油层油气成藏区带定量预测与评价

国芳馨 张 阳 王晓欢 李国会 孙祖宇

（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）

0 引 言

松辽盆地经过多轮次油气勘探，勘探目标逐步由常规油气藏向隐蔽油气藏或非常规油气藏转变[1］。在深化松辽盆地北部中浅层精细勘探的工作中，齐家−古龙凹陷是继大庆长垣、三肇凹陷、龙虎泡凹陷之后重要的勘探接替领域，是松辽盆地中央坳陷区的主力生油凹陷之一，也是后备接替储量的重要勘探目标之一[2‐3］。

目前国内外学者对齐家−古龙凹陷扶余油层的研究包括烃源岩及储层特征[4］、断裂构造活动性分析[5］、扶余油层沉积特征[6］、成藏期次等[7］。然而，随着油气勘探的不断深入，已有成果认识已不能满足现阶段精细勘探的需求，对于齐家−古龙凹陷扶余油层断层−岩性油气藏成藏的主控因素和有利区分布范围等方面的研究过于宏观，导致了勘探目标精确优选及准确评价难以实现，限制了齐家−古龙凹陷扶余油层断层−岩性油气藏有利成藏区带的预测，从而制约了齐家−古龙凹陷的增储上产进程。

本文在分析齐家−古龙凹陷扶余油层断层−岩性油气藏成藏的主控因素及控藏作用基础上[8‐9］，基于庞雄奇等[10］的油气分布门限控藏模式，将各功能要素组合模型进行重新组合，使用统计法对每个要素进行定量表征，进而得到各种类型主控因素对油气控制的概率，然后通过叠加各概率分布，预测扶余油层有利成藏区带的分布范围，进而为下一步齐家−古龙凹陷扶余油层断层−岩性油气藏的勘探目标优选与精细地质研究打下基础。

1 区域地质概况

齐家−古龙凹陷位于松辽盆地中央坳陷区西部，属深水湖盆凹陷，且长期继承性发育，其主要烃源岩形成于青山口组沉积时期，为深湖相暗色泥岩（图1）。

图1 研究区构造位置示意Fig. 1 Structural location of studied area

研究区内发育有NNE 向的林甸−哈拉海断裂带、喇嘛甸−常家围子−新站基底断裂带和NNW 向的古龙−新站−茂兴基底断裂带。本次研究的目的层为下白垩统的泉头组四段，对应的油层为扶余油层。白军辉[8］通过油源对比发现扶余油层90%以上油气来自青一段生油岩，具有短距离运移聚集的特征，烃源岩生烃能力较强，同时青一段泥岩又是扶余油层良好的区域盖层。

扶余油层沉积时期构造活动相对较弱，主要表现为西北高、东南低的单斜构造，对地形影响相对较小，整体来说属于坳陷初期，浅水湖泊−三角洲体系相对发育，砂体规模小，分流河道分布错综复杂，砂体呈北北东向及近东西向条带状分布，以岩性油藏及断层−岩性油藏为主，层多且薄，产量及含油丰度普遍较低，整个扶余油层底部零星发育水层，顶部以纯油层为主[9］。

2 油气藏分布主控因素

基于庞雄奇等[10］的油气分布门限控藏模式认为，控制油气分布的主控因素主要有：烃源岩（S）、沉积相（D）、盖层（C）、势能（P）、古隆起（M）、断裂（F）等。这些地质要素对生、储、盖、圈、运、保起到决定性作用，并影响了油气成藏。

为方便讨论将其称为功能要素，运用功能要素组合控藏模式代替生、储、盖、圈、运、保之间关联性进行逻辑分析，可以对成藏区带进行定量预测与评价（图2）。当烃源岩生烃之后，势差为动力，低势区为油气运移指向区，再通过沉积相的控制与发育，形成有利于油气藏聚集的圈闭，最后在区域盖层的控制下，使油气保存下来。除此之外，受构造影响的油藏还包括2 种：一种是构造高部位汇聚成藏形成背斜构造油气藏；另一种是断裂带泄压吸拉油气形成断块类油气藏。因此，盖层−沉积相−古隆起−烃源灶组合控制着背斜类油气藏的形成和分布，盖层−沉积相−断裂−烃源灶组合控制着断块类油气藏的形成和分布，盖层−沉积相−势能−烃源灶组合控制着岩性油气藏的形成和分布。

图2 松辽盆地生储盖及含油气组合Fig. 2 Source-reservoir-seal and hydrocarbon-bearing combination in Songliao Basin

对于齐家−古龙凹陷来讲，扶余油层主要发育断层−岩性油气藏，因此本次将断块类油气藏与岩性油气藏成藏主控因素进行综合，分别分析烃源岩、盖层、沉积相、势能及断裂5 个主控因素。功能要素的时空组合不仅控制了沉积盆地的油气成藏，也控制着油气的时空分布。因此5个功能要素的叠加复合区域是有利成藏区带。

3 油气藏分布

将松辽盆地齐家−古龙凹陷青一段排烃强度等值线（图3（a））、扶余油层沉积相平面分布（图3（b））、盖层厚度等值线（图3（c））、断裂分布（图3（d））作为基础数据，分析齐家−古龙凹陷扶余油层烃源灶（图4（a））、沉积相（图4（b））、盖层（图4（c））、断裂带（图4（d））、势能与油藏的关系，为下一步计算成藏概率奠定了基础。

图3 齐家-古龙凹陷排烃强度、沉积相、盖层厚度及断裂分布Fig. 3 Hydrocarbon expulsion intensity, sedimentary facies, caprock thickness and fault distribution in Qijia-Gulong Sag

图4 齐家-古龙凹陷扶余油层油藏与主控因素关系Fig. 4 Relationship between Fuyu reservoir and main controlling factors in Qijia-Gulong Sag

3.1 源控油气藏

烃源灶[10］用来描述烃源岩的特征与分布。在实际工作中，常选取目标区该地史时期烃源岩的排烃强度等值线进行表示。排烃中心的位置及排烃强度在一定程度上决定了附近油气藏的分布位置、规模、潜力以及圈闭含油性。庞雄奇等[11］认为距离有效烃源岩距离越近，越易形成大油气田。

研究区青一段烃源岩为齐家−古龙凹陷扶余油层的主力烃源岩，目前发现的油气都均匀分布在青一段烃源岩排烃中心周围，且青一段烃源岩存在4个主要排烃中心（图3（a））。研究区大部分油藏集中分布于隆起带附近，这是由于构造分布使其成为该地区油气运移的主要指向区，且烃源岩条件好，生烃强度大，生烃中心密集，因此隆起带是齐家−古龙凹陷油气最为丰富的地区，而其他地区油气资源相对较少，主要原因是生烃中心分散且强度相对较低，因此油气藏发育较少。

将油藏距排烃中心之间的距离进行统计发现，39%的油藏分布在距排烃中心0~10 km 的范围内，28%的油气藏分布在距排烃中心10~20 km 的范围内，25%的油藏分布在距排烃中心20~30 km 的范围内，仅有少部分油藏分布于距排烃中心30 km 以外区域，总体来说为距排烃中心越近，油藏分布越多，且产能越高，符合源控理论（图4（a））。

3.2 相控油气藏

沉积相控油气作用（D）指的是高孔高渗优势相区有利于油气的聚集和成藏，并控制着有利成藏区带的分布。因此，沉积相可以控制油气藏的形成与分布[10］。齐家−古龙凹陷发育三角洲、滨浅湖、河流相等主要沉积体系（图3（b）），区域内发育的三角洲体系，分布广泛，形成多种沉积微相，包括水上分流河道、水下分流河道等 。不同地质历史时期的沉积体系也各不相同。研究区扶余油层下部主要发育三角洲平原相带，砂体面积较大，可达104km2以上，砂地比相对较高，为45%~60%[12］；扶余油层上部由三角洲平原相转变为三角洲前缘相，砂地比略有下降，为20%~40%，水下分流河道分布错综复杂，横向上具有较弱的连通性，纵向上相互叠置。整体上看，目前已发现的油气藏主要分布在水下分流河道相中（图4（b））。

3.3 盖控油气藏

通常情况下，区域盖层有较大的沉积厚度，较广的分布范围，除此之外还具有横向连续稳定的特点，能够防止油气逸散或向上运移，因此盖层控制作用（C）是成藏的必要条件。盖层的分布范围、厚度、可塑性以及连续性都会对区域盖层的有效性产生直接影响，因此可选取以上参数来定量表征区域盖层的有效性。庞雄奇等[10］研究表明，形成的油气田规模越大，其区域盖层的分布范围也越大[10］，但并非盖层厚度越大越好，当盖层厚度过大时，会封闭住流体泄压的通道，反而不利于油气的聚集。因此，在一定范围内，区域盖层厚度适中才有利于油气成藏。研究区主要发育青一段一套区域盖层，这套区域盖层对大部分油气起到封存作用，使油气聚集在扶余油层（图3（c））。通过统计发现，40%的油藏分布在盖层厚度为70~80 m 范围内，油藏数量及含油饱和度随着盖层厚度的增大呈现先增大后减小的趋势（图4（c））。

3.4 断控油气藏

断裂带（F）可以用断裂的滑距、断距、长度、宽度以及封闭性等来表征。断裂带控制含油气盆地或凹陷的形成与分布，必然控制油气藏的形成与分布，距离断裂带越近的区域越易形成油气藏。

断裂的规模影响着平面上油气藏分布的范围，而断裂的规模通常用断裂的平面长度来表示。通过统计发现，规模一定的断裂平面上存在控藏边界；同时断裂展布规模越大的断裂，油气通过这个断裂垂向运移的最大距离也就越大，距离断裂太远则不利于油气成藏[14］。

研究统计齐家−古龙凹陷油气藏与断裂分布关系可以发现（图3（d）），80%的油气藏储量分布在距断裂600 m 以内的范围中（图4（d））。

3.5 势控油气藏

W.A.England 等[13］将“势”的概念定义为单位体积流体从参照条件下转移到地下所研究的条件下所做的功。低界面势能会导致油气从高界面势能区向低界面势能区运移。界面势能（P）可以通过孔隙度、孔喉半径以及渗透率来进行定量表征。

通常情况下，油气从孔喉半径相对较小的位置运移至孔喉半径较大的砂岩之中，孔喉半径的大小与势能大小成反比，即孔喉半径小，势能则大，因此孔隙度与渗透率相对较大时，势能则相对较小。然而仅仅根据绝对孔隙度大小来判断储层是否有效是不准确的，需要参考周围其他岩石的孔隙度来综合判断。油气的成藏特征受到低势区储层的控制，即由于孔隙度会随着埋深增大而减小，因此当其超过某一临界值时，才能够形成油气藏。

通过齐家−古龙凹陷孔隙度随埋深变化（图5）可以看出，齐家−古龙凹陷扶余油层孔隙度呈现出随埋藏深度增大而减小的特点。同时，发现有效孔隙度下限具有随埋深增大而变小的特点，在研究区内，当孔隙度小于5%这个临界孔隙度时，将不含油气。根据齐家−古龙凹陷扶余油层孔隙度随埋深变化关系，绘制最大孔隙度随埋深变化包络线与最小孔隙度随埋深变化包络线，即ϕmin、ϕmax，计算公式为：

图5 齐家-古龙凹陷孔隙度与深度关系Fig. 5 Relationship between porosity and depth in Qijia-Gulong Sag

式中：ϕmin——某深度储层临界最小孔隙度，%；

h——埋藏深度，m；

ϕmax——某深度储层临界最大孔隙度，%。

通过孔隙度定量表征对应深度下的势指数，计算公式为

式中：PI——势指数；

ϕ1——某深度储层实际的孔隙度，%。

4 油气藏定量表征及有利区预测

4.1 定量表征

4.1.1 烃源灶控油气藏

当油气处于烃源灶控油气分布范围之内时，可以通过烃源灶控油气成藏概率来定量表征范围内某点的成藏可能性。姜福杰[15］通过大量研究建立了烃源灶控藏概率模型，计算公式为

式中：Fe——烃源灶控油气成藏概率；

L——某点与排烃中心间的距离，m；

l——某点与排烃边界间的距离，m；

qe——烃源灶最大排烃强度，106t/km2。

根据烃源灶控油气分布定量模型（式（4）），结合青一段烃源岩排烃中心的平面分布位置以及油藏距离排烃中心的距离等条件，绘制了研究区扶余油层有效烃源灶控油气成藏概率分布图（图6）。

图6 齐家-古龙凹陷扶余油层烃源灶控藏概率平面分布Fig. 6 Probabilities of source kitchen controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.2 沉积相控油气藏

通过赋予不同沉积相类型以不同数值，来定量表征沉积相控油藏概率模型。主要分为3 个步骤：

（1）统计不同类型沉积相中断层−岩性油气藏的个数；

（2）将含有最多断层−岩性油气藏个数的沉积相赋值为1，油气藏个数为0 的沉积相赋值为0；

（3）其他的沉积相类型所赋的值将综合油气藏个数及产能来确定。

沉积相控藏概率模型的计算公式为

式中：Q——沉积相控藏概率；

N——某个沉积相油气藏数；

Nmin——沉积相最少油气藏数；

Nmax——沉积相最大油气藏数。

根据沉积相控成藏概率模型（式（5））计算出扶余油层各类沉积相控成藏概率（表1）。

表1 齐家-古龙凹陷沉积相控藏概率赋值Table 1 Probability assignment of sedimentary facies controlling reservoirs in Qijia-Gulong Sag

4.1.3 势控油气藏

将势指数与含油饱和度相结合可以看出大多数油藏集中分布于势指数小于0.8 的范围内，总体来说势指数与含油饱和度成反比，即势指数越小，含油饱和度越大。根据势指数与含油饱和度比例的关系（图7）。

图7 齐家-古龙凹陷扶余油层势指数与含油饱和度、控藏概率的关系Fig. 7 Relationship of potential index, oil saturation and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

将势指数转化为界面势能控油气成藏概率，势能指数越小，其控藏概率越大。低势区控油气成藏概率可以通过势指数计算，计算公式为

式中Pp——为低势区控油气成藏概率。

根据低势区展布情况对齐家−古龙凹陷低势区的控油气作用进行量化，绘制了研究区扶余油层低势区势控油气成藏概率分布图（图8）。

图8 齐家-古龙凹陷扶余油层势能控藏概率平面分布Fig. 8 Probabilities of potential energy controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.4 盖控油气藏

通过分析齐家−古龙凹陷区域盖层厚度的大小与已发现油气藏数量及含油饱和度的关系，拟合出区域盖层单因素条件下在平面上的控藏概率公式（图9），区域盖层成藏概率随盖层厚度的增大呈现先增大后减小的趋势，计算公式为：

图9 齐家-古龙凹陷扶余油层盖层厚度与控藏概率的关系Fig. 9 Relationship between caprock thickness and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

式中：Pc1——区域盖层厚度小于80 m 控油气成藏概率；

d——区域盖层厚度，m；

Pc2——区域盖层厚度大于80 m 控油气成藏概率。

根据区域盖层控油气成藏概率模型，对齐家−古龙凹陷区域盖层的控油气作用进行定量计算，绘制了研究区扶余油层区域盖层控油气成藏概率分布图（图10）。

图10 齐家-古龙凹陷扶余油层盖层控藏概率平面分布Fig. 10 Probabilities of caprock controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.5 断裂带控油气藏

通过研究齐家−古龙凹陷油藏至断裂距离与已发现油气藏数量及含油饱和度的关系，拟合出断裂带单因素条件下在平面上的控藏概率（图11），计算公式为

图11 齐家-古龙凹陷扶余油层油藏至断裂距离与控藏概率的关系Fig. 11 Relationship between distance from reservoirs to faults and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

式中：Pf——断裂带控油气成藏概率；

x——油藏至断裂距离，m。

根据断裂带控油气成藏概率模型，对齐家−古龙凹陷断裂带的控油气作用进行了量化，并绘制了研究区泉四段断裂带控油气成藏概率分布图（图12）。

图12 齐家-古龙凹陷扶余油层断裂控藏概率平面分布Fig. 12 Probabilities of fault controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.2 有利区预测及评价

通过前文对断层−岩性油气藏烃源岩、沉积相、盖层、势能、断裂等5 个功能要素的分析与定量表征，对各功能要素进行叠合，综合表征，进而预测齐家−古龙凹陷断层−岩性油气藏有利成藏区带。

本次研究对功能要素理论进行了改进，将岩性油气藏与断块油气藏的功能要素组合控藏模式进行组合，引入了能够将断层−岩性油气藏功能要素组合控油气分布概率综合定量化的指数Iz，通过该参数来判断成藏概率的大小。主成藏期的5 大功能要素中，将每个功能要素的控油气分布概率进行加权平均，即可得到齐家−古龙凹陷断层−岩性油气藏的成藏指数，计算公式为

式中：Iz——齐家−古龙凹陷断层−岩性油气藏的功能要素组合控油气指数；

Xi——功能要素控油气概率；

ai——权系数；

i——功能要素类别，即区域盖层、沉积相、势能、烃源灶和断裂带。

指数Iz取值0～1，计算所得的指数越大，代表断层−岩性油气藏的成藏概率越大；计算所得的指数越小表示相应成藏概率越小。根据指数大小，可划分为4 类成藏区，即Ⅰ类成藏区（Iz为（0.75，1］）、Ⅱ类成藏区（Iz为（0.50，0.75］）、Ⅲ类成藏区（Iz为（0.25，0.50］）、Ⅳ类成藏区（Iz为（0，0.25］）。为计算齐家−古龙凹陷扶余油层功能要素组合控油藏指数，根据区域盖层、沉积相、势能、断裂带和烃源灶5 个功能要素，对5 个功能要素进行权重分配，根据主控因素控藏作用大小，烃源灶、盖层、势能、沉积相、断层的权重分别为0.3、0.3、0.2、0.1、0.1。

应用功能要素组合模型，计算出齐家−古龙凹陷扶余油层断层−岩性油气藏综合成藏概率，结合盆地模拟出的油气运移路径（图13（a））。将运移路径范围内区域赋系数1，运移路径以外区域油气成藏概率较小，赋系数0.5，将所赋系数与成藏概率相叠合，预测扶余油层发育有3 个Ⅰ类成藏区，分别位于敖古拉鼻状构造、杏西−高西−葡西−新肇鼻状构造以及新肇鼻状构造北部，除此之外，预测出1 个Ⅱ类成藏区，涵盖喇西鼻状构造、龙虎泡构造、英台鼻状构造以及敖南鼻状构造等区域范围，以及1 个Ⅲ类成藏区，1 个Ⅳ类成藏区（图13（b））。

图13 齐家-古龙凹陷扶余油层运移路径及断层-岩性油气藏有利区带Fig. 13 Migration path and favorable plays for fault-lithologic reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

用以上方法计算出的控藏概率及预测的有利区带是否可靠需要用实际数据进行验证，具体方法为将研究区中已发现油气藏叠合至本方法得到的预测有利区平面图上，对有利区内的油气藏个数及比例进行统计。齐家−古龙凹陷实际断层−岩性油气藏数分别与预测出的功能要素组合控藏概率图进行叠合，观察并统计各有多少油气藏落于各类成藏区中。

总体来看，齐家−古龙凹陷扶余油层中落于Ⅰ类成藏区内油气藏数符合率为85%，目前所有已发现的断层−岩性油气藏均处在5 个功能要素叠加区域。因此，功能要素组合模型适用于齐家−古龙凹陷断层−岩性油气藏有利成藏区带的预测，且结果真实可靠。

5 结 论

（1）齐家−古龙凹陷断层−岩性油气藏形成与分布的5 个主控因素为烃源灶、沉积相、势能、区域盖层及断裂带。

（2）每个功能要素的控油气作用都表现出确定的临界条件：92%的油气藏分布在距离排烃中心小于30 km 的范围内；50%以上的油气藏分布在水下分流河道相中；油气藏均分布在势指数小于0.8 的区域；40%的油气藏分布在厚度为70~80 m 的区域盖层之下；油气藏均分布在距断裂小于1.6 km 的区域内。

（3）运用功能要素组合模型，预测出扶余油层发育有3 个Ⅰ类成藏区，1 个Ⅱ类成藏区，1 个Ⅲ类成藏区，1 个Ⅳ类成藏区。

（4）通过对预测结果进行验证发现，Ⅰ类成藏区包括齐家−古龙凹陷中85%以上的断层−岩性油气藏，且功能要素叠加复合的区域内包含了所有断层−岩性油气藏。