大慶長垣扶余油層油氣成藏條件及主控因素研究

王卓卓,施立志, 張永生,梁曉東

(1.中國地質(zhì)科學院 礦產(chǎn)資源研究所/國土資源部鹽湖資源與環(huán)境研究重點實驗室，北京 100037；2.大慶油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

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·地球科學·

大慶長垣扶余油層油氣成藏條件及主控因素研究

王卓卓1,2,施立志1，2, 張永生1,梁曉東2

(1.中國地質(zhì)科學院 礦產(chǎn)資源研究所/國土資源部鹽湖資源與環(huán)境研究重點實驗室，北京 100037；2.大慶油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

大慶長垣扶余油層具有較大的資源潛力，是下步增儲上產(chǎn)的重點地區(qū)之一，針對該研究區(qū)，運用各類地質(zhì)、地球化學、試油、鉆井、錄井及分析測試數(shù)據(jù)，結(jié)合沉積學研究與數(shù)值模擬技術(shù)分析大慶長垣扶余油層的油氣成藏條件與主控因素。研究后認為，該區(qū)扶余油層的油源條件、沉積與儲層條件、運移條件均較好，是成藏的主要條件，為油氣的形成與富集提供了前提條件；大慶長垣扶余油層的油藏類型以復合油氣藏為主，巖性與斷層油氣藏次之，背斜油氣藏較少，復合油氣藏主要發(fā)育于大慶長垣中央隆起的兩翼，巖性和斷層油氣藏全區(qū)都有分布，背斜油氣藏主要發(fā)育于大慶長垣中央隆起頂部附近；生油凹陷、儲層巖性、斷層是該區(qū)扶余油層成藏的主控因素；油氣的成藏模式有單向供油側(cè)向運聚模式、雙向供油側(cè)向運聚模式與上生下儲垂向運聚模式3種。

大慶長垣;扶余油層;成藏條件;成藏特征

松遼盆地經(jīng)過50多年的勘探,已經(jīng)取得了非常豐富的勘探成果[1-4],總體進入高成熟勘探階段。因而，該區(qū)剩余油氣資源挖潛難度日益增大,面對油田每年穩(wěn)產(chǎn)4 000×104t石油產(chǎn)量的首要任務,迫切需要勘探發(fā)現(xiàn)新的潛能。大慶長垣油氣資源豐富,目前,大慶長垣中部含油氣組合的薩爾圖油層(S)、葡萄花油層(P)和高臺子油層(G)已成為大慶油田開發(fā)的主體[1-4]。隨著勘探工作的深入,大慶長垣下部含油氣組合扶余油層(F)取得了良好的勘探成果,獲工業(yè)油流井114口,提交石油探明儲量4 973.83萬t,石油控制儲量5 071.64萬t。研究表明，大慶長垣扶余油層石油潛在資源量約有2.8億t,因此加強本區(qū)扶余油層油氣成藏規(guī)律的研究，具有十分重要的理論與現(xiàn)實意義。

隨著油氣勘探從構(gòu)造油藏轉(zhuǎn)入隱蔽油氣藏,不同區(qū)塊油氣成藏條件和油氣藏分布的主控因素差別較大,特別是巖性油氣藏的復雜性使勘探難度增大。大慶長垣扶余油層主要分布于淺水三角洲平原、三角洲前緣相帶,儲層薄、物性差,具有控藏條件復雜、優(yōu)選富集難的特點。本研究主要針對該區(qū)的成藏條件、油藏類型、成藏主控因素、成藏模式開展相關(guān)研究，取得的新成果有力地指導了本區(qū)的勘探部署工作。

1 地質(zhì)背景

大慶長垣是松遼盆地最大的正向構(gòu)造(見圖1),勘探面積約2 472 km2,加之西側(cè)的鼻狀構(gòu)造帶,勘探范圍達4 700 km2。本區(qū)地震勘探程度較高,基本為三維地震所覆蓋。

圖1 松遼盆地地層表與研究區(qū)構(gòu)造單元分布圖Fig.1 Formation catalog of songliao basin and distribution graph of tectonic unit of region of interest

整體精細構(gòu)造解釋表明,大慶長垣扶余油層的構(gòu)造走向為北北東向,由6個穹窿構(gòu)造、6個鼻狀構(gòu)造組成。由北向南6個穹窿構(gòu)造分別是喇嘛店、薩爾圖、杏樹崗、高臺子、太平屯和葡萄花;6個鼻狀構(gòu)造分別是薩西、杏西、高西、葡西、新肇和敖南。大慶長垣是一個多成因復合形成的構(gòu)造帶,主要受3個構(gòu)造期次的影響[5-8]：早白堊系嫩江組沉積末期的構(gòu)造運動形成了大慶長垣的雛型,晚白堊明水期晚期的構(gòu)造使其發(fā)育成完整的背斜,早第三紀末左行壓扭使長垣進一步加強而形成整體形態(tài)。

大慶長垣扶余油層包括扶一、扶二、扶三3個油層組,其中扶一油層組屬于泉頭組四段地層,扶二、扶三油層組屬于泉頭組三段上部地層,厚度一般為250～260 m。大慶長垣扶余油層主要發(fā)育礫巖、砂巖、粉砂巖和泥巖4種巖石類型,沉積物粒度整體偏細,總體上以泥巖→粉砂質(zhì)泥巖→粉砂巖→細砂巖沉積為主,砂巖發(fā)育,儲層孔隙度分布在1.00%～27.4%,平均值為10.3%;滲透率變化范圍較大,最小值為0.01×10-3μm2,最大值為93.4×10-3μm2,平均值為1.22×10-3μm2。

松遼盆地泉頭組三段、四段沉積時期,氣候較為干旱,盆地構(gòu)造沉降相對穩(wěn)定,地形平緩,盆地周緣河流體系十分發(fā)育[9-12],向拗陷中心部位匯集,因而在整個盆地范圍內(nèi)形成了廣泛的河流相沉積。大慶長垣地區(qū)主要受控于來自盆地北部和東南部方向的河流沉積體系控制。

2 成藏條件分析

2.1 油源條件

青山口組一段(青一段)沉積時期是松遼盆地第一次最大湖泛期[1-4],沉積了分布廣泛、富含有機質(zhì)的深湖—半深湖相泥巖,以中央拗陷區(qū)為中心呈環(huán)帶狀分布,泥巖厚度為40～110 m,平均為80 m,大部分處于成熟階段,是松遼盆地的主要生油層。大慶長垣處于齊家—古龍和三肇兩個生烴凹陷之間,具有豐富的油源條件:其西側(cè)的齊家—古龍凹陷的青山口組一段烴源巖Ro值普遍大于0.7%,部分地區(qū)分布在1.3%以上(見圖2),其東側(cè)的三肇凹陷青山口組一段的成熟度也很高,Ro值普遍大于0.7%。值得一提的是，大慶長垣南部的青山口一段的生烴能力也較強,Ro值普遍大于0.7%。因此,充足的油源為本區(qū)扶余油層的油氣聚集創(chuàng)造了良好的地質(zhì)條件。

圖2 大慶長垣及其鄰區(qū)青山口組一段Ro分布圖Fig.2 Ro distributing graph of K1qn1 of of Daqing placanticline and near area

2.2 沉積、儲層條件

大慶長垣扶余油層沉積時期受控于北部和南部物源,自下而上發(fā)育曲流河沉積、網(wǎng)狀河沉積、淺水三角洲沉積,扶三油層組沉積時期主要發(fā)育高彎度曲流河沉積,河道截彎取直及廢棄河道發(fā)育;扶二油層組沉積時期主要發(fā)育曲流河沉積體系,向盆地方向逐漸呈網(wǎng)狀;扶一三及扶一二油層組沉積時期發(fā)育網(wǎng)狀河沉積,近物源方向發(fā)育曲流河沉積;扶一一油層組沉積時期為淺水三角洲沉積(見圖3),物源來自東北與東南兩個方向,主要發(fā)育有分流河道、決口扇等沉積微相。受當時沉積環(huán)境的控制,扶余油層砂體類型主要以曲流河砂體、網(wǎng)狀河砂體、分流河道砂體、決口河道砂體為主,它們構(gòu)成了最有利的儲集砂體,為扶余油層油氣的聚集提供了儲集空間。

圖3 大慶長垣扶一一油層組a段沉積微相圖Fig.3 Sedimentary microfacies map of F11a of Daqing placanticline

儲層砂體類型對儲層物性具有一定的影響(見圖4),曲流河砂體孔隙度平均為12%,滲透率平均為1×10-3μm2;網(wǎng)狀河砂體孔隙度平均為11%,滲透率平均為0.7×10-3μm2;分流河道砂體孔隙度平均為10%,滲透率平均為0.5×10-3μm2;決口扇和席狀砂體孔隙度普遍小于10%,滲透率小于0.1×10-3μm2。由此可見,曲流河道砂體、網(wǎng)狀河砂體、分流河道砂體儲層物性相對較好,孔隙度平均值在10%以上,其他各類砂體儲層物性相對較差，孔隙度平均值在10%以下。

圖4 大慶長垣扶余油層不同沉積砂體物性關(guān)系圖Fig.4 Physical property relationship map of different sedimentary sand of of Fuyu oil layer of Daqing

2.3 運移條件

油源對比表明,扶余油層原油來自上覆青山口組一段生油巖[1-4,13],生成的油氣通過斷裂和裂縫向下運移到扶余油層。大慶長垣扶余油層的運移通道主要是T2斷裂,其次是滲透性砂體,形成一個復雜的、立體的運移通道網(wǎng)絡。

大慶長垣斷穿青山口組一段烴源巖和扶余油層，T2斷裂廣泛密集分布,它一方面是油氣向下運移的通道,又可與構(gòu)造、砂體配合形成圈閉。在斜坡地帶，T2斷層使青一段地層與扶余油層砂巖在斷層面直接接觸,有利于油氣側(cè)向運移。因此,T2斷層發(fā)育區(qū)為扶余油層成藏的有利區(qū),T2斷裂是扶余油層油氣運移成藏的關(guān)鍵條件。

圖5 大慶長垣扶一二油層組明水組沉積末期過剩壓力平面分布圖Fig.5 Distribution of overpressure of F12 for the end time of Mingshui formation Sedimentation in Daqing placanticline

另外,大慶長垣扶余油層中過剩壓力比較發(fā)育,為油氣運移提供了動力條件。由圖5可知，大慶長垣扶一二油層組在成藏關(guān)鍵時期(明水組沉積末期)過剩壓力值比較小,X71-G172井區(qū)過剩壓力值普遍在0 MPa以下,而兩側(cè)的齊家—古龍凹陷及三肇凹陷的過剩壓力較大,尤其是齊家—古龍凹陷過剩壓力大范圍超過5 MPa,這樣就使大慶長垣與兩側(cè)的生烴凹陷易形成過剩壓力差,有利于油氣從兩側(cè)的生烴凹陷向大慶長垣進行運移。

3 油藏類型

受構(gòu)造、斷層、巖性等多重因素控制,大慶長垣扶余油層可以形成4種類型油氣藏,即背斜、巖性、斷層和復合油氣藏(見圖6)。其中，復合油氣藏類型包括斷層-背斜油氣藏和斷層-巖性油氣藏兩類,是大慶長垣扶余油層的主要油氣藏類型,主要發(fā)育于中央隆起的兩翼；巖性與斷層油氣藏次之,背斜油氣藏較少,巖性油氣藏和斷層油氣藏全區(qū)都有分布,背斜型主要發(fā)育于中央隆起頂部附近。

圖6 大慶長垣扶余油層油藏類型模式圖Fig.6 Reservoir type mode pattern of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

4 成藏主控因素

大慶長垣扶余油層油氣成藏主要受生油凹陷(油源)、巖性(儲集體)、斷層(運移通道)等因素控制。

4.1 生油凹陷宏觀上控制了油藏分布

研究表明,大慶長垣扶余油層的油氣主要來自其兩側(cè)的齊家—古龍凹陷與三肇凹陷[1-4,15-16],部分油氣來自長垣本地的烴源巖[13]。油源條件分析表明,該區(qū)齊家—古龍凹陷生油條件最好,其次為三肇凹陷。齊家—古龍與三肇2個生油凹陷中的青一段烴源巖生成的油氣在超壓的作用下運移到下伏的扶余油層[9],隨后,油氣在流體勢的作用下向大慶長垣進行側(cè)向運移,遇到合適的圈閉聚集成藏。因此,生油凹陷宏觀上控制了大慶長垣扶余油層油藏的分布。

4.2 儲層巖性的控制作用

由于本區(qū)扶余油層儲集層既有淺水湖泊三角洲沉積體系又有網(wǎng)狀河和曲流河沉積體系,河道砂體是該區(qū)最有利的儲集體[10-12],油藏明顯受巖性控制。從油層連井沉積對比剖面上可以看出(見圖7),橫切河道方向,砂體均呈透鏡狀,砂層的橫向連通性差,為巖性油氣藏的形成創(chuàng)造了地質(zhì)條件。從巖心觀察和探井油層的巖性統(tǒng)計來看,油層巖性主要為粉砂級以上(包括粉砂)的砂巖,粉砂級以下的砂巖均不含油。由此可見，巖性對含油性具有明顯的控制作用。

4.3 斷層對油氣藏的控制作用

斷層對大慶長垣扶余油層油氣成藏的控制作用主要表現(xiàn)在3個方面：①運移通道[1-4,9,16-20]。

圖7 大慶長垣喇2-茂21井扶余油層連井沉積對比剖面Fig.7 Sedimentation reference section of L2-M21 well of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

本區(qū)扶余油層生儲蓋組合為上生下儲和側(cè)生側(cè)儲,斷層是溝通青一段烴源巖和扶余油層的橋梁,是油氣運聚成藏必不可少的前提條件;②改善儲層。斷裂活動伴生很多裂縫,使儲層物性得到極大改善,增加了儲集空間和輸導能力,有利于油氣成藏;③形成圈閉(遮擋條件)。斷層使地層錯斷,改變了斷層上下盤巖性的對接關(guān)系,從而形成遮擋條件,與其他因素如巖性尖滅或鼻狀構(gòu)造一起,可以形成斷層-巖性圈閉或斷鼻構(gòu)造,為油氣聚集提供必要的場所。

5 成藏模式

前人研究表明,長垣及周邊地區(qū)扶余油層的油氣主要來源于長垣兩側(cè)的齊家—古龍凹陷和三肇凹陷,因此,根據(jù)生油凹陷與長垣構(gòu)造、沉積在時空上的配置關(guān)系可劃分為3種成藏模式:單向供油側(cè)向運聚模式、雙向供油側(cè)向運聚模式、上生下儲垂向運聚模式(見圖8)。

圖8 大慶長垣地區(qū)扶余油層油氣運移模式圖Fig.8 Migration modal shape of of Fuyu oil layer of Daqing placanticline

1)單向供油側(cè)向運聚模式。在超壓作用下，齊家—古龍凹陷青一段烴源巖生成的烴類[1-4,9],以兩種方式向扶余油層中運移:一部分油氣直接沿斷層側(cè)向運移至與之連通的滲透性砂體中;另一部分油氣先沿斷層向下運移至扶余油層的滲透性砂體中,隨后沿河道砂體與斷層溝通的復雜輸導網(wǎng)絡側(cè)向運移,受構(gòu)造應力及浮力驅(qū)動控制,運移方向總體上從長垣西側(cè)的生油凹陷指向構(gòu)造主體,并在有效的巖性圈閉或斷層-巖性圈閉中聚集成藏(見圖8A)。如長垣北段杏樹崗地區(qū)油氣運聚即以單向供油模式為主,構(gòu)造西翼含油性好于構(gòu)造東翼。

2)雙向供油側(cè)向運聚模式。雙向供油側(cè)向運聚模式為構(gòu)造東西兩側(cè)的齊家—古龍凹陷和三肇凹陷均有烴類供給,油源更為充足。齊家—古龍凹陷青一段烴源巖首先發(fā)生油氣充注,并在合適的巖性體中聚集成藏。三肇凹陷這一過程稍滯后,因此長垣東側(cè)的油氣成藏時間應晚于西側(cè)(見圖8B)。這類油氣藏主要分布在長垣構(gòu)造的中南部地區(qū)。

3) 上生下儲垂向運聚模式。由于斷層延伸的長度有限或因斷層走向的關(guān)系，本區(qū)斷層只是分布在凹陷范圍內(nèi),沒有溝通凹陷側(cè)向的儲層砂體。油氣以垂向運移為主,在超壓作用下,青一段烴源巖生成的烴類主要沿斷層向下運移,就近聚集成藏(見圖8C)。這類油氣藏主要分布在生油凹陷之中及其與之相鄰的長垣構(gòu)造側(cè)翼的鼻狀構(gòu)造帶上。

6 結(jié) 論

1)大慶長垣扶余油層成藏條件優(yōu)越,油源條件、沉積與儲層條件、運移條件均較好,為油氣的形成與富集提供了較好的地質(zhì)基礎;

2)大慶長垣扶余油層的油藏類型以復合油氣藏為主,巖性與斷層油氣藏次之,背斜油氣藏較少；復合油氣藏主要發(fā)育于大慶長垣中央隆起的兩翼,巖性型和斷層油氣藏全區(qū)都有分布,背斜型主要發(fā)育于大慶長垣中央隆起頂部附近;

3)生油凹陷、儲層巖性、斷層是大慶長垣扶余油層成藏的主控因素;

4)大慶長垣扶余油層油氣的成藏模式有單向供油側(cè)向運聚模式、雙向供油側(cè)向運聚模式與上生下儲垂向運聚模式3種。

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(編 輯雷雁林)

Study on hydrocarbon reservoir forming conditions and main controlling factors of Fuyu oil layer in Daqing placanticline

WANG Zhuo-zhuo1,2, SHI Li-zhi1,2, ZHANG Yong-sheng1, LIANG Xiao-dong2

(1.MLR Key Laboratory of Saline Lake Resources and Environments/Institute of Mineral Resources, CAGS, Beijing 100037, China； 2.Exploration and Development Research Institute, Daqing Oil Field Co.Ltd., Daqing 163712, China)

Fuyu oil layer of Daqing Changyuan has a large potential resource, it is one of major areas for the next step to increase reserves and production, so it needs further research. By application of various kinds of data from geology, geochemistry, testing, drilling, logging and analysis of test data, sedimentology study and numerical simulation technology were also combined. It analyzes pool-formating conditions and and main controlling factors of Fuyu oil layer in Daqing Changyuan. After studying, it is believed that oil sources in this area conditions, deposition and reservoir conditions, migration conditions are good, they are the main reservoiring conditions which has provided preconditions for the formation and accumulation of oil and gas; reservoir characteristics indicate that Daqing Changyuan Fuyu oil layer reservoir type are mainly composite reservoirs , lithology reservoir and fault reservoir followed, anticline reservoir less. Composite reservoirs are mainly developed in the two wings of the central uplift Daqing Changyuan， Lithologic reservoirs and faults are distributed in all the region. Anticline reservoirs are mainly developed in Daqing Changyuan near the top of the central uplift; petroleum generative depression, reservoir lithology, faults are the main factor accumulation of Fuyu oil layer in this area. Hydrocarbon accumulation model has unidirectional lateral oil migration and accumulation mode, bi-lateral oil migration and accumulation mode and unboiled oil topside reservoir underneath Vertical migration patterns.

Qaqing Changyuan; Fuyu oil layer; pool forming conditions; hydrocarbon accumulation characteristics

2014-06-02

國家重大科技專項基金資助項目(2011ZX05001-001-04)

王卓卓，女，河北石家莊人，博士后，高級工程師,從事沉積學、構(gòu)造學及石油地質(zhì)研究。

施立志,男,安徽安慶人,博士,高級工程師，從事石油地質(zhì)綜合研究。

TE122.1

：ADOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2015-02-022