松遼盆地大安地區(qū)扶余油層致密砂巖油分布特征及控制因素

孫雨，鄧明，馬世忠，陳玉明，于利民，張雁，閆百泉，張云峰

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室；2.東北石油大學油氣藏形成機理與資源評價黑龍江省重點實驗室；3.中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院）

松遼盆地大安地區(qū)扶余油層致密砂巖油分布特征及控制因素

孫雨1,2，鄧明2，馬世忠2，陳玉明3，于利民3，張雁2，閆百泉1,2，張云峰2

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室；2.東北石油大學油氣藏形成機理與資源評價黑龍江省重點實驗室；3.中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院）

綜合利用巖心、巖石薄片、恒速壓汞測試及掃描電鏡等資料，對松遼盆地大安地區(qū)扶余油層致密砂巖油的儲集層特征、含油特征及其主控因素進行了研究。大安地區(qū)扶余油層含油特征表現(xiàn)為：①大面積（準）連續(xù)分布，局部“甜點”富集；②含油豐度低，致密油分布極其復雜；③含油級別以油浸—油斑為主，含油物性下限極低；④油水分異差，無統(tǒng)一油水界面。以上含油特征主要受控于研究區(qū)分流河道砂體的空間分布、儲集層物性差異、孔喉結(jié)構(gòu)及大小。分流河道砂體分布的邊界即為致密砂巖油分布的外邊界，致密砂巖油分布的非均質(zhì)性受控于單期分流河道砂體及多期（或多支）分流河道砂體間的接觸關(guān)系；物性差異控制了“甜點”的分布，進而控制了致密砂巖油的富集；孔喉結(jié)構(gòu)及其大小控制致密砂巖油的油水分異程度，納米級喉道系統(tǒng)控制了石油滯留成藏。圖16表1參13

致密砂巖油；儲集層特征；致密油分布；含油性；扶余油層；松遼盆地

0 引言

致密砂巖儲集層主要是指覆壓基質(zhì)滲透率小于0.2×10?3μm2的砂巖儲集層[1]，該類儲集層中的含油氣飽和度一般小于60%，無自然工業(yè)產(chǎn)能，但在一定技術(shù)措施下可獲得工業(yè)油氣產(chǎn)能[2]。鄂爾多斯盆地三疊系延長組、四川盆地三疊系須家河組、松遼盆地白堊系泉頭組—登婁庫組、吐哈盆地侏羅系水西溝群、準噶爾盆地侏羅系八道灣組、塔里木盆地庫車東部侏羅系及西部深層白堊系巴什基奇克組致密砂巖均具備油氣成藏的地質(zhì)條件[3-7]。從目前已發(fā)表的文獻看，致密砂巖儲集層中的油氣呈現(xiàn)“連續(xù)型”油氣聚集特征[8-9]，

即大面積含油氣、儲量豐度低，但空間分布不均（油氣主要富集在“甜點”），具有較強的非均質(zhì)性，這一特點已成為制約致密砂巖油氣勘探開發(fā)的瓶頸。本文以松遼盆地大安地區(qū)白堊系扶余油層致密砂巖油為例，研究致密砂巖儲集層的含油特點，進而揭示致密砂巖儲集層中石油分布規(guī)律及其主控因素。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

大安地區(qū)位于松遼盆地中央坳陷紅崗—大安階地北部（見圖1），是松遼盆地南部最重要的致密砂巖油區(qū)之一。大安地區(qū)在石炭-二疊系變質(zhì)巖基底上發(fā)育有白堊系火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組和新生界（見圖1）。扶余油層位于下白堊統(tǒng)泉頭組四段，為松遼盆地南部最重要的含油層系之一[10]，為典型的“上生下儲式”生儲蓋組合[11]。泉四段沉積期大安地區(qū)發(fā)育近北西—南東向展布、大面積錯疊連片的分流河道砂體，后期經(jīng)成巖作用致密化，構(gòu)成了扶余油層的主要儲集層；泉四段沉積末期，松遼盆地發(fā)生大規(guī)模湖侵，沉積了青山口組大套半深湖—深湖相暗色泥巖，成為良好的生油層和區(qū)域性蓋層。有機質(zhì)熱演化研究表明，青山口組暗色泥巖在晚白堊世和早古近紀相繼進入生油門限和生油高峰期，開始大量生排烴，并在古超壓作用下沿斷裂向下輸導至扶余油層致密砂巖儲集層中聚集成藏[11]。

圖1 研究區(qū)位置及地層柱狀圖

2 扶余油層致密砂巖儲集層特征

2.1 物性特征

通過對研究區(qū)4口取心井428個巖心樣品統(tǒng)計分析，大安地區(qū)扶余油層的孔隙度為1.1%～13.5%，平均值為7.27%，頻率分布主體集中在3.2%～10.6%；滲透率為（0.01～20.00）×10?3μm2，平均值為0.15×10?3μm2，頻率分布主體集中在（0.01～0.30）×10?3μm2，屬于典型致密砂巖儲集層。樣品孔隙度與滲透率具正相關(guān)性（見圖2a），但是二者相關(guān)曲線的斜率明顯較常規(guī)砂巖儲集層小，并具有明顯的“三段式”特征，即：①當孔隙度為0～5%時，隨著孔隙度的增大，滲透率不發(fā)生明

顯變化，為“直線段”；②當孔隙度為5%～10%時，隨著孔隙度的增大，滲透率呈緩慢增大趨勢，為“緩增段”；③當孔隙度大于10%時，隨著孔隙度的增大，滲透率呈明顯增大趨勢，與常規(guī)砂巖儲集層相關(guān)曲線特征相似，為“常規(guī)段”。上述特征表明，扶余油層致密砂巖儲集層的滲透率在一定程度上受孔隙發(fā)育程度的控制，當孔隙度較小時（小于5%），滲透率大小主要與孔喉結(jié)構(gòu)及配置關(guān)系有關(guān)，受孔隙度大小影響較小。覆壓孔隙度和覆壓滲透率的關(guān)系則表現(xiàn)為近似線性變化規(guī)律（見圖2b），這可能與孔隙度為0～5%的樣品點較少有關(guān)。同時，對比覆壓條件與空氣條件下測定的物性結(jié)果，發(fā)現(xiàn)致密砂巖孔隙度和滲透率在兩種條件下變化不大（并不是致密砂巖儲集層定義中的10倍關(guān)系），覆壓條件下孔隙度損失比例約6%（見圖3a），滲透率損失約27%（見圖3b）。

圖2 研究區(qū)扶余油層孔隙度與滲透率關(guān)系圖

圖3 研究區(qū)扶余油層常規(guī)條件與覆壓條件測定的物性結(jié)果對比圖

2.2 沉積特征

各種相指標、沉積體系背景及相帶空間配置關(guān)系等研究表明，大安地區(qū)扶余油層沉積時期主要受西北物源的三角洲沉積體系控制，主要沉積微相類型有（水下）分流河道、廢棄河道、天然堤、決口扇、溢岸薄層砂、河口壩、席狀砂和分流河道間等。利用巖心資料和密井網(wǎng)測井資料編制的沉積微相研究表明，大安地區(qū)扶余油層發(fā)育大量（水下）分流河道（平均分布密度1.13條/km），河道窄（寬度多為200～600 m），呈北西—南東方向帶狀展布，砂體連續(xù)且向湖方向延伸較遠（見圖4）；平面多支、獨立分布、順源帶狀展布的分流河道砂體構(gòu)成了扶余油層的主要儲集砂體，分流河道砂體分布的空間差異性和時空疊置性是引起儲集層復雜多變的直接原因。

圖4 大安地區(qū)扶余油層F8小層沉積微相及砂體展布圖

2.3 微觀特征

圖5 大安地區(qū)扶余油層儲集層鏡下照片

根據(jù)106塊巖石薄片鑒定結(jié)果（見圖5），大安地區(qū)扶余油層致密砂巖主要為長石巖屑粉—細砂巖，石英平均含量約為28.2%，長石平均含量約為36.8%，巖

屑平均含量約為28.0%，雜基含量較高（最高可達12.0%），成分主要為泥質(zhì)，具重結(jié)晶，多呈薄膜狀分布（見圖5a）；膠結(jié)物含量為9%左右，成分主要是碳酸鹽，黃鐵礦次之；黏土礦物主要有伊利石、伊/蒙混層和綠泥石3種，少數(shù)樣品含蒙脫石，多呈薄膜狀或搭橋狀分布于顆粒表面或粒間孔隙之中，在一定程度上降低了儲集層的儲集性能和滲透能力。加之泥質(zhì)含量高，使得沉積物更易于壓實，原生孔隙保存較少，儲集層物性急劇變差。

巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及孔隙圖像分析表明，大安地區(qū)扶余油層存在粒間孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔隙和晶間微孔隙3種孔隙（見圖5b—5f）。粒間孔隙包括原生粒間孔隙和溶蝕粒間孔隙，孔徑多大于10 μm，較發(fā)育，是本區(qū)油氣的主要儲集空間；溶蝕粒內(nèi)孔隙主要包括粒內(nèi)溶孔和膠結(jié)物內(nèi)溶孔，孔徑多在1～10 μm，孤立狀居多；晶間微孔隙主要為黏土礦物晶間孔和膠結(jié)物晶間孔，孔徑多小于1 μm，在鑄體薄片中多以浸染狀存在。不同滲透率樣品中3類孔隙的統(tǒng)計結(jié)果表明，滲透率小于0.1×10?3μm2的儲集層中以晶間微孔隙為主，滲透率為（0.1～0.5）×10?3μm2的儲集層中3類孔隙比例相近，滲透率為（0.5～1.0）×10?3μm2的儲集層中以粒間孔隙為主（占70%以上）（見圖6）。喉道類型以彎片狀和管束狀為主（見圖5g、5h），形狀不規(guī)則，分布不均勻，呈網(wǎng)狀，連通性差。49塊樣品常規(guī)壓汞實驗測試結(jié)果表明，扶余油層儲集層的喉道細小，喉道半徑主要分布于0.016～1.600 μm（見圖7），呈雙峰分布，分選偏差，滲透率貢獻半徑分布峰位與喉道半徑分布峰位對應較好，但滲透率貢獻半徑略偏粗喉道，峰值半徑位于粗喉道，呈3峰分布，反映比例較少的粗大喉道對滲透率貢獻較多。8塊恒速壓汞樣品實驗結(jié)果表明，儲集層具有典型“粗孔細喉”特征，孔隙主要為微米級，孔隙半徑為50～250 μm，平均約為145 μm；而喉道主要為納米級，喉道半徑變化很大，主要為0.016～2.400 μm，平均約為0.350 μm。

圖6 不同物性儲集層孔隙類型分布圖

圖7 大安地區(qū)扶余油層儲集層喉道半徑分布特征圖

3 扶余油層致密砂巖的含油性特征

3.1 平面及縱向含油性特征

從大安地區(qū)扶余油層試油特征和已發(fā)現(xiàn)“油藏”分布規(guī)律可以看出，扶余油層具有“（準）連續(xù)聚集、甜點富集”的含油特征。在平面上表現(xiàn)為連續(xù)含油特征，整個研究區(qū)的全部試油井（試油方式為壓裂抽汲）均產(chǎn)油（見圖8），但是產(chǎn)油量差異較大，最高產(chǎn)油量近20 t/d，最低產(chǎn)油量僅0.57 t/d。在垂向上，表現(xiàn)為多層疊置含油特征，層位高低對含油性影響不明顯，甚至全井垂向連續(xù)含油。整體上扶余油層的F3.1小層、F7小層和F10.3小層含油性最好，是全區(qū)的主力產(chǎn)油層，F(xiàn)1.1小層、F9.2小層和F12.2小層含油性較差。相同海拔、相同層位的含油性差異也很大，如海拔高度相近的H87-7井和H85井F10.1小層產(chǎn)油量分別為13.77 t/d和1.35 t/d。

圖8 大安地區(qū)扶余油層試油成果平面分布圖

3.2 含油豐度及含油性分布

密閉取心井巖心的含油飽和度測試結(jié)果顯示，扶余油層致密砂巖儲集層的含油飽和度較低（多為20%～40%）（見圖9）。H75-9-1井和H75-1井扶余油層13塊巖心樣品的核磁共振實驗結(jié)果顯示（見圖10），其束縛水飽和度較高（約為38.2%～67.2%，平均值為48.8%）。束縛水飽和度與空氣滲透率呈負相關(guān)性（見圖10），相關(guān)程度具有分段特征：當滲透率為（0.1～0.6）×10?3μm2時，相關(guān)性明顯較差；當滲透率為（0.6～2.0）×10?3μm2時，相關(guān)性較好。這表明滲透率較低時，致密砂巖儲集層中束縛水飽和度受微觀孔喉結(jié)構(gòu)影響增大。密閉取心井巖心的含油特征顯示含油性具有多樣性，且分布極為復雜，呈現(xiàn)出斑狀含油、條帶含油和含油性突變等現(xiàn)象（見圖11）。

圖9 研究區(qū)扶余油層巖心含油飽和度分布頻率圖

圖10 研究區(qū)扶余油層束縛水飽和度與滲透率關(guān)系圖

圖11 H75-9-1井密閉取心巖樣照片

3.3 含油級別

據(jù)扶余油層212個巖心樣品的含油級別統(tǒng)計結(jié)果，樣品含油級別較低，多為油浸—油斑級，滴水緩滲，進一步證實其含油豐度較低。若將含油級別為油跡以上定為含油儲集層，確定的物性下限值為：孔隙度為2.1%，滲透率為0.025×10?3μm2（見圖12）；若將油浸以上定為產(chǎn)油儲集層，確定的物性下限值為：孔隙度為6%，滲透率為0.06×10?3μm2（見圖12）。

3.4 油水界面

前已述及，大安地區(qū)扶余油層大面積（準）連續(xù)分布，無統(tǒng)一油水界面。構(gòu)造高低對油分布和產(chǎn)能的控制作用不明顯，如位于構(gòu)造較低部位的H87-7井試油高產(chǎn)22.41 t/d，而位于構(gòu)造較高部位的H75-3井卻產(chǎn)油2.59 t/d。甚至相同海拔高度的油井產(chǎn)油量差異也很大。大安地區(qū)扶余油層20口井30個單層試油結(jié)果顯示，油水同出的單層有20層，占總層數(shù)的66.7%，表明本區(qū)油水分異較差。

圖12 研究區(qū)扶余油層含油性與儲集層物性關(guān)系圖版

4 扶余油層致密砂巖含油主控因素

4.1 分流河道砂體

通過對研究區(qū)儲集層的巖性、電性、物性、含油性的分析，確定可作為有效儲集層的幾乎全是（水下）

分流河道砂體和少量薄層砂，分流河道砂體約占含油級別為油斑以上的砂體總數(shù)的94.6%（見圖13），含油級別為油浸和含油的砂體全部為分流河道砂體，其可控制該區(qū)98%以上的油氣儲量。天然堤、決口扇、溢岸薄層砂多為含泥粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，物性極差，很難成為有效儲集層。由此可見，大安地區(qū)扶余油層的致密砂巖油分布受控于分流河道砂體的展布特征，分流河道砂體分布的邊界就是致密砂巖油分布的外邊界。前已述及，扶余油層發(fā)育大量的、呈帶狀展布的分流河道砂體（見圖4），平面上砂體分為多支、獨立分布；垂向上表現(xiàn)為多層疊置，復雜切割。這些平面多支、垂向多層的分流河道砂體空間疊置形成了厚層、連續(xù)分布的致密砂巖儲集層。致密砂巖油分布的非均質(zhì)性受控于單期分流河道砂體及多期（或多支）分流河道砂體間的接觸關(guān)系。因此，區(qū)分不同分流河道單砂體、揭示單砂體空間展布與差異、弄清單砂體空間組合樣式等是確定研究區(qū)致密砂巖油分布的關(guān)鍵因素。

圖13 研究區(qū)扶余油層巖心含油級別與沉積微相類型關(guān)系圖

4.2 儲集層物性

物理模擬實驗結(jié)果表明，致密砂巖儲集層廣泛分布時，石油更容易進入相對高孔、滲砂體形成“甜點”[12]。由圖10可知，致密砂巖的油氣富集程度與物性好壞存在明顯的依存關(guān)系，將含油級別為油浸以上的砂體作為油氣富集的標準，其物性下限為：孔隙度6%，滲透率0.06×10?3μm2。當孔隙度大于8%，滲透率大于0.2×10?3μm2時，含油級別幾乎全為含油和油浸。同時，儲集層物性與可動流體飽和度也具有較好的相關(guān)性。17塊巖心樣品的核磁共振實驗結(jié)果表明，可動流體飽和度與儲集層的孔隙度和滲透率呈正相關(guān)性（見圖14），說明物性的好壞控制著致密砂巖儲集層的產(chǎn)出能力。物性好，產(chǎn)油量高；反之，則產(chǎn)油量低。試油結(jié)果進一步證明了這一點。如：H90井、H90-1井和H90-4井F10.3小層試油結(jié)果顯示，雖然3口井該小層均為分流河道砂體，但是產(chǎn)油（液）量差異很大（見圖15）。H90-1井物性最好，產(chǎn)油6.4 t/d、水4.1 t/d；H90井和H90-4井物性較差，產(chǎn)油（液）量明顯下降。此外，密閉取心井的巖心也直觀地揭示出物性差異控制著致密砂巖油的“甜點”富集，如H75-9-1井S99和S100兩塊相鄰巖心樣品，含油性差異極大，S99巖心常壓下顆粒表面有油溢出，具有油脂光澤，含油級別為富含油；S100巖心常壓下顆粒表面僅具有油膜，無油滲出，具有玻璃光澤（鈣質(zhì)），巖石致密，含油級別為油跡。物性分析結(jié)果顯示S99樣品孔隙度為12.1%、滲透率為0.7×10?3μm2，而S100樣品孔隙度僅為4.2%、滲透率僅為0.03×10?3μm2。由此可見，物性差異控制了“甜點”的分布，進而控制了致密砂巖油的富集。

圖14 研究區(qū)扶余油層可動流體飽和度與儲集層物性關(guān)系圖

4.3 孔喉結(jié)構(gòu)及大小

孔喉結(jié)構(gòu)及大小控制石油在致密砂巖儲集層微米—納米孔喉網(wǎng)絡系統(tǒng)中的運移和聚集。理論分析和物理模擬實驗表明：石油在松遼盆地扶余油層致密砂巖儲集層發(fā)生滯留現(xiàn)象的臨界喉道半徑為6.2 μm（對應的儲集層孔隙度為11%，滲透率為1×10?3μm2）[12]。當?shù)叵聨r石的最大喉道半徑小于6.2 μm、界面張力大于石油所受浮力時，石油在儲集層中發(fā)生滯留，形成大面積（準）連續(xù)型“油藏”。反之，則發(fā)生常規(guī)油氣聚集，形成常規(guī)油藏。前已述及，大安地區(qū)扶余油層

致密砂巖儲集層具有典型“粗孔細喉”特征，納米級喉道半徑大小是控制石油滯留成藏的主要因素，微米級孔隙則是控制石油常規(guī)聚集的主要因素?？缀淼呐渲藐P(guān)系控制了石油的聚集模式，納米級喉道發(fā)育區(qū)的孔喉半徑比（孔隙、喉道半徑之比）大，孔喉配置關(guān)系差，毛管壓力大，容易使油氣滯留（見圖16a）；而微米級喉道發(fā)育區(qū)的孔喉半徑比小，孔喉配置關(guān)系好，毛管壓力較小，油氣更容易發(fā)生運移（見圖16c）。這意味著石油在扶余油層致密砂巖儲集層中將發(fā)生納米級喉道發(fā)育區(qū)的滯留聚集模式和微米級連通孔隙發(fā)育區(qū)（甜點區(qū)）的常規(guī)聚集模式，兩種模式控制下的油水分異程度相差較大。微米級連通孔隙發(fā)育區(qū)（甜點區(qū)）常規(guī)聚集模式中，石油以浮力為主要運移驅(qū)動力在致密砂巖孔隙（或大喉道）內(nèi)側(cè)向運移，遇到斷層、巖性和物性等因素遮擋聚集成藏，油水分異較好，形成純油層或呈“上油下水”特征。納米級喉道發(fā)育區(qū)滯留聚集模式中，石油以孤立的油珠形式存在[13]，運移至納米級喉道處受阻，隨著充注動力增大，油珠不斷在孔隙中聚集，流體壓力不斷增大，喉道處滯留下來的油珠必須發(fā)生變形通過喉道或者不能通過，能變形通過的油珠繼續(xù)向前運移，不能通過的油珠滯留下來聚集成藏，這種情況下，油水幾乎不發(fā)生分異作用。對大安地區(qū)扶余油層3塊致密砂巖樣品進行接觸角法巖石潤濕性測定（70 ℃條件下）（見表1），結(jié)果表明：前進角為68.56°～73.38°，后退角為61.75°～63.98°，潤濕類型為親水型，且束縛水飽和度較高（38.2%～67.2%），束縛水膜將以連續(xù)方式覆蓋于巖石的孔壁及顆粒表面，滯留下來的油珠被擠到孔隙中心部位，其四周被束縛水包圍呈孤立狀，造成含油豐度較低，表現(xiàn)為“孔隙含油、喉道含水（極少量可動水）”的特征；由于含油孔隙連通性差，一般無自然產(chǎn)能，壓裂后產(chǎn)純油或含少量水。

圖15 H90井區(qū)扶余油層F10.3小層沉積微相與試油成果圖

圖16 不同類型儲集層孔喉配置與毛管壓力變化關(guān)系圖

表1 大安地區(qū)H75-9-1井扶余油層致密砂巖樣品巖石潤濕性測定結(jié)果

5 結(jié)論

大安地區(qū)扶余油層屬于典型致密砂巖儲集層，儲集砂體主要為北西—南東方向帶狀展布的分流河道砂體，儲集層孔隙度為1.1%～13.5%，滲透率為（0.01～20.00）×10?3μm2。儲集層孔隙度與滲透率具正相關(guān)性，相關(guān)曲線具明顯的“三段式”特征；儲集空間類型為粒間孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔隙和晶間微孔隙，喉道類型以彎片狀和管束狀為主，喉道半徑主要分布于0.016～1.600 μm，具有典型“粗孔細喉”特征。扶余油層的含油特征表現(xiàn)為：①大面積（準）連續(xù)分布，局部“甜點”富集，含油非均質(zhì)性極強，“甜點”為高產(chǎn)油井（區(qū)）；②含油豐度低（含油飽和度多為20%～40%），含油性分布極其復雜，呈現(xiàn)出斑狀含油、條帶含油和含油性突變等現(xiàn)象；③含油級別以油浸—油斑為主，含油物性下限極低（孔隙度為2.1%，滲透率為0.025×10?3μm2）；④油水分異差，無統(tǒng)一油水界面，構(gòu)造高低對油分布和產(chǎn)能的控制作用不明顯。扶余油層的含油特征主要受控于分流河道砂體的空間分布、儲集層物性差異、孔喉結(jié)構(gòu)及大小，分流河道砂體分布的邊界就是致密砂巖油分布的外邊界，致密砂巖油分布的非均質(zhì)性受控于單期分流河道砂體及多期（或多支）分流河道砂體間的接觸關(guān)系；物性差異控制了“甜點”的分布，進而控制了致密砂巖油的富集；孔喉結(jié)構(gòu)及其大小控制致密砂巖油的油水分異程度，納米級喉道系統(tǒng)控制了石油滯留成藏。

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（編輯 黃昌武）

Distribution and controlling factors of tight sandstone oil in Fuyu oil layers of Da’an area,Songliao Basin,NE China

Sun Yu1,2,Deng Ming2,Ma Shizhong2,Chen Yuming3,Yu Limin3,Zhang Yan2,Yan Baiquan1,2,Zhang Yunfeng2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation(Southwest Petroleum University),Chengdu 610500,China;2.Heilongjiang Oil and Gas Reservoir Forming Mechanism and Resource Evaluation Key Laboratory(Northeast Petroleum University),Daqing 163318,China;3.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,China)

By using core samples,thin section,scanning electron microscope and rate-controlled mercury penetration data etc,the reservoir characteristics,oil-bearing characteristics and main controlling factors of the tight sandstone oil in Fuyu oil layer of Da’an area,Songliao Basin are studied.The oil-bearing characteristics of Fuyu oil layers in Da’an area are as follows:(1)the extensive and continuous distribution,with “sweet spots” in local areas;(2)low oil abundance,and very complex distribution;(3)oil-bearing grade being oil immersion to oil spot,with very low lower-limit of oil-bearing porosity and permeability;and(4)poor differentiation of oil and water,no uniform oil-water contact.The above oil-bearing characteristics of the tight sandstone in Fuyu oil layers are mainly controlled by the spatial distribution of distributary channel sands,the differences in reservoir physical properties,the structure and size of pores and throats.The boundary of distributary channel sandbody is the boundary of tight sandstone oil distribution.The heterogeneity of tight sandstone oil is controlled by the single distributary channel sandbody and the contact relationship between different stages of distributary channel sandbody.Distribution of “sweet spots” and enrichment of tight sandstone oil are controlled by the differences in physical properties.The differentiation of oil and water in the tight sandstone is controlled by the pore structure and pore size.In-situ oil accumulation is controlled by the nano-pore throat structure system.

tight sandstone oil;reservoir characteristics;tight oil distribution;oil-bearing characteristics;Fuyu oil layer;Songliao Basin

西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室資助項目（PLN1305）；國家高新技術(shù)研究發(fā)展計劃（863）

項目（2013AA064903）；國家自然科學基金（41202102）；中國博士后科學基金（2014M551212）

TE122.2

A

1000-0747(2015)05-0589-09

10.11698/PED.2015.05.05

孫雨（1981-），男，遼寧海城人，博士，東北石油大學教授，主要從事儲集層沉積、油氣田開發(fā)地質(zhì)以及非常規(guī)油氣地質(zhì)方面的研究工作。地址：黑龍江省大慶市，東北石油大學地球科學學院，郵政編碼：163318。E-mail：sunyu_hc@163.com

聯(lián)系作者：閆百泉（1971-），男，黑龍江阿城人，博士，東北石油大學教授，主要從事儲集層沉積及構(gòu)型、油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。地址：黑龍江省大慶市，東北石油大學地球科學學院，郵政編碼：163318。E-mail：ybqhht@163.com

2014-11-07

2015-07-25