齊家南地區(qū)高臺子油層致密油成藏模式

袁 青，羅 群，李 楠，李 斌，高雄雄

(1.中國石油大學，北京 102249；2.延長石油股份有限公司，陜西 定邊 718600；3.神華地質(zhì)勘查有限責任公司，北京 100022)

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齊家南地區(qū)高臺子油層致密油成藏模式

袁 青1，羅 群1，李 楠2，李 斌3，高雄雄1

(1.中國石油大學，北京 102249；2.延長石油股份有限公司，陜西 定邊 718600；3.神華地質(zhì)勘查有限責任公司，北京 100022)

近年來，大慶齊家南地區(qū)高臺子油層致密油顯示了較大的資源潛力，但其源儲關(guān)系不明，成藏模式不清，難以確定甜點，增加了勘探風險。為了弄清研究區(qū)的源儲關(guān)系及對應(yīng)的成藏模式，利用鉆井、測井和實驗資料數(shù)據(jù)，結(jié)合沉積微相分析、油藏類型分析等綜合研究，總結(jié)出致密油源儲組合類型和成藏模式。結(jié)果表明，研究區(qū)發(fā)育4種類型的源儲組合成藏模式：三明治型源儲組合成藏模式、下源上儲復合型源儲組合成藏模式、上源下儲型源儲組合成藏模式和薄互層型成藏模式。該區(qū)致密油藏以三明治型源儲成藏模式和下源上儲型源儲成藏模式為主，油氣富集程度最高；薄互層類型的源儲組合不利于石油的富集。該認識在一定程度上指導了研究區(qū)的勘探開發(fā)工作。

致密油；高臺子油層；源儲組合；成藏模式；齊家南地區(qū)

0 引 言

大慶齊家南地區(qū)位于松遼盆地北部的齊家—古龍凹陷的北部。研究區(qū)整體上無構(gòu)造圈閉，純油區(qū)集中在凹陷帶，向斜坡方向含水增加。油氣整體表現(xiàn)為縱向上低油高水，平面上不同位置油層發(fā)育層位不同，油藏具有典型的致密油特征。北部主要發(fā)育高四油層組，南部主要發(fā)育高三油層組，油層分布與構(gòu)造無關(guān)。致密油源儲分布不清，成藏模式與富集規(guī)律不明，制約了該區(qū)目的層致密油勘探開發(fā)，需要對該區(qū)致密油源儲組合特征、成藏模式和富集規(guī)律進行深入研究和總結(jié)。

1 地質(zhì)背景

齊家—古龍凹陷東鄰大慶長垣，西鄰龍虎泡大安階地，是松遼盆地的主要生烴凹陷，油源充足[1]，研究區(qū)主體處于齊家凹陷。前人研究認為[2-6]，齊家南地區(qū)構(gòu)造上經(jīng)歷了斷陷、坳陷以及反轉(zhuǎn)3個演化階段，縱向上表現(xiàn)為“下斷上凹”。齊家凹陷主要沉積和產(chǎn)油的地層為白堊系地層，早白堊系包含沙河子組、營城組、登婁庫組和泉頭組，晚白堊系包含青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組以及明水組[7-8]。其中，前三角洲分布區(qū)的姚家組薩爾圖和葡萄花油層、青山口組高臺子油層以致密油為主，烴源巖發(fā)育區(qū)的青山口組高臺子油層以頁巖油為主，泉頭組的扶余和楊大城子油層主要發(fā)育致密油[9]，齊家南高臺子油層為前三角洲致密油。

2 致密油地質(zhì)特征

2.1 烴源巖條件

研究區(qū)主力烴源巖為青山口組一、二、三段和嫩江組一段烴源巖，濱淺湖相—深湖相是源巖的主要沉積環(huán)境[1，4，10-13]。其中，青一段源巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，以灰黑色泥巖、頁巖夾雜油頁巖為主，青二段和青三段源巖以灰黑色和深灰色泥巖為主，嫩一段源巖則以黑色泥頁巖為主。研究區(qū)青山口組烴源巖厚度為30～90 m[14]，高三和高四組地層厚度變化較大，為125～230 m。其中，高三組地層厚度為40～90 m，高四組地層厚度為80～140 m，總體厚度表現(xiàn)為南厚北薄、東厚西薄，厚薄之差最大為50～60 m；與西高東低、北高南低的古構(gòu)造背景一致。該區(qū)高臺子地層為穩(wěn)定沉降，不存在缺失，整個齊家—古龍凹陷均有發(fā)育，為大面積的連片沉積。

前人通過大量研究，認為青一段主要為極好烴源巖或者好烴源巖，青二、三段源巖總體比青一段源巖差[15]。對于青一段的高臺子油層，根據(jù)前人研究和該區(qū)族組分、碳數(shù)分布曲線和碳同位素等油源對比，其油源主要為青二、三段有機質(zhì)。據(jù)目前實驗資料統(tǒng)計表示，高臺子四段源巖特征為：TOC主體為1.50%～2.40%，平均為1.78%；S1+S2主體為9.0～16.5 mg/g；氯仿瀝青“A”主體為0.10%～0.35%，平均為0.22%。高三段烴源巖特征為：TOC主體為1.00%～2.00%，平均為1.21%；S1+S2主體為5～9 mg/g；氯仿瀝青“A”主體為0.30%～0.40%，平均為0.21%。高臺子四段Ro為1.040%～1.200%，平均為1.104%；高臺子三段Ro為0.72%～1.03%，平均為0.94%。高臺子所有樣品Ro主體為0.60%～1.20%，平均為0.95%，最大值為1.85%；烴源巖總體處于生油高峰階段。

綜上分析，高四段烴源巖略優(yōu)于高三段。該區(qū)烴源巖符合致密油烴源巖標準[16]，總體為Ⅲ類偏Ⅱ類烴源巖，個別為Ⅰ類烴源巖。

2.2 儲層特征

前人研究表明，高臺子地層分為高零、高一至高四共5段地層，主力油層為高三段和高四段地層，主要為三角洲前緣席狀砂、遠砂壩和河口壩沉積。研究區(qū)高三油層組砂體厚度主要分布為5～75 m[12]，高四油層組砂體厚度為65～103 m，小層厚度為6～19 m[17]。高三、高四地層以深灰色、灰色泥巖，粉砂巖和含泥含鈣粉砂巖為主，這些巖石組成砂泥巖薄互層地層。由于物源來自凹陷北部[18]，砂體由北到南逐漸變薄，直到尖滅。儲層巖石顆粒主要以細砂巖—粉砂巖為主，為泥質(zhì)或方解石膠結(jié)[19]，平均粒度為0.01～0.15 mm，分選程度一般較好；由于砂巖儲層致密，顆粒接觸方式為點—線接觸。全區(qū)主要發(fā)育細砂巖，最高含量達到90%。位于北部的河道間和席狀砂發(fā)育大量粉砂巖，可達40%～60%，為致密油的有利區(qū)。

通過巖石薄片鑒定、常規(guī)壓汞毛管力實驗，綜合分析了研究區(qū)高臺子油層儲層孔隙度、滲透率的分布規(guī)律。齊家凹陷高臺子儲層在西部斜坡區(qū)和北部地區(qū)孔滲高，南部地區(qū)孔滲低?？傮w來說，高四組和高三組相對較好。研究區(qū)西部斜坡及北部區(qū)域孔隙度為15%～30%，為中—高孔；凹陷中部主體區(qū)孔隙度為1%～15%，為低孔—特低孔，屬致密砂巖發(fā)育區(qū)。滲透率的分布與孔隙度分布趨勢類似，西部斜坡區(qū)和北部局部地區(qū)滲透率相對較高，為10.00×10-3～300.00×10-3μm2，為低滲—中滲，中部凹陷區(qū)大部分地區(qū)滲透率為0.01×10-3～10.00×10-3μm2，主要為特低滲、超低滲，但主體凹陷中低幅度隆起區(qū)出現(xiàn)相對高值區(qū)，為有利潛力區(qū)。

2.3 源儲組合類型及分布特征

研究區(qū)源儲發(fā)育，空間匹配關(guān)系復雜，組合類型多。結(jié)合地質(zhì)、測井和化驗等資料，經(jīng)沉積微相、油藏類型及油源特征綜合研究，通過典型井的源儲縱向匹配關(guān)系分析，將研究區(qū)致密油源儲組合總結(jié)為：上源下儲、下源上儲、三明治和薄互層4種類型，其中薄互層型油層較薄。通過分析該區(qū)錄井、測井和試油成果，對61口單井源儲組合進行統(tǒng)計，不同類型源儲組合的油層厚度分別是：三明治型為3.0～8.0 m，下源上儲型為3.0～6.0 m，上源下儲型為3.0～5.5 m，薄互層型為1.0～2.5 m。從厚度上看，三明治型油層最厚，其次是下源上儲型和上源下儲型，薄互層型油層最薄。

薄互層源儲組合類型由于源巖薄、儲層薄，導致其油氣產(chǎn)生和油氣富集能力較弱，最終油氣聚集較少，因此，暫不研究其分布范圍。研究區(qū)其他源儲組合類型分布情況如下：龍虎泡階地儲層橫向連續(xù)性相對好，主要發(fā)育下源上儲復合型源儲組合；凹陷區(qū)主要發(fā)育三明治型源儲組合，如齊平1井區(qū)；而下源上儲型源儲組合發(fā)育于齊家南凹陷南部地區(qū)。從西到東，致密油油藏逐漸向常規(guī)油藏過渡，發(fā)育三明治型、下源上儲型和上源下儲型，在少數(shù)砂體疊置的斜坡中高部位區(qū)發(fā)育薄互層；凹陷部位的致密油藏多為純油層，發(fā)育多種源儲類型，以三明治型為主。

3 成藏模式

目前，普遍認為致密油成藏動力主要為源儲壓差，其次是毛細管力以及浮力。由于凹陷中心生、排烴強度大，周圍源儲壓差大，有利于石油向源巖周邊緊鄰的致密儲層充注、運移和成藏；在從烴源巖向致密儲層的充注過程中，毛細管力為動力，有利于成熟石油從烴源巖的微孔縫向致密儲層的相對大的孔縫系統(tǒng)運移。

由于不同類型源儲空間位置的差異，致密油的充注機制與充注效應(yīng)有很大的差異。對于下源上儲組合，浮力可作為成藏動力，利于致密油成藏。而上源下儲組合，浮力將成為阻力，致密油要成藏，需要克服浮力，因此，該組合致密油成藏相對困難。研究區(qū)高臺子油藏的烴源巖為青山口組二、三段，在其3次成藏期(嫩江組末期、白堊紀末期和老第三紀末期)，青二、三段生排出的成熟石油向其緊鄰的致密砂體(即高臺子油層的儲層)直接充注而就近成藏，形成現(xiàn)今的高三、高四致密油藏，其成藏方式主要表現(xiàn)為上源下儲、下源上儲、三明治和薄互層等多種成藏形式(圖1、表1)。

(1) 下源上儲型源儲組合成藏模式主要發(fā)育于龍虎泡階地。油藏集中在高三組上部、高四組上部，儲層為席狀砂，特征為下部泥巖生烴，在源儲壓差和浮力為動力的作用下，油氣向上運移就近充注。

圖1 齊家南高臺子油層龍121—龍22—龍291井剖面典型致密油運聚成藏模式

(2) 薄互型和上源下儲型源儲組合成藏模式發(fā)育于齊家南凹陷北部地區(qū)，主要為巖性油藏。北部集中在高四、高三上部，儲層為水下分流河道、河口壩，由于水下河流分道的頻繁改道，形成砂泥巖交互的地層序列，形成了薄互型油藏；部分儲層上覆厚度較大的泥層，形成上源下儲型油藏。由于湖盆的不斷進積，砂體向盆地中心進積，烴源巖厚度增加，排烴量增加，南部油藏集中在高三組，儲層為河口壩、前緣席狀砂，為下源上儲型油藏，如龍121井高三油藏。

(3) 三明治型源儲組合成藏模式主要發(fā)育于齊家南凹陷南部接近湖盆中心區(qū)，如齊平1井區(qū)。由于接近湖盆中心，埋藏更深，以泥巖為主，夾雜砂巖層，儲層主要為高三組濁積砂及三角洲前緣席狀砂。排烴期砂巖被上下泥巖產(chǎn)生的油氣直接充注，形成油藏，成藏類型為三明治型源儲組合成藏模式，如杏41井高三油藏。

綜上所述，總結(jié)出研究區(qū)4種類型的源儲組合及其成藏富集特征。4種成藏模式富集石油的能力依次為三明治型、下源上儲型、上源下儲型、薄互層型。

4 結(jié) 論

(1) 高臺子油層烴源巖按致密油烴源巖分類，總體為Ⅲ類偏Ⅱ類烴源巖；儲層在西部斜坡區(qū)和北部地區(qū)孔滲相對較高，為中孔低滲儲層；凹陷區(qū)為低孔滲—超低孔滲儲層。

(2) 高臺子油層致密油源儲緊密接觸，形成多種源儲疊置關(guān)系，分別為：三明治型、下源上儲型、上源下儲型和薄互層型4種源儲組合類型。受源儲組合類型和油氣運移特征控制，致密油主要分布在凹陷中心及其兩側(cè)斜坡區(qū)，龍虎泡階地和凹陷南部為下源上儲型源儲組合成藏模式，凹陷北部為上源下儲型和薄互型源儲組合成藏模式，凹陷南部接近湖盆中心區(qū)為三明治型源儲組合成藏模式。

(3) 高臺子致密油油層中三明治型、下源上儲型油氣富集程度最高，薄互層型不利于致密油的富集；富集能力從三明治型、下源上儲型、上源下儲型至薄互層型依次減弱。

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編輯 黃華彪

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.01.012

20150914；改回日期：20151125

國家自然科學基金“云質(zhì)巖致密油儲層微米-納米孔喉網(wǎng)絡(luò)體系及其流體耦合流動機理與流動下限”(41372145)和國家“973”項目“陸相致密油甜點成因機制及精細表征”(2015CB250901)聯(lián)合資助

袁青(1986-)，女，2009年畢業(yè)于中國石油大學(北京)勘查技術(shù)與工程專業(yè)，現(xiàn)為該校地質(zhì)工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事致密油評價研究。

TE121.1

A

1006-6535(2016)01-0054-04