三肇地區(qū)致密油成藏主控因素與成藏模式

白軍輝

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163000)

0 引 言

隨著中國(guó)常規(guī)油氣勘探的深入進(jìn)行，以致密油、頁(yè)巖氣為代表的非常規(guī)油氣已成為中國(guó)油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)最具潛力的資源領(lǐng)域[1]。北美地區(qū)Alberta、Williston、Anadarko和Maverick盆地致密油的成功開發(fā)，在全球范圍內(nèi)引發(fā)致密油勘探熱潮[2-4]。中國(guó)的四川、松遼和準(zhǔn)噶爾等盆地也蘊(yùn)含豐富的致密油氣[5]，在鄂爾多斯盆地發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量超億噸的致密油田——新安邊油田。中國(guó)致密油多形成于陸相沉積環(huán)境，復(fù)雜的地質(zhì)條件導(dǎo)致各盆地致密油分布規(guī)律和油藏規(guī)模各不相同，致密油成藏地質(zhì)理論、主控因素、富集規(guī)律和勘探方向認(rèn)識(shí)也存在諸多分歧，嚴(yán)重制約了致密油勘探規(guī)模的擴(kuò)大[6]。松遼盆地是中國(guó)最早開展致密油勘探的地區(qū)之一，從1959年區(qū)域巖性油藏勘探開始，經(jīng)過60 a的勘探，已在衛(wèi)星、太東、宋芳屯、肇州、榆樹林等多個(gè)油田發(fā)現(xiàn)近11.7×108t致密油資源[7]。近年來(lái)，通過水平井體積壓裂、CO2吞吐和直井適度壓裂彈性開發(fā)等方式實(shí)現(xiàn)了扶余油層致密油的有效開發(fā)[8-14]。長(zhǎng)期的勘探實(shí)踐表明，松遼盆地北部各構(gòu)造單元內(nèi)致密油特征、成藏主控因素迥然不同，導(dǎo)致致密油分布規(guī)律、油藏規(guī)模各不相同，嚴(yán)重影響了盆地北部致密油勘探效果。該文在三肇地區(qū)扶余油層致密油油藏特征分析基礎(chǔ)上，通過生烴期剩余壓力分布、斷砂組合形成的立體輸導(dǎo)體系和“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層特征等致密油成藏主控因素分析，分別在凹陷北部沉積中心區(qū)、凹陷周緣斜坡區(qū)和南部凸起建立3種成藏模式，為松遼盆地北部相似地區(qū)致密油勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

松遼盆地是中國(guó)東北地區(qū)最大的中—新生代含油氣盆地，研究區(qū)位于盆地北部中央坳陷區(qū)東部，是一個(gè)由多條基底深斷裂控制的次級(jí)凹陷，呈三角洲展布(圖1)，具有西高東低、由凹陷邊緣向凹陷中心傾斜的特征，局部發(fā)育鼻狀凸起和斷鼻狀構(gòu)造。松遼盆地演化經(jīng)歷了斷陷(K1sh—K1q2)、坳陷(K2qn—K2y2+3)和反轉(zhuǎn)(K1n5—K2m)3個(gè)階段，油氣主要集中于坳陷期的扶余、高臺(tái)子、葡萄花等油層內(nèi)。泉四段扶余油層與上覆青一段烴源巖組成典型的源下型致密油，是研究區(qū)最重要的致密油產(chǎn)層。緊鄰烴源巖的扶Ⅰ、扶Ⅱ油層含油性較好，埋深最大的扶Ⅲ油層基本無(wú)大規(guī)模的油氣聚集。

圖1 三肇地區(qū)位置及扶余油層沉積相Fig.1 The location of Sanzhao Area and sedimentary facies of Fuyu oil-bearing formation

2 三肇地區(qū)致密油藏特征

2.1 烴源巖條件

高豐度的成熟烴源巖是連續(xù)型油氣聚集的基礎(chǔ)[15]。研究區(qū)青一段湖侵期沉積的泥巖、油頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度高，生、排烴強(qiáng)度大，是扶余油層致密油最主要的烴源巖。通過統(tǒng)計(jì)362口井可知，研究區(qū)青一段烴源巖厚度約為60～85 m，最厚處可達(dá)130 m，從凹陷中心向周緣斜坡和南部朝陽(yáng)溝階地逐漸變?。磺嘁欢蜹OC含量普遍較高，83%的樣品TOC含量大于2.0%，平均含量為3.1%，氯仿瀝青“A”也具類似分布特征，最大為1.56 mg/g，僅有12%的樣品小于0.10 mg/g，平均為0.66 mg/g，為優(yōu)質(zhì)烴源巖(圖2)。干酪根元素組成表明青一段烴源巖主要為Ⅰ型，同時(shí)含少量Ⅱ1型。研究區(qū)青一段Ro為0.6%～1.2%，達(dá)到成熟階段，Ro大于0.7%的烴源巖面積近1.3×104km2，集中于北部徐3—樹122井沉積中心附近，體積較大的成熟烴源巖是致密油形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 研究區(qū)烴源巖TOC和氯仿瀝青“A”分布Fig.2 The distribution of hydrocarbon source rock TOC and chloroform bitumen “A” in the study area

2.2 儲(chǔ)層特征

巖心觀察表明，研究區(qū)常見曲流河、三角洲平原和三角洲前緣分流河道等多種成因砂體，凹陷周緣以曲流河、三角洲平原沉積為主，砂體極發(fā)育，單層砂體厚度為3～6 m，向凹陷中心逐漸變?yōu)槿侵耷熬?圖1b)，泥質(zhì)含量增大，砂巖厚度減薄至1～3 m。垂向上，下部扶Ⅲ油層以淺湖相黑色、灰色泥巖沉積為主，隨湖平面上升和河流進(jìn)積作用，扶Ⅱ、扶Ⅰ油層三角洲前緣、三角洲平原面積擴(kuò)大，多期河道疊置形成厚度超過10 m的巨厚層狀復(fù)合砂體，在凹陷中心和周緣斜坡形成平面上疊合連片、垂向上疊置發(fā)育、呈準(zhǔn)連續(xù)分布的致密儲(chǔ)層，孔隙度為2.1%～13.4%，平均為10.4%，滲透率為0.01～151.00 mD，平均為0.95 mD。

2.3 圈閉類型

研究區(qū)圈閉類型多樣，不同類型圈閉呈明顯的規(guī)律性分布。其中，沉積中心的徐家圍子向斜、升西向斜等構(gòu)造相對(duì)低部位以巖性、斷層-巖性圈閉為主，巖性圈閉是凹陷中心砂巖向周緣斜坡上傾尖滅形成的，主要分布在扶Ⅰ、扶Ⅱ油層內(nèi)(圖3，剖面位置見圖1b)，同時(shí)，連續(xù)的分流河道砂體被斷層切割，形成斷層-巖性圈閉，也是凹陷中心重要圈閉類型之一。構(gòu)造對(duì)致密油成藏也具有一定的誘導(dǎo)和控制作用，凹陷周緣斜坡區(qū)和南部朝陽(yáng)溝階地等構(gòu)造高部位隨構(gòu)造抬升、斷裂強(qiáng)度增大，形成背斜、斷層圈閉，是凹陷周緣重要的圈閉類型和致密油富集成藏區(qū)。

圖3 三肇地區(qū)扶余油層南北向油藏剖面Fig.3 The N-S reservoir profile of Fuyu oil-bearing formation in Sanzhao Area

3 致密油成藏主控因素

3.1 剩余壓力

明水組末期，三肇地區(qū)青一段烴源巖大規(guī)模成熟并向外排烴，生、排中心位于研究區(qū)北部沉積中心樹118井附近，生烴強(qiáng)度最大為900×104t/km2，排烴強(qiáng)度最大為400×104t/km2。由圖4a可知：生、排烴強(qiáng)度由沉積中心向凹陷周緣斜坡和南部凸起逐漸減弱，明水組末期生、排烴強(qiáng)度平均為430×104t/km2和180×104t/km2，強(qiáng)烈的排烴作用使致密油沿排烴中心呈環(huán)帶狀分布。由圖4b可知：由生烴增壓形成的剩余壓力是原油向下倒灌成藏的主要?jiǎng)恿10]，23個(gè)包裹體樣品PVT模擬表明，明水組末期青一段成熟時(shí)，烴源巖生烴增壓形成的剩余壓力為20～25 MPa，相應(yīng)的超壓指數(shù)為1.2～1.4，凹陷北部榆樹林地區(qū)和西南部頭臺(tái)油田剩余壓力最大，約為22～26 MPa，超過地層破裂壓力，在較高的壓力梯度作用下，油氣大規(guī)模充注進(jìn)入下伏致密儲(chǔ)層，相應(yīng)的油藏飽和度也較高(圖4b)。

圖4 研究區(qū)青一段排烴強(qiáng)度、剩余壓力與致密油關(guān)系Fig.4 The relationship between hydrocarbon expulsion intensity, residual pressure and tight oil in Member 1 of Qingshankou Formation in the study area

生烴增壓形成的剩余壓力不僅控制了油氣充注范圍，更直接影響了油氣向下排驅(qū)的距離。通過對(duì)372口井試井分析表明，87%的油層到T2不整合面(青一段烴源巖底面)距離小于150 m，凹陷北部樹111、樹123井等生、排烴中心附近的鉆井剩余壓力高、壓力梯度大，油層到青一段烴源巖的距離可超過400 m(圖5)。試油結(jié)果揭示，致密油主要集中在上部扶Ⅰ、扶Ⅱ油層。其中，扶Ⅰ油層55.0%的井為工業(yè)井和見油氣顯示井，未見顯示井中有相當(dāng)一部分為砂體發(fā)育情況較差所致，扶Ⅱ油層工業(yè)油流井和見油氣顯示井為26.8%，而扶Ⅲ油層僅有5.1%的井為工業(yè)油流井和低產(chǎn)井，含油性隨埋深增加而急劇變差，進(jìn)一步說明剩余壓力控制油氣下運(yùn)移距離，是致密油充注成藏的主要?jiǎng)恿Α?/p>

圖5 扶余油層含油層到T2不整合面距離與砂體厚度關(guān)系

3.2 斷裂+砂體組成的立體輸導(dǎo)體

受多期構(gòu)造演化影響，青一段烴源巖內(nèi)形成由近千條小斷層組成的T2斷裂密集帶，這些斷裂密集帶是研究區(qū)致密油倒灌和側(cè)向運(yùn)移的高速通道。其中，北北西、北北東向斷裂主要為坳陷期斷裂和斷陷期斷裂在坳陷期再次活化[11]，這2組斷裂活動(dòng)時(shí)間略早于明水組末大規(guī)模成藏期，是控制致密油成藏的重要因素(圖6a)。研究區(qū)北部徐家圍子向斜內(nèi)斷裂向下斷至扶Ⅰ油層，使扶Ⅰ油層與上覆青一段烴源巖彼此連通，原油可就近在扶I油層巖性圈閉聚集成藏。南部朝陽(yáng)溝油田等需要長(zhǎng)距離運(yùn)移的地區(qū)，由斷裂+砂體組成的階梯型、T型立體輸導(dǎo)格架是控制致密油成藏的關(guān)鍵，巖心上常見裂縫中充填有機(jī)質(zhì)，熒光顯微鏡下裂縫內(nèi)可見藍(lán)白色、藍(lán)綠色油氣包裹體，進(jìn)一步證實(shí)斷裂是扶余油層致密油重要的輸導(dǎo)體。

扶余油層沉積的條帶狀河道砂也是致密油側(cè)向運(yùn)移的重要通道，與相應(yīng)的斷裂組成的立體輸導(dǎo)體有利于原油側(cè)向運(yùn)移，在凹陷邊緣局部高點(diǎn)或斷鼻構(gòu)造內(nèi)聚集成藏。研究區(qū)西部斜坡區(qū)葡北油田以分流河道砂體為主，日產(chǎn)油量大于1 t/d的工業(yè)井和高產(chǎn)井含油砂體厚度為15～30 m，主要集中在凹陷邊部，向沉積中心砂體厚度減薄、物性變差，當(dāng)砂體厚度小于10 m時(shí)則以低產(chǎn)油井、低產(chǎn)油水井為主(圖6b)。

圖6 三肇地區(qū)T2斷裂密集帶特征、扶余油層砂體厚度與致密油關(guān)系Fig.6 The relationship between the characteristics of T2 dense fault zone, sand thickness of Fuyu oil-bearing formation and tight oil in Sanzhao Area

3.3 局部“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層

致密油氣具有分布范圍廣、局部富集的特點(diǎn)，受沉積、成巖和構(gòu)造等作用形成的局部“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層物性較好，成藏期油氣充注阻力小，油氣優(yōu)先進(jìn)入此類儲(chǔ)層聚集成藏，相應(yīng)的單井產(chǎn)能也較高，是致密油富集的有利區(qū)。美國(guó)Williston盆地Bakken組中大部分致密油都儲(chǔ)集在“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層中，表明單井產(chǎn)量與“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層具有良好的匹配關(guān)系[16-18]。扶余油層致密油也具有類似特征，研究區(qū)高產(chǎn)油層的孔隙度為7.92%～16.13%，平均為11.97%，滲透率為0.10～1.52 mD，平均為0.96 mD；低產(chǎn)油層的孔隙度為7.20%～15.81%，平均為11.2%，滲透率分布范圍較寬，為0.10～1.32 mD，平均為0.86 mD。由上可知：研究區(qū)儲(chǔ)層物性下限孔隙度為8.00%、滲透率為0.10 mD，試油產(chǎn)量隨物性改善而變好。

4 三肇地區(qū)致密油成藏模式

研究區(qū)不同地區(qū)油藏特征、成藏條件和主控因素各不相同，明確其成藏模式是致密油藏預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)和重要內(nèi)容。在致密油分布特征和各控藏要素分析的基礎(chǔ)上，分別建立了北部沉積中心“超壓驅(qū)動(dòng)、近源油氣倒灌”、周緣斜坡區(qū)“斷砂匹配、近源側(cè)向運(yùn)聚”和南部凸起帶“斷裂輸導(dǎo)、遠(yuǎn)源側(cè)向運(yùn)聚”等3種成藏模式。

4.1 超壓驅(qū)動(dòng)、近源油氣倒灌

北部沉積中心的“超壓驅(qū)動(dòng)、近源油氣倒灌”成藏模式以徐家圍子向斜最為典型，是研究區(qū)致密油成藏的主要模式。該模式致密油藏緊鄰生、排烴中心，油源區(qū)烴源巖厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、Ro普遍大于1.0%，達(dá)到成熟階段，相應(yīng)的油源條件最好；主成藏期生烴強(qiáng)度約為700×104～900×104t/km2，排烴強(qiáng)度約為200×104～400×104t/km2，生烴增壓產(chǎn)生的剩余壓力為26 MPa，油氣倒灌動(dòng)力充足；油氣沿?cái)嗔严蛳逻M(jìn)入下伏扶余油層巖性圈閉聚集成藏，形成上生下儲(chǔ)的成藏組合(圖7a)，如升52—升552、升38—升39井區(qū)。由于北部沉積中心附近砂體厚度較小、物性較差，受砂體規(guī)模、斷裂與砂體配置關(guān)系影響，升55、升37、樹32井區(qū)等鄰近油源斷裂的巖性圈閉是北部沉積中心致密油勘探的主要有利區(qū)。

4.2 斷砂匹配、近源側(cè)向運(yùn)聚

周緣斜坡區(qū)“斷砂匹配、近源側(cè)向運(yùn)聚”成藏模式以西部頭臺(tái)油田最為典型，該模式致密油鄰近生烴中心，烴源巖發(fā)育普遍達(dá)到成熟，油源區(qū)烴源巖條件較好；生烴強(qiáng)度為400×104～700×104t/km2，排烴強(qiáng)度為100×104～260×104t/km2，主成藏期生烴增壓產(chǎn)生的剩余壓力約為6～22 MPa；油氣主要沿延伸入湖的連通砂體側(cè)向運(yùn)移至斜坡區(qū)局部高點(diǎn)、鼻狀凸起如樹140-樹113、樹123-樹208井區(qū)聚集成藏，部分可沿?cái)嗔严蛳屡艧N至鄰近的芳361—芳362和州7、州703等井區(qū)巖性圈閉中聚集。該模式油藏儲(chǔ)層厚度大、物性好，受斷裂展布和相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層聯(lián)合控制，芳362、芳13井與沉積中心側(cè)向連通的河道砂體和樹140、樹201井由斷裂控制的斷鼻狀構(gòu)造是斜坡區(qū)致密油富集的主要區(qū)域。

4.3 斷裂輸導(dǎo)、遠(yuǎn)源側(cè)向運(yùn)聚

南部凸起的朝陽(yáng)溝油田發(fā)育“斷裂輸導(dǎo)、遠(yuǎn)源側(cè)向運(yùn)聚”的成藏模式。該模式油藏由于遠(yuǎn)離沉積中心，油源條件較差，剩余壓力普遍小于4 MPa，但砂體厚度大、儲(chǔ)層物性好、斷裂極發(fā)育，沉積中心生成的油氣在浮力作用下，沿北北西向斷裂側(cè)向運(yùn)移至源154、朝89—朝8、朝63—朝948等井區(qū)的構(gòu)造高部位的背斜、斷背斜中聚集成藏(圖7b)。油藏分布受斷裂分布及構(gòu)造高點(diǎn)控制，鄰近油源斷裂的朝948井、朝94井?dāng)鄬尤﹂]和朝88、朝86、源352井背斜圈閉是南部凸起致密油有利勘探目標(biāo)。三肇地區(qū)不同構(gòu)造單元致密成藏主控因素差異，導(dǎo)致致密油富集規(guī)律和成藏模式各不相同，致密油勘探目標(biāo)優(yōu)選時(shí)必須考慮致密油成藏特征，如北部沉積中心以緊鄰排烴中心的巖性圈閉為最優(yōu)目標(biāo)，周緣斜坡區(qū)則以連通砂體發(fā)育的局部高點(diǎn)、鼻狀凸起為有利目標(biāo)，南部凸起首選油源斷裂附近的背斜、斷背斜為主要勘探目標(biāo)區(qū)。

圖7 三肇地區(qū)扶余油層致密油成藏立體模式示意Fig.7 The 3D diagram of the model of tight oil accumulation in the Fuyu oil-bearing formation in Sanzhao area

5 結(jié) 論

(1) 青一段烴源巖是扶余油層主要的油源巖，研究區(qū)致密油藏主要分布在TOC大于2%、Ro大于0.7%的高豐度、高成熟烴源巖附近的河道砂體中；油氣主要集中在北部埋深約為1 500～1 800 m的扶Ⅰ、扶Ⅱ油層巖性圈閉內(nèi)，周緣斜坡和南部凸起斷層圈閉、斷鼻狀構(gòu)造和鼻狀凸起也具有較高的含油性。

(2) 青一段成熟時(shí)形成的剩余壓力是致密油倒灌、充注成藏的主要?jiǎng)恿Γ粩嗔?砂體構(gòu)成的立體輸導(dǎo)體作為致密油側(cè)向運(yùn)移的重要通道，是形成準(zhǔn)連續(xù)型油氣聚集的必要條件；整體致密背景下“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層是致密油富集、高產(chǎn)的有利區(qū)。

(3) 在研究區(qū)致密油成藏條件、主控因素分析基礎(chǔ)上，建立北部沉積中心“超壓驅(qū)動(dòng)、近源油氣倒灌”、周緣斜坡區(qū)“斷砂匹配、近源側(cè)向運(yùn)聚”和南部凸起帶“斷裂輸導(dǎo)、遠(yuǎn)源側(cè)向運(yùn)聚”等3種成藏模式。