遼河外圍盆地陸家堡凹陷油藏類型及分布

雷安貴，任平 （中石油遼河油田分公司勘探開發研究院，遼寧 盤錦124010）

1 區域地質特征

陸家堡凹陷位于內蒙古通遼市和赤峰市境內，是在海西褶皺基底之上發育起來的中新生代凹陷，基底為晚古生界石炭系、二疊系變質巖及同期巖漿巖，其走向為北東向，面積2500km2，其構造演化經歷了2個不同的階段。早白堊世沉積時期，在區域拉張應力作用下，受邊界主干斷層控制形成斷陷雛形，斷陷初期義縣組沉積了一套火山碎屑巖建造；主要斷陷期九佛堂組（K1j）、沙海組（K1s）和阜新組（K1f）沉積了一套含煤、石油和天然氣的碎屑巖建造，為凹陷主要烴源巖巖系；南部繼承發育的邊界斷裂控制了斷陷期沉積，形成了南斷北超、南陡北緩的單斷箕狀構造，可進一步劃分為東南陡岸帶、西北緩坡帶和中央洼陷帶，其中中央洼陷帶由西至東發育4個洼陷（小井子洼陷、五十家子廟洼陷、交力格洼陷和三十方地洼陷）。晚白堊世，凹陷演化轉入裂后熱沉降階段，上白堊統沉積期與整個松遼盆地同步進入坳陷期，并與之相連。

2 成藏有利地質條件

2.1 烴源巖

凹陷的主要生油巖層系為斷陷期發育的K1j和K1s。其中K1j沉積時期為半深湖、深湖沉積環境；K1s沉積時期為淺湖、半深湖沉積環境；K1f沉積時期為濱淺湖沉積環境。從烴源巖測試指標（表1）和沉積環境可以看出，烴源巖豐度和品質受沉積環境決定，深水環境形成的K1j烴源巖好于淺水環境形成的K1s和K1f烴源巖。K1j烴源巖已達到最好烴源巖標準，厚度為200～600m，在各次級洼陷中均有分布，為凹陷主力烴源巖層，為油藏提供較充足的油源［1］。

2.2 儲集砂體

凹陷內主斷陷期火山巖發育，儲集巖類型既有碎屑巖又有火山巖，其中以碎屑巖儲層為主。統計結果（表2）表明，凹陷內K1j碎屑巖儲層最發育，K1s次之，K1f最差；儲集物性則以K1f最好，K1s次之，K1j最差。K1j碎屑巖儲層集中分布于中下部，以砂礫巖、砂巖為主，砂巖巖屑和雜基含量高，巖石結構成熟度和成分成熟度均較低，物性較差，多為中低孔－低、特低滲儲層；K1s儲層集中分布于下部，多以夾層形式出現，為中孔－低滲儲層；K1f儲層分布于中上部，夾于大套灰色泥巖、炭質泥之中，為中孔－低滲儲層［2］。

表1 陸家堡凹陷生油巖綜合評價表

表2 凹陷碎屑巖儲層發育程度及物性表

凹陷南部主控邊界斷裂長期活動，主導、制約了凹陷的構造演化、沉積發育、圈閉形成、油氣運移及成藏作用。凹陷在NNE和近SN向控凹斷裂的控制下，形成單斷箕狀凹陷。凹陷的沉積發育也與單斷箕狀凹陷特點相同，即總體上具有多物源、近物源、多相帶、窄相帶和儲集砂體類型多樣的特點，沉積體系以近距離搬運、快速沉積為主。在充分利用錄井、測井、地震及分析化驗資料的基礎上，開展巖心相、測井相、地震相、儲層反演及多屬性預測等研究工作。結果表明，凹陷主要發育近岸水下扇、扇三角洲、辮狀河三角洲、三角洲和濁積扇砂體，且不同沉積期的不同構造帶發育不同類型的儲集砂體。

K1j早期，由于控凹斷裂活動強烈，沉降幅度大，凹陷在深湖－半深湖環境下，風化剝蝕強烈的隆升區為凹陷提供了充足的沉積物。在凹陷陡岸地區發育規模較大的近岸水下扇沉積體，儲集砂體為距凹陷主控斷裂較近地區快速堆積的礫巖、砂礫巖和砂巖，分選和磨圓較差，砂體最大累計厚度可達1000m；凹陷長軸斜坡帶和緩坡帶由于斷裂活動較弱，坡度緩，主要發育扇三角洲和三角洲沉積，扇體面積大，但砂體厚度較薄；洼陷區則主要發育小規模的濁積扇（圖1）。K1j晚期，控凹斷裂活動有所減弱，但沉積格局與早期基本相同，各構造帶沉積體系繼承性發育，只是沉積作用減弱，儲集砂體規模減小。

K1s沉積時期，控凹斷裂活動大大減弱，凹陷進入穩定沉降期，蝕源區與湖盆之間的高差縮小，剝蝕作用減弱，沉積物供給不足，在廣闊的淺湖沉積環境下，凹陷陡岸發育規模較小的扇三角洲，緩坡局部發育辮狀河三角洲。

K1f沉積時期，整個凹陷表現為充填式沉積，湖水變淺，凹陷進入斷陷收縮期。大部分地區煤層較發育，反映為凹陷邊緣沖積平原上的泥炭沼澤相沉積［3］。

2.3 生儲蓋組合

K1j和K1s部分烴源巖處于成熟演化階段，其中K1j上段烴源巖最發育，是凹陷的主力生油層。儲層主要發育有K1j下段、上段和K1s下段3套。根據對已知含油層生儲蓋組合的分析，凹陷生儲蓋組合可分為垂向和側向2種類型。其中，垂向組合有自生自儲式組合，即K1j上段烴源巖和K1s烴源巖與自身互層砂巖形成；上生下儲式組合，即K1j上段烴源巖與下段儲集砂體構成；下生上儲式組合，即K1j上段烴源巖與K1s下段儲集砂體構成。側向組合主要是巖相、巖性差異構成的組合，即K1j和K1s的烴源巖橫向與儲集砂體相接觸形成的組合［3］。

3 油藏類型及特征

3.1 油藏類型

陸家堡凹陷經過多年的勘探，取得了豐碩的勘探成果，發現了14個含油區塊，分布于不同層系的不同構造帶、不同儲集砂體和不同巖性。多砂體類型、多含油層系和多成因含油圏閉是凹陷的主要特點，因而各油藏都受多因素控制。筆者在油藏分類時，只考慮影響油藏形成的主控因素，以圏閉、成因、形態和遮擋條件為依據，將凹陷油藏劃分為4大類9個亞類［4］（表3）。

圖1 陸家堡凹陷K1j上段沉積相平面圖

表3 陸家堡凹陷油藏分類表

3.2 油藏特征

3.2.1 構造油藏

主要指受構造圈閉控制的油藏，包括背斜油藏、斷鼻油藏、斷塊油藏。

1）背斜油藏 油藏主要受背斜控制，可細分為簡單背斜油藏和斷裂背斜油藏。其中，簡單背斜油藏具有背斜形態相對完整，背斜高部位油層厚度大、低部位油層厚度小的特征，且具有統一的油水界面。包日溫都斷裂背斜構造帶上的包北背斜就是該類型油藏，背斜高部位油層厚度為30～50m，向翼部油層減薄，有統一的－1500m油水界面。斷裂背斜油藏是被斷層切割、復雜化的背斜油藏。其主要特征：一是背斜圈閉被斷層分割成高低不等的多個斷鼻或斷塊；二是由于分割斷層的封堵性差異，不同的斷鼻或斷塊可能不具有統一的油水界面；三是不同斷鼻或斷塊油氣富集程度也不相同。凹陷內包日溫都斷裂背斜構造帶上的包日溫都斷裂背斜和陸東的廣發斷裂背斜均屬該類型油藏。如包日溫都斷裂背斜被NE向斷層分割為2塊，即包1塊和包2塊，但由于2塊之間的斷層不封堵，油氣富集在上升盤包1塊，而下降盤的包2塊位于－1080m的油水界面之下，為水層。

2）斷鼻油藏 是受鼻狀構造和上傾方向斷層控制的油藏。可分為簡單斷鼻油藏和斷層復雜化的鼻狀油藏。簡單斷鼻油藏的特征與簡單背斜油藏基本相同，均具有高部位油層厚，向翼部油層減薄，有統一的油水界面，該類油藏在凹陷中主要含油氣區普遍存在。斷層復雜化的鼻狀油藏的主要特征是鼻狀構造圈閉被上傾方向一條或多條封堵斷層分割，形成多個斷塊，由于分割斷塊的斷層封堵條件不同，使不同斷塊或具有統一的油水界面，或不具有統一的油水界面。陸東交南斷鼻為典型的斷層復雜化的鼻狀油藏。

3.2.2 巖性油藏

油藏的形成主要受巖性、巖相變化所形成的圈閉控制。根據巖性圈閉的形態特征，又可細分為透鏡狀巖性油藏和砂體上傾尖滅油藏2種：

1）透鏡狀巖性油藏 指在湖盆較深水的砂體四周被泥巖封堵形成的油藏，該砂體多為湖底扇或滑塌濁積扇砂體，其特點是砂體面積小，厚度薄，儲集條件較差，含油豐度較低。如陸西構造好1塊，含油面積1.4km2，含油豐度為78×104t／km2。

2）砂體上傾尖滅油藏 受斜坡背景或早期古隆起控制，儲集砂體向斜坡或古隆起高部位減薄尖滅，形成砂體上傾尖滅油藏。陸西馬家鋪高壘帶K1j下段發育該類油藏。該油藏受砂體控制比較明顯，在砂體上傾尖滅線附近，雖然構造位置較高，但由于砂體變薄，巖性變細，儲集物性變差，含油性較差。此外，在凹陷陡岸帶，早期受邊界斷裂的持續拉張作用控制，發育規模較大的近岸水下扇和扇三角洲砂體，其近岸水下扇扇端砂體和扇三角洲前緣河道砂、遠砂壩等砂體可直接伸入洼槽內，晚期凹陷不均一回返，使早期沉積地層反轉，伸入洼陷內的砂體反轉向斜坡尖滅，形成儲層上傾尖滅圈閉。包14油藏就是該類油藏，其主要特征：一是砂體上傾尖滅附近含油性較差；二是油層單層薄，層數多，但面積大。

3.2.3 復合油藏

指受構造及儲層雙重因素控制形成的油藏。表現為含油邊界與構造等深線具有不一致性，局部有明顯斜交現象。不同構造位置油層厚度受砂體厚度和物性控制。馬家鋪K1j上段油藏是一個比較典型的復合油藏。

3.2.4 火成巖油藏

陸家堡凹陷中生代火成巖油藏主要分布在早白堊世火山 沉積序列中，油藏受烴源巖供給、構造應力作用、火山機構特征、巖漿活動時期等多個因素控制。區內火山巖油藏根據賦存層位及儲層巖石類型劃分為K1j侵入巖油藏、火山碎屑巖油藏及義縣組火山巖油藏3種類型［5］。

按義縣期火山巖油藏所處部位不同，可進一步分為義縣組頂部風化殼油藏和內幕油藏。K1j優質烴源巖為成藏提供油源，長期活動的大斷裂為內幕油藏提供供油窗口。火山碎屑巖油藏儲集體為火山碎屑巖，形成于富含揮發分的熔漿猛烈噴發，在空中撕裂成細小的碎片，冷凝固結并降落在火山口附近形成錐體，凹陷內廟31塊為該類型油藏；侵入巖油藏是由K1j及K1s多期發育的侵入巖體直接深入到湖相暗色泥巖中形成的油藏，儲層巖性為流紋斑巖，氣孔發育，區內庫2井在K1j侵入巖體中已獲高產工業油流。

4 油藏分布規律

凹陷內油藏形成受油源條件、構造、斷裂、巖相、巖性、蓋層和火山活動等多種因素的控制，油藏類型和分布特點也復雜多樣。根據不同構造巖相區圈閉形成與分布規律、砂體類型及發育的時空特點，對上述4類油藏的分布規律進行了初步探討。

4.1 優質烴源巖控制油藏的分布

優質烴源巖控制油藏的分布，在平面上表現為油氣藏圍繞生油洼陷呈環狀分布（圖2）。一是由于凹陷儲集物性較差，孔隙喉道小，連通性差，油氣不可能發生長距離運移；二是由于大部分斷裂在烴類大量排出的白堊紀晚期已經停止活動，斷層多起封堵作用，使油氣運移缺乏縱向上的通道。故油氣主要從烴源巖直接向鄰近的儲集層中運移、聚集成藏。

在縱向上油氣同樣具有緊鄰生油巖分布的特點，表現為油藏多分布于烴源巖厚度大、類型好、豐度高的K1j。一是K1j生儲配置關系好于其他層段，由于油氣運移縱向上缺乏斷層溝通，烴源巖生成的油只能向鄰近的儲集巖中運移，同時也決定油氣以自生自儲為主，下生上儲、上生下儲次之；二是K1j儲層相鄰泥巖有機質豐度高，且正處在生油窗部位，有利于有機酸的形成，促進次生孔隙發育，更有利于成藏［2］。

4.2 有利沉積相帶控制油藏的分布

多物源和短物源的沉積特點，使凹陷內儲層相變快，分異性差，導致儲層物性普遍較差，因此儲層物性就成為影響成藏的關鍵因素。雖然影響儲集物性的因素很多，但在同一構造巖相區大致相同的埋深條件下，儲層物性主要受沉積微相控制。如陡坡帶發育的水下沖積扇砂體，扇根多為礫巖、砂礫巖，填隙物含量高，原生孔隙較小，孔喉半徑小（一般為0.11μm），滲透率較低，據庫1井統計，K1j埋深700～900m，孔隙度平均為17.6%，滲透率平均為3.4mD；扇端以粉砂巖為主，巖性細，泥質含量高，物性較差，如河8井統計平均孔隙度為14.5%，平均滲透率為1.5mD；扇中前緣以辮狀水道快速充填沉積的砂礫巖、砂巖為主，膠結物含量少，粒間孔隙發育，儲集物性相對較好，如包3井水道微相平均孔隙度為18.7%，滲透率平均為28.5mD。因此，扇中前緣儲層最有利于油氣聚集。

凹陷西部斜坡帶和長軸方向發育的扇三角洲和三角洲砂體，由于盆地邊緣大范圍強烈剝蝕，平原亞相及部分前緣亞相可能缺失。洼陷中揭露前扇三角洲亞相，砂泥比較低，以粉砂巖沉積為主，泥質含量高，儲層物性差，孔隙度平均為16.8%，滲透率大部分小于1mD，對成藏不利。扇三角洲和三角洲前緣由于發育水下分流河道，儲層以砂巖、細砂巖為主，物性較好，孔隙度平均為25.2%，滲透率平均為30.8mD，是形成油藏的有利相帶。

目前，發現的規模油藏主要集中在各沉積體的有利相帶，即近岸水下扇扇中亞相、扇三角洲和三角洲前緣亞相。

4.3 構造帶控制油藏類型

圖2 五十家子廟洼陷及周邊油藏平面分布圖

在區域拉張－壓扭應力場影響下，凹陷發育受南部長期活動的大型邊界斷裂控制，形成單斷箕狀式凹陷。在平面上可分為3個帶，即陡坡帶、深陷帶和斜坡帶。由于各帶的構造與儲集砂體和烴源巖有不同的匹配關系，使各帶發育不同的油藏類型。其中，陡坡帶是凹陷深陷帶與凸起的突變帶，沿控凹斷層分布于凹陷南部，寬度一般較窄，常由多個斷階組成。其特點是靠近物源區，水下沖積扇砂體發育；構造活動強，斷層發育，在邊界斷裂和臺階斷裂的下降盤發育逆背斜、斷鼻、斷塊等構造圈閉。陡坡帶發育的水下扇砂體與多類型構造圈閉相配置的特點，決定其油藏類型以構造油藏為主。

斜坡帶分布在凹陷北部，斷裂不發育，只發育少量與斜坡帶走向一致的斷裂。斜坡帶主要發育扇三角洲和三角洲砂體。扇三角洲和三角洲砂體與構造斜坡和走向斷裂組合，可形成斷塊油藏、斷層－巖性油藏和砂巖上傾尖滅油藏。

深陷帶是凹陷內油源條件最好的地方。凹陷的基底比較簡單，其構造和斷裂均不發育，因此，其形成的碎屑巖油氣藏也相對單一，主要為透鏡狀巖性油藏和砂巖上傾尖滅油藏。同時深陷帶充足的油源供給也為火成巖成藏提供了條件，火成巖與烴源巖可直接接觸。目前發現的義縣組頂部風化殼火成巖體、K1j和K1s火山侵入巖及火山碎屑巖油藏均分布于深陷帶成熟生油巖中。

5 結論

1）陸家堡凹陷K1j有機質豐度高、類型好、處于成熟熱演化階段，且厚度大、分布廣，能為成藏提供充足的油源；近岸水下扇扇中、扇三角洲和三角洲前緣亞相為成藏提供儲集空間；良好的生儲蓋組合為不同類型油藏成藏提供了條件。

2）凹陷內發育構造、巖性、復合和火成巖共4大類油藏，其中構造油藏包括背斜、斷鼻和斷塊油藏；巖性油藏包括砂體上傾尖滅和透鏡狀巖性油藏；火成巖油藏包括火山碎屑巖、侵入巖和火山巖油藏；復合油藏主要是構造－巖性油藏。

3）油藏在平面和縱向上的分布主要受構造帶、優質烴源巖和有利沉積相帶控制，不同構造帶發育不同類型的油氣藏。

［1］王延山，董崟昊，陳乃申 .陸東凹陷致密油形成條件及資源潛力探討 ［J］.特種油氣藏，2014，21（4）：53～57.

［2］雷安貴，王貴迎，方炳鐘 .陸家堡凹陷油藏分布規律探討 ［J］.特種油氣藏，2007，14（2）：32～36.

［3］殷敬紅，雷安貴，方炳鐘，等 .遼河外圍中生代盆地“下洼找油氣”理念 ［J］.石油勘探與開發，2008，35（1）：6～10.

［4］朱筱敏，王貴文，馬力馳，等 .內蒙古東部陸西凹陷中北部上侏羅統層序地層格架及體系域特征分析 ［J］.古地理學報，2002，4（3）：33～39.

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