龍虎泡地區扶余油層致密油成藏特征

伍 英

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

龍虎泡地區扶余油層致密油成藏特征

伍 英*

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

龍虎泡地區扶余油層儲層物性以孔隙度小于12%、滲透率小于1×10-3μm2為主，且孔隙結構較差，屬于致密油儲層。通過對研究區烴原巖、儲層、構造、斷裂等成藏條件分析認為，青一段優質源巖是龍虎泡地區扶余油層致密油成藏的物質基礎，河道砂體是其有利的儲集空間，斷層是致密油運移的通道，構造高部位是致密油富集的場所，儲層物性控制其分布范圍；構造、斷裂、砂體展布與油氣運聚在時間、空間上的有機配合形成了大面積巖性油藏背景下的斷層—巖性油藏。綜合致密油成藏條件，以物性為界限，將研究區劃分為Ⅰ、Ⅱ類致密油勘探有利區，Ⅰ類區是龍虎泡地區扶余油層目前勘探的重點區域。

致密油；成藏特征；龍虎泡地區；扶余油層

致密油是致密儲層油的簡稱，賦存于致密砂巖或致密灰巖等儲層中[1]。通過與國內外致密油形成條件[2～7]的類比研究表明，松遼盆地北部龍虎泡地區扶余油層具有形成大規模致密油資源的物質基礎和勘探場面，然而由于目前對研究區致密油成藏條件認識程度較低，制約了該區勘探。本文通過闡述龍虎泡地區扶余油層致密油的成藏特征，旨在推進該區致密油地質研究，進而指導致密油勘探。

1 地質概況

龍虎泡地區位于松遼盆地北部中央坳陷區龍虎泡—大安階地中部斜坡上，東部和南部緊鄰齊家—古龍凹陷，西與西部斜坡區泰康隆起帶相鄰（圖1）。工區勘探面積約1500km2，西北部構造海拔深度-1150m，東南部海拔深度-2410m，構造落差1260m。該區鉆遇的地層自下而上依次為下白堊統泉頭組、上白堊統青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組、第三系泰康組、第四系，扶余油層屬下白堊統泉頭組四段及泉頭組三段上部，是致密油勘探的主要目的層位之一。

2 致密油儲層特征

2.1 儲層基本特征

龍虎泡地區扶余油層沉積時期主要受西部物源影響，沉積了一套以淺水湖泊三角洲為背景的三角洲平原及前緣亞相砂體，河道砂體大面積發育。儲集層主要為分流河道、決口河道和河口壩；儲層巖性主要為粉砂巖、含泥粉砂巖、泥質粉砂巖；累計砂巖厚度在3～60m之間，砂地比在3%～40%，多小于20%；單砂層厚度一般0.8～2.5m，單層平均厚度2.2m，最大單層厚度達9.4m；具有砂巖層數多、單層厚度較薄、層間差異大、層間連續性差及層內非均質性強等特點。

2.2 儲層物性特征

根據龍虎泡地區扶余油層92口取芯井的孔滲分析數據顯示，孔隙度分布范圍在2%～14%，平均9.4%，主峰區間主要分布在6%～12%，小于12%的樣品占80%（圖2）；滲透率分布范圍在（0.01～15）×10-3μm2，主峰區間在（0.01～0.5）×10-3μm2，小于0.5×10-3μm2的樣品占74%，小于1×10-3μm2的樣品占85%（圖3）。儲層物性受埋深影響顯著，埋深小于1800m的河道砂，孔隙度大于11%，滲透率大于0.5×10-3μm2；埋深大于2300m，孔隙度小于8%，滲透率小于0.15×10-3μm2；構造高部位的河道發育區物性好，凹陷內部儲層埋深超過2400m的地區物性整體變差。

圖2 龍虎泡地區扶余油層孔隙度頻率分布直方圖

圖3 龍虎泡地扶余油層滲透率頻率分布直方圖

2.3 儲層微觀特征

壓汞資料顯示，龍虎泡地區扶余油層平均孔喉半徑在0.06～1.01μm之間，均質系數在0.04～0.79μm之間，分選系數在0.44～3.49之間，孔隙結構系數在0.22～43.14之間，排驅壓力為0.21～2.07MPa，最大汞飽和度在19.12%～99.50%之間，退汞效率在4.70%～43.30%之間，整體來講，扶余油層孔隙結構較差。

3 致密油成藏條件

3.1 油源豐富是致密油成藏的物質基礎

青山口組一段沉積時期，齊家—古龍凹陷處于大湖泛的范圍之內，全區都為深湖和半深湖的沉積環境，厚度大于50m的深湖相灰黑色泥巖覆蓋了整個地區。烴原巖質量很好，TOC平均大于2%，Ro一般大于1%，S1+S2一般大于9mg/g，有機質類型為Ⅰ型至Ⅱ1型，為龍虎泡地區扶余油層最主要烴源巖[8]。研究區扶余油層致密油整體分布在Ro大于0.75%的范圍內部，此范圍內部烴源巖排油強度一般大于200×104t/km2。因此，青一段優質源巖為下伏扶余油層致密油成藏提供重要物質基礎。

3.2 構造高部位是致密油富集的有利場所

龍虎泡地區整體表現為西北高東南低單斜構造特征，構造比較簡單，表現為“一鼻兩凹”的構造格局?！耙槐恰睘檠芯繀^北部的敖古拉鼻狀構造，受西部的他拉哈—哈拉海斷裂帶控制，敖古拉鼻狀構造呈北偏東向分布，規模較大。“兩凹”為齊家—古龍凹陷的他拉哈向斜和敖古拉鼻狀構造西部發育的一個較小規模的胡吉吐莫向斜。龍虎泡地區構造演化經歷了嫩江組末具雛形、白堊紀末完善、老第三紀末定形的發展過程。生烴史研究表明，嫩江組末期青山口組生油巖已進入成熟期，并開始排烴，明水組末期至新近系末是油氣大量生成和排出時期[9]。龍虎泡地區早于或與油氣主要生、排期同步形成的構造高部位成為致密油運移的良好指向和富集的有利場所。

3.3 斷層是致密油運移的主要通道

龍虎泡地區斷層比較發育，斷層走向以近南北向和北西向為主，其次為一些北北東向斷層，尤其在大斷裂帶附近最為發育。斷層平面分布呈條帶狀，近南北向分布的斷裂帶和北西向分布的斷裂帶相互切割，形成了以斷鼻和斷塊為主的次級構造圈閉。在區域擠壓應力場的作用下，近南北向斷層的多期活動，成為青山口組源巖生成的油氣向下運移最有利的通道，油氣到達扶余油層儲集層后，沿著斷裂及砂體側向運移，在斷裂帶外的斷塊或斷背斜圈閉中聚集成藏。

3.4 分流河道砂體是致密油聚集的有效空間

龍虎泡地區扶余油層組主要儲集相為分流河道，其次為決口河道和河口壩微相。分流河道砂體主要以粉砂巖為主，顆粒粒度相對較粗，剛性顆粒骨架發育，在壓實過程中支撐作用強，保存下來的原生粒間孔隙發育，喉道較粗，后期酸性流體易于在其中滲流并溶蝕易溶礦物，產生次生儲集空間，后期生成油氣沿著孔滲發育好的儲層運移和富集，形成致密油聚集的有效空間。

3.5 儲層物性控制致密油的分布

從龍虎泡地區扶余油層儲層物性與含油性關系來看（圖4），隨著物性變好，含油性越好。當孔隙度小于5%，滲透率小于0.03×10-3μm2時，以不含油為主，代表石油充注的物性下限；油跡顯示的儲層樣品，孔隙度總體大于5%、滲透率大于0.03×10-3μm2；油斑顯示的儲層樣品，孔隙度總體大于7%、滲透率大于0.06×10-3μm2；油浸顯示的儲層樣品，孔隙度總體大于8%、滲透率大于0.15×10-3μm2。根據試油成果及油水層綜合解釋資料可以確定研究區平面上孔隙度為5%～12%，滲透率（0.03～1）×10-3μm2的地區整體為致密油分布區，儲層物性控制致密油的分布范圍。

圖4 龍虎泡地區扶余油層致密油物性與含油產狀關系

4 油藏類型

綜上所述，龍虎泡地區扶余油層致密油成藏受烴原巖、儲層、斷層、構造等因素的共同控制。該區構造格局形成時間早，西側近南北向的他拉哈—敖古拉斷裂對油氣具有良好的遮擋作用，斷裂帶以東地區整體含油。近南北向斷層大部分為早期斷層，傾角、斷距較大，對沉積有控制作用。扶余油層沉積時期研究區沉積的一套三角洲分流河道砂，被近南北向和北北東向兩組斷裂分割，形成若干斷塊及斷層—巖性圈閉。局部發育的北西向斷裂對油氣具有一定的疏導作用，鼻狀構造對油氣運移又具有一定的指向和誘導作用，構造、斷裂、砂體的沉積展布與油氣運聚在時間、空間上的有機配合，形成了扶余油層大面積巖性油藏背景下的斷層—巖性油藏（圖5）。

圖5 龍虎泡地區扶余油層油藏類型圖

5 致密油有利區分類

綜合虎泡地區扶余油層致密油成藏條件，依據儲層物性情況，將研究區劃分2類致密油勘探區：儲層孔隙度為8%～12%、滲透率（0.15～1）×10-3μm2（局部大于12%、1×10-3μm2）為致密油Ⅰ類有利區；儲層孔隙度5%～8%、滲透率（0.03～0.15）×10-3μm2為致密油Ⅱ類有利區。根據致密油成藏和分布特點，研究區采取“先簡單后復雜、先好后差、先淺后深”的勘探原則：首先在構造位置相對較高、儲層物性相對較好、油層單層厚度相對較大，井控程度相對較高的致密油Ⅰ類區，部署水平井實現產能突破，擴大儲量規模；其次在井控程度相對較低，根據與相鄰斷塊類比和儲層預測可能為致密油Ⅰ類區的較大的無井斷塊，先部署直井或斜井揭示油層，然后側鉆水平井，為后續儲量評價做準備；最后在構造位置相對較低，儲層物性相對較差的致密油Ⅱ類區，進行致密油儲層改造技術攻關，尋找新的儲量范圍。

6 結論

（1）龍虎泡地區扶余油層埋藏深，儲層物性以孔隙度小于12%、滲透率小于1×10-3μm2為主，且孔隙結構較差，屬于致密油儲層。

（2）青一段優質源巖是龍虎泡地區扶余油層致密油成藏的物質基礎，河道砂體是其有利的儲集空間，斷層是油氣運移的通道，構造高部位是致密油富集的場所，儲層物性控制致密油分布范圍；構造、斷裂、砂體展布與油氣運聚在時間、空間上的有機配合決定了油藏類型。

（3）綜合研究區的成藏條件，以物性為界限，對研究區劃分為Ⅰ、Ⅱ類致密油有利勘探區，Ⅰ類區是龍虎泡地區扶余油層目前勘探的主要區域。

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TE122

A

1004-5716(2015)09-0079-04

2015-01-31

2015-02-03

伍英（1976-），女（漢族），四川廣安人，工程師，現從事石油地質研究工作。