松遼盆地長嶺斷陷龍鳳山地區油氣分布有序性及其主控因素

范 婕 蔣有錄 劉景東 朱建峰 李瑞磊

1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院 2.中國石化東北油氣分公司

早在20世紀50年代，Gussow就提出了“油氣藏序列”的概念[1]；隨著理論研究的深入，諸多學者總結了成藏序列組合的分類，并探討其內在主控因素[2-3]；20世紀中后期，研究重點轉移到了油氣規模有序性的理論分析和實踐應用上[4-6]。直至“復式油氣聚集理論”的提出[7]，陸相盆地油氣藏類型的有序性引起了更多學者的關注，并被作為“三維立體交叉式綜合勘探”的重要依據[8-9]；隨著勘探程度的增加，石油地質學者們逐漸意識到，各凹陷的油氣分布有序性及其控制因素存在著較大的差異。因此將研究尺度從盆地向凹陷聚焦，“石油分布‘四性’”“源熱共控”“油氣成藏機理遞變序列”等理論應運而生[10-12]，并在柴達木、渤海灣等盆地取得了良好的勘探效果[10-15]，油氣分布有序性理論得到了長足發展。然而，目前對于松遼盆地油氣分布有序性方面的相關論述則較少，其主控因素尚不明確，立足于油氣有序分布規律的油氣勘探受到嚴重制約。為此，筆者以該盆地長嶺斷陷的勘探新區——龍鳳山地區為例，從油氣藏類型、儲量豐度、油氣相態等方面刻畫油氣分布有序性，結合油氣成藏條件分析，劃分油氣運聚單元，再利用層次分析法對不同成藏要素的配置關系進行定量評價，明確其主控因素，以期從油氣有序性的現象描述推及其內在本質，從而達到預測油氣勘探潛力的目的。

1 研究區概況

龍鳳山地區位于長嶺斷陷南部，面積約為300 km2，是在西部拆離斷層控制下發育的北西斷、南東超的大型鼻狀構造[16-17]（圖1）。研究區主要發育白堊紀地層，自下而上分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組和嫩江組等[18]。自白堊紀以來，研究區先后經歷了斷陷期、斷坳轉換期和坳陷期，營城組末期和登婁庫組末期均有不同程度的地層剝蝕[19]。研究區斷陷層發育良好的生儲蓋組合：沙河子組發育大套暗色泥巖，為有利的烴源巖；營城組儲層物性較好，為主力的含油氣層系；營Ⅲ砂組頂部泥巖厚度較大且廣泛發育，為區域蓋層（圖1）。根據構造差異，研究區劃分為西部構造帶、東南緩坡帶和北部洼陷帶[19]。其中，西部構造帶和東南緩坡帶以F4斷層為界，S2—S203井區以北為北部洼陷帶。

2 油氣分布有序性

圖1 龍鳳山地區構造（K1yc頂）和地層綜合柱狀圖

研究區以產氣為主，局部產少量原油。自北部洼陷帶向東南緩坡帶，不同區塊油氣相態呈現氣藏—油氣藏—油藏的有序變化：截至2017年底，S2區塊天然氣累計產量為37.59×104m3，基本無原油產出，為純氣藏；S203和S201區塊均為油氣藏，累產氣油比分別為 4.82×104m3/m3和 0.19×104m3/m3；S204區塊累計產油31.08 m3，無天然氣產出，為純油藏（圖2）。研究區天然氣含量介于72.51%～92.15%，平均值為83.09%，δC13分布范圍為－32.4‰～－38.8‰，為凝析油伴生氣和腐殖型氣的混合氣[18]；原油具有低密度、低黏度、低含硫量、低凝固點的特點，其密度集中在0.77～0.83 g/cm3，黏度介于1.00～5.88 mm2/s，具有陸相輕質原油的特征。對比結果表明，龍鳳山地區流體性質在不同區塊間無較大差異性，但自北向南呈現出原油密度和黏度逐漸增大、天然氣甲烷百分含量逐漸升高、天然氣密度逐漸減小的變化規律。

圖2 油氣分布有序性變化剖面圖

研究區廣泛發育三角洲、近岸水下扇、淺湖、半深湖相沉積體系，隨著與物源距離的增加，泥質含量逐漸增加，砂體連通性逐漸變差[20]，同時，斷層的數量、延伸長度和規模在不同區塊具有較大差異性。整體上，研究區受構造和巖性因素的雙重控制，油氣藏類型以斷層—巖性和巖性—斷層油氣藏為主。但是，由于兩種要素配置關系的不同，導致不同區塊控制圈閉的主導要素存在差異性，從而使得油氣藏類型呈現出有序的變化規律：自北部洼陷帶向西部構造帶，油氣藏類型表現為巖性油氣藏、構造—巖性油氣藏、巖性—構造油氣藏、構造油氣藏的過渡特征（圖2）。

平面上，研究區不同構造帶均有油氣分布，但不同構造帶不同區塊油氣富集程度差異較大。其中，S201區塊的油氣控制儲量及豐度最大，占總控制儲量的64.17%，S203區塊次之，S2區塊油氣富集程度最低。縱向上，油氣呈現出單層系聚集、淺部砂組富集的特點。營城組是研究區主力含油氣層系，其中，營Ⅲ—營Ⅵ砂組內已發現規模油氣藏。統計結果表明，自深向淺，其油氣控制儲量逐漸增大，其中，淺部的營Ⅲ砂組最大，占總油氣控制儲量的37.39%，營Ⅳ砂組次之，其他砂組的油氣儲量則相對較少。

綜上，研究區自北部洼陷帶向西部構造帶，各區塊的油氣分布呈現出明顯的有序性：相態上，體現為氣藏—油氣藏—油藏的有序變化；油氣藏類型上，表現為巖性油氣藏、構造—巖性油氣藏、巖性—構造油氣藏、構造油氣藏的過渡特征；油氣富集程度上，其儲量和儲量豐度呈現逐漸增加的趨勢。

3 油氣分布有序性的主控因素

3.1 斷—源時空配置的有效性控制了油氣相態分布的有序性

油源對比結果表明，研究區油氣主要來自于S2井及其以北的洼陷帶沙河子組烴源巖[19]。沙河子組烴源巖厚度介于100～400 m，厚度中心分布在S2—S203井區，有機質豐度較高，基本大于1.0%，有機質類型以偏腐泥混合型為主，少量為偏腐殖混合型，熱演化處于高熟—過熟階段，多屬于極好—好烴源巖[16,18]。前人研究成果表明，沙河子組烴源巖生烴中心位于S2井及其北部地區[16]，且存在兩期生烴特征。油氣發生兩期充注，分別為登婁庫組沉積中期—抬升中期（距今101～105 Ma）和泉頭組沉積末期—嫩江組沉積中期（距今82.0～94.5 Ma）[16]。

油源斷層活動期與油氣成藏期有效配置時，斷層可成為油氣大規模垂向運移的輸導通道[21]。斷裂在營城組沉積期活動性較強，登婁庫組沉積期逐漸停止活動，其停止活動時間為距今99～105 Ma。與成藏期匹配可知，油源斷裂僅在第一期油氣充注時可大規模垂向輸導油氣。另外，研究區發育多條反向正斷層，其傾向與油氣運移的上傾方向相反。靜止期時，反向斷層封閉性較好，易形成油氣成藏的遮擋條件[21]。F4和F5斷層為研究區的主干斷層，利用SGR法對其側向封閉性進行評價。結果表明：二者的側向封閉性較好，可有效遮擋油氣成藏，但F4斷層上升盤的營Ⅲ砂組存在封閉性較差的層段，油氣可在該處發生側向運移（圖2）。

斷層和烴源巖在時空上的有效配置控制了研究區油氣相態分布的有序性。其中，烴源巖有機質類型表明其具有產油和產氣的物質條件；烴源巖熱演化程度控制了研究區早油晚氣的兩期生烴特征；斷裂的晚期分段封閉性控制了油氣的差異充注特征。筆者在烴源巖和斷裂特征分析的基礎上，以油氣相態變化為主線，熱演化史為時間軸，對油氣充注過程進行了精細刻畫（圖3、4）：營城組沉積末期，洼陷帶沙河子組烴源巖僅部分達到生烴門限，但尚未排烴（圖3-a）；登婁庫組沉積期時，烴源巖進入成熟階段，Ro高值區可超過0.7%（圖4-a），原油大量生成，在斷裂的垂向輸導和砂體的側向分流作用下，原油廣泛充注，但充注范圍尚未到達西部構造帶（圖3-b）；至登婁庫組沉積末期，地層發生大規模抬升剝蝕，烴源巖生烴停滯，第一期油氣成藏結束；泉頭組沉積中期，地層發生過補償，烴源巖達到二次生烴條件，此時干酪根從生油為主逐漸轉變為生氣為主（圖4-b），同時生成的原油也逐漸開始裂解成氣，天然氣發生大規模的充注，離生烴中心越近，天然氣越充足，含量越高。第二期油氣充注過程中，斷裂基本停止活動，主要表現為側向封閉性，封閉性較差的斷裂帶成為連通斷層兩側圈閉的“橋梁”[22-23]，從而構成了連續且構造逐漸升高的系列圈閉，油氣沿該通道發生側向運移，隨著油氣數量的增加，晚期生成的天然氣驅替圈閉中的早期原油，從而把原油推向溢出點，原油不斷被排出，向上傾方向溢去，沿封閉性較差的層段進入斷裂對盤儲層（S204井營Ⅲ砂組）成藏（圖2、圖3-c）。最終，油氣相態自東向西呈現出氣相—油氣兩相—油相的有序性分布，構成了“近源富氣，遠源富油”的油氣相態格局。隨著地層的持續沉降，嫩江組沉積初期，洼陷帶烴源巖Ro達到2.0%（圖4-c），基本處于枯竭狀態，第二期油氣成藏持續至嫩江組沉積中期結束。

3.2 不同運聚單元邊界條件的差異性控制了油氣藏類型的有序性

油氣運聚單元是盆地內具有相似油氣生成、運聚條件和成藏特征的油氣藏的集合體[22]，其劃分依據為不同成藏期時的流體力學特征，因而要在明確輸導體系及流體勢特征的基礎上，確定運聚單元的自然邊界和流動邊界，進而精細刻畫其分布范圍。為增強研究工作的有效性，應只對運聚成藏的單元進行研究。

根據簡化的Hubbert模型[24]可知，流體勢與構造埋深呈正相關關系，因此構造起伏即可呈現流體勢的變化趨勢。結果表明，由于登婁庫組末期的差異剝蝕作用，使得斷層兩盤的構造發生了一定變化，但是總體上兩期成藏時均呈現東北低、西南高的構造格局，流體高勢區向低勢區變化的方向指示了油氣自北向南運移的特征（圖5）。同時，成藏期時研究區均發育兩個勢能分隔槽，分別位于F5斷層及其以北和S203井東北部，可作為油氣運聚單元劃分的流動邊界。另外，根據流體勢走向可知，S2井和S203井應處于同一運移路徑上，但由于二者物源不同，且物源范圍未發生垂向疊置[20]，導致在二者之間發育淺湖—半深湖相，形成一條砂質減薄帶甚至砂體尖滅（圖5），從而使得二者分別為不同的運聚單元。研究區的反向斷層主要以封閉性為主，為油氣聚集的邊界遮擋條件。因此，S2井與S203井間的砂巖尖滅和F4、F5封閉斷層共同構成了油氣運聚單元的自然邊界。

圖3 龍鳳山地區成藏模式圖

綜上所述，研究區可劃分為3個運聚單元：S2運聚單元、S203運聚單元和F4與F5斷層形成的“走廊”空間——S201運聚單元（圖5）。其中，S2井區斷層較少，油氣藏主要受控于西側砂巖尖滅，易形成巖性油氣藏；S203井區受F5斷層的封閉作用和東側砂巖尖滅的影響，易形成斷層—巖性油氣藏和巖性—斷層油氣藏；S201運聚單元在兩條封閉斷層的遮擋作用下，油氣沿內部連通砂體自北向南運移，或者在F4斷層遮擋下成藏，或者沿F4斷層封閉性差的層段發生側向運移，在S204區塊成藏，形成巖性—斷層油氣藏或斷層油氣藏。總體上，研究區不同運聚單元的邊界主要受斷裂和巖性雙重因素控制，其主導控制因素自北部洼陷帶向西部構造帶逐漸由巖性演變為斷層，不同油氣運聚單元的邊界條件差異性控制了油氣藏類型的分布有序性。

3.3 源—斷—砂—蓋配置的差異性控制了油氣富集程度的有序性

油氣聚集成藏是一系列成藏要素及其動態過程有效配置的產物，包括烴源巖生排烴、輸導體系運移、油氣充注圈閉成藏及后期的保存等環節[25-26]。因此，油氣富集程度不只受單一因素影響，而是各成藏要素相互配置、共同作用的結果。通過對研究區各運聚單元成藏條件的分析，認為烴源巖條件、斷層輸導能力、砂體輸導能力以及蓋層保存條件等4個因素對該區油氣運聚具有重要的控制作用。筆者利用層次分析法[27]，根據各因素間的相互影響以及不同隸屬關系，按照不同層次聚集組合，構建多層次的分析結構模型，以評價各運聚單元運聚油氣的能力，其步驟如下。

3.3.1 構建系統層次模型

圖4 龍鳳山地區沙河子組烴源巖Ro時空演化圖

首先，將與決策有關的元素分解成目標層（A）、準則層（B）、子準則層（C）、方案層（D）等層次，構建遞階層次結構模型。其中，目標層（A）為評價各油氣運聚單元的輸導性能；準則層（B）分為砂體（B1）、蓋層（B2）、斷層（B3）以及烴源巖（B4）；子準則層為砂體孔滲性（C1）、砂體厚度（C2）、蓋層分布（C3）、斷蓋配置（C4）、油源斷層數量（C5）、側向封閉性（C6）、與生烴中心距離（C7）、供烴角度（C8），方案層（D）包括S2運聚單元（D1）、S203運聚單元（D2）、S201運聚單元（D3）。

3.3.2 構建判斷矩陣，計算各準則權重

采用兩兩比較法，利用數字1～9及其倒數作為重要性的標度[27]，根據各成藏要素特點及其在油氣運聚過程中的重要程度，建立判斷矩陣如表1所示。

對該判斷矩陣的向量進行歸一化處理，得到特征向量為：（0.08, 0.158, 0.309, 0.453）T。根據本文參考文獻[28]中的公式計算可知，隨機一致性比率CR＝0.011＜0.1，通過一致性檢驗。

表1 油氣運聚單元運聚油氣能力評價判斷矩陣表

在明確準則層（B）各要素權重的基礎上，采用同樣方法確定各子準則層（C）的權重。以準則層B1的C1和C2子準則層為例，通過構建判斷矩陣B1—C，得到特征向量：（ 0.25, 0.75）T。因此，C1的權重值為0.08×0.25＝0.020，C2的權重值為0.08×0.75＝0.060。同理，可得到其他子準則層的權重。

3.3.3 構建判斷矩陣，給各方案層的準則層賦值

依據不同油氣運聚單元的成藏條件特征，利用構建矩陣法對每個子準則層進行賦值，以比較不同油氣運聚單元各成藏條件的差異性。以子準則層C1為例，根據壓實作用原理，孔隙度隨著深度的增加而減小，結合各油氣運聚單元的構造埋深以及物性實測資料，得到特征向量為：（0.529, 0.309, 0.162）T。因此3個運聚單元的C1賦值分別為0.529，0.309，0.162。同理，可為各運聚單元其他子準則層進行賦值（表2）。

3.3.4 綜合評價

在確定了各準則層的權重及不同方案層的賦值后，對應乘積之和即為其綜合評價分值。評價結果表明，S201運聚單元的綜合分值最高，其次為S203運聚單元，S2運聚單元評分最低（表2）。其中，S201運聚單元在烴源巖的主力供烴范圍內，具有斷層封閉性好、砂體厚度大且連通性好、蓋層厚度大、斷—蓋配置關系好的特點，最有利于油氣的大規模運聚，因此油氣富集程度最高。S203運聚單元與生烴中心距離較近，供烴角度較好；油源斷層較多，有利于油氣垂向輸導；F5斷層側向封閉性較好，與S203和S2之間砂巖尖滅共同構成油氣的遮擋條件，有利于油氣聚集；但蓋層厚度相對較小，營Ⅲ砂組頂部泥巖蓋層厚度僅為5～26 m，保存條件較差，綜合評分僅次于S201運聚單元。而S2運聚單元雖處于“近水樓臺先得月”的優勢位置，距離生烴中心最近，但構造脊優勢運移通道僅覆蓋部分區域，供烴角度欠佳；蓋層厚度較大，斷—蓋配置較好，營Ⅲ砂組頂部泥巖蓋層厚度大于50 m，斷接厚度大多大于30 m；反向斷層基本不發育，油源斷層數量較少；儲層埋深最大，物性最差，且砂巖厚度最小，油氣運聚條件相對較差，因而油氣富集程度最低。

圖5 龍鳳山地區油氣運聚單元模型圖

不同的油氣運聚單元具有不同的源—斷—砂—蓋配置條件，控制了油氣富集程度的差異性。總體上，研究區自北部洼陷帶向西部構造帶，源—斷—砂—蓋組合運聚油氣的能力逐漸增強，因此其儲量豐度呈現出逐漸增大的有序變化。其中，S201運聚單元的油氣成藏條件最為優越，源—斷—砂—蓋配置最好，故油氣儲量規模及豐度最大，該區塊控制儲量占目前研究區總控制儲量的64.17%，勘探潛力較大，可作為下一步的重點勘探區塊。

4 結論

1）龍鳳山地區自北部洼陷帶向西部構造帶，油氣分布呈現出有序性變化規律：相態上，體現為氣藏—油氣藏—油藏的有序變化；油氣藏類型上，表現為巖性油氣藏、構造—巖性油氣藏、巖性—構造油氣藏、構造油氣藏的過渡特征；油氣富集程度上，呈現出儲量及其豐度逐漸增加的趨勢。

2）研究區烴源巖的有機質類型表明其具有產油和產氣的物質條件，熱演化程度控制了早油晚氣的兩期生烴特征，斷裂的晚期分段封閉性控制了油氣的差異充注特征，斷—源的有效時空配置控制了油氣相態分布的有序性。

表2 油氣運聚單元運聚油氣性能定量評價表

3）研究區不同運聚單元的邊界主要受斷裂和巖性雙重因素控制，其主導控制因素自東向西逐漸由巖性演變為斷層，從而控制了油氣藏類型分布的有序性。

4）優質的烴源巖是油氣富集的先決條件；斷層早期為溝通“源—儲”的橋梁，晚期為油氣提供了側向遮擋條件；砂體沿物源方向連通性較好，成為良好的橫向運移通道和油氣儲集空間；主力蓋層厚度及斷—蓋配置關系控制了油氣的縱向分布層系。自北部洼陷帶向西部構造帶，源—斷—砂—蓋配置條件逐漸變好，油氣運聚能力逐漸增強，控制了油氣富集程度的有序分布。

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