松遼盆地三肇地區(qū)扶余油層致密油成藏模式研究

宋 平，吳偉濤，錢 鈺

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松遼盆地三肇地區(qū)扶余油層致密油成藏模式研究

宋 平，吳偉濤，錢 鈺

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065）

松遼盆地三肇地區(qū)青一段烴源巖厚度大，有機(jī)碳含量高，已成熟；扶余油層的砂巖儲(chǔ)集空間以殘余粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主，斷層控制油氣成藏與分布，發(fā)育斷層、巖性和斷層–巖性油氣藏3種類型，具有剖面上疊置、平面上連片分布的特點(diǎn)，為準(zhǔn)連續(xù)的分布模式。青一段烴源巖與扶余油層屬于“上生下儲(chǔ)”的源儲(chǔ)關(guān)系，具有垂向直接供烴、垂向間接供烴和側(cè)向直接供烴三種油氣成藏模式。

松遼盆地；三肇凹陷；扶余油層；成藏模式；致密油

1 研究區(qū)概況

松遼盆地的構(gòu)造單元分為6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，分別為西部斜坡區(qū)、北部?jī)A沒區(qū)、中央坳陷區(qū)、東北隆起區(qū)、東南隆起區(qū)、西南隆起區(qū)。研究區(qū)位于中央坳陷區(qū)帶東部，包括三肇凹陷、大慶長(zhǎng)垣南部和朝陽溝階地（圖1）。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

本文研究的主要層段為白堊系泉頭組四段，即扶余油層。泉頭組沉積以沖積扇、河流、濱海湖為主，巖性以砂泥巖互層為主。青山口組在盆地內(nèi)廣泛分布，青一段為湖泛時(shí)期，盆地內(nèi)沉積了大面積濱海湖–深湖相的暗色泥質(zhì)沉積物，西部斜坡帶的沉積厚度多數(shù)大于100 m。青一段是松遼盆地主要的生油巖，也是盆地內(nèi)下部含油氣系統(tǒng)重要的區(qū)域蓋層[1–6]。扶余油層為盆地的主要含油層，主要分布在齊家–古龍、大慶長(zhǎng)垣、三肇等凹陷。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源巖條件

烴源巖是油氣形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，烴源巖評(píng)價(jià)是地球化學(xué)研究的重點(diǎn)內(nèi)容之一，也是油氣勘探關(guān)注的重要方面。研究區(qū)的主力烴源巖為青一段暗色泥巖，分布廣泛，主體厚60 ~80 m。大慶長(zhǎng)垣地區(qū)青一段泥巖厚70~80 m，三肇地區(qū)西部厚50~70 m，東部厚70~80 m。235個(gè)樣品測(cè)試結(jié)果表明，82%的樣品有機(jī)碳含量大于2.00%，平均2.54%（圖2），干酪根以Ⅰ型為主，鏡質(zhì)體反射率（o）為0.5%~2.0%，其中處于成熟階段的樣品占91.43%，處于高成熟階段的樣品占8.33%（圖3）。

2.2 儲(chǔ)層條件

扶余油層主要發(fā)育淺水三角洲平原，三角洲前緣，濱（淺）湖亞相沉積，巖性以一套成分成熟度偏低、粒級(jí)偏細(xì)、結(jié)構(gòu)成熟度偏高的長(zhǎng)石砂巖儲(chǔ)層為主，含少量長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖及巖屑砂巖[7–8]，雜基填隙物以黏土礦物為主。研究區(qū)致密儲(chǔ)層孔隙類型包括殘余粒間孔、次生溶孔和晶間孔，其中長(zhǎng)石溶孔最多，巖屑溶孔次之。扶余油層孔徑30~50 μm，最大可達(dá)100 μm（長(zhǎng)石鑄模孔），主要儲(chǔ)集空間為殘余粒間孔和長(zhǎng)石溶孔（圖4）。

圖2 有機(jī)碳分布頻率

圖3 Ro分布頻率

扶余油層中可見硅質(zhì)加大發(fā)育，長(zhǎng)石的鈉長(zhǎng)石次生生長(zhǎng)邊發(fā)育；綠泥石分布于陸源石英顆粒與加大邊之間，部分加大邊呈他形充填孔隙；伊利石吸附有機(jī)質(zhì)；黃鐵礦結(jié)核狀充填孔隙及交代碎屑（圖4a）；伊利石呈條帶狀充填孔隙，使巖性整體顯示具有層理構(gòu)造，可見約1.2 mm的球狀泥質(zhì)粉砂巖包體；巖性致密，無明顯可見孔隙（圖4b）。片柱狀礦物順層分布，隱現(xiàn)層理；伊利石絲縷狀充填孔隙；長(zhǎng)石溶孔孤立分布，連通性差（圖4c）。鐵方解石連晶狀、巨晶狀充填孔隙，交代碎屑，交代殘余結(jié)構(gòu)清晰可見；巖石致密，無明顯可見孔隙；高嶺石結(jié)晶差，堆積緊密，晶間孔不發(fā)育（圖4d）。

扶余油層孔、滲數(shù)據(jù)分析結(jié)果表明，孔隙度為4%～16%的樣品占總樣品數(shù)（10 337塊）的91.0%，孔隙度為8%～12%的樣品占43.9%，孔隙度大于20%和小于4%的樣品極少。滲透率小于10×10–3μm2的樣品（7 881塊）占97.0%，小于1×10–3μm2的占74.6%，平均值1.64×10–3μm2。其中，滲透率為0.1×10–3~1.0×10–3μm2的樣品最多，占43.6%，滲透率大于10×10–3μm2的樣品占2.9%。

2.3 油氣運(yùn)移方式

圖4 扶余油層孔隙類型顯微照片

a．F162井，他形充填孔隙；b．F431井，伊利石條帶狀充填孔隙；c．F27井，長(zhǎng)石溶孔孤立分布；d．F26井，鐵方解石充填孔隙

扶余油層砂體主要為淺水河控三角洲前緣和三角洲平原砂體，多為透鏡狀砂體，連續(xù)性差，厚度多數(shù)小于5 m，延伸長(zhǎng)度小于20 km，寬度小于5 km，剖面上呈多層疊置分布。南北向砂體的連通性比東西向砂體的連通性好，且東西向單砂體發(fā)育規(guī)模不大。由于河道發(fā)育時(shí)間長(zhǎng)，不同時(shí)期的砂體在縱向上錯(cuò)疊，平面上連片，為三肇凹陷內(nèi)形成大面積巖性油氣藏提供了豐富的儲(chǔ)集空間。研究區(qū)內(nèi)斷裂比較發(fā)育，該區(qū)扶余油層油氣的運(yùn)移通道主要是斷層，裂縫也較為發(fā)育，油氣沿著斷層、裂縫由青一段烴源巖垂向或側(cè)向運(yùn)移至扶余油層[9–12]；在該含油氣系統(tǒng)中，斷層作為主要運(yùn)移通道的同時(shí)也起到了遮擋油氣的作用（圖5），可形成斷層油氣藏、巖性油氣藏和斷層–巖性油氣藏3種類型。

3 油氣成藏模式

研究區(qū)內(nèi)扶余油層主要存在兩種供烴方式，一是直接供烴：砂體靠近烴源巖分布，兩者距離較短，不需要斷層溝通，成藏動(dòng)力主要為生烴增壓產(chǎn)生的超壓，烴源巖生成的油氣垂向或者側(cè)向排入儲(chǔ)層，具有“近水樓臺(tái)先得月”的優(yōu)勢(shì)；二是間接供烴：砂體與烴源巖需要油源斷層溝通，烴源巖生成的油氣首先通過斷層運(yùn)移到砂體，再沿著砂體進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移，側(cè)向封堵或高部位聚集成藏。隨著距離的增加，充注動(dòng)力減弱和斷層數(shù)量的減少，砂體厚度變厚，油藏?cái)?shù)量減少（圖6）。

綜上所述，青一段烴源巖與扶余油層屬于“上生下儲(chǔ)”的源儲(chǔ)關(guān)系，分為3種油氣成藏模式，即垂向直接供烴、垂向間接供烴和側(cè)向直接供烴成藏模式[13–14]。

圖5 P50–C7扶余油層?xùn)|西向斷層分布

圖6 F21–F29井扶余油層成藏模式

垂向直接供烴：烴源巖與儲(chǔ)層直接接觸，無需斷層溝通，青一段源巖生成的油氣直接向下運(yùn)移到儲(chǔ)集砂體中成藏。

垂向間接供烴：烴源巖與儲(chǔ)集層具有一定距離，需要斷層溝通，青一段源巖生成的油氣通過斷層向下運(yùn)移到儲(chǔ)集砂體中成藏。

側(cè)向直接供烴：由于斷層的錯(cuò)斷作用，烴源巖與儲(chǔ)集層直接接觸，青一段源巖生成的油氣通過斷層側(cè)向直接運(yùn)移到儲(chǔ)集層砂體中，側(cè)向封堵或者在高部位聚集成藏。

4 結(jié)論

（1）松遼盆地三肇地區(qū)青一段烴源巖主體厚60～80 m，有機(jī)碳含量平均值為2.54%，處于低成熟–成熟階段，為優(yōu)質(zhì)烴源巖。儲(chǔ)集空間主要為次生溶蝕孔隙，儲(chǔ)層砂體單層厚度較薄，縱向上呈多層疊置分布，累計(jì)厚度較大。

（2）扶余油層砂層多為透鏡狀，連續(xù)性差，剖面上呈多層疊置分布，斷裂發(fā)育控制著油氣成藏和分布，可形成斷層油氣藏、巖性油氣藏和斷層–巖性油氣藏3種類型。

（3）青一段烴源巖與扶余油層屬于“上生下儲(chǔ)”的源儲(chǔ)關(guān)系，存在直接和間接兩種供烴方式，分為3種油氣成藏模式，即垂向直接供烴、垂向間接供烴和側(cè)向直接供烴成藏模式。

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編輯：蒲洪果

2017–12–20

宋平，1993年生，西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌獬刹氐刭|(zhì)。

1673–8217（2018）04–0031–04

TE112.31

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