齊家地區高臺子油層成藏要素特征及其空間配置關系

2018-11-21 05:34:04張威

西部探礦工程 2018年12期

張威

(大慶油田有限責任公司第九采油廠地質大隊，黑龍江大慶163853)

近年來，隨著松遼盆地北部勘探程度的提高，勘探對象由簡單的構造油氣藏逐步向構造—巖性、巖性油氣藏轉變，盆地中心的富烴凹陷區成為了松遼盆地北部主要的勘探目標。齊家地區地處松遼盆地齊家凹陷生油中心，東西兩側分別為大慶長垣和龍虎泡階地，是松遼盆地北部重要的油氣產區[1-2]。該區高臺子油層以三角洲前緣相沉積為主。目前已發現齊家南、龍虎泡等油田，揭示了該區良好的油氣資源前景。盡管前人針對齊家凹陷區巖性油藏成藏條件和模式做過大量的研究和探討，但缺乏從油氣成藏要素空間配置關系角度對成藏規律的研究。因此，研究齊家凹陷高臺子油層成藏要素空間配置關系，對于立足富油凹陷尋找高豐度、高產能區塊具有重要現實意義。

1 成藏要素及其特征

1.1 構造及其特征

齊家地區位于松遼盆地北部中央坳陷區，包括齊家—古龍凹陷、龍虎泡—大安階地2個二級構造單元主體的北部。該地區高臺子油層頂面表現為北高南低、中部低兩側高的構造格局，構成了包括齊家北、齊家南2個向斜，以及薩西、杏西2個鼻狀構造，向西逐漸抬升為西北高、東南低的單斜構造，向東過渡為大慶長垣構造帶[2]。探明的油氣資源主要分布于齊家北、齊家南2個向斜區，呈北北東向展布。該區高三油層組頂面海拔深度在-1100～-2100m之間，高四油層組頂面海拔深度在-1200～-2200m之間，構造最大落差近1000m（圖1）。

在嫩江組沉積時期，區域構造總體上為一長期發育形成的西北高、東南低斜坡特征；在嫩江組末期，隨著大規模的區域構造運動，東側的大慶長垣以及西側的薩西、杏西鼻狀構造開始隆起，并初具雛形；而至明水組沉積末期，隨著構造運動進一步發展，大慶長垣及鼻狀構造隆起幅度增大，逐漸完善，沉降中心也逐步由東部向西部、由南部向北部轉移，并在古94井西側形成齊家南向斜，在古932井附近形成了齊家北向斜。到第三紀末期，構造運動進一步使大慶長垣及其伴生的薩西、杏西鼻狀構造最終定型，形成了現今的整體呈北高南低、中部低兩側高的構造格局。

本區斷裂比較發育，按斷層走向可分為北北東向和北北西向2類。北北東向斷層主要分布于研究區西北部的齊西斷裂帶，主要是從基巖頂面發育起來的強繼承性斷裂帶，對油氣具有封擋作用；另一組斷層為以北北西或南北向為主的淺層斷裂，淺層斷裂主要形成時期為青一段末期，該組斷裂在嫩江組末期至老第三紀末期重新活動，后期的斷層活動對原油向上運移提供了良好的運移通道。

1.2 源巖及其特征

齊家地區位于齊家凹陷生烴中心，發育多套烴源巖，包括青一段、青二三段及嫩一段烴源巖，烴源巖的主要沉積環境為濱淺湖湘—深湖相沉積[3-4]。通過對族組分、碳數分布曲線和碳同位素油源對比分析發現，高臺子油層油源主要來自青二三段烴源巖。青二三段高四和高三油層組暗色泥巖普遍較厚且泥巖變化較大，一般為60～115m，其中高四油層組暗色泥巖厚度為40～70m，高三油層組暗色泥巖厚度為20～45m，總體表現為南厚北薄、東厚西薄，與北高東低、西高東低古斜坡構造背景一致。青二三段高四油層組烴源巖TOC分布于1.5%～2.4%；S1+S2主要分布于9.0%～16.5%；氯仿瀝青“A”主要分布在0.3%～0.4%；Ro主要分布在1.04%～1.2%。高三油層組烴源巖TOC主要分布在1.0%～2.0%；S1+S2主要分布在5.0%～9.0%；氯仿瀝青“A”主要分布在0.3%～0.4%；Ro主要分布于0.72%～1.03%，這2套烴源巖指標均達到好烴源巖標準，烴源巖類型為Ⅲ類偏Ⅱ類烴源巖，少量為Ⅰ類烴源巖，具有形成高豐度油藏的物質基礎。從縱向上來看，高四油層組烴源巖有機質豐度略優于高三油層組，且高四油層組埋藏較深、烴源巖演化程度高，對油氣成藏貢獻更高；從平面上來看，東南部有機質豐度整體高于西北部，這與古構造背景高度吻合，構造整體上呈現出西北高、東南低的斜坡構造，東南部為凹陷中心，暗色泥巖較為發育。

1.3 儲層特征及其演化

1.3.1 沉積特征

青山口組沉積時期，主要受北部物源影響，沉積了一套三角洲前緣相沉積，從北向南主要發育分流河道、河口壩、席狀砂等砂體[5]，其中青一段沉積時期湖區分布范圍最為廣泛，沉積了一套生烴條件良好的暗色厚層泥頁巖層，到高臺子油層沉積對應的青二三段時期，湖水水體不斷進退變化，受物源控制，在齊家地區形成了三角洲相與湖相交匯地帶，大量砂體與湖相泥巖呈指狀互層接觸沉積下來。高臺子油層從上到下可分為高零至高四共5個油層組，其中高二油層組僅在齊家南地區以北發育砂巖，齊家南南部及龍虎泡地區主要發育泥巖，可起到局部蓋層作用，使得其下部的高三、高四油層組油層得以有效保存，為齊家地區主要含油層段（圖2）。

1.3.2 巖石及孔隙類型

齊家地區高臺子油層高三、高四油層組儲層主要巖石類型為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖，可溶性組分長石、巖屑含量相對較高，為次生孔隙的發育提供了物質基礎。

通過鑄體薄片、常規薄片分析，將齊家地區高臺子油層儲層孔隙類型分為原生粒間孔、粒內溶孔、粒間溶孔、鑄模孔和微裂縫等5種類型，其中最主要的孔隙類型是原生粒間孔與粒內—粒間溶孔，原生粒間孔發育最多，G433、X77、J98、J57、J51、X83等井均發育有原生粒間孔，其次粒內—粒間溶孔也較發育，由鑄體薄片明顯看出，J57、X77、J51等井高臺子油層發育有長石粒內溶孔、J51、J57井發育巖屑內溶孔，X83井發育有粒間溶孔。

1.3.3 儲層分布特征

高四與高三油層組砂巖厚度分布特征相似，由北向南砂巖厚度均呈遞減趨勢，北部砂巖厚度大部分在25～50m之間，僅局部地區砂巖厚度大于50m，西部及南部厚度大部分小于25m，北部的砂地比大部分大于25%，南部幾乎均小于25%（圖3）。

1.3.4 物性分布特征

研究區儲層非均質性強，孔隙度一般為8%～25%，平均為12.2%，滲透率主要為0.1～88mD，平均滲透率1.18mD。儲層物性特征受儲層埋深的影響變化較大，在埋深2050m以上，儲層物性與埋深呈負相關，即隨著深度增加，物性特征變差；當儲層埋藏深度超過2050m后，成巖作用對儲層的改造作用增強，物性特征與埋深關系不太明顯。高四油層組孔隙度由北向南逐漸降低，T14-T29-J39-J43-G703井一線以北，孔隙度基本在10%以上，此線以南地區孔隙度基本10%以下。從主要油層來看，高三油層組物性平面分布規律與高四油層組基本一致，均表現為北部好、南部差，由北向南儲層孔隙度逐漸降低，不過由于高三油層組較高四油層組埋深相對淺，孔隙度、滲透率整體較高四油層組明顯增大，物性優于高四油層組，在T34-J37-J54-G701-J84井一線以北地區高三油層組孔隙度基本超過15%，凹陷地區物性較差，普遍小于10%。

1.3.5 儲層物性演化及成巖成藏序列

高臺子致密儲層先后經歷了壓實作用、長英質加大、自生石英、早晚期方解石膠結、長石溶蝕、巖屑溶蝕、伊蒙混層及伊利石生成等成巖過程。壓實作用在各階段都持續發生，明水組地層達到最大埋深，壓實程度達到最大，壓實作用可使砂巖儲層孔隙度降低10%～30%。儲層方解石含量5%～20%，主要形成于早成巖階段，方解石膠結導致孔隙度降低0%～18%，平均4.96%。因此在明水組時期受壓實作用及膠結作用，儲層物性變差，進入致密階段。

齊家凹陷青一段以及青二三段段烴源巖在嫩江組沉積初期開始進入生烴門限，嫩江組末期開始成熟、排烴，但排烴能力有限，此時儲層物性好，油氣可以進入儲層順利成藏。到明水組末期，烴源巖成熟范圍進一步擴大，烴源巖達到生烴高峰期，且儲層已經致密，此時由于烴源巖附近的儲層多為水飽和，高臺子致密油排替壓力達0.138～46.832MPa，平均排替壓力為9.3MPa。烴源巖生烴形成的過剩壓力普遍超過10MPa，最大可達25MPa以上，遠大于儲層的排替壓力，因此石油可以突破毛管阻力進入儲層成藏，形成規模油氣藏?？傮w來說，家凹陷高臺子油層的主要成藏期為明水組末期，為先致密后成藏的油氣藏。

2 成藏要素空間配置關系

油氣成藏要素的特征及其品質是油氣成藏的必要條件，而各要素在空間上的配置關系直接決定著油氣成藏的可能性[6-7]。油氣運移時所受的力，即流體勢，主要水動力、浮力和毛細管力作用，三者可以全面反映流體在地下的能量分布狀況。明水組沉積末成藏時期，高臺子油層流體勢表現為凹陷區流體勢相對較大，流體勢普遍大于1300m，特別是古28井以南地區流體勢更大，流體勢高達1500m，由凹陷區向東西兩側流體勢呈逐漸降低趨勢，龍虎泡斜坡及齊家南以北地區流體勢普遍小于1300m，是凹陷高流體勢區流體的主要泄壓流向地區。結合明水末成藏期流體勢平面分布特征，可將研究區成藏要素空間配置關系劃分為：多油源下生上儲、多油源薄互層、本地油源下生上儲3種類型。多油源下生上儲組合類型主要分布在龍虎泡油田中部及南部，該區儲層發育少，主要分布在高三油層組上部，油源除來自下部高四、高三油層組下部及中部外，還有一部分油源通過斷層溝通來自齊家南向斜及常家圍子向斜；多油源薄互層組合類型主要分布于龍虎泡北部、齊家北向斜及齊家南向斜北部，該成藏要素組合類型儲層單層較薄，但是砂巖層數較多，砂巖整體厚度較大，從高三到高四油層組砂泥巖間互發育，油源除來自緊鄰砂巖上下暗色泥巖外，還有一部分是通過斷層溝通來自深部的青一段烴源巖或者來自齊家南向斜地區；本地油源下生上儲組合類型主要分布在常家圍子向斜及齊家南向斜中部和南部，該區儲層發育差，主要發育高三油層組上部儲層，由于處于古沉積及沉降中心，流體勢較高，油源主要來自高四及高三油層組下部暗色泥巖，為本地單一油源自生自儲。

3 成藏要素空間配置關系控制油氣成藏

通過對齊家地區高臺子油層油氣藏與其主要成藏要素時空配置關系分析，發現其油氣藏分布主要受以下成藏要素控制。

3.1 多油源匯聚、儲層物性對油氣的控制作用

齊家地區高臺子油層目前已發現的油氣藏主要分布在古凹陷周邊的龍虎泡及齊家南地區。這2個地區雖然不處在烴源巖生烴中心地帶，但由于油源多，除鄰近泥巖產生的油氣直接充注形成油藏外，還可通過斷層通道接收來自古凹陷中心側向運移的油氣充注，油源條件優于生排烴中心。另外，成巖成藏演化史研究表明，該區為先致密后成藏演化，高臺子油層在埋藏深度達到1700m后，砂巖碎屑顆粒線接觸比例大幅增加；另一個導致孔隙度降低主要因素是膠結作用，包括鈣質和泥質膠結作用，高臺子油層沉積末端席狀砂、遠砂壩微相砂體頂部廣泛發育介形蟲，在成巖演化過程中，為水體提供大量鈣質來源，而砂壩砂體底部的泥質膠結，進一步導致儲層更加致密[8]。龍虎泡地區處于龍虎泡—大安階地，埋深相對較淺，儲層壓實作用較弱，齊家南地區距離物源方向近，成巖作用相對較弱，導致這2個地區儲層物性相對較好，油氣自烴源巖大量排烴之后，經過優勢輸導通道，最終在物性較好、有利于聚集的圈閉中富集成藏。

3.2 運移輸導、砂地比、蓋層發育對油氣的控制作用

龍虎泡地區和齊家南地區雖然均為油氣富集有利區，但油氣富集程度明顯不同，這除了與源儲配置關系有關外，更重要的是由運移輸導量、砂地比、蓋層發育程度所決定的。而運移輸導量大小與源巖位置有關，龍虎泡油田呈南北方向條帶狀分布，齊家南地區呈“蝴蝶狀”分布，二者位于齊家凹陷南部生烴中心附近呈環帶狀分布，油氣在北西向開啟斷裂溝通下，油氣二次平面運移輸導量更大。

另外，龍虎泡油田中—南部高四及高三油層組上部發育高二油層組穩定泥巖，高四及高三油層組自身儲層發育比較差，砂地比僅為10%左右，僅發育高三油層組上部3～5小層，從齊家凹陷橫向運移及高四油層組垂向運移來的大量油氣被限制在高二油層組局部蓋層以下，反復多次充注部分儲集體，導致油氣富集程度高，儲層含油性好，含油級別以油浸油斑為主，大面積發育純油層，水層及干層基本不發育（圖4）。

齊家南地區距離生烴中心平均運移距離遠，油氣主要來自本地源巖，且儲層厚度大，砂泥巖呈間互沉積，自身油氣產生及輸導能力也較弱；縱向上高零、高一至高四油層組儲層均發育，無穩定區域性泥巖蓋層，由下部向上垂向運移的油氣不能被有效地束縛在有限儲集空間多次充注聚集，導致油氣富集程度相對較差。在凹陷中部，主要呈油層、干層間互形式存在，向斜坡區隨構造抬升，油層逐步過渡為油水同層或水層。同時，在烴源巖大規模生排烴時期，活動斷裂可作為油氣垂向輸導運移的通道，在北西向開啟斷裂附近，油柱高度高，油水界面上移，油氣呈串珠狀分布在斷裂帶兩側，油氣在斷層的溝通下進行了重新調整，導致了區域范圍內油水關系的進一步復雜化。