松遼盆地長嶺凹陷上白堊統嫩江組油氣成藏主控因素分析

張大千

（中國石化東北油氣分公司勘探開發研究院，吉林 長春 130062）

松遼盆地位于天山-興蒙地槽褶皺帶東端，是中國東部具斷、坳雙重結構的大型中、新生代沉積盆地，屬于弧后陸內裂谷盆地[1]。長嶺凹陷構造上位于松遼盆地中央坳陷南部，是一斷坳疊置的中生代盆地（如圖1 所示）,其斷陷層分布面積0.8×104km2，坳陷層系分布面積超過1.6×104km2，基底最大埋深超過8km。

圖1 長嶺凹陷構造位置圖(據東北油氣分公司，2013)

研究區位于坳陷層中，沉積實體由白堊系上統及泉頭組組成，坳陷層的構造區劃為：西部緩坡帶、中部深凹帶、東部陡坡帶和華字井階地，其中中部深凹帶由北往南分為乾安次凹、大情字井低凸起和黑帝廟次凹，北部的乾安次凹在青山口期至嫩江末期一直是沉降中心，南部黑帝廟次凹是受明水組末期構造運動的影響形成的構造次凹，大情字井低凸起為兩個次凹之間的相對隆起部位，本次研究的重點區域--腰英臺地區，處于大情字井低凸起的東部，是油氣運移聚集的有利地區。中石化2012 年在長嶺凹陷腰英臺地區和所圖地區嫩江組獲得工業油流突破，提交了4000 多萬t 石油預測地質儲量，由此拉開了長嶺凹陷嫩江組油氣勘探的序幕，如圖2 所示。

圖2 長嶺凹陷構造區劃圖(據東北油氣分公司，2013)

據實鉆資料顯示，坳陷期地層分布穩定，厚度變化小，從上至下依次發育有第四系、第三系太康組、白堊系上統明水組、四方臺組、嫩江組、姚家組、青山口組、白堊系下統泉頭組（見表1）。

表1 長嶺地區地層簡表

研究區經過兩次構造反轉，即嫩江末期、明水末期構造反轉，明水末期構造反轉使盆地基本定型，形成三個北東向斷裂帶，斷距較大、且斷穿層位較多，油源斷裂多而集中，能垂向溝通源儲，有利于油氣疏導，控制成藏及油氣分布。

本次研究的目的層為嫩江組，其沉積時期是松遼湖盆的第二次興盛期，也是由極盛向衰退的轉變期[6]，地層厚度變化小，呈現東厚西薄、北厚南薄特征，底部發育底超，向西、向南逐步上超[2]，上部主要發育灰色泥巖與粉砂質泥巖、粉砂巖互層，下部主要發育灰黑色泥巖，夾有灰色粉砂質泥巖。根據層序地層界面識別、層序劃分與精細地層對比，井震結合建立嫩江組層序地層格架，地層自下而上分成五段，儲層主要發育在嫩四段中，主要受控于北部遠源三角洲沉積體系，為三角洲前緣外帶-前三角洲沉積，砂體橫向分布相對穩定，展布范圍較大，以粉砂巖為主。根據區內地質條件及油氣藏控制因素，長嶺凹陷嫩江組主要發育巖性油藏及構造油藏，其中縱向上主要分布在嫩四Ⅵ、Ⅳ、Ⅲ砂組（如圖3 所示），平面上集中在腰英臺地區和所圖地區。

圖3 長嶺凹陷嫩江組目的層綜合圖

1 油氣成藏條件分析

1.1 烴源巖條件

研究區嫩江組整體泥巖發育，具有較好的生烴能力，可作為長嶺凹陷優質烴源巖，其中嫩一段中部與嫩一段頂和嫩二段底部暗色泥巖為主力烴源巖，最大埋深2000m，最大厚度170m，是好的烴源巖層[3]。元素分析、巖石熱解與顯微組成均顯示，嫩一段有機質類型最好，主要以Ⅱ1～Ⅰ型為主，含少量Ⅱ2 型（如圖4 所示）。Ro 變化在0.588%～0.79%之間（如圖5 所示），處于低熟－成熟階段，其中絕大部分泥巖進入成熟階段，腰英臺地區嫩一段泥巖的生烴潛量以及S1 要比所圖地區泥巖明顯偏高，兩地區均已達到成熟階段，進入生烴門限；嫩二段泥巖有機質類型主要為Ⅱ2－Ⅰ型[4，5],有機質Ro 變化在0.58%～0.75%之間，處于低熟－成熟階段，腰英臺地區和所圖地區嫩二段有機質豐度相差不大，都位于低熟階段。腰英臺西部及所圖地區成熟度相對較高，是有效烴源巖發育區。

圖4 嫩江組一段、二段烴源巖熱解參數Tmax與氫指數和降解率關系圖

圖5 長嶺凹陷嫩江組泥巖Ro（%）分布范圍及頻率圖

1.2 儲蓋特征

嫩江組時期儲層巖石類型以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，巖性主要以粉砂巖為主，少量細砂巖及泥質粉砂巖；據巖芯分析資料統計，嫩四段儲層孔隙度范圍3%～17%，平均12.4%滲透率范圍0.01～28mD，平均2.97mD（如圖6 所示），總體表現為中－低孔、低－特低滲的特點，北部物性略優于南部。

圖6 長嶺凹陷嫩江組四砂組孔滲直方圖

據壓汞及鑄體薄片資料分析，該區儲層主要發育原生粒間孔隙和粒內溶孔，有效孔隙少，孔隙性較差，孔與孔之間的連通性較差，說明滲透性較差的特點，屬于微孔微喉型儲層[6,7]。

嫩江組主力含油層位為嫩四Ⅵ、嫩四Ⅳ、嫩四Ⅲ砂組，據統計，有利含油微相主要為三角洲前緣席狀砂和水下分流河道，有效儲層主要是粉砂巖。嫩四段主要為席狀砂沉積，砂組內部各砂體之間泥巖較發育，可作為含油砂體的直接蓋層。

1.3 圈閉、運移及保存條件

嫩江組可識別的圈閉包括巖性圈閉及構造圈閉，巖性圈閉主要分布在腰英臺地區西部，砂體分布相對穩定，展布范圍較大，席狀砂、半深湖－深湖相泥巖交替發育，在縱向上呈犬牙交錯狀，后期構造運動使砂體尖滅端抬升，形成砂巖上傾尖滅巖性圈閉；構造圈閉主要分布在腰英臺南部、所圖、北正鎮地區，區內發育的北西向和近東西向斷裂帶切割砂體，靠近油源斷層，斷距較大，通過兩側斷層封堵，形成斷階式圈閉，為良好的儲集空間。

研究區內油源斷裂多而集中，能垂向溝通源儲，有利于油氣疏導[7，8]；砂體與源巖互層，具備捕捉油氣的先天優勢，捕捉油氣后在砂體內橫向運移[9]，靠斷層封堵或泥巖蓋層保存油氣。

2 油氣成藏的主控因素分析

2.1 有效烴源巖是成藏的基礎，近源成藏是關鍵因素

松遼盆地在晚白堊時期經歷了兩次大的湖侵，主要發育青山口組和嫩江組兩套暗色泥巖，長嶺凹陷位于中央坳陷南部，這兩套暗色泥巖厚度大、指標好，為研究區提供了重要的物質基礎。嫩一、二段主要發育半深湖、深湖相的暗色泥巖及油頁巖，可作為長嶺凹陷良好的烴源巖。

研究區主要位于三角洲前緣相帶，腰英臺地區構造為由西向東抬升的單斜，結合前期勘探實踐證明，腰英臺地區油氣充滿程度較低，油源供應不充足，油氣井多表現為油水或氣水同層，因此靠近油源的高點部位為油氣主要聚集區。在這種情況下，烴源巖條件就是油氣成藏的一個重要因素，近源成為保障油氣得以聚集成藏的關鍵。

2.2 三角洲前緣及河流相砂體是研究區有利的儲集體，控制著油水分布

長嶺凹陷嫩江組砂體主要為三角洲前緣亞相，儲層主要分布在嫩四段以上，受控于北部遠源三角洲沉積體系，在研究區主要為三角洲外前緣河口壩和席狀砂沉積，儲層以粉砂巖為主，為研究區提供了良好的儲集空間。

研究表明，宏觀上油水分布受儲層物性和沉積微相的共同控制。區內試油獲工業油流的有10 口井，其中9 口井位于中石油探區，主要含油微相是席狀砂，其次是水下分流河道。

沉積微相與儲層油水分布有關。油層井分布在嫩四段的Ⅲ、Ⅳ、Ⅵ砂組，受沉積相微相控制明顯，各砂組油層都分布在砂體尖滅處即相變處。

除了沉積微相控制含油性外，儲層物性對油水分布也起一定的控制作用。據儲層樣品試驗分析表明，嫩江組儲層層內存在明顯的非均質性特征（見表2），平面上，砂體平面相變很快，儲層連通性較差，制約了油氣橫向的連通性。據鉆探結果及物性分析表明，油氣通過斷層向上運移，優先儲存在粒度較粗、物性較好的砂巖中，物性越差，含油性越低。

表2 長嶺凹陷非均質評價表

2.3 有效油源斷裂帶是成藏的關鍵要素，決定油氣成藏部位

長嶺凹陷嫩江組斷層發育，在平面上3 個不同時期發育的斷裂、不同規模的斷裂交織在一起，組成了多樣的斷裂系統，起到溝通源儲的作用，同時嫩江組斷裂兩側泥巖發育，側向封堵效果較為明顯，使油氣向上運移至物性較好砂巖內聚集成藏，斷裂對油氣起到運移以及遮擋的作用。

斷層不僅具有疏導溝通油氣的作用，還對構造圈閉、斷層-巖性圈閉的形成起到重要的控制，決定著不同類型油氣藏的空間分布，其中，正斷層控制形成斷鼻和斷背斜等構造圈閉，在砂巖上傾方向，斷層錯斷作用使砂巖與泥巖發生橫向對接，形成斷層-巖性復合圈閉。

長嶺凹陷主要發育巖性油藏，表現為含油范圍大、儲量豐度低，但油氣富集區主要分布在斷層較為發育的部位。除此之外，斷裂帶附近還大量發育天然裂縫，有利于改善油層滲透性，助力油氣聚集成藏。

總之，長嶺凹陷嫩一、二段烴源巖處于低熟-成熟階段，嫩四段發育水下分流河道及席狀砂砂體，嫩四段內部發育良好泥巖，與嫩一、二段烴源巖，形成良好的生儲蓋組合，油氣通過斷層垂向運移至嫩四段，保存在構造及巖性圈閉內，形成良好的下生上儲式成藏組合[10,11]（如圖7 所示）。

圖7 長嶺凹陷嫩江組成藏模式圖

3 結論

1）長嶺凹陷嫩江組主要發育巖性油藏及構造油藏，油氣縱向上主要分布在嫩四Ⅵ、嫩四Ⅳ、嫩四Ⅲ砂組，平面上構造油藏零星分布。

2）有效烴源區、油源斷裂及有利儲層三個要素共同控制成藏。有效烴源巖是成藏的基礎，近源成藏是關鍵因素；有利儲層控制著油氣水分布；有效油源斷裂帶是成藏的關鍵要素，是油氣聚集的有利區帶，決定油氣成藏部位。

3）烴源和油源斷裂條件均具備時，儲層厚度及物性對含油性影響作用明顯，有效儲層厚度越大、物性越好，含油性越好。

4）根據目前認識，尋找巖性以及構造-巖性圈閉是該區油氣勘探的有利方向。