松遼盆地三肇凹陷白堊系致密油成藏特征及主控因素

康德江

（大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

1 概述

隨著世界能源需求的急劇增加，非常規油氣資源越來越受到重視。致密油是非常規油氣資源中比較現實的部分，也是未來油氣增儲上產的重要接替資源[1-5]。松遼盆地三肇凹陷白堊系的致密油藏通過技術研究和工程技術的不斷探索，依靠水平井和大規模體積壓裂技術，在松遼盆地的三肇凹陷已經實施了20口針對源下扶余油層的水平井。其中有ZP1、ZP6、ZP15等一批井鉆探效果很好，也有ZP3、ZP10等井鉆探效果不理想，主要是由于松遼盆地致密油儲集層分布穩定性差、非均質性強、流動機制復雜等特殊性造成的。

2 地質概況

2..1地層

三肇凹陷位于松遼盆地北部，是一個長期繼承發展的向斜構造。從地層發育來看（圖1），青山口組暗色泥巖是盆地級發育的優質成熟烴源巖，有機質豐度高，暗色泥巖厚度為100~500m，有機碳Toc平均3.14%，有機質類型和生烴潛量較好。在平面上，青山口組一段泥巖是盆地內一套最為主要，也最為穩定的優質烴源巖，其成熟烴源巖分布面積為0.6×104km2，從根本上保證了各類油藏形成的物質基礎。優質烴源巖的廣泛發育為下伏扶余油層致密油成藏提供重要物質基礎。其下伏的白堊系主力油層以下白堊統泉頭組地層為主，其與上覆青山口組烴源巖兩者緊鄰形成了上生下儲式的典型源外致密油藏——扶余油層。

圖1 松遼盆地地理位置、構造單元位置劃分及地層柱狀圖

2.2 構造

松遼盆地是大型中—新生帶具有斷坳雙重結構的復合型沉積盆地，盆地演化發育了具有“斷”、“坳”雙重性質的沉積蓋層，三肇凹陷就是其中一個較大型的向斜構造，長期相對穩定地控制著區域內烴源巖青山口組一段泥巖的形成與分布。青山口組一段泥巖超壓形成于嫩江組和明水組沉積末期，此時正是青山口組成熟烴源巖大量排烴時期[5]。松遼盆地明水組沉積末期以后的構造反轉，使得地層收縮，導致已處于超壓狀態的青山口組一段烴源巖過剩壓力進一步增加，在扶余油層頂面誘發形成斷裂，青山口組一段高壓流體沿斷裂向下注入到扶余油層，有利于正向構造部位聚集成藏。

2.3 沉積

泉頭組主要發育淺水湖泊—三角洲沉積體系，主要包括分流平原、三角洲前緣和濱淺湖沉積（圖2）。泉四段是在盆地整體抬升的基礎上發展起來的，此時龐大的河流體系保證了物源供應，在洪水期三肇凹陷的中心部位形成了統一的淺水湖盆。三角洲內部發育的河道沉積砂體一般規模較小，單層沉積厚度較薄，其沉積物粒度明顯變細，多以粉砂巖為主。多期河道在垂向上相互疊置，雖然不能像席狀砂體一樣的疊置連片，但在縱向上仍然可以形成滿盆含砂的儲層特點，為源下致密油的形成提供了良好的儲集空間。

2.4 儲層

經統計，分流河道砂體孔隙度平均為10%，滲透率平均為0.8×10-3μm2;水下河道砂體孔隙度平均為9.2%，滲透率平均為0.5×10-3μm2;決口扇砂體孔隙度一般小于10%，滲透率小于0.1×10-3μm2。應用場發射掃描電鏡、微米—納米CT高分辨率成像技術，結合常規分析測試，實現對致密儲層孔隙特征的多尺度精細識別及定量表征[6-8]。根據不同物性特征的致密儲層含油性、孔喉中含油飽和度差異以及可動油的含量特征，可以將三肇凹陷扶余油層的致密儲層分為Ⅰ和Ⅱ類。其中Ⅰ類儲層物性條件最好，孔隙度和滲透率分別大于10%和0.25mD，孔喉半徑大于150nm，孔隙連通性較好，對應的排替壓力也相對較低，一般小于1.5MPa，是最容易形成油氣富集的致密儲層類型；Ⅱ類儲層物性條件略有降低，孔隙度在10%~8%，滲透率在0.1~0.25mD，孔喉半徑大于75nm，連通性有所降低，導致排替壓力上升，最大可達到3MPa。

3 源下致密油成藏主控要素匹配

3.1 構造控制富集區帶

雖然致密油的油氣主要富集在以巖性圈閉為主的非常規儲層內，從三肇油氣整體富集的區域來講，仍然受到構造誘導，控制著致密油的成藏區帶。三肇地區構造埋深差距較大，泉頭組頂面埋深從-1350m加深到三肇徐家圍子向斜的-1890m。從目前的鉆探實踐揭示，目前已提交的探明及控制儲量基本都是分布在構造相對較高的背斜和鼻狀構造上面，這些圈閉大都是埋藏淺、物性好，易于形成常規油氣藏。

3.2 相帶決定富集層位

三肇地區主要發育三角洲平原、三角洲前緣及曲流河等三種沉積相類型。通過縱向細分層精細的12分研究，沉積相在垂向上的演化也各有不同。在沉積環境變遷的影響下，砂體的類型也發生一定的變化，這就決定了不同層位發育不同類型的儲層而導致不同層位油氣富集程度不同。經過縱向細分層的沉積微相研究發現（圖3），FII1-2—FI3-2時期砂體最為發育，最可能成為潛在的有利儲層，最上部的FI1-1油層和最下的FII2油層由于分別受到儲層質量、規模和油源供烴影響，不能成為最佳的勘探目的層。

3.3 河道確定有利部位

在三肇地區扶余油層發育面積相對較大、分布范圍相對較廣的主要是曲流河道、分流河道、水下分流河道、決口扇等四種類型砂體。通過統計上述四種主要類型砂體的物性發現，以曲流河及分流河道物性相對較好，決口扇和水下分流河道砂體物性較差，非均質性較強，不是主要的儲集層。其中曲流河砂體平均孔隙度13.8%，平均滲透率為2.3mD，孔隙度大于12%比例占到64%，滲透率大于1mD的比例近40%，Ⅰ類致密油儲層比例也占到近30%，充分表明曲流河砂體在四類儲層中質量方面是最好的；其次是三角洲平原的分流河道儲集層，其平均孔隙度11.8%，平均滲透率為1.0mD，孔隙度大于12%比例占到49%，滲透率大于1mD的比例近22%，Ⅰ類致密油儲層比例也占到近25%，是僅次于曲流河砂體的有利致密油儲層。與分流河道相比，決口扇與水下分流河道砂體不但具有前文所述的儲層厚度小、平面發育不穩定的特點，而且其儲層分類一般位于Ⅰ-2類，平均孔隙度在9.6%~11.7%之間，且Ⅰ-2類和Ⅱ儲層所占比例明顯增加，特別是決口扇儲層平均滲透率小于0.4mD的比例達到61%，說明其儲層滲透性較差，不利于致密油成藏。

3.4 斷砂匹配明確鉆探甜點

在松遼盆地中淺層的白堊系泉頭組地層，已經發現了典型的源下致密油的規模分布。這種源下致密油主要區別于典型致密油的特征在于儲集層緊鄰烴源巖，且位于源巖下方，主要依靠源內過剩壓力通過斷裂下排進入致密儲層形成富集（圖4）。

扶余油層成藏存在兩種供烴方式：

（1）直接供烴方式。這種方式中的砂體靠近烴源巖分布，兩者距離較短，不需要斷層溝通，成藏動力主要為生烴增壓產生的超壓，烴源巖生成的石油垂向或者側向排入儲層，具有“近水樓臺先得月”的優勢。

（2）間接供烴方式。這種方式的砂體與烴源巖需要油源斷層溝通，烴源巖生成的石油首先通過斷層運移到砂體，再沿著砂體做側向運移，在巖性尖滅處聚集成藏。這種油藏的分布受到油源斷層、砂體厚度和砂體物性的控制。

4 結論

松遼盆地扶余油層作為典型源下致密油，由于河道砂體的規模窄小，縱向分布不集中且非均質性較強的原因，其形成的油氣藏具有單砂體小面積成藏且不連片的特點。其成藏多受到斷裂、砂體、構造多因素控制，斷裂是源下致密油成藏的必要輸導體系，在其有效溝通下，油氣自上而下充注到泉頭組有效儲層中，在大型構造的斜坡部位形成有效的致密油藏。而對于扶余油層最為有效的儲集砂體就是三角洲平原的分流河道和河流相的曲流河砂體，其主要發育有致密儲層中的I類砂體，是最容易形成油氣富集的致密儲層類型。由于源下致密油的特殊成藏過程，必須綜合多種因素考慮才能有尋找到最為富集的成藏區帶，準確找到油藏富集部位。