松遼盆地齊家地區高臺子油層致密砂巖油成藏機理

吳偉濤，趙靖舟，蒙啟安，林鐵鋒，張革，張金友，斯尚華，白玉彬

松遼盆地齊家地區高臺子油層致密砂巖油成藏機理

吳偉濤1，2，趙靖舟1，2，蒙啟安3，林鐵鋒3，張革3，張金友3，斯尚華1，2，白玉彬1，2

（1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065； 2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065； 3.大慶油田有限責任公司 勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712）

致密油已成為中國含油氣盆地勘探重要領域。以松遼盆地齊家地區高臺子油層致密油為研究對象，利用巖心、薄片、流體包裹體、地球化學和試油等資料，分析了致密油藏特征，明確了致密油成藏機理。研究表明：高臺子油層儲層主要發育殘余粒間孔和長石溶孔，孔隙度平均為9.17 %，滲透率平均為0.45×10-3μm2，平面上北部孔隙度超過12 %，中、南部多數小于12 %，屬于致密儲層；致密油藏類型主要為斷層、巖性-斷層和巖性油藏，呈現平面疊加連片、縱向多層疊置的準連續型分布特征，油藏受砂體展布、斷層和儲集物性控制，不受構造高點控制；青山口組一段（青一段）和二段烴源巖厚度大，總有機碳含量分別為2.47 %和1.60 %，且處于生油高峰期，屬于優質烴源巖；致密油成藏期次為2期3幕，分別為嫩江組沉積末期和明水組沉積期；致密油運移通道為未斷穿青山口組的斷層、裂縫和砂體；嫩江組沉積末期，高臺子油層頂面埋深為800 ～ 1 400 m，其所對應的古孔隙度約21 % ～ 15 %，烴源巖生烴作用所產生的最大剩余壓力約10 MPa，僅在生烴中心形成局部油藏；明水組沉積末期，高臺子油層頂面埋深為1 600 ～ 2 200 m，對應的古孔隙度約13 % ～ 7 %，儲層處于致密狀態，烴源巖生烴作用產生的最大剩余壓力可達25 MPa，形成大面積分布的致密油藏；致密油成藏模式為下生上儲-源儲間互雙源供烴型準連續成藏模式。

成藏期次；成藏機理；致密砂巖油；高臺子油層；齊家地區；松遼盆地

美國致密油的革命性成功一舉逆轉了北美石油產量持續走低的趨勢［1-3］，一定程度上改變了世界傳統能源格局。受此影響，經過積極勘探，中國多個含油氣盆地亦發現了規模性儲量的致密油區，從東部渤海灣盆地古近系沙河街組、松遼盆地白堊系泉頭組和青山口組，到中部鄂爾多斯盆地三疊系延長組和四川盆地侏羅系大安寨段，以及西部準噶爾盆地二疊系蘆草溝組和風城組［4-15］，說明致密油已成為石油勘探的重要領域。

致密油為形成于非烴源巖的低滲透儲層中的石油聚集，其在砂體展布、儲層物性、運移動力和分布特征等方面與常規油藏有所差異［16-20］。其中，致密砂巖儲層巖性主要為長石-巖屑質粉-細砂巖，成分成熟度和結構成熟度低，儲集空間類型包括殘余粒間孔、溶蝕孔和微裂縫等，孔隙結構主要為納米孔和微米孔［1，20-21］，儲層孔隙度小于12 %，滲透率小于1×10-3μm2，受壓實作用、膠結作用和溶蝕作用控制［22-23］。烴源巖生烴作用產生的異常高壓為致密油運移的主要動力［24-25］，這有別于以浮力和水動力為主的常規石油運移運力。相對于單個油區常規油來說，致密油具有分布面積廣、儲量豐度低的特點［1，18］。這些認識在一定程度上指導并促進了致密油勘探，但也存在一些問題：①多數研究主要集中某一個靜態方面，對致密油成藏動態過程研究較少，未能建立成藏關鍵時期烴源巖成熟史、儲層致密史與石油充注動力之間的匹配關系；②大部分研究僅僅簡單論述了致密油成藏模式，而未能結合盆地演化特點分析成藏過程，導致成藏機理不清。松遼盆地齊家地區高臺子油層具有可觀的致密砂巖油資源，尤其是高三小層和高四小層，其與美國巴肯致密油具有相似地質特征［15，26-28］，有必要分析其關鍵時期石油充注過程，明確致密油成藏機理，指導致密油下一步勘探和預測。為此，本文首先分析高臺子油層致密油藏特征，包括儲層巖性、儲集空間、物性和孔隙演化程度；其次通過源巖條件、成藏期次、運移通道與成藏動力、關鍵時期石油成藏過程以及成藏模式來明確高臺子油層致密油成藏機理。

1　地質背景

齊家地區位于松遼盆地中央坳陷區西北部（圖1a），由齊家-古龍凹陷北部和龍虎泡-大安階地北部組成，其東接大慶長垣，西鄰西部斜坡區，面積大約 4 000 km2（圖1b）。齊家地區地層發育較為齊全，包括侏羅系火石嶺組、白堊系沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組、新近系以及第四系。其構造演化階段經歷了裂陷、拗陷和褶皺反轉3個階段［29-30］。泉頭組沉積之前，發育延伸長和斷距較大的正斷層，形成伸展型地塹；泉頭組沉積末期發育了一系列斷距介于10 ～ 30 m的正斷層（T2斷裂），青山口組—嫩江組處于穩定沉降階段，嫩江組末期遭受小幅度抬升，地層剝蝕厚度約100 m，四方臺組－明水組沉積期為快速沉積期，沉積厚度可達900 m；明水組沉積末期發生強烈褶皺反轉作用，持續到古近系沉積末期，地層剝蝕厚度約300 m，新近系-第四系沉積厚度約100 ～ 150 m。

圖1 松遼盆地齊家地區位置（a）、青山口組二段頂面構造（b）及青山口組一段和二段地層綜合柱狀圖（c）

高臺子油層對應于青山口組二段（青二段）和三段，在齊家地區厚度分布為300 ～ 400 m，呈現中部厚度大、兩側薄的特點。依據巖性和電性特征，高臺子油層自下而上分為4個小層，即高四小層、高三小層、高二小層和高一小層。高四小層和高三小層為高臺子油層致密油富集層位，其沉積砂體為三角洲前緣河口砂壩、席狀砂以及部分濱淺湖相砂壩，發育泥巖、泥質粉砂巖以及薄層細-粉砂巖（圖1c），受水體不斷進退影響，砂巖和泥巖多期疊加。為方便起見，文中高臺子油層致密油主要指高四小層和高三小層。高三小層頂面構造海拔介于-1 200 ～ -2 000 m，西北部和東南部海拔高，向中間逐漸降低，中部由南向北海拔增加，總體上呈現向斜特征（圖1b）。高二小層和高一小層厚度為60 ～ 180 m，中、南部主要為泥巖，向北部砂體厚度有所增加。

2　高臺子油層致密油藏特征

高臺子油層儲層主要發育殘余粒間孔和長石溶孔，孔隙度平均為9.17 %，滲透率平均為0.45×10-3μm2，平面上北部孔隙度超過12 %，為常規儲層，而中、南部孔隙度多數小于12 %，屬于致密儲層；致密油藏類型主要為斷層、巖性-斷層和巖性油藏，呈現平面疊加連片和縱向多層疊置的準連續型分布特征，主要受砂體展布、斷層和儲集物性控制，不受構造高點控制。

2.1　致密油藏儲層條件

2.1.1儲集巖性與儲集空間

儲層巖性主要為巖屑長石、長石巖屑細-粉砂巖，夾薄層介殼灰巖。礦物碎屑總量約84.1 %，主要為長石類碎屑，含量約為32.8 %；巖屑主要為火成巖巖屑，含量約18.6 %；填隙物中方解石含量約8.9 %，其中伊利石和自生石英各占3.0 %。介殼灰巖單層厚度多數小于20 cm，介殼生物主要為介形蟲。

儲集空間主要為殘余粒間孔和長石溶孔，還包括粒內溶孔、巖屑溶孔、粘土礦物晶間孔和微裂縫等。場發射掃描電鏡分析發現，儲層孔徑主要介于10 ～ 20 μm，最大可達50 μm。微米CT分析顯示，儲層平均孔隙半徑為2.00 μm，平均喉道半徑為0.58 μm，平均喉道長度為9.66 μm，孔隙配位數變化范圍介于2.5 ～ 22.0，配位數較高，分析孔隙度平均為6 %，小于常規測試孔隙度（12 %），其原因在于前者僅能測試微米尺度以上孔隙，后者則為不同尺度孔隙體積之和。

2.1.2儲集物性

儲層主體為致密砂巖儲層。齊家地區北部三角洲相前緣亞相沉積砂體橫向范圍較廣，厚度、層數和連通性較好，物性較好，向南部砂體連通性逐漸變差，厚度減小，物性變差；縱向上高三小層砂體厚度、層數和連通性均優于高四小層。通過45口井（=2 275）儲層物性分析（圖2），孔隙度主體介于4 % ～ 14 %，平均為9.17 %，小于12 %的約占75 %，滲透率主要分布為（0.01 ～ 1）×10-3μm2，平均為0.45×10-3μm2，小于1×10-3μm2的超過90 %。錄井資料分析，油浸粉砂巖孔隙度大于10 %，油斑粉砂巖孔隙度大于8 %，可見含油顯示孔隙度大于3 %［15］。平面上，儲層物性具有北部大、向南部逐漸減小的特征，北部孔隙度最大超過16 %，而南部主體范圍在6 % ～ 12 %，呈現中間小、向東西兩側逐漸增大的變化特征（圖3）。滲透率與孔隙度分布相似，北部局部超過50×10-3μm2，中、南部主體小于1×10-3μm2。依據致密油儲層物性標準（孔隙度＜12 %），齊家地區中南部儲層屬于致密儲層（圖3）。

圖2 松遼盆地齊家地區高臺子油層儲層物性直方圖

a.孔隙度；b.滲透率

2.1.3致密儲層孔隙演化特征

通過取心井巖心和電性歸位分析，實測孔隙度與聲波時差曲線、密度曲線存在良好的正相關性，即隨埋藏深度增加，孔隙度呈指數減小，并以此建立齊家地區計算孔隙度與埋藏深度的函數關系。以東南部X18井為例（圖4），當埋藏深度約1 350 m，結合明水組末期整體抬升剝蝕厚度約300 m，即未剝蝕情況下埋藏深度為1 650 m，所對應孔隙度約12 %。

圖3 松遼盆地齊家地區高臺子油層儲層孔隙度及致密油區分布

通過多口探井實測孔隙度與埋藏深度回歸擬合分析，齊家地區計算孔隙度與現今深度函數關系如下：

圖4 松遼盆地齊家地區X18井埋深（H）與計算孔隙度（Φ）交會圖

=3 900 e-0.008 5H（1）

式中：為孔隙度，%；為深度，m。

通過公式（1）計算，當地層現今埋藏深度為 1 400 m，即未剝蝕情況下埋深應為1 700 m所對應孔隙度約12 %（表1），砂巖儲層達到致密狀態。隨深度增加，孔隙度遞減率變小，由每百米0.87 %逐漸減至每百米0.53 %。

2.2　致密油藏分布特征

高臺子油層致密油藏主要為斷層油藏、巖性-斷層油藏和巖性油藏，呈現平面疊加連片、縱向多層疊置的大面積準連續分布特征，主要受砂體展布、斷層和儲集物性控制。根據高三小層頂面構造特征與試油結論資料（圖1b，圖3），齊家地區中南部試油主要為油層，僅東西兩側相對高部位發育局部水層，說明高臺子油層致密油分布不受構造高點控制。致密砂體主要為三角洲河口砂壩、席狀砂和濱淺湖相砂巖（圖3），單砂體厚度主體介于2 ～ 8 m；而T2斷裂為泉頭組－青山口組沉積時期發育的斷裂，大多向上延伸到高三和高二小層，斷距大約20 m，明顯大于單砂體厚度，造成斷層兩盤砂體錯開，砂巖與泥巖對接，形成斷層側向封堵，結合高二小層和高一小層穩定厚度泥巖的封閉作用，最終形成巖性-斷層油藏和斷層油藏。在斷裂不發育區域，單砂體可形成透鏡體圈閉。對不同試油成果儲集物性分析（=49），工業油層物性最好，低產油層次之，干層物性最差。工業油層（=26）孔隙度平均10.65 %，滲透率平均1.02×10-3μm2，低產油層（=16）分別為10.73 %和0.22×10-3μm2，干層（=7）分別為6.89 %和0.17×10-3μm2。通過壓裂前后試油成果分析（=14），壓裂前后產量有明顯變化為12口井，占85.7 %。其中，由低產油層（=6）和干層（=4）到工業油層為10口井，以及干層到低產油層為2口井，以J191井產量最高，由0.26 t/d上升到18.32 t/d；產量無變化的為2口井，分析原因主要與壓裂施工有關。

表1　松遼盆地齊家地區不同深度下計算孔隙度數值統計

圖5 松遼盆地齊家地區高臺子油層T25井—S53井致密油藏剖面（剖面位置見圖3）

剖面為中部東西向致密油藏剖面（圖5），儲層砂體主要為三角洲相前緣亞相河口壩和席狀砂，油層層數多，圈閉數量多，成群分布，多數為斷層和巖性-斷層油藏，局部分布巖性油藏，無邊水和底水，壓裂出油，具有橫向連片和縱向疊置的準連續型分布特征。東部S53井為產水井，主要受構造特征和儲集物性控制，石油運移至東側大慶長垣有利構造帶。

3　高臺子油層致密油成藏機理

青一段和青二段烴源巖屬于優質烴源巖，其泥巖厚度大，總有機碳（）含量較高，分別為2.47 %和1.60 %，鏡質體反射率（o）介于0.6 % ～ 1.3 %，處于生油高峰期。高臺子油層致密油成藏期次為2期3幕充注，分別對應于嫩江組末期和明水組沉積期。致密油運移通道主要為未斷穿青山口組的斷層、裂縫和砂體。嫩江組末期，高三小層頂面埋深為800 ～ 1 400 m，其所對應的古孔隙度約21 % ～ 15 %，儲層未達到致密狀態，烴源巖生烴作用產生的最大剩余壓力約10 MPa，僅在生烴中心形成局部油藏；明水組末期，高三小層頂面埋深為1 600 ～ 2 200 m，其所對應的古孔隙度約13 % ～ 7 %，烴源巖生烴作用產生的最大剩余壓力可達25 MPa，儲層處于致密狀態，形成大面積分布的致密油藏。致密油成藏模式為下生上儲-源儲間互雙源供烴型準連續成藏模式。

3.1　烴源巖條件

青一段和青二段烴源巖分布穩定且生烴能力強，為高臺子油層致密油藏的形成提供了充足來源。青一段為湖泊先成期的快速水進期，由廣泛分布富含有機質泥巖組成，發育較大厚度暗色泥巖；青二段為湖泊同生期的緩慢水退期，形成快速前積三角洲沉積體系與湖相泥巖疊層特征，地層厚度大，但暗色泥巖占地層比例小于青一段。

據青山口組烴源巖地化參數統計（表2），青一段烴源巖累計厚度范圍為60 ～ 110 m，含量為0.81 % ～ 7.94 %，平均2.47 %，氯仿瀝青“A”含量分布于0.002 9 % ～ 0.920 7 %，平均0.372 9 %，生烴潛量（1+2）為0.05 ～ 66.57 mg/g，平均13.61 mg/g；o分布在0.68 % ～ 1.30 %，平均0.95 %，熱解峰溫（max）分布在436.1 ～ 518.2 ℃，平均446.3 ℃，干酪根類型主要為Ⅰ型。青二段烴源巖累計厚度介于70 ～ 160 m，含量平均1.60 %，氯仿瀝青“A”含量平均0.233 %，1+2為7.04 mg/g，o平均0.86 %，max為444.8 ℃，為Ⅰ-Ⅱ1型干酪根。按照烴源巖地球化學評價標準，青一段和青二段均屬于優質烴源巖，處于成熟階段，達到生油高峰期。

表2　松遼盆地齊家地區青山口組烴源巖地球化學參數

通過38口井o參數統計（=59），o隨深度變化呈線性關系。當埋藏深度每增加大約110 m，o增加0.1 %；當埋深約1 450 m，o為0.5 %，烴源巖進入成熟階段；當埋深約1 670 m，o為0.7 %，源巖進入生油高峰期；當埋深達2 220 m，o可達1.2 %，烴源巖進入高成熟階段。

以南部QP1井為例，利用Petromod盆模軟件，輸入地層格架及年代、巖性及泥質含量百分比、烴源巖屬性、古熱流、古水深和地層剝蝕量等參數，模擬青山口組埋藏史演化過程（圖6）。模擬結果表明：QP1井在嫩江組沉積中后期，青一段源巖地溫超過90 ℃，o超過0.7 %，處于成熟階段，排出部分烴類；短暫抬升過后，四方臺組－明水組沉積期地層快速沉降，古地溫增高，有機質成熟度增加，大部分烴源巖o超過0.9 %，中心部位超過1.1 %，烴源巖進入生烴高峰期；明水組沉積末期，地層遭受較大幅度抬升，生烴作用停止。

圖6 松遼盆地齊家地區QP1井埋藏史曲線及成藏期次分布

K.白堊系；K21. 上白堊統青山口組一段；K22+3.上白堊統青山口組二段和三段；K21.上白堊統姚家組一段；K22+3.上白堊統姚家組二段和三段；K21.上白堊統嫩江組一段；K22.上白堊統嫩江組二段；K23+4.上白堊統嫩江組三段和四段；K25.上白堊統嫩江組五段；K2. 上白堊統四方臺組；K2.上白堊統明水組；E.古近系；E.依安組；N.新近系；Q.第四系

3.2　致密油成藏期次

通過13口井高臺子油層流體包裹體樣品（=69），分析其發育產狀，觀測烴類包裹體熒光和顯微熒光光譜等，研究氣、液兩相流體包裹體顯微測溫數據，結合指示捕獲各種成因流體包裹體的宿主礦物、陰極發光和熒光照片，明確其捕獲序次，利用均一溫度分布區間和埋藏史曲線劃分石油成藏期次和充注幕次。

3.2.1石油包裹體熒光光譜與產狀分布特征

單個油包裹體顯微熒光光譜參數是一種有效評價油包裹體成熟度和石油充注期次的方法［31-32］，以熒光光譜參數max和535較為常用［32-34］。其中，max指油包裹體微束熒光光譜主峰所對應的波長，可表征包裹體油成熟度，且兩者成反比關系。535為波長720 nm和波長535 nm所限定面積與波長535 nm和波長420 nm所限定面積之比，其值越大，說明油包裹體中高分子量烴類組分含量越高，成熟度越低［35］，反之亦然。535值計算公式如下：

式中：535為波長720 nm和波長535 nm所限定面積與波長535 nm和波長420 nm所限定面積之比，無量綱；為不同波長之間所限定的面積，nm2；720為油包裹體熒光波長720 nm；535為油包裹體熒光波長535 nm；420為油包裹體熒光波長420 nm。

根據鏡下包裹體熒光顏色以及λax與535關系，可劃分3種類型（圖7）：Ⅰ區535介于2.45 ～ 2.92，max分布在580.9 ～ 585.4 nm，為黃色熒光區域；Ⅱ區535主體為1.25 ～ 1.77，max分布在528.6 ～ 546.4 nm，為黃綠色區域；Ⅲ區535分布較廣，介于0.50 ～ 1.30，max分布在489.3 ～ 521.5 nm，為藍綠色區域。從Ⅰ區-Ⅱ區-Ⅲ區，535逐漸降低，反映油包裹體中油成熟度逐漸增大，可判斷出高臺子油層油充注大致具有3幕。

圖7 松遼盆地齊家地區高臺子油層油包裹體成熟度λmax與QF535交會圖

高臺子油層流體包裹體分布于粉砂巖的方解石膠結物、穿石英顆粒裂紋和石英顆粒內裂紋，其中以穿石英顆粒裂紋和石英顆粒內裂紋的包裹體為主，占75 %。據流體包裹體均一溫度分析（表3），致密油具有2期3幕充注特征。QP1井包裹體均一溫度分析，第1幕鹽水包裹體均一溫度為85.3 ～ 92.7 ℃，平均89.6 ℃，油包裹體均一溫度為65.7 ～ 68.2 ℃，平均67.3 ℃；第2幕鹽水包裹體均一溫度為97.5 ～ 108.9 ℃，平均103.7 ℃，油包裹體均一溫度為75.5 ～ 90.2 ℃，平均85.3 ℃；第3幕鹽水包裹體均一溫度為117.5 ～ 133.4 ℃，平均126.8 ℃，油包裹體均一溫度為92.4 ～ 101.2 ℃，平均為95.7 ℃。將QP1井不同期次鹽水包裹體均一溫度投影到埋藏史曲線，第1期充注時間為78 ～ 75 Ma，為嫩江組末期，對應于第1幕充注；第2期充注時間為69 ～ 65 Ma，對應于明水組沉積期，對應于第2幕和第3幕充注。

表3　松遼盆地齊家地區高臺子油層流體包裹體均一溫度及充注時間參數

注：“—”代表未檢測到包裹體。

3.2.2致密油成藏期次新認識

前人研究認為［28，30，36-37］，松遼盆地油藏形成存在3期充注，分別為嫩江組末期、明水組末期和古近系末期。本文結合構造運動、沉積特征及成藏條件等分析，認為高臺子油層致密油發生2期充注，原因在于：①烴源巖于明水組末期埋藏深度最大，之后處于抬升剝蝕階段，古近紀之后地層厚度明顯小于地層剝蝕厚度，生烴作用停止；②致密油具有源-儲共生特點，嫩江組末期和明水組末期的烴源巖已經進入生烴門限，烴源巖所生成的石油在滿足自身需求后，超壓充注到鄰近儲層；③致密油具有孔隙半徑小、儲層物性差和砂體薄的特點，古近紀末期構造運動對致密油藏調整較小，而對已經形成的常規油藏影響較大，造成石油沿斷層或砂體運移形成次生油藏或逸散。

3.3　致密油運移通道與動力

3.3.1致密油運移通道

未斷穿青山口組的斷層、裂縫和砂體構成了致密油運移通道。齊家地區發育沉陷期伸展斷層、褶皺期斷層和長期發育斷層［29-30］。其中，沉陷期伸展斷層（T2斷層）廣泛分布，呈密集帶狀展布。通過地震剖面（=6條）統計分析，未斷穿青山口組的 T2斷層，其斷距約20 m，占所有斷層的67.4 %，提供了高臺子油層致密油運移通道；而斷開青山口組的斷層，向上延伸到姚家組，則是形成葡萄花油層的主力通道。裂縫包括水平裂縫、高角度裂縫和微裂縫。水平裂縫在泥巖和砂巖中均有分布，高角度裂縫僅發育砂巖，均見瀝青充填。薄片中微裂縫充填分為被方解石全充填、半充填和黑色有機質充填3種情況；熒光顯微鏡下裂縫充填方解石的包裹體可見藍綠色熒光［35］，這些說明裂縫是致密油運移的重要通道。砂體為致密油側向運移通道，齊家地區中部發育三角洲相內前緣分流河道和砂壩砂體，形態為薄層狀砂體，連通性好（圖3）；而南部多為三角洲相外前緣席狀和濱淺湖砂壩砂體，形態多為透鏡體狀，連通性較差。

3.3.2致密油成藏動力

不均衡欠壓實作用和烴源巖生烴增壓被認為是產生超壓的主要方式［24-25，38］。不均衡欠壓實作用為地層沉積速度過快，地層水不能有序排出而被封閉到地層，隨著上覆地層增加，地層壓力逐漸增加，表現為孔隙度減小，早期為正常壓實作用變化，后期為欠壓實作用，基本上平行于靜水壓力，孔隙度幅度明顯增加，且為多層段增加，其計算方法為平衡深度法。通過平衡深度法計算青山口組壓力，欠壓實作用形成的過剩壓力分布約6 ～ 8 MPa。由于形成欠壓實作用的條件為泥巖能夠封閉內部流體，使其不能因排出而發生泄壓，進而不能突破源巖破裂壓力，同時欠壓實作用泄壓時間主要處于嫩江組末期，不影響明水組石油排烴過程。因此，欠壓實作用產生的超壓并非致密油的主要成藏動力。

烴源巖生烴作用所產生的超壓為高臺子油層致密油的主要成藏動力。在石油生成過程中，烴源巖由中-高密度干酪根轉化為低密度石油，導致孔隙流體體積膨脹而造成壓力增加，表現為孔隙度減小趨勢一直按照正常壓實作用變化，處于靜水壓力，孔隙度僅由于生烴作用在烴源巖層段增加。依據空間守恒和物質守恒原理，利用生烴增壓公式計算烴源巖產生的超壓［24］，如下：

隨有機質轉化率增加，烴源巖剩余壓力也逐漸增大。當青山口組源巖轉化率超過40 %，封閉條件下剩余壓力可達100 MPa，完全能夠推動石油進入致密儲層。但當過剩壓力超過源巖破裂壓力，即超過上伏靜巖壓力0.85倍時，石油能夠從巖石裂縫中排出。若上伏巖層平均密度取值為2 300 kg/m3，明水組沉積期青一段烴源巖破裂所需剩余壓力普遍超過15 MPa，最大達25 MPa。當轉化率約15 %，結合公式（3）計算，明水組末期過剩壓力超過25 MPa（圖8），超過破裂壓力，發生幕式排烴。青山口組烴源巖剩余壓力演化主要受有機質轉化率和上覆巖層壓力控制。

3.4　致密油成藏過程

高臺子油層致密油成藏時期主要為嫩江組末期和明水組沉積期，下面分別從嫩江組末期和明水組末期（埋深最大）的埋深、烴源巖演化程度、過剩壓力以及孔隙度演化過程來探討高臺子油層致密油成藏過程。

3.4.1嫩江組末期

嫩江組末期，致密油區的青一段頂面埋深約900 ～ 1 600 m，利用Petromod模型模擬烴源巖熱演化程度，僅中南部生烴中心部位介于0.5 % ～ 0.8 %，烴源巖生烴作用產生的剩余壓力分布為2 ～ 10 MPa。高三小層頂部埋深為800 ～ 1 400 m（圖9a），僅中、南部烴源巖o大于0.5 %，剛剛進入成熟階段，生烴強度較低，生烴作用產生的剩余壓力分布為2 ～ 6 MPa，古埋深所對應的孔隙度為21 % ～ 15 %，儲層未達到致密狀態。青一段和青二段源巖剛剛進入成熟階段，在滿足自身需求條件下，僅在烴源巖生烴中心形成局部油藏。

表4　松遼盆地齊家地區生烴增壓公式計算參數

3.4.2明水組末期

明水組末期，取地層抬升剝蝕厚度為300 m，實際上中部和邊部可能存在差異，即中部小，向邊部逐漸增大。致密油區的青一段頂面埋深為1 700 ～ 2 400 m，烴源巖o分布在0.7 % ～ 1.2 %，處于大量生烴高峰階段，生烴作用產生的剩余壓力分布為10 ～ 25 MPa，能夠為石油運移提供足夠動力。高三小層頂面埋深為1 600 ～ 2 200 m（圖9b），烴源巖o分布為0.7 % ～ 1.1 %，生烴作用產生的剩余壓力分布為10 ～ 20 MPa，其深度所對應孔隙度為13 % ～ 7 %（圖9b），除齊家地區邊部外，大部分儲層達到致密狀態（＜12 %），烴源巖生成的石油在異常壓力作用下進入致密儲層，形成大面積分布的致密油藏。

T25井－S53井演化剖面為致密油區中部東西向剖面（剖面）（圖10）。嫩江組沉積末期，高三小層埋深為1 100 ～ 1 400 m，地層呈東傾西斜特征，儲層尚未達到致密，僅剖面東部烴源巖o超過0.5 %的地區形成局部油藏。明水組末期，高三小層埋深為1 600 ～ 2 100 m，受東側構造抬升作用，地層呈向斜特征，儲層達到致密狀態，烴源巖o均超過0.7 %，進入成熟階段，最高可達到1.2 %，處于生油高峰期，生烴作用產生的剩余壓力主要分布為10 ～ 25 MPa；青一段和青二段烴源巖所生成石油通過孔隙-裂縫-斷層系統充注進入砂體，再沿砂體短距離側向運移形成大面積分布的準連續型致密油藏。

圖8 松遼盆地齊家地區青一段烴源巖剩余壓力演化

K1.下白堊統泉頭組；K2.上白堊統青山口組；K2.上白堊統姚家組；K2.上白堊統嫩江組；K2.上白堊統四方臺組；K2.上白堊統明水組；E.古近系依安組；N.新近系大安組；N. 新近系泰康組；Q.第四系

圖9 松遼盆地齊家地區高臺子油層致密油成藏時期構造、Ro與孔隙度分布

a.嫩江組沉積末期；b.明水組沉積末期

圖10 松遼盆地齊家地區高臺子油層T25井－S53井致密油成藏演化剖面

3.5　致密油成藏模式

高臺子油層致密油成藏模式類型為下生上儲-源儲間互雙源供烴型成藏模式，經歷了嫩江組末期的局部（中心）充注和明水組沉積期的大面積充注兩個成藏過程（圖10）。青一段烴源巖與高臺子油層構成下生上儲型成藏組合，青二段烴源巖與高臺子油層源儲關系為源儲間互型成藏組合，兩者構成雙源供烴型成藏模式。嫩江組末期，源巖剛剛進入成熟階段，儲層尚未致密，僅烴源巖生烴中心部位生成的石油運移到鄰近高臺子油層儲層中形成局部油藏（圖9a，圖10a）；明水組末期，烴源巖進入生烴高峰期，為石油主要充注期，儲層處于致密狀態，生烴作用產生的過剩壓力驅動石油進入高臺子油層致密儲層，沿斷層、裂縫和砂體垂向和側向運移，形成大面積分布的致密油藏（圖9b，圖10b）。

4　結論

1）高臺子油層儲層主要發育殘余粒間孔和長石溶孔，孔隙度平均9.17 %，滲透率平均0.45×10-3μm2，平面上北部孔隙度超過12 %，中南部多數小于12 %，屬于致密儲層。致密油藏類型主要為斷層、巖性-斷層和巖性油藏，呈現平面疊加連片、縱向多層疊置的準連續型分布特征，受砂體展布、斷層和儲集物性控制，不受構造高點控制。

2）青一段和青二段烴源巖厚度大，含量分別為2.47 %和1.60 %，o介于0.7 % ～ 1.2 %，處于生油高峰期，屬于優質烴源巖；致密油成藏期次為2期3幕充注，成藏時間分別為78 ～ 75 Ma和69 ～ 65 Ma，分別為嫩江組末期和明水組沉積期；未斷穿青山口組的斷層、裂縫和砂體構成致密油運移通道。

3）嫩江組末期，高臺子油層頂面埋深為800 ～ 1 400 m，對應的古孔隙度約21 % ～ 15 %，儲層未達到致密狀態，烴源巖剛剛進入成熟階段，生烴作用產生的最大剩余壓力約10 MPa，僅在生烴中心處形成局部油藏；明水組末期，高臺子油層頂面埋深為1 600 ～ 2 200 m，對應的古孔隙度約13 % ～ 7 %，儲層處于致密狀態，烴源巖進入生油高峰期，所產生的剩余壓力可達25 MPa，形成大面積分布的致密油藏。致密油成藏模式為下生上儲-源儲間互雙源供烴型準連續成藏模式。

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Accumulation mechanism of tight sandstone oil in Gaotaizi reservoir in Qijia area，Songliao Basin

Wu Weitao1，2，Zhao Jingzhou1，2，Meng Qi􀆳an3，Lin Tiefeng3，Zhang Ge3，Zhang Jinyou3，Si Shanghua1，2，Bai Yubin1，2

（1，，，710065，；2，’，，710065，；3Ltd，163712，）

Tight oil has become an important exploration field in China􀆳s petroliferous basins. The study focuses on the tight oil of Gaotaizi reservoir of Qijia area in the Songliao Basin. An array of data obtained from core，thin section，and fluid inclusion observation，geochemical analysis and production test，are applied to analyze the characteristics of the Gaotaizi tight sandstone reservoir，and clarify the accumulation mechanism of tight oil. The results show that the pore space of Gaotaizi reservoir is dominated by residual intergranular pores and feldspathic dissolved pores，with a mean porosity of 9.17 % and a mean permeability of 0.45×10-3μm2. On map view，the porosity of Gaotaizi sandstone reservoir in the northern part of Qijia area is mostly over 12 %，while that in the sorth-central area is mostly less than 12 %，thus belonging to tight reservoir. The tight reservoirs are mainly of faulted，lithologic-faulted and lithologic types in quasi-continuous distribution and are laterally superimposed and connected and vertically overlapped. They are controlled by sand body distribution，faults and reservoir physical properties，instead of structural highs. The source rocks of the 1stand 2ndmembers of Qingshankou Formation （Qing 1 and Qing 2 members） are of high quality at the peak of oil generation，featuring relatively large thickness and acontent of 2.47 % and 1.6 %，respectively. The tight oil accumulation occurred in 3 episodes of 2 stages，that is the late Nenjiang period and Mingshui period. The faults which do not cut through the Qingshankou Formation，fractures and sand bodies provide pathways for tight oil migration. The burial depth of the top surface of the Gaotaizi reservoir was 800-1 400 m at the end of the Nenjiang Formation deposition，corresponding to a palaeo-porosity of about 21 %-15 %，and the maximum residual pressure was about 10 MPa，resulting in only conventional reservoir in the center. While its burial depth was 1 600-2 200 m at the end of Mingshui Formation deposition，corresponding to a palaeo-porosity of about 13 %-7 %，and the maximum residual pressure was over 25 MPa，resulting in tight oil reservoir in wide distribution. The accumulation model of tight oil therein can be concluded as a quasi-continuous type of dual sourced hydrocarbon charging，featuring an lower source rock-upper reservoir assemblage and source-reservoir alternating configuration.

accumulation period，accumulation mechanism，tight oil in sandstone reservoir，Gaotaizi reservoir，Qijia area，Songliao Basin

TE122.3

A

0253-9985（2021）06-1376-13

10.11743/ogg20210612

2020-04-20；

2021-09-24。

吳偉濤（1983—），男，博士、講師，非常規油氣地質和成藏地質學。E?mail：wtwu@xsyu.edu.cn。

國家科技重大專項（ 2011ZX05001-001）；中國石油天然氣股份公司重大科技專項（2012E2603-01）。

（編輯 梁慧）