松遼盆地三肇地區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

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065）

松遼盆地三肇地區青一段烴源巖厚度大，有機碳含量高，已成熟；扶余油層的砂巖儲集空間以殘余粒間孔和長石溶孔為主，斷層控制油氣成藏與分布，發育斷層、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，為準連續的分布模式。青一段烴源巖與扶余油層屬于“上生下儲”的源儲關系，具有垂向直接供烴、垂向間接供烴和側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 研究區概況

松遼盆地的構造單元分為6個一級構造單元，分別為西部斜坡區、北部傾沒區、中央坳陷區、東北隆起區、東南隆起區、西南隆起區。研究區位于中央坳陷區帶東部，包括三肇凹陷、大慶長垣南部和朝陽溝階地（圖1）。

圖1 研究區構造位置

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。青山口組在盆地內廣泛分布，青一段為湖泛時期，盆地內沉積了大面積濱海湖–深湖相的暗色泥質沉積物，西部斜坡帶的沉積厚度多數大于100 m。青一段是松遼盆地主要的生油巖，也是盆地內下部含油氣系統重要的區域蓋層[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基礎，烴源巖評價是地球化學研究的重點內容之一，也是油氣勘探關注的重要方面。研究區的主力烴源巖為青一段暗色泥巖，分布廣泛，主體厚60 ~80 m。大慶長垣地區青一段泥巖厚70~80 m，三肇地區西部厚50~70 m，東部厚70~80 m。235個樣品測試結果表明，82%的樣品有機碳含量大于2.00%，平均2.54%（圖2），干酪根以Ⅰ型為主，鏡質體反射率（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 儲層條件

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

圖2 有機碳分布頻率

圖3 Ro分布頻率

扶余油層中可見硅質加大發育，長石的鈉長石次生生長邊發育；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；伊利石吸附有機質；黃鐵礦結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造，可見約1.2 mm的球狀泥質粉砂巖包體；巖性致密，無明顯可見孔隙（圖4b）。片柱狀礦物順層分布，隱現層理；伊利石絲縷狀充填孔隙；長石溶孔孤立分布，連通性差（圖4c）。鐵方解石連晶狀、巨晶狀充填孔隙，交代碎屑，交代殘余結構清晰可見；巖石致密，無明顯可見孔隙；高嶺石結晶差，堆積緊密，晶間孔不發育（圖4d）。

扶余油層孔、滲數據分析結果表明，孔隙度為4%～16%的樣品占總樣品數（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，連續性差，厚度多數小于5 m，延伸長度小于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，且東西向單砂體發育規模不大。由于河道發育時間長，不同時期的砂體在縱向上錯疊，平面上連片，為三肇凹陷內形成大面積巖性油氣藏提供了豐富的儲集空間。研究區內斷裂比較發育，該區扶余油層油氣的運移通道主要是斷層，裂縫也較為發育，油氣沿著斷層、裂縫由青一段烴源巖垂向或側向運移至扶余油層[9–12]；在該含油氣系統中，斷層作為主要運移通道的同時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

研究區內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，成藏動力主要為生烴增壓產生的超壓，烴源巖生成的油氣垂向或者側向排入儲層，具有“近水樓臺先得月”的優勢；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移到砂體，再沿著砂體進行側向運移，側向封堵或高部位聚集成藏。隨著距離的增加，充注動力減弱和斷層數量的減少，砂體厚度變厚，油藏數量減少（圖6）。

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

圖5 P50–C7扶余油層東西向斷層分布

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移到儲集砂體中成藏。

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

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

4 結論

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

（2）扶余油層砂層多為透鏡狀，連續性差，剖面上呈多層疊置分布，斷裂發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”的源儲關系，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，西安石油大學地球科學與工程學院在讀碩士研究生，研究方向為油氣成藏地質。

1673–8217（2018）04–0031–04

TE112.31

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