大情字井青一段油氣富集控制因素

李泉泉，馬世忠，張宇鵬，牛東亮，李智陽，彭丹丹

(1. 東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田第二采油廠，黑龍江 大慶 163414； 3. 吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000； 4. 東北油氣分公司松原采氣廠，吉林 松原 138000； 5. 大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163318)

大情字井地區(qū)位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部，長嶺凹陷由兩個(gè)次一級(jí)凹陷構(gòu)成，北部為乾安次級(jí)凹陷，南部為黑帝廟次級(jí)凹陷，大情字井處于兩次級(jí)凹陷鞍部位置(見圖1)，區(qū)域構(gòu)造位置有利，以青山口組一段為主要目的層發(fā)現(xiàn)億噸級(jí)油田[1-3]。大情字井地域從深層泉四段到淺層姚一段的宏觀構(gòu)造上具有一定繼承性，為北北東走向的長軸向斜，向斜東西兩翼不對(duì)稱，西翼較陡，東翼較緩[4]。斷層較發(fā)育，在平面上分帶性較強(qiáng)，呈雁列式排列，走向單一，多數(shù)斷層走向與向斜構(gòu)造軸向方向一致，為北南或北北西向；傾向多與地層傾向相反，在向斜軸部附近多發(fā)育順向正斷層，向斜兩翼多發(fā)育反向正斷層。本文所研究的目的層段青山口組一段地層處于坳陷時(shí)期。

1 油氣富集特征及油氣藏類型

1.1 油氣富集特點(diǎn)

源相控砂，研究區(qū)青一段受單一西南?？滴镌碵1,5]與三角洲前緣亞相的影響，源相控砂形為西南向東北方向的指狀展布，青一段Ⅲ、Ⅳ砂組儲(chǔ)層類型與分布平面變化大且斷裂系統(tǒng)十分發(fā)育(見圖2～3)，成藏背景復(fù)雜，多為巖性單獨(dú)或與斷層共同控制，主要油藏類型為巖性上傾尖滅油藏、斷層遮擋型油藏與斷層—巖性油藏。

圖1 大情字井地區(qū)青Ⅰ段區(qū)域地質(zhì)概況

圖2 大情字井地區(qū)青Ⅰ段Ⅲ砂組沉積微相、試油及底面構(gòu)造疊合

圖3 大情字井地區(qū)青Ⅰ段Ⅳ砂組沉積微相及底面構(gòu)造疊合

大情字井青一段地層中的巖性上傾尖滅油藏主要指形成于三角洲前緣水下分流河道、指狀河口壩、席狀砂等沉積微相中，沿北東向地層上傾方向砂體厚度減薄的砂巖體中形成的油藏。大情字井青一段地層為一個(gè)向北東方向傾斜不規(guī)則單斜構(gòu)造，砂體向四周演化物性逐漸變差使油氣的逸散受到影響，沿上傾方向儲(chǔ)集層形成上傾尖滅，三角洲前緣發(fā)育的砂體與斜坡單向傾向有利于形成以砂泥薄互層為特征的油藏，為此區(qū)域大面積發(fā)育巖性上傾尖滅油藏奠定基礎(chǔ)。斷層遮擋型油藏是指斷層的發(fā)育程度控制著油藏的分布，條帶狀分支水下河道指狀河口壩砂體在上傾方向被斷層側(cè)向截?cái)啵瑪鄬用媪硪粋?cè)的不滲透層遮擋所形成的先前局部優(yōu)勢(shì)圈閉，后經(jīng)大量油氣運(yùn)移、匯聚、成藏。大情字井區(qū)域青一段地層廣泛發(fā)育斷層，斷層展布方向(見圖2～3)，與受西南保康物源影響的砂體展布方向近似垂直，這樣可以于砂體上傾方向斷裂發(fā)育帶處形成一定規(guī)模的斷層遮擋型油藏；當(dāng)砂巖位于兩條斷層之間，斷層兩層砂泥對(duì)接，從而造成側(cè)向封閉，形成斷塊油藏。斷層—巖性油藏是指分支水下河道砂體、指狀河口壩砂體向兩側(cè)巖性尖滅且砂體上傾方向被斷層遮擋。如研究區(qū)中主要發(fā)育于指狀河口壩逐漸演化為前緣席狀砂區(qū)域，滿足源相控砂巖性由好變差，并且斷層對(duì)砂體側(cè)向運(yùn)移有封擋作用的情況。

1.2 油氣成藏類型

源相控砂，單體控油，連片富集。大情字井區(qū)域?yàn)橄蛐毙蜆?gòu)造類型，青一段Ⅲ、Ⅳ砂組地層厚度受單一西南物源影響由西南至東北地層厚度減薄，變化穩(wěn)定，易形成巖性主控的油藏。沉積微相研究表明，大情字井地區(qū)青一段Ⅲ、Ⅳ砂組源相控砂型為分支水下河道砂體、河口壩砂體、席狀砂體。大情字井青一段Ⅲ、Ⅳ砂組源相控砂形呈西南—東北多條帶、順源、獨(dú)立、指狀展開分布(見圖2～3)。由青一段Ⅲ砂組西南三角洲砂體前緣邊界線、西南三角洲砂體側(cè)緣邊界線，與大情字井東斜坡-2 350 m構(gòu)造等高線(見圖2)構(gòu)成上傾、北及南側(cè)緣的大型巖性尖滅帶控制大面積普遍含油。

根據(jù)烴源巖、儲(chǔ)集層、蓋層、圈閉、油氣運(yùn)移方式、生儲(chǔ)蓋組合方式特征等，可將大情字井青一段的油氣成藏類型歸為：①大型巖性上傾尖滅帶控油—大面積普遍含油(見圖4)。構(gòu)造走向?yàn)闁|，砂體走向?yàn)楸北睎|向，斷層走向?yàn)榻媳毕蚱北蔽飨?，沿砂體走向上傾方向上有局部斷層不完全遮擋，且斷層走向與砂體上傾方向近似垂直，小斷層起到一定的遮擋效果，沿砂體走向上傾方向發(fā)育前三角洲泥，可作為良好的局部蓋層封隔。沿河口壩砂體走向，砂體進(jìn)而演變?yōu)橄癄钌?，孔滲物性條件變差，造成油氣封堵在物性較好的河口壩砂體中，形成以物性差異為主的巖性上傾尖滅油藏。油水解釋滿足由構(gòu)造低部位向構(gòu)造高部位，由油水同層變?yōu)榧冇蛯?見如圖5)，具備下水上油的分布特征，可見此類由河口壩砂體向席狀砂砂體演變的小型巖性圈閉對(duì)油氣的封閉及成藏起到很好的控制作用。②多數(shù)反向正斷層或與巖性共同控制的—斷層遮擋、斷層—巖性油藏(見圖6)。青一段Ⅲ砂組12小層發(fā)育大型水下分流河道、指狀河口壩與席狀砂等微相,砂體發(fā)育方向?yàn)楸睎|向。該井區(qū)處于兩條斷層控制的地壘構(gòu)造中，構(gòu)造內(nèi)部具有北低南高的特征(見圖7)，西部斷層斷距為50 m，東部斷層斷距30 m，側(cè)向封閉性較好。順北東方向發(fā)育大量厚層砂體，通過對(duì)沉積時(shí)間單元級(jí)別沉積微相精細(xì)刻畫與研究，證明向東南方向河口壩發(fā)育停止，轉(zhuǎn)而以滲流能力較差的前緣席狀砂發(fā)育代替。通過油水分析，一方面斷層對(duì)砂體側(cè)向運(yùn)移有著封擋作用，另一方面砂體向四周演化，物性逐漸變差，使油氣的逸散受到影響，從而使油氣得以有效的儲(chǔ)存下來，形成受斷層與巖性兩部分同時(shí)控制的油藏。通過試油數(shù)據(jù)動(dòng)態(tài)分析得知，位于構(gòu)造相對(duì)高點(diǎn)的黑87井含油性較好，產(chǎn)油1.79 t，產(chǎn)水1.4 t；而位于相對(duì)構(gòu)造低點(diǎn)的黑73井，產(chǎn)油0.09 t，產(chǎn)水11.3 t，含油性相對(duì)較差，但由于其發(fā)育部位為河道相對(duì)中部位，物性相對(duì)較好，所以產(chǎn)液量較多，具備十分規(guī)律的油水分布特征。③正斷層與巖性共同控制的斷塊—巖性油藏(見圖8)。青一段Ⅲ砂組12小層發(fā)育大型分支水下河道、河口壩與席狀砂等微相，砂體發(fā)育方向?yàn)楸睎|向。乾110井處于兩條斷層之間，東部斷層斷距20 m，西部斷層斷距20 m，斷層將橫向上連通的砂體遮擋，中間區(qū)塊由于11小層發(fā)育的三角洲前緣分流間泥作為局部蓋層，且側(cè)向被斷層與砂體尖滅所阻礙，形成砂泥對(duì)接，從而造成側(cè)向遮擋，形成斷塊圈閉。通過試油數(shù)據(jù)與油水解釋分析得知，位于斷塊內(nèi)部乾110井含油性較好，產(chǎn)油3.79 t，通過油水解釋分析得知(見圖9)，乾110為油層，乾157-9-6解釋為干層，油水分布較為規(guī)律，正斷層與物性差異共同控制的斷塊圈閉對(duì)油氣成藏起到一定控制作用。

圖4 黑96—24—8—黑96—3井區(qū)青Ⅰ段Ⅲ砂組9小層成藏分析

圖5 黑96—24—8—黑96—3井區(qū)青Ⅰ段Ⅲ砂組油藏剖面

圖6 黑73—黑87井區(qū)青Ⅰ段Ⅲ砂組12小層成藏分析

圖7 黑73—黑87井區(qū)青Ⅰ段Ⅲ砂組油藏剖面

圖8 乾110井區(qū)青一段三砂組12小層成藏分析

圖9 乾110井區(qū)青一段三、四砂組油藏剖面

2 油氣富集控制因素

2.1 青一段底面古構(gòu)造演化

古地貌分析是盆地分析的一項(xiàng)重要內(nèi)容。古地貌是控制盆地后期沉積體系平面與空間發(fā)育的主控因素之一，對(duì)于成藏時(shí)期的確定起著關(guān)鍵性作用，同時(shí)一定程度上控制著后期油藏的生儲(chǔ)蓋組合樣式[6]。

由圖10a，青一段末期時(shí)古地貌呈中北—北部較高南部較低，中央凹陷中部寬，南北兩側(cè)窄，整體中央凹陷走向呈北北東向橢圓。中央凹陷中北部發(fā)育高部位將凹陷整體隔開呈兩部分，其中南部較北部發(fā)育，全區(qū)發(fā)育幾處小面積沉降區(qū)，部分位于大情字井研究區(qū)東北部(見圖10b)。至青三段末期，中北部高部位消失，整體中央凹陷開始出現(xiàn)(見圖10c)，北部沉降中心較南部沉降中心發(fā)育，且大面積發(fā)育于大情字井研究區(qū)中—東北區(qū)(見圖10d)。至姚一段末期中央凹陷北部沉降中心繼續(xù)發(fā)育，面積擴(kuò)大(見圖10e)。姚三段末期與嫩一段末期青一段底面古構(gòu)造較姚一段末期青一段底面古構(gòu)造相比無明顯變化(見圖10f、g)。嫩二段沉積末期至嫩三段沉積末期，南部小面積沉降中心逐漸消失(見圖10h、i)，嫩四段沉積末期至嫩五段沉積末期全區(qū)發(fā)育一個(gè)沉降中心，中—中北部較發(fā)育，大情字井研究區(qū)內(nèi)中—東北部地區(qū)為沉降區(qū)域(見圖10j、k)。至明一段沉積末期，沉降中心由中—中北部轉(zhuǎn)至中—中南部，且大情字井研究區(qū)基本全處于沉降中心區(qū)域內(nèi)(見圖10l)，青一段Ⅰ、Ⅱ砂組發(fā)育有良好的生油巖，由前人研究了解其成熟溫度，并推測其成熟時(shí)深度為1 720 m左右，所以該段油源成熟度適中，這為青一段乃至青山口組油藏的形成提供了基礎(chǔ)[7]。

2.2 烴源巖生烴范圍與生油期確定

青一段是湖盆第1次興盛期的開始，沉積了分布范圍廣，厚度大的深湖—半深湖相暗色泥巖，暗色泥巖的分布對(duì)油氣藏的形成起著一定的控制作用。大情字井研究區(qū)青一段暗色泥巖處于凹陷的中間部分，也是泥巖厚度較大的區(qū)域。研究區(qū)中泥巖厚度有所不同,最厚的泥巖分布在研究區(qū)中部往上，主要為東北部分，中部厚度最小，沿著西南方向厚度有所增大，但相比東北方向泥巖厚度較薄。對(duì)于本文主要研究層位青一段Ⅲ、Ⅳ砂組成藏時(shí)期的研究，主要是青一段Ⅰ、Ⅱ砂組生油巖成熟期的確定。由松遼盆地南部乾安—長嶺凹陷中部含油組合源巖埋藏史[8-9]可知，青一段Ⅰ、Ⅱ砂組生油巖埋深在1 280 ～1 720 m之間時(shí)，處于低成熟階段；將生油巖低成熟界限的1 300 m等值線與成熟界限的1 720 m等值線圈定可得出，青一段Ⅰ、Ⅱ砂組泥巖于嫩五段沉積末期，逐漸進(jìn)入低成熟階段，低成熟區(qū)主要分布在研究區(qū)東北部。當(dāng)埋藏于1 720～2 317 m時(shí)，明一段末期青一段Ⅰ、Ⅱ砂組泥巖開始處于成熟階段，此階段為主生油期，對(duì)于大情字井地區(qū)青一段Ⅲ、Ⅳ砂組成藏類型與時(shí)期的研究具有重要的意義。綜上所述，研究區(qū)內(nèi)青一段Ⅰ、Ⅱ砂組泥巖于明一段末期大多數(shù)進(jìn)入成熟階段，進(jìn)入生烴門限，是青一段Ⅲ、Ⅳ砂組油氣藏形成的物源基礎(chǔ)[9]。

2.3 水下河道、河口壩等有利砂體控油

大型巖性上傾尖滅帶內(nèi)上中部的有利圈閉高部位與有利儲(chǔ)層疊合區(qū)，為優(yōu)質(zhì)成藏區(qū)。青一段Ⅲ、Ⅳ砂組相控砂形為西南—東北方向的指狀展布，研究區(qū)受西南物源影響為三角洲前緣亞相，廣泛發(fā)育指狀河口壩(見圖2～3)，河控條帶狀分支水下河道與指狀河口壩是最主要的有利儲(chǔ)集體，往往控制著主流線砂體的分布，對(duì)于油氣成藏有著良好的控制作用。

2.4 成藏期正向古構(gòu)造控制了油氣富集帶

由各底層底面古地貌分析、研究區(qū)內(nèi)泥巖分布范圍和厚度、泥巖成熟期、生油期的確定，最終確定青一段成藏關(guān)鍵期為明一段末期。

對(duì)比嫩五段末期與明一段末期古地貌圖(如圖10k、l)可發(fā)現(xiàn)兩時(shí)期主要成熟區(qū)沿著西南方向下移，表明明一段末期局部發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，此次反轉(zhuǎn)構(gòu)造促進(jìn)了有利圈閉的形成，在此次構(gòu)造反轉(zhuǎn)形成過程中，油氣運(yùn)移時(shí)，遇到有利圈閉，油氣匯聚形成油氣藏。此次構(gòu)造反轉(zhuǎn)對(duì)大情字井研究區(qū)青一段Ⅲ、Ⅳ砂組油氣成藏時(shí)期、位置、類型、規(guī)模都起到了決定性的作用，所以對(duì)于此次反轉(zhuǎn)形成的正向古構(gòu)造研究(見圖11)，對(duì)于大情字井地區(qū)范圍內(nèi)青一段Ⅲ、Ⅳ砂組油氣藏研究尤為重要。

依據(jù)正聚負(fù)散原理，成藏關(guān)鍵期正向古構(gòu)造的軸線為油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑，其上、附近圈閉最有利于成藏，通過對(duì)沉積、構(gòu)造、運(yùn)移及試油情況等綜合分析，得到明一段末期青一段頂面5個(gè)古鼻狀構(gòu)造和3個(gè)古高點(diǎn)。古鼻狀構(gòu)造1位于研究區(qū)北北西部，古鼻狀構(gòu)造2位于研究區(qū)北西西部，古鼻狀構(gòu)造3位于研究區(qū)西南部，古鼻狀構(gòu)造4位于研究區(qū)東南部，古鼻狀構(gòu)造5位于研究區(qū)東北部。古高點(diǎn)1為以黑70井為中心的高點(diǎn)；古高點(diǎn)2為以黑54井為中心的高點(diǎn)；古高點(diǎn)3為以黑68、黑50井為中心的高點(diǎn)。研究區(qū)內(nèi)5個(gè)古鼻狀構(gòu)造，3個(gè)古高點(diǎn)基本控制了青一段Ⅲ、Ⅳ砂組大多數(shù)含油圈閉，并成為油氣富集帶(見圖11)。

2.5 油氣運(yùn)移場控制的油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向

研究區(qū)內(nèi)青一段泥巖于明一段末期達(dá)到成熟階段，研究明一段油氣運(yùn)聚場可以進(jìn)一步了解油氣運(yùn)移的方向和油氣藏形成的位置，這對(duì)成藏的研究有著重要的作用。如圖11，表明本研究區(qū)內(nèi)油氣運(yùn)移的基本走勢(shì)，可以找到3個(gè)主油氣運(yùn)聚場，2個(gè)次油氣運(yùn)聚場。3個(gè)主油氣運(yùn)聚場為位于成熟烴源巖上部的1、2、4古鼻狀構(gòu)造，2個(gè)次油氣運(yùn)聚場為下部無成熟烴源巖的3、5古鼻狀構(gòu)造。其次，微幅度的鼻狀構(gòu)造也可以指明油氣運(yùn)聚的方向，對(duì)于局部油氣走向有一定的指導(dǎo)意義[10]。

圖11 大情字井地區(qū)青一段Ⅲ砂組含油圈閉與明一段末期青一段底面古構(gòu)造、生烴范圍與階段及油氣運(yùn)移場疊合

2.6 廣泛分布的優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層控制的油氣藏保存

良好的蓋層條件對(duì)于油氣保存起到了關(guān)鍵性作用，蓋層的好壞直接影響著油氣在儲(chǔ)集層中的聚集效率和保存時(shí)間，蓋層的發(fā)育層位和分布范圍直接影響著盆地油氣分布的層位和區(qū)域[11]。青一段沉積初期發(fā)生了最快的水進(jìn)，可作為局部蓋層，青一段末期發(fā)生最大水進(jìn)可作為直接蓋層；嫩一段與嫩二段發(fā)育大套的泥巖，能作為優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層。

2.7 不同生、儲(chǔ)、蓋組合方式為油藏形成提供條件

形成大型油氣藏不僅需要優(yōu)質(zhì)的生油巖，良好的儲(chǔ)集層，廣泛的蓋層等靜態(tài)條件，而且需要三者在時(shí)、空配置上恰到好處，滿足以上條件，才能有利于油氣的運(yùn)移、富集、保存及成藏。通過對(duì)古地貌分析，泥巖生烴范圍、階段、成熟期、生油期的確定，分支水下河道與指狀河口壩的分布，油氣運(yùn)移時(shí)間的確定，區(qū)域蓋層的分布等研究，最終確定青一段成藏關(guān)鍵期為明一段末期。將大情字井青一段生儲(chǔ)蓋配置關(guān)系歸納為側(cè)變式、疊合式和封閉式3種形式。側(cè)變式：如三角洲前緣席狀砂砂體，呈楔狀伸入泥巖內(nèi)。疊合式：儲(chǔ)集層與泥巖層呈板狀相接觸，如青一段內(nèi)Ⅲ、Ⅳ砂組內(nèi)的廣泛發(fā)育的指狀河口壩砂體與作為局部蓋層的分流間泥之間的配置關(guān)系。封閉式：三角洲外前緣中的遠(yuǎn)砂壩和末梢席狀砂一般呈孤立的透鏡狀分布于泥巖中，形成生油巖包圍的優(yōu)越生儲(chǔ)結(jié)構(gòu)。這些不同類型不同形態(tài)的分支水下河道砂體、指狀河口壩砂體、透鏡狀的席狀砂砂體以不同的時(shí)空配置方式與生油巖進(jìn)行配置，不但有充足的油源和優(yōu)越的供油條件，而且在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及差異壓實(shí)作用的共同作用下,使之成為一個(gè)低勢(shì)能區(qū),是油氣運(yùn)移的主要指向區(qū)[2]，對(duì)油氣聚集成藏起到了重要作用。

3 結(jié) 論

1)大情字井青一段具備形成規(guī)模性油藏的條件，古地貌演化與生油巖的生油范圍及生烴階段控制了油氣成藏的基礎(chǔ)，成藏期正向古構(gòu)造控制了油氣富集帶，條帶形分支水下河道砂體與指狀河口壩砂體等有利儲(chǔ)層控制了油氣儲(chǔ)存，油氣運(yùn)移場控制了油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向，廣泛分布的優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層控制了油氣藏保存，生儲(chǔ)蓋組合方式的不同為多種油藏形成提供了條件。

2)將大情字井青一段油藏類型劃分為：①大型巖性上傾尖滅帶控制的巖性上傾尖滅油藏；②多數(shù)反向正斷層或與巖性共同控制的斷層遮擋、斷層—巖性油藏；③正斷層與巖性共同控制的斷塊—巖性油藏。