謝明舉 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163712）

松遼盆地是一個(gè)中、新生代大型陸相含油氣盆地，具有下斷上坳雙層疊合的結(jié)構(gòu)及演化特征，構(gòu)成2套生烴層系，其中坳陷期為主。齊家－古龍凹陷發(fā)育多套烴源巖，從下至上包括青山口組1段 （青1段）、青山口組2＋3段 （青2＋3段）和嫩江組1段 （嫩1段），有機(jī)質(zhì)豐度高，母質(zhì)類型好，處于成熟－高成熟階段，為油氣藏的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。從下至上主要發(fā)育扶余 （F）油層、高臺(tái)子 （G）油層和葡萄花 （P）油層。儲(chǔ)層沉積于水下分流河道或三角洲前緣相，錯(cuò)疊分布的砂巖為油氣藏形成提供了儲(chǔ)集空間［1－2］。油源對(duì)比證實(shí)，青1段生成的原油向上進(jìn)入高臺(tái)子油層，向下進(jìn)入扶余油層，青2＋3段生成的原油向上進(jìn)入葡萄花油層，自生自儲(chǔ)進(jìn)入高臺(tái)子油層。

大慶油田長垣以西地區(qū)的勘探開發(fā)成果表明，西部含油層位多，縱向上疊合較少，G油層和F油層基本不疊合，P油層和G油層僅在龍虎泡構(gòu)造和金騰鞍部部分疊合。齊家北油田以F油層為主，P油層及G油層不發(fā)育；龍虎泡油田以G油層為主，F(xiàn)油層不發(fā)育，龍西地區(qū)以F油層為主，G油層及P油層不發(fā)育，古龍油田以P油層為主，G油層及F油層不發(fā)育。這種油水分布是受控于什么條件？含油性平面上基本不疊合的根本原因是什么？下面，筆者通過對(duì)中下部含油層位成藏過程系統(tǒng)性、整體性的分析，指出了長垣以西地區(qū)中下部含油層系成藏具有選擇性和互補(bǔ)性，總結(jié)了互補(bǔ)性成藏的3種模式和油氣的分布規(guī)律。

1 P油層、G油層、F油層互補(bǔ)性成藏的地質(zhì)現(xiàn)象

成藏的互補(bǔ)性指的是當(dāng)烴源巖的供油能力一定時(shí)，有良好的構(gòu)造圈閉條件時(shí)，P油層、G油層、F油層都會(huì)優(yōu)先在構(gòu)造圈閉中成藏，沒有良好圈閉條件時(shí)，油氣會(huì)選擇性的進(jìn)入成藏條件優(yōu)越的儲(chǔ)層中，當(dāng)其中一套油層發(fā)育時(shí)，造成別的對(duì)應(yīng)油層不發(fā)育或發(fā)育差。龍虎泡、龍西、齊家北、齊家南、古龍北及古龍南地區(qū)P油層、G油層、F油層之間存在相互補(bǔ)償?shù)默F(xiàn)象。

1）龍虎泡地區(qū) 龍虎泡油田以G油層為主，P油層在局部構(gòu)造高點(diǎn)發(fā)育，F(xiàn)油層發(fā)育較差。高臺(tái)子存在有利的構(gòu)造圈閉條件，儲(chǔ)層尖滅于青2＋3段生油巖中，形成自生自儲(chǔ)的特點(diǎn)。同時(shí)又有青1段烴源巖的油氣補(bǔ)充。P油層、G油層、F油層單井鉆遇砂巖分別為6.3、16.1及26.4m，有效厚度單井鉆遇分別為0.8、5.5、3.2m，有效厚度鉆遇率分別為24.6%、91.8%、31.2%。當(dāng)P油層、G油層、F油層儲(chǔ)層都發(fā)育時(shí)，青1段生成的油氣優(yōu)先向上運(yùn)移在高臺(tái)子油層中聚集成藏，青2＋3段生成的油氣優(yōu)先進(jìn)入臨近的G油層，這就使得P油層、F油層處于油氣聚集成藏的不利條件下。

2）龍西地區(qū) 龍西地區(qū)以F油層最為發(fā)育，G油層、P油層零星分布，G油層只在塔161井區(qū)局部發(fā)育油水同層，屬于龍虎泡構(gòu)造油藏向龍西斜坡尖滅的過渡帶，P油層只在北西向或近北向的溝通油源的斷層發(fā)育的塔9井、塔36－4井及塔285－3井區(qū)發(fā)育，P油層、G油層發(fā)育的井區(qū)F油層有效厚度也會(huì)有所降低。P油層、G油層、F油層單井鉆遇砂巖有效厚度分別為7.2、8.6及29.6m，有效厚度鉆遇率分別為12.1%、6.2%、98%。F油層是典型的上生下儲(chǔ)式油藏，上覆的G油層砂巖不發(fā)育，青1段生成的油氣缺少聚集成藏的空間，油氣主要進(jìn)入下伏的F油層聚集成藏，同時(shí)G油層較發(fā)育的泥巖可以作為扶余油層的有利蓋層。P油層發(fā)育較差的原因在于油氣運(yùn)移的路徑上有龍南鼻狀構(gòu)造，優(yōu)先聚集了齊家－古龍凹陷運(yùn)移來的油氣。

3）齊家南地區(qū) P油層、G油層、F油層儲(chǔ)層都較發(fā)育，單井鉆遇砂巖分別為13.1、71及29.3m，而單井鉆遇有效厚度分別為0.5、5、2.7m，有效厚度鉆遇率分別為18.2%、75.2%、14.3%。G油層巖性油藏形成的有利條件在于，臨近齊家凹陷青2＋3段烴源巖，P油層只在金2及古301井區(qū)等局部構(gòu)造高點(diǎn)發(fā)育，F(xiàn)油層局部發(fā)育。

4）齊家北地區(qū) P油層、G油層、F油層儲(chǔ)層都較發(fā)育，單井鉆遇砂巖分別為16.4、78.4、21m，而單井鉆遇有效厚度分別為0.8、1.1、4m。F油層長期繼承性發(fā)育的鼻狀構(gòu)造傾伏于齊家凹陷生油中心，對(duì)油氣運(yùn)移具有一定的指向和誘導(dǎo)作用；G油層由于發(fā)育一套三角洲內(nèi)前緣分流河道和遠(yuǎn)砂壩，砂體發(fā)育而斷層少，由于缺少圈閉條件，屬于巖性油藏，平面上零散分布；P油層幾乎不發(fā)育，有效厚度鉆遇率僅為3.2%。

2 P油層、G油層、F油層互補(bǔ)性成藏地質(zhì)條件分析

1）儲(chǔ)層及烴源巖的特定空間配置為互補(bǔ)成藏提供了前提條件 P油層、G油層、F油層沉積受北部、西部、西北部及南部4大沉積體系控制，在泉頭組以河流相為主，青山口組以湖湘、三角洲前緣相為主，姚家組以三角洲平原和三角洲前緣為主。泉頭組沉積時(shí)，西部地區(qū)發(fā)育以古龍為中心大面積淺水湖泊，4個(gè)方向的河流入湖后，形成三角洲，物源供應(yīng)豐富，三角洲快速向前推進(jìn)，各物源交會(huì)，形成統(tǒng)一的三分流平原。青山口組沉積時(shí)，南部物源未影響到嫩江以北，西部物源沉積相帶窄，其前緣未達(dá)到敖古拉斷裂帶，北部和西北部物源為主，北部物源影響范圍最大，相帶寬。葡萄花油層為水進(jìn)淺水三角洲沉積，來自各物源方向的三角洲前緣交匯于古龍凹陷，并在古龍凹陷及其周邊地區(qū)形成縱向錯(cuò)疊連片，橫向連通較差的大面積前緣砂體。沉積相帶決定了砂泥巖的空間展布，成巖作用決定了其物性變化，成巖作用主要受最大埋深的影響，巖性圈閉的形成受沉積相和最大埋深控制，所以在西部地區(qū)扶余及P油層巖性圈閉發(fā)育，G油層前三角洲沉積很難形成巖性圈閉，古龍油田及其以南地區(qū)G油層幾乎不發(fā)育巖性圈閉。

齊家－古龍凹陷區(qū)位于盆地中央坳陷區(qū)，屬于長期性繼承性深水凹陷，從嫩江組沉積開始，凹陷有較大幅度的沉降，嫩末有輕微的抬起。主要的生油層為青1段、青2＋3段及嫩1段，烴源巖多為Ⅰ類及Ⅱ類生油巖，油源是極其豐富的。青1段烴源巖在嫩末已經(jīng)進(jìn)入成熟階段，明末進(jìn)入大量生油階段，古近紀(jì)末期進(jìn)入高成熟階段。青2＋3段烴源巖在白堊紀(jì)末進(jìn)入大量生烴階段，嫩1段的烴源巖成熟較晚，在古近紀(jì)末期才開始大量生烴。

P油層、G油層、G油層3套儲(chǔ)層將青1段及青2＋3段烴源巖夾在中間，P油層位于源巖之上屬于底生頂儲(chǔ)的成藏模式，G油層位于烴源巖之下，構(gòu)成了頂生底儲(chǔ)的含油組合，G油層油源來自于青2＋3段和青1段泥巖，屬于自生自儲(chǔ)及下生上儲(chǔ)的成藏模式。

P油層、G油層、F油層輸繼承性斷層發(fā)育，大多從T2（G油層頂面反射層）以下斷至T1－1（P油層頂面反射層），成為生油層向P油層、G油層、F油層輸送油氣的通道，使3者成為一個(gè)整體。P油層、G油層、F油層儲(chǔ)層與烴源巖及斷層的空間配置，決定了它們的相互依存性，為互補(bǔ)成藏提供了前提條件。

2）P油層、G油層、F油層經(jīng)歷了相似的成藏過程 包裹體的均一溫度可以反映油氣注入時(shí)的儲(chǔ)層溫度，因此可以應(yīng)用與有機(jī)包裹體同期的鹽水包裹體的均一溫度恢復(fù)油氣成藏溫度和成藏期。長垣以西地區(qū)P油層、G油層、F油層都經(jīng)歷了3期成藏，油氣成藏期次與盆地構(gòu)造發(fā)展歷程有較好的同步性［3－7］。齊家－古龍地區(qū)構(gòu)造演化經(jīng)歷了嫩江組末具雛形、白堊紀(jì)末完善、古近紀(jì)末定形的發(fā)展過程。嫩江組末期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)以褶皺作用為特征，齊家－古龍凹陷東側(cè)出現(xiàn)大慶長垣雛形，凹陷內(nèi)青1段、青2＋3段源巖開始大量生油，為第1次成藏提供了條件；白堊紀(jì)末期，盆地受到SEE向擠壓，齊家－古龍凹陷內(nèi)NNE向斷裂發(fā)育，凹陷周邊形成一系列背斜和鼻狀構(gòu)造，青1段、青2＋3段源巖進(jìn)入生油高峰，形成了第2次油氣運(yùn)移、成藏條件；古近紀(jì)末的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使凹陷內(nèi)的構(gòu)造帶定形，斷裂進(jìn)一步活動(dòng)，青1段、青2＋3段源巖進(jìn)入高成熟階段，為第3次成藏創(chuàng)造了條件。中下部含油層系經(jīng)歷相似的成藏過程，有3次主要的成藏過程，在每一次成藏過程中，油氣的充注會(huì)有選擇性和優(yōu)先性。

圖1 長垣以西地區(qū)中下部含油層系互補(bǔ)性成藏模式

3 P油層、G油層、F油層互補(bǔ)性成藏模式的建立

中下部含油層系成藏的首要條件是構(gòu)造背景，當(dāng)存在有利的構(gòu)造圈閉條件時(shí)，優(yōu)先在圈閉中聚集成藏；不存在構(gòu)造圈閉條件時(shí)，在烴源巖和儲(chǔ)層間互分布的前提下，經(jīng)歷了相似的成藏過程，成藏時(shí)油氣的充注有選擇性，互補(bǔ)性。長垣以西中下部含油層系的成藏互補(bǔ)性，具有“三同”的特征，即同源供油、同渠道排烴、同期運(yùn)聚成藏［8］。在斷層未停止活動(dòng)、生油層未停止排烴之前，P油層、G油層、F油層經(jīng)歷過同屬一個(gè)油藏系統(tǒng)的動(dòng)態(tài)演化過程，溝通兩者的斷層連接了整個(gè)動(dòng)態(tài)平衡過程。青1段泥巖生成的油氣有向上和向下2種運(yùn)移方式，在浮力作用下向上運(yùn)移，當(dāng)青2＋3段砂巖發(fā)育時(shí)，有一定的優(yōu)先“分配權(quán)”油氣便在其中聚集成藏，在青1段異常壓力作用下向下運(yùn)移，當(dāng)泉頭組上部砂巖發(fā)育時(shí)油氣便在其中聚集成藏，當(dāng)一個(gè)地區(qū)G油層、F油層砂巖都較發(fā)育時(shí)，油氣優(yōu)先選擇在其上覆的青2＋3段聚集成藏。同樣的道理，青2＋3段生成的油氣，遇到G油層儲(chǔ)層發(fā)育時(shí)，首先以自生自儲(chǔ)模式成藏，當(dāng)G油層儲(chǔ)層不發(fā)育時(shí)，向上運(yùn)移至P油層聚集成藏（見圖1）。

1）上部優(yōu)勢型 上部P油層儲(chǔ)層發(fā)育，優(yōu)先捕獲了絕大部分油、氣，G油層及F油層不發(fā)育或發(fā)育較差，如古龍北、古龍南地區(qū)。

2）中部優(yōu)勢型 中部的G油層砂巖發(fā)育，捕獲了青2＋3段生成的油氣，自生自儲(chǔ)成藏，另外青1段生成的油氣也大部分向上運(yùn)移至G油層聚集成藏。上覆的P油層及下伏的F油層不發(fā)育或發(fā)育差，如龍虎泡油田和齊家南地區(qū)。

3）下部優(yōu)勢型 下部的F油層砂巖發(fā)育，且上部的P油層和G油層儲(chǔ)層不發(fā)育，或者是斷層未溝通，或者是別的區(qū)塊有更為有利的圈閉條件，油氣大部分向下運(yùn)移供給F油層聚集成藏，如龍西地區(qū)齊家北油田。

4 結(jié)論與建議

（1）從系統(tǒng)性和整體性的角度分析長垣以西地區(qū)中下部含油層系的成藏過程，成藏互補(bǔ)性具有“三同”的特征，即同源供油、同渠道排烴、同期運(yùn)聚成藏。指出了中下部含油層系成藏具有互補(bǔ)性，將長垣以西地區(qū)中下部含油層系歸納為3種模式：上部優(yōu)勢型、中部優(yōu)勢型和下部優(yōu)勢型。

（2）中下部含油層系成藏具有互補(bǔ)性的認(rèn)識(shí)，可以較好的指導(dǎo)評(píng)價(jià)部署和開發(fā)方案編制，尤其在評(píng)價(jià)埋深大于2000m的油層潛力時(shí)要有的放矢，下一步油藏評(píng)價(jià)重點(diǎn)是在龍西地區(qū)以扶余油層為主，齊家南地區(qū)以高臺(tái)子油層為主，古龍南油田以葡萄花油層為主開展部署，力求探明規(guī)模效益儲(chǔ)量。

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