蔡來星, 盧雙舫, 張訓(xùn)華, 黃文彪, 肖國林, 吳志強(qiáng)

(1.中國石油大學(xué)非常規(guī)油氣與新能源研究院,山東青島 266580; 2.青島海洋科學(xué)與技術(shù)國家實驗室,山東青島 266071; 3.中國地質(zhì)調(diào)查局青島海洋地質(zhì)研究所,山東青島 266071)

松南中央坳陷泉四段上生下儲式致密砂巖油成藏主控因素

蔡來星1,2,3, 盧雙舫1, 張訓(xùn)華2,3, 黃文彪1, 肖國林2,3, 吳志強(qiáng)2,3

(1.中國石油大學(xué)非常規(guī)油氣與新能源研究院,山東青島 266580; 2.青島海洋科學(xué)與技術(shù)國家實驗室,山東青島 266071; 3.中國地質(zhì)調(diào)查局青島海洋地質(zhì)研究所,山東青島 266071)

基于“優(yōu)質(zhì)源巖控藏”理論和“儲層甜點(diǎn)找油”思想,應(yīng)用測、錄井、試油、薄片等資料,系統(tǒng)總結(jié)松南中央坳陷區(qū)泉四段致密油的分布規(guī)律,剖析不同類型致密砂巖油成藏的主控因素。研究表明:致密砂巖油藏集中分布在長嶺凹陷內(nèi)及其周邊斜坡區(qū),具有“滿坳含油、宏觀連片”的特征和“東富西貧、南富北貧”的差異性;青一段下段烴源巖殘余有機(jī)碳含量(TOC)大于2.0%的優(yōu)質(zhì)源巖展布范圍控制致密油藏分布格局;異常高壓與源儲斷層的空間配置關(guān)系控制下部砂組含油性,剖面上油氣下排深度最大為140 m;平面上超壓大于10 MPa、與斷層距離小于2 500 m的區(qū)域是Ⅱ～Ⅳ砂組的致密油藏富集區(qū);優(yōu)質(zhì)儲層物性“甜點(diǎn)”控制致密油富集程度及產(chǎn)量;坳陷型湖盆上生下儲式致密砂巖油藏的形成主要存在凹陷區(qū)“源內(nèi)直排倒灌”和斜坡區(qū)“源邊反轉(zhuǎn)斷層遮擋”兩種成藏模式。

主控因素; 致密砂巖油藏; 上生下儲; 泉四段; 松南中央坳陷區(qū)

雖然目前國內(nèi)外學(xué)者對“致密油”的概念認(rèn)識不一[1-5],但預(yù)計到2030年全球石油產(chǎn)量將較目前增長1 610萬桶/d,其中有近一半來自致密油[6]。對于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)而言,泉四段致密砂巖油預(yù)測地質(zhì)儲量約1.0×109t。針對松遼盆地南部中央坳陷區(qū)泉四段致密砂巖油的成藏機(jī)制,不同學(xué)者持有不同觀點(diǎn),李傳亮[7]、張景廉等[8]認(rèn)為上生下儲式油氣成藏的模式不可能成立,因為上部烴源巖生烴過程中不會產(chǎn)生超壓,油氣“倒灌”運(yùn)移缺少最根本的動力[7-8];然而在非均質(zhì)性強(qiáng)烈的泥巖中因欠壓實作用、生烴增壓作用等產(chǎn)生異常高壓的觀點(diǎn)已經(jīng)得到國內(nèi)外大量專家學(xué)者的認(rèn)同[9-12],同時通過一系列物理模擬實驗和數(shù)值模擬實驗可以確定,上生下儲式油藏的形成以超壓作為驅(qū)動力,具有科學(xué)性和必然性[13-17]。另外,一些學(xué)者通過油源對比等方法,確定泉四段的油源來自于青一段生油層[17-19]:在青山口組沉積時期松遼盆地南部中央坳陷區(qū)迅速擴(kuò)張,青一段泥巖在快速沉降過程中受到上覆地層的不均衡壓實作用,于嫩江組時期開始形成古超壓,之后在喜山Ⅲ幕運(yùn)動影響下,盆地深部第三次熱流高峰促使青一段泥巖在嫩江組沉積時期(距今80～76 Ma)開始大量生烴,古超壓值進(jìn)一步增大[20]。至明水組末期,青一段異常高壓促使烴類沿斷層、微裂縫向下運(yùn)移至泉四段儲層中聚集成藏[21-23]。眾多學(xué)者對松遼盆地泉四段油藏的主控因素進(jìn)行過總結(jié)[24-26],如黃薇等[24]提出“Ro>0.7%的成熟源巖控制致密油分布范圍”;孫雨等[25]通過研究證明青一段超壓是油氣向下運(yùn)移的動力。筆者旨在明確研究區(qū)內(nèi)致密砂巖油藏富集規(guī)律,總結(jié)優(yōu)質(zhì)源巖、優(yōu)質(zhì)儲層、異常高壓及油源斷層的控藏作用,注重分析超壓與斷層的空間配置關(guān)系在油氣下排運(yùn)移中的作用,建立坳陷型湖盆上生下儲式致密砂巖油藏成藏模式,為下一步勘探提供指導(dǎo)。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

松遼盆地南部中央坳陷區(qū)面積約1.72×104km2,可以分為長嶺凹陷、紅崗階地、華字井階地、扶新隆起帶和東南隆起帶共5個二級構(gòu)造帶,研究區(qū)分布在長嶺凹陷及周邊斜坡區(qū),展布面積約5 000 km2。青一段呈不整合接觸關(guān)系覆蓋在泉四段之上,主要發(fā)育大套厚層暗色泥巖,具有高強(qiáng)度生、排烴特征且發(fā)育強(qiáng)超壓[25];而泉四段由上至下發(fā)育Ⅰ～Ⅳ砂組,砂巖類型主要為長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖,在經(jīng)歷強(qiáng)壓實、強(qiáng)膠結(jié)、弱溶解的成巖作用后,物性特征表現(xiàn)為近95%的樣品孔隙度φ<12%和滲透率k<1×10-3μm。由含烴流體包裹體測試和熱史、埋藏史分析,長嶺凹陷內(nèi)砂巖儲層在約距今87Ma已達(dá)到致密上限;在約距今80Ma時,青一段泥巖生成的油氣在超壓推動下充注至泉四段致密儲層中聚集成藏[25-27],目前已發(fā)現(xiàn)了海坨子、兩井和大安北等致密油藏(圖1,據(jù)吉林油田勘探院,略有修改)。

2 致密油藏富集規(guī)律

松遼盆地南部中央坳陷區(qū)泉四段沉積時期以弱還原—弱氧化環(huán)境為主[28],主要發(fā)育水下分流河道與河口壩砂體,在此地質(zhì)框架內(nèi)致密油藏呈條帶狀展布特征。從致密油油層厚度平面分布特征來看,泉四段砂體具有“滿坳含油、宏觀連片”的特征。

對研究區(qū)180余口井的測、錄井資料進(jìn)行統(tǒng)計,結(jié)合試油試采等生產(chǎn)數(shù)據(jù),繪制致密油區(qū)內(nèi)油層厚度等值線圖。結(jié)果表明,平面上在整個致密儲層展布范圍內(nèi)均可見油層,其中長嶺凹陷內(nèi)中、南部的讓字號井區(qū)、乾字號井區(qū)和華字井階地靠近凹陷區(qū)的孤字號井區(qū),致密油最為富集,油層厚度集中在40～50m范圍內(nèi),日產(chǎn)油量為10.15～28.2t;而長嶺凹陷北部查字號井區(qū)、紅崗階地大字號井區(qū)的油層厚度較薄,多為4～8m,日產(chǎn)油量僅0.31～3.41t,是研究區(qū)內(nèi)的資源匱乏區(qū)。

剖面上,對比4個砂組的油層厚度可以看出,Ⅱ、Ⅲ砂組是致密油最為富集的層段,大部分油層厚度集中在12～20m,只在長嶺凹陷中部和紅崗階地斜坡區(qū)發(fā)育少量厚度小于8m的油層;Ⅳ砂組油層厚度最薄且呈現(xiàn)零星分布的特征,除長嶺凹陷讓53井區(qū)發(fā)育小片厚約20m的油層外,其他位置的油層厚度多小于8m,甚至不見油氣顯示。頂部砂組與下部砂組的砂體含油性呈現(xiàn)極高的互補(bǔ)特征:在Ⅰ砂組中油氣富集的區(qū)塊1、2位置在Ⅲ砂組中只發(fā)育非常薄的油層;而Ⅰ砂組中不見油氣顯示的區(qū)塊3位置卻是Ⅲ砂組的油氣富集區(qū);Ⅱ砂組砂體夾于Ⅰ、Ⅲ砂組之間,其油層厚度及展布特征也呈現(xiàn)過渡性趨勢,充分體現(xiàn)了油氣在泉四段致密儲層中下排倒灌的運(yùn)移路徑(圖2)。

3 致密油成藏主控因素

3.1 優(yōu)質(zhì)源巖展布范圍控制致密油藏分布格局

在致密油氣成藏過程中,“優(yōu)質(zhì)源巖控藏”的觀點(diǎn)得到了眾多學(xué)者的一致認(rèn)同[29-31]。參考盧雙舫等[31]提出的優(yōu)質(zhì)源巖評價方法,筆者利用源巖排烴量與有機(jī)質(zhì)豐度的拐點(diǎn)厘定源巖級別,認(rèn)為在拐點(diǎn)之上隨烴源巖殘余有機(jī)碳含量(TOC)增大,排烴量明顯升高的源巖為優(yōu)質(zhì)源巖,其對應(yīng)的TOC下限為2.0%[17]。

3.1.1 優(yōu)質(zhì)源巖發(fā)育范圍

在確定上述優(yōu)質(zhì)源巖TOC下限后,應(yīng)用ΔlogR方法對TOC數(shù)據(jù)進(jìn)行測井?dāng)M合[34],擬合效果良好,符合率高達(dá)92%。進(jìn)而統(tǒng)計研究區(qū)266口井中TOC大于2.0%的優(yōu)質(zhì)源巖厚度,對源巖空間展布規(guī)律進(jìn)行詳細(xì)解剖:縱向上,青一段下段優(yōu)質(zhì)源巖的厚度在長嶺凹陷中部達(dá)到40～50 m,且橫向連接成片,上段優(yōu)質(zhì)源巖厚度僅約10 m且展布不穩(wěn)定;平面上,厚度大于40 m優(yōu)質(zhì)源巖的排烴強(qiáng)度也多大于50×104t/km2,集中發(fā)育在長嶺凹陷和西部斜坡帶[17],基本涵蓋了致密油藏富集范圍(圖3)。

3.1.2 優(yōu)質(zhì)源巖厚度

在優(yōu)質(zhì)源巖發(fā)育區(qū)(厚度大于45 m),泉四段油氣下排最大深度可達(dá)160 m,其生、排烴貢獻(xiàn)明顯大于有效源巖,對致密油成藏的控制作用也最強(qiáng)[17];劣質(zhì)源巖的排烴貢獻(xiàn)最差,甚至隨著其厚度的增加,石油下排深度呈變小趨勢,說明劣質(zhì)源巖對致密油成藏基本沒有貢獻(xiàn)(圖4(a))。同時,青一段下段優(yōu)質(zhì)源巖的控藏作用明顯強(qiáng)于上段優(yōu)質(zhì)源巖[17]，這是因為雖然兩者的生、排烴強(qiáng)度相似,且生成的石油均在上覆超壓驅(qū)動下向下運(yùn)移、充注(圖4(b)),但上段源巖排出的烴類會受到下段泥巖的阻擋。緊鄰泉四段砂巖的青一下段優(yōu)質(zhì)源巖具有“多生優(yōu)排”的特征,是泉四段成藏的主力烴源巖,在其累計厚度為40 m時,石油下排深度便可達(dá)160 m[17]。

圖2 松南中央坳陷區(qū)泉四段致密油油層厚度等值線圖Fig.2 Contour maps of tight oil reservoir thickness in Q4 Formation at central depression in southern Songliao Basin

圖3 松南中央坳陷區(qū)青一段優(yōu)質(zhì)源巖、超壓、T2斷層及泉四段油層厚度平面分布疊合圖Fig.3 Overlapping map of high-quality source rocks and overpressure in Qn1 and distribution of reservoir thickness in Q4 and T2 fault at central depression in southern Songliao Basin

3.2 異常高壓與源儲斷層的空間配置關(guān)系

在嫩末沉積時期,松南中央坳陷區(qū)內(nèi)溝通青一段源巖與泉四段儲層的T2斷裂活動開啟,密度可達(dá)0.12條/km2,以北北西為主要走向,南北走向的斷層次之,北北東走向的斷層較少,延伸長度一般超過5 km[35]。此時青一段古超壓得以釋放[36],青一段生成的油氣克服毛管力和浮力的阻擋作用,下排至泉四段致密儲層。對于頂部Ⅰ砂組砂體而言,除了近源優(yōu)勢,其輸導(dǎo)體系也具有多樣性,溝通源儲的T2斷層、超壓作用下產(chǎn)生的泥巖微裂縫以及斷層兩盤砂泥對接的方式[22]都可以為油氣充注提供運(yùn)移通道;但對于下部Ⅱ～Ⅳ砂組,上覆異常高壓和源儲斷層的空間匹配關(guān)系才是制約其含油性的關(guān)鍵地質(zhì)因素[23]。

3.2.1 超壓和T2源儲斷層平面配置

基于Petromod軟件,對研究區(qū)內(nèi)188口單井的超壓史模擬結(jié)果進(jìn)行分析后認(rèn)為,在長嶺凹陷內(nèi)古超壓最高可達(dá)20 MPa,而相應(yīng)高壓發(fā)育部位的油層累計厚度也約50 m;同時,斜坡帶油氣富集區(qū)域也被涵蓋在古超壓值大于10 MPa的平面范圍內(nèi)，否則即使T2源儲斷層存在致密油也難以下排成藏(圖3)。

圖4 青一段源巖、古超壓與泉四段油氣下排深度關(guān)系Fig.4 Correlation diagrams of source rock thickness, ancient overpressure in Qn1 Formation and oil discharge depth in Q4 Formation

T2斷層密集帶作為溝通源儲的重要運(yùn)移通道,對泉四段下部砂組的油氣富集程度也具有明顯的控制作用:隨著探井與斷層距離的不斷增大,含油砂體累計厚度逐步減薄、單砂體含油飽和度逐漸降低。油氣由青一段下排至泉四段儲層時首先充注Ⅰ砂組砂體,在多通道、足油源的影響下,Ⅰ砂組砂體的最遠(yuǎn)側(cè)向運(yùn)移距離約為5 000 m;與此同時部分油氣也已到達(dá)下部Ⅱ～Ⅳ砂組并在物性較好的砂體中進(jìn)行短距離側(cè)向運(yùn)移,但隨著砂組埋深的增大,油源減少且超壓降低,油氣側(cè)向運(yùn)移的最遠(yuǎn)距離逐漸減小:在Ⅱ、Ⅲ砂組中,探井與斷層距離2 500～2 600 m時,砂體含油飽和度遞減為0;而在底部Ⅳ砂組中,油氣側(cè)向運(yùn)移的最遠(yuǎn)距離僅為1 600 m(圖5(a)～(d))。由此可見,限于下部砂組“遠(yuǎn)源少油”的劣勢,上覆超壓和源儲斷層的平面匹配關(guān)系,成為制約其油氣富集范圍的關(guān)鍵因素。

3.2.2 超壓和T2源儲斷層剖面配置

在相同的地質(zhì)背景下,斷層可作為溝通源儲的優(yōu)勢運(yùn)移通道。相比距離斷層較遠(yuǎn)的井位,近斷層砂體具有快速捕獲油氣的優(yōu)勢,尤以泉四段下部砂組最為明顯[17]。研究區(qū)內(nèi)讓53-37、讓70等單井的泉四段油層厚度達(dá)42～46 m,平均產(chǎn)油為7.2 t/d,含油飽和度處于36%～59%范圍內(nèi),這說明泉四段致密油藏以雙油源斷層控制下的地塹、地壘最為富集,上覆青一段烴源巖生成的石油在雙向超壓驅(qū)動下克服毛管阻力、浮力后,通過“雙通道”運(yùn)移至泉四段儲層,所以這樣的構(gòu)造位置是油氣聚集的優(yōu)勢部位(圖6(a)、(b));而單油源斷層控制下的砂體中,若是地層上傾,則油氣相對富集(圖6(b)),但不能與深大斷裂相交,否則油氣會順斷層而上,在砂體中形成“過而不留”的現(xiàn)象(圖6(c));若地層下傾,則油氣只聚集在近斷層位置,尤其是下部砂組,含油飽和度會明顯減低(圖6(b)、(c)),這是因為隨著油氣的不斷運(yùn)移、充注,下部砂組的油源逐步減少、超壓逐漸衰減,且運(yùn)移阻力明顯增大。

圖5 青一段超壓、T2斷層與泉四段砂體含油飽和度關(guān)系Fig.5 Correlation diagrams of overpressure in Qn1 Formation, fault of T2and reservoir oil saturation in Q4 Formation

圖6 泉四段斷裂控藏模式Fig.6 Pattern of fault in controlling hydrocarbon accumulation of Q4 Formation

3.3 優(yōu)質(zhì)儲層控制致密油富集程度

3.3.1 砂體展布控制油層累計厚度

松遼盆地南部中央坳陷區(qū)泉四段主要發(fā)育的水下分流河道與河口壩砂體作為油氣富集的主要場所,是制約其分布特征及富集程度的地質(zhì)框架。以研究區(qū)內(nèi)乾安構(gòu)造帶為例進(jìn)行解剖發(fā)現(xiàn),水下分流河道以條帶狀展布,河口壩以透鏡狀存在,鉆遇這兩種砂體的乾深12、乾215、乾深1、讓40等多口井的泉四段油層富集程度高,其累計厚度處于15～25 m范圍內(nèi);而乾207、乾深3等位于河道間灣的井,其泉四段巖性主要發(fā)育泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖,砂巖粒度細(xì)、雜基含量高且砂體厚度較薄,加之距離T2斷層較遠(yuǎn),缺乏優(yōu)勢運(yùn)移通道,導(dǎo)致其相應(yīng)的油層累計厚度多小于5 m,甚至不見油氣顯示(圖7)。

圖7 乾安構(gòu)造帶泉四段砂體展布特征及油層累計厚度Fig.7 Sandbody distribution and cumulative thickness of Q4 Formation in Qianan tectonic belt

3.3.2 物性“甜點(diǎn)”控制砂體含油飽和度及產(chǎn)量

“甜點(diǎn)”是指在砂巖整體物性較差背景下的局部高孔高滲區(qū)[37]。在致密儲層中,物性的好壞,尤其是滲透率的高低對含油性具有明顯的影響,在相同的地質(zhì)條件下,儲層滲透率越好的砂體其含油性越好。在油水界面張力和潤濕角一定的前提下,毛管壓力(充注阻力)的大小取決于砂體中喉道的寬度,喉道寬、滲透率高的儲層具有優(yōu)先聚集油氣的優(yōu)勢[38]。

統(tǒng)計儲層物性與砂體含油飽和度的關(guān)系發(fā)現(xiàn),無論頂部Ⅰ砂組砂體還是下部Ⅱ～Ⅳ砂組砂體,隨著儲層滲透率的增大,儲層品質(zhì)明顯改善,其相應(yīng)的砂體含油飽和度顯著增高,兩者呈線性正相關(guān)關(guān)系(圖8(a)、(b))。在Ⅰ砂組雖然質(zhì)量較差的儲層也存在個別含油飽和度較高的異常點(diǎn),但這主要是因為Ⅰ砂組距離源巖近,具有“源儲緊鄰”的優(yōu)勢,且超壓動力較大所致。

物性較好的致密砂巖儲層不僅含油飽和度高,而且由于其雜基含量和膠結(jié)物含量相對較少,在后期開發(fā)過程中對壓裂、酸化的要求也相應(yīng)降低。隨著砂體物性逐漸增高,油區(qū)日產(chǎn)油量也相應(yīng)增加,孔隙度小于10%,滲透率小于0.2×10-3μm2的砂體,日產(chǎn)油量小于0.4/(t·m)(圖8(c)、(d));而在此界限值之上,日產(chǎn)油量隨著物性條件的改善呈指數(shù)趨勢增加,最高可達(dá)1.2 t/(d·m)。

3.3.3 古隆起帶頂部及溶解作用

隆起帶頂部乾深4、乾深1井青一段泥巖厚度處于88～92 m范圍內(nèi),而兩翼的乾113井、乾188井青一段泥巖厚度處于96～101 m范圍內(nèi)(圖9(a)),由此可以確定,該隆起帶在泉四段沉積時期就已經(jīng)具備此地貌特征。由于古隆起帶核部處于湖泊浪基面之上,在湖浪高能帶的強(qiáng)烈沖刷作用下,頂部砂巖被層層篩洗,其成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度逐步提升,孔滲條件也較隆起帶兩翼部位有所增高。同時,由于古隆起帶兩翼沉積了相對較厚的泥巖地層,在差異壓實作用下,處于陡緩轉(zhuǎn)折帶的泉四段地層應(yīng)力較為集中,易形成張扭裂縫,從而改善古隆起帶頂部砂體物性[39]。由此可知，盡管隆起帶頂部乾深4、乾深1井上覆源巖質(zhì)量較差,但翼部青一段源巖排出的原油在通過斷層下排至泉四段砂體后,沿砂體上傾方向進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移,從而在古隆起帶頂部聚集成藏。

圖8 泉四段儲層物性、含油飽和度及產(chǎn)油量關(guān)系Fig.8 Correlation diagrams of reservoir property,oil saturation and production of Q4 Formation

同樣,因為強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動引發(fā)的深斷裂活動和火山巖漿噴發(fā),使得地層流體內(nèi)富含HCO3-或CO2[40],長石、巖屑等顆粒在酸性流體的作用下發(fā)生局部溶解作用,并伴隨片鈉鋁石的交代作用發(fā)生(圖9(b))。由于滲透性的改善和儲集空間的增加,在乾240、乾239井的泉四段4個砂組內(nèi)均發(fā)育了多套油層。

4 致密油成藏模式

4.1 凹陷區(qū)“源內(nèi)直排倒灌”成藏模式

具有此類成藏模式特征的致密油藏主要分布于長嶺凹陷內(nèi),由于青一段暗色泥巖埋藏深、有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高,且已達(dá)到成熟—高成熟階段,加之湖盆中心沉積速率大,在欠壓實作用和生烴作用控制下,青一段發(fā)育強(qiáng)超壓。在距今約80 Ma的嫩江組沉積時期,青一段暗色泥巖生成的烴類在強(qiáng)超壓驅(qū)動下開始向泉四段致密儲層運(yùn)移,由于Ⅰ砂組砂體緊靠源巖,其輸導(dǎo)體系具有多樣性,既包括青一段泥巖在超壓背景下發(fā)育的微裂縫,也包括斷層背景下產(chǎn)生的砂泥對接;另外,斷層也作為“直排倒灌”的主要運(yùn)移通道存在,而物性較好的砂體可以為油氣提供側(cè)向運(yùn)移?；冖裆敖M油源充足且輸導(dǎo)體系多樣,認(rèn)為儲層物性是控制其成藏的主要因素。下部Ⅱ～Ⅳ砂組距離上覆源巖較遠(yuǎn),在超壓驅(qū)動下,原油以油源斷裂為通道,克服浮力和毛管壓力的阻擋作用,向下運(yùn)移至致密儲層中物性較好的砂體內(nèi),然后在超壓和浮力作用下沿砂體或次級斷裂展開側(cè)向運(yùn)移,但由于泉四段砂巖埋藏深度大、壓實強(qiáng)度高、膠結(jié)作用強(qiáng)烈,導(dǎo)致儲層致密、孔喉連通性差,原油只能進(jìn)行很短距離的側(cè)向充注,最終在“先直排倒灌、后側(cè)向運(yùn)移(短距離)”的成藏機(jī)制下[25]形成致密砂巖油藏,如圖10中讓58—讓54—孤19井所示的源內(nèi)區(qū)。其中,強(qiáng)超壓、雙油源控制下的地塹、地壘以及單油源斷層控制下的上傾砂巖是油氣成藏的有利位置,但深大斷裂的逸散作用不利于油氣聚集(圖10)。

圖9 古隆起帶油藏剖面及溶解作用特征Fig.9 Profile of oil reservoir and dissolution in ancient uplift belt

圖10 泉四段上生下儲式致密砂巖油成藏模式Fig.10 Hydrocarbon accumulation model of above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs of Q4 Formation

4.2 斜坡區(qū)“源邊反轉(zhuǎn)斷層遮擋”成藏模式

具有此類成藏模式的致密油藏分布于近凹陷的斜坡區(qū),包括華字井階地、扶新隆起帶西部及紅崗階地,邊界與致密儲層邊界相同(圖1)。來自于?？?、懷德和長春水系的陸源碎屑物質(zhì)充沛,在斜坡區(qū)沉積了大片條帶狀水下分流河道砂體和透鏡狀河口壩砂體,砂質(zhì)純凈且分選較好,加之壓實作用和后期膠結(jié)作用均較沉積中心弱,儲層物性優(yōu)于長嶺凹陷,砂體不僅便于原油聚集,還可為其提供側(cè)向運(yùn)移通道;雖然斜坡區(qū)自身范圍內(nèi)源巖多處于低熟狀態(tài)、排烴量小,難以為大規(guī)模的油氣運(yùn)聚提供充足油源,但繼承性發(fā)育的斜坡帶處于凹陷區(qū)和隆起區(qū)的過渡帶位置,是成熟源巖區(qū)生成的油氣向隆起區(qū)大規(guī)模運(yùn)移的必經(jīng)之路,油源充足。當(dāng)橫向展布的砂體與反轉(zhuǎn)斷層相交時,砂泥斜接和泥巖涂抹作用使得斷層封閉,有效地防止了油氣繼續(xù)逸散而得以聚集、成藏,形成斜坡區(qū)源邊成藏模式,如圖10中孤19—孤20井所示區(qū)域。在該模式中,充足油源、砂體物性以及輸導(dǎo)體系都具有先天優(yōu)勢,上傾反轉(zhuǎn)斷層以及反轉(zhuǎn)斷層與水下分流河道砂體的匹配關(guān)系成為控制油藏形成的關(guān)鍵地質(zhì)因素[25](圖10)。

5 結(jié) 論

(1)松南中央坳陷區(qū)泉四段“上生下儲”式致密砂巖油藏集中分布在長嶺凹陷內(nèi)及其周邊斜坡區(qū),具有“滿坳含油、宏觀連片”的特征和“東富西貧、南富北貧”的差異性。平面上,長嶺凹陷內(nèi)讓字號井區(qū)、乾字號井區(qū)和華字井階地靠近凹陷區(qū)的孤字號井區(qū)是致密油最為富集的區(qū)塊;剖面上,Ⅱ、Ⅲ砂組中致密油最為富集,而Ⅳ砂組油層厚度最小且呈現(xiàn)零星分布的特征。

(2)優(yōu)質(zhì)源巖、上覆異常高壓、優(yōu)質(zhì)儲層及油源斷層是控制致密油成藏的主要地質(zhì)因素,其中青一段下段TOC大于2.0%的優(yōu)質(zhì)源巖展布范圍控制致密油藏分布格局;異常高壓與源儲斷層的空間配置關(guān)系控制下部砂組含油性,剖面上油氣下排深度最大為140 m;平面上超壓大于10 MPa、與斷層距離小于2 500 m的區(qū)域是Ⅱ～Ⅳ砂組的致密油藏富集區(qū);優(yōu)質(zhì)儲層控制致密油富集程度及產(chǎn)量。

(3)坳陷型湖盆上生下儲式致密砂巖油藏的形成主要存在凹陷區(qū)“源內(nèi)直排倒灌”和斜坡區(qū)“源邊斷層遮擋”兩種成藏模式。

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(編輯 徐會永)

Main controlling factors of above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs at Quantou 4 Formation of central depression in southern Songliao Basin

CAI Laixing1,2,3, LU Shuangfang1, ZHANG Xunhua2,3,HUANG Wenbiao1, XIAO Guolin2,3, WU Zhiqiang2,3

(1.Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy in China University of Petroleum,Qingdao266580,China;2.QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao266071,China;3.QingdaoInstituteofMarineGeology,ChinaGeologicalSurvey,Qingdao266071,China)

This paper systematically studied different types of tight sandstone oil reservoirs in Quantou 4 Formation,based on the theory of "high-quality source rocks control hydrocarbon accumulation" and the idea of "explore tight oil through sweet spots". Extensive field data such as logging,oil tests and sandstone thin sections were used. The results show that the tight sandstone oil reservoir is widely distributed in Changling depression and its surrounding slope area,which is characterized as full oil whole depression but with rich deposition imbalancedly distributed more in the eastern and southern regions. The distribution range of high-quality source rocks whose TOC>2.0% at bottom of Qingshankou 1 Formation controls the pattern of the tight sandstone oil reservoir. The relation between abnormally high pressure and source faults controls the formation of oil resovior in the lower part of Quantou 4 Formation. The maximum depth of down-migration is estimated 140 m. The area whose overpressure higher than 10 MPa and distance faults shorter than 2 500 m is an enrichment area of tight sandstone oil reservoir in Ⅱ～Ⅳ sand group of Quantou 4 Formation. These sweet spots of high-quality reservoir control the degrees of enrichment and production of tight sandstone oil reservoir. Our research indicates that "directly drained migration" within source rocks area and "reverse fault screened" in the side slope are two main models for above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs to formed in depressed lake basins.

main controlling factors; tight sandstone oil reservoirs; above-generation and below-storage; Quantou 4 Formation; central depression in southern Songliao Basin

2016-06-25

國家“973”專項課題(2014CB239005)；國家重點(diǎn)自然科學(xué)基金項目(41330313)；國家自然科學(xué)基金項目(41402109)；國家油氣重大專項(2011ZX05007-001)

蔡來星 (1985-) 男，博士，研究方向為地質(zhì)資源與地質(zhì)工程。 E-mail：qingxin717717@126.com。

盧雙舫 (1962-) 男，教授，博士，博士生導(dǎo)師， 研究方向為油氣地球化學(xué)及油氣地質(zhì)學(xué)。E-mail：lushuangfang@qq.com。

1673-5005(2016)06-0009-13

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.06.002

TE 122.1

A

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