白军辉

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000)

0 引 言

随着中国常规油气勘探的深入进行，以致密油、页岩气为代表的非常规油气已成为中国油气增储上产最具潜力的资源领域[1]。北美地区Alberta、Williston、Anadarko和Maverick盆地致密油的成功开发，在全球范围内引发致密油勘探热潮[2-4]。中国的四川、松辽和准噶尔等盆地也蕴含丰富的致密油气[5]，在鄂尔多斯盆地发现储量超亿吨的致密油田——新安边油田。中国致密油多形成于陆相沉积环境，复杂的地质条件导致各盆地致密油分布规律和油藏规模各不相同，致密油成藏地质理论、主控因素、富集规律和勘探方向认识也存在诸多分歧，严重制约了致密油勘探规模的扩大[6]。松辽盆地是中国最早开展致密油勘探的地区之一，从1959年区域岩性油藏勘探开始，经过60 a的勘探，已在卫星、太东、宋芳屯、肇州、榆树林等多个油田发现近11.7×108t致密油资源[7]。近年来，通过水平井体积压裂、CO2吞吐和直井适度压裂弹性开发等方式实现了扶余油层致密油的有效开发[8-14]。长期的勘探实践表明，松辽盆地北部各构造单元内致密油特征、成藏主控因素迥然不同，导致致密油分布规律、油藏规模各不相同，严重影响了盆地北部致密油勘探效果。该文在三肇地区扶余油层致密油油藏特征分析基础上，通过生烃期剩余压力分布、断砂组合形成的立体输导体系和“甜点”储层特征等致密油成藏主控因素分析，分别在凹陷北部沉积中心区、凹陷周缘斜坡区和南部凸起建立3种成藏模式，为松辽盆地北部相似地区致密油勘探提供地质依据。

1 区域地质概况

松辽盆地是中国东北地区最大的中—新生代含油气盆地，研究区位于盆地北部中央坳陷区东部，是一个由多条基底深断裂控制的次级凹陷，呈三角洲展布(图1)，具有西高东低、由凹陷边缘向凹陷中心倾斜的特征，局部发育鼻状凸起和断鼻状构造。松辽盆地演化经历了断陷(K1sh—K1q2)、坳陷(K2qn—K2y2+3)和反转(K1n5—K2m)3个阶段，油气主要集中于坳陷期的扶余、高台子、葡萄花等油层内。泉四段扶余油层与上覆青一段烃源岩组成典型的源下型致密油，是研究区最重要的致密油产层。紧邻烃源岩的扶Ⅰ、扶Ⅱ油层含油性较好，埋深最大的扶Ⅲ油层基本无大规模的油气聚集。

图1 三肇地区位置及扶余油层沉积相Fig.1 The location of Sanzhao Area and sedimentary facies of Fuyu oil-bearing formation

2 三肇地区致密油藏特征

2.1 烃源岩条件

高丰度的成熟烃源岩是连续型油气聚集的基础[15]。研究区青一段湖侵期沉积的泥岩、油页岩有机质丰度高，生、排烃强度大，是扶余油层致密油最主要的烃源岩。通过统计362口井可知，研究区青一段烃源岩厚度约为60～85 m，最厚处可达130 m，从凹陷中心向周缘斜坡和南部朝阳沟阶地逐渐变薄；青一段TOC含量普遍较高，83%的样品TOC含量大于2.0%，平均含量为3.1%，氯仿沥青“A”也具类似分布特征，最大为1.56 mg/g，仅有12%的样品小于0.10 mg/g，平均为0.66 mg/g，为优质烃源岩(图2)。干酪根元素组成表明青一段烃源岩主要为Ⅰ型，同时含少量Ⅱ1型。研究区青一段Ro为0.6%～1.2%，达到成熟阶段，Ro大于0.7%的烃源岩面积近1.3×104km2，集中于北部徐3—树122井沉积中心附近，体积较大的成熟烃源岩是致密油形成的物质基础。

图2 研究区烃源岩TOC和氯仿沥青“A”分布Fig.2 The distribution of hydrocarbon source rock TOC and chloroform bitumen “A” in the study area

2.2 储层特征

岩心观察表明，研究区常见曲流河、三角洲平原和三角洲前缘分流河道等多种成因砂体，凹陷周缘以曲流河、三角洲平原沉积为主，砂体极发育，单层砂体厚度为3～6 m，向凹陷中心逐渐变为三角洲前缘(图1b)，泥质含量增大，砂岩厚度减薄至1～3 m。垂向上，下部扶Ⅲ油层以浅湖相黑色、灰色泥岩沉积为主，随湖平面上升和河流进积作用，扶Ⅱ、扶Ⅰ油层三角洲前缘、三角洲平原面积扩大，多期河道叠置形成厚度超过10 m的巨厚层状复合砂体，在凹陷中心和周缘斜坡形成平面上叠合连片、垂向上叠置发育、呈准连续分布的致密储层，孔隙度为2.1%～13.4%，平均为10.4%，渗透率为0.01～151.00 mD，平均为0.95 mD。

2.3 圈闭类型

研究区圈闭类型多样，不同类型圈闭呈明显的规律性分布。其中，沉积中心的徐家围子向斜、升西向斜等构造相对低部位以岩性、断层-岩性圈闭为主，岩性圈闭是凹陷中心砂岩向周缘斜坡上倾尖灭形成的，主要分布在扶Ⅰ、扶Ⅱ油层内(图3，剖面位置见图1b)，同时，连续的分流河道砂体被断层切割，形成断层-岩性圈闭，也是凹陷中心重要圈闭类型之一。构造对致密油成藏也具有一定的诱导和控制作用，凹陷周缘斜坡区和南部朝阳沟阶地等构造高部位随构造抬升、断裂强度增大，形成背斜、断层圈闭，是凹陷周缘重要的圈闭类型和致密油富集成藏区。

图3 三肇地区扶余油层南北向油藏剖面Fig.3 The N-S reservoir profile of Fuyu oil-bearing formation in Sanzhao Area

3 致密油成藏主控因素

3.1 剩余压力

明水组末期，三肇地区青一段烃源岩大规模成熟并向外排烃，生、排中心位于研究区北部沉积中心树118井附近，生烃强度最大为900×104t/km2，排烃强度最大为400×104t/km2。由图4a可知：生、排烃强度由沉积中心向凹陷周缘斜坡和南部凸起逐渐减弱，明水组末期生、排烃强度平均为430×104t/km2和180×104t/km2，强烈的排烃作用使致密油沿排烃中心呈环带状分布。由图4b可知：由生烃增压形成的剩余压力是原油向下倒灌成藏的主要动力[10]，23个包裹体样品PVT模拟表明，明水组末期青一段成熟时，烃源岩生烃增压形成的剩余压力为20～25 MPa，相应的超压指数为1.2～1.4，凹陷北部榆树林地区和西南部头台油田剩余压力最大，约为22～26 MPa，超过地层破裂压力，在较高的压力梯度作用下，油气大规模充注进入下伏致密储层，相应的油藏饱和度也较高(图4b)。

图4 研究区青一段排烃强度、剩余压力与致密油关系Fig.4 The relationship between hydrocarbon expulsion intensity, residual pressure and tight oil in Member 1 of Qingshankou Formation in the study area

生烃增压形成的剩余压力不仅控制了油气充注范围，更直接影响了油气向下排驱的距离。通过对372口井试井分析表明，87%的油层到T2不整合面(青一段烃源岩底面)距离小于150 m，凹陷北部树111、树123井等生、排烃中心附近的钻井剩余压力高、压力梯度大，油层到青一段烃源岩的距离可超过400 m(图5)。试油结果揭示，致密油主要集中在上部扶Ⅰ、扶Ⅱ油层。其中，扶Ⅰ油层55.0%的井为工业井和见油气显示井，未见显示井中有相当一部分为砂体发育情况较差所致，扶Ⅱ油层工业油流井和见油气显示井为26.8%，而扶Ⅲ油层仅有5.1%的井为工业油流井和低产井，含油性随埋深增加而急剧变差，进一步说明剩余压力控制油气下运移距离，是致密油充注成藏的主要动力。

图5 扶余油层含油层到T2不整合面距离与砂体厚度关系

3.2 断裂+砂体组成的立体输导体

受多期构造演化影响，青一段烃源岩内形成由近千条小断层组成的T2断裂密集带，这些断裂密集带是研究区致密油倒灌和侧向运移的高速通道。其中，北北西、北北东向断裂主要为坳陷期断裂和断陷期断裂在坳陷期再次活化[11]，这2组断裂活动时间略早于明水组末大规模成藏期，是控制致密油成藏的重要因素(图6a)。研究区北部徐家围子向斜内断裂向下断至扶Ⅰ油层，使扶Ⅰ油层与上覆青一段烃源岩彼此连通，原油可就近在扶I油层岩性圈闭聚集成藏。南部朝阳沟油田等需要长距离运移的地区，由断裂+砂体组成的阶梯型、T型立体输导格架是控制致密油成藏的关键，岩心上常见裂缝中充填有机质，荧光显微镜下裂缝内可见蓝白色、蓝绿色油气包裹体，进一步证实断裂是扶余油层致密油重要的输导体。

扶余油层沉积的条带状河道砂也是致密油侧向运移的重要通道，与相应的断裂组成的立体输导体有利于原油侧向运移，在凹陷边缘局部高点或断鼻构造内聚集成藏。研究区西部斜坡区葡北油田以分流河道砂体为主，日产油量大于1 t/d的工业井和高产井含油砂体厚度为15～30 m，主要集中在凹陷边部，向沉积中心砂体厚度减薄、物性变差，当砂体厚度小于10 m时则以低产油井、低产油水井为主(图6b)。

图6 三肇地区T2断裂密集带特征、扶余油层砂体厚度与致密油关系Fig.6 The relationship between the characteristics of T2 dense fault zone, sand thickness of Fuyu oil-bearing formation and tight oil in Sanzhao Area

3.3 局部“甜点”储层

致密油气具有分布范围广、局部富集的特点，受沉积、成岩和构造等作用形成的局部“甜点”储层物性较好，成藏期油气充注阻力小，油气优先进入此类储层聚集成藏，相应的单井产能也较高，是致密油富集的有利区。美国Williston盆地Bakken组中大部分致密油都储集在“甜点”储层中，表明单井产量与“甜点”储层具有良好的匹配关系[16-18]。扶余油层致密油也具有类似特征，研究区高产油层的孔隙度为7.92%～16.13%，平均为11.97%，渗透率为0.10～1.52 mD，平均为0.96 mD；低产油层的孔隙度为7.20%～15.81%，平均为11.2%，渗透率分布范围较宽，为0.10～1.32 mD，平均为0.86 mD。由上可知：研究区储层物性下限孔隙度为8.00%、渗透率为0.10 mD，试油产量随物性改善而变好。

4 三肇地区致密油成藏模式

研究区不同地区油藏特征、成藏条件和主控因素各不相同，明确其成藏模式是致密油藏预测的基础和重要内容。在致密油分布特征和各控藏要素分析的基础上，分别建立了北部沉积中心“超压驱动、近源油气倒灌”、周缘斜坡区“断砂匹配、近源侧向运聚”和南部凸起带“断裂输导、远源侧向运聚”等3种成藏模式。

4.1 超压驱动、近源油气倒灌

北部沉积中心的“超压驱动、近源油气倒灌”成藏模式以徐家围子向斜最为典型，是研究区致密油成藏的主要模式。该模式致密油藏紧邻生、排烃中心，油源区烃源岩厚度大、有机质丰度高、Ro普遍大于1.0%，达到成熟阶段，相应的油源条件最好；主成藏期生烃强度约为700×104～900×104t/km2，排烃强度约为200×104～400×104t/km2，生烃增压产生的剩余压力为26 MPa，油气倒灌动力充足；油气沿断裂向下进入下伏扶余油层岩性圈闭聚集成藏，形成上生下储的成藏组合(图7a)，如升52—升552、升38—升39井区。由于北部沉积中心附近砂体厚度较小、物性较差，受砂体规模、断裂与砂体配置关系影响，升55、升37、树32井区等邻近油源断裂的岩性圈闭是北部沉积中心致密油勘探的主要有利区。

4.2 断砂匹配、近源侧向运聚

周缘斜坡区“断砂匹配、近源侧向运聚”成藏模式以西部头台油田最为典型，该模式致密油邻近生烃中心，烃源岩发育普遍达到成熟，油源区烃源岩条件较好；生烃强度为400×104～700×104t/km2，排烃强度为100×104～260×104t/km2，主成藏期生烃增压产生的剩余压力约为6～22 MPa；油气主要沿延伸入湖的连通砂体侧向运移至斜坡区局部高点、鼻状凸起如树140-树113、树123-树208井区聚集成藏，部分可沿断裂向下排烃至邻近的芳361—芳362和州7、州703等井区岩性圈闭中聚集。该模式油藏储层厚度大、物性好，受断裂展布和相对优质储层联合控制，芳362、芳13井与沉积中心侧向连通的河道砂体和树140、树201井由断裂控制的断鼻状构造是斜坡区致密油富集的主要区域。

4.3 断裂输导、远源侧向运聚

南部凸起的朝阳沟油田发育“断裂输导、远源侧向运聚”的成藏模式。该模式油藏由于远离沉积中心，油源条件较差，剩余压力普遍小于4 MPa，但砂体厚度大、储层物性好、断裂极发育，沉积中心生成的油气在浮力作用下，沿北北西向断裂侧向运移至源154、朝89—朝8、朝63—朝948等井区的构造高部位的背斜、断背斜中聚集成藏(图7b)。油藏分布受断裂分布及构造高点控制，邻近油源断裂的朝948井、朝94井断层圈闭和朝88、朝86、源352井背斜圈闭是南部凸起致密油有利勘探目标。三肇地区不同构造单元致密成藏主控因素差异，导致致密油富集规律和成藏模式各不相同，致密油勘探目标优选时必须考虑致密油成藏特征，如北部沉积中心以紧邻排烃中心的岩性圈闭为最优目标，周缘斜坡区则以连通砂体发育的局部高点、鼻状凸起为有利目标，南部凸起首选油源断裂附近的背斜、断背斜为主要勘探目标区。

图7 三肇地区扶余油层致密油成藏立体模式示意Fig.7 The 3D diagram of the model of tight oil accumulation in the Fuyu oil-bearing formation in Sanzhao area

5 结 论

(1) 青一段烃源岩是扶余油层主要的油源岩，研究区致密油藏主要分布在TOC大于2%、Ro大于0.7%的高丰度、高成熟烃源岩附近的河道砂体中；油气主要集中在北部埋深约为1 500～1 800 m的扶Ⅰ、扶Ⅱ油层岩性圈闭内，周缘斜坡和南部凸起断层圈闭、断鼻状构造和鼻状凸起也具有较高的含油性。

(2) 青一段成熟时形成的剩余压力是致密油倒灌、充注成藏的主要动力；断裂+砂体构成的立体输导体作为致密油侧向运移的重要通道，是形成准连续型油气聚集的必要条件；整体致密背景下“甜点”储层是致密油富集、高产的有利区。

(3) 在研究区致密油成藏条件、主控因素分析基础上，建立北部沉积中心“超压驱动、近源油气倒灌”、周缘斜坡区“断砂匹配、近源侧向运聚”和南部凸起带“断裂输导、远源侧向运聚”等3种成藏模式。