【新疆石油展】松遼盆地北部中淺層全油氣系統特征與成藏聚集模式

摘要：基于松遼盆地油氣勘探實踐，結合地震、測井、地球化學等勘探開發新資料，對松遼盆地北部中淺層全油氣系統基本地質條件、油氣類型、油氣分布特征、成藏聚集動力、源儲關系及成藏聚集模式開展系統研究。研究表明：①松遼盆地北部中淺層具備全油氣系統形成條件，油氣資源充足、儲集層類型多樣、輸導體系發育，形成以白堊系青山口組烴源巖為中心的全油氣系統。②全油氣系統內不同類型油氣資源在沉積體系、巖性組合及物性變化等方面存在關聯作用，并在一定程度上造就了松遼盆地北部中淺層常規油藏-致密油-頁巖油有序共生的空間分布特征。③縱向上，源上常規油、源內頁巖油/致密油、源下致密油有序共生；平面上，自盆地邊緣向凹陷中心有序發育常規油-致密油-夾層型頁巖油-頁巖型頁巖油。④構建松遼盆地北部中淺層全油氣系統源上常規油浮力充注成藏、源內頁巖油滯留聚集、源下致密油源儲壓差充注聚集3類成藏聚集模式。提出的松遼盆地北部全油氣系統新認識，為松遼盆地油氣資源的整體勘探部署提供新思路，將有助于松遼盆地剩余油氣資源高效勘探和新層系新領域快速獲得油氣發現。

一、區域地質概況

松遼盆地是中國東北地區最大的具有下斷上坳雙重結構的中新生代陸相含油氣盆地，面積為26×10000k㎡。盆地內包括中央坳陷區、西部斜坡區、東北隆起區、東南隆起區、北部傾沒區以及西南隆起區6個一級構造單元（見圖1a）。松遼盆地在形成演化過程中主要經歷了熱隆張裂、裂谷、拗陷和萎縮抬升階段。松遼盆地的基底為古生界和前古生界變質巖、火成巖等巖系，向上依次發育斷陷期地層（下白堊統火石嶺組、沙河子組、營城組）、斷拗轉換期地層（下白堊統登婁庫組）、拗陷期地層（下白堊統泉頭組、上白堊統青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組和明水組）和反轉期地層（古近系、新近系）（見圖1b），沉積蓋層主要由中、新生界碎屑巖系組成。

松遼盆地北部面積11.95×10000k㎡，跨中央坳陷區、西部斜坡區、北部傾沒區、東北隆起區和東南隆起區5個一級構造單元。松遼盆地北部中淺層指拗陷期發育的下白堊統泉頭組—上白堊統明水組]。其中泉頭組三段、四段，青山口組二段、三段（簡稱青二段、青三段）以及姚家組沉積時期，水體變化頻繁，形成多套河流-三角洲沉積砂體，為中淺層的主要儲集層。勘探實踐表明，松遼盆地北部中淺層發育青山口組和嫩江組兩套主要生油層系以及黑帝廟、薩爾圖、葡萄花、高臺子、古龍、扶余和楊大城子7大含油層系。

二、全油氣系統形成基本條件

1、優質烴源巖提供充足的油氣來源

松遼盆地晚白堊世發育青山口組和嫩江組2套烴源巖，由于嫩江組烴源巖有機質成熟度低，生油能力有限，因此中淺層油氣主要來自青山口組成熟烴源巖。  

青山口組沉積期，松遼盆地發生了第1次大規模湖侵事件，形成了1套半深湖—深湖沉積的優質烴源巖。青山口組主力烴源巖為青山口組一段（簡稱青一段）、青二段中下部暗色泥頁巖，主要成烴物質為層狀藻，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主。Ro值主體為0.7%～1.3%，處于成熟—高成熟階段，生烴潛力大。其中青一段泥頁巖面積4.2×10000k㎡，厚度為30～100m，TOC值平均為2.36%，HI值平均為750mg/g。青二段泥頁巖面積為2.8×10000k㎡，厚度為60～230m，中下部TOC值平均為1.8%，HI值平均為630mg/g。

青山口組烴源巖具有沉積厚度大、范圍廣、有機質豐度高、有機質類型好、保存良好等特征。成熟烴源巖生成的烴類在滿足自身滯留后向上運移形成黑帝廟、薩爾圖、葡萄花、高臺子油層，向下運移形成扶余、楊大城子等含油層系，為松遼盆地北部中淺層提供了充足的油氣來源。

2、多類型儲集層提供豐富多樣的儲集空間

良好的儲集空間是油氣聚集的關鍵要素之一。松遼盆地北部在縱向上具有多級沉積旋回、多套沉積相帶、多類型砂體相互疊置的特點。儲集層巖性以砂巖為主，同時發育泥質巖類、白云質巖類等。

黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層發育常規砂巖油藏，以三角洲平原、三角洲前緣、濱淺湖相沉積砂體為主，巖性主要為細砂巖和粉砂巖。儲集條件好，孔隙度主體為11%～28%，平均值為15.6%。

高臺子油層主要發育致密油、夾層型頁巖油，局部發育常規油藏，儲集體以三角洲前緣亞相沉積砂體為主，巖性為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖以及泥巖。儲集層較為致密，孔隙度主體為4.8%～14.0%，平均值為9.2%。

古龍油層主要發育頁巖型頁巖油，以湖相—深湖相沉積體系為主，巖性主要為頁巖、泥巖、粉砂巖、介屑灰巖、白云巖等，頁理縫較為發育，頁巖和粉砂巖夾層是頁巖油重要的儲集巖。頁巖儲集層致密，孔隙度主體為3%～8%，平均值為5.1%。   

扶余、楊大城子油層主要發育致密油，局部高部位發育常規油藏，儲集體主要為大型河流-淺水三角洲沉積體系的分流河道砂體、決口扇和席狀砂，巖性以中砂巖、細砂巖、粉砂巖和泥巖為主。物性整體較差，孔隙度主體為2.1%～14.6%，平均值為10.8%。

3、近源小斷裂和遠源大斷裂間互發育有利于多種油氣保存

縱向上斷裂的發育規模和數量對油氣聚集具有控制作用，松遼盆地北部中淺層間互發育的不同規模斷裂有利于多種油氣保存。斷裂發育史表明，松遼盆地北部中淺層斷裂十分發育，特別是T2反射層，斷裂數量多，發育近兩萬條斷裂；斷裂密度大，最大可達2.7條/k㎡；斷距小、延伸短，平均延伸長度1.3km。斷穿T2反射層的斷裂主要形成于青一段沉積末期的構造運動，部分向上斷至T1反射層，為青山口組源巖油氣向上部油層運移提供了良好的供給通道（見圖2）。

松遼盆地北部中淺層以青山口組烴源巖為中心遠源大斷裂與近源小斷裂間互發育。遠源大斷裂與砂體組成了向上和向下的油氣輸導體系，對于源下扶余、楊大城子油層而言，源巖生烴增壓與斷裂體系相結合，油氣沿斷裂向下“倒灌”式輸導；對于源上黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層，油氣主要在浮力作用下以斷裂作為垂向輸導通道向上運移，在有效圈閉處聚集成藏。源內發育未斷穿青山口組的近源小斷裂有利于頁巖油的保存，這類斷裂未延伸至源外使油氣保存在源內，同時這些斷裂的存在對于頁巖油儲集層壓裂具有一定改善作用。

三、全油氣系統內油氣分布特征

1、不同類型儲集層間的關聯性與差異性

（1）沉積體系有序性與差異性

松遼盆地中淺層發育于拗陷期，具有物源距離較遠、細粒沉積的特點，以河流、三角洲、湖泊沉積相為主。平面上自盆地邊緣到凹陷中心有序發育河流、三角洲平原、三角洲前緣、濱淺湖、半深湖、深湖，沉積相帶發育齊全，沉積砂體有序分布，常規油藏-致密油-頁巖油有序共生。

以青山口組為例，沉積體系自盆地邊緣向凹陷中心依次發育三角洲平原、三角洲前緣、半深湖—深湖。不同沉積相帶發育的主要油氣類型存在差異：三角洲平原相沉積砂體主要發育構造、構造-巖性油藏；向凹陷中心方向三角洲前緣相帶沉積砂體逐漸致密，發育致密油；三角洲前緣沉積大面積的席狀砂被夾在湖相泥頁巖中，發育夾層型頁巖油；盆地凹陷中心主要為半深湖—深湖相沉積的厚層泥頁巖，發育頁巖型頁巖油。由此可見，全油氣系統內各類油氣空間分布上的關聯性在一定程度上受到沉積體系有序分布的控制。

（2）沉積體系有序性與差異性

不同類型油氣的儲集層巖性、物性存在差異，但常規油藏、致密油、頁巖油的儲集層物性、巖性變化具有有序性。常規油藏儲集層物性好，浮力對油氣運移和聚集起主導作用；致密油的儲集層較為致密，孔隙度、滲透率較低，浮力不再占據主導地位，源巖生烴產生的超壓為主要充注動力；頁巖油往往位于盆地凹陷中心、埋深較大，儲集層致密，具有低孔低滲的特點，油氣往往難以突破阻力而原位聚集。

松遼盆地北部常規油儲集層巖性以中砂巖、細砂巖、粉砂巖為主，物性好，孔隙度一般大于12%，滲透率大于1×0.001μ㎡，孔喉直徑一般大于1μm；致密儲集層巖性主要為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖，儲集層較為致密，孔隙度主要為5%～12%，滲透率為（0.01～1.00）×0.001μ㎡，孔喉直徑主要為0.05～1.00μm；頁巖油儲集層巖性主要為頁巖、薄層粉砂巖和白云巖，物性差，孔隙度一般小于8%，滲透率小于0.5×0.001μ㎡，孔喉直徑一般小于50nm。常規油藏、致密油、頁巖油儲集層的孔隙度、滲透率、孔喉直徑既存在較大差異又存在明顯序次變化。

2、各類油氣有序分布特征

（1）縱向分布

松遼盆地北部中淺層全油氣系統發育有黑帝廟、薩爾圖、葡萄花、高臺子、古龍、扶余以及楊大城子7套主力油層，表現為常規油-致密油-頁巖油有序共生。縱向上，松遼盆地北部中淺層全油氣系統以青山口組烴源巖為中心，自上向下有序發育常規油藏、頁巖油、致密油。根據源儲關系可進一步劃分為源上常規油藏（黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層）、源內夾層型頁巖油（高臺子油層）和頁巖型頁巖油（古龍油層）、源下致密油（扶余、楊大城子油層）。

源上黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層上覆于青山口組烴源巖。通過油源對比認為黑帝廟油層油氣來源于青山口組和嫩江組烴源巖，具有雙源性；薩爾圖、葡萄花油層油氣來源于青山口組烴源巖。油藏整體埋藏較淺，儲集層物性較好，以斷層為通道，形成下生上儲常規油氣系統。斷砂匹配調整油氣分布，多為構造、構造-巖性、巖性油藏類型。

源內青山口組包括3段地層，青一段沉積期經歷了大規模的湖侵，發育巨厚的暗色泥巖，是全盆地良好的生油巖，青二段、青三段沉積期湖盆面積逐漸縮小，湖盆邊部發育多個三角洲復合體伸入到烴源巖區，形成近源油氣富集。受沉積相帶控制，青山口組自下而上多類型油氣并存，青一段、青二段下部主要發育頁巖型頁巖油，青二段上部、青三段主要發育夾層型頁巖油和致密油。

源下扶余、楊大城子油層位于青一段烴源巖之下，廣泛發育的斷裂作為油氣垂向運移通道，形成上生下儲油氣系統。油藏整體埋藏較深，儲集層物性整體較差，以致密油為主，局部近物源、高部位地區發育常規油藏。

（2）平面分布

平面上，常規油、致密油、頁巖油具有“有序共生、差異富集”特征，從盆地邊緣到凹陷中心常規砂巖油藏、致密油、夾層型頁巖油、頁巖型頁巖油有序共生。

源上黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層沉積期，主要受北部、西部沉積體系控制，不同時期沉積體系控制范圍不同，其中葡萄花油層砂體分布范圍最廣，松遼盆地北部探區整體含砂，砂體表現為西厚東薄、北厚南薄。油氣成藏受沉積相帶控制作用明顯，以葡萄花油層為例：三角洲平原相帶分流河道、天然堤和決口扇發育，砂地比大于50%，以構造油藏為主；三角洲內前緣相帶水下分流河道及其河口壩發育，砂地比為20%～50%，以構造-巖性油藏為主；三角洲外前緣相帶薄層席狀砂連片分布，砂地比小于20%，以巖性油藏為主。油藏分布自盆地北部向南呈半環狀依次為構造油藏、構造-巖性油藏、巖性油藏。

源內青山口組沉積期，主要受北部、西部沉積體系控制，自盆地邊緣向湖盆中心逐漸由三角洲平原、內前緣、外前緣相為主過渡到以濱淺湖、半深湖、深湖相為主，砂體呈半環狀分布。石油分布受沉積相帶和儲集層物性雙重控制：三角洲平原相帶，儲集層孔隙度大于12%，主要發育常規油藏；三角洲內前緣相帶主要發育致密油；三角洲外前緣、濱淺湖相帶主要發育夾層型頁巖油；半深湖—深湖相帶主要發育頁巖型頁巖油。自盆地北部向南呈半環狀依次發育常規油藏、致密油、夾層型頁巖油以及頁巖型頁巖油。

源下扶余、楊大城子油層沉積期，受控于盆地周邊6大沉積體系控制，具有滿盆含砂的特點，石油分布主要受儲集物性控制：儲集層孔隙度大于12%，主要發育常規油藏，分布于近物源構造高部位的朝陽溝背斜、三肇凹陷東部鼻狀構造、長垣北部、齊家北部等地區；儲集層孔隙度小于12%，主要發育致密油，分布于三肇凹陷、長垣南部、齊家—古龍凹陷南部、龍虎泡—大安階地等地區。

四、全油氣系統內油氣成藏聚集與分布模式

基于源儲關系、沉積體系、儲集層巖性、運聚動力等方面，建立松遼盆地北部中淺層全油氣系統源上常規油浮力充注成藏、源內頁巖油滯留聚集、源下致密油源儲壓差充注聚集3種成藏聚集模式。

1、源上常規油浮力充注成藏模式

常規油藏強調源儲分離，遠源油氣聚集，巖性以砂巖、碳酸鹽巖為主。儲集層物性好，浮力為主要成藏動力，油氣藏的形成分布受圈閉構造控制，分布于盆地內各構造單元。具有在高部位聚集、有穩定圈閉、儲集層孔隙度高、油氣藏內部高壓、多層位立體成藏的特點。松遼盆地北部中淺層常規油藏主要分布在黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層，油氣主要來源于下部青山口組成熟烴源巖，源儲結構為下生上儲式。油藏類型主要為構造油藏、構造-巖性油藏和巖性油藏，其中構造油藏主要位于大慶長垣、龍虎泡構造；構造-巖性油藏主要位于齊家—古龍凹陷周邊鼻狀構造帶、三肇凹陷內鼻狀構造傾伏帶；巖性油藏主要發育在齊家—古龍凹陷、三肇凹陷。

常規砂巖儲集層孔喉較大，喉道毛管阻力較小，自封閉作用較弱，浮力為油氣運移主要驅動力，斷裂與砂體共同構成油氣運移通道，青山口組成熟烴源巖生成的油氣通過優勢運移通道向上部黑帝廟、薩爾圖、葡萄花油層運移，在高部位遇到有效圈閉聚集，多層位立體成藏。以松遼盆地北部西部斜坡為例，主要發育有構造、構造-巖性、巖性-構造、透鏡體以及巖性油藏。斷裂、不整合面及連續型砂體是油氣運移的主要通道，構造、砂體、斷層三位一體控制斜坡帶油氣富集，微幅度與砂體、小斷裂與砂體的匹配關系控制油氣成藏。其主要油氣來源為齊家—古龍凹陷地區青山口組成熟烴源巖，油氣首先在下斜坡處受浮力驅動沿斷層向上部運移，之后沿斷裂、不整合面及砂體向西側運移，在優勢運移通道上遇有效圈閉聚集成藏。

2、源內頁巖油滯留聚集模式

頁巖油強調源儲一體，原位聚集。儲集層巖性通常為頁巖或粉砂巖、碳酸鹽巖夾層。儲集層物性差，具有低孔低滲特征，微裂縫和微米—納米級孔喉是頁巖油主要儲集空間。游離態、吸附態是頁巖油在儲集層中的主要賦存方式，頁巖油通常原地賦存于泥頁巖中，部分油氣在生烴增壓的驅動下在頁巖油儲集層內的粉砂巖、碳酸鹽巖等夾層中聚集，在空間上具有連續性，呈現規模連片分布。

勘探實踐表明源內青山口組主要發育頁巖油以及一定規模致密油、常規油藏。源內頁巖油主要分布在青一段和青二段，以頁巖型頁巖油為主，發育一定規模夾層型頁巖油。源內青山口組油氣自盆地邊緣到湖盆中心，常規油藏、致密油、頁巖油呈環帶狀分布，其中常規油藏主要發育在盆地邊緣，致密油主要發育在斜坡部位，頁巖油位于湖盆中心。

青山口組成熟烴源巖進入生油窗之后開始大量生成液態烴，當源巖生成的烴類滿足自身吸附，開始在頁巖孔隙和微裂縫中聚集。頁巖烴源巖粒度小，孔隙結構以納米級為主，比表面積大，具有強大的分子吸附力。頁巖中無機孔（水濕）和有機孔（油濕）的存在使得頁巖在多數情況下呈混合潤濕性，隨著熱演化程度的提高頁巖內開始不斷生烴，油濕比例增大，毛管阻力減小。根據齊家—古龍地區頁巖實測數據，成熟烴源巖生烴產生的壓力約為13MPa，毛管阻力為13～25MPa（見圖12），黏滯力約為0.4MPa，摩擦力約為0.04MPa。烴源巖生烴產生高壓達到突破壓力后，油氣向外排出運移至儲集層中形成常規油藏、致密油，隨著油氣的排出，烴源巖內壓力下降，剩余油氣滯留在源巖內原地保存形成大面積連續分布的頁巖型頁巖油。青山口組頁巖油儲集層縱向上發育多套粉砂巖及富方解石、鐵白云石、介殼等夾層，隨著烴源巖不斷生烴，地層中異常壓力升高，石油在生烴增壓驅動下，克服頁巖油儲集層內運移阻力進行短距離運移，在頁巖層系內的砂巖、白云巖等各類夾層中聚集，形成夾層型頁巖油聚集。

3、源下致密油源儲壓差充注聚集模式

致密油強調源儲緊鄰，近源油氣聚集。儲集層致密，巖性多為細砂巖、粉細砂巖、粉砂巖、致密碳酸鹽巖，儲集空間以微納米尺度為主。儲集層物性較差，油氣充注動力主要來源于烴源巖生烴增壓產生的源儲壓差，通過縫孔網絡通道強力充注，沒有明顯的圈閉，平面上連續大面積分布，局部形成甜點區。

松遼盆地北部中淺層全油氣系統源下致密油主要分布在扶余、楊大城子油層，與上覆青山口組烴源巖形成上生下儲式源儲結構。油氣主要分布在緩鼻帶、緩坡帶和古凸起、局部洼中隆，長期繼承性古斜坡區和古鼻狀構造是油氣側向運聚的優勢指向區。

源儲壓差為源下致密油主要藏聚集動力，斷裂+砂體構成的立體輸導體系是油氣運移的重要通道，青山口組成熟烴源巖是主要的油氣來源，油源、構造、斷裂、砂體“四元”耦合控制扶余和楊大城子油層致密油聚集。壓力演化史模擬表明，青山口組烴源巖共有嫩江組沉積末期、明水組沉積末期、古近紀末期3次排烴高峰，前人通過流體包裹體分析發現嫩江組沉積末期和明水組沉積末期是扶余油層石油充注的兩個重要時期。事實上扶余油層在嫩江組沉積期儲集層逐漸致密，在明水組沉積早期儲集層已致密化，當明水組沉積末期烴源巖成熟時產生的過剩壓力最高超過20MPa，而扶余油層排驅壓力平均一般小于5MPa，油氣在源儲壓差的驅動下沿著通源斷裂從烴源巖進入下伏扶余、楊大城子油層，在有利部位聚集（見圖14）。基于聚集動力、輸導體系以及供烴方式等聚集要素建立了源下致密油3種富集模式。一是源儲對接油氣垂向或側向直排式：源儲緊鄰、超壓驅動、油氣垂向倒灌或源儲側向對接運聚；二是源儲分離斷裂輸導式：源儲分離、超壓驅動、斷裂輸導，油氣通過斷層向下運移到砂體聚集；三是源儲分離斷砂匹配式：源儲分離、超壓驅動、斷裂輸導、砂體接力、油氣側向運移聚集。

五、結語

松遼盆地北部中淺層具備良好的全油氣系統形成條件。青山口組沉積時期形成的1套半深湖—深湖相優質烴源巖提供了充足的油氣來源；多類型儲集層的發育為油氣聚集提供有利儲集空間；斷裂與砂體共同組成了油氣輸導體系，為油氣運移至儲集層提供通道。勘探實踐表明松遼盆地北部中淺層發育多套含油層系，形成了以青山口組烴源巖為中心的全油氣系統。

不同類型油氣資源在沉積體系、物性、巖性變化等方面既存在明顯差異又相互關聯。松遼盆地北部中淺層全油氣系統內具有常規油-致密油-頁巖油有序共生特征。縱向上，自上而下有序發育常規油-致密油-頁巖油-致密油；平面上，自盆地邊緣向凹陷中心有序發育常規油-致密油-夾層型頁巖油-頁巖型頁巖油。

基于油氣類型、源儲關系、成藏聚集動力等，構建了松遼盆地北部中淺層全油氣系統源上常規油浮力充注成藏、源內頁巖油滯留聚集、源下致密油源儲壓差充注聚集3種模式。①源上常規油：浮力驅動、構造誘導、斷裂垂向輸導、砂體側向接力、多層位立體成藏。②源內頁巖油：一是頁巖型頁巖油原生源儲、原位聚集，二是夾層型頁巖油超壓驅動，粉砂巖、白云巖等夾層微運移聚集。③源下致密油：一是源儲對接油氣垂向或側向直排式：源儲緊鄰、超壓驅動、油氣垂向倒灌或源儲側向對接運聚；二是源儲分離斷裂輸導式：源儲分離、超壓驅動、斷裂輸導，油氣通過斷層向下運移到砂體聚集；三是源儲分離斷砂匹配式：源儲分離、超壓驅動、斷裂輸導、砂體接力、油氣側向運移聚集。