时间：2023-07-26 次
摘要：基于松辽盆地油气勘探实践，结合地震、测井、地球化学等勘探开发新资料，对松辽盆地北部中浅层全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、成藏聚集动力、源储关系及成藏聚集模式开展系统研究。研究表明：①松辽盆地北部中浅层具备全油气系统形成条件，油气资源充足、储集层类型多样、输导体系发育，形成以白垩系青山口组烃源岩为中心的全油气系统。②全油气系统内不同类型油气资源在沉积体系、岩性组合及物性变化等方面存在关联作用，并在一定程度上造就了松辽盆地北部中浅层常规油藏-致密油-页岩油有序共生的空间分布特征。③纵向上，源上常规油、源内页岩油/致密油、源下致密油有序共生；平面上，自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油-致密油-夹层型页岩油-页岩型页岩油。④构建松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3类成藏聚集模式。提出的松辽盆地北部全油气系统新认识，为松辽盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路，将有助于松辽盆地剩余油气资源高效勘探和新层系新领域快速获得油气发现。
一、区域地质概况
松辽盆地是中国东北地区最大的具有下断上坳双重结构的中新生代陆相含油气盆地，面积为26×10000k㎡。盆地内包括中央坳陷区、西部斜坡区、东北隆起区、东南隆起区、北部倾没区以及西南隆起区6个一级构造单元（见图1a）。松辽盆地在形成演化过程中主要经历了热隆张裂、裂谷、拗陷和萎缩抬升阶段。松辽盆地的基底为古生界和前古生界变质岩、火成岩等岩系，向上依次发育断陷期地层（下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组）、断拗转换期地层（下白垩统登娄库组）、拗陷期地层（下白垩统泉头组、上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组）和反转期地层（古近系、新近系）（见图1b），沉积盖层主要由中、新生界碎屑岩系组成。
松辽盆地北部面积11.95×10000k㎡，跨中央坳陷区、西部斜坡区、北部倾没区、东北隆起区和东南隆起区5个一级构造单元。松辽盆地北部中浅层指拗陷期发育的下白垩统泉头组—上白垩统明水组]。其中泉头组三段、四段，青山口组二段、三段（简称青二段、青三段）以及姚家组沉积时期，水体变化频繁，形成多套河流-三角洲沉积砂体，为中浅层的主要储集层。勘探实践表明，松辽盆地北部中浅层发育青山口组和嫩江组两套主要生油层系以及黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子、古龙、扶余和杨大城子7大含油层系。
二、全油气系统形成基本条件
1、优质烃源岩提供充足的油气来源
松辽盆地晚白垩世发育青山口组和嫩江组2套烃源岩，由于嫩江组烃源岩有机质成熟度低，生油能力有限，因此中浅层油气主要来自青山口组成熟烃源岩。
青山口组沉积期，松辽盆地发生了第1次大规模湖侵事件，形成了1套半深湖—深湖沉积的优质烃源岩。青山口组主力烃源岩为青山口组一段（简称青一段）、青二段中下部暗色泥页岩，主要成烃物质为层状藻，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。Ro值主体为0.7%～1.3%，处于成熟—高成熟阶段，生烃潜力大。其中青一段泥页岩面积4.2×10000k㎡，厚度为30～100m，TOC值平均为2.36%，HI值平均为750mg/g。青二段泥页岩面积为2.8×10000k㎡，厚度为60～230m，中下部TOC值平均为1.8%，HI值平均为630mg/g。
青山口组烃源岩具有沉积厚度大、范围广、有机质丰度高、有机质类型好、保存良好等特征。成熟烃源岩生成的烃类在满足自身滞留后向上运移形成黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子油层，向下运移形成扶余、杨大城子等含油层系，为松辽盆地北部中浅层提供了充足的油气来源。
2、多类型储集层提供丰富多样的储集空间
良好的储集空间是油气聚集的关键要素之一。松辽盆地北部在纵向上具有多级沉积旋回、多套沉积相带、多类型砂体相互叠置的特点。储集层岩性以砂岩为主，同时发育泥质岩类、白云质岩类等。
黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层发育常规砂岩油藏，以三角洲平原、三角洲前缘、滨浅湖相沉积砂体为主，岩性主要为细砂岩和粉砂岩。储集条件好，孔隙度主体为11%～28%，平均值为15.6%。
高台子油层主要发育致密油、夹层型页岩油，局部发育常规油藏，储集体以三角洲前缘亚相沉积砂体为主，岩性为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩以及泥岩。储集层较为致密，孔隙度主体为4.8%～14.0%，平均值为9.2%。
古龙油层主要发育页岩型页岩油，以湖相—深湖相沉积体系为主，岩性主要为页岩、泥岩、粉砂岩、介屑灰岩、白云岩等，页理缝较为发育，页岩和粉砂岩夹层是页岩油重要的储集岩。页岩储集层致密，孔隙度主体为3%～8%，平均值为5.1%。
扶余、杨大城子油层主要发育致密油，局部高部位发育常规油藏，储集体主要为大型河流-浅水三角洲沉积体系的分流河道砂体、决口扇和席状砂，岩性以中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩为主。物性整体较差，孔隙度主体为2.1%～14.6%，平均值为10.8%。
3、近源小断裂和远源大断裂间互发育有利于多种油气保存
纵向上断裂的发育规模和数量对油气聚集具有控制作用，松辽盆地北部中浅层间互发育的不同规模断裂有利于多种油气保存。断裂发育史表明，松辽盆地北部中浅层断裂十分发育，特别是T2反射层，断裂数量多，发育近两万条断裂；断裂密度大，最大可达2.7条/k㎡；断距小、延伸短，平均延伸长度1.3km。断穿T2反射层的断裂主要形成于青一段沉积末期的构造运动，部分向上断至T1反射层，为青山口组源岩油气向上部油层运移提供了良好的供给通道（见图2）。
松辽盆地北部中浅层以青山口组烃源岩为中心远源大断裂与近源小断裂间互发育。远源大断裂与砂体组成了向上和向下的油气输导体系，对于源下扶余、杨大城子油层而言，源岩生烃增压与断裂体系相结合，油气沿断裂向下“倒灌”式输导；对于源上黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层，油气主要在浮力作用下以断裂作为垂向输导通道向上运移，在有效圈闭处聚集成藏。源内发育未断穿青山口组的近源小断裂有利于页岩油的保存，这类断裂未延伸至源外使油气保存在源内，同时这些断裂的存在对于页岩油储集层压裂具有一定改善作用。
三、全油气系统内油气分布特征
1、不同类型储集层间的关联性与差异性
（1）沉积体系有序性与差异性
松辽盆地中浅层发育于拗陷期，具有物源距离较远、细粒沉积的特点，以河流、三角洲、湖泊沉积相为主。平面上自盆地边缘到凹陷中心有序发育河流、三角洲平原、三角洲前缘、滨浅湖、半深湖、深湖，沉积相带发育齐全，沉积砂体有序分布，常规油藏-致密油-页岩油有序共生。
以青山口组为例，沉积体系自盆地边缘向凹陷中心依次发育三角洲平原、三角洲前缘、半深湖—深湖。不同沉积相带发育的主要油气类型存在差异：三角洲平原相沉积砂体主要发育构造、构造-岩性油藏；向凹陷中心方向三角洲前缘相带沉积砂体逐渐致密，发育致密油；三角洲前缘沉积大面积的席状砂被夹在湖相泥页岩中，发育夹层型页岩油；盆地凹陷中心主要为半深湖—深湖相沉积的厚层泥页岩，发育页岩型页岩油。由此可见，全油气系统内各类油气空间分布上的关联性在一定程度上受到沉积体系有序分布的控制。
（2）沉积体系有序性与差异性
不同类型油气的储集层岩性、物性存在差异，但常规油藏、致密油、页岩油的储集层物性、岩性变化具有有序性。常规油藏储集层物性好，浮力对油气运移和聚集起主导作用；致密油的储集层较为致密，孔隙度、渗透率较低，浮力不再占据主导地位，源岩生烃产生的超压为主要充注动力；页岩油往往位于盆地凹陷中心、埋深较大，储集层致密，具有低孔低渗的特点，油气往往难以突破阻力而原位聚集。
松辽盆地北部常规油储集层岩性以中砂岩、细砂岩、粉砂岩为主，物性好，孔隙度一般大于12%，渗透率大于1×0.001μ㎡，孔喉直径一般大于1μm；致密储集层岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，储集层较为致密，孔隙度主要为5%～12%，渗透率为（0.01～1.00）×0.001μ㎡，孔喉直径主要为0.05～1.00μm；页岩油储集层岩性主要为页岩、薄层粉砂岩和白云岩，物性差，孔隙度一般小于8%，渗透率小于0.5×0.001μ㎡，孔喉直径一般小于50nm。常规油藏、致密油、页岩油储集层的孔隙度、渗透率、孔喉直径既存在较大差异又存在明显序次变化。
2、各类油气有序分布特征
（1）纵向分布
松辽盆地北部中浅层全油气系统发育有黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子、古龙、扶余以及杨大城子7套主力油层，表现为常规油-致密油-页岩油有序共生。纵向上，松辽盆地北部中浅层全油气系统以青山口组烃源岩为中心，自上向下有序发育常规油藏、页岩油、致密油。根据源储关系可进一步划分为源上常规油藏（黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层）、源内夹层型页岩油（高台子油层）和页岩型页岩油（古龙油层）、源下致密油（扶余、杨大城子油层）。
源上黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层上覆于青山口组烃源岩。通过油源对比认为黑帝庙油层油气来源于青山口组和嫩江组烃源岩，具有双源性；萨尔图、葡萄花油层油气来源于青山口组烃源岩。油藏整体埋藏较浅，储集层物性较好，以断层为通道，形成下生上储常规油气系统。断砂匹配调整油气分布，多为构造、构造-岩性、岩性油藏类型。
源内青山口组包括3段地层，青一段沉积期经历了大规模的湖侵，发育巨厚的暗色泥岩，是全盆地良好的生油岩，青二段、青三段沉积期湖盆面积逐渐缩小，湖盆边部发育多个三角洲复合体伸入到烃源岩区，形成近源油气富集。受沉积相带控制，青山口组自下而上多类型油气并存，青一段、青二段下部主要发育页岩型页岩油，青二段上部、青三段主要发育夹层型页岩油和致密油。
源下扶余、杨大城子油层位于青一段烃源岩之下，广泛发育的断裂作为油气垂向运移通道，形成上生下储油气系统。油藏整体埋藏较深，储集层物性整体较差，以致密油为主，局部近物源、高部位地区发育常规油藏。
（2）平面分布
平面上，常规油、致密油、页岩油具有“有序共生、差异富集”特征，从盆地边缘到凹陷中心常规砂岩油藏、致密油、夹层型页岩油、页岩型页岩油有序共生。
源上黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层沉积期，主要受北部、西部沉积体系控制，不同时期沉积体系控制范围不同，其中葡萄花油层砂体分布范围最广，松辽盆地北部探区整体含砂，砂体表现为西厚东薄、北厚南薄。油气成藏受沉积相带控制作用明显，以葡萄花油层为例：三角洲平原相带分流河道、天然堤和决口扇发育，砂地比大于50%，以构造油藏为主；三角洲内前缘相带水下分流河道及其河口坝发育，砂地比为20%～50%，以构造-岩性油藏为主；三角洲外前缘相带薄层席状砂连片分布，砂地比小于20%，以岩性油藏为主。油藏分布自盆地北部向南呈半环状依次为构造油藏、构造-岩性油藏、岩性油藏。
源内青山口组沉积期，主要受北部、西部沉积体系控制，自盆地边缘向湖盆中心逐渐由三角洲平原、内前缘、外前缘相为主过渡到以滨浅湖、半深湖、深湖相为主，砂体呈半环状分布。石油分布受沉积相带和储集层物性双重控制：三角洲平原相带，储集层孔隙度大于12%，主要发育常规油藏；三角洲内前缘相带主要发育致密油；三角洲外前缘、滨浅湖相带主要发育夹层型页岩油；半深湖—深湖相带主要发育页岩型页岩油。自盆地北部向南呈半环状依次发育常规油藏、致密油、夹层型页岩油以及页岩型页岩油。
源下扶余、杨大城子油层沉积期，受控于盆地周边6大沉积体系控制，具有满盆含砂的特点，石油分布主要受储集物性控制：储集层孔隙度大于12%，主要发育常规油藏，分布于近物源构造高部位的朝阳沟背斜、三肇凹陷东部鼻状构造、长垣北部、齐家北部等地区；储集层孔隙度小于12%，主要发育致密油，分布于三肇凹陷、长垣南部、齐家—古龙凹陷南部、龙虎泡—大安阶地等地区。
四、全油气系统内油气成藏聚集与分布模式
基于源储关系、沉积体系、储集层岩性、运聚动力等方面，建立松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3种成藏聚集模式。
1、源上常规油浮力充注成藏模式
常规油藏强调源储分离，远源油气聚集，岩性以砂岩、碳酸盐岩为主。储集层物性好，浮力为主要成藏动力，油气藏的形成分布受圈闭构造控制，分布于盆地内各构造单元。具有在高部位聚集、有稳定圈闭、储集层孔隙度高、油气藏内部高压、多层位立体成藏的特点。松辽盆地北部中浅层常规油藏主要分布在黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层，油气主要来源于下部青山口组成熟烃源岩，源储结构为下生上储式。油藏类型主要为构造油藏、构造-岩性油藏和岩性油藏，其中构造油藏主要位于大庆长垣、龙虎泡构造；构造-岩性油藏主要位于齐家—古龙凹陷周边鼻状构造带、三肇凹陷内鼻状构造倾伏带；岩性油藏主要发育在齐家—古龙凹陷、三肇凹陷。
常规砂岩储集层孔喉较大，喉道毛管阻力较小，自封闭作用较弱，浮力为油气运移主要驱动力，断裂与砂体共同构成油气运移通道，青山口组成熟烃源岩生成的油气通过优势运移通道向上部黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层运移，在高部位遇到有效圈闭聚集，多层位立体成藏。以松辽盆地北部西部斜坡为例，主要发育有构造、构造-岩性、岩性-构造、透镜体以及岩性油藏。断裂、不整合面及连续型砂体是油气运移的主要通道，构造、砂体、断层三位一体控制斜坡带油气富集，微幅度与砂体、小断裂与砂体的匹配关系控制油气成藏。其主要油气来源为齐家—古龙凹陷地区青山口组成熟烃源岩，油气首先在下斜坡处受浮力驱动沿断层向上部运移，之后沿断裂、不整合面及砂体向西侧运移，在优势运移通道上遇有效圈闭聚集成藏。
2、源内页岩油滞留聚集模式
页岩油强调源储一体，原位聚集。储集层岩性通常为页岩或粉砂岩、碳酸盐岩夹层。储集层物性差，具有低孔低渗特征，微裂缝和微米—纳米级孔喉是页岩油主要储集空间。游离态、吸附态是页岩油在储集层中的主要赋存方式，页岩油通常原地赋存于泥页岩中，部分油气在生烃增压的驱动下在页岩油储集层内的粉砂岩、碳酸盐岩等夹层中聚集，在空间上具有连续性，呈现规模连片分布。
勘探实践表明源内青山口组主要发育页岩油以及一定规模致密油、常规油藏。源内页岩油主要分布在青一段和青二段，以页岩型页岩油为主，发育一定规模夹层型页岩油。源内青山口组油气自盆地边缘到湖盆中心，常规油藏、致密油、页岩油呈环带状分布，其中常规油藏主要发育在盆地边缘，致密油主要发育在斜坡部位，页岩油位于湖盆中心。
青山口组成熟烃源岩进入生油窗之后开始大量生成液态烃，当源岩生成的烃类满足自身吸附，开始在页岩孔隙和微裂缝中聚集。页岩烃源岩粒度小，孔隙结构以纳米级为主，比表面积大，具有强大的分子吸附力。页岩中无机孔（水湿）和有机孔（油湿）的存在使得页岩在多数情况下呈混合润湿性，随着热演化程度的提高页岩内开始不断生烃，油湿比例增大，毛管阻力减小。根据齐家—古龙地区页岩实测数据，成熟烃源岩生烃产生的压力约为13MPa，毛管阻力为13～25MPa（见图12），黏滞力约为0.4MPa，摩擦力约为0.04MPa。烃源岩生烃产生高压达到突破压力后，油气向外排出运移至储集层中形成常规油藏、致密油，随着油气的排出，烃源岩内压力下降，剩余油气滞留在源岩内原地保存形成大面积连续分布的页岩型页岩油。青山口组页岩油储集层纵向上发育多套粉砂岩及富方解石、铁白云石、介壳等夹层，随着烃源岩不断生烃，地层中异常压力升高，石油在生烃增压驱动下，克服页岩油储集层内运移阻力进行短距离运移，在页岩层系内的砂岩、白云岩等各类夹层中聚集，形成夹层型页岩油聚集。
3、源下致密油源储压差充注聚集模式
致密油强调源储紧邻，近源油气聚集。储集层致密，岩性多为细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩、致密碳酸盐岩，储集空间以微纳米尺度为主。储集层物性较差，油气充注动力主要来源于烃源岩生烃增压产生的源储压差，通过缝孔网络通道强力充注，没有明显的圈闭，平面上连续大面积分布，局部形成甜点区。
松辽盆地北部中浅层全油气系统源下致密油主要分布在扶余、杨大城子油层，与上覆青山口组烃源岩形成上生下储式源储结构。油气主要分布在缓鼻带、缓坡带和古凸起、局部洼中隆，长期继承性古斜坡区和古鼻状构造是油气侧向运聚的优势指向区。
源储压差为源下致密油主要藏聚集动力，断裂+砂体构成的立体输导体系是油气运移的重要通道，青山口组成熟烃源岩是主要的油气来源，油源、构造、断裂、砂体“四元”耦合控制扶余和杨大城子油层致密油聚集。压力演化史模拟表明，青山口组烃源岩共有嫩江组沉积末期、明水组沉积末期、古近纪末期3次排烃高峰，前人通过流体包裹体分析发现嫩江组沉积末期和明水组沉积末期是扶余油层石油充注的两个重要时期。事实上扶余油层在嫩江组沉积期储集层逐渐致密，在明水组沉积早期储集层已致密化，当明水组沉积末期烃源岩成熟时产生的过剩压力最高超过20MPa，而扶余油层排驱压力平均一般小于5MPa，油气在源储压差的驱动下沿着通源断裂从烃源岩进入下伏扶余、杨大城子油层，在有利部位聚集（见图14）。基于聚集动力、输导体系以及供烃方式等聚集要素建立了源下致密油3种富集模式。一是源储对接油气垂向或侧向直排式：源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚；二是源储分离断裂输导式：源储分离、超压驱动、断裂输导，油气通过断层向下运移到砂体聚集；三是源储分离断砂匹配式：源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体接力、油气侧向运移聚集。
五、结语
松辽盆地北部中浅层具备良好的全油气系统形成条件。青山口组沉积时期形成的1套半深湖—深湖相优质烃源岩提供了充足的油气来源；多类型储集层的发育为油气聚集提供有利储集空间；断裂与砂体共同组成了油气输导体系，为油气运移至储集层提供通道。勘探实践表明松辽盆地北部中浅层发育多套含油层系，形成了以青山口组烃源岩为中心的全油气系统。
不同类型油气资源在沉积体系、物性、岩性变化等方面既存在明显差异又相互关联。松辽盆地北部中浅层全油气系统内具有常规油-致密油-页岩油有序共生特征。纵向上，自上而下有序发育常规油-致密油-页岩油-致密油；平面上，自盆地边缘向凹陷中心有序发育常规油-致密油-夹层型页岩油-页岩型页岩油。
基于油气类型、源储关系、成藏聚集动力等，构建了松辽盆地北部中浅层全油气系统源上常规油浮力充注成藏、源内页岩油滞留聚集、源下致密油源储压差充注聚集3种模式。①源上常规油：浮力驱动、构造诱导、断裂垂向输导、砂体侧向接力、多层位立体成藏。②源内页岩油：一是页岩型页岩油原生源储、原位聚集，二是夹层型页岩油超压驱动，粉砂岩、白云岩等夹层微运移聚集。③源下致密油：一是源储对接油气垂向或侧向直排式：源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚；二是源储分离断裂输导式：源储分离、超压驱动、断裂输导，油气通过断层向下运移到砂体聚集；三是源储分离断砂匹配式：源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体接力、油气侧向运移聚集。
