樊 奇， 田繼軍， 樊太亮， 宋立斌

( 1. 中國地質(zhì)大學 能源學院，北京 100083； 2. 新疆大學 地礦學院，新疆 烏魯木齊 830047； 3. 吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000 )

松遼盆地民東地區(qū)差異成藏及主控因素

樊 奇1， 田繼軍2， 樊太亮1， 宋立斌3

( 1. 中國地質(zhì)大學 能源學院，北京 100083； 2. 新疆大學 地礦學院，新疆 烏魯木齊 830047； 3. 吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000 )

民東地區(qū)是吉林油田低滲油藏效益儲量提交的重點區(qū)塊，成藏條件、成藏過程和成藏特征認識不充分。以新民油田350口開發(fā)井、民東地區(qū)82口探井、評價井和長春嶺氣田30口探井資料為基礎，根據(jù)成藏條件評價和成藏過程解剖，揭示民東地區(qū)的油氣差異成藏特征和主控因素，并進行現(xiàn)場實踐。結(jié)果表明：新民、民東和長春嶺地區(qū)油氣來源具有差異性，造成沿江一帶差異成藏；研究區(qū)成藏經(jīng)歷“沿源斷裂垂向倒灌—沿斷砂輸導體側(cè)向長距離運移—沿斷裂垂向運移—構造脊圈閉聚集”的過程。斷裂控制油氣的運聚、成藏及分布，圈閉條件不足是造成油氣過路的主因，它們與供烴條件共同耦合，造成新民、民東、長春嶺地區(qū)在含油氣程度上的差異。復查T29、T24老井試油及3處剩余出油點，對完善民東地區(qū)及沿江一帶的成藏規(guī)律具有指導意義。

民東地區(qū)； 長春嶺； 扶余油層； 差異成藏； 主控因素； 松遼盆地

0 引言

民東地區(qū)是吉林油田2016年提交效益儲量的重點區(qū)塊，與新民油田、長春嶺氣田共同構成沿江探區(qū)，三維覆蓋面積達1 300 km2。20世紀50年代以來，共鉆探82口井，10口井獲得工業(yè)油流，說明地質(zhì)和成藏規(guī)律認識薄弱。面臨的突出問題：一是砂體刻畫粗糙，鉆探成功率低；二是見油氣顯示井產(chǎn)水，即油氣過路沒有被封擋成藏。因此，在精細刻畫砂體的基礎上，需要明確油氣來源、運移路徑、成藏過程和特征。

人們對朝—長地區(qū)油氣源與成藏分析進行研究。黃薇等認為長春嶺地區(qū)油源來自三肇凹陷和王府凹陷，存在“自源超壓短距離垂向運聚、近源常壓—負壓中距離側(cè)向運聚”2種成藏模式[1]；陳方文等提出長春嶺地區(qū)氣藏在85.0～77.4 Ma成藏，油藏在75.0～67.0 Ma成藏的觀點[2]；孫雨等歸納扶新隆起帶南部源內(nèi)“先直排倒灌后短距離側(cè)向分配”、源邊“斜坡帶斷層遮擋”，以及源外“復式聚集長距離側(cè)向運移”的成藏過程[3]。這類研究具有重要的概念性啟示，但在實踐中缺乏可操作性。同時，應當重視斷裂在成藏中的作用。付廣[4]、王雅春[5]等在三肇、杏北等地的研究證實斷裂在油氣運聚成藏的重要價值。

筆者通過構造精細解釋、典型油藏解剖、輔助測試分析手段，評價民東地區(qū)成藏條件，分析成藏過程，并對沿江一帶差異成藏特征開展研究，從而拓寬下一步勘探思路。

1 地質(zhì)概況

松遼盆地是以中新生代沉積為主、具有斷坳雙層結(jié)構的大型沉積盆地，面積達26×104km2，構造演化經(jīng)歷熱隆張裂期(T—J3)、伸展斷陷期(J3—K1)、坳陷沉降期(K1—K2)和萎縮褶皺期(K2—Q)。它是白堊紀亞洲古陸最大的湖盆，湖水最大覆蓋面積達20×104km2，具有多物源、多沉積體系和相帶環(huán)狀分布的特點[6-7]，其沉積蓋層主要由中、新生代碎屑巖系組成，其中白堊系沉積厚超過5 500 m[7]，自下而上依次發(fā)育下白堊統(tǒng)沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組，以及上白堊統(tǒng)青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組。

研究區(qū)構造位于松遼盆地中央坳陷區(qū)扶新隆起帶北部與東南隆起區(qū)西北部交界處，其西北、西南分別與新民油田、扶余油田相接，東靠長春嶺背斜帶，北與大慶茂興油田隔江相望?？碧街黧w為扶新隆起帶扶余Ⅱ號構造，它是一個繼承性的西北傾單斜，構造線走向為北東、北東東(見圖1)，海拔在120～175 m之間，最大高差可達60 m。研究區(qū)西部除嫩五段外，地層發(fā)育較為完整，東部受燕山Ⅴ幕構造運動影響，青三段、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組被剝蝕，局部可見不整合標志，主要地震反射層為T2(青一段底)、T2*(青二段底)、T3(泉頭組底)，局部發(fā)育T1(嫩江組底)、T1′(姚家組底)反射層。該區(qū)臨近三肇凹陷，生儲蓋條件好，是有利的油氣指向區(qū)。泉四段低滲透性河道砂巖是主要儲集體，高壘塊為主要的勘探目標，沉積地層厚度為40～160 m，埋深為220～1 140 m，儲層孔隙度為0.10%～0.22%，滲透率為(0.1～5.0)×10-3μm2，屬低滲透性巖性油藏。

圖1 民東地區(qū)位置及地層柱狀圖Fig.1 Stratigraphic column and zone position of Mindong area

2 成藏條件評價

民東沿江一帶具有良好的油氣源條件和儲蓋組合。受到斷裂影響，油氣分配和再調(diào)整作用強烈，造成新民油田、民東地區(qū)和長春嶺背斜差異成藏。

2.1 油氣來源

松遼盆地青一段廣泛分布一套半深湖—深湖相的黑色—灰黑色泥巖，以Ⅰ型干酪根為主要有機質(zhì)的烴源巖層，平均厚度超過80 m，生烴強度保持在(200～1 400)×104t/km2[5]之間，具有極佳的供烴能力。原油生物標志化合物圖譜特征見圖2。

由圖2可知，新民和長春嶺地區(qū)泉四段原油具有“混源”特征，民東地區(qū)泉四段油氣來源單一。生物標志化合物顯示，民東地區(qū)(F154-5井取樣)和長春嶺地區(qū)(C102井取樣)的規(guī)則甾烷特征呈“V”型，三環(huán)萜烷具備遞減趨勢，成油母質(zhì)為浮游生物和高等植物，與三肇凹陷青一段泥巖的生油母質(zhì)特征相同。同時，民東地區(qū)16口探井泉四段的原油含蠟量和密度平面投影表現(xiàn)出北部油源的分布趨勢。結(jié)合陳方文等[2]的研究認為，長春嶺地區(qū)油氣來自王府凹陷(主要)和三肇凹陷(次要)的青一段泥巖，民東地區(qū)原油來自三肇凹陷青一段泥巖。新民油田(M17井取樣)規(guī)則甾烷呈“L”型，三環(huán)萜烷具備水平趨勢，與三肇凹陷青一段泥巖生油母質(zhì)特征不同。新民油田(M40井取樣)源巖成熟度Ro為0.44，可生成低熟油，同時青一段泥巖(Ⅰ型干酪根ω(TOC)>3%)厚度大于30 m，因此該區(qū)具備本地成油條件。新民油田和民東地區(qū)同屬于油氣運移的“環(huán)凹”指向—扶新隆起帶，且具有明顯的階地構造特征，油氣必須通過新民油田才能在民東地區(qū)成藏，因此可以推測新民油田接受來自本地(主要)和三肇凹陷(次要)青一段泥巖的油源。

圖2 原油生物標志化合物質(zhì)量色譜圖Fig.2 Biomarker framentogram of crude oil

2.2 儲蓋配置

泉四段沉積時期，研究區(qū)處于淺水曲流河三角洲沉積環(huán)境，發(fā)育的河道、席狀砂、灘壩等沉積體成為有利相帶。主要巖石類型為長石—巖屑砂巖和巖屑—長石砂巖。顆粒粒徑為0.01～0.30 mm，分選為好—中等，磨圓為次棱—次圓，呈淺—中程度風化，孔隙結(jié)構為點線式接觸、孔隙膠結(jié)和接觸膠結(jié)。各礦物顆粒中，石英質(zhì)量分數(shù)占21%～53%，長石質(zhì)量分數(shù)占15%～40%，巖屑質(zhì)量分數(shù)占22%～56%，多為巖漿巖巖屑，碳酸鹽平均質(zhì)量分數(shù)為2%，填隙物為泥質(zhì)、灰質(zhì)，所含黏土質(zhì)量分數(shù)低。其中細砂巖質(zhì)量分數(shù)占75%，為最主要的砂巖類型，孔隙半徑中值為0.52 μm，結(jié)構成熟度高，處于中成巖A1期，發(fā)育粒間溶孔和次生石英，儲層平均孔隙度為25.37%，水平滲透率為0.95×10-3μm2，是典型的“中孔—低滲—細喉”儲層(見圖3)。

圖3 研究區(qū)儲層特征Fig.3 Reservoir characterization atlas of studied area

在蓋層條件下，青一段廣泛發(fā)育的區(qū)域性厚層泥巖及內(nèi)部的2套油頁巖可成為良好蓋層。同時，曲流河三角洲具有“泥包砂”沉積特點，泉四段泥巖隔層為2～20 m，砂地厚度比為20%～50%，為泛濫平原和分流河道間灣形成局部蓋層建立條件。該區(qū)斷裂密集發(fā)育，壘塹條帶相間，形成大規(guī)?！皵唷拜攲w系”，可實現(xiàn)儲蓋組合。

2.3 構造特征

構造主體包含扶新隆起帶扶余Ⅱ號構造和長春嶺背斜西段，構造呈NW→SE向大規(guī)模階梯狀抬升，密集發(fā)育NNW向和NNE向斷裂。不同級次構造與斷裂斜交切割并相互配置，構成完整的斷階構造帶和壘塹構造帶，由西向東分別為“新民斷階帶”及“民東1、2、3號斷裂帶”，沿上傾方向(NW→SE)形成壘塹相間的構造格局，具有“斷裂條帶多、斷距幅度高、構造面積大”的特點(見圖4)。

圖4 研究區(qū)構造特征(紅色為邊界反向斷裂)及地震剖面(剖面位置d)

斷裂的主體走向為NNE向，水平一般延伸2～4 km，最大延伸達7.3 km，斷面較陡，傾角多為65°～78°，有些近于直立，垂直斷距一般為40～50 m，最大斷距為97 m，呈“y”狀、“反y”狀、板狀發(fā)育，具有明顯的張性特征。斷裂平面分布表現(xiàn)為“雁列式”或多期斷層不同程度斜交，形成羽狀或網(wǎng)狀斷裂系統(tǒng)，在長春嶺背斜西段常見。

根據(jù)形成期次和活動時間[5,8]，斷裂可被劃分為早期、中期、晚期和長期活動斷裂4類。其中，對扶余油層成藏作用有重要影響的斷層為中期活動斷裂(T1斷裂)和長期活動斷裂(T2斷裂)。中期活動斷裂形成于泉頭組沉積末期，既是復合圈閉的重要遮擋條件，又是油氣垂向運移的重要通道。

斷層基本可以分為2類：一是向上消失在青三段泥巖中，對泉四段和青一、二段圈閉起到遮擋作用；二是斷層活動時間長，向上斷穿T1界面，造成油氣向上運移并發(fā)生漏失，對油藏起到破壞作用。松遼盆地在嫩江組末期、明水組末期發(fā)生構造反轉(zhuǎn)，由擠壓應力場向拉張應力場轉(zhuǎn)換，形成小規(guī)模晚期活動正斷裂，它們對中淺層油藏影響局限。長期活動斷裂發(fā)育密集，它們是在構造反轉(zhuǎn)背景下復活的T1斷裂，多分布于壘塹構造周邊，向下發(fā)育且溝通扶楊油層，是油氣垂向運移和側(cè)向運移的主要通道。

3 成藏過程

3.1 成藏機制

民東沿江一帶處于“環(huán)三肇凹陷”斜坡區(qū)，油氣的運聚經(jīng)過“源內(nèi)區(qū)”和“源外區(qū)”，結(jié)合松遼北部成藏特征，油氣具有“沿源斷裂垂向倒灌—沿斷砂輸導體側(cè)向長距離運移—沿斷裂垂向運移—構造脊圈閉聚集”的成藏機制。

三肇凹陷扶余油層成藏形成于青一段泥巖的超壓倒灌機制[5,9-10]。青一段泥巖最大古超壓達20 MPa，并向凹陷邊緣不斷遞減至消失，同時發(fā)育有4條/km2的源斷裂。當泥巖圍壓大于10 MPa時，形成很多泥巖微裂縫，油氣在超壓作用下向扶楊油層運移[9]。當油氣進入儲集層，在超壓作用下從凹陷區(qū)向隆起區(qū)運移，二次運移的動力由超壓向浮力和水動力轉(zhuǎn)換。此外，肇源南部及民東地區(qū)在泉四段時期發(fā)育前緣席狀砂、分流河道、灘壩等沉積微相，容易發(fā)生相變和砂體側(cè)向尖滅。因此,單砂體不能作為油氣長距離運移的通道[11]，必須與斷裂配置成“斷砂輸導體”，使油氣在浮力和水動力作用下，發(fā)生長距離側(cè)向運移。當油氣進入研究區(qū)后，再受浮力作用沿中期活動斷裂、長期活動斷裂和“斷砂輸導體”向隆起部位運移，并在構造脊的有利圈閉聚集成藏。

3.2 運移路徑

源外區(qū)成藏研究必須明確運移路徑(見圖5)，才能有效落實油藏。由圖5可知，新民斷階帶和民東1號斷裂帶向肇源地區(qū)延伸，與砂體構成“斷砂輸導體”，溝通三肇凹陷油源，是第1條運移路徑。在良好的斷砂配置下，油氣沿這一輸導體系向新民、民東地區(qū)運移，形成新民油田、扶余油田及民東F156、F154高產(chǎn)區(qū)塊。民東2號斷裂帶向北發(fā)育減弱，無法形成“斷砂輸導體”，導致民東2號斷裂帶兩側(cè)不富集，僅C30井見少量氣流、C34井見7 m油斑。民東3號斷裂帶北延至朝陽溝階地，所構成的“斷砂輸導體”間接溝通三肇凹陷油源，在長春嶺背斜西部形成大量構造油藏，如C101和C46區(qū)塊，是第2條運移路徑。長春嶺頂部的氣源來自南部的王府凹陷青一段源巖。

圖5 研究區(qū)油氣運移路徑Fig.5 Sketch map of hydrocarbon migration pathway

3.3 斷裂作用

羅群[12]在斷裂控烴理論研究中提出，斷裂對油源、運移、聚集和成藏控制率高達70%。研究區(qū)的重要體現(xiàn)有2點：一是構造背景、斷裂帶走向、砂體走向的相互耦合控制油氣的運移；二是斷裂在成藏過程中的遮擋作用和破壞作用影響油氣的聚集和圈閉的有效性。

構造背景決定油氣運移的整體方向，斷裂和砂體構成的“斷砂輸導體”是油氣運移的通道[9-13]，三者的耦合可出現(xiàn)不同結(jié)果。研究區(qū)斷裂發(fā)育十分密集，其中民東2號斷裂帶及其西側(cè)斷裂走向為近NNE向，分別與EN向砂體及構造線低角度斜交,使“斷砂輸導體”走向與運移方向斜交，油氣只能在斷裂附近圈閉聚集。民東3號斷裂帶及東側(cè)斷裂走向為近NNW向，與EN向砂體構成的“斷砂輸導體”和油氣運移方向近似平行，油氣運移的距離顯著增大，油氣可在長距離運移路徑中的有利構造部位成藏(見圖6)?！皵嗌拜攲w”是一個非線性的空間組合，由于斷裂釋放地層壓力并改善儲層物性，造成輸導體系具有較低的流體勢，因此斷裂具有主導地位。

圖6 研究區(qū)泉四段13小層砂巖、斷裂、構造疊合Fig.6 Superimposed map of sandbodies, faults and lineament of 13th bed of Quan4th member

付廣等[4]提出“斷裂是油氣垂向運移的唯一通道”，強調(diào)斷裂在運移中的突出作用。油氣通過斷裂垂向運移后，迅速被斷裂周邊的圈閉捕獲，周邊圈閉“近水樓臺”的優(yōu)勢直接控制油氣的分布范圍。以30SP間距篩查發(fā)現(xiàn)，新民斷階帶東側(cè)發(fā)育一條由多條雁列展布斷層首尾相接組成的“邊界反向斷裂帶”，斷距為30～60 m，與青一段泥巖對接并形成良好垂向封堵。三肇凹陷青一段油源通過第1條運移路徑進入研究區(qū)后，被封擋在反向斷裂西側(cè)，外加新民本地成油的共同作用，使得新民油田油源豐富，而民東地區(qū)油源較少。

古油藏形成后，后期的構造運動造成圈閉被破壞和散失油氣，而側(cè)向遮擋作用大大提高油氣藏的封堵性能。以研究區(qū)F157井為例，該井位于主河道上并具有構造上傾方向遮擋條件，由于缺乏側(cè)向遮擋，造成油氣顯示好但產(chǎn)水；相鄰F154井具有構造上傾和雙側(cè)向遮擋，油氣被保存，形成較高產(chǎn)能。與此相同，M61井具有上傾遮擋和單側(cè)遮擋條件，目前產(chǎn)水量為1.02 t/d、產(chǎn)油量為0.71 t/d。側(cè)向遮擋不僅影響圈閉的有效性，還影響單井產(chǎn)能。

4 成藏特征

4.1 油氣藏類型

對新民、民東、長春嶺一帶油藏進行分析，本區(qū)共發(fā)育三大類、六小類油藏。研究區(qū)油氣藏類型見表1。由表1可知，構造油氣藏和斷層—巖性油氣藏是主要油藏類型，巖性油氣藏是提升效益儲量的關鍵。

4.2 差異成藏

民東沿江一帶具有的差異成藏特征已成為松遼盆地南部成藏規(guī)律的新認識(見圖7-8)。

(1)新民油田和長春嶺背斜的成藏規(guī)模遠高于民東地區(qū)的。以新民邊界斷裂為界，新民油田泉四段具有“整體含油、見砂見油”的特點，能夠同時在壘、塹構造內(nèi)形成油氣藏，工業(yè)油流井占82%，如M35、M17井。民東地區(qū)和長春嶺背斜泉四段具有“頂層含油”的特征，民東地區(qū)多在斷裂帶間的構造脊成藏，工業(yè)油流井占20%，如F154、C46井。長春嶺背斜多在復雜化背斜帶成藏，工業(yè)油流井占75%，如C107、C109井。

(2)研究區(qū)高產(chǎn)井的分布范圍隨主產(chǎn)層位呈規(guī)律變化。扶余油層由下向上被劃分為13個小層，其中13小層的高產(chǎn)井分布在新民邊界斷裂以西的M46—M48區(qū)帶；11小層的高產(chǎn)井分布在新民地區(qū)的M11—M37區(qū)帶；8小層的高產(chǎn)井分布在新民南部的M58—M45區(qū)帶；7～5小層的高產(chǎn)井分布在民東地區(qū)西側(cè)的F154—M46區(qū)帶；4～1小層的高產(chǎn)井分布在民東地區(qū)東側(cè)的F157—C53區(qū)帶和長春嶺西部F29—C103區(qū)帶。出產(chǎn)層位的分布位置隨構造抬升而規(guī)律變化。

(3)多方面造成兩區(qū)含油氣特征差異大的特點。成藏類型隨構造位置而變化，新民油田位于中央坳陷區(qū)，多發(fā)育巖性油氣藏；民東地區(qū)位于環(huán)凹斜坡區(qū)，多發(fā)育斷層—巖性油氣藏；長春嶺地區(qū)位于盆緣隆起區(qū)，多發(fā)育構造油氣藏。

表1 研究區(qū)油氣藏類型

4.3 主控因素

(1)供烴條件是差異成藏的基礎。民東沿江一帶表現(xiàn)出含油氣性的明顯差異，主要原因是3個地區(qū)的油源供給差別。來自北部三肇凹陷的油源，在長距離運移過程中被不斷散失，進入研究區(qū)后，再受新民邊界反向斷裂的遮擋，大量油氣被封擋在該斷裂西側(cè)的新民油田，造成民東地區(qū)油氣來源有限。新民油田和長春嶺背斜具有“雙源供烴”的特征，是形成新民油田和長春嶺氣田的物質(zhì)基礎[14]，也是造成油氣差異成藏的根本原因，即沒有充足的油氣源，就無法實現(xiàn)油氣大規(guī)模聚集成藏。

(2)圈閉條件是造成失利的主要原因。在研究過程中，很多井具有良好的油氣顯示，測井解釋為油層，但射孔后產(chǎn)水或油水。原因是油氣過路不停留，即圈閉條件不完整。包括遮擋條件不足、閉合差太小及圈閉完整性被破壞，導致油氣散失或形成次生油藏。其中遮擋不足是一大類，在勘探準備過程中，構造上傾方向遮擋是判斷圈閉完整的主要參考，忽略圈閉側(cè)向遮擋，可能發(fā)生垂直于上傾方向的側(cè)向逸散，或者無法形成具備規(guī)模的油藏。

圖7 研究區(qū)典型油藏剖面Fig.7 Representative reservoir section of studied area

圖8 研究區(qū)過M10-M103-M28-M69-M61-C53-F214井油藏剖面(剖面位置b)Fig.8 Reservoir section across wells M10-M103-M28-M69-M61-C53-F214(line b)

(3)斷裂是油氣成藏及分布的關鍵因素。斷裂在成藏過程中的作用具有唯一性。它既要作為油氣垂向運移的通道，又要充當圈閉的遮擋條件，沒有斷裂油氣無法運移，無法形成有效圈閉；同時，斷裂可有效改善儲層物性，提高運移效率和圈閉的潛在充注能力[15]。此外，新民邊界反向斷裂直接控制研究區(qū)的油氣源，導致民東地區(qū)油氣來源有限；同時，高產(chǎn)井分布在斷裂密集發(fā)育的運移路徑附近，說明只有發(fā)育在斷裂帶附近的圈閉才能優(yōu)先捕獲油氣，而遠離斷裂帶的圈閉不具備這一優(yōu)勢。

5 現(xiàn)場應用

新民邊界反向斷裂中次級斷裂的相接處、民東1號和3號斷裂帶附近的構造脊部位、長春嶺背斜帶的斷鼻、斷塊成為尋找剩余油氣的主要范圍。地震篩查發(fā)現(xiàn)，新民邊界反向斷裂有4處斷距小于12 m，是油氣散失的關鍵節(jié)點。其中M28井和M69井北側(cè)是三肇油源進入民東地區(qū)的關鍵節(jié)點，未形成有效遮擋而造成油氣過路，在民東1號斷裂帶的F156—F158井形成高產(chǎn)區(qū)塊。剩余的兩處為M30井東側(cè)和M50井東南側(cè)，油氣沿節(jié)點向上傾方向(SE和SSE)運移，并在T24—T29井泉四段形成潛力(見圖5、9)。

圖9 新民—民東地區(qū)油氣成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of Xinmin and Mindong

T29井完鉆于1963年且未被動用，該區(qū)塊發(fā)育河道砂和前緣席狀砂，具有構造上傾方向遮擋和雙重側(cè)向遮擋條件。泉四段上部為油浸粉砂巖，下部為含油砂巖，砂巖段R2.5高值為50 API，累計厚度為11.52 m。T24井具有類似的巖電特征。鄰井T77井產(chǎn)油并位于構造低部位，結(jié)合開發(fā)資料分析T29井、T24井與T77井是一套油水系統(tǒng)。因此，T29井和T24井的泉四段位于油水界面之上，最終被列入新一輪試油計劃。同時，對油氣顯示好的產(chǎn)水井加以利用，尋找周邊油氣運移的有利指向。M27井南壘、C45井西南壘、F154井西南壘成為下一步勘探目標。

6 結(jié)論

(1)新民油田泉四段油源來自三肇凹陷和新民本地青一段泥巖，民東地區(qū)泉四段油源來自三肇凹陷青一段泥巖，長春嶺背斜泉四段油源來自三肇凹陷和王府凹陷青一段泥巖。

(2)泉四段具有“沿源斷裂垂向倒灌—沿斷砂輸導體側(cè)向長距離運移—沿斷裂垂向運移—構造脊圈閉聚集”的成藏機制。

(3)新民、民東和長春嶺地區(qū)具有含油氣性不同、含油層位抬升、油藏類型變化的差異成藏特征。供烴條件、圈閉條件和斷裂作用是差異成藏的主控因素。

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2016-11-22；編輯：關開澄

國家科技重大專項(2011ZX05001-002)；中國石油科技專項 (2013E-050203)

樊 奇(1989-)，男，博士研究生，主要從事層序地層學及沉積學相關研究。

樊太亮，E-mail: fantl@cugb.edu.cn

TE122.1

A

2095-4107(2017)03-0073-11

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.03.008