梅嘯寒，張 琴，王雅蕓,吳欣松，劉景彥，趙家宏，王武學

[1.中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京，100083； 2.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3.中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249； 4.中國石油 青海油田分公司采油三廠,青海 茫崖 816400；5.中國石油 吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000]

在含油氣盆地中，地層水既是地下流體的主要成分也是油氣運移的重要載體，其活動與循環(huán)樣式與油氣的生成、運移及聚集息息相關。地層水化學特征受古沉積環(huán)境、蒸發(fā)濃縮、水-巖相互作用及流體混合等多重因素影響，因此其化學特征可以間接反映地層的封閉性、成藏條件及油氣運移方向等多種地質(zhì)信息[1-4]。

松遼盆地是以白堊系為主的克拉通內(nèi)部中-新生代陸相含油氣盆地，含有多個油層(黑帝廟、薩爾圖、葡萄花、高臺子、扶余、楊大城子和農(nóng)安)，各油層之間被多套局部隔層分割，形成了多套含水系統(tǒng)(上部含水系統(tǒng)、中部含水系統(tǒng)、下部含水系統(tǒng)和深部含水系統(tǒng))，前人研究認為全盆地穩(wěn)定展布地青山口組一段油頁巖對地層水循環(huán)具有很強的阻擋作用[5]，將扶楊油層所在的下部含水系統(tǒng)與上部含水系統(tǒng)分隔。松遼盆地南部扶新隆起帶扶楊油層具有近60年的勘探開發(fā)歷史，但由于區(qū)域構造條件極其復雜，砂體被大量斷層分隔嚴重[6]，地層水化學性質(zhì)的差異分帶性不僅體現(xiàn)在垂向上，也體現(xiàn)在不同構造單元上，非均質(zhì)性嚴重，因此油氣運聚過程及油氣富集規(guī)律尚不明確。本文以松遼盆地南部扶新隆起帶扶楊油層為研究對象，通過地層水離子特征分析地層水來源，結合烴源巖成熟度分析油田地層水礦化度、離子濃度在平面上和垂向上的變化規(guī)律與油氣運聚及分布的關系，總結平面上不同構造單元，縱向上不同層位油氣富集規(guī)律，為老油田的油氣勘探提供新的理論和依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

扶新隆起帶位于松遼盆地中央凹陷區(qū)東南部，為正向二級構造單元，是一個在前白堊系基巖之上發(fā)育的繼承性古隆起，被多個生烴中心(西南部的長嶺凹陷、西部的大安凹陷和西北部的三肇凹陷)所環(huán)繞形成了三面臨凹的構造格局[6]。研究區(qū)位于扶新隆起帶北坡，包含新民油田、新廟油田、新北油田、新立油田、扶余油田及木頭油田北部(圖1)，區(qū)內(nèi)構造總體南高北低，東高西低，新立斷鼻構造-木頭構造-扶余古隆起構成了研究區(qū)的構造軸線。泉三段K1q3(楊大城子油層)泉四段K1q4(扶余油層)沉積時期松遼盆地進入早期拗陷期階段，受西南部和東南部兩大物源的控制，研究區(qū)廣泛發(fā)育以河流-三角洲相為主體的砂巖儲層，上覆青山口組一段沉積時期，盆地進入穩(wěn)定拗陷期，盆地范圍內(nèi)被廣泛的湖泊所覆蓋[7]，并發(fā)生湖海溝通[8]，水體鹽度升高，沉積了3組深湖半深湖劣質(zhì)油頁巖-泥巖組合，是松遼盆地最主要的烴源巖[9]，構成了扶楊油層“上生下儲，新生古儲”的特殊成藏模式。前人研究表明青山口組一段內(nèi)部普遍發(fā)育的超壓引起的勢能差是含油氣流體通過斷層和砂體由凹陷區(qū)向隆起區(qū)形成壓榨水離心流的重要動力[10-11]。充足的油源條件、繼承性隆起構造帶相互配置，使研究區(qū)成為油氣運聚的長期有利指向區(qū)。

2 地層水化學組成特征

2.1 主要離子組成及水型特征

圖1 松遼盆地南部扶新隆起帶地理位置和地層發(fā)育特征[6]Fig.1 Geographical location and development characteristics of stratum in Fuxin Uplift,Southern Songliao Basin[6]a.研究區(qū)地理位置；b.研究區(qū)地層發(fā)育特征(新深1井)

表1 扶新隆起帶扶楊油層部分地層水樣品分析測試結果Table 1 Testing results of some formation water samples from Fuyang oil layer in Fuxin Uplift

注：r為離子的當量濃度。

2.2 主要離子比值系數(shù)特征

3 地層水來源

扶新隆起帶扶楊油層地層水特征復雜，以低礦化度地層水為主，具有淡水型地層水的基本特征，與泉三段、泉四段沉積時期河流-淺水三角洲環(huán)境相符合，但局部地區(qū)也存在著高礦化度的地層水。張汪明等(2016)認為原始沉積淡水即使經(jīng)歷了濃縮作用礦化度也很難超過10 g/L[19]，因此研究區(qū)扶楊油層可能受到了外來高礦化度地層水的影響。

3.1 高礦化度地層水與儲層孔隙度的關系

通過研究區(qū)扶楊油層地層水礦化度與實測孔隙度、滲透率的關系分析顯示(圖2)，當孔隙度小于15%時，地層水礦化度隨孔隙度增高而緩慢上升，當孔隙度超過15%時，地層水礦化度隨孔隙度增高而快速增高；當滲透率小于1×10-3μm2時，地層水礦化度隨滲透率的變化幅度不大，當滲透率大于1×10-3μm2時，地層水礦化度隨滲透率增高而快速升高，顯示出高礦化度地層水(>10 g/L)多聚集在孔隙較大、滲透性較好的地層中[20]。當孔隙度較小、滲透率較低時毛細管力大，高礦化度地層水較難進入孔隙，對孔隙中原始沉積水的影響較小，礦化度上升不明顯；而當孔隙度較大、滲透率較高時，高礦化度地層水會快速占據(jù)這些滲透性儲集體，并以之為通道繼續(xù)運移，進一步說明了高礦化度地層水的外來性。

3.2 高礦化度地層水與離子組成的關系

史婷婷等(2012)通過氫、氧同位素分析表明，松遼盆地中央凹陷區(qū)泉頭組地層水為大氣水與原始沉積水的混合[21]，未受到深部鹵水的影響，因此研究區(qū)高礦化度地層水的成因與深部濃縮鹵水上涌無關。通過地層水總礦化度與各離子含量關系可知，當?shù)貙铀V化度小于10 g/L時，不管是扶楊油層地層水Ca2+含量、Cl-含量還是Br-含量都與地層水礦化度具有良好的線性關系(圖3a，c，e)；而當?shù)貙铀V化度大于10 g/L時，各離子含量與扶楊油層地層水礦化度的對應關系變差，將地層水礦化度高于10 g/L的數(shù)據(jù)點與研究區(qū)青一段數(shù)據(jù)交會發(fā)現(xiàn)，這些數(shù)據(jù)的變化規(guī)律與青一段各離子有相似的變化規(guī)律(圖3b，d，f)，尤其以溴元素最為典型。一般而言，溴元素多富集于海水中，在陸相環(huán)境中溴元素多來源于陸生植物堆積，其變化多受濃縮作用和沉積環(huán)境控制，其他因素的影響較小[22- 23]。從Br-含量隨地層水礦化度變化圖(圖3e，f)中可以看出，扶楊油層和青一段地層水中Br-含量均小于20 mg/L展現(xiàn)了典型的陸相特征，但扶楊油層高礦化度地層水(大于10 g/L)中Br-含量的濃縮趨勢與青一段Br-濃縮趨勢更為一致。青一段泥巖沉積時期水體較高的鹽度[8]，且由于欠壓實和生烴作用廣泛發(fā)育超壓，大量高礦化度地層水裹挾油氣沿“T2”斷層組合和砂體排入扶楊油層[5]，造成扶楊油層礦化度的升高。因此綜合研究區(qū)高礦化度地層水離子變化特征，認為研究區(qū)高礦化度地層水(大于10 g/L)來源于上覆青山口組泥巖。

表2 扶新隆起帶扶楊油層離子比值系數(shù)、地質(zhì)意義及與其他油氣田的對比[13,18]Table 2 Ion ratio coefficients and geological significance of the Fuyang oil layer in Fuxin Uplift,and the comparison of the the Fuyang oil layer with other oil and gas fields[13,18]

圖2 扶新隆起帶扶楊油層砂巖實測孔隙度、滲透率與地層水礦化度關系Fig.2 Relations between the measured porosity,permeability and the formation water salinity of the Fuyang oil layer,Fuxin Uplifta.實測孔隙度與地層水礦化度關系；b.滲透率與地層水礦化度關系

圖3 扶新隆起帶扶楊油層、青一段各離子含量與地層水礦化度關系Fig.3 Relations between ion content and formation water salinity in Fuyang oil layer and Qing-1 member of Fuxin Uplifta.扶楊油層鈣離子與礦化度關系；b.扶楊油層高礦化度地層水鈣離子、青一段鈣離子與礦化度關系；c.扶楊油層氯離子與礦化度關系；d.扶楊油層高礦化度地層水氯離子、青一段氯離子與礦化度關系；e.扶楊油層溴離子與礦化度關系；f扶楊油層高礦化度地層水溴離子、青一段溴離子與礦化度關系

4 地層水分布特征及成藏區(qū)域的劃分

4.1 地層水垂向分布特征

地層水及其性質(zhì)的垂向和平面上并非簡單的變化，其受到大氣水淋濾、地層水濃縮、水巖相互作用、烴源巖排烴等多種作用的影響[12,15,24]，具有時間上的階段性和空間上的分區(qū)帶性。樓章華等(2009)在研究松遼盆地北部地層水性質(zhì)時將水化學剖面劃分為若干典型單元[25]，而在研究區(qū)石油地質(zhì)條件的差異造成了水化學剖面的特殊性。

本文收集到的扶楊油層地層水數(shù)據(jù)點分布于200～2 600 m深度，未揭示深部地層水(大于3 000 m)變化特征[25]。根據(jù)總礦化度及各離子垂向變化特征，扶楊油層水化學剖面可劃分為大氣水下滲淡化帶(A)、壓實水淡化帶(B)、溶蝕濃縮帶(C)、粘土脫水淡化帶(D)以及越流濃縮帶(E)5個區(qū)帶(圖4)。大氣水下滲淡化帶(A)主要位于800 m以淺(數(shù)據(jù)主要來自扶余油田)。該帶中隨著埋藏深度的變淺，地層水礦化度和氯離子濃度快速減小，碳酸氫根離子濃度增加，指示該帶受大氣淡水滲入影響較大。隨著深度增加，河流-三角洲相泥巖脫出大量孔隙水，使地層水淡化，化學剖面進入壓實水淡化帶(B)，由于扶楊油層原始沉積時為淡水環(huán)境，因此該帶中淡化作用明顯，表現(xiàn)出地層水礦化度、氯離子濃度和碳酸氫根離子降低的趨勢。當埋深進一步增加時，地層溫度和壓力增加，離子的交換能力增加，有機酸溶蝕作用增強，泥巖脫水作用減弱，水化學剖面進入溶蝕濃縮帶(C)，表現(xiàn)為地層水礦化度、氯離子濃度和碳酸氫根離子隨深度增大緩慢增加的趨勢。當埋深超過2 000 m時，地層水進入粘土脫水淡化帶(D)，由于埋深較大，排烴產(chǎn)生的油氣和有機酸很難影響該帶，地層中粘土礦物發(fā)生伊利石化作用使蒙脫石脫去大量的層間水，導致地層水礦化度的快速降低。在1 100～1 300 m的深度范圍內(nèi)出現(xiàn)了局部礦化度的高值帶(>10 g/L)，即越流濃縮帶(E)，表現(xiàn)為礦化度、碳酸氫根離子濃度隨深度減小快速增加，而氯離子增加幅度較緩，造成這一現(xiàn)象的主要原因是，青一段烴源巖達到生烴和排烴門限后，向扶楊油層輸送大量富含有機酸和CO2的高礦化度的地層水，并在向上越流過程中使得儲層不斷發(fā)生溶蝕[26]，從而使礦化度和碳酸氫根離子濃度不斷的升高。

圖4 扶新隆起帶扶楊油層水化學垂向分布特征Fig.4 Vertical distribution of formation water chemical properties in Fuyang oil layer in Fuxin Uplifta.礦化度(TDS)；b.氯離子(Cl-)含量；c.碳酸氫根含量

4.2 地層水平面分布特征

研究區(qū)目的層頂面正斷層十分發(fā)育，走向以北北西-北北東走向為主，前人研究表明，這些斷層多斷穿扶楊油層，而向上沒于青山口組泥巖，向下終于泉頭組二段泥巖[6]，因此扶楊油層連通性較好，地層水化學參數(shù)具有一定的繼承性(圖5)，而又與中部含油氣系統(tǒng)和深部含水系統(tǒng)具有較強的分割作用。研究區(qū)扶楊油層高地層水礦化度(大于10 g/L)、高鈉氯系數(shù)的區(qū)域集中在新北鼻狀構造帶，新北鼻狀構造帶及木頭構造西部(圖5)，與本地烴源巖成熟度Ro高于0.7的區(qū)域大致相當，本地烴源巖排烴能力較強。此外該區(qū)域北鄰三肇生油凹陷、西毗的大安生油凹陷，是兩大離心流發(fā)生集中泄水的區(qū)域，大量高礦化度、高鈉氯系數(shù)地層水裹挾油氣，沿斷層和砂體上涌，因此該區(qū)域就有原地和異地雙重油源，地層受擾動程度高，造成了高礦化度、高鈉氯系數(shù)區(qū)域與油氣富集區(qū)高度的一致性。

新廟斜坡帶和新民斜坡區(qū)地層水整體礦化度、鈉氯系數(shù)相對較低，僅在局部存在高值區(qū)，該區(qū)域構造格局整體上為南北向傾斜的斜坡，埋深較淺，本地烴源巖成熟度低(Ro小于0.7%)，排烴能力差，且距凹陷區(qū)較遠，地層相對封閉，含油氣流體以斷層和砂體為通道向構造軸線地帶流動的過程中被原始沉積水稀釋，礦化度降低。此外，該區(qū)域是扶楊油層三角洲前緣-湖泊沉積發(fā)育區(qū)[6]，砂地比相對較低，泥巖在成巖過程中，受上覆地層壓力的作用排出大量孔隙水和層間水進一步降低了地層水礦化度。

圖5 扶新隆起帶扶楊油層地層水礦化度、鈉氯系數(shù)平面分布Fig.5 Planar distributions of formation water salinity and sodium-chloride coefficients in Fuyang oil layer in Fuxin Uplifta.扶余油層地層水礦化度(g/L)；b.扶余油層地層水鈉氯系數(shù)；c.楊大城子油層地層水礦化度(g/L)；d.楊大城子油層地層水鈉氯系數(shù)

研究區(qū)礦化度最低的區(qū)域分布于扶余古隆起，該區(qū)域扶楊油層埋藏淺(200～400 m)，受大氣淡水淋濾作用明顯，理論上并不利于油氣的聚集和保存，但扶余油田作為研究區(qū)構造高點是油氣側向運移的長期指向方向，油源條件良好，且斷層集中發(fā)育，斷塊圈閉眾多，圈閉閉合高度大，因此扶余古隆起仍是扶楊油層最主要的油氣聚集區(qū)之一，但由于埋深淺降解作用明顯，原油稠化作用強烈。

研究區(qū)鈉氯系數(shù)最低的區(qū)域分布于新廟斜坡帶南部和木頭構造北部對應于Na2SO4型和CaCl2型水集中發(fā)育的區(qū)域，扶楊油層屬于典型的上生下儲，泉頭組沉積后，隨著埋深的增加，原始地層水不斷濃縮，從最初的地層水型NaHCO3型由于鈉長石化作用逐漸向Na2SO4型和CaCl2型轉化，如果不受其他流體交換的影響，這種過程幾乎不會發(fā)生逆轉，因此CaCl2型水的存在指示了相對封閉的環(huán)境，原始地層水沒受到烴類及其流體載體的影響，相對應的該區(qū)域內(nèi)油源條件較差，很難形成大規(guī)模油氣藏。

4.3 地層水動力場

根據(jù)地層水化學性質(zhì)的平面分布特征及研究區(qū)現(xiàn)今壓力系數(shù)分布特征(圖6)，研究扶楊油層可劃分為3個地層水動力場單元：壓榨水離心流區(qū)，越流泄水區(qū)，大氣水向心流區(qū)?？傮w上新北油田和新立油田扶楊油層現(xiàn)今壓力系數(shù)大于1.02，屬于地層壓力高值區(qū)，依據(jù)樓章華等(2003)對松遼盆地扶楊油層水動力單元的劃分[10]，新北油田和新立油田位于壓榨水離心流區(qū)內(nèi)。新北油田和新立油田緊鄰三肇、大安生油凹陷，凹陷中青一段烴源巖埋深大，排烴強度大，產(chǎn)生的異常壓力高。泥巖壓實水裹挾油氣在異常高壓差的驅動下，通過斷層和砂體由凹陷中心向邊緣產(chǎn)生壓榨水離心流[10-11](圖6，AA′)，在新北油田和新立油田有利的構造背景下，大規(guī)模成藏，造成了高礦化度、高鈉氯系數(shù)區(qū)域與油氣富集區(qū)高度的一致性。根據(jù)地層水垂向及平面分布特征(圖4，圖5)，扶余油田受大氣淡水淋濾作用明顯，位于大氣水向心流區(qū)內(nèi)，而扶余油田地層壓力系數(shù)在1.01～0.97，屬于正常壓力-弱低壓區(qū)，造成這一現(xiàn)象的原因與扶余油田斷裂發(fā)育，地層連通性好，大氣水下滲淡化作用增強有關。而木頭油田、新廟油田及新民油田位于離心流及向心流交匯的越流泄水區(qū)內(nèi)，導致了地下水的向淺部的越流泄水作用，致使該區(qū)域上地層封閉性增高，地層水性質(zhì)發(fā)生了轉變。

圖6 扶新隆起帶扶楊油層現(xiàn)今壓力系數(shù)分布及水動力場劃分模式Fig.6 Distribution of present pressure coefficients,and the division model of hydrodynamic field in Fuyang oil layer in Fuxin Uplifta.扶楊油層現(xiàn)今壓力系數(shù)分布等值線圖；b.研究區(qū)水動力場劃分模式圖

4.4 成藏區(qū)域的劃分

根據(jù)地層水動力場和烴源巖排烴能力將研究區(qū)分為3個成藏區(qū)域：源內(nèi)成藏區(qū)、源邊成藏區(qū)和源外成藏區(qū)。研究區(qū)中部和東部包括新北構造東側、木頭油田東北、扶余油田、新民油田及新廟地區(qū)青一段埋深不超過1 100 m，有機質(zhì)成熟度Ro小于0.7%，烴源巖處于低熟或未熟狀態(tài)[5-6]，排烴能力有限，而區(qū)域內(nèi)離心流逐漸消亡，油氣主要依靠浮力長距離側向運移，為源外成藏區(qū)，對應于越流泄水區(qū)和大氣水向心流區(qū)。而新北油田西部、木頭油田西南部和新立油田青一段埋深增大，源巖熱演化程度高，Ro普遍大于0.7%，本地烴源巖開始進入成熟階段。該區(qū)域內(nèi)來自凹陷的離心流作用強烈，而本地烴源巖排烴對離心流起到了一定的補給作用，因此扶楊油層受本地烴源巖及凹陷離心流雙重控制，青一段烴源巖Ro大于0.7%的區(qū)域與壓榨水離心流區(qū)大致相當，對應于源邊成藏區(qū)。源內(nèi)成藏區(qū)位于研究區(qū)最西部臨近大安凹陷和三肇凹陷的區(qū)域，主要包含新北構造西側和新立構造西側，該區(qū)域內(nèi)青一段埋深超過1 300 m，Ro超過0.9%，烴源巖進入排烴高峰[9]，產(chǎn)烴率可達680 mg/gTOC，該區(qū)域烴源巖排烴能力最強，地層超壓高，油氣影響深度大。

5 地層水化學特征與油氣運聚關系

研究區(qū)各成藏區(qū)域內(nèi)差異性很大的地層水性質(zhì)反應了油氣經(jīng)歷了不同的運移和成藏過程。為進一步研究扶楊油層水化學與油氣運聚關系，以新立油田北部新223-廟17井(BB′)(圖7)油氣藏剖面為例進行詳細油水關系分析。新立油田構造形態(tài)總體上表現(xiàn)為近東西向且被大量斷層復雜化的斷鼻構造，西側緊臨大安凹陷，青一段埋藏深度大(>1 300 m)，成熟度高(Ro>0.9%)，屬于源內(nèi)成藏區(qū)(圖7)。源內(nèi)成藏區(qū)具有雙重油源，一方面本地青一段源巖在超壓的作用下，克服浮力和毛細管力，由斷層和砂體對接向下直排倒灌和側灌向扶楊油層中輸送了大量含油氣高礦化度的酸性流體，另一方面來著凹陷區(qū)的壓榨水離心流也向研究區(qū)輸送了大量的油氣，這些流體富含有機酸和CO2不斷的擾動扶楊油層原始沉積地層水，并發(fā)生水巖作用使礦化度和鈉氯系數(shù)不斷升高，地層水類型多為NaHCO3型。當含烴流體下排到一定深度時，超壓作用開始減弱，浮力成為地層水運移的主要動力，含烴流體開始沿砂體和斷層上涌，不斷濃縮并溶蝕儲層，地層水礦化度進一步增加(圖8)，對應于水化學剖面上的越流濃縮帶。在源邊成藏區(qū)，本地烴源巖成熟度變低，排烴能力較源內(nèi)成藏區(qū)弱，影響層位開始變淺，扶楊油層內(nèi)部形成了淺部NaHCO3型水，而深部未受擾動區(qū)域和過渡區(qū)域以Na2SO4型和CaCl2型地層水特征。源邊成藏區(qū)儲層長時間與富含油氣流體接觸并接受改造形成了大量高含油飽和度的油氣藏。扶楊油層砂體以低孔低滲為主要特征，毛細管力大，因此在遠離油源的源外成藏區(qū)離心流作用強度明顯減弱，油氣運載能力降低，受地層壓實水和原始沉積淡水的影響，地層水礦化度逐步降低，形成的油氣藏含油飽和度減低(如廟17井)，此外受越流泄水作用影響，深部地層封閉性增強，含油氣流體影響深度很淺，扶余油層內(nèi)部已出現(xiàn)未受擾動區(qū)(CaCl2型水區(qū)域)，總體上成藏條件相對較差。

6 結論

1) 扶新隆起帶扶楊油層地層水以低礦化度地層水為主，具有淡水型地層水的基本特征，局部地區(qū)也存在著來自于上覆青一段的高礦化度的地層水。

2) 扶新隆起帶水化學剖面可劃分為大氣水下滲淡化帶(A)、壓實水淡化帶(B)、溶蝕濃縮帶(C)、粘土脫水淡化帶(D)以及高礦化度酸性流體上涌形成的越流濃縮帶(E)。平面上，扶新隆起帶新北鼻狀構造帶和新北鼻狀構造帶受兩大離心流影響，原始地層水受含油氣流體擾動程度大，形成了高礦化度、高鈉氯系數(shù)區(qū)域與油氣富集區(qū)高度的一致性；新廟斜坡帶和新民斜坡區(qū)，扶楊油層地層水受泥巖壓實排水作用明顯，地層水礦化度較低；新廟斜坡部和木頭構造北部是Na2SO4型地層水和CaCl2型地層水集中發(fā)育區(qū)，地層受擾動程度低，成藏條件較差；扶余古隆起受大氣淡水淋濾作用明顯，但由于是長期的構造高點，仍是研究區(qū)油氣富集區(qū)之一。

3) 根據(jù)地層水動力場和烴源巖排烴能力將研究區(qū)分為3個成藏區(qū)域。源內(nèi)成藏區(qū)、源邊成藏區(qū)油源條件較好，油氣下排深度大，地層受擾動深度較深，地層水礦化度、鈉氯系數(shù)較高，成藏條件良好。而在源外成藏區(qū)部烴源巖成熟度低，含油氣流體影響深度較淺，地層相對封閉，鈉氯系數(shù)較低，油源條件較差，受壓實作用影響，礦化度總體較低。