王晨

中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712

隨著松遼盆地北部中淺層勘探程度的提高，剩余未探明的石油地質(zhì)儲(chǔ)量較大程度地集中在葡萄花油層復(fù)合油氣藏和巖性油氣藏內(nèi)[1]。古龍地區(qū)經(jīng)歷了五十多年的勘探開發(fā)，在構(gòu)造、沉積、儲(chǔ)層、油藏描述以及圈閉識(shí)別等方面取得了大量成果和認(rèn)識(shí)，但隨著勘探的逐步深入，面臨的勘探對(duì)象和問題日益復(fù)雜，原有的認(rèn)識(shí)和技術(shù)方法已不能滿足針對(duì)向斜區(qū)巖性油藏的精細(xì)勘探開發(fā)需求。古龍地區(qū)想要實(shí)現(xiàn)新的突破和增儲(chǔ)上產(chǎn)，需要進(jìn)一步開展構(gòu)造、沉積、成藏等方面的精細(xì)研究。目前存在的問題為儲(chǔ)層物源多，砂體變化快，油氣藏類型多樣，控藏因素復(fù)雜，阻礙了該地區(qū)的進(jìn)一步目標(biāo)優(yōu)選。

1 地質(zhì)概況

松遼盆地的主體為白堊系地層，厚度可達(dá)7000m以上[2-5]，含油巖層厚度在3000～5000m。目的層段葡萄花油層位于松遼盆地白堊系地層姚家組一段，主要巖性有灰色粉砂巖、灰色含鈣粉砂巖、棕色含油粉砂巖、灰色泥質(zhì)粉砂巖、灰綠色粉砂質(zhì)泥巖以及紫紅色、灰綠色、灰色泥巖。中部可見黑色泥巖，底部?jī)?chǔ)層相對(duì)發(fā)育，常見有沖刷面等滯留沉積特征。姚一段地層在全區(qū)均有發(fā)育，且分布穩(wěn)定。

古龍地區(qū)構(gòu)造位置為松遼盆地北部中央凹陷區(qū)，三級(jí)構(gòu)造由葡西、新肇、新站3個(gè)鼻狀構(gòu)造分割成他拉哈、古龍、茂興3個(gè)向斜，整體上呈現(xiàn)“凹凸相間、西低東高”的構(gòu)造格局。斷層主要以近南北向和北北西向?yàn)橹?，斷距?0～50m。構(gòu)造高部位海拔-700m，構(gòu)造低部位海拔-1950m，構(gòu)造高差1250m(見圖1)。

圖1 古龍地區(qū)葡萄花油層頂面構(gòu)造圖Fig.1 Top surface structure diagram of of Putaohua reservoir in Gulong area

2 沉積微相

古龍地區(qū)葡萄花油層厚度分布在10～70m之間，平均厚度49m。從單井測(cè)井曲線響應(yīng)特征及巖性特征分析，主體沉積相由淺水三角洲相和淺水湖泊相組成。三角洲相以三角洲前緣亞相為主,湖泊相則以濱淺湖亞相為主[6，7]。

2.1 沉積微相類型

2.1.1 三角洲前緣亞相

三角洲前緣亞相包括分流河道、分流間灣、河口壩、席狀砂等4種微相。以分流河道、河口壩、席狀砂微相為骨架，粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖均有發(fā)育[8，9]。

1)分流河道微相 分流河道微相為三角洲前緣亞相的骨架部分，是陸上河道向湖泊方向的延伸。相對(duì)陸上河道來說，分流河道的寬度增加，深度變小，堆積速度增大，河道位置改動(dòng)頻繁。沉積物泥巖不發(fā)育，以細(xì)砂巖、粉砂巖為主。常見沖刷-充填構(gòu)造?？v向剖面上呈透鏡狀，向兩側(cè)突變?yōu)槟鄮r、粉砂質(zhì)泥巖等細(xì)粒沉積物。砂體厚度一般為3～6m，單砂體厚度大于3m，測(cè)井曲線表現(xiàn)為鐘(箱)形或者齒化的鐘(箱)形(見圖2(a))。在古龍地區(qū)葡萄花油層主要分布在西部、北部和西北部物源區(qū)。

2)分流間灣微相 分流間灣微相分布于分流河道間的相對(duì)低洼的湖灣地區(qū)，水動(dòng)力較弱，與湖泊連通。巖性以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，含少量粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖?？v向上與分流河道、河口壩、席狀砂互層分布，測(cè)井曲線以低幅為主(見圖2(a))。在古龍地區(qū)葡萄花油層主要分布在西部和北部的分流河道和席狀砂之間。

3)河口壩微相 河口壩微相一般位于分流河道微相的末端，是由于能量突然降低導(dǎo)致河流帶來的碎屑物在河口處堆積而成，其巖性主要由細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖組成，局部有泥巖和粉砂質(zhì)泥巖發(fā)育，分選較好，砂層呈中厚層狀，底部與下伏地層多為漸變，呈向上變粗的反韻律，受波浪的作用，有時(shí)候會(huì)被席狀砂化，或者頂部被分流河道切割。層理構(gòu)造以低角度交錯(cuò)層理的發(fā)育為特色。砂體呈透鏡狀，厚度一般為2～4m，測(cè)井曲線主要為中到高幅度的漏斗-箱形組合(見圖2(b))。在古龍地區(qū)葡萄花油層主要分布在分流河道的末端。

4)席狀砂微相 席狀砂微相一般位于分流河道之間和分流河道、河口壩的外緣區(qū)域，是河口壩砂體和部分分流河道砂體受波浪和岸流的淘洗和簸選重新沉積于河口壩前部或者側(cè)翼的薄層狀砂體，席狀砂廣泛分布于三角洲前緣。巖性主要為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，分選較好，單砂體厚度較薄，一般為1～2m，這些大片分布的薄細(xì)砂層與分流間灣和濱淺湖泥巖互層，韻律不明顯或呈反韻律。平面上可與分流河道砂和河口壩砂相接，也可獨(dú)立分布于兩者之間。測(cè)井曲線多為高幅指狀(見圖2(b))。在古龍地區(qū)葡萄花油層的中部大面積發(fā)育。

圖2 古龍地區(qū)葡萄花油層沉積微相類型Fig.2 Types of sedimentary microfacies of Putaohua reservoir in Gulong area

圖3 古龍地區(qū)葡萄花油層沉積微相平面圖Fig.3 Plane graph of sedimentary microfacies of Putaohua reservoir in Gulong area

2.1.2 濱淺湖亞相

濱淺湖亞相由濱淺湖砂壩和濱淺湖泥坪微相組成，巖性主要由泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖與鈣質(zhì)粉砂巖、粉砂巖組成，與三角洲相相連接，有時(shí)候區(qū)別不是很明顯。在古龍地區(qū)葡萄花油層主要分布在南部地區(qū)。

1)濱淺湖砂壩微相 砂壩的形成機(jī)理往往是多方面的，但是它們的形成都離不開暗流和波浪的再搬運(yùn)和再沉積，主要來源于附近的三角洲等砂體相，砂體規(guī)模較小，多為透鏡狀，以泥包砂為特點(diǎn)。測(cè)井曲線表現(xiàn)為鋸齒狀或者指狀的漏斗形或箱形為主(見圖2(c))。在古龍地區(qū)葡萄花油層的南部局部地區(qū)有發(fā)育。

2)濱淺湖泥坪微相 主要由紫紅色、淺灰色、灰綠色至綠灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖組成，為水平層理、波狀層理、塊狀構(gòu)造。測(cè)井曲線以低幅為主(見圖2(c))。

2.2 沉積微相展布特征

在松遼盆地內(nèi)，葡萄花油層沉積時(shí)期處在盆地沉降速度明顯變緩的階段，物源供給豐富，廣泛發(fā)育河流-三角洲-淺水湖泊沉積，整體地形坡度不大，三角洲前緣亞相大面積分布，河流的能量較強(qiáng)，控制著三角洲的建設(shè)，湖泊受環(huán)境的影響，水域范圍雖然寬闊，但是波浪能量較弱。

古龍地區(qū)葡萄花油層沉積時(shí)期，主要受北部、西部物源的控制，南部物源次之。來自北部的河流長(zhǎng)距離向淺水湖泊方向推進(jìn)，相帶比較寬展；來自西部的河流能量較弱，向湖泊推進(jìn)距離短，形成短軸三角洲，相帶較窄。自西北至東南方向，沉積相由三角洲前緣亞相演變?yōu)闉I淺湖亞相(見圖3)。從沉積演化來說，與下部的青山口組沉積時(shí)期有較大變化，沉積中心向南部轉(zhuǎn)移，物源以北部為主，沉積相主要為三角洲前緣亞相，到后期(薩葡夾層)又發(fā)生湖侵，整體為一個(gè)水退-水進(jìn)的旋回。

3 油氣分布及成藏主控因素

古龍地區(qū)葡萄花油層沉積相主體為淺水湖泊三角洲，三角洲前緣相帶大面積發(fā)育，分流河道微相、席狀砂微相和河口壩微相分布較廣，且分流河道與河口壩遭受過一定程度的席狀砂化[10]。通過對(duì)古龍地區(qū)葡萄花油層319口工業(yè)油流井的單井產(chǎn)油砂體沉積微相分析(見表1)，發(fā)現(xiàn)分流河道微相158口，席狀砂微相106口，河口壩微相47口，濱淺湖砂壩微相8口，產(chǎn)油砂體以分流河道微相與席狀砂微相為主。

表1 古龍地區(qū)葡萄花油層單井產(chǎn)油砂體沉積微相類型表

3.1 油氣藏類型及油氣分布

綜合研究古龍地區(qū)的古地貌特征以及沉積相帶和砂體類型與斷裂帶的分布規(guī)律，發(fā)現(xiàn)不同的構(gòu)造位置，古龍地區(qū)葡萄花油層油藏類型也不同：古龍、他拉哈和茂興向斜的低洼地帶為滯留型非常規(guī)油氣藏帶，向斜中心到鼻狀構(gòu)造的斜坡區(qū)為半滯留型非常規(guī)油氣藏帶，鼻狀構(gòu)造部位則演變?yōu)槌Ｒ?guī)油氣藏帶(見表2)。

表2 古龍地區(qū)葡萄花油層油藏類型表

3.1.1 滯留型非常規(guī)油氣藏

在向斜低洼地區(qū)，沉積相為三角洲相與湖泊相連接的位置，儲(chǔ)層內(nèi)伊利石、綠泥石等黏土礦物含量較多，毛細(xì)管壓力較大，為低-超低滲透儲(chǔ)層，油氣受到的浮力很小，運(yùn)移主要受青山口組泥巖地層排烴壓力的驅(qū)動(dòng)向砂巖中聚集。當(dāng)排烴壓力小于毛細(xì)管壓力時(shí)，原油停止聚集，形成致密油藏，即滯留型非常規(guī)油氣藏。

3.1.2 半滯留型非常規(guī)油氣藏

在向斜低洼地帶四周的斜坡位置，儲(chǔ)層內(nèi)黏土礦物減少，孔滲條件轉(zhuǎn)好，毛細(xì)管壓力變小，排烴壓力與重力作用逐漸達(dá)到平衡，油氣和水形成共存的狀態(tài)[11]，即滯留作用和非滯留作用的過渡帶，形成半滯留型非常規(guī)油氣藏。

3.1.3 常規(guī)油氣藏

常規(guī)油氣藏主要分布在斜坡高部位的斷裂密集帶，儲(chǔ)層滲透率為高-中，油水受重力分異作用，主要滲流方式為達(dá)西流。類型如下：

1)構(gòu)造油氣藏 受構(gòu)造格局的限制，該區(qū)構(gòu)造油氣藏主要發(fā)育斷塊油氣藏和斷鼻油氣藏。斷塊油氣藏為由兩組或者幾組方向不同的斷裂相互切割形成的圈閉，油氣通過斷裂在斷塊內(nèi)砂巖聚集成藏，常見于斜坡位置和鼻狀構(gòu)造的斷裂密集區(qū)。斷鼻油氣藏為油氣向儲(chǔ)層聚集時(shí)在儲(chǔ)層上傾方向受斷層的遮擋形成的油氣藏，常見于鼻狀構(gòu)造區(qū)。

2)巖性油氣藏 通過對(duì)研究區(qū)內(nèi)開發(fā)井區(qū)的精細(xì)解剖，結(jié)合沉積微相的分布，發(fā)現(xiàn)巖性油氣藏在該區(qū)有一定的發(fā)育，但是由于斷裂帶較密集，較常見的巖性油氣藏為斷層所切割，但是斷層并未形成遮擋因素，油氣藏仍然以巖性油氣藏為主。主要為砂巖透鏡體油氣藏和上傾尖滅油氣藏。

砂巖透鏡體油氣藏主要分布在相對(duì)低部位，三角洲前緣相帶的席狀砂、河口壩的位置，形態(tài)常呈條帶狀，并具有自己獨(dú)立的油氣水系統(tǒng)，儲(chǔ)層物性的好壞決定了油氣水的分異作用，由席狀砂形成的油氣藏特點(diǎn)為成片分布、面積較大。在古龍地區(qū)常見于南部地區(qū)，主要為分布較穩(wěn)定的席狀砂型的透鏡體油氣藏。上傾尖滅油氣藏受重力分異作用較強(qiáng)，在古龍地區(qū)主要分布在斜坡區(qū)、鼻狀構(gòu)造的冀部等部位。

3)復(fù)合油氣藏 受沉積相帶及斷裂帶的發(fā)育的控制，古龍地區(qū)最常見的油氣藏類型為復(fù)合型油氣藏，主要有鼻狀構(gòu)造-巖性油氣藏、斷層-巖性復(fù)合油氣藏和巖性-斷層油氣藏。

(1)鼻狀構(gòu)造-巖性油氣藏。在鼻狀構(gòu)造區(qū)，砂體在鼻狀隆起的控制下，上傾方向被斷層切割并且封閉，另一側(cè)由于砂巖的尖滅所形成的圈閉，常發(fā)育在鼻狀構(gòu)造區(qū)的鼻狀隆起帶。

(2)斷層-巖性油氣藏。帶狀分布的分流河道砂體受構(gòu)造控制，在上傾方向尖滅，并被斷層切割，形成斷層-巖性油氣藏。這種油氣藏既可以是一側(cè)由斷層封閉，一側(cè)在上傾方向砂巖尖滅，從而形成圈閉；也可以是在上傾的方向被斷層切割形成遮擋，另一側(cè)砂巖尖滅，形成由斷層和巖性聯(lián)合封閉的復(fù)合圈閉。主要發(fā)育在古龍地區(qū)的北部和西部。

(3)巖性-斷層油氣藏。此類油氣藏是以斷層封閉為主，巖性封閉為輔，圈閉的兩側(cè)由斷層封閉，砂巖在上傾方向尖滅，形成巖性-斷層油氣藏。

3.2 成藏主控因素分析

3.2.1 古流體壓力對(duì)油氣分布的控制

古流體壓力是古龍地區(qū)油氣運(yùn)移與聚集的主要?jiǎng)恿χ?，葡萄花油層的古流體壓力來自于幕式排烴期間由下部的青山口組超壓源巖通過天然水力破裂裂隙、斷層等發(fā)生的超壓傳遞作用。在超壓作用下含烴流體從下部注入低-超低滲儲(chǔ)層，由于在向斜區(qū)地勢(shì)平坦，砂體巖性粒度細(xì)，孔喉狹窄，毛細(xì)管阻力大，必須借助于超壓作用才能使油氣運(yùn)移與聚集。

3.2.2 砂體類型及空間疊置決定油藏的空間展布及油氣的充注程度

不同的砂體類型，物性上的差別也比較大，在油氣充注的程度上同樣存在差異。砂體的空間分布也是決定油氣展布的因素之一。分流河道砂體在平面上的分布及縱向上的疊置關(guān)系、席狀砂的分布面積及縱向上的層數(shù)，都影響了油氣的空間分布[12]。

3.2.3 儲(chǔ)層類型對(duì)油氣的控制

不同的礦物組分、膠結(jié)物的類型與含量及孔隙的結(jié)構(gòu)等特征對(duì)儲(chǔ)層的油氣飽和度、潤(rùn)濕性都有一定的控制作用，這些必然導(dǎo)致油氣的分布上也存在不同。

3.2.4 構(gòu)造類型與分布對(duì)油氣的控制

在向斜的低洼地區(qū)，地勢(shì)平坦，并且砂體粒度較細(xì)，黏土含量偏高，造成孔喉半徑較小，毛細(xì)管較大，物性差，流體受浮力作用小，油氣的充注主要受超壓作用的推動(dòng)，因此形成滯留型非常規(guī)油氣藏[13]；在向斜的斜坡位置，隨著物性的變好，毛細(xì)管的阻力與浮力作用此消彼長(zhǎng)，達(dá)到一定程度的平衡，形成油水同層；在斷塊和斷鼻等構(gòu)造的高部位，則演變?yōu)槌Ｒ?guī)油氣藏，油水可以充分地通過重力分異作用，形成下水上油的正常分布。

3.2.5 斷層排列及時(shí)間演化對(duì)油氣的控制

斷層的發(fā)育對(duì)古龍地區(qū)葡萄花油層油氣藏的形成有著很重要的作用。首先，在烴源巖排烴期間，斷層可以成為烴源巖與儲(chǔ)層之間的通道；其次，在油氣的二次運(yùn)移中，斷層還可以作為連接不同獨(dú)立砂體的通道；另外，斷層還可以在一定條件下對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行封閉，從而形成不同的構(gòu)造油氣藏和復(fù)合油氣藏。

4 結(jié)論

1)古龍地區(qū)葡萄花油層可劃分為淺水三角洲相和淺水湖泊相，三角洲相以三角洲前緣亞相為主，湖泊相主要為濱淺湖亞相。產(chǎn)油主力相為分流河道微相、席狀砂微相和河口壩微相。

2)不同構(gòu)造位置，發(fā)育不同的油藏類型。向斜低洼地區(qū)主要為滯留型非常規(guī)油氣藏帶，向斜的四周邊緣地區(qū)演變?yōu)榘霚粜头浅Ｒ?guī)油氣藏帶，在構(gòu)造高部位為常規(guī)油氣藏帶。常規(guī)油氣藏類型主要為構(gòu)造油氣藏、巖性油氣藏和復(fù)合油氣藏。