松辽盆地下白垩统青山口组油气成藏与分布特征研究

王丽静 （中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）

松辽盆地石油勘探始于20世纪50年代中期，仅5年时间就在大庆长垣发现了世界上最大的陆相砂岩油田。1976年，松辽盆地原油产量超过0．5×108t，并持续稳产达27年。近50年以来，对松辽盆地油气的勘探无论是在河流相还是在湖泊－三角洲相沉积环境中都获得了一定的成果，但多局限于区带或油藏级别，缺少盆地尺度上的整体研究与认识［1～8］。目前，松辽盆地探井数已超过5000口，二维地震资料覆盖面积超过21．4×104km2，三维地震资料覆盖面积近3×104km2，岩心总长度超过10×104m，并积累了丰富的试验分析资料，为开展盆地尺度上下白垩统青山口组 （K2qn）沉积特征、储集条件及成藏规律方面的研究提供了有利条件，同时也为剩余油气资源的勘探及其他含油气盆地研究提供一定的指导和借鉴。

1 地质背景

松辽盆地位于中国东北境内，长轴呈NE向展布，长750m，宽330～370m，面积约26×104km2，属中、新生代大型陆相坳陷盆地［9～12］。沉积盖层主要为白垩系，上覆少量新生代地层，总厚度超过1×104m，基底为古生代和前古生代变质岩、岩浆岩［13，14］。盆地根据区域隆起和坳陷发育特征可划分成6个一级构造单元，31个二级构造单元 （图1）。松辽盆地构造演化分为断陷、拗陷和反转3个阶段［15］，形成了由火山岩、砂砾岩、粗砂岩、泥岩夹煤层所构成的断陷期地层；由大型河流及三角洲砂岩与大型湖泊泥岩及油页岩交互叠置形成的拗陷期地层；由河流与浅水湖泊粉砂岩及三角洲砂岩形成的反转期地层。根据生储盖组合关系及含油气性，将其纵向上划分为3个含油气组合，断陷期地层主要为深部火山岩及砂砾岩的含气组合；拗陷期地层主要为中部及下部三角洲砂岩与河流相砂岩的含油组合；反转期地层主要为上部河流相砂岩含油气组合［9］。K2qn属于拗陷期中部含油组合中的高台子油层，其油气资源量约占区内总资源量的40%，研究意义重大。

2 地层与沉积

K2qn是沉积基准面从最高到下降过程中发育的一套大型湖泊－三角洲相沉积，与下伏泉头组 （K1q）构成一个完整的水进－水退沉积旋回，持续时间约8Ma（图2），地层厚度250～550m［5］。K2qn顶部以具有连续中等反射地震特征的T11地震反射轴为边界，对应一套紫红色泥岩，在盆地周边为不整合接触，在盆地中央坳陷区为整合接触，沉积时间为88Ma。K2qn底部以具有明显连续强反射特征的T2地震反射轴为界，与下伏K1q整体表现为一次湖侵过程。K1q沉积初期，随着基准面上升湖泊面积逐渐增大，沉积末期，在中央坳陷内形成统一的大型湖泊。反映于泥岩颜色上，盆地边缘K1q以紫红色泥岩与上覆K2qn暗色泥岩相接触，向中央坳陷区逐渐出现大段灰绿色泥岩、湖相暗色泥岩及介形虫层。沉积相上表现为盆地边缘发育的辫状河向盆内汇集，依次演化为曲流河、网状河、浅水三角洲及浅水湖 泊［13，16］， 在 最 大 湖 泛 期形成油页岩层，地震上表现为T2连续强反射界面，可作为地层划分对比的盆地级标志。

青山口组一段 （K2qn1）沉积了深湖至半深湖相的暗色泥岩和油页岩，在盆地边部超覆于不同时期形成的地层之上，厚度一般介于50～130m，坳陷内最大厚度可达150m。盆地北部、西部及南部发育的3大水系环绕湖相区呈半环状分布 （图3（a））。湖区以半深湖－深湖相为主，滨浅湖相带较窄，在泰康地区向北延伸到富裕一带，湖泊面积约6．8×104km2。北部水系为最大的水系，由2个分支构成，于克山一带汇合，沿盆地长轴向南延伸100km，到达泰康一线，形成了大型三角洲沉积复合体。西部水系由齐齐哈尔、泰来、白城、通榆及科尔沁左翼中旗5个呈南北向排列的分支水系构成，由于古地形陡、物源近，在三角洲前缘发育浊流相沉积［3］，具碎屑颗粒粗、相带窄等特点，总体上由北向南规模逐渐增大。南部水系由来自于长春方向的2个分支构成，规模较小，主要形成扇三角洲沉积。青山口组二、三段 （K2qn2、K2qn3）处于沉积基准面下降相对较快时期，地层厚度100～450m，中央坳陷区地层厚度超过200m，沉积物源总体继承了K1qn1环状分布的特点，但湖相沉积环境发生了较大的变化，湖区面积大幅度缩减，不到最大时的三分之一 （图3 （b））。富裕一带的湖泊消失，在泰康西南一带形成了约400km2的湖湾，沉积了包括介形虫灰岩、鲕状灰岩和藻灰岩为主的生物碎屑灰岩。西部水系的泰来及镇赉2条分支水系规模没有明显的变化，但在前缘沉积了一套介壳灰岩，面积约900km2，肇东－安达一带也行成了1400km2的介壳灰岩沉积区，表明该时期为温和的湖相沉积环境，十分有利于生物生长。西部水系的通榆及科尔沁左翼中旗分支水系向湖区推进了约50km，在乾安地区形成了大面积的三角洲复合体，成为盆地南部高台子油层油藏的集中分布区。北部水系在大庆－安达一带向湖区推进了约60km，形成了北部高台子油层最大的油藏分布区。

图1 松辽盆地构造分区图

K2qn湖相泥岩在中央坳陷区最大厚度可达550m，优质烃源岩超过200m，是松辽盆地最重要的生油层。而大型三角洲复合体构成了主要储层，不同类型的砂体与湖相泥岩及成熟烃源岩交互叠置形成了下生上储式的良好含油气组合 （图2和图4）。

图2 松辽盆地K2qn地层综合柱状图

图3 松辽盆地K2qn沉积相图

3 储层

3.1 储层类型

近年来，由于非常规储层的出现，为了以示区别，国内外一些石油地质学家将储层划分为常规储层和非常规储层。邹才能等［17～20］将渗透率大于1mD的碎屑岩储层称为常规储层，反之称为非常规储层。而美国Eikins［21］的储层分类标准是以地层原始渗透率0．1mD为界限 （相当于渗透率1mD），与我国石油地质学家的划分标准一致。非常规储层实际上相当于特低孔渗或致密储层的范畴，而常规储层则包含了原有的低孔渗及中高孔渗储层。根据松辽盆地K2qn的储层特点，同时考虑到成藏特征与其之间的紧密联系，笔者将渗透率介于1～10mD之间的储层定义为低渗透储层，将渗透率大于10mD的储层定义为常规储层，将渗透率小于1mD的储层定义为非常规储层。

3.2 常规储层

K2qn是沉积基准面下降期形成的高位体系域进积型三角洲沉积，具有平原相带分布广、前缘相带窄小的特点，常规储层主要为三角洲平原上发育的曲流河点砂坝砂体。一般复合型曲流河摆动带宽度可达5～10m，单一曲流河砂体为条带状，厚约3～15m，个别可达30m，宽度分布在500～2500m［21～25］。K2qn常规储层极为发育，砂体分布与沉积相带的展布相一致 （图5（a））。储层岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，碎屑主要由石英、长石和岩屑构成，以原生孔隙为主。从研究区孔隙度-渗透率关系图中可以看出常规储层孔隙度一般大于15%，大部分介于18%～27%之间，渗透率多大于10mD，主体分布于20～600mD （图6）。

图4 松辽盆地K2qn沉积相剖面图

3.3 低渗透储层

K2qn低渗透储层主要分布于三角洲前缘相带，呈窄小的环带状分布，规模较小（图5（a））。在南北向及东部三角洲地区主要为席状砂体及河口坝砂体，在西部三角洲地区主要为滑塌重力流砂体及席状砂体，单砂体厚度一般小于3m，多为粉砂岩。岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，碎屑主要由石英、长石和岩屑构成，以原生孔隙为主。孔隙度一般大于5%，大部分介于8%～17%之间，渗透率大于0．1mD，主体分布于1．0～10mD，局部可出现孔渗较髙的 “甜点”区 （图6）。

3.4 非常规储层

松辽盆地的非常规储层分布于K2qn1、K2qn2的湖相沉积环境中 （图5（a）），主要为洪水期大量悬浮沉积形成的粉砂级以下含泥较重的片状或宽带状地层。岩性主要为黑灰色粉砂质泥岩与灰黑色泥质粉砂岩、粉砂岩、介形虫砂岩及灰黑色含介形虫泥岩，呈薄互层状，泥岩质纯、性脆。碎屑成份以石英为主，长石次之，具泥质胶结，脆性矿物含量高，但纵向上非均质性较强。储层厚度介于6～30m之间，单层砂岩厚0．1～1m。该类储层物性普遍较差，孔隙度一般介于1．0%～12．0%之间，渗透率一般为0．01～0．5mD，属特低孔渗级别 （图6）。储集空间主要为微裂缝、基质孔隙、粒内溶蚀孔隙等，大小介于5～200μm。

4 烃源岩

图5 松辽盆地K2qn砂岩 （a）与烃源岩Ro（b）分布图

K2qn半深湖－深湖相沉积的岩性为灰黑、黑灰色泥岩夹薄层灰色含钙及钙质粉砂岩和介形虫层，局部夹生物灰岩，底部含一套油页岩，有机质丰度高、厚度大、分布广泛，是松辽盆地重要的烃源岩［14］。有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，少量为Ⅲ型，总有机碳质量分数 （w （TOC））平均大于2%。K1qn1湖相泥岩最大面积达6．8×104km2，厚度50～130m，在中央坳陷区的深湖相和泰康一带的湖湾w （TOC）高达3%～4%，镜质体反射率 （Ro）一般分布于0．6%～1．6%之间，在大安－乾安一带烃源岩Ro局部可达到2．0%，区内成熟烃源岩分布范围超过3×104km2（图5 （b））。K1qn2、K1qn3烃源岩Ro不如K1qn1高，最高处仅有1．75%，且分布较为局限，其成熟烃源岩分布范围不超过2000km2［13］。

图6 松辽盆地K2qn不同类型储层孔隙度与渗透率关系

5 盖层

松辽盆地嫩江组一、二段是上覆于K2qn和K2y的一套第二次湖泛期地层 （图4），湖相泥岩分布面积超过20×104km2，泥岩连续厚度在120～240m。虽w （TOC）分布于1．0%～3．0%，有机质类型以Ⅰ型为主，但Ro仅为0．5%～8．0%，在长岭凹陷及古龙凹陷局部埋深较大的部位成熟度可达1．2%，故该套地层生油能力较差，但由于其分布范围广、厚度大、泥岩岩性较纯，且直接覆盖于下伏K2qn和K2y大型三角洲储集体上，为下生上储式含油组合提供了良好的区域性封盖条件。

6 成藏特征

K2qn已发现的油藏主要分布于中央坳陷区南部、北部及西部3个方向上。西部油藏发育于K1qn1三角洲前缘及滨前湖区；南部和北部油藏主要发育于K1qn2、K1qn3大型三角洲主体上 （图3）。通过对沉积环境、储层特征及圈闭类型等因素的综合分析认为，沉积相带决定了储层砂体类型、规模、分布及富集程度，以致储层性质的不同，从而使不同类型油藏分布具有一定规律性。依据储层类型将K2qn油藏分为常规油藏、低渗透油藏及非常规油藏3种，不同类型油藏其沉积相、砂体形态、砂体连通性、储层物性、圈闭类型及油气水关系等均具有不同特点 （表1）。

表1 K1qn不同类型油藏特征统计表

6.1 常规油藏

常规油藏储层主要由曲流河点砂坝砂体构成，砂岩单层厚度一般3～15m，个别最厚可达30m，宽度为几百米到几千米，该带内砂地比一般大于50%，砂体平面上和纵向上互相叠置，连通性较好，物性好，孔隙度一般大于15%，集中分布于20%～25%之间，渗透率一般大于10mD，集中分布于20～600mD之间，最大可达1000mD。该类油藏具有统一的油水界面和压力系统，气、油、水三相重力分异完好，一般无水夹层，普遍具有底水，不需储层改造，自然产能高。

6.2 低渗透油藏

该类油藏主要分布于三角洲前缘，以席状砂、河口坝及滑塌重力流砂体为储层，单层厚度一般小于3m，个别可达5m，砂体呈断续条带状或沿三角洲前缘呈扇状分布，砂地比一般为20%～50%。储层类型介于常规与非常规之间，物性变化较大，主体位于低渗透范围内，局部发育高孔渗储层，同时也有部分地区发育非常规储层。油藏一般分布于宽缓的背斜及小幅度构造圈闭上，表现为断层复杂化的断块特征，在构造高、低部位均有油藏分布，断块内既有断层遮挡圈闭又有岩性圈闭，无统一的油水界面，多数含水夹层，可分为断层－岩性油藏和岩性－断层油藏及岩性油藏3种类型。油藏开发一般采取直井加斜井及水平井的方式，自然产能低，部分井需要压裂和酸化才能获得产能，在局部孔渗较高的 “甜点”区会有较高的自然产能。目前，在盆地西部短轴三角洲前缘相带发现的油田均具有低渗透油藏的特点。

6.3 非常规油藏

该类油藏是指以湖相区片状浊流及三角洲前缘错叠分布的远砂坝砂体为储集空间，渗透率小于1mD的油藏；呈大面积片状及条带状分布，单层厚度薄，一般在0．1～1m之间，储层自身位于烃源岩中，并与其交互叠置形成千层饼状自生自储式成藏组合。储层孔隙度一般在1．0%～12．0%，渗透率一般在0．01～0．5mD，砂地比通常小于20%。油气通过断层及裂缝运移成藏，但油层压力系数通常较高，最高可达1．4，属异常高压油藏。油藏整体不含水层，具有大面积连续分布的特点［26］。该类油藏通常使用水平井开发效果最好，无自然产能，完全依靠大规模分段体积压裂才能获得产能。目前，已经在齐家古龙凹陷中部、北部三角洲外前缘的湖相区内钻探了8口水平井，压裂后单井初期产量超过50m3／d，控制石油资源量近亿吨，取得了较好的勘探效果。

7 结论

1）松辽盆地K1qn主要烃源岩为最大湖泛期沉积的K1qn1深湖相泥岩及油页岩，宏观上油藏主要分布于中央坳陷区Ro大于0．8%的区域内。

2）K1qn发育多个三角洲沉积体系，不同沉积体系在空间上由多个三角洲个体叠置构成，形成复合体，为常规油藏提供了良好的储集空间，聚集了K1qn中90%以上的油气储量。

3）三角洲前缘席状砂及河口坝砂体由湖盆中心延伸到K1qn成熟烃源岩中，形成下生上储、内生边储的成藏组合，是低渗透油藏发育的有利相带。

4）非常规油藏主要发育在湖相区，储层主要是悬浮状沉积的片状浊流砂体，呈大面积连续分布，属于自生自储式成藏组合。

5）常规油藏有效的勘探开发方法是采取直井钻探；低渗透油藏采取直井加斜井及水平井钻探，部分储层需进行压裂及酸化改造；非常规油藏采取水平井钻探，并需采取大规模分段体积压裂。

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