松辽盆地台九区块葡萄花油层油气成藏模式与主控因素

李　鑫

(1.东北石油大学 地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318; 2.中国石油大庆油田有限责任公司, 黑龙江 大庆 163453)



松辽盆地台九区块葡萄花油层油气成藏模式与主控因素

李鑫1,2

(1.东北石油大学 地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318; 2.中国石油大庆油田有限责任公司, 黑龙江 大庆 163453)

为了解台九区块葡萄花油层油气成藏规律,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,研究其油气成藏的主控因素和模式。 结果表明:油源断裂附近高砂地比区是油气成藏的有利范围;局部正向构造是油气聚集的有利部位;砂岩厚度控制油气纵向聚集层位。油气成藏模式为:下部青一段源岩生成的油气沿油源断裂向上输导运移,在姚二三段盖层的遮挡下,向葡萄花油层两侧砂体大于20%的地层发生侧向分流运移,最终在油源断裂附近的正向构造内的断层遮挡、断鼻、断层-岩性和砂岩透镜体圈闭中聚集成藏。

油源断裂; 葡萄花油层; 台九区块; 正向构造; 砂地比; 砂岩厚度

0　引　言

三肇凹陷葡萄花油层整体具“满凹含油”特征,但油水分布极其复杂,以各种断块、微幅构造、断层-岩性及岩性类油藏为主。前人曾对三肇凹陷葡萄花油层油气成藏进行过大量的研究和探讨[1-6],主要涉及断裂活动、封闭与开启性及其对成藏的控制作用[7-11],构造及其对沉积和油气成藏的作用[12-15],生储盖条件和油气成藏模式[16-18]等方面。随着三肇凹陷葡萄花油层主体含油区块的相继动用,剩余未动用及空白区主要位于油水分布复杂区,台九区块就是其中之一。由于对这些区块的认识长期缺乏理论指导及进一步的精细研究,而三肇凹陷葡萄花油层以往研究的理论成果又未必适用，因此,在这些区块油田的扩边、空白区布井十分困难。台九区块葡萄花油层油水关系复杂,无统一的油水界面;断裂对油藏分布的控制作用不明确;储层特征不清。这些问题都严重制约着台九区块油气勘探的深入。因此,开展台九区块葡萄花油层油气成藏主控因素及模式的研究,对于正确认识其油气分布规律及指导油气勘探均具有重要意义。

1　区域概况与油气藏分布规律

1.1区域概况

台九区块构造位于三肇凹陷永乐向斜西翼、头台鼻状构造北部、大庆长垣与三肇凹陷之间,为长期继承性发育的由WN向ES倾斜的单斜构造。参照近SN向贯穿全区的大断裂可将台九区块划分为反转区和非反转区,如图1所示。

图1　构造单元与油气分布

从图1可见,反转区分布面积明显大于非反转区的分布面积。按照断裂组合关系,台九区块又可以进一步分为地垒、地堑和断阶三个构造单元。其中,地堑构造分布面积相对较大,主要分布在研究区东部和中部;断阶和地垒构造分布面积相差不大,只是地垒构造主要分布在研究区西北部,少量分布在东南部;断阶构造主要分布在研究区东北至西南的条带中。1.2油气藏类型及其分布规律

油气勘探结果表明,在台九区块葡萄花油层，已发现的油气藏主要为断层-岩性油气藏、断层圈闭油藏和砂岩透镜体岩性油藏。纵向上看,台九区块葡萄花油层油气藏不同构造部位由顶至底均不同程度含油,总体呈现向斜低部位含油层系较多、往斜坡区减少的特征。

目前,钻井数量具有明显的东西不均衡性,研究区80.5%(共207口)的井分布于此区域,油气显示普遍较好,具有大面积含油的特征,中部及西部属于待评价区域,已钻井位较少(图1)。

油水平面分布特征与构造单元之间存在一定的对应关系。整个研究区油井统计结果如图2所示。

由图2可见,地堑区油井所占比例最高,超过50%,其次是反向断阶区,约为15%,最少是地垒区。

为了降低钻井数量不均衡造成的影响,仅对中区和西区(反转区)的油井在各构造单元所占比例进行统计,如图3所示。

图3　反转区构造单元与油气分布关系

由图3可以看出,地堑区油井比例仍较高,达28%,其次是地垒区,约14%,最少为反向断阶区。

不同的统计结果均显示出研究区内油井以地堑区最多、反向断阶区和地垒区次之的特征。不考虑钻井不均衡的影响,台九区块油气分布受构造和岩性双重因素控制。

2　油气成藏与分布的主控因素及成藏模式

对台九区块葡萄花油层油气分布与成藏条件进行叠合研究,认为其油气成藏与分布主要受多种因素控制。

2.1油气成藏与分布的主控因素

2.1.1油源断裂附近高砂地比值区

油源对比结果显示,台九区块葡萄花油层油主要来自下伏青一段发育的源岩。由于青一段源岩与葡萄花油层之间被多套泥岩层相隔,因此,生成的油气不能通过地层空隙向后者运移,只能通过油源断裂将其运移至葡萄花油层中。所谓油源断裂,是指连接青一段源岩与葡萄花油层,且在源岩大量排烃时期活动的断裂。通过葡萄花油层油源断裂、砂地比值和油气分布之间的叠合结果(图4)可以明显看出,目前已钻油井均分布于油源断裂附近且砂地比值较高的区域。这是因为油源断裂为葡萄花油层提供了油气来源的输导通道,油气沿着油源断裂垂向运移至葡萄花油层,而后在油源断裂附近与断裂连通并且自身连通的砂岩层侧向分流运移,当砂地比值大于20%时,砂体为流体连通的,因此,油源断裂两侧的高砂地比区具有“近水楼台”的优势成藏条件,附近高砂地比值区的合适圈闭为油气运移至葡萄花油层后的最终“归宿”。

图4　　　　油层油源断裂、砂地比与油气分布

葡萄花油层有效砂岩厚度(d,代表含油气性或油柱高度)与距油源断裂距离(l)的关系,如图5所示。由结果可看出,二者呈负相关关系,即随着距油源断裂距离的增大,含油气程度逐渐变差,具有“源控”特征。

图5　油层有效砂岩厚度与距油源断裂距离的关系

综合以上分析可知,当油源充足时,油源断裂附近高砂地比值区是油气有利的成藏部位,在此前提下离油源断裂越近油气富集程度越高,随着与油源断裂距离增大,油气富集程度逐渐变差。

2.1.2局部正向构造

台九区块整体为一向东倾的宽缓斜坡,共存在三种类型局部正向构造,即低幅度背斜隆起、断鼻或断背斜及反向断层下盘遮挡圈闭,如图6所示。其中低幅度背斜隆起属于向斜低部位的“凹中隆”相对的构造高部位。

图6　油层局部正向构造与油气分布

从油气分布来看,90%以上油井均分布于此三类局部正向构造内。这是因为油气总是沿着最省功的路径运移,运移的总体方向是由高势区向低势区,所以正向构造(低势区)必然是油气优先发生聚集的位置。

统计各类局部正向构造内油井所占比率,如图7所示。由结果可知,向斜区低幅度背斜隆起所占比率最大,达30%以上；其次为反向断层下盘遮挡圈闭；最差为断背斜或断鼻构造。总体来看,相对高部位的局部正向构造有利于油气的富集,在中、西部空白区未钻井区局部正向构造为潜在的有利成藏部位。

图7　油层各局部正向构造内油井所占比例

2.1.3砂岩厚度

通过区块葡萄花油层11个沉积时间单元砂岩厚度与油气分布叠合结果可以看出,各单元目前已钻油井均分布于砂岩厚度大于0.5m的区域,即各沉积单元砂岩厚度大于0.5m的区域储油性能较好。由此来看,当垂向上11个时间单元叠加,整个葡萄花油层砂岩厚度大于5m的范围为有利的油气聚集区。如图8所示,目前所钻油井基本分布于砂岩厚度大于5m的区域。

图8　油层砂岩厚度与油井分布

为进一步确认砂岩厚度与优势油井(多个时间单元均含油)之间的关系,对砂岩厚度分布范围与含油层数进行统计,如图9所示。从油层数量统计结果来看,当葡萄花砂岩厚度大于4～6m时,含油层数基本在四层及以上,含油层数在六层以上逐渐增多。由此可以证实,葡萄花油层砂体越发育,油气富集层数越多,砂岩厚度大于6m时含油性最好,砂岩厚度控制了油气纵向富集层位。

图9　油层砂岩厚度范围与含油层数之间关系

2.2油气成藏模式

根据上述油气分布规律和主控因素研究成果,确定台九区块葡萄花油层油气运聚成藏模式,如图10所示。

图10　台九区块葡萄花油层油气运聚成藏模式

台九区块葡萄花油层油气成藏模式为:下部青一段源岩生成的油气沿油源断裂向上输导运移,在姚二三段盖层的遮挡下,向葡萄花油层两侧砂体大于20%的地层发生侧向分流,最终在油源断裂附近的正向构造上的断层遮挡、断鼻、断层-岩性和砂岩透镜体圈闭中聚集成藏。

3　结　论

(1)松辽盆地台九区块葡萄花油层油气分布主要受控于油源断裂、砂体及正向构造的联合控制。油源断裂是油气垂向运移的通道,其附近高砂地比区域为油气储集的有利空间;正向构造为油气聚集有利部位;砂岩厚度控制油气纵向聚集层位。

(2)台九区块葡萄花油层油气成藏模式:下部青一段源岩生成的油气沿油源断裂向上输导运移,在姚二三段盖层的遮挡下,向葡萄花油层两侧砂体大于20%的地层发生侧向分流,最终在油源断裂附近的正向构造上的断层遮挡、断鼻、断层-岩性和砂岩透镜体圈闭中聚集成藏。

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(编辑荀海鑫)

Main controlling factors and mode of oil and gas accumulation and distribution of P oil layer of Tai9 in Songliao Basin

LIXin1,2

(1.School of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Daqing Oilfield Limited Company of PetroChina, Daqing 163453, China)

This paper is motivated by a research into the law underlying oil and gas accumulation in P oil layer in Tai9 of Songliao Basin. The study looks at the main controlling factors and mode associated with oil and gas accumulation using an analysis method—a combination of hydrocarbon distribution and reservoir-forming condition. The results show that the range with high ratio of sand-stratum near faults connected with source rocks is an area favorable for oil and gas accumulation; partial positive construction is position favorable for oil and gas to accumulation; the layers of oil and gas accumulation in the vertical are controlled by the thickness of sandstone. Oil and gas accumulation is found to be in such a mode that hydrocarbon coming from underlying K2qn1layer’s source rocks begins with migrating upward along faults connected with source rocks, continues to transport laterally into strata of P oil layer with ratio of sand- stratum greater than 20%, due to the blocking of cap rock in K2n layer, and ends up with accumulation into fault sealing traps, nose-shaped high traps and fault-lithology traps of positive construction which are near faults connected with source rocks.

faults connected with source rock; P oil layer; Tai9; positive construction; ratio of sand-stratum; thickness of sandstone

2014-01-21

国家油气重大专项课题(2011ZX05007)

李鑫(1988-),男,黑龙江省安达人,硕士,研究方向:油气藏形成与资源评价,E-mail:lixin-2686@126.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2014.03.015

P618.13

2095-7262(2014)03-0290-05

A