龙虎泡地区扶余油层致密油成藏特征

伍 英

（中国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）

龙虎泡地区扶余油层致密油成藏特征

伍 英*

（中国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）

龙虎泡地区扶余油层储层物性以孔隙度小于12%、渗透率小于1×10-3μm2为主，且孔隙结构较差，属于致密油储层。通过对研究区烃原岩、储层、构造、断裂等成藏条件分析认为，青一段优质源岩是龙虎泡地区扶余油层致密油成藏的物质基础，河道砂体是其有利的储集空间，断层是致密油运移的通道，构造高部位是致密油富集的场所，储层物性控制其分布范围；构造、断裂、砂体展布与油气运聚在时间、空间上的有机配合形成了大面积岩性油藏背景下的断层—岩性油藏。综合致密油成藏条件，以物性为界限，将研究区划分为Ⅰ、Ⅱ类致密油勘探有利区，Ⅰ类区是龙虎泡地区扶余油层目前勘探的重点区域。

致密油；成藏特征；龙虎泡地区；扶余油层

致密油是致密储层油的简称，赋存于致密砂岩或致密灰岩等储层中[1]。通过与国内外致密油形成条件[2～7]的类比研究表明，松辽盆地北部龙虎泡地区扶余油层具有形成大规模致密油资源的物质基础和勘探场面，然而由于目前对研究区致密油成藏条件认识程度较低，制约了该区勘探。本文通过阐述龙虎泡地区扶余油层致密油的成藏特征，旨在推进该区致密油地质研究，进而指导致密油勘探。

1 地质概况

龙虎泡地区位于松辽盆地北部中央坳陷区龙虎泡—大安阶地中部斜坡上，东部和南部紧邻齐家—古龙凹陷，西与西部斜坡区泰康隆起带相邻（图1）。工区勘探面积约1500km2，西北部构造海拔深度-1150m，东南部海拔深度-2410m，构造落差1260m。该区钻遇的地层自下而上依次为下白垩统泉头组、上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组、第三系泰康组、第四系，扶余油层属下白垩统泉头组四段及泉头组三段上部，是致密油勘探的主要目的层位之一。

2 致密油储层特征

2.1 储层基本特征

龙虎泡地区扶余油层沉积时期主要受西部物源影响，沉积了一套以浅水湖泊三角洲为背景的三角洲平原及前缘亚相砂体，河道砂体大面积发育。储集层主要为分流河道、决口河道和河口坝；储层岩性主要为粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩；累计砂岩厚度在3～60m之间，砂地比在3%～40%，多小于20%；单砂层厚度一般0.8～2.5m，单层平均厚度2.2m，最大单层厚度达9.4m；具有砂岩层数多、单层厚度较薄、层间差异大、层间连续性差及层内非均质性强等特点。

2.2 储层物性特征

根据龙虎泡地区扶余油层92口取芯井的孔渗分析数据显示，孔隙度分布范围在2%～14%，平均9.4%，主峰区间主要分布在6%～12%，小于12%的样品占80%（图2）；渗透率分布范围在（0.01～15）×10-3μm2，主峰区间在（0.01～0.5）×10-3μm2，小于0.5×10-3μm2的样品占74%，小于1×10-3μm2的样品占85%（图3）。储层物性受埋深影响显著，埋深小于1800m的河道砂，孔隙度大于11%，渗透率大于0.5×10-3μm2；埋深大于2300m，孔隙度小于8%，渗透率小于0.15×10-3μm2；构造高部位的河道发育区物性好，凹陷内部储层埋深超过2400m的地区物性整体变差。

图2 龙虎泡地区扶余油层孔隙度频率分布直方图

图3 龙虎泡地扶余油层渗透率频率分布直方图

2.3 储层微观特征

压汞资料显示，龙虎泡地区扶余油层平均孔喉半径在0.06～1.01μm之间，均质系数在0.04～0.79μm之间，分选系数在0.44～3.49之间，孔隙结构系数在0.22～43.14之间，排驱压力为0.21～2.07MPa，最大汞饱和度在19.12%～99.50%之间，退汞效率在4.70%～43.30%之间，整体来讲，扶余油层孔隙结构较差。

3 致密油成藏条件

3.1 油源丰富是致密油成藏的物质基础

青山口组一段沉积时期，齐家—古龙凹陷处于大湖泛的范围之内，全区都为深湖和半深湖的沉积环境，厚度大于50m的深湖相灰黑色泥岩覆盖了整个地区。烃原岩质量很好，TOC平均大于2%，Ro一般大于1%，S1+S2一般大于9mg/g，有机质类型为Ⅰ型至Ⅱ1型，为龙虎泡地区扶余油层最主要烃源岩[8]。研究区扶余油层致密油整体分布在Ro大于0.75%的范围内部，此范围内部烃源岩排油强度一般大于200×104t/km2。因此，青一段优质源岩为下伏扶余油层致密油成藏提供重要物质基础。

3.2 构造高部位是致密油富集的有利场所

龙虎泡地区整体表现为西北高东南低单斜构造特征，构造比较简单，表现为“一鼻两凹”的构造格局。“一鼻”为研究区北部的敖古拉鼻状构造，受西部的他拉哈—哈拉海断裂带控制，敖古拉鼻状构造呈北偏东向分布，规模较大。“两凹”为齐家—古龙凹陷的他拉哈向斜和敖古拉鼻状构造西部发育的一个较小规模的胡吉吐莫向斜。龙虎泡地区构造演化经历了嫩江组末具雏形、白垩纪末完善、老第三纪末定形的发展过程。生烃史研究表明，嫩江组末期青山口组生油岩已进入成熟期，并开始排烃，明水组末期至新近系末是油气大量生成和排出时期[9]。龙虎泡地区早于或与油气主要生、排期同步形成的构造高部位成为致密油运移的良好指向和富集的有利场所。

3.3 断层是致密油运移的主要通道

龙虎泡地区断层比较发育，断层走向以近南北向和北西向为主，其次为一些北北东向断层，尤其在大断裂带附近最为发育。断层平面分布呈条带状，近南北向分布的断裂带和北西向分布的断裂带相互切割，形成了以断鼻和断块为主的次级构造圈闭。在区域挤压应力场的作用下，近南北向断层的多期活动，成为青山口组源岩生成的油气向下运移最有利的通道，油气到达扶余油层储集层后，沿着断裂及砂体侧向运移，在断裂带外的断块或断背斜圈闭中聚集成藏。

3.4 分流河道砂体是致密油聚集的有效空间

龙虎泡地区扶余油层组主要储集相为分流河道，其次为决口河道和河口坝微相。分流河道砂体主要以粉砂岩为主，颗粒粒度相对较粗，刚性颗粒骨架发育，在压实过程中支撑作用强，保存下来的原生粒间孔隙发育，喉道较粗，后期酸性流体易于在其中渗流并溶蚀易溶矿物，产生次生储集空间，后期生成油气沿着孔渗发育好的储层运移和富集，形成致密油聚集的有效空间。

3.5 储层物性控制致密油的分布

从龙虎泡地区扶余油层储层物性与含油性关系来看（图4），随着物性变好，含油性越好。当孔隙度小于5%，渗透率小于0.03×10-3μm2时，以不含油为主，代表石油充注的物性下限；油迹显示的储层样品，孔隙度总体大于5%、渗透率大于0.03×10-3μm2；油斑显示的储层样品，孔隙度总体大于7%、渗透率大于0.06×10-3μm2；油浸显示的储层样品，孔隙度总体大于8%、渗透率大于0.15×10-3μm2。根据试油成果及油水层综合解释资料可以确定研究区平面上孔隙度为5%～12%，渗透率（0.03～1）×10-3μm2的地区整体为致密油分布区，储层物性控制致密油的分布范围。

图4 龙虎泡地区扶余油层致密油物性与含油产状关系

4 油藏类型

综上所述，龙虎泡地区扶余油层致密油成藏受烃原岩、储层、断层、构造等因素的共同控制。该区构造格局形成时间早，西侧近南北向的他拉哈—敖古拉断裂对油气具有良好的遮挡作用，断裂带以东地区整体含油。近南北向断层大部分为早期断层，倾角、断距较大，对沉积有控制作用。扶余油层沉积时期研究区沉积的一套三角洲分流河道砂，被近南北向和北北东向两组断裂分割，形成若干断块及断层—岩性圈闭。局部发育的北西向断裂对油气具有一定的疏导作用，鼻状构造对油气运移又具有一定的指向和诱导作用，构造、断裂、砂体的沉积展布与油气运聚在时间、空间上的有机配合，形成了扶余油层大面积岩性油藏背景下的断层—岩性油藏（图5）。

图5 龙虎泡地区扶余油层油藏类型图

5 致密油有利区分类

综合虎泡地区扶余油层致密油成藏条件，依据储层物性情况，将研究区划分2类致密油勘探区：储层孔隙度为8%～12%、渗透率（0.15～1）×10-3μm2（局部大于12%、1×10-3μm2）为致密油Ⅰ类有利区；储层孔隙度5%～8%、渗透率（0.03～0.15）×10-3μm2为致密油Ⅱ类有利区。根据致密油成藏和分布特点，研究区采取“先简单后复杂、先好后差、先浅后深”的勘探原则：首先在构造位置相对较高、储层物性相对较好、油层单层厚度相对较大，井控程度相对较高的致密油Ⅰ类区，部署水平井实现产能突破，扩大储量规模；其次在井控程度相对较低，根据与相邻断块类比和储层预测可能为致密油Ⅰ类区的较大的无井断块，先部署直井或斜井揭示油层，然后侧钻水平井，为后续储量评价做准备；最后在构造位置相对较低，储层物性相对较差的致密油Ⅱ类区，进行致密油储层改造技术攻关，寻找新的储量范围。

6 结论

（1）龙虎泡地区扶余油层埋藏深，储层物性以孔隙度小于12%、渗透率小于1×10-3μm2为主，且孔隙结构较差，属于致密油储层。

（2）青一段优质源岩是龙虎泡地区扶余油层致密油成藏的物质基础，河道砂体是其有利的储集空间，断层是油气运移的通道，构造高部位是致密油富集的场所，储层物性控制致密油分布范围；构造、断裂、砂体展布与油气运聚在时间、空间上的有机配合决定了油藏类型。

（3）综合研究区的成藏条件，以物性为界限，对研究区划分为Ⅰ、Ⅱ类致密油有利勘探区，Ⅰ类区是龙虎泡地区扶余油层目前勘探的主要区域。

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TE122

A

1004-5716(2015)09-0079-04

2015-01-31

2015-02-03

伍英（1976-），女（汉族），四川广安人，工程师，现从事石油地质研究工作。