陆相坳陷盆地烃源岩内致密砂岩储层含油性主控因素——以松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷高台子油层为例

张金友

(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 黑龙江大庆 163712)



陆相坳陷盆地烃源岩内致密砂岩储层含油性主控因素
——以松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷高台子油层为例

张金友

(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 黑龙江大庆 163712)

松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷青山口组高台子油层是典型的烃源岩内致密砂岩油。通过对储层宏观、微观含油性分析及含油性主控因素的深入研究，表明高台子油层储层含油性主要受沉积微相、成岩作用及烃源岩质量的综合控制，表现为有利沉积微相控制储层含油富集程度，河口坝、远砂坝微相砂体内大喉道发育，物性好，为致密油运移提供优势通道，同时储集空间相对发育，为致密油提供更广泛的聚集场所，油气最富集，沉积微相是控制高台子油层“甜点区”发育的关键地质条件。成岩作用控制石油差异分布，机械压实和胶结作用导致储层在油气大规模运聚之前普遍进入致密化，局部胶结作用弱的砂岩及溶蚀作用强烈的砂岩，大孔隙及大喉道发育，后期石油充注储层发生差异聚集，砂岩呈现不同的含油级别。烃源岩质量控制储层含油的普遍程度，好—最好烃源岩区油源充足、充注动力强，且就近运聚，虽然砂体薄，物性差，但砂体含油更普遍，含油物性下限低，差—中等烃源岩区砂体厚度大，物性总体较好，但受烃源岩质量及沉积、成岩作用综合控制，砂体含油普遍性差，主要以砂体中部物性好的层段含油为主，干砂层增多。甜点区主要分布在成熟烃源岩内部，纵向多套含油层系错叠形成甜点区连片分布，中北部含油砂体累计厚度大，物性好，向南部变差，计算甜点区资源1.5×108t，勘探前景良好。

陆相坳陷盆地 齐家凹陷 高台子油层 致密砂岩 含油性 控制因素

松辽盆地北部中央坳陷区齐家凹陷在青山口组沉积时期位于沉降与沉积中心，湖泊—三角洲相的沉积环境发育，沉积了一套累计厚度大的泥质岩，是重要的烃源岩层[18-19]，同时在青山口组内部的高台子油层广泛发育三角洲相砂体[20]，这些砂体物性差，与烃源岩纵向互层紧密接触，近源供油，是典型的源内致密油[21]。目前大庆油田通过大规模体积压裂技术，在高台子油层孔隙度为4%左右的含油砂岩储层内获得了工业油流，从而使物性更差的储层成为勘探的现实目标，这一勘探领域对老油田增储上产意义重大。但是，在勘探实践中发现，该区致密砂岩储层含油非均质性强，有些储集层段物性好，但是不含油或含油性很差，有些地区物性差的储集体含油反而比较普遍，含油性及其分布主控因素认识不清，制约着致密油“甜点区”的优选和评价。本文利用大量实验分析数据，重点对齐家凹陷高台子油层致密砂岩储层的含油性及其控制因素开展研究，对深入认识陆相致密油富集规律及优选有利勘探区带具有重要的现实意义。

1 地质背景

齐家凹陷位于松辽盆地中央坳陷区齐家—古龙凹陷内部，经历了断陷、沉陷、构造反转三个构造发展过程，明水组沉积末期基本定型[22-23]，形成了现今齐家凹陷西北部高、南部低缓的构造格局，现今齐家凹陷主体部分的高台子油层顶面埋深一般超过1 700 m。在构造发展过程中，主要形成了断陷和坳陷两套沉积层序，其中坳陷沉积层序对油气运移、聚集起着极为重要的作用，泉头组沉积时期开始，是盆地整体沉降、坳陷层序堆积建造阶段和同生构造的形成期，青山口组沉积时期为松辽盆地坳陷沉降最强烈时期之一[22]，利于沉积物的建造和堆积。古地形恢复表明，齐家凹陷高台子油层沉积时期古坡角一般在0.1°～0.5°，北部物源体系供给充分，三角洲前缘亚相的沉积环境在全区广泛发育，在水流与湖浪共同作用下，形成了砂体在平面上大面积连片、纵向上叠置的分布特征(图1)，三维空间上烃源岩紧密包裹砂岩，呈互层状分布(图2)，地层厚度一般在150～200 m，石油主要聚集在齐家凹陷南部成熟烃源岩范围内的高台子油层，纯油层大面积发育的地区是致密油勘探的主要目标区。

图1 齐家凹陷高台子油层沉积相及石油平面分布图Fig.1 Sedimentary facies and oil distribution of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

2 致密砂岩储层特征

齐家凹陷高台子油层致密油区储集层主要为河口坝、远砂坝和席状砂微相成因的粉砂岩，岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩、钙质长石砂岩等，泥质杂基含量较高。大量常规薄片观察及场发射扫描电镜分析表明，储层储集空间以粒间孔、长石粒内溶孔最为发育(图3)，见少量的方解石胶结物溶孔、岩屑粒内溶孔、自生矿物晶间孔、碎屑矿物晶间孔、铸模孔及微裂缝，孔隙直径大小一般在5～20 μm，局部发育的铸模孔孔隙直径可达200 μm以上，原生粒间孔孔隙直径一般小于30 μm，同时储层内存在大量连通性较差的纳米级孔隙。

根据15口井641块岩芯孔渗数据统计，致密砂岩储层物性差，孔隙度一般分布在3%～12%，渗透率主要分布在(0.01～1)×10-3μm2，一般小于0.5×10-3μm2，属于特低孔超低渗储层，孔隙度与渗透率相关性一般，说明储层非均质性较强。随着物性增高，储层含油性总体变好(图4a)。压汞数据及CT扫描分析，致密油储层孔喉半径小，以纳米级孔喉连通为主，孔喉半径一般分布在10～500 nm(图4b)，占95.7%，孔隙配位数一般在1～4。

3 致密储层含油性主控因素

齐家凹陷高台子油层致密砂岩储层含油级别总体以油浸、油斑和油迹显示为主(图4a)，砂体含油性受沉积相、成岩作用及烃源岩质量综合控制，但不同因素对砂体含油分布的控制作用不同。

3.1 有利沉积相带控制砂体含油富集程度

在同一沉积相体系内部的不同微相之间，砂体规模、叠置样式和岩石矿物成分等诸多方面存在差异，这种沉积微相之间不同尺度的非均质性造成砂岩储层具有不同的原始孔隙度，也使沉积物在后期埋藏演化过程中发生不同成岩作用和孔隙变化[24]。形成于强水动力环境、厚度大、分选好、泥质含量低的砂体具有良好的原生孔隙结构，原生粒间孔隙会非常发育，孔隙连通性好，原始孔隙度高，渗透性好，在经历溶蚀改造之前仍能保存连通良好的原生孔隙，为孔隙流体的流动提供了必要的孔隙空间，易于进行溶蚀改造而形成大规模的次生孔隙[25]，所以不同的沉积环境会对油气的运移和聚集过程产生不同程度的影响，决定油气不同的分布状态。

齐家凹陷高台子油层致密油区砂体成因类型丰富，主要有河口坝、远砂坝和席状砂微相成因砂体，砂岩从物源方向向湖区展布，形成以河口坝砂体为核心，平面上向外呈朵叶状大面积连续分布，砂体连续性好，南北向砂体延伸长度超过15 km，向边部逐渐变薄，尖灭在烃源岩中，纵向上砂岩与烃源岩互层叠置分布。河口坝砂体离物源区相对较近，水动力条件最强，泥质含量低，沉积厚度大，一般在2～3.5 m，砂体物性好，平均孔隙度为10.4%，渗透率平均为0.48×10-3μm2(图5a)。薄片观察及CT扫描显示，河口坝砂体孔隙半径一般在30～100 μm，孔喉半径一般100～500 nm，孔隙配位数平均3，孔喉结构好，连通性好，这些大孔隙及大喉道构成油气优势运移的主要通道和聚集场所，含油级别多为油浸和油斑显示。向外侧远砂坝砂体沉积区砂体厚度变薄，一般为1.5～2.5 m，孔隙度平均为8.6%，渗透率平均0.2×10-3μm2(图5b)，孔隙半径一般在10～50 μm，孔喉半径一般在50～200 nm，孔隙配位数平均2，含油显示一般为油斑和油迹。边部席状砂砂体的厚度、物性及孔喉结构上变得更差，泥质胶结重，孔隙度平均为6.3%，渗透率平均为0.04×10-3μm2(图5c)，孔隙半径一般小于10 μm，孔喉半径一般小于50 nm，孔隙配位数小于2，含油显示一般为油迹及荧光。沉积微相控制储层的宏观展布和微观结构，油气沿着砂体运移过程中，优先充注河口坝、远砂坝等物性好的砂体(图6)，这些砂体物性好，在油源充足的条件下，油气富集程度高，受沉积微相控制，纵向上多套含油砂体错叠连片分布(图2)，从而构成高台子油层甜点区的主体。

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图2 齐家地区高台子油层烃源岩与致密油分布关系图Fig.2 Distribution relation of hydrocarbon source rocks and dense oil of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图3 齐家凹陷高台子油层致密储层微观照片a.河口坝微相致密砂岩储层铸体薄片，发育粒间孔和粒间溶孔，孔隙度10.9%，渗透率0.45×10-3 μm2，平均喉道半径443 nm，J281井，2 129.37 m；b.远砂坝微相致密砂岩储层铸体薄片，以长石溶孔和粒间微孔为主，泥质含量较高，孔隙度12.5%，渗透率0.23×10-3 μm2，平均喉道半径121 nm，X83井，1 928.03 m；c.席状砂微相致密砂岩储层铸体薄片，少量溶蚀孔和微孔，岩性致密，泥质含量高，孔隙度4.36%，渗透率0.016×10-3 μm2，平均喉道半径34 nm，QP1井，2 044.14 m；d.致密砂岩储层石英及长石颗粒粒间微孔，J281井，2 129.37 m，聚焦离子电子双束电镜；e.致密砂岩储层石英颗粒粒间微孔及纳米级喉道，镜下白色矿物为重晶石胶结粒间孔隙，J341井，2 059.85 m，聚焦离子电子双束电镜；f.致密砂岩储层伊利石填充粒间孔隙，形成大量微孔，J341井，2 059.85 m，聚焦离子电子双束电镜。Fig.3 Microscopic photos of tight reservoir of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图4 齐家凹陷高台子油层致密储层物性及喉道分布特征a.孔隙度与渗透率及含油性关系；b.平均喉道半径分布直方图Fig.4 Distribution characteristics of physical properties and the throat of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图5 齐家凹陷高台子油层不同沉积微相储层物性分布直方图a.河口坝微相致密砂岩储层孔隙度及渗透率分布直方图；b.远砂坝微相致密砂岩储层孔隙度及渗透率分布直方图；c.席状砂微相致密砂岩储层孔隙度及渗透率分布直方图Fig.5 Distribution histogram of reservoir physical property from different sedimentary microfacies of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图6 齐家凹陷高台子油层致密油沉积微相—含油性分布模式Fig.6 Distribution pattern of microfacies and oil-bearing tight reservoir of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

3.2 成岩作用导致油气差异聚集

沉积作用是影响致密油储层含油性的重要基础条件，而成岩作用是影响致密油储层含油性的另一关键地质因素，因为岩石在沉积后埋藏成岩过程中，要经历一系列复杂的成岩作用效应，会使岩石的原始结构、矿物及地球化学成分等发生变化[26]，矿物与孔隙流体之间的相互作用会使矿物发生迁移与沉淀等[27]，使孔喉结构变好或变差，控制储层的储集性能，进而影响油气在储层中的渗流和聚集，使油气分布发生变化。

成岩演化史研究，齐家凹陷高台子油层对储层影响最大的成岩作用类型为机械压实作用、胶结作用和溶蚀溶解作用，压实作用和胶结作用是储层致密化的主要因素。地层埋藏史研究表明，明水组沉积时期，青山口组地层进入埋深最大时期，高台子油层埋藏深度普遍在1 700 m以下，砂岩碎屑颗粒多呈线接触，部分长石颗粒由于压实作用发生碎裂等强压实证据，压实作用可使孔隙体积减少30%左右。另一个导致孔隙度降低的重要因素是钙质和泥质的胶结作用，岩芯样品分析，高台子油层碳酸盐岩含量一般在5%～20%，最高可达35%，碳酸盐胶结物主要为方解石，方解石胶结物形成时间主要以明水组沉积以前形成为主，一般在河口坝、远砂坝微相砂体的上部含量最高，中部含量低，这可能与该区砂体顶部广泛发育的介形虫层有关，在成岩演化过程中，为水体提供大量钙质来源，在渗流过程中，向下逐渐沉淀，形成碳酸盐含量渐变的特征，而砂坝砂体的底部为泥质胶结，储层更为致密。所以，方解石和泥质胶结作用使储层在压实作用的基础上进一步减少了储集空间，缩小喉道，使储层孔喉结构更加复杂和致密。孔隙定量演化研究表明，在压实及胶结作用下，烃源岩大规模生烃前即明水组沉积末期前储层已经进入致密(图7)，孔隙度整体小于12%以下，虽然在烃源岩成熟期产生的酸性流体对部分储层进行了改造，改善了储集空间和孔喉结构，但总体增孔有限，主要还是属于先致密后成藏的油气聚集过程。成岩演化过程与油气运聚过程的时空匹配关系对油气分布及富集有着重要的影响，虽然储层总体致密化，但沉积、成岩作用形成的储层非均质性使储层内部相对还存在差异致密，石油会优先进入渗透性好、排替压力最低的储集层部分，随着石油的不断充注，在驱动力的作用下，逐渐向更小的孔隙部分运聚[28]，在孔隙、喉道、驱动力等综合控制下，油气差异聚集，形成储层含油非均质性。

实际样品分析如图8所示，2 162～2 163.5 m处的河口坝砂体，受沉积、成岩作用控制，河口坝砂体顶部方解石含量高，一般在10%～15%左右，受方解石胶结作用影响，孔隙度一般在6%～8%，渗透率小于0.2×10-3μm2，平均喉道半径小于0.05 μm，细小的孔隙和喉道导致排驱压力较大，一般可达5～6 MPa，石油运移阻力大，砂体呈现为油迹或油斑含油显示。河口坝中下部砂体沉积时分选磨圆好，粉砂岩砂体纯净，方解石及泥质含量低，原始储集空间保存相对较好，且后期酸性流体更易于在其中流动，产生次生孔隙，进一步改善储层孔喉结构，样品分析显示，该段砂体孔隙度分布在10%～15%，渗透率大于0.2×10-3μm2，喉道半径大于0.1 μm，排驱压力一般在1～3 MPa，含油显示以油浸为主。河口坝砂体底部为含泥粉砂岩和泥质粉砂岩等过渡岩性，泥质含量高，孔隙度一般小于8%，渗透率小于0.03×10-3μm2，平均喉道半径小于0.05×10-3μm2，排驱压力可达到5～10 MPa，说明泥质对砂体孔隙结构影响更为明显，由于阻力更大，石油难以进入砂体聚集，很多砂体为干层或仅见油迹和荧光显示。所以，在沉积、成岩作用控制下，砂体含油差异明显，形成储层含油非均质性特征(图8)。

3.3 烃源岩质量控制砂体含油普遍程度

齐家凹陷高台子油层致密油主要分布在孔隙度小于12%、镜质体反射率大于0.75%的成熟烃源岩区内(图1,2)，按照陆相盆地烃源岩分类评价标准，高台子油层内部烃源岩可分为好—最好烃源岩区和差—中等烃源岩区。研究区内单井取芯段岩芯精细解剖研究表明，烃源岩与砂体纵向组合关系表现为由三角洲外前缘亚相区的厚层泥岩夹薄层砂岩向三角洲内前缘亚相逐渐过渡为厚层砂岩夹薄层泥岩的组合形态(图9,10)。不同烃源岩质量范围内，砂体含油特征不同，好—最好烃源岩区主要处于三角洲外前缘亚相的沉积环境，泥岩发育，泥岩内部包裹远砂坝、席状砂砂体，受沉积、成岩作用，这些砂体物性差，含油级别低，以油迹和油斑显示为主，但是由于这些砂体发育在好—最好烃源岩内部，油气就近运聚，导致砂体含油普遍(图9)。差—中等烃源岩区主要处于三角洲内前缘亚相的沉积环境，该区河口坝、远砂坝砂体发育，砂体间夹薄层泥岩，虽然这些泥质岩生烃条件变差，但是砂体总体物性好，呈现含油级别较高的特征，以油斑和油浸为主，同时受沉积成岩作用控制，储层含油非均质性强，物性较差的砂体多以干层为主。造成这种含油现象的原因一方面是因为砂体与烃源岩直接接触，砂体获得油气更方便、高效，另一方面是生排烃强度大的烃源岩区，生烃增压产生的超压使油气向附近砂体运移的动力更充足[29-31]，在该类烃源岩区内油气相对更易于进入致密的砂体内聚集[32-33]，烃源岩生烃的同时伴随地层压力增大，油气运聚的动力也在增加，由于砂体横向连续性好，纵向隔夹层发育，好—最好烃源岩区的油气通过连通性好的席状砂、远砂坝砂体不断侧向运移至差—中等烃源岩区的河口坝、远砂坝砂体内，所以烃源岩质量对致密砂岩储层含油性控制起到至关重要的作用。

烃源岩生排烃模拟研究表明，齐家凹陷高台子油层在四方台子组—嫩江组沉积末期，烃源岩开始陆续成熟，镜质组反射率达到0.75%，烃源岩开始排烃，但此时生烃转化率在12%左右，转化率低，烃源岩尚未大量排烃[34]，到了明水组沉积末期，随着埋深增加，烃源岩镜质组反射率达到0.9%以上，干酪根烃转化率快速增加，此时转化率可达70%以上，烃源岩进入快速排烃阶段，高密度的干酪根转化为低密度的油，使孔隙流体发生膨胀[35]，烃源岩生烃产生的压力也在不断增大[36]。齐家凹陷古压力恢复表明，明水组沉积末期生烃增压产生的剩余压力普遍超过10 MPa，凹陷内部好—最好烃源岩区剩余压力可达15～20 MPa，生烃增压产生的体积膨胀力足以达到烃源岩破裂压力发生幕式排烃进入储层，为致密油提供物质基础，在生烃增压为主要的成藏动力条件下，不同烃源岩质量范围内的砂体表现出不同的含油特征。

好—最好烃源岩区，烃源岩厚度较大，有机碳含量一般在1.3%～2.5%，最高可达3.3%，镜质体反射率一般在0.9%～1.1%，排油强度超过300×104t/km2。取芯井岩芯砂体含油性统计，该区砂体含油率一般在80%以上，在泥岩包裹的物性很差的薄层粉砂岩、泥质粉砂岩等岩性基本都见含油显示(图9)，含油级别一般为油迹和油斑。如图9中1 985～1 987 m处，虽然砂岩物性很差，孔隙度平均在4.1%、渗透率平均在0.025×10-3μm2，但是紧邻砂体上下的泥质岩有机碳含量超过2%、镜质体反射率大于1%，生油条件很好，为邻近砂体提供丰富的石油来源。实测岩芯物性统计，油迹显示的砂岩储层孔隙度平均在4%，也就是好—最好烃源岩区的砂体含油下限可低至4%左右，部分孔隙度小于4%、受泥质胶结重的砂岩为干层或见荧光显示，如1 998.5 m和1 999.7 m处泥质粉砂岩，实测孔隙度分别为3.6%和3%，岩芯未见含油显示，表明虽然上下泥岩具有很好的生烃条件，但是砂体物性太差，石油依然难以进入砂体聚集。实际岩芯充注实验也表明，当孔隙度大于3.8%、空气渗透率大于0.018×10-3μm2，用模拟原油可充注进入砂体，说明邻近好—最好烃源岩区的砂体具备的这种“先天优势”，使得油气在生烃增压下更易于克服阻力进入砂体，优先成藏。

差—中等烃源岩发育区，有机碳含量一般在0.9%～1.5%，镜质体反射率一般在0.75%～0.9%，排油强度一般小于150×104t/km2，随着烃源岩生油能力变弱，生排烃强度变小，石油运聚动力变弱，烃源岩对砂体含油性控制也变弱，石油难以进入物性更差的砂体。如图10中2 135～2 135.7 m处的钙质粉砂岩发育段，实测孔隙度平均为6.1%、渗透率为0.04×10-3μm2，其上覆的泥质岩有机碳含量为0.95%、镜质体反射率为0.75%，进入成熟阶段，但是由于砂体被钙质胶结导致物性差，加之石油运聚动力不足，砂体未见含油显示。2 159 m处的钙质粉砂岩、泥质粉砂岩均未见含油显示的原因亦是如此。通过该区取芯井岩芯观察统计表明，差—中等烃源岩区砂体含油显示孔隙度下限一般在6%左右，泥质粉砂岩、钙质粉砂岩等物性差的砂体，即使紧邻成熟烃源岩，砂体也很难见到含油迹象，即使含油也多为荧光显示，基本无勘探价值，砂体含油性受岩性及物性影响更为明显，说明该区砂体内的石油应主要来自好—最好烃源岩区。

综合以上分析，高台子油层致密砂岩储层现今含油显示特征是在沉积微相、成岩作用及烃源岩演化过程控制下综合作用的结果。青山口组高台子油层沉积时期，齐家地区在三角洲前缘亚相沉积环境下堆积了大套厚层的砂泥岩互层沉积体，砂岩与泥岩空间上呈互层状紧密相邻，随着地层埋藏的进一步加深，到了明水组沉积末期，受沉积、成岩作用影响，储层整体进入致密，其中三角洲外前缘相带的席状砂砂体薄、泥质含量较高，最先进入致密化，内前缘相带河口坝、远砂坝砂体相对厚度大，砂体中部物性较好，为油气聚集提供了较好的储集空间。明水组沉积末期烃源岩进入大规模生排烃阶段，好—最好烃源岩区油气大量生成，在生烃增压作用下，石油优先充注附近致密的席状砂、远砂坝砂体，使该区砂体呈现普遍含油特征，受物性控制，砂体含油级别不高。差—中等烃源岩区生烃强度小、运聚动力弱、油源充足性变差，随着生烃的持续进行，由于砂体连通性好，石油从好—最好烃源岩区沿着砂体向内前缘河口坝、远砂坝砂体继续充注，石油主要聚集在物性相对好的部位，而物性差的泥质和钙质胶结重的砂体则石油难以进入，形成现今砂体含油特征。

图7 齐家地区高台子油层致密储层“四史”演化Fig.7 "Four history" evolution mode of tight reservoir of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图8 齐家地区高台子油层致密储层典型井取芯含油剖面与储层分析参数Fig.8 Coring oiliness section and reservoir parameters of typical tight reservoir well of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图9 齐家凹陷高台子油层好—最好烃源岩区典型井含油性剖面Fig.9 Oil bearing section of typical well in good and excellent source rock area of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

图10 齐家凹陷高台子油层差—中等烃源岩区典型井含油性剖面Fig.10 Oil-bearing section of typical well in poor and medium source rock area of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

4 甜点区分布

齐家凹陷高台子油层致密砂岩储层在多因素控制下，石油近源差异聚集，有利部位富集，使储层呈现不同的含油特征，多套含油层系平面上错叠连片分布，形成主体“甜点区”(图11)。“甜点区”主要分布在成熟烃源岩范围内部，以北部河口坝、远砂坝砂体发育区物性好、含油级别高、含油层累计厚度大，向南部及边部，受烃源岩质量、沉积微相及成岩作用影响，砂体变薄、含油性变差，砂体含油厚度变薄。综合考虑后期水平井钻探及大规模穿层体积压裂等工程需要，以孔隙度、含油砂岩累计厚度为主要指标，将致密油“甜点区”分为两类，有利勘探面积共约2 000 km2。I类“甜点区”主要分布在河口坝、远砂坝微相沉积砂体内，该区孔隙度大于8%、含油级别以油浸、油斑粉砂岩为主、含油砂岩累计厚度整体超过30 m，估算资源潜力约1×108t，该区虽然烃源岩质量相对较差，但是砂体物性好、含油砂岩累计厚度大，致密储层段一般采用直井缝网压裂技术就可以达到工业油流，这部分资源是现实可动用的资源；II类“甜点区”主要分布在远砂坝及席状砂微相沉积砂体内，孔隙度为4%～8%、含油砂岩累计厚度大于5 m以上，估算致密油资源潜力约为0.5×108t，虽然该区烃源岩质量好，砂体含油普遍，但是由于砂体单层厚度薄、泥质含量较高、物性差，含油级别低，多为油斑、油迹含油显示，石油动用难度高，该类甜点资源是下一步通过水平井积极探索力争实现可动用的资源。

图11 齐家凹陷高台子油层致密砂岩储层甜点区综合评价图Fig.11 Comprehensive evaluation chart of “sweet spot” area of tight sandstone reservoir of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag

5 结论

松辽盆地北部齐家凹陷青山口组高台子油层成熟烃源岩内发育大面积的三角洲前缘相砂体，砂体物性差，属于特低孔超低渗储层，为致密油聚集提供广泛的载体。致密砂岩含油性主要受沉积微相、成岩作用和烃源岩质量的综合控制。其中，沉积微相控制砂体含油富集程度，河口坝及远砂坝成因砂体物性好、含油级别高，油气最为富集。成岩作用强化了储层非均质性程度，使油气差异聚集。烃源岩质量控制砂体含油普遍程度，好—最好烃源岩区生油强度大、油气运聚动力充足，虽然砂体薄、物性差，但砂体普遍含油，差—中等烃源岩区砂体厚度大，物性总体好，但受烃源岩质量及成岩作用控制，主要以砂体中部物性好的层段含油为主，干砂层增多。在沉积微相、成岩作用及烃源岩综合控制下，“甜点区”主要分布在研究区的中南部，参考含油层厚度和孔隙度，将甜点区分为两类，合计资源潜力约1.5×108t，展现该区良好的勘探前景。

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Main Controlling Factors of Oilliness Property of Tight Sandstone Reservoir within Source Rock in Continental Depression Basin: A case of Gaotaizi oil reservoir in Qijia sag of central depression area in northern Songliao Basin

ZHANG JinYou

(Research Institute Petroleum Exploration & Development of Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing, Heilongjiang 163712, China)

Typical tight sandstone oil within hydrocarbon source rocks is considered in Gaotaizi oil-layer of Qingshankou Formation in Qijia Sag, located in central depression area of northern Songliao Basin. Macro- and micro-analysis of oil-bearing property and in-depth study of the main controlling factors have been carried out in reservoir, which show that oil-bearing property of the reservoir of Gaotaizi oil-layer is mainly controlled by sedimentary micro-facies, diagenesis and quality of source rock. Favorable sedimentary microfacies controls oil enrichment in reservoir. Macro pore throats are developed in sandbodies of mouth bars and distal sandbars, where the physical properties are good enough to provide preferential pathways for migration and meanwhile relatively developed storage space can also provide more entrapment habitats. The sedimentary micro-facies is the critical geological factor controlling the distribution of “sweet spots” within Gaotaizi oil-layer. Diagenesis controls the differential distribution of hydrocarbon, and mechanical compaction and cementation led to tightness of reservoir before the large-scale migration-accumulation. While in local sandstones with weak cementation and heavy corrosion developed macro pores and throats. In the later charging process differential entrapment took place in the reservoir sandstones, having different levels of shows. Source rock quality controls the level of oil occurrence within reservoir. Good-excellent quality source rock can provide abundant hydrocarbon and powerful charging dynamics. And, therefore the hydrocarbon can be migrated to and accumulated in reservoir within the source rocks. So, the shows are common even though the sand bodies may be thin and with bad physical properties, showing that the low-limits of physical properties are relatively low. While in bad-middle quality source rock area the sand bodies are thick with better physical properties, but the oil-bearing property is controlled by the combination of source rock quality, sedimentation and diagenesis. So the shows are commonly bad, only the middle part with good physical properties of sand bodies bear oil and more dry sand bodies are discovered, too. “Sweet spot” zones are principally distributed in the mature source rock area where multiple series of oil-layers are staggered and overlapped. A conclusion can be drawn that in the mid-north oil-bearing sand bodies are of thick cumulative thickness and good physical properties, but to the south they get worse. In all the “sweet spot” zones 1.5×108t of resources can be estimated, which offers exciting exploration prospect.

non-marine depression basin; Qijia sag; Gaotaizi oil-layer; tight sandstone; oil-bearing property; controlling factor

1000-0550(2016)05-0991-12

10.14027/j.cnki.cjxb.2016.05.018

2015-10-15； 收修改稿日期： 2016-01-25

国家科技重大专项(2011ZX05001-001)；中国石油天然气股份公司重大科技专项(2012E2603-01)[Foundation: National Sciences and Technology Major Projects, No. 2011ZX05001-001; China National Petroleum Corporation Major Science and Technology Projects, No. 2012E2603-01]

张金友 男 1983年出生 工程师 石油成藏综合研究、井位部署及储量评价 E-mail：zhangjinyou@petrochina.com.cn

P618.13

A