松辽盆地北部源下致密油成藏源岩下限与分类标准

康德江

大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712

0 引言

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]，近年来，随着北美开发力度的增大，致密油正成为全球非常规石油勘探的亮点领域。目前，北美已发现致密油盆地19个，2009年致密油探明可采储量达0.64 Gt，年产量12.3 Mt，EIA预测2017—2040年致密油将成为美国原油增长的主力军，年产量有望突破3亿t[2--3]，经评价，仅巴肯致密油资源量566亿t(USGS)，可采资源量68亿t(IHS)[4]。在中国，致密油的研究起步虽然相对较晚，但已经认识到致密油资源的巨大潜力。其中最具有代表性的一类就是松辽盆地北部的源下河流相致密油藏，初步估算资源量达12亿t。所谓源下致密油与通常意义的致密油区别在于其是位于烃源岩下方，两者紧邻，致密储层成藏主要依靠烃源岩内部的异常压力和断裂匹配形成油气的倒灌后短距离成藏形成。

致密油在成藏方式与成藏动力上都与常规油存在较大的差异，中国致密油主要有陆相湖盆体系、与良好生油岩互生、有机碳含量高、成熟度适宜、储层类型多样、砂岩横向变化大、部分为薄互层、面积和规模相对较小、晚期构造变动复杂[5]等特点。对于大面积分布的致密油藏，尤其是源下致密油藏，不论是通过断裂沟通，还是依靠源储紧邻的裂缝沟通，都需要源储压差的直接作用[6--7]，这决定了致密油的富集程度和平面的分布特征。因此，致密油油源的下限以及源岩的分类对于致密油成藏综合研究已经成为问题的关键之一。

松辽盆地北部的扶余油层以上覆青山口组泥岩供烃为主，在源储压差的作用下，通过断裂或裂缝向下进入泉头组地层中的河流相砂体富集成藏，这种倒灌式的上生下储需要对源岩的排烃量有一定的要求，量越大，源储压差也会随之增高，更有利于烃类的向下充注，这在很大程度上决定了致密油的平面富集分布。目前普遍认为优质烃源岩是致密油成藏的主控要素之一[8--10]，通常会采用物质平衡法来计算排烃量大小[11--12]，但对于排烃量对下伏地层成藏的控制下限值还没有开展较为深入的研究，对于致密油的源岩分类尚未形成广泛共识。

笔者结合大量的源岩分析化验数据，同时利用测井技术建立了松辽盆地北部源岩化学热演化动力学模型，评价了青山口组地层烃源岩的生、排、留三个方面的烃量[13--16]。在恢复埋藏史、热演化史的基础上，利用Temis Flow盆地模拟软件进行了过剩压力的恢复[17--19]，通过排烃量与源储压差的关系，确定致密油源岩下限，并建立了源岩分类标准，为松辽盆地北部源下致密油有利区带的优选提供参考依据。

1 地质背景

松辽盆地是中国大型陆相沉积盆地，是形成于中生代具有下断上坳二元结构的复合型盆地。纵向上可分为下部断陷沉积层序(包括火石岭组、沙河子组和营城组)，中部坳陷沉积层序(包括登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组和嫩江组)和上部反转期沉积层序(包括四方台组、明水组和新生界)三套大型层序。其中以断陷期层序和坳陷期层序为主，坳陷期形成的青山口组一段和二、三段是盆地最主要生油岩层(图1)。松辽盆地从勘探范围上，北部属于大庆油田，其中最为主要的致密油藏分布于中部坳陷层序的泉头组四段和三段中上部，埋藏深度较大，一般分布在-1 750～-1 900 m，平均孔隙度<12%，地面渗透率<1 mD，属于典型的致密油储层，主要分布在构造高部位和斜坡区。凹陷区由于埋深过大，物性差，目前发现的单体油藏规模相对较小。受南北两个物源体系影响，主要发育三角洲平原、前缘和河流相沉积，整体上具有砂体规模小、连通性差、非均质性强、纵向分散和叠置连片的特点，具有满盆含砂的储集优势(图2)。青山口组烃源岩上覆于致密储层，形成了上生下储的成藏系统。其中最主要的青一段泥岩属于Ⅰ型有机质，而且丰度和成熟度都很高，巨大的排烃量和过剩压力为成藏期的油气下排提供了重要物质和动力保障[20--24]。

图1 松辽盆地北部地层综合柱状图Fig.1 Comprehensive stratigraphic histogram of northern Songliao Basin

图2 松辽盆地北部三肇凹泉头组沉积相图Fig.2 Sedimentary facies diagram of Quantou Formation in Sanzhao sag, northern Songliao Basin

2 源下致密油有效源岩下限及分级标准

2.1 成藏动力和排烃量与致密油产量及平面分布

松北扶余油层作为源下致密油成藏的类型，其在成藏动力和排烃量方面与致密油的分布和产量贡献具有直接关系。在致密油成藏过程中，主要的成藏动力来自于烃源岩的排烃压力，上生下储式的成藏决定了排烃压力即过剩压力越大，油气的下排深度就越大，含油层位就越多，这一点从扶杨油层成藏关键期(明水组末期)青一段的古超压与原油下排深度的良好正相关关系可以得到印证(图3)。与之相对应的过剩压力较大的地区，烃源岩相对发育成熟，排烃量也大，在纵向多期次叠置发育的河道砂体内形成了较多的含油砂体，直接导致排烃强度越大的地区，其下伏扶杨油层的含油层厚度也越大，单井产量也随之增大(表1)。两者充分反映出在过剩压力发育、排烃强度大的地区致密油藏相对发育且单井产量较高。因此，本文通过定量评价超压和排烃量来区分和建立源下致密油烃源岩的下限和分级标准。

表1 青一段源岩排烃强度与致密油单井产量关系表Table 1 Relationship between hydrocarbon expulsion intensity of source rock and single well production of tight oil in member 1 of Qingshankou Formation

图3 青山口组(明水组末期)超压与油气下排深度关系Fig.3 Relationship between overpressure and oil and gas drainage depth in Qingshankou Formation (at end of Mingshui Formation)

2.2 有机碳与生烃量对比法

青山口组一段暗色泥岩是松辽盆地北部主要的烃源岩层，在过去常规油及源内致密油研究中对于烃源岩要求达到成熟即为有效。但对于源下致密油成藏，烃源岩必须达到能生、能排，且具有一定的压力强度，使得油气倒灌进入下伏泉头组地层成藏才能称为有效。因此有效源岩下限和分级标准成为确定致密油藏平面发育部位和评价富集程度的重要参数。笔者基于实钻样品的热解参数，利用物质平衡法来确定最大排烃量与源岩剩余有机碳含量的相互关系。根据青一段排烃量与剩余有机碳散点图(图4)，烃源岩排烃量的变化随着有机碳的增加成正相关的三段式变化。当原始有机碳含量<1%时，源岩排烃量很小，表明此时烃源岩形成过程中缺乏

图4 青一段排烃量与剩余有机碳散点图Fig.4 Scatter diagram of hydrocarbon expulsion and residual organic carbon in member 1 of Qing-shankou Formation

有机质的物质积累，不能形成有效生排烃，成为有效烃源岩下限。至有机碳含量达到2%的过程，烃源岩排烃量处于缓慢增加阶段，能够为致密储层提供成藏烃类；当有机碳含量超过2%时，烃源岩排烃量迅速增加，成为保障致密油成藏最为优质的烃源岩。由此得到青山口组一段有效烃源岩下限标准为剩余有机碳1%。有效烃源岩内部分为一般和优质两类，分级标准分别为1%～2%和>2%。

2.3 过剩压力与有机碳关联法

过剩压力的形成大都与烃源岩生排烃具有密切关系，但压力的大小必须恢复到主要成藏期才能正确分析其在成藏过程中的作用。研究中利用TemisFlow盆地模拟软件对松北青山口组一段泥岩进行了压力史的恢复，建立了排烃量与烃源岩过剩压力之间的关系(图5)，利用过剩压力与剩余有机碳的联系(图6)，建立起排烃量与有机碳之间的对应关系，最终达到利用可计算的排烃量和剩余有机碳评价烃源岩的质量和分级的目标。图4中显示曲线明显变化的拐点出现在青一段排烃量为5 mg/g的位置，相应的过剩压力为8 MPa。图5中8 MPa时对应的实测剩余有机碳含量为2.0%，与前文排烃量法确定的有效烃源岩下限位置保持一致。当剩余有机碳含量>2%时，青一段过剩压力基本保持不变，说明烃源岩已经开始较大量的排烃，通过烃类不断进入下伏致密储集层，过剩压力已经转化为了倒灌成藏的动力，因此压力不再继续增长。同时图5也显示当剩余有机碳含量<1%时所对应的地层过剩压力为1 MPa，当压力低于该值时，排烃量一般<1 mg/g，表明烃源岩没有进入大量生排烃阶段，排烃量小，压力低，与排烃量方法确定的有效烃源岩下限保持一致。

图5 青一段过剩压力与排烃量散点图Fig.5 Scatter diagram of excess pressure and hydrocarbon expulsion in member 1 of Qingshankou Formation

图6 实测有机碳含量与现今地层超压关系图Fig.6 Relationship between measured organic carbon content and current formation overpressure

按照两种方法综合分析的结果，最终建立起了松北青一段烃源岩致密油成藏的下限及分级标准(表2)，鉴于源下致密油的形成基本条件需要有充足的烃类供给和压力条件，因此烃源岩的成熟度、源岩厚度和排烃强度三个参数作为基本要素也要体现在分类标准中。

表2 松辽盆地北部源下致密油源岩分级评价标准Table 2 Classification and evaluation criteria of tight oil source rocks under source rocks in northern Songliao Basin

3 源下致密油分级标准的实际应用

为了将上述分级标准应用于勘探实践，需要先利用已钻井揭示的的资料，采用测井、地球化学等分析测试技术，对剩余有机碳、烃源岩排烃量、成熟度、源岩厚度和排烃强度等参数进行计算，根据表2进行烃源岩的等级划分。同时利用盆地模拟软件进行现今过剩压力的计算。

通过松北致密油实钻资料的统计分析，从青山口组一段不同类别、不同厚度源岩条件与下伏扶杨油层的含油厚度关系图(图7)可以看出，不同类型源岩对下伏含油层的含油性控制作用存在较大差异。其中优质烃源岩物质条件及排烃能力很好，其下伏油层厚度与优质源岩厚度成明显的正相关关系。而有效烃源岩生排烃等能力相对减弱，虽然也呈现出一定的正相关性，但正相关的斜率特征明显降低，形成的油层厚度减小，一般<30 m。相比之下，无效烃源岩对下伏油层的含油性的影响没有直接作用，不具备明显的相互关联，且下伏含油层的厚度普遍很小，一般不大于20 m。值得注意的是，此处所说的无效烃源岩并不是不具备生排烃能力，而是已经成熟的烃源岩，对于需要下排才能成藏的致密油来讲，只是形成致密油藏的可能性相对较小，从效益勘探的角度讲是规模成藏、优质富集的可能性很小。由此说明源下致密油的成藏明显受到不同类型烃源岩的控制，烃源岩的发育条件直接影响致密油的富集程度，体现出与常规油类似的“源控”成藏作用。

a.优质源岩；b.有效源岩；c.无效源岩。图7 青一段不同级别源岩厚度与下伏致密油层厚度散点图Fig.7 Scatter diagrams of different levels of source rock thickness and underlying tight oil layer thickness of member 1 of Qingshankou Formation

同时，从致密油藏连井剖面上可以明显看出，致密油的成藏与烃源岩的排烃强度和压力具有很好的耦合关系(图8)。在古龙和三肇两大凹陷中，烃源岩发育程度较好，排烃强度大，过剩压力高，致密油层的厚度最大，向两侧的斜坡部位油层发育随着烃源岩发育的减弱而逐渐减薄，由此形成了一个典型的致密油藏发育包络线，其与上覆青山口组一段构造形态具有较好的一致性。

图8 松北扶余油层致密油藏剖面图Fig.8 Profile of tight oil reservoir of Fuyu oil layer in northern Songliao Basin

按照前文建立的烃源岩下限及分级标准，结合目前的过剩压力、排烃强度等地化参数，绘制了松北扶余油层致密油有利区平面分布预测图(图9)。有利区确定了致密油成藏富集的主要勘探范围，平面上主要集中分布在三肇凹陷及齐家古龙的中部地区，长垣受构造变动影响，其中南部地区是致密油成藏的有利范围，这个认识为后续致密油勘探提供了一个明确的勘探方向。

图9 松辽盆地北部源下致密油有利区综合预测图Fig.9 Comprehensive prediction of favorable areas for tight oil under source in northern Songliao Basin

4 结论

(1)确定出源岩排烃量1 mg/g、过剩压力1 MPa、剩余有机碳含量1%、成熟度0.8为致密油源岩的下限，确定源岩排烃量5 mg/g、过剩压力8 MPa、剩余有机碳含量2%、成熟度1.2为致密油源岩的优质烃源岩标准。

(2)将致密油烃源岩划分为无效烃源岩、有效烃源岩和优质烃源岩三类。按照这个分级标准，可相对有效地在松辽盆地北部针对扶余油层致密油进行有利区带预测。