松辽盆地北部双城地区白垩系营城组—登娄库组石油勘探突破及地质意义

刘超，付晓飞，李扬成，王海学，孙立东，陆加敏，李军辉，孙友海，施立冬，胡慧婷，袁红旗，杨子成

（1.东北石油大学，黑龙江大庆 163318；2.东北石油大学“陆相页岩油气成藏及高效开发”教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；3.大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163712）

0 引言

含油气系统指盆地中一个自然的烃类流体系统[1]，它包含 1套有效的烃源岩和与该烃源岩有关的油气及油气藏形成所必须的烃源岩、储集层、盖层等静态地质要素，以及圈闭演化和烃类生成、运移、聚集等动态地质作用[2-7]。松辽盆地北部（以下简称松北）下白垩统发育沙河子组和营城组两套分布面积较大的烃源岩层[8-9]。以沙河子组作为主要气源的含气系统已取得良好的勘探成效[10-12]，对营城组烃源岩及所生油气的研究相对薄弱。尽管有学者指出营城组烃源岩可能对油气成藏有贡献[13-14]，但是受油气源对比精度和多解性的影响，加上以往主要以高—过成熟的烃源岩为研究对象[15-16]，对营城组烃源岩的生烃性质及其所生油气能否大量聚集甚至形成新的含油气组合，则一直缺少充足的证据和油田实例。同时，以往对营城组碎屑岩和登娄库组储集层的研究主要集中于盆地内部的断陷（如徐家围子断陷），由于储集层发育规模有限且比较致密，一直没有较大的油气勘探发现，所以这两套地层的勘探潜力并未引起足够的关注。

松北双城地区发现以营城组烃源岩为油源、登娄库组砂岩为主要储集层的含油组合，并取得了石油勘探的突破。双城地区石油发现始于2013年，针对洼槽区实施的A井在营城组钻遇67 m富含有机质的暗色泥岩，在暗色泥岩夹持的砂砾岩中见厚6.2 m含油显示，压裂后获0.24 t/d低产油流。2016年，围绕构造圈闭高部位实施B井，登娄库组见厚8.2 m含油砂岩，压裂后获10.2 t/d工业油流；2018年，在三维地震资料及精细构造解释与储集层预测的基础上，向东部、北部、南部甩开部署C、D、E和F井，采用常规方法对登娄库组含油储集层进行测试，均获工业油流，自然产能最高达到90.97 t/d。2019年以来，秉承一体化高效勘探开发理念，立足登娄库组，勘探开发整体部署探评井13口，圈定含油面积15.3 km2。此外，J井在营城组暗色泥岩及夹持的薄层粉砂岩中见厚 4.4 m含油显示，压裂后获3.21 t/d工业油流，表明营城组可能蕴含页岩油勘探潜力。

此前仅有少数学者对营城组烃源岩和营城组—登娄库组储集层开展了研究，如孙立东等通过TOC测试、岩石热解等分析指出，双城地区营城组发育富含有机质的优质烃源岩，通过三维地震资料预测了烃源岩的厚度及其分布[17]；笔者[18]通过岩心观察和微量元素资料重构了烃源岩的发育环境，通过盆地模拟手段分析了烃源岩的生排烃潜力；另外笔者[19]还分析了登娄库组储集层的物性和孔隙结构特征，基于经验统计法和孔喉结构参数将储集层分为 3类；曾花森等[20]通过生物标志化合物研究指出双城地区的原油与营城组烃源岩存在亲缘关系。迄今为止，对烃源岩、储集层及盖层的研究还比较薄弱，关于圈闭演化、成藏时期、油藏类型还没有研究涉及，制约了对石油成藏特征的认识。为此，在以往研究的基础上，本文利用含油气系统研究方法对油藏开展解剖，研究以油气钻探实践、系统岩石样品分析测试和盆地模拟为基础，剖析烃源岩、储集层、盖层特征以及烃类生成、圈闭演化、石油充注的过程，建立含油系统地质要素与地质作用的关系，总结石油成藏的有利因素，对下一步勘探提出建议。

1 地质概况

双城地区位于松辽盆地东南部，包括双城、庙台子和莺山3个凹陷（见图1a）。本研究以钻探和分析测试资料丰富、勘探已经突破的双城凹陷为研究对象。研究区呈北北东向展布（见图1b），勘探面积约500 km2。研究区深层发育侏罗系火石岭组，下白垩统营城组、登娄库组和泉头组，上白垩统多数被剥蚀，仅残留部分青山口组（见图1c）。其早期地层充填与松辽盆地整体特征相似：火石岭组沉积期火山开始喷发，形成火山岩与碎屑岩伴生的沉积建造。沙河子组沉积期盆地内部的裂陷作用加剧[21]，但是研究区在该阶段断裂活动较弱，导致沙河子组不发育。营城组沉积早期火山大规模喷发，营城组沉积末期火山活动减弱并沉积了一套以湖相泥岩为主的碎屑岩，依据锆石测年和孢粉分析资料，火山岩和碎屑岩分别归属营一段和营四段。营城组沉积之后裂陷作用趋于终止并发生构造抬升，导致登娄库组仅中晚期沉积了登三段和登四段。此后，在拗陷背景下，泉头组开始广泛发育分布（见图1d）。研究区营四段现今顶面埋深一般为1 300～1 600 m，地层厚度一般为 100～400 m，岩性组合以暗色泥岩夹薄层砂岩为主，凹陷的边缘发育暗色泥岩与砂砾岩互层沉积。登娄库组现今构造顶面埋深一般为900～1 300 m，地层厚度一般为 300～600 m，主要发育砾岩、砂岩和泥岩，自下而上岩性呈变细趋势。研究区登娄库组已提交规模探明储量并成功开发，典型探井试油情况见表1。由于储集层埋深较浅、储集层含油性好，取得了良好的经济效益。

表1 双城地区典型探井石油产量及其物性数据表

图1 研究区构造单元划分和地层柱状图（剖面位置见图1b）

2 石油成藏条件与特征

2.1 烃源岩特征与油源对比

与徐家围子等大型断陷深层发育两套（沙河子组和营城组）主要烃源岩层不同，钻井揭示研究区下白垩统仅发育1套烃源岩层。该套烃源岩发育在厚层的火山岩之上，火山岩锆石年龄（距今110 Ma左右）和烃源岩层中发现的典型花粉组合（古松柏类花粉和费克斯孢）表明其归属营城组（命名为营四段）。烃源岩的岩性主要为暗色泥岩，局部见凝灰质泥岩和膨润土层，厚度一般为20～100 m，从洼槽内部至边缘逐渐变薄[17]。

烃源岩有机质丰度与岩性有关，统计表明，不同岩性的烃源岩TOC平均值都大于2.0%（见表2），达到了优质烃源岩级别[22]。烃源岩镜质体反射率（Ro）为 0.80%～1.25%，Tmax为 446～469 ℃（峰值约为455 ℃），OEP平均值为1.06，CPI平均值为1.16，表明烃源岩处于成熟演化阶段（见表2）。通过TOC测井评价方法[23-25]，得到优质烃源岩累计厚度一般为10～50 m（单层厚度一般为2～5 m）。

表2 烃源岩地球化学指标统计表

笔者采用不同方法对有机质来源和类型进行了研究。全岩镜检普遍可见层状藻类和镜质体，部分受陆源输入影响较大的样品中见惰质体（见图 2）；Tmax-IH图版（见图 3a）反映营四段主要发育Ⅱ1—Ⅱ2型有机质；TOC-S2关系图版揭示有机质类型以Ⅱ型为主（见图3b），发育一定量Ⅲ型有机质；除了2个位于洼槽边缘的样品揭示可能有陆源有机质输入之外，规则甾烷三角图表明浮游生物和藻类为有机质的主要来源（见图3c）；泥岩正构烷烃的主峰碳主要为C17—C19，部分样品主峰碳为C25—C27（见图3d），也反映有机质主要来源于低等水生生物且有陆源高等植物的贡献。考虑到图3a、图3b中IH和S2的数值很可能由于烃源岩已经大量排烃而明显低于其原始数值，进而导致有机质类型变差，综合分析认为有机质主要来源于低等水生生物，伴有陆源碎屑有机质的输入。关于研究区优质烃源岩的形成机制，研究表明其与火山活动密切相关（另文阐述）。

图2 双城地区营城组烃源岩显微照片

图3 双城地区营城组烃源岩有机质来源

研究区原油具有高凝固点（大于20 ℃）、中高蜡（一般大于13%）、轻质（密度小于0.9 g/cm3）的特征（见表1）。通过油源对比和石油成藏地质背景分析，认为营四段烃源岩为已发现石油的来源。首先，研究区青山口组烃源岩尚未成熟，与被广泛应用于有机质成熟度研究的 C29甾烷异构化指标 20S/(20S+20R)和ββ/(αα+ββ)[26-27]反映石油是由成熟烃岩生成的（见图4a）不匹配；研究区石油中伽马蜡烷含量比青山口组烃源岩及生成石油的高伽马蜡烷含量[28]明显偏低，正构烷烃单体碳同位素（-32.7‰～-28.8‰，平均为-30.99‰）比青一段烃源岩（-35‰～-31‰）[29]及所生石油（一般-33‰～-30‰）[29]的碳同位素重。基于上述特征，能够排除石油来自青山口组烃源岩的可能。同时，受对青山凸起的遮挡，其他凹陷的油气无法运移至研究区营城组和登娄库组，即不具备侧向供烃的地质条件，故能够排除石油来自相邻凹陷烃源岩的可能。最后，原油样品与营城组烃源岩样品的单体烃碳同位素数值和分布形态接近（见图4b），两者也具有一致的甾、萜类生物标志物分布特征（见图 5）：即甾烷组成均以 C27重排甾烷（C27Dia）、C29重排甾烷为主（C29Dia），萜烷化合物均以藿烷为主，伽马蜡烷（Ga）含量相对低，重排藿烷含量相对高[20]。综上，可以确定研究区的石油来源于营四段烃源岩。

图4 营城组烃源岩和营城组—登娄库组原油地球化学特征

图5 松辽盆地双城凹陷营城组烃源岩、油典型甾萜烷质量色谱图[20]

2.2 储盖条件

研究区营四段主要发育湖相沉积，其次是扇三角洲沉积；登娄库组由下至上主要发育冲积扇、河流、三角洲相沉积（见图6）。受沉积相控制，主要发育砂岩和砂砾岩两类储集层。

登娄库组储集层主要发育在登三段中上部，为三角洲平原和前缘亚相。岩性以长石砂岩为主，其次是岩屑长石砂岩，储集空间主要为原生粒间孔（见图 7a—图7d），其次是粒间溶蚀孔（见图7e—图7f）。泥质（见图7c—图7e）和碳酸盐矿物含量（见图7d）较高时孔隙发育明显变差。孔隙度主要为 5.0%～20.0%，渗透率多数（占比75.7%）大于1×10-3μm2。相同构造背景下达到油浸级别储集层的渗透率一般超过 10×10-3μm2（见图6）。从储集层孔喉半径-渗透率关系图发现，当渗透率超过10×10-3μm2时，孔喉半径快速增大，孔喉连通性明显变好。

营四段储集层主要发育于扇三角洲平原和前缘亚相（见图 6）。岩性主要为砂砾岩，砾石成分多为凝灰岩和流纹岩，直径一般为5～20 mm，颗粒磨圆度呈次棱角—次圆状（见图 7g、图 7h）。储集空间主要为粒间溶蚀孔（见图7g—图7i）和粒内溶蚀孔（见图7g），流纹岩颗粒表面可见气孔（见图 7i）。孔隙度主要为5.0%～15.0%，渗透率一般小于1×10-3μm2，达到油浸级别储集层的渗透率一般大于 1×10-3μm2。与登娄库组砂岩类似，营四段砂砾岩渗透率超过1×10-3μm2时，孔喉半径快速增大，孔喉连通性明显变好。

图6 双城地区储集层物性、含油性及孔隙结构特征

图7 双城地区储集层孔隙发育特征

登娄库组顶部（登四段）主要发育三角洲平原沉积（见图6），地层岩性以紫红色泥岩为主，泥地比一般大于 75%，最高达 90%。登四段厚度一般为 70～110 m，直接覆盖在登三段含油储集层之上，为油藏的直接盖层。此外，泉头组、青山口组和嫩江组广泛发育的泥质岩层也可作为区域性盖层。

2.3 圈闭形成与演化

研究区构造圈闭的形成受营城组沉积末期挤压、泉头组沉积末期走滑、嫩江组沉积末期反转 3期主要的构造活动控制[30]，经历了“孕育，发展、定型”3个演化阶段（见图 8）。①孕育阶段，早期沉积在古凸起部位的地层（如D井区），在营城组沉积末期挤压应力的作用下发生弯曲变形，为构造圈闭的形成奠定了基础（见图8a）。②发展阶段，在泉头组沉积末期左旋扭动应力作用下，研究区发育一系列北北东向展布的断裂[31]，多数断裂的垂向断距（一般小于50 m）小于盖层的厚度（一般为70～100 m），断层下盘的登三段砂岩储集层与上盘的登四段—泉头组泥岩侧向对接，形成具有封堵性的断块（见图8b）。③定型阶段，受嫩江组沉积末期近东西向应力挤压影响[32]，地层进一步弯曲隆起，圈闭幅度增大，形成大型背斜构造背景下发育多个断块圈闭的构造格局（见图8c、图1b）。

图8 双城地区构造演化剖面图（剖面位置见图1b）

2.4 成藏过程

包裹体类型、均一温度已被广泛应用于油气成藏期次研究[33-35]。综合构造演化史、埋藏史、生烃史以及包裹体赋存状态与均一温度分析，推测研究区发生过两期石油充注。

第1期为白垩纪晚期（距今76～82 Ma），此期间（对应嫩江组沉积期）营城组烃源岩已经成熟（Ro接近0.9%，见图9）并达到排烃门限[18]，登娄库组构造圈闭已初具雏形，营城组烃源岩生成的石油能够沿断裂、不整合面等通道向构造圈闭中运移。反映该期油气充注的油包裹体主要沿石英次生加大边或未切穿石英次生加大边的微裂隙分布（见图9），表明包裹体的捕获发生在石英加大之前；含油包裹体在反射光下呈褐色、浅褐色，紫外光下呈亮黄色、绿黄色荧光，与油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度的峰值为 110～130 ℃，对应成藏时期为距今76～82 Ma。

第 2期为古近系晚期—新近系中期（距今 12～28 Ma），在第1期油气充注之后，营四段烃源岩继续深埋和生烃，直至嫩江组沉积末期，构造抬升导致烃源岩生烃作用终止和早期圈闭的进一步隆升。推测受抬升造成的减压增容效应作用[36]，在古近纪晚期—新近纪中期，油气发生第 2期充注。反映该期油气充注的油包裹体形成于石英次生加大之后（见图 9），主要沿贯穿石英碎屑颗粒（包括石英加大边）的微裂隙分布；含油包裹体在反射光下呈褐色、浅褐色，紫外光下呈亮黄色、黄绿色荧光。与油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度峰值为70～90 ℃。

需要指出的是，尽管晚白垩世早期的地层温度也与 70～90 ℃的包裹体均一温度匹配（见图 9），但该期间烃源岩尚未或刚刚成熟，与研究区石油已经成熟不符，也与前文描述的包裹体赋存状态指示其为第 2期油气充注相悖。此外，尽管研究区石油的气相色谱、质谱未见“UCM”鼓包、25-降藿烷、去甲基三环萜烷等反映生物降解的参数，表明油藏并未被明显破坏。但是，从其他地区的相关报道[37]以及研究区同一油藏构造低部位的储集层见石油显示但测试结果为水层来看，也存在早期油藏被调整（如油水界面抬升）的可能。如图1b中位于凹陷西侧的圈闭，其在白垩纪晚期幅度较低，在经历嫩江组沉积晚期及后期构造挤压之后，圈闭幅度增大并伴随油水界面的抬升，造成位于原始油水界面位置的储集层具有较好的录井显示，但测试证实为水层。

图9 双城地区烃源岩热演化、石油成藏期次与含油系统事件图

2.5 主要成藏模式

综上分析，研究区油源来自营四段烃源岩，登娄库组砂岩和营四段砂砾岩为有效储集层，登娄库组顶部（登四段）泥质岩为直接盖层，即营城组—登娄库组形成了完整的含油系统。烃源岩层（中部）至盖层（底部）的垂向距离一般不超过200 m，石油无需长距离运移（侧向运移距离不超10 km）即可成藏。笔者总结出了研究区的“源内复合”和“源上构造”两类油藏模式。

“源内复合”模式，即构造-岩性油藏，该类油藏发育在斜坡带营四段中，油藏无统一的油水界面（见图10），同一砂体内构造高部位的相对高渗透性储集层为主要含油储集层（构造低部位含水），探井压裂后产油0.24～3.21 t/d。

“源上构造”模式，该类油藏主要分布在登娄库组的断块和断背斜圈闭中，具有“一块一藏”特征。受油源制约，随着油藏远离生烃洼槽，含油高度呈下降趋势（见图10）。该类油藏常规测试后自然产能一般为4.23～33.84 t/d，最高为90.97 t/d。良好的生储盖组合、晚期充注、近距离运移、稳定的构造背景为油藏形成的有利因素。

图10 双城地区石油成藏模式图（剖面位置见图1b）

3 油气地质意义和启示

营城组烃源岩在松辽盆地北部普遍发育，由于比沙河子组烃源岩厚度薄，加之以往未发现集中发育的优质烃源岩，也缺少烃源岩生成油气大量聚集的直接证据，其油气资源潜力未引起足够重视。随着在登娄库组陆续发现源自营城组的油气藏，并基于石油地质分析研究，得到一系列新的启示：①营城组集中发育优质烃源岩，而且这些优质烃源岩发育在位于盆地边缘、规模不大的断陷中（见图11），这很可能预示相邻的凹陷（庙台子、莺山）以及位于盆地内部的大型断陷（如徐家围子断陷）也发育营城组规模优质烃源岩，尤其是在钻井取心地区已揭示营城组优质烃源岩的情况下[38]。同时，双城地区营城组烃源岩有机质含量高，烃源岩层中普遍发育薄层（1～2 m）粉砂岩夹层，已有直井（J井）获得工业油流，表明营城组页岩油的勘探潜力也不容忽视。②营城组优质烃源岩所生石油聚集成藏的直接证据，证实规模不大的营城组优质烃源岩具有形成工业油藏的生烃潜力，在一定程度上解放了“规模”对营城组烃源岩的“禁锢”，促进营城组烃源岩评价从重“规模”向重“品质”转变。③松北以往研究的主力烃源岩已处于高—过成熟演化阶段，主要关注其生气潜力，双城地区成熟烃源岩及所生石油的发现，揭示深层烃源岩的生油潜力以及石油勘探潜力也值得关注。④深层烃源岩向上覆地层的供烃潜力也是值得关注和研究的问题，并可能为解答油气勘探中的一些争议问题提供新思路。如扶余油层的油源除了青山口组烃源岩“倒灌”外[39]，石油来源是否有营城组或沙河子组烃源岩的贡献？从深层烃源岩具备一定的生油能力[40-41]并且不缺乏油气输导断裂看，至少目前还不能否定这种可能。

图11 松辽盆地北部营四段泥岩厚度与热演化程度分布图

本次研究利用地震和钻井资料初步预测了松北营城组泥岩的厚度分布，结合烃源岩热演化程度，划分了石油勘探的潜力区（Ro值小于 1.3%）。结合前期工作，建议重点探索绥化和北安地区。对于位于盆地内部、热演化程度较高的断陷，尽管营城组现今有机质的热演化程度较高（Ro值大于 1.3%），鉴于松北深层已经发现沙河子组烃源岩生成的凝析油及油型气，营城组烃源岩在地史时期内是否生成石油并向上覆地层供烃也有必要引起关注。基于上述认识，建议加强营城组烃源岩的分布规律、沉积环境、生烃性质和成烃演化的研究。

4 结论

松北双城地区发育营城组—登娄库组含油组合，石油来源于营城组烃源岩，储集层为登娄库组砂岩和营四段砂砾岩，盖层为登娄库组顶部泥岩。研究揭示了营城组优质烃源岩良好的生烃潜力，提供了营城组烃源岩所生油气高效成藏的油田实例。

双城地区营城组烃源岩于姚家组—嫩江组沉积期生烃，圈闭经历了（孕育、发展、定型）3期演化，石油分别于嫩江组沉积期和古近纪—新近纪期充注成藏，在登娄库组和营四段形成构造与构造-岩性两类油藏。尽管营城组优质烃源岩的发育规模不大，但是良好的生储盖组合、晚期石油充注、近距离运移、稳定的构造背景保障了石油的高效成藏和保存。

营城组优质烃源岩及所生石油的发现，进一步揭示松北深层除了发育以生气为主的煤系烃源岩之外，也可能发育一定规模的腐泥型烃源岩。为此，有必要加强盆地范围内营城组烃源岩形成环境、生烃性质、资源潜力、生烃演化的研究。

符号注释：

CPI——正构烷碳优势指数；GR——自然伽马，API；IH——氢指数，mg/g；OEP——正构烷烃奇偶优势指数；Ro——镜质体反射率，%；Rt——电阻率，Ω·m；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；Tmax——岩石热解峰温，℃。