大情字井青一段油气富集控制因素

李泉泉，马世忠，张宇鹏，牛东亮，李智阳，彭丹丹

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大庆油田第二采油厂，黑龙江 大庆 163414； 3. 吉林油田勘探开发研究院，吉林 松原 138000； 4. 东北油气分公司松原采气厂，吉林 松原 138000； 5. 大庆油田勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163318)

大情字井地区位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷中部，长岭凹陷由两个次一级凹陷构成，北部为乾安次级凹陷，南部为黑帝庙次级凹陷，大情字井处于两次级凹陷鞍部位置(见图1)，区域构造位置有利，以青山口组一段为主要目的层发现亿吨级油田[1-3]。大情字井地域从深层泉四段到浅层姚一段的宏观构造上具有一定继承性，为北北东走向的长轴向斜，向斜东西两翼不对称，西翼较陡，东翼较缓[4]。断层较发育，在平面上分带性较强，呈雁列式排列，走向单一，多数断层走向与向斜构造轴向方向一致，为北南或北北西向；倾向多与地层倾向相反，在向斜轴部附近多发育顺向正断层，向斜两翼多发育反向正断层。本文所研究的目的层段青山口组一段地层处于坳陷时期。

1 油气富集特征及油气藏类型

1.1 油气富集特点

源相控砂，研究区青一段受单一西南保康物源[1,5]与三角洲前缘亚相的影响，源相控砂形为西南向东北方向的指状展布，青一段Ⅲ、Ⅳ砂组储层类型与分布平面变化大且断裂系统十分发育(见图2～3)，成藏背景复杂，多为岩性单独或与断层共同控制，主要油藏类型为岩性上倾尖灭油藏、断层遮挡型油藏与断层—岩性油藏。

图1 大情字井地区青Ⅰ段区域地质概况

图2 大情字井地区青Ⅰ段Ⅲ砂组沉积微相、试油及底面构造叠合

图3 大情字井地区青Ⅰ段Ⅳ砂组沉积微相及底面构造叠合

大情字井青一段地层中的岩性上倾尖灭油藏主要指形成于三角洲前缘水下分流河道、指状河口坝、席状砂等沉积微相中，沿北东向地层上倾方向砂体厚度减薄的砂岩体中形成的油藏。大情字井青一段地层为一个向北东方向倾斜不规则单斜构造，砂体向四周演化物性逐渐变差使油气的逸散受到影响，沿上倾方向储集层形成上倾尖灭，三角洲前缘发育的砂体与斜坡单向倾向有利于形成以砂泥薄互层为特征的油藏，为此区域大面积发育岩性上倾尖灭油藏奠定基础。断层遮挡型油藏是指断层的发育程度控制着油藏的分布，条带状分支水下河道指状河口坝砂体在上倾方向被断层侧向截断，断层面另一侧的不渗透层遮挡所形成的先前局部优势圈闭，后经大量油气运移、汇聚、成藏。大情字井区域青一段地层广泛发育断层，断层展布方向(见图2～3)，与受西南保康物源影响的砂体展布方向近似垂直，这样可以于砂体上倾方向断裂发育带处形成一定规模的断层遮挡型油藏；当砂岩位于两条断层之间，断层两层砂泥对接，从而造成侧向封闭，形成断块油藏。断层—岩性油藏是指分支水下河道砂体、指状河口坝砂体向两侧岩性尖灭且砂体上倾方向被断层遮挡。如研究区中主要发育于指状河口坝逐渐演化为前缘席状砂区域，满足源相控砂岩性由好变差，并且断层对砂体侧向运移有封挡作用的情况。

1.2 油气成藏类型

源相控砂，单体控油，连片富集。大情字井区域为向斜型构造类型，青一段Ⅲ、Ⅳ砂组地层厚度受单一西南物源影响由西南至东北地层厚度减薄，变化稳定，易形成岩性主控的油藏。沉积微相研究表明，大情字井地区青一段Ⅲ、Ⅳ砂组源相控砂型为分支水下河道砂体、河口坝砂体、席状砂体。大情字井青一段Ⅲ、Ⅳ砂组源相控砂形呈西南—东北多条带、顺源、独立、指状展开分布(见图2～3)。由青一段Ⅲ砂组西南三角洲砂体前缘边界线、西南三角洲砂体侧缘边界线，与大情字井东斜坡-2 350 m构造等高线(见图2)构成上倾、北及南侧缘的大型岩性尖灭带控制大面积普遍含油。

根据烃源岩、储集层、盖层、圈闭、油气运移方式、生储盖组合方式特征等，可将大情字井青一段的油气成藏类型归为：①大型岩性上倾尖灭带控油—大面积普遍含油(见图4)。构造走向为东，砂体走向为北北东向，断层走向为近南北向偏北北西向，沿砂体走向上倾方向上有局部断层不完全遮挡，且断层走向与砂体上倾方向近似垂直，小断层起到一定的遮挡效果，沿砂体走向上倾方向发育前三角洲泥，可作为良好的局部盖层封隔。沿河口坝砂体走向，砂体进而演变为席状砂，孔渗物性条件变差，造成油气封堵在物性较好的河口坝砂体中，形成以物性差异为主的岩性上倾尖灭油藏。油水解释满足由构造低部位向构造高部位，由油水同层变为纯油层(见如图5)，具备下水上油的分布特征，可见此类由河口坝砂体向席状砂砂体演变的小型岩性圈闭对油气的封闭及成藏起到很好的控制作用。②多数反向正断层或与岩性共同控制的—断层遮挡、断层—岩性油藏(见图6)。青一段Ⅲ砂组12小层发育大型水下分流河道、指状河口坝与席状砂等微相,砂体发育方向为北东向。该井区处于两条断层控制的地垒构造中，构造内部具有北低南高的特征(见图7)，西部断层断距为50 m，东部断层断距30 m，侧向封闭性较好。顺北东方向发育大量厚层砂体，通过对沉积时间单元级别沉积微相精细刻画与研究，证明向东南方向河口坝发育停止，转而以渗流能力较差的前缘席状砂发育代替。通过油水分析，一方面断层对砂体侧向运移有着封挡作用，另一方面砂体向四周演化，物性逐渐变差，使油气的逸散受到影响，从而使油气得以有效的储存下来，形成受断层与岩性两部分同时控制的油藏。通过试油数据动态分析得知，位于构造相对高点的黑87井含油性较好，产油1.79 t，产水1.4 t；而位于相对构造低点的黑73井，产油0.09 t，产水11.3 t，含油性相对较差，但由于其发育部位为河道相对中部位，物性相对较好，所以产液量较多，具备十分规律的油水分布特征。③正断层与岩性共同控制的断块—岩性油藏(见图8)。青一段Ⅲ砂组12小层发育大型分支水下河道、河口坝与席状砂等微相，砂体发育方向为北东向。乾110井处于两条断层之间，东部断层断距20 m，西部断层断距20 m，断层将横向上连通的砂体遮挡，中间区块由于11小层发育的三角洲前缘分流间泥作为局部盖层，且侧向被断层与砂体尖灭所阻碍，形成砂泥对接，从而造成侧向遮挡，形成断块圈闭。通过试油数据与油水解释分析得知，位于断块内部乾110井含油性较好，产油3.79 t，通过油水解释分析得知(见图9)，乾110为油层，乾157-9-6解释为干层，油水分布较为规律，正断层与物性差异共同控制的断块圈闭对油气成藏起到一定控制作用。

图4 黑96—24—8—黑96—3井区青Ⅰ段Ⅲ砂组9小层成藏分析

图5 黑96—24—8—黑96—3井区青Ⅰ段Ⅲ砂组油藏剖面

图6 黑73—黑87井区青Ⅰ段Ⅲ砂组12小层成藏分析

图7 黑73—黑87井区青Ⅰ段Ⅲ砂组油藏剖面

图8 乾110井区青一段三砂组12小层成藏分析

图9 乾110井区青一段三、四砂组油藏剖面

2 油气富集控制因素

2.1 青一段底面古构造演化

古地貌分析是盆地分析的一项重要内容。古地貌是控制盆地后期沉积体系平面与空间发育的主控因素之一，对于成藏时期的确定起着关键性作用，同时一定程度上控制着后期油藏的生储盖组合样式[6]。

由图10a，青一段末期时古地貌呈中北—北部较高南部较低，中央凹陷中部宽，南北两侧窄，整体中央凹陷走向呈北北东向椭圆。中央凹陷中北部发育高部位将凹陷整体隔开呈两部分，其中南部较北部发育，全区发育几处小面积沉降区，部分位于大情字井研究区东北部(见图10b)。至青三段末期，中北部高部位消失，整体中央凹陷开始出现(见图10c)，北部沉降中心较南部沉降中心发育，且大面积发育于大情字井研究区中—东北区(见图10d)。至姚一段末期中央凹陷北部沉降中心继续发育，面积扩大(见图10e)。姚三段末期与嫩一段末期青一段底面古构造较姚一段末期青一段底面古构造相比无明显变化(见图10f、g)。嫩二段沉积末期至嫩三段沉积末期，南部小面积沉降中心逐渐消失(见图10h、i)，嫩四段沉积末期至嫩五段沉积末期全区发育一个沉降中心，中—中北部较发育，大情字井研究区内中—东北部地区为沉降区域(见图10j、k)。至明一段沉积末期，沉降中心由中—中北部转至中—中南部，且大情字井研究区基本全处于沉降中心区域内(见图10l)，青一段Ⅰ、Ⅱ砂组发育有良好的生油岩，由前人研究了解其成熟温度，并推测其成熟时深度为1 720 m左右，所以该段油源成熟度适中，这为青一段乃至青山口组油藏的形成提供了基础[7]。

2.2 烃源岩生烃范围与生油期确定

青一段是湖盆第1次兴盛期的开始，沉积了分布范围广，厚度大的深湖—半深湖相暗色泥岩，暗色泥岩的分布对油气藏的形成起着一定的控制作用。大情字井研究区青一段暗色泥岩处于凹陷的中间部分，也是泥岩厚度较大的区域。研究区中泥岩厚度有所不同,最厚的泥岩分布在研究区中部往上，主要为东北部分，中部厚度最小，沿着西南方向厚度有所增大，但相比东北方向泥岩厚度较薄。对于本文主要研究层位青一段Ⅲ、Ⅳ砂组成藏时期的研究，主要是青一段Ⅰ、Ⅱ砂组生油岩成熟期的确定。由松辽盆地南部乾安—长岭凹陷中部含油组合源岩埋藏史[8-9]可知，青一段Ⅰ、Ⅱ砂组生油岩埋深在1 280 ～1 720 m之间时，处于低成熟阶段；将生油岩低成熟界限的1 300 m等值线与成熟界限的1 720 m等值线圈定可得出，青一段Ⅰ、Ⅱ砂组泥岩于嫩五段沉积末期，逐渐进入低成熟阶段，低成熟区主要分布在研究区东北部。当埋藏于1 720～2 317 m时，明一段末期青一段Ⅰ、Ⅱ砂组泥岩开始处于成熟阶段，此阶段为主生油期，对于大情字井地区青一段Ⅲ、Ⅳ砂组成藏类型与时期的研究具有重要的意义。综上所述，研究区内青一段Ⅰ、Ⅱ砂组泥岩于明一段末期大多数进入成熟阶段，进入生烃门限，是青一段Ⅲ、Ⅳ砂组油气藏形成的物源基础[9]。

2.3 水下河道、河口坝等有利砂体控油

大型岩性上倾尖灭带内上中部的有利圈闭高部位与有利储层叠合区，为优质成藏区。青一段Ⅲ、Ⅳ砂组相控砂形为西南—东北方向的指状展布，研究区受西南物源影响为三角洲前缘亚相，广泛发育指状河口坝(见图2～3)，河控条带状分支水下河道与指状河口坝是最主要的有利储集体，往往控制着主流线砂体的分布，对于油气成藏有着良好的控制作用。

2.4 成藏期正向古构造控制了油气富集带

由各底层底面古地貌分析、研究区内泥岩分布范围和厚度、泥岩成熟期、生油期的确定，最终确定青一段成藏关键期为明一段末期。

对比嫩五段末期与明一段末期古地貌图(如图10k、l)可发现两时期主要成熟区沿着西南方向下移，表明明一段末期局部发生构造反转现象，此次反转构造促进了有利圈闭的形成，在此次构造反转形成过程中，油气运移时，遇到有利圈闭，油气汇聚形成油气藏。此次构造反转对大情字井研究区青一段Ⅲ、Ⅳ砂组油气成藏时期、位置、类型、规模都起到了决定性的作用，所以对于此次反转形成的正向古构造研究(见图11)，对于大情字井地区范围内青一段Ⅲ、Ⅳ砂组油气藏研究尤为重要。

依据正聚负散原理，成藏关键期正向古构造的轴线为油气优势运移路径，其上、附近圈闭最有利于成藏，通过对沉积、构造、运移及试油情况等综合分析，得到明一段末期青一段顶面5个古鼻状构造和3个古高点。古鼻状构造1位于研究区北北西部，古鼻状构造2位于研究区北西西部，古鼻状构造3位于研究区西南部，古鼻状构造4位于研究区东南部，古鼻状构造5位于研究区东北部。古高点1为以黑70井为中心的高点；古高点2为以黑54井为中心的高点；古高点3为以黑68、黑50井为中心的高点。研究区内5个古鼻状构造，3个古高点基本控制了青一段Ⅲ、Ⅳ砂组大多数含油圈闭，并成为油气富集带(见图11)。

2.5 油气运移场控制的油气优势运移方向

研究区内青一段泥岩于明一段末期达到成熟阶段，研究明一段油气运聚场可以进一步了解油气运移的方向和油气藏形成的位置，这对成藏的研究有着重要的作用。如图11，表明本研究区内油气运移的基本走势，可以找到3个主油气运聚场，2个次油气运聚场。3个主油气运聚场为位于成熟烃源岩上部的1、2、4古鼻状构造，2个次油气运聚场为下部无成熟烃源岩的3、5古鼻状构造。其次，微幅度的鼻状构造也可以指明油气运聚的方向，对于局部油气走向有一定的指导意义[10]。

图11 大情字井地区青一段Ⅲ砂组含油圈闭与明一段末期青一段底面古构造、生烃范围与阶段及油气运移场叠合

2.6 广泛分布的优质区域盖层控制的油气藏保存

良好的盖层条件对于油气保存起到了关键性作用，盖层的好坏直接影响着油气在储集层中的聚集效率和保存时间，盖层的发育层位和分布范围直接影响着盆地油气分布的层位和区域[11]。青一段沉积初期发生了最快的水进，可作为局部盖层，青一段末期发生最大水进可作为直接盖层；嫩一段与嫩二段发育大套的泥岩，能作为优质区域盖层。

2.7 不同生、储、盖组合方式为油藏形成提供条件

形成大型油气藏不仅需要优质的生油岩，良好的储集层，广泛的盖层等静态条件，而且需要三者在时、空配置上恰到好处，满足以上条件，才能有利于油气的运移、富集、保存及成藏。通过对古地貌分析，泥岩生烃范围、阶段、成熟期、生油期的确定，分支水下河道与指状河口坝的分布，油气运移时间的确定，区域盖层的分布等研究，最终确定青一段成藏关键期为明一段末期。将大情字井青一段生储盖配置关系归纳为侧变式、叠合式和封闭式3种形式。侧变式：如三角洲前缘席状砂砂体，呈楔状伸入泥岩内。叠合式：储集层与泥岩层呈板状相接触，如青一段内Ⅲ、Ⅳ砂组内的广泛发育的指状河口坝砂体与作为局部盖层的分流间泥之间的配置关系。封闭式：三角洲外前缘中的远砂坝和末梢席状砂一般呈孤立的透镜状分布于泥岩中，形成生油岩包围的优越生储结构。这些不同类型不同形态的分支水下河道砂体、指状河口坝砂体、透镜状的席状砂砂体以不同的时空配置方式与生油岩进行配置，不但有充足的油源和优越的供油条件，而且在构造运动及差异压实作用的共同作用下,使之成为一个低势能区,是油气运移的主要指向区[2]，对油气聚集成藏起到了重要作用。

3 结 论

1)大情字井青一段具备形成规模性油藏的条件，古地貌演化与生油岩的生油范围及生烃阶段控制了油气成藏的基础，成藏期正向古构造控制了油气富集带，条带形分支水下河道砂体与指状河口坝砂体等有利储层控制了油气储存，油气运移场控制了油气优势运移方向，广泛分布的优质区域盖层控制了油气藏保存，生储盖组合方式的不同为多种油藏形成提供了条件。

2)将大情字井青一段油藏类型划分为：①大型岩性上倾尖灭带控制的岩性上倾尖灭油藏；②多数反向正断层或与岩性共同控制的断层遮挡、断层—岩性油藏；③正断层与岩性共同控制的断块—岩性油藏。