松辽盆地双城地区断砂匹配关系与油气优势输导通道

刘帅，康德江，樊迪，赵猛，王清

1. 大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.中国石油集团电能有限公司 供电公司电力调度中心，黑龙江 大庆 163000；3. 斯伦贝谢中国公司，北京 100016

0 引言

双城地区位于黑龙江省肇源、肇东、双城等3个市(县)交界处，构造上处于大庆长垣以东、松辽盆地东南隆起区的西北部，横跨长春岭背斜带、王府凹陷两个二级构造单元，其发育主要经历了“断陷-断坳-坳陷-抬升”4个阶段，形成了下断上坳的双层沉积结构[1-2]。经过数十年的勘探实践，目前王府凹陷被认为是三肇凹陷周边地区很有希望的聚油单元之一[3-4]。自2000年以来，双城地区逐渐被人们关注，截至目前完成勘探、评价井试油168口，油气发现区主要集中在凹陷的北部斜坡，同时凹陷中心的探井试油也获得了较好的油气显示，展现了该区较好的勘探潜力[5]。但目前已经勘探有所突破的地区大都较为分散，存在油气显示规律性不强的特点，本区虽然地质构造形态单一，但由于断裂的复杂切割，该区的优势输导方向、通道和成藏模式等一系列重要问题都尚未明确，尤其是断裂和砂体对于输导通道的影响和构建对进一步勘探发现具有重要意义。本文结合钻井、沉积和断裂等资料进行了王府凹陷生烃能力和断砂匹配等方面的研究，以单井分析和平面规律总结相结合，探讨了王府凹陷断裂和砂体在优势输导通道构成以及对于油气成藏的不同作用，对于进一步明确成藏有利区和分析油水分布规律具有一定的参考价值。

1 双城断砂匹配关系

1.1 成藏主控要素的确定

油气成藏主控要素是决定油气能否聚集，在什么地方以什么形式聚集和能聚集多少的重要因素。经过多年的勘探实践，同时借鉴前人的研究认识[6-8]，结合最新研究成果，认为断裂和砂体以及输导通道是该区域的成藏主控要素。而油源在本区具备自生条件，对油气聚集成藏不构成决定性影响。

1.1.1 油源

图1 双城地区区域地质图Fig.1 Regional geological map of Shuangcheng area

双城地区整体的格局相对简单，主要以王府凹陷和长春岭背斜构成典型的中间生边部聚的生储格局(图1、图2)，凹陷中心最大埋深达到2 400 m。主要存在的烃源岩层位为嫩江组一段和青山口组一段，但由于嫩江组一段源岩埋藏较浅，尚处于未成熟的热演化阶段，且位于扶余油层上部，两者间隔地层厚度>600 m，不可能成为扶余油层的有效源岩。根据前人的烃源岩研究[9]及各种地球化学指标的确定[10-12]，认为双城地区扶余油层主要的烃源岩应为与其紧邻的上覆青一段暗色泥岩。通过与三肇凹陷及其邻近的长春岭背斜青一段源岩相比(表1)，双城地区青一段泥岩的生烃能力具备了生排烃的能力，按照松辽盆地排烃门限为1 200 m的深度分析[13]，结合该区典型探井双32井的埋藏史可知，在明水组末期该区青一段泥岩已经满足了排烃深度要求，达到了有效烃源岩的标准，只是在生排烃的能力方面，该区与三肇周边的安达向斜、长春岭背斜和太平川构造的局部地区相近，与三肇凹陷烃源岩相比在有机质丰度和成熟度方面仍有逊色，仍然可以满足双城地区油气规模富集的要求，只是波及范围有限，油气到达长春岭背斜以北地区的可能性很小。

从目前的油气显示分布来看，主要的油气发现区大都位于王府凹陷的北坡。这种南北油气富集的差异主要是由于构造形态差异。王府凹陷北坡扶余油层的地层倾角范围约为5.86°～9.86°，南坡扶余油层的地层倾角范围约为2.33°～3.43°[13]，凹陷北坡扶余油层的地层倾角明显大于凹陷南坡的地层倾角。因此从地层倾角而言，有利于凹陷生成的油气在浮力作用下向凹陷北坡，即长春岭背斜方向运移(图3)。即使尚未形成油气连片出现的地方，工业油流井也都呈现近似环状分布在生烃凹陷周边，充分显示了源控作用。结合油气生排烃的规模[14]，该区青一段烃源岩生烃量近14亿t，石油资源量也在近2亿t，如果其他成藏条件满足，即可形成油气聚集，因此油源在双城地区不是最为关键的控藏要素。

1.1.2 断裂

断裂在整个大庆长垣以东地区都普遍存在，不论是三肇凹陷还是其周边地区都广泛发育着多期次的断裂系统，其中切穿的T2断裂(带)广泛发育，对于油气的运聚具有重要意义。在双城地区共识别出断穿T2构造层断裂757条，其中绝大部分为正断层，且其断层系走向以南北向为主，断裂密度相对较高，平均为0.97 条/km2，最大可达14 条/km2。王府凹陷中心断层密度相对较低为0.3 条/km2。从全区平面上看，断裂密度分布并不均一，这种断裂差异展布的现象很可能与明水组末期长春岭构造反转期的构造应力方向有关[15]。

在断裂发育特征上，大致呈带状分布，平面上具有非常明显的NNE和NNW向展布的密集成带特征。这些断层整体上规模较小，断距大部分<100 m，个别最大断距在140 m以上，平面延伸在5 km之内，纵向上很少向上切穿青一段泥岩层。这些断裂的倾角集中发育在44°～85°范围内，表明王府凹陷及周边地区的断裂体系很可能形成于同一时期，且倾角较大(图4、图5)。从目前的油气分布状态看，油气井大都分布在断裂的邻近地区，明显体现出与断裂的密切伴生关系，一般最近断裂距离≤2.5 km。通过对有效油气显示与孔渗和埋深之间关系的统计拟合，认为埋深在1 500 m以下的深凹带内物性相对较差，不利于油气的大规模富集，据此以1 500 m构造线为基准，将双城地区分为源内和源外两个部分。统计表明，源外区域断裂近南北向为主，而源内以北西向展布断裂为主。油气在深凹带内生成后，除部分在原地优质储层内富集成藏外，大部分烃类通过北西向断裂排替到源外，在与砂体的短距离沟通后，进入南北向断裂带内继续侧向运移，在区域构造形态诱导下，向王府凹陷北坡方向运聚，最终导致北坡油气显示明显好于南坡，这也可以合理地解释目前油气勘探发现的格局，即断裂系统决定了双城地区油气运聚的主要方向。

图3 双城地区长541井—双50井油藏剖面图Fig.3 Reservoir profile of Well Chang 541 to Well Shuang 50 in Shuangcheng area

图4 双城地区3维工区断裂平面展布特征Fig.4 Fracture plane distribution characteristics of 3D working area in Shuangcheng area

图5 双城地区3维工区断裂参数统计分析Fig.5 Statistical analysis of parameters for 3D working area in Shuangcheng area

1.1.3 砂体

河流沉积的砂体展布特征主要受控于区域沉积环境的影响，利用重矿物组合变化关系分布认为，双城地区主要受控于南部的怀德—长春水系，重矿物组合类型以石榴石—锆石组合为主，其中锆石成分占比34.9%，石榴石占比43%，白太矿占比10.3%，其余绿帘石等不稳定矿物含量均<10%，反映出与怀德—长春方向物源一致的矿物组合特征。该水系从西南方向进入研究区，使得双城地区主体物源以西南方向为主[16]，整个松辽盆地北部沉积相格架剖面也反映出近物源向三肇内部延伸的总体变化格局(图6)。通过沉积相的精细分析，泉头组沉积期间发育了多期南西-北东向展布的曲流河，纵向上由下至上总体上表现为由水退变为水进的过程。多期河道摆动带的存在使得双城地区优势砂体展布不均，受沉积相控制呈近北东向条带状分布(图7)。

平面上，砂体厚度变化较快，通过对目前该地区主要含油的扶余油层中FⅠ油层平面分析，FⅠ油层单层砂体厚度为0.3～14.6 m，累积厚度为2.0～21.5 m。砂地比的总体变化趋势与砂体累积厚度基本一致，分布范围在1%～64%之间。从地层的物性变化来看，整体上长春岭背斜带受构造形态影响，物性最好，孔隙度最高达29%，渗透率高达800 mD，王府凹陷孔渗相对较差，孔隙度分布在2%～10%之间。通过对油气显示以上级别的井与孔渗关系进行分析，认为孔隙度9%，渗透率0.1 mD是油气富集的下限，对双城地区孔隙度进行拟合发现孔隙度为9%所对应的深度为1 500 m，即1 500 m是储油贡献孔隙度埋深下限。目前已发现的大部分工业油流井均分布在1 500 m埋深之上。纵向上，由上至下砂体发育程度明显好转，砂体明显变厚，砂地比提高，物性有所改善，保证了砂体垂向上良好的连通性。为砂体与断裂形成良好的输导体系提供了良好的储层输导条件(表2)。

表2 双城地区FⅠ油层砂体及物性参数统计表

1.2 优势输导通道的构建

在油气成藏过程中，油气运移作为连接源岩与圈闭之间的桥梁和纽带，在某种程度上决定着圈闭是否成藏和油气聚集量，一直是研究重点和热点。油气输导通道是研究油气运移的关键内容,越来越受到人们的关注[17-19]。 前人通过岩石地球化学[20]、同位素地球化学[21]、流体包裹体分析[22]和盆地模拟的方法[23]研究盆地流体，特别是烃类运移的优势输导通道。在前人研究的基础上，结合砂体和断裂等各成藏要素分析，认为双城地区油气优势输导通道是由断裂和砂体的有机匹配构成，形成了有效输导网络。

图6 松辽盆地北部泉三、四段沉积相格架剖面图(NW-SE)Fig.6 Sedimentary profile of third and fourth member of Quantou Formation in Songliao Basin(NW-SE)

图7 双城地区FⅠ1油层沉积相平面图Fig.7 Edimentary facies plan of FⅠ1 reservoir in Shuangcheng area

从双城地区砂体和断裂的平面展布图(图8)可以看出，两者任何一个单因素都难以完成油气运聚的整个过程。两者是在一定方式匹配下形成了区域上的油气优势输导通道，也就是有效的断砂匹配。通过分析双61、双51、双20、双22等16口典型探井断裂与砂体特征，建立了两种断砂匹配模型，确定了有效输导通道的断砂组合方式。双城地区断裂均以近南北向的走向展布，而砂体展布是在河道摆动控制下呈近北东向展布，两者多以斜交的方式交织在一起，其中在北坡和西部大都以小角度的方式相交(图8a)，而凹陷南部则是以大角度的方式汇聚(图8b)。这两种不同的汇聚方式对油气的运聚作用截然不同。当两者以小角度相交的时候，油气自河道砂体向构造高点运聚，在遇到与其小角度相交的断层时，会很自然地沿着断层的走向进行运聚方向的调整，当遇到断裂切穿的另一条河道重新选择运聚通道。当断层两侧砂体出现对接且断层侧向开启时，则可以穿越断层继续沿着砂体运聚，因此这样的断砂小角度相交有利于油气运聚至相对较远的圈闭成藏；相反，当断砂大角度相交时，断裂会明显地阻挡油气在本条河道内的继续运聚，如果圈闭条件满足，会在交汇部位形成断层遮挡的油气藏类型，不利于油气相对长距离的运聚。

但断砂匹配的方式还不能仅从两者平面的切割关系来确定，油气能否通过断裂，主要取决于断层两侧地层的相对位置，即断层倾向，是断砂匹配的实质问题。通过多条地震剖面与油气关系的分析，建立了两种断砂匹配的模型(图9)，也可确定双城地区的油气优势输导通道。

图8 断裂与砂体平面匹配类型图Fig.8 Map of plane type matching between fracture and sand body

图9 双城地区断砂匹配关系模式图Fig.9 Matching relationship pattern between fracture and sand body in Shuangcheng area

图9a中反映砂体、地层和断裂三者小角度顺向相交的情况。由于双城地区大都以正断层为主，逆断层数量非常少，因此，当三者以小角度顺向相交时，断层下盘地层会发生抬升，幅度一般在30 m±，油气沿砂体运聚时，一部分会在具有构造幅度的圈闭内形成油藏，其余会在砂体输导下向北坡高部位运聚，受到小角度相交的断层后，沿开启断层面顺断层走向方向调整，可能会进入切穿的其他河道内，也可能在断层侧向封闭性较差的部位穿越断层继续在河道内运聚。但由于FⅠ油层的上部FⅠ1油层厚度一般在30 m±，其在断层附近通常会与上盘下降的青一段泥岩对接形成有效的侧向泥岩涂抹，下降盘含油气性较弱，上升盘的部分圈闭形成有效富集，与勘探的实际情况相吻合，如双22井。与之相对，若断裂与地层、河道砂体大角度反向相交(图9b)，则油气很难向下充注对盘砂体，只能沿断层走向调整，直至进入断层尖灭的河道内，一般情况下都会在断层遮挡的合适部位小规模的聚集成藏，如双54井。

上述两种断砂匹配关系相比，图9a中的三者小角度顺向相交明显有利于油气远距离大范围的运聚成藏，使较远部位的优质储层、圈闭尽可能地得以充注，形成油气的规模富集，应是本区的有效输导通道。

2 断砂匹配与油气成藏关系

上述断层与砂体的匹配关系仅考虑了两者之间的相互交汇，并没有考虑地层对砂体和断裂的影响。在双城地区，由于是一个典型的小型盆地格局，大量的北北东和北北西向断层在不同的位置与地层的交汇也有一定的变化，自然对油气的运聚会有相当大的影响。当断层的切割方向与地层和砂体满足一定的匹配关系时，与满足相应物性条件的砂体和地层倾向组合后可以形成圈闭进而聚集油气。图10 显示了有利于聚集油气的断层、砂体和地层组合类型及油气聚集的部位，同时也要辩证地看待四种组合方式对油气运移和遮挡的不同作用。例如当满足断裂与砂体小角度相交时，不论地层走向如何，都起输导作用，但这种输导意味着油气可以通过断裂和砂体进一步运聚，如果跨越了断层后有合适的高地垒块的构造圈闭，仍可以找到合适的油气藏类型；而断裂和砂体大角度相交时，断裂在遮挡作用的影响下，会在油气来源方向的断裂下盘形成油气富集，因此这四种类型的划分主要用于判断油气相对富集的区带位置和与断裂的相对关系(图10)。

图10 断层、砂体和地层组合形成圈闭模式图Fig.10 Map of trap patterns formed by combination of faults, sand bodies and strata

3 双城地区成藏模式探讨

油气成藏模式是综合了研究区有关油气成藏条件、特征、勘探现状等有关资料的基础上建立的高度提升的模式图，最主要用途为明确油气成藏规律，进一步指导油气勘探。针对重新认识的控藏要素和关键的输导体系，在综合研究双城地区构造、砂体、断裂和油源的基础上，建立了本区油气成藏模式(图11)。

双城地区油气显示的范围相对较大，且油与气的分布错综复杂。研究认为，王府凹陷青一段泥岩在明末达到排烃门限后，在超压作用下向下进入扶余油层，但由于超压动力相对有限，导致油气向下排替的深度较小，是整个双城地区油气显示深度不大的直接原因。油气向下排替进入扶余油层后，除了在部分优质储层就近成藏外，大部分油气沿北西向断裂输出垂向排替范围，进入南北向断裂带向周边运聚，但由于南北两坡的起伏程度差异，油气应当首选向王府凹陷的北坡运聚，南坡则出现的水层较多。在断砂匹配的优势输导通道辅助下，在北坡的适当圈闭形成断层-岩性、岩性类油藏。由于生排烃能力有限，王府凹陷的烃类应该仅局限于长春岭构造的南坡，并未对其以北地区产生影响。长春岭以北地区可能受到了来自北部三肇凹陷油气的影响，烃类在充注满朝阳沟构造后，通过与长春岭连接翘倾的鞍部进一步充注到长春岭北部地区，只是充注的油气量已经相当小。因此，双城地区主要的勘探方向仍然应该主要锁定在王府凹陷的北坡和西部地区，其相对油气丰度应明显高于东部和南部地区。

现实中仍有很多不可规避的问题需要加以重视。双城地区的油气资源规模有多大，在后期构造变动调整的过程中捕获了多少、散失了多少乃至最后剩余多少，这对于研究区的剩余资源前景至关重要；长春岭背斜是否充注过大量天然气，油气充注与气藏形成的先后顺序等，均直接影响到双城地区的油气成藏过程，如果长春岭形成过油藏，且形成时间早于气藏，至少可以说明双城地区的青一段泥岩曾经产生过大量的烃类物质，即使现在长春岭背斜上没有大规模连片的油藏出现，在王府凹陷的北坡、西坡甚至南坡仍然有发现油气规模富集区的可能，有待进一步深入研究。

图11 朝长—双城地区油气成藏模式图Fig.11 Hydrocarbon accumulation pattern in Chaochang-Shuangcheng area

4 结论

(1)王府凹陷作为一个独立的小型向斜区，其烃源岩具备一定的生排烃能力，在平面上北坡油气相对富集，纵向上以FⅠ油层为主力富集层位。

(2)双城地区砂体以北东向展布为主；断裂北东向和北西向，两者匹配构成主要的输导体系，当两者小角度相交时以输导为主；当两者大角度相交时以遮挡成藏为主，在断层下盘易形成油气聚集。

(3)油气首选向王府凹陷的北坡运聚，南坡成藏条件较差，水层较多，王府凹陷北坡应该是主要的勘探有利区。