周 洋，張美華，黃 蘭，王春華

（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春 130062）

松遼盆地登婁庫—永安地區(qū)油氣成藏模式研究

周 洋，張美華，黃 蘭，王春華

（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春 130062）

摘 要：在已了解的松遼盆地登婁庫—永安地區(qū)構造和沉積演化特點的基礎上，利用現有鉆井的巖心資料、測井資料和地震資料，對該地區(qū)的成藏模式特征從運移方式和生儲蓋空間組合兩個方面上進行了研究和分類，分析了各自形成的主控因素。研究表明，該區(qū)域地層具有斷坳雙層結構，按油氣運移類型劃分，在斷陷期主要發(fā)育兩種油氣成藏模式，分別為原生油氣成藏模式和次生油氣成藏模式；在坳陷期主要發(fā)育次生油氣成藏模式和混生油氣藏。從儲層與烴源巖的空間組合上來看，區(qū)域內主要發(fā)育有上生下儲、下生上儲和自生自儲這三種油氣成藏模式。形成這些不同成藏模式的主要因素是該區(qū)深至基底的大型斷裂構造和繼承性斷裂、反轉構造以及固有沉積環(huán)境等。

關鍵詞：松遼盆地；油氣成藏模式；原生油氣藏；次生油氣藏；混生油氣藏；基底斷裂

隨著能源需求的日益增長，石油與天然氣的勘探開發(fā)的需求在增加，但難度也在不斷增加，特別是針對構造情況復雜，成藏形式多樣的地區(qū)，提高鉆探效率和勘探精度的需求日益增加。油氣成藏模式是對油氣成藏要素（從源巖到圈閉）在時間及空間上匹配關系的概括與總結[1]。通過研究油氣成藏模式，總結其特點及形成原因，可以進一步了解工區(qū)油氣分布的規(guī)律并且為下一步預測油氣勘探方向提供理論依據。松遼盆地登婁庫—永安地區(qū)的油氣成藏模式相對多樣，本文通過油氣來源途徑的不同以及生儲蓋空間組合兩種方式對其進行了分類，并分析了形成不同油氣成藏模式的主控因素，從而系統(tǒng)的闡述了該區(qū)的油氣富集規(guī)律。

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1　區(qū)域地質概況

1.1區(qū)域構造背景

松遼盆地是以海西褶皺帶為基底，位于內蒙地軸以北、興蒙地槽系與吉黑準地槽系褶皺的結合部分，基底是拼湊而成的大型不對稱中、新生代斷陷盆地。而登婁庫—永安地區(qū)位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)與東南隆起區(qū)的交界處，發(fā)育斷陷層和坳陷層兩套層系[2]。斷陷期地層主要分布在伏龍泉次凹、王府斷陷、社里斷陷和洪泉斷陷中，洪泉斷陷斷陷期僅發(fā)育火石嶺組，其余斷陷中斷陷期地層發(fā)育齊全；坳陷層系發(fā)育泉頭組至嫩江組，嫩江組沉積后，受區(qū)域壓扭應力場的影響，該區(qū)開始發(fā)生反轉抬升，登婁庫背斜帶遭受剝蝕，局部缺失泉四段以上地層。斷陷層主要發(fā)育火石嶺組、沙河子組、營城組三套烴源巖，坳陷層發(fā)育青山口組烴源巖，總體上形成了以斷、坳兩套烴源巖為基礎的深部原生成藏組合、中部次生成藏組合和淺部次生（上生下儲）成藏組合。

1.2區(qū)域地層發(fā)育特征

登婁庫—永安地區(qū)與松遼盆地其它大部分地區(qū)一樣，發(fā)育斷、坳兩套地層層系，其中主要發(fā)育中生界，缺失第三系，自下而上發(fā)育下白堊統(tǒng)火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組，上白堊統(tǒng)青山口組、姚家組、嫩江組[3]。斷陷期為早白堊世火石嶺期—營城期早期，在這一時期暗色泥巖發(fā)育，夾少量煤、煤線及火山巖，近源粗碎屑沉積豐富。從地震剖面分析，斷陷期地層最厚可達4 600 m，一般在1 500～2 000 m左右。自早白堊世營城期晚期開始進入坳陷期，在晚白堊世為坳陷型盆地的鼎盛時期，受松遼大湖盆兩次湖侵影響，泥巖顏色自下而上出現兩次紅—黑變化，沉積物呈下粗上細的正旋回特征。由于受到構造演化及古氣候變遷等諸因素綜合影響，登婁庫—永安地區(qū)主要發(fā)育中生界，缺失第三系。

2　成藏模式研究

2.1原生油氣成藏模式研究

原生油氣成藏模式是指在油氣成藏系統(tǒng)劃分中，成藏系統(tǒng)內部烴源巖生成的油氣運移至系統(tǒng)內部儲層圈閉中聚集成藏而形成的一種油氣藏模式[4]。從生儲蓋空間組合上來說，屬于自生自儲。

生儲蓋組合：營城組與沙河子組烴源巖生成的油氣在營城組及沙河子組內部儲層圈閉中聚集成藏即構成了原生油氣藏。以沙河子組和營城組深湖—半深湖相暗色泥巖為源巖和蓋層，水下扇、扇三角洲砂體為儲層構成的近烴源自生自儲式成藏組合，該套成藏組合分布廣泛，儲量蘊藏豐富（圖1、圖2）。

形成原因：登婁庫—永安地區(qū)主控斷裂的陡部火石嶺組、沙河子組、營城組均發(fā)育近岸水下扇體，扇中及扇端砂體直接與烴源巖對接，可優(yōu)先捕獲油氣，形成原生油氣藏。

研究區(qū)東部的王府斷陷，受王府斷層控制，為一西斷東超單斷箕狀斷陷，斷陷緩坡部位王府1井與火石嶺組上部獲得工業(yè)氣流，證實了深部原生氣藏的存在（圖3）。

伏龍泉次凹位于研究區(qū)西南部，受伏龍泉斷層控制，為一東斷西超單斷箕狀斷陷，次凹淺部（泉一段和登婁庫組）發(fā)育南、北兩個大型背斜構造，鉆井證實背斜構造中均聚集成藏，并已發(fā)現了伏龍泉氣田，證實了深部有優(yōu)質烴源巖。在次凹深部扇三角洲前緣砂體與烴源巖形成良好配置，而且在鄰近烴源區(qū)的緩坡部位存在大型斷背斜構造，可形成原生氣藏（圖4）。

社里斷陷位于研究區(qū)北部，斷陷地層較為發(fā)育，斷陷結構與伏龍泉次凹較為相似，受社里斷層控制，為一東斷西超單斷箕狀斷陷。SN360井在登婁庫組獲得工業(yè)氣流，泉一段多層獲天然氣流，證實了深部烴源的資源潛力，若深部存在有利圈閉即可聚集成藏（圖5）。

圖1　過SN361-SN360-SN362井油氣成藏模式分布剖面圖

圖2　過D103-D111-SN360井油氣成藏模式分布剖面圖

2.2次生油氣成藏模式研究

次生油氣成藏模式是指在成藏系統(tǒng)（或成藏組合）劃分中，一個成藏系統(tǒng)中烴源巖生成的油氣沿斷裂或不整合面運移至另外一個成藏系統(tǒng)中聚集而形成的一種油氣藏類型[5]。形成次生油氣藏一般具備以下三個條件：①油氣來源，即深層是否存在烴源巖或油氣藏；②油氣運移通道，是否有控源斷裂的存在；③上部是否具有油氣重新聚集的儲蓋及圈閉條件[6]。

2.2.1上生下儲次生油氣成藏模式

在登婁庫—永安地區(qū)上部區(qū)域存在上生下儲的次生成藏模式。油氣分布依附中、下部成藏系統(tǒng)，是承接中、下部油氣藏改造破壞后二次乃至三次運移而形成的次生油氣藏。生儲蓋空間組合上來看，是以青一段和青二段為烴源巖，泉頭組三、四段河流相砂巖為儲層，泉三、泉四段河道間泥巖及青山口組區(qū)域穩(wěn)定發(fā)育的泥巖為蓋層的成藏組合。

圖3　王府斷陷油氣成藏模式分布剖面圖

圖4　伏龍泉斷陷油氣成藏模式分布剖面圖

青山口組沉積期，松遼盆地進入較大范圍的水進，青一段、青二段發(fā)育大套半深湖、深湖相暗色泥巖，目前已處于成熟階段，是良好的烴源巖。登婁庫—永安地區(qū)緊鄰中央凹陷生烴中心，青山口組烴源巖為該區(qū)提供了良好的烴源基礎。

儲層特征：儲層巖性以中、細、粉砂巖為主，部分為含礫中、粗砂巖及粗砂巖，沉積微相為濱淺湖及河流相。成份成熟度低，結構成熟度中等—較高。由于埋藏淺，物性好，孔隙度一般均大于10%，多為20%～30%，滲透率變化較大，為1× 10-3～1 000×10-3μm2。淺部儲層處于成巖作用階段，孔隙類型以原生孔隙為主，伴有少量次生溶孔，為較好儲層，并且平面分布穩(wěn)定。

蓋層特征：蓋層為區(qū)域蓋層和局部直接蓋層，分別為青山口組大套穩(wěn)定泥巖和泉頭組內部的河流相紅色泥巖，除青山口組及泉三段上部泥巖分布較為穩(wěn)定，連續(xù)性稍好以外，一般泥巖厚度變化大，連續(xù)性差，封蓋性能差。

圖5　杜里斷陷油氣成藏模式分布剖面圖

形成機理：嫩江組沉積后，松遼盆地東南隆起區(qū)持續(xù)抬升，新近系沉積前，擠壓反轉，構造最后定型，持續(xù)的構造作用形成了大型穹窿背斜（登婁庫背斜帶），并產生大量斷層，斷裂作用使青山口組烴源巖與泉頭組砂體對接，為油氣運移提供了通道，青一段厚層泥巖起到了垂向封堵作用、形成良好蓋層，油氣得以在背斜及斷背斜圈閉中聚集成藏，同時，由于緊鄰生烴凹陷，青一段厚層泥巖在生排烴期形成異常高壓帶，致使油氣垂向運移至下部緊鄰的泉四段河道砂中聚集（圖6）。

2.2.2下生上儲次生油氣成藏模式

生儲蓋組合：本區(qū)內下部成藏系統(tǒng)中營城組與沙河子組烴源巖生成油氣，是下生上儲次生油氣成藏模式的主要烴源巖。儲層主要是登婁庫組和泉頭組一段和二段的河流相砂體。蓋層主要是泉頭二段上部和泉三段下部的淺湖相、三角洲平原泥巖及河流相泥巖。下部和中部的油氣藏遭受破壞后沿深大斷裂運移至上部成藏系統(tǒng)聚集而形成的油氣藏（圖1、圖2、圖3、圖4、圖5）。

形成機理：登婁庫—永安地區(qū)的生油巖主要分布在深層斷陷層系，因而在深層斷陷層系的有利位置先會形成原生油氣藏，但是由于本區(qū)的構造活動頻繁，特別是后期的構造反轉運動，使深層斷陷層系的油氣藏遭到破壞，油氣沿斷層向上運移，在淺層聚集成藏，形成次生油氣藏。

2.3混生油氣成藏模式

混生油氣成藏模式是指在成藏系統(tǒng)（或成藏組合）劃分中，一個成藏系統(tǒng)儲層中的油氣除了來源于自身成藏系統(tǒng)內部烴源巖，還有部分油氣通過斷裂或不整合面由另外一個成藏系統(tǒng)中的油氣運移至此成藏系統(tǒng)中，此模式下形成的油氣藏即為混生油氣藏[7]。

儲層特征：儲層巖性以含礫中、粗砂巖、中—細砂巖為主，局部為砂礫巖，孔隙度8%～22%，一般大于10%，滲透率0.01×10-3～200×10-3μm2。儲層埋深約900～1 600 m。儲層巖石處于成巖作用后生作用階段的早中期，不同構造部位的成巖作用差異較大?？紫额愋椭写紊紫逗吭黾樱紫蹲冃?，偶見裂隙。儲層非均質性較強，中高—中低孔滲，為常規(guī)儲層向致密儲層過渡的儲層類型。

蓋層特征：蓋層主要是泉一、二段和登婁庫組中各砂組、砂層之上直接覆蓋的局部泥巖，厚度5～44 m，一般為15 m，平面展布范圍亦較有限，但其封閉性能較好。另據地層壓力系統(tǒng)分析，1 200～1 500 m左右為地層壓力過渡帶，此過渡帶可作為中深部組合的封隔層，對下部油氣起到了封閉作用。

形成機理：本區(qū)中部成藏系統(tǒng)（登婁庫組上部及泉一段下部層段）以登婁庫組淺湖相三角洲前緣砂體和泉一段河流相砂體為儲集巖，淺湖相、三角洲平原泥巖及河流相泥巖為蓋層，以沙河子組、營城組為主力源巖，登婁庫組為次要源巖。既接收下部成藏系統(tǒng)向上運移聚集的次生油氣，又有中部成藏系統(tǒng)內部生成的原生油氣，構成混源式成藏組合（圖1、圖2、圖3、圖4、圖5）。

圖6　登婁庫—永安地區(qū)上生下儲次生油氣成藏模式圖

3　結論

（1）登婁庫—永安地區(qū)從油氣運移特點上來看，油氣成藏模式主要發(fā)育三種類型：原生油氣成藏模式、次生油氣成藏模式和混生油氣成藏模式。細化來說，在斷陷期主要發(fā)育原生油氣成藏模式和下生上儲次生油氣成藏模式；在坳陷期主要發(fā)育上生下儲次生油氣成藏模式和混生油氣藏。

（2）登婁庫—永安地區(qū)從生儲蓋組合上來看可以分為三種類型：自生自儲，上生下儲，下生上儲。

（3）在登婁庫—永安地區(qū)原生油氣藏的形成主要是由于近岸水下扇體，扇中及扇端砂體直接與烴源巖對接，可優(yōu)先捕獲油氣，形成原生油氣藏。下生上儲次生油氣成藏的形成是由于后期的構造反轉運動，使深層斷陷層系的油氣藏遭到破壞，油氣沿斷層向上運移。而上生下儲次生油氣藏的形成則主要是由于青一段厚層泥巖緊鄰生烴凹陷在生排烴期形成異常高壓帶，致使油氣垂向運移至下部緊鄰的泉四段河道砂中聚集?；焐蜌獬刹啬Ｊ降男纬芍饕怯捎诒緟^(qū)中部成藏系統(tǒng)既接收下部成藏系統(tǒng)向上運移聚集的次生油氣，又接收中部成藏系統(tǒng)內部生成的原生油氣。

參考文獻：

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中圖分類號：TE122.3

文獻標識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2014.01.046

收稿日期：2013-03-06；改回日期：2013-12-19

第一作者簡介：周洋，女，1986年生，助理工程師，2009年畢業(yè)于成都理工大學能源學院，主要從事石油地質研究工作。

文章編號：1008-2336（2014）01-0046-06

Study on Hydrocarbon Accumulation Models in Denglouku-Yongan Area of Songliao Basin

ZHOU Yang, ZHANG Meihua, HUANG Lan, WANG Chunhua
（Exploration and Development Research Institute, Northeast Oil & Gas Branch, SINOPEC, Changchun Jilin 130062, China）

Abstract:Basing on the understanding about the tectonic and sedimentation evolution characteristics in Denglouku-Yongan area of Songliao Basin, study on hydrocarbon accumulation model has been conducted on the basis of coring, logging and seismic data, with focus on hydrocarbon migration ways and spatial combination of source rocks, reservoirs and cap rocks. In addition, the main controlling factors on hydrocarbon accumulation have been analyzed. The study results indicated that the stratigraphy in this area are characterized by double faulted sag structure, developed during rifting stage and depression stage in work area. During rifting stage, there are two hydrocarbon accumulation modes, including primary oil and gas reservoir formation and secondary oil and gas reservoir formation. During depression stage, secondary oil and gas reservoir formation and mixed oil and gas reservoir formation pattern are dominated in this area. On the basis of spatial combination of source rocks, reservoirs and cap rocks, there are three kinds of oil and gas reservoir formation models, including upper generation and lower reserving, upper reserving and lower generation, and generation and reserving in situ. The main controlling factors for so many different kinds of oil and gas reservoir formation models in this area are mainly large scale faults extending into basement, the inherited faulted structures, reversed structures, and the particular sedimentary environments.

Key words:Songliao Basin; hydrocarbon accumulation models; primary oil and gas reservoirs; secondary oil and gas reservoirs; mixed oil and gas reservoirs; basement faults