源外隆起区油气成藏与分布主控因素及模式——以松辽盆地杏北地区扶余油层为例

源外隆起区油气成藏与分布主控因素及模式——以松辽盆地
杏北地区扶余油层为例
付广;薛盼;孙同文;张利
【摘要】在油气藏类型及分布规律研究的基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对杏北地区扶余油层油气成藏与分布主控因素及模式进行了研究.结果表明,杏北地区扶余油层油气主要分布于中央背斜带北部和南西斜坡区.中央背斜带北部
扶余油层油气成藏与分布主控因素为:①断裂侧向输导为油气聚集提供了运移通道;②北部背斜构造高部位是油气聚集成藏的有利部位.南西斜坡区扶余油层油气成
藏与分布主控因素为:①水下分流河道砂体为油气侧向输导并聚集提供了运移通道；
②反向断裂规模控制着油气富集程度.油气成藏有2种模式:①断裂侧向输导背斜构造高部位油气聚集成藏模式,主要分布于中央背斜带北部；②砂体侧向输导反向断
裂遮挡油气聚集成藏模式,主要分布于南西斜坡区.
【期刊名称】《岩性油气藏》
【年(卷),期】2013(025)005
【总页数】5页(P13-17)
【关键词】源外;隆起区;主控因素;成藏模式;扶余油层;松辽盆地
【作者】付广;薛盼;孙同文;张利
【作者单位】东北石油大学,黑龙江大庆163318;东北石油大学,黑龙江大庆163318;东北石油大学,黑龙江大庆163318;中国石油辽河油田分公司兴隆台采油厂,辽宁盘锦124011
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.1
0 引言
杏北地区位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣杏树岗背斜北部，北与萨尔图背斜毗邻，西侧为齐家—古龙凹陷，东部为安达向斜和三肇凹陷，面积约330 km2。

主要发
育下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组地层，上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组地层，位于泉头组四段的扶余油层是研究区重要的油气产层。

目前在杏北地区已获得了多口工业油流井，充分显示出扶余油层具有良好的勘探前景。

然而，研究区扶余油层油气平面分布差异较大，油气主要分布于中央背斜带北部和南西斜坡区，二者之间地区和整个东部缓坡带很少有油气分布，这种油气在平面上分布的差异是何种因素造成的？油气成藏与分布受哪些因素控制？成藏模式如何？这些问题均是制约杏北地区扶余油层油气进一步勘探的关键。

虽然前人曾对三肇凹陷及其周边地区扶余油层油气成藏与分布作过大量研究和探讨，从油气“倒灌”运移条件及模式［1-6］、油气运移过程及模式［7-8］
和油气运移输导通道及对油气成藏的作用等方面［9-14］，总结了适合三肇凹陷
及其周边地区扶余油层的油气成藏规律，对指导该区扶余油层油气勘探起到了非常重要的作用，但对杏北地区扶余油层油气成藏与分布的主控因素及模式的研究相对较少。

因此，开展杏北地区扶余油层油气成藏与分布主控因素及模式研究，对正确认识其油气成藏规律和指导下一步油气勘探均具重要意义。

1 油气藏类型及分布规律
通过杏北地区中央背斜带北部和南西斜坡区扶余油层油藏解剖分析，杏北地区扶余油层油气藏类型主要有背斜、断层和断层-岩性油气藏等3种，其中以断层-岩性油
气藏最多，其次为断层油气藏，背斜油气藏最少。

扶余油层自上而下可分为扶Ⅰ（FⅠ）、扶Ⅱ（FⅡ）和扶Ⅲ（FⅢ）油层组。

杏北地区扶余油层油气纵向分布具有上油气下水的特征，油气主要分布于FⅠ油层组，其次为FⅡ油层组，FⅢ油层组最少，且FⅢ油层组以干层和水层居多（表1）。

平面上油气分布具有西好东差的特征，油气主要分布于中央背斜带北部和南西斜坡区，北西斜坡区油气较少，东部缓坡带基本无油气显示（图1）。

表1 杏北地区扶余油层油气纵向分布特征Table 1 Verticaldistribution ofoiland gasof Fuyu oil layer in Xingbeiarea油层组工业油流井/口油气显示井/口FⅠ 21 8 18 77 6 5 0 FⅡ11 2 47 31 27 9 1 FⅢ 2 0 19 4 34
13 1低产油流井/口油水同层井/口油气层井/口水井/口干井/口
图1 杏北地区扶余油层油气与构造分布关系图Fig.1 Relation between oildistribution and structures of Fuyu oil layer in Xingbeiarea
2 油气成藏与分布主控因素
通过油源对比发现［15］，杏北地区中央背斜带北部与南西斜坡区的油气均来自
齐家—古龙凹陷青一段烃源岩，但二者油气来源的部位不同（图2），中央背斜带北部油气主要从北西方向由齐家—古龙凹陷青一段烃源岩生成的油气“倒灌”运
移进入扶余油层并沿断裂侧向运移而来，而南西斜坡区油气主要从南西方向由齐家—古龙凹陷青一段烃源岩生成的油气“倒灌”运移进入扶余油层并沿河道砂体侧
向运移而来。

正是由于杏北地区中央背斜带北部与南西斜坡区扶余油层油气来源不同，因此它们油气成藏与分布的主控因素也不相同。

图2 杏北地区与齐家—古龙凹陷烃源岩区位置关系图Fig.2 Position relation between Xingbeiarea and source rock area in Qijia-Gulong Sag
2.1 中央背斜带北部扶余油层油气成藏与分布主
控因素
油气分布与油气成藏条件空间匹配关系研究表明，杏北地区中央背斜带扶余油层油气成藏与分布主要受两方面因素控制。

（1）断裂侧向输导为油气聚集提供了运移通道
图3 杏北地区扶余油层油气与断裂及砂体分布关系图Fig.3 Position relation among oiland gas,faultsand sand bodiesof Fuyu oil layer in Xingbeiarea
杏北地区扶余油层水下分流河道砂体呈近南北向展布，且具有大致相等的构造高程（图3），油气不能沿砂体向中央背斜带北部运移。

然而杏北地区扶余油层中的断裂展布方向与油气侧向运移方向一致（图3），且油气发生侧向运移时恰逢这些断裂活动开启（明水组沉积末期断裂发生反转活动），加之由齐家—古龙凹陷到杏
北地区存在高度差，可作为油气运移的强大动力［15］。

正是由于此种断裂的侧
向输导作用，齐家—古龙凹陷扶余油层中的油气从北西方向沿断裂侧向运移至中
央背斜带北部，目前中央背斜带北部扶余油层已发现的油气流井均分布于断裂输导油气通道上或其附近，而远离断裂输导通道区域则无油气分布（图3）。

这是因为圈闭只有位于断裂输导油气通道上或其附近，才能从北西方向由齐家—古龙凹陷
扶余油层获得油气并聚集成藏，否则其他成藏条件再好，也无油气聚集成藏，如西部中央背斜带北部和南西斜坡交叉处就是由于不存在断裂侧向输导条件，而无油气聚集成藏。

（2）中央背斜带北部构造高部位是油气聚集成藏的有利部位
中央背斜带北部扶余油层目前已发现的油气流井均分布于背斜构造高部位（图1），这是因为北部背斜构造高部位是油气运移指向区，从北西方向由齐家—古龙凹陷
扶余油层沿断裂运移而来的油气在浮力作用下侧向运移，并在有效圈闭中聚集形成了油气藏。

为什么油气仅在中央背斜带北部聚集，而南部无油气聚集呢？可能是随着油气远离油源区，沿构造脊向南运移的油气量逐渐减少，加之受北北西向断裂阻挡和砂地比降低的影响（图4），中央背斜带构造高部位南部几乎无油气聚集成藏。

因此，只有中央背斜带北部构造高部位才是从北西方向运移而来的油气聚集成藏的有利部位。

图4 杏北地区扶余油层砂地比分布图Fig.4 Distribution of ratio between sandstone and strata of Fuyu oil layer in Xingbeiarea
2.2 南西斜坡区扶余油层油气成藏与分布主控因素
油气分布与成藏条件空间匹配关系研究表明，杏北地区南西斜坡区扶余油层油气成藏与分布主要受以下两方面因素的控制。

（1）水下分流河道砂体为油气侧向输导并聚集提供了运移通道
杏北地区南西斜坡区扶余油层断裂展布方向为北北西向，与油气侧向运移方向垂直，未能起到对油气侧向运移的输导作用。

而水下分流河道砂体在南西斜坡区局部展布方向呈北北东向，与油气运移方向一致，可成为油气从南西方向的齐家—古龙凹
陷向南西斜坡运移的输导通道。

杏北地区南西斜坡区扶余油层目前已发现的油气流井均分布于水下分流河道砂体上或其附近（图3），这是因为只有分布于水下分流河道砂体上或其附近，才能从南西方向由齐家—古龙凹陷扶余油层获得油气而聚
集成藏，否则其他成藏条件再好也无油气聚集成藏，如南西斜坡区与中央背斜带北部之间的地区，由于油源与砂体输导体系不匹配，未发现油气藏分布。

（2）反向断裂规模控制着油气富集程度
齐家—古龙凹陷扶余油层中的油气向南西斜坡区沿砂体侧向运移的过程中，必然
受到北北西向断裂的遮挡，杏北地区南西斜坡区扶余油层目前发现的油气主要分布于反向断裂的下盘（图5），而且反向断裂断距越大，油气富集程度越高（图6）。

这是因为反向断裂下盘砂体往往与断裂上盘青一段泥岩对接，易形成侧向封堵，有利于油气聚集成藏。

反向断裂断距越大，上盘与下盘对接的青一段泥岩厚度越大，被上盘青一段泥岩所封堵的下盘砂体层数越多，使得在反向断裂下盘聚集的油气层数越多，油气富集程度越高，而上盘则油气聚集越少，甚至无油气聚集（图5）。

相反，反向断裂断距越小，上盘与下盘对接的青一段泥岩厚度越小，被上盘青一段泥岩所封堵的下盘砂岩层数越少，使得反向断裂下盘聚集的油气层数越少，油气富集程度越低，而上盘油气富集相对增多。

图5 杏北地区南西斜坡区扶余油层油藏剖面及成藏模式Fig.5 Reservoir section and oiland gasaccumulation model of Fuyu oil layer in the southwest of Xing beiarea
图6 断裂断距大小与油气富集关系图Fig.6 Relation between faultdis place ment and oil and gasenrichment
3 油气成藏模式
油藏解剖和油气分布与成藏主控因素空间匹配关系研究表明，杏北地区扶余油层油气成藏有以下2种模式。

（1）断裂侧向输导背斜构造高部位油气聚集成藏模式
该油气成藏模式主要发育于杏北地区中央背斜带北部，油气从北西方向由齐家—
古龙凹陷扶余油层沿断裂侧向向中央背斜带北部构造高部位运移，进入背斜、断层和断层-岩性等圈闭中聚集形成油气藏（图 7）。

图7 杏北地区中央背斜带北部扶余油层油藏剖面及成藏模式Fig.7 Reservoir section and oiland gasaccu mulation model of Fuyu oil layer in the north of centralanticline structure zone of Xingbeiarea
（2）砂体侧向输导反向断裂遮挡油气聚集成藏模式
该油气成藏模式主要发育于杏北地区南西斜坡区，油气从南西方向由齐家—古龙
凹陷扶余油层沿砂体侧向向南西斜坡区运移，上倾方向被反向断裂遮挡形成油气藏（图5）。

4 结论
（1）杏北地区扶余油层油气藏类型主要有背斜、断层和断层-岩性油气藏等3种。

油气纵向分布具有上油气下水特征，油气平面分布具有西好东差的特征，又以中央背斜带北部和南西斜坡区油气更为富集。

（2）中央背斜带北部扶余油层油气成藏与分布主控因素为：①断裂侧向输导为油气聚集提供了运移通道；②北部背斜构造高部位是油气聚集成藏的有利部位。

（3）南西斜坡区扶余油层油气成藏与分布主控因素为：①水下分流河道砂体为油气侧向输导并聚集提供了运移通道；②反向断裂规模控制着油气富集程度。

（4）杏北地区扶余油层油气成藏有2种模式：①断裂侧向输导背斜构造高部位油气聚集成藏模式；②砂体侧向输导反向断裂遮挡油气聚集成藏模式。

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