源外隆起区输导脊对油气运聚成藏的控制作用—以大庆长垣杏北地区扶余油层为例

孙同文^{1, 2}，付广¹，王芳³，张鲁庭⁴，席国兴³，吕延防¹

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆，163318；

2. 中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，湖北 武汉，430074；

3. 大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江 大庆，163511；

4. 中国石油辽河油田勘探开发研究院，辽宁 盘锦，124000)

摘要：大庆长垣杏北地区扶余油层是源外油气运聚成藏的一个典型实例，查明其成藏规律，可以为区域油气勘探部署服务和国内外同类研究参考。通过综合分析油气来源、构造特征及断裂－砂体匹配的关系，并应用地层原油高压物性数据和井壁取心等资料进行运移示踪。结果表明：输导脊对油气成藏具有重要的控制作用。研究区油气来自西侧齐家凹陷南部青山口组一段源岩，生、排油高值区分别位于西北和西南部；油气运移共存在3类优势通道，分别是西北斜坡区断层－岩性输导脊、中央背斜轴部背斜－岩性输导脊和西南斜坡区岩性输导脊，其中，中央背斜轴部的输导脊是最优越的油气运移通道。受输导脊控制，油气主要在背斜轴部附近及西部陡坡带发生运移，而东部缓坡带不发生运移；油气主要沿输导脊富集成藏，背斜轴部局部构造高点和西南斜坡区反向断层下盘是油气富集的主要部位。

关键词：输导脊；油气运移通道；扶余油层；杏北地区；大庆长垣

中图分类号：TE122.1          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)12-4308-09

Control effect of transporting ridge in hydrocarbon accumulation in uplift area outside of source area: A case study of Fuyu oil layer in Xingbei Region, Daqing placanticline

SUN Tongwen^{1, 2}, FU Guang¹, WANG Fang³, ZHANG Luting⁴, XI Guoxing³, L Yanfang¹

(1. College of Earth Sciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;

2. Key Laboratory of Tectonics & Petroleum Resources, Ministry of Education,

China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;

3. Fourth Oil Recovery Plant of Oil Field Corporation, Ltd., Daqing 163511, China;

4. Research Institute of Petroleum Exploration & Production, Liaohe Oilfield Company of CNPC, Panjin 124000, China)

Abstract: Fuyu oil layer in Xingbei Region of Daqing placanticline is a typical example of hydrocarbon migration and accumulation outside of source area, identifying the accumulation rule can refer to the regional hydrocarbon exploration services and the deployment of a similar study domestic and foreign. A comprehensive analysis of petroleum sources, tectonic character and matching relation between faultsand body was made. And physical properties data of in-place oil in high pressure and sidewall coring data were used as migtation “tracers”. The results show that hydrocarbon resource is Mermber 1 of Qingshankou Group in southern Qijiagulong Depression and high value area sof hydrocarbon generation and expulsion located in northwest and southwest to study area respectively. The three kinds of advantage migration channels respectively are fault-lithological transporting ridge in northwest slope zone, anticline-lithological transporting ridges in central anticline axial region and lithological transporting ridges in southwest slope zone. Among them, the most advantage migration channels are anticline-lithological transporting ridges in central anticline axial region. Oil and gas mainly migrate around anticline axial region and western steep slope belt, but not in eastern gentle slope belt, with the restriction of transporting ridges. Oil and gas reservoirs are formed mainly along transporting ridges. Main enrichment sites are local structural highs in anticline axial region and the footwall area of antithetic fault in southwest slope zone.

Key words: transporting ridge; migration pathway; Fuyu oil layer; Xingbei Region; Daqing placanticline

关于油气二次运移的研究表明，有70%以上的油气藏位于其运移的优势通道方向上^[1]，因此在油气运移的学科研究中，优势通道的分析是一个重要内容。构成油气运移优势通道的可以是断层、不整合面和高孔渗的输导层^[2]。国内外众多学者通过物理模拟^[3-4]及数值模拟^[5-6]证实，油气发生运移的优势通道空间可能只占据整个输导层的1%~10%，而输导层中的优势通道空间主要受高渗透性带和构造“脊”控制^[7-9]，为此，李思田^[10]提出了输导脊的概念，即由构造脊与高渗透性输导层相匹配形成的输导通道。在浮力作用下，油气首先向砂体输导层顶面运移，然后再向输导脊汇聚，最终沿输导脊作长距离的侧向运移^{[8, 11]}，输导脊运移是油气成藏的关键过程，没有油气的脊运移阶段，就不可能形成具有经济价值的油气藏^[8]。扶余油层是大庆长垣下一步重要的储量接替层位，但目前关于油气来源与运移通道仍旧存在矛盾和争议，主要集中于以下2种观点：一种认为油气来自长垣自身青一段源岩，在超压作用下经断裂垂向“倒灌”排烃成藏^[12-13]；另一种认为油气来自两侧生油凹陷，经输导层侧向运移成藏^[14-15]。油气来源及运移路径是成藏分析的关键，直接制约着人们对成藏规律的认识，本文作者从大庆长垣北部主力含油构造－杏北背斜带入手，在确定油气来源基础上，重点分析了输导脊作为优势运移通道对油气成藏的控制作用，并利用地层原油高压物性及井壁取心数据进行了验证，合理地解释了研究区油气“西好东差”的分布原因，以期为杏北地区乃至整个大庆长垣扶余油层的下一步勘探部署提供指导，并为国内外同类研究工作类比参考。

1  地质概况

图1所示为大庆长垣杏北背斜带区域位置(a)及剖面形态(b)。大庆长垣是松辽盆地中央拗陷区中心的一个大型背斜带，为一完整背斜，总体轴向北北东向，共由7个局部背斜构造组成，由北向南分别为：喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、高台子、太平屯、葡萄花和敖包塔背斜。杏北地区位于杏树岗背斜北部，东邻三肇凹陷安达向斜，西接齐家凹陷南部地区，南为高台子和太平屯背斜，北为萨尔图背斜，面积约为350 km² (图1(a))。杏北地区整体为一不对称背斜，轴向向西偏转，西翼构造较陡、东翼构造较缓而背斜轴部相对平坦，分为西部陡坡带、中央背斜带和东部缓坡带3个构造单元(图1(b))。

图1  大庆长垣杏北背斜带区域位置(a)及剖面形态(b)

Fig. 1  Regional location(a) and sectional shape(b) of Xingbei anticline in Daqing placanticline

杏北地区主要发育中、新生代沉积盖层，自下而上依次为下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组，上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组，以及古近系依安组，新近系大安组、泰康组和第四系。在区域构造应力场控制下经历了多期构造演化，在嫩江组末期隆起形成雏形，明水组沉积末期反转作用加强、幅度进一步增大，古近纪末最终定型^[16]。

杏北地区扶余油层断裂(T₂断层系)非常发育，主要为近NW向正断层，平均断裂密度为1.3条/km²，平面上小规模断层以密集条带状分布，剖面呈“V”字或“Y”字型组合(图1(b))。扶余油层共分为FⅠ，FⅡ和FⅢ 3个油组，研究区目前共钻探评井100口，其中工业油层29口、低产及油水层10口。

2  油气来源

油、源岩生物标志化合物及芳烃的核磁共振氢谱对比证实，大庆长垣扶余油层原油来自于上覆青山口组一段烃源岩^[16-17]，但处于大庆长垣北部的杏北背斜油气究竟是来自西侧的齐家凹陷、东侧三肇凹陷安达向斜还是大庆长垣自身的青一段源岩(图1(a))，目前争议较大^{[12-13, 18]}，根据杏北地区和安达向斜区青一段生油岩样品化验数据可知，此两地区的青一段源岩有机质丰度高、类型好(有机质质量分数＞2%，氯仿沥青“A” 质量分数＞0.2%)，但有机质热演化程度较低(R_o=0.5%~0.7%)，处于低成熟阶段，排除其作为烃源岩的可能，因此，油气只可能来自西侧齐家凹陷。

图2所示为大庆长垣北扶余油层油-岩对比(据文献[19])。齐家凹陷有机质热演化程度较高，中心部位R_o基本大于1.2%，向两侧斜坡区减小至0.7%~1.2%。通过C₂₇重排甾烷/规则甾烷、C₂₇ββ/(αα+ββ)甾烷、18α(H)-30-降新藿烷/C₃₀藿烷、17α(H)重排藿烷C₃₀藿烷等生物标志化合物油－岩对比表明，长垣北和齐家凹陷南部源岩的4个参数变化规律相近，具有亲缘关系(图2)，证实大庆长垣北部扶杨油层原油是齐家凹陷南部青一段烃源岩生成的，经侧向运移至长垣北杏北地区^{[17, 19]}。

图3所示为齐家南地区青一段源岩排油强度。在明确油气来源之后，进一步对齐家凹陷南部青一段烃源岩生、排油强度进行了计算(图3)，由结果可知，排油强度在杏北地区西北和西南分别存在2个高值区，其中，西北部排油强度达400~1 280 t/km²，西南部排油强度达400~560 t/km²，均可以成为杏北地区扶余油层的主要油气来源区。相比之下，西北部排油强度更大，在供油能力上更具优势；西南部高值区排油强度稍弱，但距研究区更近，在供油距离上更为有利。

图2  大庆长垣北扶余油层油-岩对比(据文献[19])

Fig. 2  Oil-rock correlation of Fuyu oil layer in northern of Daqing placanticline (from Ref. [19])

图3  齐家南地区青一段源岩排油强度

Fig. 3  Oil drain strength of K₂qn¹ in southern of Qijia region

生排烃史研究表明，齐家凹陷青一段源岩在嫩三段沉积初期开始成熟，嫩江组沉积末期开始排烃，明水组沉积末期－依安组沉积初期进入排烃高峰期^[20]。

3  输导脊类型及油气运移示踪分析

3.1  输导脊类型

图4所示为杏北地区扶余油层断－砂分布及输导脊展布(FⅠ1小层沉积相)，图5所示为杏北地区扶余油层油气输导脊类型模式图。杏北地区扶余油层沉积于松辽盆地沉陷期，主要受北部拜泉物源控制，为浅水湖泊-三角洲沉积体系，以窄条带状分流河道、席状砂和决口沉积发育为典型特征^{[15, 21]}。多期条带状砂体错叠连片，砂岩厚度达到20~60 m，孔隙度多分布在10%~20%，砂地比值普遍在20%~30%，砂岩输导层几何连通性和流体连通性均较好^[22]。

“构造脊”是指正向构造同一岩层面上最高点的连线，与生烃凹陷相联系的构造脊是油气运移的重要主通道类型^[23]，而构造脊与高渗透性砂岩输导层相匹配形成输导脊才能成为油气运移输导通道^[11]。综合考虑烃源岩排油高值区位置、区域构造形态、背斜展布特征、砂岩和断裂分布规律等的匹配关系，总结出杏北地区扶余油层共发育3类油气输导脊(图4)，分别为断层－岩性输导脊、背斜－岩性输导脊和岩性输导脊。

1) 断层－岩性输导脊。断层－岩性输导脊的形成过程主要是由于正断层活动，在其下降盘一侧形成负地形，当断层侧向封闭性较好时，断层上升盘所保留的连通性砂体与断层一起形成脊状构造，即可成为油气侧向运移的优势通道(图5(a))。杏北地区扶余油层主要在西北角构造斜坡区发育此种输导脊类型，在此区域断裂连接源岩区和构造高点，断裂走向与斜坡倾向平行，沿断裂具备流体势梯度(图4中Ⅰ)。另外，扶余油层上升盘多期叠置砂体正好与下降盘青山口组泥岩对置，断层具有很好的侧向和垂向封闭性^[16]，可以成为高效的油气侧向运移通道，油气沿断裂走向向构造高部位运移。但是，在斜坡区发育的此类运移通道中途往往缺少遮挡条件，有利于运移而不利于油气聚集，如通道中部杏1-20-斜丙617井和杏萨9-斜3井仅见油气显示，而在高部位的杏1-330-822井和杏1-4-E917井形成工业油流；而当存在与输导脊斜交的遮挡断层时可以形成聚集，如杏11井(图4)。

2) 背斜－岩性输导脊。背斜－岩性输导脊是由背斜构造脊与连通性砂岩体共同组成的高效运移通道(图5(b))。杏北背斜带是在明水组末构造运动中发生褶皱式反转作用而形成背斜构造，总体走向为NNW向，西翼陡窄而东翼宽缓，背斜轴部自北向南逐渐向东偏移，北端直指源岩排油高值区，展布方向与分流河道砂体走向近于一致，二者组合形成非常优越的高效输导条件(图4中Ⅱ)。该类型输导脊是研究区最重要的油气运移通道，沿此输导通道目前钻探发现17口工业(低产)油流，并且杏69-1井和杏69井产能达40.2 t/d和18.6 t/d。

图4  杏北地区扶余油层断－砂分布及输导脊展布(FⅠ1小层沉积相)

Fig. 4  Fault-sandstone distribution and transportion ridge spreading of Fuyu oil layer in Xingbei region

图5  杏北地区扶余油层油气输导脊类型模式图

Fig. 5  Hydrocarbon transportion ridge type mode of Fuyu oil layer in Xingbei Region

3) 岩性输导脊。该类型输导脊是指由于沉积原因所形成的砂岩条带，油气沿其向上倾方向发生运移。此种运移通道主要形成于构造斜坡区，以条带状河道砂体为主，走向与斜坡倾向平行或近平行(图5(c))。杏北地区扶余油层河道走向为SN-NE向，岩性输导脊主要发育于西南角斜坡区，砂体走向与斜坡倾向近一致(图4中Ⅲ)，在此种情况下，砂体与断裂大角度相交或近垂直，并且此区大部分断裂为反向断层，对油气运移起阻挡作用，容易在反向断层下盘一侧形成断层－岩性油藏，如西南角斜坡区杏扶71-5井等14口工业(低产)油流井均为此种类型。

3.2  油气运移示踪分析

前人研究表明，原油密度等物性参数对流体活动极为敏感，当封闭条件较差，油气运移过程中以氧化作用为主时，随运移距离增加，原油密度、黏度由小变大，而在封闭条件较好，以层析作用占主导时，石油运移过程中重质组分受岩石吸附，沿运移方向密度和黏度由大变小^[24]。本次研究应用地层原油高压物性数据进行运移路径示踪分析。图6所示为杏北扶余油层地层原油高压物性数据变化。

应用杏北地区扶余油层14口工业油流井原油样品测试的地层原油高压物性数据(单次脱气气油比、原油密度和原油黏度)对3类输导脊进行运移示踪，结果表明：1) 沿西北斜坡区断层－岩性输导脊，自西北向东南构造高部位气油比逐渐增大，密度和黏度逐渐变小(图6，样品号1→4)；2) 沿背斜轴部背斜－岩性输导脊自北向南气油比逐渐增大，密度和黏度逐渐变小(图6，样品号5→10)；3) 沿西南斜坡区岩性输脊，自西南向东北，气油比逐渐增大，密度和黏度逐渐变小(图6，样品号14→10)。由此可以证实3类输导脊均为有效的油气运移通道。

图6  杏北扶余油层地层原油高压物性数据变化

Fig. 6  Formation oil PVT data changes of Fuyu oil layer in Xingbei region

4  输导脊对油气运聚成藏的控制作用

杏北地区扶余油层油气主要富集于西部陡坡带和中央背斜带北部，整个东部缓坡带基本无任何油气显示，油气分布表现出“西好东差”的特征。由于油气来源于西部且有效油气运移输导脊发育于背斜轴部和西部陡坡带，而东部缓坡带不发育，由此表明输导脊对油气运聚成藏具有重要的控制作用。

4.1  受输导脊控制，东部缓坡带不能发生油气运移

从目前杏北扶余油层已钻井来看，背斜轴部及以西钻遇多口工业(低产)油流井，而东部缓坡带大部分为水层或干层井，个别为解释油层，图7所示为杏北背斜扶余油层油气富集部位。为了进一步甄别是否发生油气运移，利用详实全面的井壁取心资料进行了验证。

井壁取心数据可以为地质家及测井分析提供直观的第一性资料，可以用来分析岩性及含油气情况^[25]，也可以根据其含油气情况分析是否发生油气运移^[26]。对杏北背斜带扶余油层东部缓坡带和背斜轴部南端共10口井268颗井壁取心样品的含油气情况进行了统计，表1所示为井壁取心含油气性情况统计数据。结果发现：有效的砂岩样品共242颗，均无任何油气显示，证实东部缓坡带的大部分区域和背斜轴部杏69井以南区域在成藏期未发生油气运移。

图7  杏北背斜扶余油层油气富集部位

Fig. 7  Hydrocarbon rich parts of Fuyu oil layer in Xingbei anticline

表1  井壁取心含油气性情况统计数据

Table 1  Sidewall core hydrocarbon potential of statistical data

在静水条件下，浮力是油气二次运移的主要动力，浮力作用的外在表现主要为油气由高势区向低势区运移，且优先选择阻力最小的路径^[2]。对杏北地区而言，油气优先沿背斜轴部输导脊由北向南运移，然而，西北角斜坡区断层－岩性输导脊和西南角斜坡区岩性输导脊均与轴部背斜－岩性输导脊发生交汇，当油气运移至背斜轴部输导脊后发生聚集或继续沿此输导脊运移，油气很难跨越背斜－岩性输导脊向相对高势的东部缓坡带运移，背斜轴部输导脊控制了油气运移的方向，造成东部缓坡带不能发生油气运移。

4.2  油气主要沿输导脊富集成藏

由前面分析可知，研究区扶余油层共存在3类油气输导脊，对应存在3个方向的运移路径，而油气基本都在输导脊上或其附近富集，具体表现为以下2种情况。

1) 背斜轴部局部构造高点油气最富集。位于背斜轴部的背斜－岩性输导脊是杏北地区扶余油层的最主要的油气运移路径，北端杏1-1-E919井－杏69井区为一地垒构造，是局部构造高部位，主要发育断层－背斜和断层－岩性圈闭。同时也是西北斜坡区断层－岩性输导脊和轴部背斜－岩性输导脊的交汇区，具备优越的运聚成藏条件，此区域是杏北地区扶余油层目前最主要的油气富集区，已钻成功井中有15口工业油流、2口低产油流和3口油水同层位于其内，占成功井总数51%，并且，杏69-1井和杏69井产能达40.2 t/d和18.6 t/d，是研究区目前最主要的产能贡献区(图7)。但是，如果输导脊上发育与其近垂直的大规模遮挡断层，油气运移将会终止。如背斜轴部杏69井南部发育一条SEE向延伸的断层，断距50 m，与近SN向河道砂匹配形成断层－岩性圈闭(图4)，目前在断层北部杏69井区已进行密井网生产开发，而断层以南区域无任何油气显示(图7，表2)。当然，中央背斜带南端无油气运聚也与其远离西北油源区有关。

2) 斜坡区反向断层下盘油气比较富集。油气田勘探实践证明，当砂岩与泥岩地层对接时，对接区域断层是侧向封堵的，而砂岩与砂岩对接区域断层侧向封堵能力取决于断层岩的排替压力，当达到断层所能封堵的烃柱高度上限后油气穿越断层继续侧向运移^[27-28]。杏北西南斜坡区岩性输导脊与反向断层近于垂直(图4)，反向断层下盘储层容易与上盘青山口组一段泥岩对接而侧向封堵，因而在下盘一侧油气相对富集。

图8所示为西南斜坡区典型油气运聚成藏剖面(剖面位置见图7)。由图8可见：由西南部运移来的油气，经f1和f2断裂遮挡后，下盘FⅠ油组上部与青一段泥岩对接区域形成遮挡，而FⅠ油组下部及FⅡ油组形成部分油气聚集后继续向上倾方向运移，此时杏7-丁2-斜更114井及杏扶70-3井在FⅠ和FⅡ油组均为工业油流；当运移受到f3断裂遮挡后下盘FⅠ油组下部和FⅡ油组完全与上盘FⅠ油组对接，油气则全部侧向运移进入上盘FⅠ油组，由杏扶70-2及杏扶70-1井可以看出，仅在FⅠ油组产油；当再继续向上倾运移受到f4断裂遮挡后，下盘FⅠ油组完全与上盘青一段泥岩对接，油气完全被遮挡而运移发生终止，上盘杏4-丁4-侧斜310井试油产水。在这种油气运移模式下，油气明显在反向断层下盘一侧聚集(图7和8)，目前西南斜坡区已井中有12工业油流井、2口低产油流和3口油水同层井，占成功井总数41%。同时，这种油气运聚成藏模式也说明西南部油源区的油气由于受上倾方向规模较大反向断层遮挡，无法运移至中央背斜带南端，从而导致失利(表1)。

图8  西南斜坡区典型油气运聚成藏剖面(剖面位置见图7)

Fig. 8  Typical hydrocarbon migration and accumulation section of southwestern slope

5  结论

1) 杏北地区扶余油层油气来自于西侧齐家凹陷南部青山口组一段源岩，源岩排油强度在杏北地区西北和西南部分别存在2个高值区，其中，西北部排油强度达400~1 280 t/km²，西南部排油强度达400~560 t/km²。

2) 杏北地区扶余油层共发育3类油气输导脊，分别为断层－岩性输导脊、背斜－岩性输导脊和岩性输导脊，是研究区油气运移的主要通道，其中背斜轴部背斜－岩性输导脊是最优越的输导通道。

3) 受输导脊控制，油气主要分布于背斜轴部附近及西部陡坡带，东部缓坡带基本无任何油气显示。油气主要沿着输导脊富集成藏，富集区主要有2个：一是背斜轴部北端局部构造高点，其邻近油源、构造圈闭发育且位于输导脊交汇区，是杏北地区最主要的产能贡献区，目前51%的已钻成功井位于其内；二是西南斜坡区岩性输导脊被反向断层遮挡的下盘一侧，41%的已钻成功井属此种类型。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2014-03-16；修回日期：2014-06-22

基金项目(Foundation item)：国家大型油气田及煤层气开发科技重大专项课题(2011ZX05007-002)；中国地质大学构造与油气资源教育部重点实验室开放基金资助项目(TPR-2012-08)(Project (2011ZX05007-002) supported by Special Major Project of Science and Technology of the Country's Largest Oil and Gas Fields and Coal-bed Methane Development Special Major Science and Technology; Project (TPR-2012-08) supported by the Open Fund of Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources (China University of Geosciences), Ministry of Education)

通信作者：孙同文(1984-)，男，甘肃武威人，博士，讲师，从事流体运移与保存条件研究；电话：13936754675；E-mail：stwpetrolchina@126.com