源下致密砂岩油的成藏特征及其主控因素--以松辽盆地南部大安地区扶余油层为例
本文利用岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段，研究了松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油的形成条件、成藏特征及其控制因素，探讨了源下致密砂岩油的聚集机制及成藏模式。研究发现，大安地区扶余油层成藏特征表现为五个方面：（1）砂岩储层致密，存在启动压力梯度；油来自于上覆的下白垩统青山口组一段，形成了紧密接触的上生下储式源储组合；根据层位差异可进一步分为叠置型源储组合和临近型源储组合，二者成藏模式存在较大差异。（2）圈闭边界不明显，石油呈“弥散式”分布，含油边界主要受岩性和物性控制，呈“多层叠置，单体成藏”的特点。（3）成藏动力主要为生烃增压产生的异常压力，呈幕式充注特点，主要成藏期为白垩系嫩江组末期和明水组末期。（4）石油分布具有“准连续分布、甜点富集”的特征；平面上，表现为连续含油特征，整个研究区的全部试油井（试油方式为压裂抽汲）均产油，但是产油量差异较大；垂向上，表现为多层叠置含油特征，层位高低对含油性影响不明显，甚至全井垂向连续含油。（5）油水分异差，无统一油水界面，构造高低对油分布和产能的控制作用不明显，存在多个油水界面和压力系统，甚至出现油水倒置。大安地区扶余油层致密砂岩油形成的主控因素主要为：（1）源储组合方式。扶余油层顶部与上覆青山口组优质源岩紧密接触形成叠置型源储组合，油气从烃源岩向储集层短距离运移而形成面式充注，但由于砂体发育较差，形成的致密砂岩油藏规模也极为有限；下部层位与烃源岩不能直接接触，形成源断裂沟通的近临型源储组合，油气以活塞式从烃源中心沿储集层横向推进式运移形成“油水倒置”型油藏，运移距离和路径受控于成藏动力大小和储层非均质程度好坏。（2）源-储剩余压差。致密储层以超压充注为主，源-储剩余压差（超压强度）为致密储层石油充注的主要动力，大安地区青一段超压强度约为10-14MPa，整体呈南低北高的分布趋势，是青一段烃源岩产生的油气提供向扶余油层运移的主要成藏动力，其分布范围控制石油运移范围及分布范围。（3）致密分流河道砂体。大安地区扶余油层的有效储层几乎全是（水下）分流河道砂体，致密砂岩油的分布受控于分流河道砂体的展布特征，分流河道砂体分布的边界就是致密砂岩油分布的外边界；致密砂岩油分布的非均质性受控于单期分流河道砂体及多期（或多支）分流河道砂体间的接触关系。大安地区扶余油层致密砂岩油形成机制包括两种类型：（1）源储叠置型。持续大面积弥散式充注，生烃增压作用为主要充注动力，源储间微裂隙为主要通道。（2）源储近临型.幕式点（线）横向推进式充注，油气沿油源断裂持续供给形成的储集层超压是油气运移的动力，储集层内部“甜点”储层为主要通道和聚集部位。
致密砂岩油藏 成矿模式 聚集机制
孙雨 邓明 马世忠 闫百泉 张金岩 赵丹
非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,东北石油大学,大庆,黑龙江 1633183;油气藏地质与开发工程国家重点实验室,西南石油大学,成都,四川,610500 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,东北石油大学,大庆,黑龙江 1633183
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青岛
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453-455
2015-06-01（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）