伊通西北缘古近系油气成藏模式及富集因素

伊通盆地西北缘古近系油气成藏模式及富集因素

蔡长娥1，2，刘震1，邱楠生1，2，贺君玲3，宋立斌3，张胜斌1

1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室

2.中国石油大学（北京）盆地与油藏研究中心

3.中国石油吉林油田公司勘探开发研究院吉林松原

基金项目：国家油气专项《岩性地层油气藏项目》（2011ZX05001）

摘要：经过前期勘探证实伊通盆地西北缘为一油气富集带。由于西北缘地质条件复杂，成藏条件差异大，成藏模式具有多变性，油气富集因素认识不清，导致伊通盆地西北缘进一步勘探遇到新的困难。本文通过对已知油藏解剖，同时结合构造演化特征、断裂活动期次、油气充注期次、烃源岩演化等因素综合分析划分出不同类型的油气成藏模式；并对比分析已知油气藏和落空井的成藏条件差异性，确定油气的主控因素，进一步明确油气相对富集的关键因素。本文将伊通盆地西北缘古近系划分为四类成藏模式即（1）具有半花状-近油源-油藏-早期成藏特点的伊59油藏形成模式；（2）具有伸展断块-近油源-油气藏-两期成藏特点的昌43油藏形成模式；（3）具有花状-远油源-油藏-晚期成藏特点的昌49油藏形成模式；（4）具有断层-岩性-远油源-油气藏-晚期成藏特点的昌14油藏形成模式。西北缘古近系成藏主控因素被认定为储集相和断层，提出了“优势相油气富集”新观点。油气成藏模式的划分、主控因素和富集规律的总结对伊通西北缘下一步油气勘探和目标预测具有重要的指导作用。

关键字：伊通西北缘；成藏模式；相-输二元主控；优势相富集

Model of Hydrocarbon Accumulation and Enrichment Factor of

Paleogene Reservoir in the North w estern Margin of YiTong Basin

Cai Change1,2, Liu Zhen1, Qui Nansheng1,2, He Junling3, Song Libin3, Zhang Shengbin1

1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of

Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;

2. Research Center for Basin and Reservoir, China University of Petroleum, Beijing,

102249;

3. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Jilin Oilfield Company,

Songyuan, Jilin, 138000, China

Abstract: Early exploration has proven that the northwestern margin of Yitong basin is a hydrocarbon enrichment zone. Further exploration has faced with new difficulties in the northwestern margin due to the complex geological conditions, large differences in hydrocarbon accumulation conditions, variability of accumulation model and the unclearness of hydrocarbon enrichment factors. By analyzing the known reservoirs and combining with comprehensive analysis on the structural evolution history, the fault activity periods, the inflow periods and evolution of source rock, different types of dynamic accumulation models are built; by comparison with the differences in

第一作者简介：蔡长娥（1986年），女，汉族，现为中国石油大学（北京）博士研究生，研究方向为油气藏形成

机理与分布规律。地址：北京市昌平区中国石油大学（北京）地球科学学院。邮政编码：102249。

accumulation conditions between known reservoirs and empty wells, the main controlling factors of the reservoirs are confirmed and the key factors of hydrocarbon enrichment are further clarified. In this paper, the models of hydrocarbon accumulation of Paleogene reservoirs in the northwestern margin of Yitong basin are classified into four types: Yi 59 accumulation model is characterized by semi-symmetry flower structure–near oil source-oil reservoir-early accumulation; Chang 43 accumulation model is characterized by the extensional faulted blocks–near oil source-oil and gas reservoir-two-stage accumulation; Chang 49 accumulation model is characterized by flower structure-far from oil source–oil reservoir-late accumulation; Chang 14 accumulation model is characterized by fault-lithologic reservoirs-far from oil source–oil and gas reservoir-late accumulation. The main controlling factors of Paleogene reservoirs in the northwestern margin are reservoir facies and fault. A new view of hydrocarbon enrichment due to dominant sedimentary facies is putting forward. The models of hydrocarbon accumulation, main controlling factors and enrichment regularities are significant guidance to the hydrocarbon exploration and target prediction of the northwestern margin of Yitong basin.

Key words:Northwestern margin of Yitong basin; model of hydrocarbon accumulation; facies-fault controlling; enrichment by dominant sedimentary facies

0 引言

我国东部陆相断陷盆地经过多年的勘探实践，断陷盆地的油气成藏模式及富集因素在理论上取得重大突破，在实践上获得重大发现。胡见义（1986）[1]提出了“复式油气聚集带理论”；林畅松等（2000）[2]在研究渤海湾盆地时指出构造坡折带是油气藏形成的极为有利部位；杜金虎(2003)[3]通过深入研究二连盆地指出隐蔽油藏与构造油藏形成和分布遵循“互补性”原理；庞雄奇（2003）[4]总结出济阳坳陷岩性油藏三元成因模式；李丕龙等（2004）[5]系统分析了“相”，“势”在油气成藏中的作用及耦合关系，提出了断陷盆地“相势控藏”理论；赵文智（2004）[6]提出了富油气凹陷“满凹含油”理论；邹才能（2005）[7]提出了以储集相为核心的“相控论”；刘震等（2006）[8]在针对二连盆地的隐蔽油气藏形成和分布时提出“多元控油-主元成藏”新观点；张文朝（2008）[9]建立了断陷盆地“相-势-导”成藏模式。这一系列认识和新观点不仅在指导我国陆相断陷盆地的油气勘探中起到了重要作用，也大大丰富了我国以陆相生油为主线的石油地质理论。

近年来，伊通盆地油气成藏过程和富集因素的研究也取得很大进展。周景田等（1990）[10]指出三角洲相及浊积岩相为岔路河拗陷有利的沉积相带，盆内中部斜坡和南东隆起区是最优越地带（区）；童亨茂（2002）[11]认为西北缘边界断裂是一走滑性质的断裂，对盆地的形成和演化起着控制作用；童亨茂等（2002）[12]提出伊通地堑构造样式的差异是造成不同断陷具有独特油气分布规律的主导因素；石兰亭等（2007）[13]分析认为莫里青断陷的构造型油气藏受地温-地压系统控制，而岩性油气藏不受地

温-地压系统控制；董清水等（2008）[14]通过研究岔路河断陷南部的油气成藏规律，明确边缘控盆断裂与盆内次级断裂的导运作用是纵向上油气成藏的关键因素；苗洪波等（2009）[15]认为盆地演化后期的挤压或压扭构造事件对油气的生成、运移、聚集起到重要作用；陈红汉等（2009）[16]通过对岔路河断陷流体包裹体样品系统分析，确定了三个重要的油气成藏期；吴欣松等（2010）[17]提出围岩生烃条件和砂体物性条件是莫里青断陷双阳组岩性油气藏成藏主控因素。

由于伊通盆地是在郯庐断裂带基础上发展起来的新生代断陷盆地，西北缘处于走滑背景条件下，复杂的构造叠加样式导致成藏分布复杂化，盆地早期由伸展走滑向晚期挤压走滑的转换对成藏过程的影响还不太清楚，已有的莫里青断陷的成藏模式不能套用到岔路河断陷，因此需要结合生储盖组合、断裂演化、圈闭和成藏期次等因素重新认识成藏模式。另一方面，近期内伊通盆地西北缘大多数探井钻探效果不理想，并没有获的重要的发现，因此亟需进一步认识和总结伊通西北缘油气成藏主控因素和油气富集规律。

本文针对上述主要问题，从伊通西北缘已知油藏解剖出发，同时结合构造演化特征、断裂活动期次、油气充注期次、烃源岩演化等因素综合分析划分不同的动态成藏模式。通过对比分析已知油气藏和落空井的成藏条件差异性，确定油气成藏的主控因素，并进一步筛选油气相对富集的关键因素。

1 区域地质概况

伊通盆地位于长春和吉林两地之间，是吉林省境内的中、新生代盆地。它呈北东45o～55o方向狭长展布，由南至北隶属于梨树、伊通、双阳、永吉等县。盆地南北长达300km，东西宽5km～20km不等，面积近2400km2[18]。根据基底性质和充填地层的区域特征，伊通地堑可以划分为岔路河断陷、鹿乡断陷和莫里青断陷3个一级构造单元及10个二级构造单元（图1）。

图1 伊通盆地构造位置图

Fig.1 Tectonic location of Yitong basin

伊通盆地主要发育新生代地层，侏罗系、白垩系只在岔路河断陷内零星分布；盆地沉积充填厚度表现为西北厚、东南薄，厚度2000m～6000m；地层岩性主要为砂砾岩、砂岩、粉砂岩和灰色、灰绿色泥岩。从下自上古近系依次发育始新统的双阳、奢岭和永吉组地层，古近系渐新统依次发育万昌和齐家组地层，新近系中新统发育岔路河组地层，以及第四系地层。

伊通盆地自下而上主要发育双阳组、奢岭组和永吉组三套暗色泥岩地层，为盆地主要的烃源岩。伊通盆地西北缘主要发育近岸水下扇、扇三角洲等储集体，近岸水下扇在伊通西北缘非常发育，其平面分布范围广，纵向发育层位多，多期扇体叠合，成藏期储集物性好，油气储量大。伊通盆地内古近系双阳组、奢岭组和永吉组层段中，发育广泛、连续和厚度大的暗色泥岩；三套烃源岩的广泛发育，不仅提供了丰富的油源，而且形成了良好的区域盖层，对油气藏的保护起着至关重要的作用；盆地深部泥岩盖层普遍发育超压，也具有超压封盖特征。

2 西北缘油气成藏模式划分

本文选取了莫里青断陷西北缘和岔路河断陷西北缘5个典型油气藏进行静态解剖，并针对关键成藏要素对岔路河断陷西北缘典型油气藏进行成藏过程综合分析，划分出不同类型的油气成藏模式。

2.1 油气藏基本特征

经勘探证实，伊通盆地西北缘已发现的油藏主要集中发育在莫里青断陷伊59区块和岔路河断陷昌43井区。本文重点分析西北缘59区块和昌43井区5个典型油气

藏的油藏类型、储层特征、圈闭特征、流体性质及温压性质等进特征，总结出西北缘

油气藏基本特征。

伊通西北缘油气藏特征主要表现为：①伊通盆地西北缘主要发育断层-岩性油气藏；②盆地西北缘走滑断裂带储层现今含油物性下限低，深层部分储层达到致密储层条件；③花状－半花状构造和深层伸展断块是西北缘有利的成藏圈闭，岔路河断陷昌49万昌组的花状构造，莫里青断陷伊59双阳组的半花状构造，岔路河断陷昌43、昌48、昌40等深层伸展断块均为有利的成藏圈闭；④岔路河西北缘油气藏表现早期注油，晚期充气的多期成藏特征；⑤从岔路河断陷典型井泥岩孔隙度剖面图看出，昌40井在3500m以下出现高幅度欠压实，昌43井在3000m以下出现高幅度欠压实，昌48井超压主要发育在奢一段以下(图2)，泥岩欠压实明显，发育超压，利于油气充注。

图2 岔路河断陷典型井泥岩孔隙度剖面图

Fig.2 Porosity profile of mudstone in typical wells of Chaluhe depression

2.2 典型油气藏形成过程综合分析

油藏的形成需要烃源岩、储集层物性、运移通道、充注动阻力和圈闭等多种地质要素及有利的物理化学动力条件配套，这些条件和要素相互影响制约，控制油气藏形成。本文以岔路河断陷昌43油藏为例，将油藏形成要素的演化过程按时间尺度进行配置，综合分析了岔路河断陷油藏的形成过程。

新安堡凹陷双一段烃源岩始新世早期开始沉积，始新世早期（约45Ma）时Ro达到0.5%进入早成熟阶段开始生油，邻近泥岩地层的有机酸生成并进入储层形成溶蚀孔隙，随着埋藏增加，泥岩盖层具备封闭能力，圈闭开始形成发育，充注动力逐步增大，开始进入有利充注窗口(图3)。

图3 昌43油藏形成要素演化综合图

Fig.3 Synthetical chart showing evolution of key elements contributed to the formation of

Chang-43 reservoir

始新世晚期（约35Ma）时Ro达到0.7%进入中成熟快速生油阶段，双阳组储层越过溶蚀窗口，孔隙度随着埋深增加开始减小至15%左右，高于临界物性，具备充注条件(图3)，圈闭持续发育，充注动力进一步增强，断层活动提供了运移通道，进入最为有利成藏阶段，是研究区的第一成藏期，也是最主要的成藏期。

渐新世（26Ma）时Ro达到1.0%进入大量石油生成阶段，中新世（约16Ma）处于湿气生成阶段。随着埋藏进一步增加，双二段储层孔隙度继续减小，在10%～15%左右，仍然具备充注条件，圈闭继续发育，充注动力较强，晚期生成的天然气充注圈闭，形成第二次天然气成藏(图3)。

2.3 成藏模式划分

通过对已知油藏静态解剖和动态成藏过程的研究，按照构造演化特征、断裂活动期次、油气充注期次、烃源岩演化等因素综合分析划分出新的动态成藏模式。本文将研究区油藏划分为四类成藏模式：伊59成藏模式、昌43成藏模式、昌49成藏模式和昌14成藏模式。

伊59成藏模式为莫里青断陷典型成藏模式，属于半花状-近油源-油藏-早期成藏模式（图4a）。过伊59井地震剖面上可见走滑次级断层发育，呈半花状构造样式，是有利的成藏圈闭。伊59油藏其烃源岩为双一段暗色泥岩，储层为双二段近岸水下扇砂体。油气是通过断层垂向向上输导，为近源成藏。晚期构造反转为油气的保存提供了条件。伊59油藏埋深较浅，以充注油为主，为早期石油充注成藏。

昌43成藏模式是新安堡凹陷的典型成藏模式之一，属于伸展断块-近油源-油气藏-两期成藏模式，昌40、昌48也属于此种成藏模式（图4b）。过昌43井的地震剖

面上可见深部双二段地层中伸展断块发育，对油气疏导和遮挡具有重要作用，是有利

的成藏圈闭。昌43油藏的烃源岩为双一段暗色泥岩，储层为双二段近岸水下扇砂体。油气输导的主要方式早期以断层和砂体为主，晚期生成的天然气主要通过断层、砂体和不整合面联合输导。双阳组烃源岩大约在距今45Ma开始生烃，达到生烃高峰的时间大约为35Ma，在距今15Ma已经达到生烃高峰阶段；始新世末期，双一段烃源岩达到成熟进入快速生烃阶段，油沿断层和砂体近距离运移至双二段圈闭中充注成藏。渐新世晚期发生第二幕充注，双一段油气运移至双二段成藏，具有两期成藏特征。

图4 伊通盆地西北缘成藏模式图

a、半花状-近油源-油藏-早期成藏；

b、伸展断块-近油源-油气藏-两期成藏；

c、花状-远油

源-油藏-晚期成藏；d、断层岩性-远油源-油气藏-晚期成藏

Fig.4 The model of hydrocarbon accumulation in northwestern margin of Yitong basin

a、semi-symmetry flower structure–near oil source-oil reservoir-early accumulation;

b、extensional faulted blocks–near oil source-oil and gas reservoir-two-stage accumulation;

c、flower structure-far from oil source-oil reservoir-late accumulation;

d、fault-lithologic reservoirs-far from oil source-oil and gas

reservoir-late accumulation

昌49成藏模式是新安堡凹陷第二种典型成藏模式，属于花状-远油源-油藏-晚期成藏模式（图4c）。过昌49井的地震剖面上可见浅层走滑次级断层很发育，呈花状构造样式，是有利的成藏圈闭。昌49烃源岩为双一段和奢一段暗色泥岩，储层为万昌组近岸水下扇砂体。油气输导的主要方式以断层、砂体和不整合面联合输导。万昌组油气充注时间发生发生在渐新世晚期，下部成熟烃源岩的油气向外排烃，通过疏导

通道向上运移到万昌组聚集成藏，还有部分油气来源于已经聚集成藏的双二段、奢一段的油气，后期遭到破坏，沿着疏导通道向上运移到浅层的万昌组成藏，具有晚期成藏特点。

昌14成藏模式是新安堡凹陷第三种典型成藏模式，属于断层-岩性-远油源-油气藏-晚期成藏模式（图4d）。过昌14井的地震剖面上可以看出昌14相对于昌49处于较低部位，位于凹陷中，断层-岩性圈闭是其有利的成藏圈闭。昌14烃源岩为双一段和奢一段暗色泥岩，储层为万昌组近岸水下扇砂体。油气输导的主要方式以断层、砂体和不整合面联合输导。昌14具有晚期成藏特点。

3 油气富集因素

本文在现今主要油气藏静态解剖的基础上，综合成藏要素动态演化过程研究，对成藏主控因素分三个不同层次来进行分析研究，从盆地尺度上看，伊通盆地西北缘是有利成藏区带，具有很好的成藏条件；从区带尺度上看，成藏主控因素为“相-输二元主控”；油气富集规律表现为近岸扇优势相油气富集特征。

3.1 西北缘成藏条件有利

西北缘是伊通盆地有利成藏区带，该区带成藏条件有利，第一构造背景良好，成藏要素有利配置；第二多层系叠合，发育多种成藏组合；第三走滑型盆山耦合，形成独特的走滑叠加油气聚集带；第四相变快相带窄，构造-岩性油藏为主。

3.2 相-输二元主控

伊通西北缘油藏的成藏主控因素为储集相和断层，即“相-输二元主控”。断层在油气运移与聚集的过程中起着重要的作用。首先油源断层是油气垂向运移的重要通道，同时断层又可以造成已形成的油气藏的破坏，引起油气在空间上再分配。伊通盆地从走滑挤压期开始成藏，则伊通西北缘晚期（渐新世以后）断层控制成藏，即万昌组沉积以后仍然处于活动的断层可以作为油气有效运移通道。断层输导作用在不同油藏中起着不同的控制作用，昌43油气藏晚期断层主要起排液作用；而昌49油藏晚期断层起连通源岩的作用。伊通西北缘主要储集相为近岸水下扇，其扇中物性最好，是有利的储集相带；外扇物性偏差，泥偏多，不是很好的储集相带。从西北缘已钻探井证实近岸水下扇扇中为有利储集相带。

3.3 近岸水下扇优势相油气富集特征

近岸水下扇在伊通盆地西北缘非常发育，是研究区最主要的沉积体系类型。这与盆地独特的演化历史和构造带背景有关，因为伊通盆地处于走滑背景条件下，没有固定的水系，季节性的水系易发育近岸水下扇。走滑盆地边缘主要发育近岸水下扇，断陷盆地则主要发育扇三角洲；与断陷盆地相比，走滑盆地近岸水下扇在平面分布和纵向发育上更具有优势性（图5）。

图5 走滑盆地与断陷盆地沉积充填样式对比图

Fig.5 The contrast diagrams of sedimentary fillings patterns between strike-slip basin and fault basin 伊通盆地与中国东部典型的断陷盆地陡坡带近岸水下扇最大的区别是平面分布范围广，纵向发育层位多，油气储量大，是研究区主要的储集体。近岸水下扇在始新统双阳组、奢岭组、永吉组和渐新统万昌组地层均有分布。通过统计伊通盆地西北缘出油气井，发现近岸水下扇油气富集，尤其以伊59区块近岸水下扇油气富集特征明显（表1）。断陷盆地扇三角洲油气储量规模巨大，而走滑盆地以近岸水下扇油气储量规模巨大为显著特色。

表1 伊通盆地西北缘关键井试油结果统计表

油气藏产油层位储集相试油结果

伊59 双二段近岸水下扇油

昌43 双二段近岸水下扇油、气

昌34 双二段近岸水下扇气

昌48 奢一段近岸水下扇油、气

昌40 奢一段近岸水下扇气

昌14 万一段近岸水下扇油、气

伊通西北缘已钻探井证实西北缘具备高产条件，优质储层是富集关键因素，怎样寻找好的相带和储层是研究关键。因此在西北缘整体构造背景上，怎样找到优势相带是下步勘探亟需解决的问题。

4 小结

针对伊通盆地西北缘古近系建立了四种成藏模式。即（1）伊59成藏模式，具有

半花状-近油源-油藏-早期成藏特点；（2）昌43成藏模式(昌40，昌48等)，具有伸

展断块-近油源-油气藏-两期成藏特点；（3）昌49成藏模式，具有花状-远油源-油藏-晚期成藏特点；（4）昌14成藏模式，具有断层-岩性-远油源-油气藏-晚期成藏特点。

伊通盆地西北缘是有利成藏区带，具有很好的成藏条件；西北缘表现出两个主要因素控藏，即储集相和断层“相-输二元主控”；西北缘油气富集关键因素是优质储集相。

断陷盆地发育扇三角洲，而走滑盆地近岸水下扇在平面分布和纵向发育上更具有优势性；断陷盆地发育的扇三角洲油气储量规模大，走滑盆地则表现为近岸水下扇油气储量规模大。

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