扶新隆起帶南部扶余油層成藏期探討

扶新隆起帶南部扶余油層成藏期探討

福新隆起帶是松遼盆地中部山區(qū)南部的一個(gè)積極的二級(jí)構(gòu)造單元（圖1）。南部一般由南、西斜坡平緩的傾斜斜坡面組成，不同大小的鼻狀結(jié)構(gòu)，而乾安次凹的邊緣。松遼盆地是近年來最重要的巖性勘探區(qū)之一（孫玉等，2010；唐振泰等，2009；趙文志等，2008；李明等，2009）。扶余油層屬于下白堊統(tǒng)泉頭組四段(孫鈺等,2006),為松遼盆地南部主要含油層系,也是扶新隆起帶南部唯一的含油層系。多年的勘探與開發(fā)實(shí)踐揭示,扶新隆起帶南部扶余油層油氣資源豐富(相繼發(fā)現(xiàn)數(shù)十口工業(yè)油流探井),但油氣成藏規(guī)律與成藏模式復(fù)雜,造成目前本區(qū)扶余油層處于“資源探明率低、探明儲(chǔ)量動(dòng)用率低”的現(xiàn)狀,這也使得如何進(jìn)一步擴(kuò)大儲(chǔ)量區(qū)和已探明區(qū)塊,以及如何開發(fā)成為困擾石油勘探家的兩大難題。扶新隆起帶南部扶余油層成藏的復(fù)雜性主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面。①扶余油層為典型的源下油藏成藏模式(鄒才能等,2005),上部青山口組一段深湖相泥巖既是其烴源巖又是良好的區(qū)域蓋層,青一段烴源巖生成的油氣運(yùn)移至扶余油層中圈閉成藏,必須在成熟源巖區(qū)內(nèi)首先發(fā)生油氣“倒灌”作用,后經(jīng)斷裂、砂體及二者匹配構(gòu)成油氣輸導(dǎo)網(wǎng)層側(cè)向分配形成油藏,這種成藏模式?jīng)Q定了扶新隆起帶南部扶余油層油氣運(yùn)聚、成藏規(guī)律受控于區(qū)內(nèi)復(fù)雜的斷裂系統(tǒng)、砂體空間分布及二者匹配關(guān)系。然而區(qū)內(nèi)斷裂系統(tǒng)和砂體展布規(guī)律都十分復(fù)雜,斷裂系統(tǒng)整體表現(xiàn)為規(guī)模小、分布不均且密集成帶的分布特征,儲(chǔ)層砂體主要為受控于不同物源的河流—三角洲體系中的分流河道砂體,表現(xiàn)為縱橫交錯(cuò)、相互疊置的復(fù)雜分布規(guī)律,斷裂系統(tǒng)和砂體分布的復(fù)雜性也造成了二者匹配關(guān)系極為復(fù)雜。②成熟烴源巖分布區(qū)作為油氣的主要來源區(qū),對(duì)油氣的成藏具有重要的控制作用。根據(jù)油藏(圈閉)和烴源巖的靜態(tài)相對(duì)位置關(guān)系、空間配置、相互聯(lián)系和成藏過程等,可將油氣區(qū)分為源內(nèi)、源邊和源外3個(gè)區(qū)域(沈揚(yáng)等,2010),3者在成藏條件、運(yùn)移方式和運(yùn)聚效率等方面有著顯著的差異,從而導(dǎo)致在成藏上出現(xiàn)巨大差異。扶新隆起帶南部涵蓋源內(nèi)、源邊和源內(nèi)3個(gè)區(qū)域,工區(qū)南部主要為生油凹陷的向斜區(qū),處于有效烴源巖分布區(qū)內(nèi);工區(qū)中部處于向斜區(qū)朝鼻狀構(gòu)造過渡的斜坡帶,由于埋藏深度較淺,烴源巖主要處于未熟或低熟程度,為源邊區(qū);至北部鼻狀構(gòu)造軸部地區(qū),埋藏深度更淺,全部處于未熟源巖區(qū),油主要來源于長距離側(cè)向運(yùn)移。3個(gè)區(qū)域內(nèi),斷裂系統(tǒng)、砂體空間分布及二者匹配關(guān)系在油成藏過程中所起作用各不相同也造成了區(qū)內(nèi)復(fù)雜的油氣運(yùn)聚、成藏規(guī)律。基于以上分析不難看出,扶新隆起帶南部扶余油層油氣運(yùn)聚與成藏規(guī)律仍是制約進(jìn)一步油氣勘探與評(píng)價(jià)的關(guān)鍵問題。本文通過對(duì)已發(fā)現(xiàn)的油藏進(jìn)行仔細(xì)分析和總結(jié),系統(tǒng)刻畫本區(qū)油氣運(yùn)聚、成藏規(guī)律的關(guān)鍵因素——斷裂系統(tǒng)、砂體空間分布及二者匹配關(guān)系,建立油氣成藏模式,以期具體指導(dǎo)下一步的油氣勘探與評(píng)價(jià)。1原油和天然氣的來源和形成期1.1部細(xì)區(qū)土壤厚度及有機(jī)質(zhì)含量通過原油與烴源巖生物標(biāo)志化合物對(duì)比、原油成熟度及芳烴組分核磁共振氫譜對(duì)比等多種資料分析(張枝煥等,2002;王永春,2001),確認(rèn)扶新隆起帶南部扶余油層的油主要來自于長嶺凹陷的下白堊統(tǒng)青山口組一段(以下簡稱青一段)。青一段暗色泥巖在松遼盆地南部的厚度約為10～140m,總體呈現(xiàn)南薄北厚的分布格局,最大厚度位于北部大安地區(qū),乾安次凹陷青一段暗色泥巖較發(fā)育,厚度一般在100m以上。研究區(qū)處于乾安次凹陷東北部的扶新隆起帶南坡,青一段暗色泥巖較乾安次凹陷略薄,厚度約為50～90m,有機(jī)質(zhì)含量豐富,有機(jī)碳含量(TOC)約為1.55%～2.68%,氯仿瀝青“A”含量約為0.17%～0.39%;生烴潛量(S1+S2)一般大5.2×10-6,干酪根類型主要為Ⅰ型干酪根,以腐泥型有機(jī)質(zhì)為主(王永春,2001);生烴強(qiáng)度值約為200×104～1400×104t/km2,生烴中心位于長嶺凹陷北部地區(qū),最大生烴強(qiáng)度高達(dá)1400×104t/km2,表明本區(qū)青一段暗色泥巖生、排烴潛力巨大,具備生成大量低成熟及成熟油氣的能力,能夠?yàn)榉鲂侣∑饚喜糠鲇嘤蛯又杏蜌獾拇笠?guī)模運(yùn)聚、成藏提供充足的油源。1.2晚中生油運(yùn)移規(guī)律在宿主礦物、成巖序列及流體包裹體特征分析的基礎(chǔ)上,測定與烴類流體包裹體共生的鹽水溶液包裹體的均一溫度,結(jié)合古地溫梯度和沉積埋藏史就可以確定油氣藏的形成時(shí)間(徐良等,2006;陶士振等,2006)。通過對(duì)讓36井與油氣包裹體共生的鹽水溶液包裹體的測定表明,扶余油層鹽水溶液包裹體的均一溫度主要分布在80～100℃和105～120℃兩個(gè)區(qū)間(圖2),說明油藏的烴類流體存在兩期注入。結(jié)合埋藏史和熱史分析(圖2)可知其對(duì)應(yīng)的地質(zhì)時(shí)期分別為嫩江組沉積末期和明水組沉積末期—古近系早期,嫩江組沉積末期長嶺凹陷青一段泥巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)已達(dá)0.6%～0.9%,達(dá)到成熟階段,油氣已開始生成和排出;明水組沉積末期青一段泥巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)值為0.7%～1.2%,達(dá)到生烴高峰階段,油氣已開始大量生成和排出;現(xiàn)今青一段泥巖的鏡質(zhì)體反射率(Ro)值一般介于1.0%～1.5%,處于成熟—高成熟階段。早期注入是在嫩江組沉積末期,但由于該時(shí)期構(gòu)造未定型,圈閉條件不好,生烴量也不是很大,油氣無法發(fā)生大規(guī)模有效聚集,不是主要成藏期;晚期注入是在白堊紀(jì)明水組沉積末期—古近系早期,該時(shí)期構(gòu)造基本定型,圈閉條件良好,此時(shí)正值大量生、排烴期,油氣大規(guī)模運(yùn)移和有效聚集,為主要成藏期。從古構(gòu)造演化過程看:松遼盆地從嫩江組末期開始抬升進(jìn)入萎縮階段,嫩江組末期和明水組末期的燕山運(yùn)動(dòng)Ⅳ、Ⅴ幕和古近紀(jì)—新近紀(jì)的喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)使盆地中淺層發(fā)生褶皺,3次構(gòu)造反轉(zhuǎn)作用中前兩次作用對(duì)油氣的運(yùn)移影響最大,正處于油氣的大量生成期,構(gòu)造運(yùn)動(dòng)促使圈閉形成,同時(shí)斷裂活動(dòng)為油運(yùn)移提供了通道。前已述及,青一段地層古超壓形成于嫩江期末期,到明水期末期達(dá)到高峰,恰好與長嶺凹陷生油期、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期相對(duì)應(yīng),為青一段烴源巖產(chǎn)生的油提供向下運(yùn)移的輸導(dǎo)動(dòng)力。長嶺凹陷生成的油氣以長嶺凹陷為中心向四周的隆起、階地和斜坡地帶運(yùn)移聚集,后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)幅度不大,對(duì)油氣成藏影響不大,油氣只作局部調(diào)整。綜上所述,應(yīng)用流體包裹體的均一溫度,結(jié)合埋藏史、古構(gòu)造演化及構(gòu)造運(yùn)動(dòng)時(shí)期等資料,確定扶新隆起帶南部扶余油層成藏期主要為嫩江組沉積末期和明水組沉積末期。1.3原油長距離輸送分析1.3.1鼻狀構(gòu)造和前65-前48嫩江組沉積末期,扶新隆起帶基本定型,區(qū)內(nèi)3個(gè)古鼻狀構(gòu)造形態(tài)亦逐漸明顯,但隆升幅度較小,加之該時(shí)期的生油高峰區(qū)面積較小,向斜坡帶供烴量有限,因此該時(shí)期油氣并未發(fā)生大規(guī)模運(yùn)聚。兩井鼻狀構(gòu)造在該時(shí)期隆升幅度較高,整體處于油氣低成熟區(qū),臨近生油高峰區(qū),具有單面?zhèn)认蚬┯吞卣?圖3),其西翼和前端緊鄰生油高峰區(qū),具有充足油源,該時(shí)期青一段源巖生成的油氣大部分通過源斷裂向兩井鼻狀構(gòu)造的西翼和前端輸送,其東翼由于處于低成熟區(qū)的凹谷,供烴量不大。前60和前48鼻狀構(gòu)造在該時(shí)期隆升幅度較小,整體處于低成熟區(qū)的邊緣,遠(yuǎn)離生油高峰區(qū),長嶺凹陷生油高峰區(qū)生成的油氣經(jīng)由二者前端的大面積斜坡向其輸導(dǎo);由于斜坡與兩井鼻狀構(gòu)造相比其對(duì)油氣運(yùn)移誘導(dǎo)性不強(qiáng),加之供烴量有限,因此,該時(shí)期僅有少量油氣沿優(yōu)勢(shì)輸導(dǎo)通道運(yùn)至前60和前48鼻狀構(gòu)造脊部。1.3.2鼻狀構(gòu)造運(yùn)移期3個(gè)月明水組沉積末期,隨著埋深的增大,生油高峰區(qū)面積持續(xù)擴(kuò)大,特別是在兩井鼻狀構(gòu)造與前60鼻狀構(gòu)造之間凹槽部源巖也進(jìn)入生油高峰期,對(duì)該時(shí)期的油氣運(yùn)移場具有較大的影響。同時(shí)3個(gè)鼻狀構(gòu)造的演化,進(jìn)一步改變了該區(qū)的油氣運(yùn)聚格局,使研究區(qū)的油氣運(yùn)移場發(fā)生了重大的改變。經(jīng)研究認(rèn)為油氣從凹陷中心是呈單向3路的方式運(yùn)移,即:單方向整體上向扶新隆起帶運(yùn)移,并以兩井、前60、前48這3個(gè)鼻狀構(gòu)造的軸部為3條主路線的方式運(yùn)移(圖4)。兩井鼻狀構(gòu)造該時(shí)期仍保持著嫩江組沉積末期的形態(tài),但幅度有所增大,由于生油高峰區(qū)范圍的擴(kuò)大,其與前60鼻狀構(gòu)造之間的凹槽部也成為生油高峰區(qū),這使其油氣運(yùn)聚場有所改變。由嫩江組沉積末期的單面?zhèn)认蚬┯妥優(yōu)榘氕h(huán)面供油,油氣從低部位的生油凹陷向鼻狀構(gòu)造的運(yùn)移過程中,鼻狀構(gòu)造向凹陷的傾沒端及鄰凹兩側(cè)半橢圓面積油氣皆有向鼻狀構(gòu)造軸線匯聚趨勢(shì);且該時(shí)期離油源更近,前端局部地區(qū)已進(jìn)入生油高峰區(qū),變?yōu)榇瓜蛑惫┓绞?更加有利成藏。前60和前48鼻狀構(gòu)造該時(shí)期基本定型,較嫩江組沉積末期隆升幅度明顯增大,且更加接近生油高峰區(qū),油氣不再需要經(jīng)由長距離的斜坡即可運(yùn)移至二者之中聚集成藏,整體具有半環(huán)面供油特征,由于兩井鼻狀構(gòu)造與前60鼻狀構(gòu)造之間凹槽部生油高峰區(qū)的存在,前60的這種特征更明顯。2原油長距離輸送機(jī)制和條件2.1源巖超壓與下伏儲(chǔ)集層油氣要發(fā)生向下“倒灌”運(yùn)移必須滿足兩個(gè)條件(鄒才能等,2005;付廣和王有功,2008):①源巖具有足夠大的超壓,形成持續(xù)壓力勢(shì)差(壓力勢(shì)梯度);②存在溝通源巖和下伏儲(chǔ)集層的斷層。只有同時(shí)具備這兩個(gè)條件,源巖中生成排出的油氣方可在超壓的作用下,形成源儲(chǔ)壓差,克服浮力和毛細(xì)管力的阻擋作用,向下伏儲(chǔ)集層中“倒灌”運(yùn)移。2.1.1空氣壓監(jiān)測超壓長嶺凹陷青一段暗色泥巖單層厚度大,沉積速率快,目前普遍欠壓實(shí),具有超壓(圖5)。由等效深度法利用聲波時(shí)差資料對(duì)其超壓值大小及分布進(jìn)行了研究,結(jié)果表明長嶺凹陷青一段超壓值平面分布不均勻,一般為3～20MPa(圖5),在凹陷邊部或古隆起斜坡帶的排烴邊界處減小至8MPa以下,西部斜坡、東南隆起及西南隆起基本無超壓。研究區(qū)處于扶新隆起,向西南傾沒于長嶺凹陷的斜坡帶,超壓值較凹陷中心略小,一般為6～12MPa,整體呈南高北低的分布趨勢(shì)。青一段泥巖應(yīng)力破裂實(shí)驗(yàn)顯示,當(dāng)超壓大于青一段泥巖圍壓10MPa時(shí)開始排放異常高壓流體(遲元林等,2000)。由圖6中可以看出,超壓大于10MPa的區(qū)域主要分布于研究區(qū)南部,處于成熟烴源巖范圍內(nèi),二者吻合很好。因此,在源內(nèi)區(qū)域,超壓為油氣初次運(yùn)移的動(dòng)力,而源邊、源外區(qū)域超壓基本小于10MPa,未達(dá)到超壓排烴界限值,超壓無法為油氣的“倒灌”運(yùn)移提供動(dòng)力。盆地模擬恢復(fù)的地壓史研究表明(遲元林等,2000),青一段地層古超壓形成于嫩江期末期,到明水期末期達(dá)到高峰,恰好與松遼盆地油氣初次運(yùn)移、二次運(yùn)移時(shí)期相對(duì)應(yīng),為青一段烴源巖產(chǎn)生的油氣提供向下運(yùn)移的輸導(dǎo)動(dòng)力。2.1.2源巖斷穿層位對(duì)油氣運(yùn)移通道影響所謂油源斷裂這里是指成熟源巖區(qū)內(nèi)連接青一段源巖和下伏扶余油層的斷裂,即T2斷裂。由于扶余油層是扶新隆起帶南部發(fā)育的唯一一套儲(chǔ)集層,致使扶余油層是青一段源巖超壓流體釋放壓力的唯一泄壓層,青一段源巖生成的油沒有其他釋放空間,只能在超壓作用下,克服地層壓力、毛細(xì)管阻力和油氣本身浮力沿著油源斷裂向下伏扶余油層中“倒灌”運(yùn)移。因此,凡是連接青一段源巖和下伏扶余油層的斷裂都可以成為青一段生成的油氣向扶余油層中“倒灌”運(yùn)移的通道,盡管某些斷裂在該區(qū)青一段源巖大量生排烴期——明水組沉積末期并沒有明顯錯(cuò)動(dòng)活動(dòng),但其仍會(huì)在區(qū)域張應(yīng)力場的作用下呈開啟狀態(tài),成為油氣運(yùn)移的輸導(dǎo)通道。但是由于斷穿層位的不同,其在油氣“倒灌”運(yùn)移的過程中所起的作用也不同。根據(jù)斷穿層位的差異,可將研究區(qū)T2斷裂分為5類(圖6),即僅斷T2斷裂、T2斷至T1斷裂、T3斷至T2斷裂、T4或T5斷至T1斷裂和T4或T5斷至T2斷裂。其中僅斷T2斷裂為區(qū)內(nèi)主要發(fā)育斷裂類型,T4或T5斷至T2斷裂次之,局部地區(qū)發(fā)育T2斷至T1斷裂、T3斷至T2斷裂、T4或T5斷至T1斷裂。雖然以上5類斷裂均為油源斷裂,但由于斷穿層位的不同,對(duì)油氣的輸導(dǎo)能力和成藏影響也不同。其中T4或T5斷至T1斷裂為最好的源斷裂,貫穿青一段源巖和扶余油層,能夠與青一段源巖最大限度地廣泛接觸,同時(shí)與扶余油層儲(chǔ)層也能最大限度地接觸,在輸導(dǎo)能力足夠大的條件下,其能夠收集到最大額度的油氣量并輸送到扶余油層的最大范圍內(nèi),因而它是全區(qū)最好的源斷裂。其他4類斷裂雖然也是源斷裂,但其對(duì)油氣的輸導(dǎo)作用受與源巖、儲(chǔ)層接觸范圍的大小影響,對(duì)于油氣輸導(dǎo)運(yùn)移的貢獻(xiàn)大小有所不同;與源巖、儲(chǔ)層接觸范圍越大,其輸導(dǎo)能力越大,質(zhì)量越優(yōu),反之,則越差。2.2源外鼻狀構(gòu)造區(qū)油距離運(yùn)移通道分析源邊、源外區(qū)域的烴源巖處于未熟或低熟階段,自身無法為本區(qū)域油氣成藏提供充足的油源,其油主要來自于源內(nèi)區(qū)域,油藏(圈閉)與烴源巖在空間上(垂向、平面)投影無接觸關(guān)系,烴源巖生成的油不能簡單地通過油源斷裂垂向運(yùn)移或短距離側(cè)向運(yùn)移到達(dá)此區(qū)域,往往需要大規(guī)模的垂向運(yùn)移和長距離的側(cè)向運(yùn)移相結(jié)合,即源內(nèi)區(qū)域生成的大量油首先沿油源斷裂垂向運(yùn)移至源內(nèi)區(qū)域的儲(chǔ)集層內(nèi),再通過一定的優(yōu)勢(shì)輸導(dǎo)通道長距離側(cè)向運(yùn)移至源邊或源外區(qū)域的有效圈閉內(nèi)成藏,具有“復(fù)式”聚集特征。由文獻(xiàn)可知(張枝煥等,2002),長嶺凹陷青一段烴源巖的生烴門限為900m,排烴門限為1500m,在這個(gè)演化過程中,扶新隆起帶南部西南地區(qū)青一段烴源巖最大埋深超過2100m,處于成熟或過成熟階段,而中北部地區(qū)青一段烴源巖埋深始終未超過900m(孫雨等,2010),處于未熟或低熟階段,屬于源邊、源外區(qū)域。該區(qū)域由青一段源巖生成的油氣通過油源斷裂“倒灌”運(yùn)移至源內(nèi)區(qū)域的扶余油層中,然后再在浮力作用下,克服浮力、毛細(xì)管力和地層壓力的阻擋作用,通過一定的優(yōu)勢(shì)輸導(dǎo)通道長距離運(yùn)移至源邊、源外區(qū)域的優(yōu)勢(shì)圈閉中聚集成藏。由以上分析不難看出,連接源內(nèi)(烴源巖)和源邊、源外(圈閉)的優(yōu)勢(shì)輸導(dǎo)通道是源邊、源外區(qū)域是否能夠成藏的關(guān)鍵。據(jù)文獻(xiàn)可知(陳歡慶等,2009;侯平等,2010),斷層、砂體、不整合面或其空間上的組合是非均質(zhì)體中孔滲能力相對(duì)較好的流體運(yùn)移優(yōu)勢(shì)通道。結(jié)合優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道特征和研究區(qū)斷裂及砂體發(fā)育情況分析發(fā)現(xiàn),砂體溝通的斷裂密集帶是扶新隆起帶南部源外鼻狀構(gòu)造區(qū)油長距離側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道。原因如下。①斷裂密集帶呈近南北向延伸,近于平行地層構(gòu)造等高線方向,并且延伸較遠(yuǎn),長10～35km,能夠側(cè)向溝通油源和儲(chǔ)集層。②扶新隆起帶南部扶余油層砂體總體呈北東向展布,與斷層近50°相交,能夠橫向溝通延伸短的斷層,而且斷裂密集帶內(nèi)斷層多呈“發(fā)辮狀”或“雁行式”密集排列,密度大,與其他斷層相比更容易被砂體溝通。③斷層延伸長度一般不超過5km,而油氣運(yùn)移距離一般大于10km;同時(shí),扶余油層砂體單層厚度小,砂地比值低,砂體橫向分布連續(xù)性差、連通率低;因此,扶新隆起帶南部扶余油層斷層和砂體均不能獨(dú)立作為油向源外鼻狀構(gòu)造區(qū)長距離側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道。因此,T2斷裂與河道砂體合理匹配是源邊、源外扶余油層成藏的關(guān)鍵因素。同時(shí),這種情況下更突出斷裂在扶余油層中的垂向延伸距離,斷至扶余油層的垂向延伸距離越大,溝通扶余油層的砂體范圍越大,二次捕獲的油氣量越大,二次供烴條件越好。因此,這時(shí)以T3斷至T2斷裂、T4或T5斷至T1斷裂和T4或T5斷至T2斷裂最為有利。在這個(gè)過程中斷裂仍然充當(dāng)主要輸導(dǎo)通道的角色,但更強(qiáng)調(diào)斷裂與砂體的三維空間配置關(guān)系,斷裂與砂體的組合方式控制著油氣的側(cè)向輸導(dǎo)能力與范圍。前已述及,區(qū)內(nèi)扶余油層為大型河控淺水三角洲沉積,具有典型的砂泥空間交互沉積特征,有效儲(chǔ)層主要為條帶狀(水下)分流河道砂體,展布方向受物源—水系方向控制,骨架砂體展布呈南西—北東向展布,與近南北向展布的斷裂高角度斜交(甚至垂直相交)(圖7),形成很好的側(cè)向運(yùn)移通道,但由于水系能量的不同造成儲(chǔ)層性質(zhì)有所不同,中部和東部處于主水系帶和強(qiáng)水系帶,砂體整體發(fā)育、物性好,空間連續(xù)性較好,在斷裂溝通下,形成很好的油氣側(cè)向運(yùn)移通道,油氣在砂體—斷裂三維網(wǎng)層中迂回運(yùn)聚,運(yùn)聚范圍大,距離遠(yuǎn),油氣富集高度大。例如,讓41、前60開發(fā)區(qū),甚至處于扶新隆起最高部位(距油源最遠(yuǎn))的扶余油田,扶余油層油氣均十分富集。而西區(qū)則相反,主要處于弱水系帶,砂體雖然仍呈南西—北東向展布,但砂體不發(fā)育,物性較差,空間連續(xù)性不好,其與斷裂組合形成的側(cè)向運(yùn)移通道不利于油氣的側(cè)向運(yùn)移,油氣運(yùn)移距離短,分布范圍小,油氣富集高度小。3油層形成模式研究3.1“先直排倒,后東南角分配”成藏模式該類成藏模式見于研究區(qū)西南部成熟源巖區(qū),青一段成熟源巖生成的油以超壓為動(dòng)力、油源斷裂為通道,克服浮力和毛細(xì)管力的阻擋作用,向下“直排倒灌”運(yùn)移進(jìn)入扶余油層后,在浮力作用下沿儲(chǔ)集砂體或扶余油層內(nèi)部連接油源斷裂的次級(jí)斷裂進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移至較近的有效圈閉中聚集成藏。由于源內(nèi)處于長嶺凹陷中心部位,埋藏較深,儲(chǔ)層物性差,砂體規(guī)模小、連通性差,無法為油長距離側(cè)向運(yùn)移提供輸導(dǎo)條件,只能使油進(jìn)行短距離側(cè)向充注,形成“先直排倒灌,后短距離側(cè)向分配”成藏模式(圖8),這種成藏模式具有油運(yùn)移距離短、供烴時(shí)間早、持續(xù)時(shí)間長、多期供油及油源充足等特點(diǎn),多形成致密型油藏(或滯留型油藏)。其中,油源斷裂下盤一側(cè)為相對(duì)高部位,距離上覆青一段源巖的距離相對(duì)較近,油向其運(yùn)移所受的阻力小,是油聚集成藏的有利部位,而油源斷裂的上盤主要為負(fù)向構(gòu)造,油向其運(yùn)移所受的阻力大,故其不是油運(yùn)移的指向。有時(shí)由于斷層斷距較大,造成青一段烴源巖直接與扶余油層儲(chǔ)層大面積側(cè)向?qū)?形成側(cè)向直排輸導(dǎo)方式,油氣不需要任何中間介質(zhì)輸導(dǎo)即可直接充注于儲(chǔ)層砂體中,這種模式更利于油氣成藏。3.2源邊區(qū)域有利的巖性—源邊“斜坡帶斷層遮擋”成藏模式該類成藏模式主要見于研究區(qū)中部讓字井斜坡、兩井鼻狀構(gòu)造與前60鼻狀構(gòu)造側(cè)翼的緩坡帶的成熟源巖區(qū)的邊緣斜坡部位。源邊區(qū)域雖然自身區(qū)域范圍內(nèi)烴源巖處于低成熟或未成熟狀態(tài),不能夠?yàn)橛蜌獾拇笠?guī)模運(yùn)移、聚集提供充足的油源,但是長期繼承性發(fā)育的古隆起斜坡帶是成熟源巖區(qū)生成的大量油向隆起帶運(yùn)移的必經(jīng)之路,因此,也具有得天獨(dú)厚的的充足油源條件。然而源邊區(qū)域多為單一斜坡帶,缺乏構(gòu)造圈閉形成條件,扶新隆起帶南部扶余油層沉積時(shí)期受西南?？滴镌大w系和東南部長春—懷德物源體系雙重控制,形成了以條帶狀(水下)分流河道沉積為骨架微相的高能河控三角洲沉積體系。當(dāng)條帶狀分流河道砂體橫穿斜坡時(shí),上傾方向受斷層遮擋則形成很好的巖性—斷層圈閉。成熟源巖區(qū)生成的大量油向隆起帶運(yùn)移時(shí),途經(jīng)源邊區(qū)域有利的巖性—斷層圈閉就可聚集、成藏,形成“斜坡帶斷層遮擋”成藏模式(圖8)。該類模式的特點(diǎn)是斷層控制圈閉形成的因素很突出,油沿構(gòu)造上傾方向運(yùn)移,途經(jīng)側(cè)向開啟的斷層發(fā)生穿越,遇到側(cè)向封閉的斷層,油被遮擋、聚集,形成巖性—斷層油藏。油藏的分布不再受控于油源斷裂,而受控于構(gòu)造上傾方向的遮擋斷裂及遮擋斷裂與河道砂體的匹配關(guān)系,沿油氣主要運(yùn)移方向上油藏往往呈“串珠狀”分布特征。反向正斷層下盤的巖性—斷層圈閉是該類成藏模式中最為有效的圈閉。3.3源外鼻狀構(gòu)造區(qū)是油氣聚集和成藏該類成藏模式主要見于研究區(qū)兩井、前60和前48這3個(gè)鼻狀構(gòu)造軸部的源外區(qū)域。這些區(qū)域沒有本地?zé)N源,完全依賴于外來的油氣供給。扶余油層油氣成藏時(shí),青一段生成的油氣在古超壓動(dòng)力作用下,需要在“直排倒灌