地球物理.docx

目 录前 言第章生储盖发育特征与评价生烃条件储集条件封盖条件第章圈闭条件与评价圈闭发育特征圈闭含油气性综合评价第章运聚条件与评价油气运移形式运聚条件评价第章有利目标区预测 油气成藏模式 有利区带预测结 论参考文献致 谢前 言一、研究目的与意义通过对松辽盆地北部中浅层构造特征、沉积特征、水动力场特征与热动力学机制的研究，确定含油气系统的地质背景，以此为基础，着重分析油气成藏条件，研究生、储、盖、运、圈、保等各项地质因素，从而对含油气系统进行划分和描述，总结油气成藏模式，并对含油气子系统进行综合评价，最终确定含油气系统形成时期，研究含油气系统演化过程并分析其对油气成藏的控制作用，对有利勘探区进行预测。二、研究思路以综合地质分析为基础，充分利用松辽盆地现有的钻井、测井、地震与分析测试资料与前人研究结果，研究松辽盆地中浅层生储盖发育特征、油气成藏条件、油气分布规律、成藏期次与模式，采用叠合的方法研究油气藏与分布的控制因素和有利勘探。在研究区构造、沉积背景研究的基础上，研究了松辽盆地地层圈闭油气成藏的各种条件，即生、储、盖、圈和运聚条件。油气藏在纵向上主要分布松辽盆地划分为西部斜坡区、北部倾没区、中央坳陷区、东北隆起区、东南隆起区和西南隆起区个二级构造单元。西部斜坡区与中央坳陷区之间长期发育湖盆坡折带.盆地基底为古生代和前寒武纪的变质岩系与火成岩系;沉积盖层主要由中、新生代碎屑沉积岩系组成 ,最大厚度逾万米.中生代地层自下而上发育有火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、 泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组与明水组.泉头组、 青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组与明水组地层沉积时期为坳陷期在白垩系青山口组到嫩江组沉积时期 ,松辽盆地处于深水坳陷湖盆阶段 ,其中青山口组一段到嫩江组一段为松辽盆地的主要含油气层,根据古生物、岩心、测井、地震资料的详细层序地层学分析 ,在青山口组一段到嫩江组一段划分为 个四级层序、 个三级层序和 个二级层序.第一章、生储盖发育特征与评价（一）生烃条件与评价发育特征与形成的地质条件白垩纪时期，松辽湖盆发育演化大体经历了淡水湖泊、海侵前近海湖泊、海侵影响的近海湖泊、海退后淡水湖沼四个演化阶段（高瑞祺，）。各阶段由于湖泊面积大小、生物发育程度、古气候条件、海水侵入导致的咸度变化等因素的影响（图），形成了性质各异的烃源岩。海侵前的近海湖泊期沉积了早白垩世登娄库组和泉头组地层，沉积历史包括了由淡水湖泊向近海湖泊的演变过程，受海泛影响水体盐度由淡水向微咸水变化。源岩特点是：源岩沉积时有多个沉降中心，地层厚度变化大，源岩分布零散；烃源岩主要是暗色泥质岩，有机质来源以陆源植物为主，泥岩内含丰富的孢粉和浮游生物化石，盆地边缘见植物化石。青山口组至嫩江组地层沉积于海侵影响的近海湖泊期。伴随海侵、海退的交替，湖水盐度有淡水微咸水半咸水的变化。青一段深湖半深湖暗色泥岩、青二、三段前三角洲与深湖半深湖暗色泥岩是松辽盆地北部主要生油层，其次为嫩江组一、二段深湖半深湖相暗色泥岩。由于松辽盆地沉积中心与沉降中心长期叠合，在泥岩最发育的部位，从青一段至嫩二段累计暗色泥岩厚度达一千多米。青一段为大面积发育的深湖半深湖沉积，其暗色泥岩厚度一般在左右（图）。青二、三段在齐家古龙、三肇与长垣南部为前三角洲与深湖半深湖发育区，沉积物主要为暗色泥岩，其厚度一般在左右，最大厚度达余米（图）。大庆长垣北部的萨尔图和杏树岗地区为前三角洲暗色泥岩和前缘薄层砂体交互发育区，其暗色泥岩的累计厚度普遍大于。姚二三段前三角洲与深湖半深湖暗色泥岩厚度在之间，最厚达；嫩一段深湖半深湖暗色泥岩厚度普遍在以上，最厚达（图）；而嫩二段深湖半深湖暗色泥岩厚度多在以上，最厚达（图）。海退后淡水湖沼期沉积的四方台、明水组地层，是海退后湖盆萎缩产物。源岩特点是：源岩分布面积小，暗色泥岩厚度薄；泥岩中陆源有机质较多，有淡水藻类。在青山口组沉积时期和嫩一、二段沉积时期松辽盆地形成了大面积深湖相暗色泥岩，成为盆地最重要的烃源岩，为大油田的形成提供了物质保障，其特殊的地质因素如下。（）湖海沟通的大型富营养湖泊为生油岩提供充足有机质。青一段和嫩一段沉积时期陆地植物繁盛，生物发育，为湖泊提供了丰富的有机质来源。（）松辽盆地发育过程中，湖泊中央存在长期继承性发育深水凹陷，沉降中心与沉积中心吻合，非补偿沉积造成深湖水体越来越深，形成闭塞缺氧环境，有利于有机质的保存。（）松辽盆地曾经多次高热过程，盆地热史研究结果显示，盆地地热史曾出现三次高热流值，盆地地温梯度从古到今总的变化呈降低趋势。嫩江组泥岩覆盖在盆地之上构成“被盖式”盆地有利于热能保存，这些因素使盆地可以保存充足的热量，即可促使有机质成熟，又可加速有机质变化，从而成为松辽盆地陆相烃源岩形成的特殊地质条件之一。地球化学特征（）有机质丰度松辽盆地北部中浅层不仅烃源岩体积巨大，且有机质丰度较高，有机碳含量各生油层普遍大于，干酪根含量大于，氯仿沥青“”含量大于，总烃在以上，残留烃含量大于，裂解烃含量大于（表）。上述有机地化指标表明，松辽盆地北部青一段到嫩江组一、二段具有巨大的生油能力。表 松辽盆地北部中浅层各组段地层有机质丰度数据表 项目 有机质丰度 层位有机碳（）氯仿沥青“”（）总烃（）干酪根含 量（）残留烃（）（）裂解烃（）（）明水组四方台组嫩四段嫩三段嫩二段嫩一段姚二、三段姚一段青二、三段青一段泉四段泉三段其中有机碳是判断生油层优劣的最重要参数，青一段以以上等值线构成了齐家古龙凹陷、三肇凹陷和长岭凹陷“”字形有机碳高值区，最大值在以上，分别分布于长垣南、泰康南与肇东北（图）。青二、三段烃源岩有机碳含量在以上，大于的高值区分布于盆地边部（图），前三角洲和湖湾是青二、三段有机质的主要富集场所（杨万里等，）。嫩一段有机碳含量多在以上，大于的高值区比青一段明显增大，大庆长垣以北出现大面积的有机碳高值区，最大超过（图）。（）有机质类型按照地球化学综合指标，对盆地各烃源岩层有机质类型综合分析结果表明（图），盆地中浅层烃源岩（泉三段至明水组），主要生油层青山口组和嫩一、二段地层母质类型属于类和类干酪根，干酪根的类型归属和这些地层大量生油的事实相吻合，其它层段烃源岩的母质类型为和类干酪根。干酪根性质是源岩中有机质的显微组成或生源构成的反映。在松辽盆地北部的大型近海湖泊沉积物中，从沉积中心到凹陷周边沉积环境有机质来源、水体深度、有机质保存条件都有相应变化。同一烃源岩在平面上由于有机质显微构成或比例上的差异，引起有机质性质或干酪根类型的不同。以青一段泥岩为例，从图中可以看出，由于泥岩沉积时湖面大、水体深、型和型干酪根的分布区较大，但从沉积中心向周边有机岩石学确认的有机质性质从型向型过渡。其中盆地北部型区包括齐家古龙凹陷和三肇凹陷的大部分地区。区内腐泥质丰富，有机质包含大量的藻类体和无定形物，反映湖相水生生物占主导地位。型区在齐家古龙凹陷以北与以西地区，在三肇凹陷以北和以东地区，相对型区壳质组成分增多。和型区位于盆地周边，靠近物源区镜质组和惰质组成分多，是在陆源植物成分增多，氧化程度升高的条件下沉积的结果。（）有机质成熟度松辽盆地有机质生油门限浅，热演化迅速，在地质剖面上受到优越的供热条件和泥质岩的良好隔热和聚热性的共同作用，干酪根生烃表现出成熟相延续短，油气垂向分布范围窄的特点（图）。按照成熟度指标判断，松辽盆地各套烃源岩层系的成熟度与生烃产物如下：明水组嫩三段烃源岩主要形成于动水浅滩、浅滩相，处于未成熟阶段，<，以形成低熟油和生物甲烷气为主。嫩二段青一段烃源岩主要形成于深水较深水湖相，还原环境，大部分处于成熟阶段，为，以形成成熟油和油型气为主。部分地区烃源岩处于未成熟阶段（西部斜坡）或高成熟阶段（齐家古龙凹陷），可生成低熟油和高热油。泉三段烃源岩主要形成于浅湖、浅滩相，以氧化环境为主。主要处于高成熟阶段（部分地区进入过成熟），为，以形成高成熟煤型气为主。松辽盆地北部中浅层主要的烃源岩平面上成熟范围如图至图所示。青一段、青二、三段成熟源岩分布范围大致包括了大庆长垣、齐家古龙凹陷、三肇凹陷、西部斜坡与朝阳沟阶地，以此为中心呈环带状分布。嫩一段成熟源岩分布面积稍小，主要分布于大庆长垣与齐家古龙凹陷一带，三肇凹陷中有局部成熟范围分布。从松辽盆地北部青山口组源岩各地质时期演化过程（图）可以看出，各断陷具有不同的有机质演化历史。古龙凹陷古井和三肇凹陷徐井青山口组源岩大约在姚二、三段沉积时期达到，进入成熟阶段，黑鱼泡凹陷鱼井青山口组源岩在嫩四、五段沉积时期进入成熟阶段，随着埋深的增加，演化程度增大，到第四纪时期，古井值已超过达到高成熟阶段，徐井青山口组源岩仍处于成熟阶段，现今值约为，鱼井青山口组源岩值现今约为。由此看出古龙凹陷青山口组源岩的热演化程度最高，其次为三肇凹陷，滨北黑鱼泡凹陷最低。嫩江组源岩各地区有机质演化历史不相同，古龙凹陷和黑鱼泡凹陷大约在嫩四、五段沉积时期进入成熟，而滨北黑鱼泡凹陷在第三纪才进入生烃门限。随着埋深增加，有机质成熟度增加，到现今古井嫩一、二段源岩达到，三肇凹陷徐井和黑鱼泡凹陷嫩一、二段源岩现今值约为，成熟度低于古龙凹陷。生、排烃能力根据盆地模拟生排烃史研究成果（据李世荣，），绘制了松辽盆地北部青山口组和嫩一、二段源岩的生、排烃强度等值线图，如图至图所示。青山口组源岩平面上生、排烃强度高值区分别在齐家古龙凹陷和三肇凹陷，以这三个较大的凹陷为中心生排烃强度向西向北与向东方向逐渐减小。嫩一、二段源岩平面上生、排烃强度高值区分别在齐家古龙凹陷、三肇凹陷与黑鱼泡凹陷一带，由高值区向四周方向生、排烃强度值逐渐减小。从剖面上看，青山口组和嫩一、二段共同为盆地北部最重要生油岩，分布面积较广，生、排烃强度较高。而青山口组源岩又好于嫩一、二段源岩，青山口组在生、排烃强度值上高于嫩一、二段。平面上生、排烃强度高值区集中于中央坳陷区，在中央坳陷区内又以齐家古龙凹陷、三肇凹陷、黑鱼泡凹陷源岩的生、排烃强度最大，这几个凹陷为盆地北部的主要烃源区。综合评价以排烃强度值为依据，按照表中源岩等级划分标准，可得到研究区中浅层烃源岩层综合评价结果，如图和图所示。表 烃源条件评价标准等 级好较 好中 等差排烃强度（）>×××<×由图中可以看出，研究区青山口组好源岩主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷，以古龙凹陷好源岩面积最大，较好与中等的源岩以好源岩为中心，呈环带状分布，基本上都分布中央坳陷区内，西部斜坡区、北部倾没区、东北隆起区与东南隆起区，基本上为差等级的源岩。由图中可以看出，嫩江组嫩一、二段好源岩的分布面积比较小，仅在古龙凹陷中分布，较好等级的烃源岩分布于齐家古龙凹陷、三肇凹陷、黑鱼泡凹陷中。中等源岩集中于中央坳陷区，西部斜坡区、北部倾没区与东南、东北隆起区大部分为差烃源岩。（二）储集条件与评价松辽盆地北部中浅层从下至上发育有扶、杨油层、萨、葡、高油层、黑帝庙油层，它们皆为砂岩储集层，其发育特征与物性特征如下：发育特征松辽盆地北部扶、杨油层受物源控制，存在四个砂体，即北部砂体、齐齐哈尔砂体、英台砂体和东部砂体。以北部砂体最厚，最大厚度大于，其次是东部砂体，最大砂体厚度大于，齐齐哈尔和英台砂体，最大厚度大于，四个砂体向盆地中部砂体厚度逐渐减薄，如图所示。松辽盆地北部高台子油层砂体主要受英台和东、北部物源控制，东南大部分地区缺失，英台砂体厚度最大，最大厚度大于；东、北部砂体厚度较大，大于；由两个砂体向东、西南逐渐减薄，如图所示。松辽盆地北部葡萄花油层砂体主要受英台和北部物源控制，主要存在两个砂体，即英台砂体和北部砂体，这两个砂体的厚度最大均可达到。该油层内齐齐哈尔砂体和东部砂体不发育，致使砂体内林甸到古龙至英台一线厚度较大，向东西两侧逐渐变薄（图）。萨尔图油层砂体分布同高台子油层基本相似，受控于四大沉积体系，发育了四套砂体，英台砂体、齐齐哈尔砂体与北部砂体最为发育，砂体厚度一般在，东部砂体次之。砂体分布呈现由西向东开始逐渐变厚，之后又逐渐变薄的趋势，至杏树岗、安达一带砂体逐渐尖灭消失，如图所示。黑帝庙油层砂体主要受北部和东部与英台物源的控制，砂体发育，存在三个砂体，即东部砂体，北部砂体和英台砂体，其中东部砂体和北部砂体最为发育，厚度一般为，最大厚度均大于，英台砂体一般厚度为，如图、所示。综合上述研究可知，松辽盆地北部下部油气组合砂体分布广泛，无明显的尖灭区，葡萄花油层砂体分布面积大，在盆地北部均有分布，而萨尔图、高台子油层砂岩到杏树岗、安达地区就尖灭消失了，黑帝庙油层砂岩在盆地边部大部分地区缺失，而在盆地中心处最为发育。总之，松辽盆地北部多物源方向，多沉积体系形成多个砂体，围绕沉积中心呈环带状分布，为油气聚集提供了良好的储集条件。储集层物性特征松辽盆地北部砂岩储集层的孔隙度和渗透率变化范围很大，孔隙度从小于至高达，渗透率从小于×至×，一般来说储集层物性变化与埋深、成岩作用以与岩石特征有关，上部含油气组合的砂岩储集层物性比中部含油气组合好，中部含油气组合的砂岩物性比下部含油气组合好。从图、中可以看出，扶、杨油层砂岩孔隙度较低，杨大城子油层砂岩储集层全区孔隙度一般为，高值区位于宋站以北的地区，最大孔隙度大于。扶余油层砂岩孔隙度更低，全区在之间变化，高值区位于拜泉、杜井区以与长垣以东地区。萨、葡、高油层砂岩物性较好，全区孔隙度均大于，因受原始沉积条件控制，呈现由盆地边缘向中心孔隙度逐渐降低的趋势，如图、所示。黑帝庙油层砂岩孔隙度明显高于中下部油气组合，全区孔隙度值在之间变化，仍然是由盆地四周向盆地中心孔隙度值逐渐降低，如图所示。由于各地区砂岩埋藏深度不一样，岩性也不一样，故不同地区同一层位，或同一地区同一层位的储集层都可以有较大的差异，如埋藏浅的扶、杨油层可以有很高的孔隙度和渗透率，而萨、葡、高油层中由于岩性细，含泥含钙高等原因，可有较致密的储集层。储层评价（）储集层类型划分根据砂岩储集层的物性资料和其它指标，可将松辽盆地北部砂岩储集层分为大类亚类，如图和表所示。表 松辽盆地北部砂岩储集层分类标准表类型大 类亚 类孔隙度（）>渗透率(×)><<类储集层的孔隙度平均值大于，渗透率平均值大于×，是盆地北部高产与高中产油气层。一般每米油层自喷原油吨以上，单井日产油以上或天然气×以上。类储集层多属大型河流三角洲、滨浅湖相砂体，单砂体厚度较大，最厚可达，一般厚度大于即有工业意义。埋藏深度小于。类储集层主要分布在大庆油田中部含油气组合萨、葡、高油层内与宋站、朝长地区某些产能较高的扶、杨油层中。类储集层孔隙度平均值为，渗透率平均值为××。类储集层是盆地内具有自喷能力的中产油气层。单井日产油或日产气数万立方米。该类储集层主要为小型三角洲分流河道砂岩和扇三角洲砂体，单层砂岩厚度可达左右，有的较厚，埋藏深度大约。该类储集层主要分布在西部英台地区部分萨、葡、高油层与宋站、朝长地区的扶、杨油层中。类储集层为自喷能力差的低产油气层。砂岩孔隙度平均值为，渗透率平均值小于×，多数要经压裂、酸化处理后可获得工业性油气流。单井日产油，日产气数千立方米。砂体类型以游动性滨浅湖相砂体为主，其次为水下分流河道砂体。单砂层厚度较薄，多小于，埋深左右。该类储集层主要分布在东部（包括大庆地区）扶、杨油层和西部英台地区中、下部含油气组合中。类储集层指孔隙度平均值小于，渗透率平均值为××的砂岩储集层。其特征是孔隙度而渗透率特低，可作为储气层。埋藏深度多数大于，主要分布在深部含油气组合的泉一、二段与登娄库组等深部地层以与埋藏较深的下部油气组合中。（）综合评价与分析）下部含油气组合的扶、杨油气储集层扶余、杨大城子油层是目前松辽盆地勘探的主要目的层之一。主要属于中孔隙度，低渗透或特低渗透率储集层，自然产能比较低，多数需压裂后才能达到工业油气流标准。 扶、杨储集层多为含泥细粒长石岩屑砂岩，填隙物含量较高，泥质含量普遍在以上，胶结类型以再生孔隙式为主。 砂岩在盆地内广泛分布，无砂岩尖灭区，北部和英台沉积体系砂岩比较发育，砂岩体规模较大，盆地北部扶、杨油层主要分布在三肇凹陷，砂岩较薄，单砂层厚度一般。 不同地区的砂岩埋藏深度大不相同。盆地北部三肇地区扶、杨油层埋藏深度范围为。由于后期构造运动的影响，朝长地区和盆地东部、南部扶、杨油层的埋藏深度均小于，长春岭背斜带最浅，仅。不同深度的砂岩其成岩条件也有较大差异。在盆地北部扶、杨油层已进入晚成岩阶段期，化学胶结作用很强，晚期石英次生加大和自身粘土矿物大量在砂岩粒间孔隙内沉淀，孔隙堵塞严重，形成缩小粒间孔。另一方面在局部地区由于长石和其它不稳定矿物的溶解形成次生孔隙，使储集物性得到改善。 从图、中可以看出，松辽盆地北部扶、杨油层多为中孔、低渗透类储集层和致密砂岩储集层。杨大城子油气储集层在宋站气田新东井区块，砂岩孔隙度，平均渗透率为×，最大可达×，为类储集层。以此由北向南、类储集层呈环带状逐级演化，如图所示。扶余油气储集层也存在由北向南储集层物性逐渐变差的趋势，宋站地区以与杜井区以北扶余油层储集层物性最好，是类储层分布区，大庆长垣、升平、榆树林、肇州地区较差，均为类储集层分布区，如图所示。）中部含油气组合萨、葡、高油气储集层萨、葡、高油气储集层是松辽盆地油气勘探的主要目的层，也是大庆油田的主力生产层，其主要特征如表所示。表 松辽盆地北部萨、葡、高储集层特征与评价地区层位埋藏深度()物性岩石类型填隙物()主要孔隙类 型成岩阶段沉积相储集层评价类型孔隙度()渗透率(×)泥质含量总量喇嘛甸(喇井)萨尔图细粒长石砂岩原生粒间孔早三角洲分流平原阿拉新(杜井)含泥粉、细粒岩屑长石砂岩原生粒间孔早滨浅湖他拉哈岩屑长石粗粉砂岩原生粒间孔粒间缩小孔中早三角洲前 缘，朝阳沟(朝井)葡萄花含泥岩屑长石粗粉砂岩原生粒间孔早滨浅湖朝阳沟(朝气井)细粒岩屑长石砂岩原生粒间孔早滨浅湖太和(哈井)高台子细粒岩屑长石砂岩原生粒间孔，粒间缩 小 孔中早扇三角洲， 储集砂岩以粗粉细粒长石砂岩为主，离物源较近的地区（如阿拉新气田等），岩屑含量较高，为长石质岩屑砂岩。砂岩填隙物以泥质为主，含量较低，一般小于。胶结类型多为孔隙式或接触式。 砂岩主要分布在盆地的南部、西部和北部。有明显的砂岩尖灭区，北部砂体萨尔图、高台子油层砂岩只分布在杏树岗以北的地区，而葡萄花油层分布较广，盆地内均有分布。 中部组合储集层砂岩埋藏浅（多小于），成岩作用弱（属早成岩阶段），胶结疏松、孔隙发育，以原生粒间孔隙为主。在大庆长垣以西的部分地区如英台、古龙，由于砂岩埋藏较深（），已进入晚成岩阶段期，石英具次生加大与再生胶结，故岩石变得较致密，孔隙以原生粒间缩小孔为主。 萨、葡、高油层砂岩储油物性好，多为类高孔隙度、中高渗透率储集层，孔隙度一般大于，渗透率大于×。毛管压力曲线多属分选好，粗歪度类型。从图至中可以看出，大庆长垣以北、以西、以东大部分地区均为类储集层，齐家古龙凹陷由北向东、级储集层逐级演化。）上部组合黑帝庙油层储集层黑帝庙油层储集条件较好，砂岩发育，在盆地内广泛分布，孔隙度一般为，渗透率大于×，从图中可以看出，全区黑帝庙油层类储集层主要分布于齐家古龙、三肇与明水地区，其余地区皆为类储集层。（三）封盖条件与评价盖层分布与评价（）宏观发育特征由图中可以看出，松辽盆地中浅层纵向发育多套泥质岩盖层，中下部油气组合油气盖层主要发育于盆地的最大湖侵期青山口组和嫩一、二段，不仅厚度大，而且分布广，上部油气组合油气盖层主要发育于嫩五段，详细特征如下：青山口组沉积时期是湖盆发育的第一个兴盛时期，盆地内沉积了滨浅湖深湖相大面积分布的暗色泥岩，只在盆地边部缺失。青一段沉积时期为湖水泛进期，松辽盆地北部在齐家古龙凹陷到三肇凹陷与其以东地区全部为泥岩，西部超覆带与滨北地区含有砂岩。泥岩累积厚度为，最大厚度分布于齐家古龙凹陷中心，该处厚度大于，由此向其四周泥岩累积厚度逐渐减小，在西部斜坡北部齐齐哈尔附近，泥岩累积厚度达到最小，小于，如图所示。泥地比为，齐家古龙凹陷、三肇凹陷以与东部广大地区泥地比皆为，由此向东和向北泥地比逐渐减小，在泰来附近达到最小，但在西部斜坡区北部的齐齐哈尔附近泥地比又有增大的趋势，最大可达到以上，如图所示。青二、三段泥岩累积厚度明显高于青一段，为，最大厚度位于古龙凹陷中心处，厚度大于。由此向其四周泥岩累积厚度逐渐减小，也是在西部斜坡区北部的齐齐哈尔附近，泥岩累积厚度达到最小，小于，如图所示。泥地比为，泥地比区域明显较青一段变小，表明其泥岩发育程度较青一段差，主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷内，由两个凹陷向其四周泥地比逐渐减小，在杜井处达到最小，小于。但在江井处泥地比又有增大的趋势，其大于，如图。嫩一、二段沉积时期是松辽盆地又一次较大湖侵期，面积更大，质更纯、砂质含量更少。松辽盆地北部嫩一段泥岩累积厚度为，最大厚度发育于明水以北地区和东部哈尔滨地区，厚度大于，由此向西和向南厚度逐渐减小，在龙江地区达到最小，小于，如图所示。泥地比为，泥地比为范围主要分布于古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区，由此向北泥地比值逐渐减小，在富拉尔基地区泥地比值达到最小，小于，如图所示。嫩二段泥岩较嫩一段发育，泥岩累积厚度为，最大厚度位于三肇凹陷中心处，厚度大于，古龙凹陷中心处最大厚度为，由两个凹陷中心向其四周泥岩累积厚度逐渐减小，在龙江以北地区达到最小，小于，如图所示。泥地比大于，在泰康以南、大庆以西、长垣南部、青岗西南、三肇凹陷等地区泥地比小于，其余广大地区皆为，如图所示。嫩五段沉积时期，盆地整体开始萎缩，分布面积明显较青山口组和嫩一、二段小。嫩五段泥岩盖层主要围绕齐家古龙凹陷分布，在该区的西北、西南、东部地区有缺失现象，泥岩累积厚度最大可达左右，主要分布于凹陷中心处，由此向四周泥岩厚度逐渐减薄，如图所示。综合上述研究认为，中浅层的青山口组和嫩一、二段两套盖层泥岩分布面积广，质纯，砂质含量少，质量较好。泥岩在纵向上连续分布的厚度大，模向对比分布的面积广，如图、所示。（）微观封闭特征盖层微观封闭特征是盖层封盖油气能力的最直接反映，据目前研究现状，盖层封闭油气的机理有三种，即毛细管封闭、压力封闭和烃浓度封闭。 毛细管封闭特征盖层之所以能够封闭住储集层中的油气，是因为盖层岩石与储集层岩石之间存在明显的物性差异，即盖层岩石较储集层岩石具有更小的孔喉半径，根据排替压力的定义(岩石中润湿相流体被非润湿相流体排替所需要的最小压力，它的数值大小等于岩石中最大连通孔喉的毛管压力)，盖层岩石较储集层岩石具有更大的排替压力，即盖层岩石与储集层岩石之间存在着排替压力差，由于盖层与储集层岩石之间存在着排替压力差，造成了盖层对储集层中油气的封闭作用，称之为盖层的物性封闭作用或毛细管封闭作用。 盖层与储集层岩石之间的排替压力差越大，盖层物性封闭能力越强；反之，盖层的物性封闭能力越弱。排替压力是反映盖层物性封闭能力量根本、最直观的评价参数。由实测饱和水排替压力资料整理得到盆地北部泥岩排替压力随埋深的变化关系，松辽盆地北部泥岩排替压力均具有随埋深逐渐增大的变化趋势，表明其毛细管封闭能力随着压实成岩作用的增加而逐渐增强。经计算可以得到松辽盆地三套泥岩盖层的排替压力平面分布，如图至图所示。松辽盆地北部青一段泥岩盖层排替压力为，高值区主要分布于齐家古龙凹陷与三肇凹陷的中心处，排替压力大于。由此向东、向北、向西排替压力值逐渐降低，在西部和东部边界排替压力达到最小，小于，如图。青二、三段泥岩盖层排替压力为，高值区主要分布于齐家古龙凹陷，排替压力大于。由此向东、向北、向西排替压力值逐渐降低，在西部斜坡区北部龙江地区和拜泉东北地区排替压力达到最小，小于，如图所示。松辽盆地北部嫩一段泥岩盖层排替压力为，高值区主要分布于齐家古龙凹陷，排替压力大于，由此向东、向西和向北排替压力值逐渐降低，在西部斜坡区龙江地区排替压力达到最小，小于，如图所示。嫩二段泥岩盖层排替压力为，高值区主要分布于齐家古龙凹陷内，排替压大于，由此向其四周排替压力逐渐减小，在盆地边界排替压力达到最小，小于，如图所示。嫩五段泥岩盖层排替压力一般小于，毛细管封闭能力相对较差。综合上述研究认为，松辽盆地青山口组和嫩一、二段两套泥岩盖层均具较强的毛细管封闭能力，对于封闭游离相油气是有利的。 压力封闭特征盖层的这种封闭机理并不象毛细管封闭机理那么普遍，而是有条件的，只能存在于欠压实具异常孔隙流体压力的泥质岩盖层中，主要是依靠孔隙流体超压来封闭油气的。松辽盆地北部青山口组和嫩一、二段两套泥岩盖层，由于厚度大，沉积速率快，大量孔隙水不能与时排出，滞留于其内部，再加之粘土矿物转化脱水作用以与生成烃作用，使得北部青山口组和嫩一、二段泥岩目前普遍欠压实，具异常孔隙流体压力。由图可以看出，松辽盆地北部青山口组泥岩盖层的异常孔隙流体压力主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区，高值区主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷中心处，异常孔隙流体压力大于，由此向其四周，青山口组泥岩异常孔隙流体压力逐渐降低，在凹陷周边地区消失。由图中可以看出，松辽盆地北部嫩一、二段泥岩盖层的异常孔隙流体压力也主要分布于齐家一古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区，高值区主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷中心处，三肇凹陷中心异常孔隙流体压力大于，齐家古龙凹陷中心异常孔隙流体压力大于。由两个凹陷中心向其四周，嫩一、二段泥岩异常孔隙流体压力逐渐降低，在凹陷边界消失。由上述分析可以看出，松辽盆地北部青山口组和嫩一、二段两套泥岩盖层在齐家古龙凹陷和三肇凹陷与周边地区具有异常孔隙流体压力，具压力封闭油气能力，对于封闭游离相和水溶相油气是十分有效的。 烃浓度封闭特征盖层的这种封闭机理又是一种特殊的封闭机理，主要是依靠盖层孔隙水中的含气浓度来阻止分子扩散相天然气运移的封闭作用。因为这种封闭作用是由于烃浓度引起的，因此将其称之为烃浓度封闭作用。不同类型的泥岩盖层对扩散相天然气的封闭作用与其能力是不同的，按照其对扩散相天然气的封闭机理不同，可将泥岩盖层对扩散相天然气的封闭作用划分为以下二种类型。抑制封闭作用这种封闭作用的形成条件是泥岩盖层除具有生烃能力外，内部还应具有异常孔隙流体压力。在这种条件下，由于泥岩盖层内异常孔隙流体压力的存在，造成其内孔隙水中的含气浓度明显大于正常压实地层孔隙水中的含气浓度，使原来向上递减的含气浓度出现向下递减（图），其欠压实主带以下部分生成的天然气在此向下递减的含气浓度的作用向下伏储气层中扩散运移，抑制了下伏储气层中天然气的向上扩散运移，使下伏储气层中天然气在泥岩盖层之下聚集，并逐渐向游离相态转变，如图所示，因这种封闭作用是由于泥岩盖层中天然气向下扩散的抑制引起的，故本文将其称之为抑制封闭作用。替代封闭作用 这种封闭作用形成条件是泥岩盖层只具有生烃能力，内部不具有异常孔隙流体压力。在这种条件下，由于泥岩盖层内孔隙流体压力为静水压力，尽管其生成的天然气可使其内的孔隙水达到饱和状态，但受其所处温压条件的影响，其内孔隙水的含气浓度仍然小于下伏地层孔隙水中的含气浓度，具向上递减的含气浓度，天然气在此浓度的作用下，向地表方向扩散运移，如图所示。如果泥岩盖层不具生烃能力，那么向地表发生扩散运移的天然气都应来自下伏储气层。而当泥岩盖层具生烃能力，且己开始生烃时，由于其距地表近所以向地表发生扩散的天然气应首先来自泥岩盖层。在含气浓度差一定的条件下，天然气向地表的扩散量也就是一个定值。由于向上扩散的天然气己来自了泥岩盖层，所以也就不需要下伏储气层中天然气的补给。使下伏储气层中扩散相的天然气在泥岩盖层之下聚集，并逐渐向游离相转变，如图所示，因为这种封闭作用是由于泥岩盖层中天然气扩散的替代引起的，故本文将其称之为替代封闭作用。松辽盆地北部青山口组和嫩一、二段泥岩除了作为油气盖层外，它们本身又是该区中下部油气组合的主力烃源岩，有机质丰富、母质类型以型为主，目前正处于大量排烃期，可以生成排出大量的油气，应具有替代封闭作用。在齐家古龙凹陷和三肇凹陷与周边地区青山口组和嫩一、二段泥岩又具异常孔隙流体压力，故其又具抑制封闭作用。由图中可以看出，青山口组泥岩异常含气浓度主要分布在齐家古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区，异常含气浓度高值区主要分布于两个凹陷中心处，最大值大于，由二个凹陷中心向其四周异常含气浓度逐渐减小，在凹陷周边地区减小为零，表明抑制封闭作用结束，开始转为替代封闭作用。嫩一、二段泥岩异常含气浓度也主要分布于齐家古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区，异常含气浓度的高值区也分布于二个凹陷中心处，异常含气浓度大于，由此向其四周异常含气浓度逐渐减小，在凹陷周边地区异常含气浓度消失，如图所示，表明嫩一、二段泥岩盖层抑制烃浓度封闭作用消失，开始转为替代封闭作用。综合上述研究可知，松辽盆地北部青山口组和嫩一、二段泥岩盖层不仅具有替代烃浓度封闭作用，而且在齐家一古龙凹陷和三肇凹陷与其周边地区还具有抑制烃浓度封闭作用。（）封盖能力综合评价 用灰色关联分析评价泥岩盖层封盖油气能力的方法目前，对盖层封闭性评价日趋综合化和定量化，既考虑了盖层宏观特征，同时又考虑了盖层微观封闭能力，使盖层封闭性的评价结果更全面、更能反映盖层的实际封闭能力。在进行盖层封盖能力评价时，可以从分析测试、地质、测井或地震资料获取得到评价信息，如盖层排替压力、盖层厚度、异常孔隙流体压力、盖层沉积环境等，这些因素对盖层封盖能力有着不同的影响。然而，对于我们来说，这些因素皆是可知的，而盖层对油气的封盖能力到底怎么样，却是一个未知信息。因此，可将其看作是一个灰色系统，可以根据灰色系统理论，通过选取盖层封盖油气能力的评价参数、指标等特征值，利用灰色关联分析的方法去白化盖层系统发展变化态势，进行定量描述和比较，可以确定盖层评价指标和实际数据之间的关联系数和关联度，对盖层封盖能力进行等级评价。 评价与结果分析鉴于大部分油气田的形成都与沉积环境稳定条件、厚度较大的泥质岩盖层密切相关，首先以松辽盆地北部中浅层各层系的泥岩累积厚度作为盖层评价分区的标准，对三套泥岩盖层进行分区，然后根据每一分区内盖层微观封闭和宏观封闭参数的数值，赋予不同的权值，再根据各参数对盖层封盖能力贡献大小对其进行权重系数分配，如图所示，运用灰色关联分析方法计算出每分区的盖层封盖油气能力对各评价等级的关联度，选取其中最大关联度的等级作为这一分区的评价等级，最后将评价等级相同的区进行合并即可得到松辽盆地北部盖层综合评价分区图。如图至所示。从图中可以看出，松辽盆地北部青一段泥岩盖层好封盖能力区主要分布于齐家古龙凹陷、大庆长垣和三肇凹陷内，中等封盖区仅分布于泰康以东，大庆以北和望奎以西、兰西和呼兰等地区，面积小于好封盖能力区，其余广大地区为差封盖能力区。从图中可以看出，松辽盆地北部青二、三段泥岩盖层好封盖能力区也主要分布齐家古龙凹陷、大庆长垣和三肇凹陷内，较好封盖能力区主要分布于泰康以东、兰西和呼兰地区，面积小于好封盖能力区。差封盖能力区仅分布于齐齐哈尔以西和泰康以西的局部地区，其余广大地区皆为中等封盖能力区。从图中可以看出，松辽盆地北部嫩一段泥岩好盖层能力区分布于齐家古龙凹陷、大庆长垣和三肇凹陷内，但面积明显较青山口组小。中等封盖能力区主要分布于泰康、林甸和明水以北地区，其余地区皆为较好封盖能力区。从图中可以看出，松辽盆地北部嫩二段好泥岩盖层分布于齐家古龙凹陷、大庆长垣和三肇凹陷内，面积与嫩一段相差不大，差封盖能力区仅分布于齐齐哈尔以西和江井以西局部地区，其余广大地区皆为中等封盖能力区。断层封闭性评价（）断层封闭机理与评价方法优选 断层封闭机理与主要影响因素断层封闭具方向性，即侧向封闭性和垂向封闭性，侧向封闭性系指断层在侧向上对断层两盘对置层中沿断层面法线方向穿过断层面而运移油气的封闭作用。垂向封闭性指断层在垂向上对断层与垂向分布的各层系内沿断层面法线方向顺断层运移的油气的封闭作用。其封闭机理与主要影响因素如表所示。 断层封闭性评价方法泥岩涂抹系数评价断层侧向封闭性方法，（）对特立尼达海区哥伦布盆地第三系断层研究发现，泥岩涂抹作用只存在于砂、泥岩互层中泥岩位移经过的断层部分。其涂抹层厚度从一般断层的数毫米或数厘米，到大断层中的几米。泥岩涂抹层空间连续性越好，断层的侧向封堵性越好；反之，断层的侧向封闭性越差。根据形成机理，泥岩涂抹层在空间上的连续性与其埋深、断面所受地应力、泥质含量（断开泥岩层厚度）和断层的错动规模（断距）等因素有关。根据等（）对大量实际资料的研究，断层的位移越大，断开泥岩的厚度越小，泥岩涂抹层在空间上的连续性越差；断层位移越小、断开泥岩层厚度越大，泥岩涂抹层在空间上的连续性就越好。等（）将断层位移（本文记为）与在倾向剖面中沿断面测得的被明显错开的泥岩厚度（本文记为）的比值定义为泥岩涂抹系数（本文记为），即，如图所示。由此泥岩涂抹系数定义可知，该系数越小，泥岩涂抹层在空间上的连续性越好；反之，连续性越差。判断侧向封闭性的标准根据，测试和油田页岩涂抹层空间连续性与其所封闭住的烃柱高度之间的对应关系（图），值在，断距大于的典型断层，可封闭住的烃柱高度大；与此相比，封闭较小烃柱的小位移断层，其值有较大的变化，可以从到接近。即只要值小于（错开泥岩的比例大于），泥岩涂抹层就能在断面上保持空间的连续性，断层侧向封闭性好；若值大于（即错开泥岩的比例小于），泥岩涂抹层就不连续，断层侧向封闭性差。这一结论已为油田的实例所证实（，）。由上述分析，可将泥岩涂抹系数小于或等于作为泥岩涂抹层在空间上是否连续的判别标准，亦即判断断层侧向封闭性好坏的标准。表 断层封闭机理与主要影响因素一览表封闭性封闭机理模式图主要影响因素实例或实验例证侧向封闭性砂泥对接封闭机理断移地层的砂泥比值 杜井泉头组一断面上的砂泥岩对接现象，这时断面为封堵面断裂带高排替压力封闭机理泥质填充封闭机理 断移地层泥地比值 断层断距 断层活动方式 齐深井在侏罗系断裂面上取心均见有泥