大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 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1-10中可以看出，由于泥岩沉积时湖面大、水体深、I型和IIA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I型向III型过渡。其中盆地北部I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。IIA型区在齐家古龙凹陷以北及以西地区，在三肇凹陷以北和以东地区，相对I型区壳质组成分增多。IIB和III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。
（3）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1-11）。
按照成熟度指标判断，松辽盆地各套烃源岩层系的成熟度及生烃产物如下： 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，Ro<0.1%，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，Ro为0.4~1.2%，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），Ro为0.7~2.5%，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1-2至图1-5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、西部斜坡及朝阳沟阶地，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及齐家古龙凹陷一带，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Ro演化过程（图1-12）可以看出，各断陷具有不同的有机质演化历史。古龙凹陷古11井和三肇凹陷徐11井青山口组源岩大约在姚二、三段沉积时期Ro达到0.5%，进入成熟阶段，黑鱼泡凹陷鱼1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11井Ro值已超过1.5%达到高成熟阶段，徐1井青山口组源岩仍处于成熟阶段，现今Ro值约为1.1%，鱼1井青山口组源岩Ro值现今约为0.9%。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11井嫩一、二段源岩Ro达到1.2%，三肇凹陷徐11井和黑鱼泡凹陷嫩一、二段源岩现今Ro值约为0.7%，成熟度低于古龙凹陷。
3．生、排烃能力
根据盆地模拟生排烃史研究成果（据李世荣，2000），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1-13至图1-14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及向东方向逐渐减小。
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、三肇凹陷及黑鱼泡凹陷一带，由高值区向四周方向生、排烃强度值逐渐减小。
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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 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。
4．综合评价
以排烃强度值为依据，按照表1-2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1-15和图1-16所示。
表1-2 烃源条件评价标准
等 级 排烃强度 （t/km2） 好 >60×104 较 好 60-40×104 中 等 40-20×104 差 <20×104 由图1-15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，较好及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、东北隆起区及东南隆起区，基本上为差等级的源岩。
由图1-16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、北部倾没区及东南、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，其发育特征及物性特征如下：
1．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70m，其次是东部砂体，最大砂体厚度大于40m，齐齐哈尔和英台砂体，最大厚度大于30m，四个砂体向盆地中部砂体厚度逐渐减薄，如图1-17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160m；东、北部砂体厚度较大，大于80m；由两个砂体向东、西南逐渐减薄，如图1-18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30m。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1-19）。
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、齐齐哈尔砂体及北部砂体最为发育，砂体厚度一般在10~50m，东
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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 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1-20所示。
黑帝庙油层砂体主要受北部和东部及英台物源的控制，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10~80m，最大厚度均大于60m，英台砂体一般厚度为10~30m，如图1-21、1-22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。
2．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10%至
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高达35%，渗透率从小于0.1×10μm至9899×10μm，一般来说储集层物性变化与埋深、成岩作用以及岩石特征有关，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1-23、1-24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5~20%，高值区位于宋站以北的地区，最大孔隙度大于20%。扶余油层砂岩孔隙度更低，全区在4~16%之间变化，高值区位于拜泉、杜605井区以及长垣以东地区。
萨、葡、高油层砂岩物性较好，全区孔隙度均大于10%，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1-25、1-26、1-27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20~35%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1-28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。
3．储层评价
（1）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4大类8亚类，如图1-29和表1-3所示。
表1-3 松辽盆地北部砂岩储集层分类标准表
类 大 类 亚 类 Ⅰ1 >25 >500 Ⅰ Ⅰ2 25~20 100~1000 Ⅱ1 20~15 Ⅱ Ⅱ2 20~15 1~10 Ⅲ1 15~10 1~50 Ⅲ Ⅲ2 15~10 0.1~1 Ⅳ1 Ⅳ Ⅳ2 10~5 <0.1 型 孔隙度 （%） 渗透率 (×10-3μm2) 15~10 <0.1 10~500 I类储集层的孔隙度平均值大于20%，渗透率平均值大于100×10-3μm2，是盆地
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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 北部高产及高—中产油气层。一般每米油层自喷原油3吨以上，单井日产油10t以上或天然气10×104m3以上。I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7m，一般厚度大于0.4m即有工业意义。埋藏深度小于1200m。I类储集层主要分布在大庆油田中部含油气组合萨、葡、高油层内及宋站、朝长地区某些产能较高的扶、杨油层中。
Ⅱ类储集层孔隙度平均值为15%~20%，渗透率平均值为50×10-3~100×10-3μm2。II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2~6t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2m左右，有的较厚，埋藏深度大约1300~1700m。该类储集层主要分布在西部英台地区部分萨、葡、高油层及宋站、朝长地区的扶、杨油层中。
Ⅲ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10%~15%，渗透率平均值小于50×10-3μm2，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1~2t，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2m，埋深1700~2000m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。
Ⅳ类储集层指孔隙度平均值小于10%，渗透率平均值为0.1×10-3~0.01×10-3μm2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2500m，主要分布在深部含油气组合的泉一、二段及登娄库组等深部地层以及埋藏较深的下部油气组合中。
（2）综合评价及分析
1）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。
① 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10%以上，胶结类型以再生孔隙式为主。
② 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2~4m。
③ 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1000~2300m。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1000m，长春岭背斜带最浅，仅100m。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A2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。
④ 从图1-30、1-31中可以看出，松辽盆地北部扶、杨油层多为中孔、低渗透III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2井区块，砂岩孔隙度20%~28%，平均渗透率为640×10-3μm2，最大可达1347×10-3μm2，为I类储集层。以此由北向南II、III、IV类储集层呈环带状逐级演化，如图1-30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，宋站地区以及杜405井区以北扶余油层储集层物性最好，是I类储层分布区，大庆长垣、升平、榆树林、肇州地
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