大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 区较差，均为III类储集层分布区，如图2-31所示。
2）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2-4所示。
表1-4 松辽盆地北部萨、葡、高储集层特征及评价
埋藏 深度 (m) 物性 岩石类型 孔隙度 渗透率 (%) (×10-3μm2) 28 852 细粒长 石砂岩 含泥粉、 细粒岩屑 长石砂岩 岩屑长石 粗粉砂岩 含泥岩屑长 石粗粉砂岩 细粒岩屑 长石砂岩 细粒岩屑 长石砂岩 泥质 总量 含量 7 7 填隙物(%) 主要孔隙 成岩 类 型 阶段 沉积相 储集层评 价类型 地区 层 位 喇嘛甸 (喇72井) 萨 阿拉新 尔 (杜602井) 图 他拉哈 898~903 原生粒间孔 早 三角洲 分流平原 Ⅰ1 713~724 26 1102 10 13 原生粒间孔 早 滨浅湖 Ⅰ1 1605~1622 13~21 50~100 9 10 原生粒间孔 中早 粒间缩小孔 三角洲 前 缘 Ⅰ2，Ⅱ1 朝阳沟 (朝51井) 朝阳沟 (朝气4井) 太和 (哈1井) 葡 萄 花 700~703 26 581 11 13 原生粒间孔 早 滨浅湖 Ⅰ1 415~424 31 1255 9 9 原生粒间孔 早 滨浅湖 Ⅰ1 高 台 1404~1412 13~21 子 50~100 7 9 原生粒间 孔，粒间 中早 扇三角洲 Ⅰ2，Ⅱ1 缩 小 孔 ① 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10%。胶结类型多为孔隙式或接触式。
② 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。
③ 中部组合储集层砂岩埋藏浅（多小于1300m），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（1500~1800m），已进入晚成岩阶段A1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。
④ 萨、葡、高油层砂岩储油物性好，多为I类高孔隙度、中—高渗透率储集层，孔隙度一般大于20%，渗透率大于100×10-3μm2。毛管压力曲线多属分选好，粗歪度类型。从图2-32至2-34中可以看出，大庆长垣以北、以西、以东大部分地区均为I类储集层，齐家—古龙凹陷由北向东II、III、IV级储集层逐级演化。 3）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20~25%，
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渗透率大于50×10μm，从图2-35中可以看出，全区黑帝庙油层Ⅰ类储集层主要分布于齐家-古龙、三肇及明水地区，其余地区皆为Ⅱ类储集层。
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（三）封盖条件与评价 1．盖层分布与评价
（1）宏观发育特征
由图1-36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及其以东地区全部为泥岩，西部超覆带及滨北地区含有砂岩。泥岩累积厚度为20~100m，最大厚度分布于齐家~古龙凹陷中心，该处厚度大于100m，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20m，如图2-2所示。泥地比为40~100%，齐家古龙凹陷、三肇凹陷以及东部广大地区泥地比皆为100%，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90%以上，如图2-37所示。
青二、三段泥岩累积厚度明显高于青一段，为50~550m，最大厚度位于古龙凹陷中心处，厚度大于550m。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50m，如图2-3所示。泥地比为30~100%，泥地比100%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81井处达到最小，小于30%。但在江24井处泥地比又有增大的趋势，其大于80%，如图2-38。
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20~130m，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130m，由此向西和向南厚度逐渐减小，在龙江地区达到最小，小于20m，如图2-4所示。泥地比为60~100%，泥地比为100%范围主要分布于古龙凹陷和三肇凹陷及其周边地区，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60%，如图2-39所示。
嫩二段泥岩较嫩一段发育，泥岩累积厚度为80~250m，最大厚度位于三肇凹陷中心处，厚度大于250m，古龙凹陷中心处最大厚度为240m，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80m，如图2-5所示。泥地比大于85%，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100%，其余广大地区皆为100%，如图2-40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200m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2-41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2-42、2-43所示。
（2）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。
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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） ① 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2-44至图2-47所示。
松辽盆地北部青一段泥岩盖层排替压力为4~6MPa，高值区主要分布于齐家古龙凹陷及三肇凹陷的中心处，排替压力大于6.0MPa。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4.0MPa，如图2-44。
青二、三段泥岩盖层排替压力为3~6MPa，高值区主要分布于齐家古龙凹陷，排替压力大于6.0MPa。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3.0MPa，如图2-45所示。
松辽盆地北部嫩一段泥岩盖层排替压力为3~5MPa，高值区主要分布于齐家古龙凹陷，排替压力大于5.0MPa，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3.0MPa，如图2-46所示。
嫩二段泥岩盖层排替压力为3~5MPa，高值区主要分布于齐家古龙凹陷内，排替压大于5.0MPa，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3.0MPa，如图2-47所示。 嫩五段泥岩盖层排替压力一般小于3MPa，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。 ② 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，大量孔隙水不能及时排出，滞留于其内部，再加之粘土矿物转化脱水作用以及生成烃作用，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2-48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及其周边地区，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l0MPa，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2-49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及其周边地区，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8MPa，齐家古龙凹陷
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大庆石油学院本科生毕业设计（论文） 中心异常孔隙流体压力大于7MPa。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及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。 ③ 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及其能力是不同的，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。 a．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2-50a），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2-50a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。
b．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2-50b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2-50b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I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及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2-51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及其周边地区，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0.6m3/m3，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及其周
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