1、松遼盆地油氣富集的主要地質因素 中國地質大學本科生課程讀書報告課 程 名 稱世界油氣田教 師 姓 名陳振林學 生 姓 名彭俊文學 生 學 號 20091000725專 業 資源勘查工程（油氣）所 在 院 系 資源學院石油系日期 :2012/4/17松遼盆地油氣富集的主要地質因素目錄 TOC o 1-5 h z 區域地質背景4地層層序演化7地層層序劃分與演化 7有利的生、儲、蓋組合 9成烴凹陷與優質烴源巖 9烴源巖有機質豐度11烴源巖有機質類型13烴源巖有機質成熟度15有利的油氣儲集條件16儲層分布及物性參數16蓋層與油氣成藏關系21蓋層在縱向上控制了油氣的富集層位21良好區域蓋層之下是油氣的主

2、要富集層22蓋層在平面上控制了油氣藏的主要發育區23有利的生儲蓋組合特征 243.4.1 松遼盆地坳陷期生儲蓋配置情況24不同生儲蓋組合對油氣的影響25有利沉積相帶控制油氣富集27長軸緩坡低位、湖侵體系域 （河流）三角洲型富集區帶 27短軸陡坡湖侵和高位辮狀河 （扇）三角洲型富集區帶 29構造活動對油氣聚集的影響 315.1 大型深坳陷提供了豐富的油氣源31斷裂帶對油氣運聚成藏的控制作用31反轉構造帶是油氣聚集的有利場所35油氣聚集主控因素分析總結38參考文獻39區域地質背景 松遼復合大油區與松遼盆地范圍相當，位于東北地區，跨越黑龍江省、吉林省、 遼寧省和內蒙古自治區，西、北、東三面分別為大興

3、安嶺、小興安嶺和張廣才嶺所圍 南 面為康法丘陵，呈北北東向展布，寬 750km，長 330370km，面積 26104km2，是一 個以白堊系為主的大型斷拗復合陸相盆地。發育了前古生界、下古生界、上古生界、 侏羅系、白堊系、古近系和新近系、第四系地層。由加里東、海西期褶皺變質巖系及 同期的巖漿巖組成了盆地基底。 上部沉積蓋層從侏羅紀開始， 至新生界均有不同程度 的發育，總厚度可達 l1000m 以上，其中白堊系厚達 7000m以上，是盆地內的主要含 油層系。中淺層 （泉三段以上 ）劃分為西部斜坡帶、北部傾沒區、東北隆起區、中央拗 陷區、東南隆起區、西南隆起區和東南隆起區 6 個一級構造單元 （

4、圖 11）。圖 1 1 松遼盆地拗陷層構造單元區劃圖松遼盆地中淺層石油資源量約 130億 t ，探明石油地質儲量約 70億t ，是一個以 白堊系砂巖儲層為主的現實大油區（圖 12），油藏以構造、大面積巖性油藏為主， 屬于構造一巖性復合大油區，由于油藏形成和發育的白堊系地層處于拗陷盆地背景， 按原型盆地又屬于拗陷盆地大油區。圖 1 2 松遼盆地中淺層油層分布柱狀圖松遼盆地中生代中期受太平洋板塊北北西方向的俯沖消減擠壓和陸緣巖漿熱動力 作用及來自鄂霍次克海陸間窄大洋板塊向南東方向的俯沖作用。在雙向俯沖作用下， 地殼深部地幔上拱，熔融物質熱膨脹擴張，上地殼張裂，形成一系列中小型斷陷。進 入中生代晚期

5、， 由于太平洋板塊的俯沖方向逐漸由北北西轉變為北西西向， 同時其北 西方面的鄂霍次克海陸間窄大洋碰撞封閉 松遼盆地深部地幔上拱物質由熱膨脹漸變 為冷卻收縮， 導致地殼整體不均一快速下沉， 使早期形成的斷陷未能大規模裂陷而較 早地進入拗陷期發展階段（圖 1 3）。新生代時期受太平洋板塊俯沖作用的影響趨于 結束，日本海的形成及對其的輕微擠壓， 松遼盆地地幔上拱物質由熱膨脹過渡為冷卻 收縮，湖盆萎縮漸趨上升直至結束發育。 盆地相應表現為斷陷一拗陷復合的地質結構 （圖 14）圖 1 3 松遼盆地坳陷期沉積體系分布圖圖 1 4 松遼盆地地質結構圖地層層序演化 松遼盆地內沉積地層的發育主要是受構造運動與古

6、氣候兩大因素的控制，處于不 同的構造發育階段與占氣候條件下， 其古生物化石組合與分布狀況差別很大。 在盆地 發育早期的斷陷階段，構造運動以斷裂作用為主，形成了一系列斷陷盆地。這些彼此 分割的斷陷盆地中不同程度地發育著火山巖、 火山碎屑巖， 以及河流沼澤相為主的地 層，厚度較大，自下而上分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組。盆地坳陷 期，構造運動以沉降為主，沉降幅度與沉積范圍均規模巨大，先后沉積了以湖相沉積 為主的泉頭組、青山口組、姚家組與嫩江組。盆地萎縮階段，構造運動趨于緩慢上升 狀態，沉積范圍明顯縮小，先后沉積了以河流相為主的四方臺組、明水組、占近系、 新近系和第四系。現主要討論盆地內

7、與油氣的生成、運移、聚聚密切相關的中生界侏 羅、白堊系地層。地層層序劃分與演化松遼盆地白堊系層序地層劃分與演化松遼盆地從泉頭組底部至嫩江組頂部可以劃分為兩個完整的二級層序和 8 個三級層序(圖 21)。下部二級層序基本由泉頭組和 青山口組地層組成，時間跨度約 27Ma；上部二級層序基本由姚家組和嫩江組地層組成，時間跨度約 15Ma。各三級層序時問跨度一般 25Ma。圖 2 1 松遼盆地泉頭組嫩江組層序地層綜合劃分方案泉頭組一、二段為下部二級層序的低位體系域，包括一個三級層序 (SQl)，以干旱氣候條件下的河流相沉積為主。 泉頭組三段青山口組一段為下部二級層序的水進體系 域，包括兩個三級層序 (

8、SQ2、SQ3)。青山口組一段中下部是最大洪泛期的沉積物，湖 盆范圍急劇擴張，達 8.7 104km2，水體迅速變深，沉積了廣泛分布的富含有機質的 深湖相暗色泥巖，為主力生油層。青山口二、三段為下部二級層序的高位體系域，包 括一個三級層序 (SQ4)，主體部分為高位體系域 (HST)的沉積產物，此時湖盆范圍逐漸 縮小，水體變淺，發育一系列三角洲沉積體系，自北、西、西南三個方向向湖盆中心 推進，在縱向上形成進積型沉積序列。青二段總體沉積環境與青一段類似，沉積中心 仍發育深湖一半深湖沉積，但湖相泥巖分布范圍較小，砂體分布范圍擴大。青三段沉 積環境發生較大變化，湖盆水體退縮更加明顯，盆地主體演變為濱

9、淺湖環境。青山口 組頂部廣泛發育的不整合面，代表了 QYN 下部沉積層序的結束和上部沉積層序的開 始。姚家組一段包括了上部層序的低位體系域和 SQ5 三級層序的低位體系域 (LST)， 湖盆水體較淺， 湖盆范圍縮小， 僅為 1104km2 左右。北部發育大型三角洲沉積體系， 三角洲分流河道與前緣相大規模地向盆地中心遷移； 南部陸源碎屑物質供給不足， 發 育大面積淺水砂巖沉積。姚家組二段至嫩江組一段為水進體系域(TST) 的產物，湖盆分布面積逐漸擴大，水體深度增加，姚家組二段和三段為水進早期沉積，主要為淺水 湖相泥巖和三角洲砂巖沉積，分布在盆地北部和西部。嫩一、二段為水進晚期至最大 洪泛期的沉積

10、，湖盆范圍急劇擴張，除三角洲砂體局限分布在松遼盆地北緣外，廣泛 發育厚層深湖半深湖相泥巖， 主要為黑色泥頁巖和油頁巖， 為松遼盆地另一套主要 生油層。嫩江組三一五段為上部二級層序的高位體系域，包括三個三級層序(SQ6、SQ7、SQ8)，三角洲砂體發育。有利的生、儲、蓋組合松遼盆地坳陷期發育多套沉積體系， 不同的沉積體在空間上疊置，為油氣的形成提 供了生成條件、儲集空間和遮擋條件。成烴凹陷與優質烴源巖松遼盆地兩次最大湖泛期沉積的青一段和嫩一、 嫩二段半深湖一深湖相沉積體 （圖 31，圖 32），對應的地質時期分別相當于阿爾布一賽諾曼和坎潘期，這兩個時期 與全球海平面上升時期相一致。 在兩次大規模

11、湖侵期， 松遼湖盆有與海洋短期溝通的 歷史，盆地內大部分區域長期處于沉積饑餓狀態， 沉積了兩套分布廣泛、 富含有機質、 巨厚的黑色頁巖，間夾油頁巖，是松遼盆地最重要的生油層和區域性蓋層。青一段和 嫩二段黑色頁巖分布范圍達十幾萬平方千米，有機質豐富，可以與海相盆地相媲美。從古湖盆發展時期的生物特征上看，松遼古湖盆屬富營養型，有機質供應豐富， 有機質在深水凹陷內大量聚集和保存， 這是松遼盆地青山口組一嫩江組富含有機質的 黑色頁巖的主要成因。但青一段、嫩一段、嫩二段黑色頁巖遠比其他時期密集段有機 質含量高，而且高值區并不局限于深坳陷內部，這說明青一段、嫩一段、嫩二段黑色 頁巖中有機碳含量偏高還有另外

12、的原因，除有機碳供應充足、湖泊較深等因素外，有 機碳的大量保存可能與海侵有關。海水的注入使湖水鹽度增高，引起湖泊水體鹽度分層，因為海水相對密度（1.03）大于湖水的相對密度（ 1.0），當海水注入到淡水湖盆會形成密度流，沿湖盆底部向下 流人湖心， 形成高鹽度底層水。 水體的鹽度分層導致表層富氧水與底層水沒有物質交 換，造成湖泊深部的缺氧環境，為有機質的保存創造了良好的條件，因此形成了盆地 大面積區域內有機質含量相對偏高的現象。超層序最大湖泛面附近厚層黑色泥、頁巖不僅提供了豐富的有機質，而且其分布 廣泛，也為油氣藏的形成提供了良好的蓋層條件。較重要的青一段和嫩一、嫩二段， 它們分開了松遼盆地上、

13、中、下部含油組合。圖 3 1 松遼盆地青一段沉積相圖圖 3 2 松遼盆地嫩一段沉積相圖烴源巖有機質豐度烴源巖中的有機質是油氣生成的物質基礎，有機質豐度的大小決定烴源巖的成烴 潛力。松遼盆地坳陷層主要有兩套烴源巖層系，即青山口組和嫩江組。青山口組包括 青一段、青二段和青三段，嫩江組包括其中的嫩一段、嫩二段和嫩三段。盆地幾個主 要生烴區烴源巖有機質豐度統計表明（表 31），垂向上依據烴源層有機質豐度的大 小可以把烴源巖劃分為不同的級別，反映各套烴源巖具有不同的生烴潛力。表 3 1 松遼盆地北部主要生烴區烴源巖有機質豐度在齊家古龍凹陷青一段烴源巖有機碳平均值達到2.13%，一般分布在 1.0%和3.

14、0%之問。氯仿瀝青“ A”平均值達到 0.43%，主要分布在 0.4%和 0.9%之間。總烴 平均值達到 414910-6，主要分布在 100010-6 和 800010-6 之間。生烴潛量 S1+S2 平均值達到 18.49mg/g，主要分布在 10mg/g 和 35mg/g 之間。綜合評價為最好烴源巖。 嫩一段烴源巖有機碳平均值達到 2.64%，主要分布在 1.0%和 4.0%之間，氯仿瀝青“A” 平均值達到 0.49%，總烴平均值為 402310-6，生烴潛量 S1+S2 平均值為 25.15mg/g。 有機質豐度指標略高于青一段， 屬最好的烴源巖， 反映嫩一段在齊家古龍凹陷是不 可忽視

15、的烴源巖層。在三肇凹陷青一段烴源巖有機碳平均值為 3.14%，主要分布在 1.0%和 6.0%間。氯 仿瀝青“ A ”平均值為 0.626%，主要分布在 0.2%和 0.9%之問。總烴平均值為 4290 10-6，主要分布在 250010-6和 700010-6之間。生烴潛量 S1+S2平均值高達 29.27mg/g，主頻分布 10mg/g和 35mg/g 之間。綜合評價為最好烴源巖。 三肇凹陷與齊家一古龍凹 陷相比，青一段的各項有機質豐度指標略偏高，原因可能有兩點：一是三肇凹陷青一 段泥巖的生烴潛力大， 齊家古龍凹陷烴源巖原始有機質豐度比三肇凹陷青一段烴源 巖低；二是由于齊家古龍凹陷青一段烴

16、源巖成熟較高， 大量生烴并排出烴源巖造成 了殘余有機質豐度較低。嫩一段烴源巖有機碳平均值為2.55%，主要分布在 1.0%和4.0%之問。氯仿瀝青“ A”均值為 0.141%，主頻分布在 0.1%和 0.2%之問。總烴只有 一塊樣品為 378 10-6。S1+S2平均值為 15.03mg/g，主要分布在 10mg/g和 25mg/g之 間。從以上數據看，嫩一段烴源巖有機碳值較高，而其他有機質豐度指標值較低，這 可能與該地區嫩一段埋藏較淺、成熟度較低有關。綜合評價為好烴源巖。大慶長垣青一段烴源巖有機碳平均值為 3.64%，主頻分布在 2.0%和 5.0%之間。 氯 仿瀝青“ A ”平均達到 0.

17、389%，主要分布在 0.2%和 0.5%之間。總烴平均值為 3163 10-6，大部分樣品分布在 200010-6 和 400010-6之間。生烴潛量 S1+S2平均值達到 20.75mg/g，主要分布在 15mg/g和 35mg/g 之間。綜合評價屬最好烴源巖。由此推測， 大慶長垣上的原油不僅來自兩側的齊家古龍凹陷和三肇凹陷， 長垣本身的青一段作 為烴源巖，也對大慶油田的形成也發揮了重要作用。嫩一段烴源巖有機碳平均值為 2.05%，主頻分布在 1.0%和 2.5%之間。氯仿瀝青“ A”平均值為 0.205%，總烴平均 值為 147810-6，屬于最好的烴源巖。上述分析表明，松遼盆地坳陷層主

18、要烴源巖中青一段泥巖和嫩一段泥巖有機質豐 度一般達到最好烴源巖級別。其次是青二、青三段，有機質豐度一般達到好中等烴 源巖級別。嫩二、嫩三段地層有機質豐度一般為中等或差烴源巖。因此，在垂向上各 套烴源巖表現出不同的生烴潛力。烴源巖有機質類型有機質類型是反映有機質來源或化學組成的重要標志， 有機質母質 （干酪根 ）類型的 差異決定烴源巖不同成烴的方向。 現分別對松遼盆地坳陷層幾個主要生烴區烴源巖的 類型特征進行簡述。齊家古龍地區主要烴源巖干酪根的元素組成統計結果表明，青一段干酪根中碳 平均占 8446，氫平均占 622，氧平均占 768，氮平均占 164。干酪 根的平均 HC 原子比為 089，O

19、C 原子比平均為 007，有機質類型平均為型。 從范氏圖看（圖 33），齊家古龍凹陷青一段烴源巖有機質以 I 型和型為主，少 量為型。元素組成分析，嫩一段干酪根中碳平均占 7989，氫平均占 8 76，氧平均 占 942，氮平均占 1 93，干酪根中殘余氫元素的含量高于青山口組。干酪根 的 HC 原子比平均高達 132，OC 原子比平均為 009。在范氏圖圖上（圖 3 3），嫩一段干酪根類型分布在 I、型區域內。以上特征顯示，嫩一段烴源巖的有機質類型好于青山口組。圖 3 3 齊家古龍凹陷烴源巖有機質類型劃分（范氏圖）三肇地區主要烴源層干酪根元素組成的統計結果表明 （圖 34），青一段烴源巖干

20、酪根碳平均占 8068，氫平均占 795，氧平均占 955，氮平均占 182。 干酪根的 HC 原子比平均為 118，OC 原子比平均為 009，表明有機質類型為 型。在干酪根元素 H C 和 OC 原子比關系圖上，三肇地區青一段干酪根主 要分布在、型區域內。嫩一段干酪根 HC 原子比不僅大于該凹陷的青山口組， 還略大于齊家一古龍凹陷的嫩一段烴源巖， 這一方面反映其有機質類型偏腐泥型， 另 一方面也與其成熟度較低、氫的損失較少有關。圖 3 4 三肇凹陷烴源巖有機質類型劃分（范氏圖）烴源巖有機質成熟度松遼盆地具有較高的地溫梯度 （平均 4 /100m）和大地熱流值 （175HFU），致使其 與國

21、內大多數盆地相比，有機質成熟門限深度較淺。在松遼盆地烴源巖RO，與深度關系圖中（圖 25），處于成熟階段（ RO=07 13）的烴源巖埋深范圍大約 為 1500 2100m。松遼盆地中央坳陷區的青山口組和嫩一段大多處于這一深度范圍 內，這是其成為優質生油巖的重要因素之一。圖 35 松遼盆地北部坳陷層 RO 與深度關系有利的油氣儲集條件松遼盆地以陸相湖盆沉積為主，由于陸相環境碎屑來源的復雜性、沉積相態的多 樣性，以及后生成巖作用的影響，發育了各種類型的儲層，為油氣成藏提供了儲集空 問。儲層分布物性參數油氣勘探結果顯示，松遼盆地從淺至深共發育 10 個含油氣層（表 32），其中坳 陷沉積 6 個含

22、油氣層，以產原油為主；斷陷沉積 （包括基巖）4 個含油氣層，產天然氣 為主。坳陷沉積中儲層巖石類型主要為粉砂巖和細砂巖， 局部地區還發育湖相碳酸鹽 巖和泥巖裂縫儲層；斷陷沉積中儲層巖石類型復雜，碎屑巖類有砂巖、礫巖以及二者 的過渡巖類，此外還有火山巖和基巖風化殼儲層。儲層在空間分布上，由于受構造發 育特征的影響， 坳陷沉積和斷陷沉積的儲層分布明顯不同， 其中受湖盆大小和物源方 向等多種因素的控制，坳陷沉積中儲層空間展布也明顯不同。表 3 2 松遼盆地儲層與含油氣組合黑帝廟油層砂巖比較發育，厚度受沉積相控制比較明顯。在松花江和嫩江以南湖 相發育區，砂巖累計厚度通常小于 80m，砂地比為 10 2

23、0；在江北河道比較發 育的地區，砂巖厚度達到 120m 以上，個別地區達到 200m以上，砂地比為 4060； 在三角洲前緣相 （江北），砂巖厚度主要介于 80120m 之間，砂地比為 2040。薩爾圖油層砂巖發育程度不如黑帝廟油層，砂巖厚度受沉積相控制更明顯。在安 達以南的三肇等湖相發育區，砂巖累計厚度通常小于 30m，砂地比為 10 20； 在河道比較發育的盆地北部地區 （大慶以北 ），砂巖厚度達到 60m 以上，個別地區達到 l00m以上，砂地比為 40 60；在三角洲前緣相 （安達北、大安西等地 ），砂巖厚度 主要介于 3060m 之間（圖 36），砂地比為 20 40。圖 3 6 松

24、遼盆地薩爾圖油層砂巖厚度等值線圖 葡萄花油層砂巖發育程度明顯不如薩爾圖油層，砂巖厚度通常小于20m，局部達到 40m 以上。沉積相對砂巖厚度的控制作用明顯，三肇北部等湖相發育區，砂巖累 計厚度通常小于 10m，砂地比小于 30；在河道比較發育的安達以北地區，砂巖厚 度通常大于 20m，個別地區達到 40m 以上，砂地比為 4070，局部達到 90； 在三角洲前緣相，砂巖厚度主要介于 1020m 之間（圖37），砂地比為 2040。圖 3 7 松遼盆地葡萄花油層砂巖厚度等值線圖高臺子油層砂巖非常發育，砂巖厚度與沉積相的關系非常明顯。在安達以北湖相 區，砂巖厚度小于 50m，砂地比低于 15；在河

25、道發育的方向 （大慶以北 ），砂巖累計 厚度超過 150m，砂地比達到 40 60；其他沉積相區， 砂巖累計厚度在 50150m 之間（圖 3 8），砂地比為 15%40%。圖 3 9 松遼盆地高臺子油層砂巖厚度等值線圖扶余油層砂巖發育程度與葡萄花油層相近，厚度相對較小。在盆地最北部克山地 區為洪積相，砂巖厚度最大，達到 30m以上；在河流相分布區 （大慶以北 ），砂巖厚度 為 2030m；三角洲及湖相地區 （大慶以南 ），砂巖厚度為 1020m。楊大城子油層砂巖比較發育，在大慶長垣以東及以西大部分地區砂巖厚度超過5060m，在克山、拜泉一帶砂巖厚度達到百米以上，砂巖厚度與沉積相關系密切。蓋層

26、與油氣成藏關系蓋層對油氣藏形成和保存起著至關重要的作用， 蓋層的空間分布控制著油氣運移和 成藏范圍， 呈現出相當規模的油氣藏一定有良好的蓋層。 松遼盆地坳陷層發育的幾套 蓋層與油氣藏形成有良好的匹配關系，控制著油氣的聚集與保存。蓋層在縱向上控制了油氣的富集層位蓋層把坳陷層中的油氣層分成 3 個主要含油氣組合黑帝廟、薩爾圖、 葡萄花、高臺 子、扶余和楊大城子油層是松遼盆地坳陷沉積的主要含油氣層， 分別位于不同的控制 蓋層之下，并與生油層和儲層形成了良好的空間匹配關系（圖 3 10），其中盆地的 3 套區域蓋層把這些含油氣層分成了上、中、下 3 個主要含油氣組合。上部含油氣組合的區域蓋層上部含油氣

27、組合區域性蓋層是明一段， 其儲層主要是黑 帝廟油層。明一段主要是河流一濱淺湖相沉積， 發育的兩套黑色泥巖較純， 而且較厚。 該地層埋深較淺，泥巖塑性高，除在部分地區缺失外，分布很穩定，對其下伏儲油空 間形成了區域性封蓋。上部含油氣組合除明一段區域性蓋層外，還發育了四方臺組、 嫩江組三至五段局部蓋層。中部含油氣組合的區域蓋層中部含油氣組合區域性蓋層是嫩一、嫩二段泥巖蓋層， 儲層分布在嫩一段、姚家組、青二段、青三段。嫩一、嫩二段泥巖把上部含油氣組合 和中部含油氣組合分開，控制的儲層是薩爾圖、葡萄花、高臺子油氣層。該組泥巖蓋 層對上起生油作用，對中部含氣油組合除生油作用外，還起區域性封蓋作用。中部含

28、 油氣組合的局部蓋層還包括青二、青三段和姚二、姚三段泥巖，這些蓋層對中部含油 氣組合的形成也發揮了重要作用。下部含油氣組合的區域蓋層下部含油氣組合區域性蓋層是青一段泥巖蓋層， 儲層是 泉三、泉四段。該組泥巖蓋層把中部含油氣組合和下部含油氣組合劃分開，控制著扶 余和楊大城子油氣成藏。青一段泥巖既是生烴層，又是下伏儲層的封蓋層；既是下部 含油氣組合的直接蓋層，也是該含油氣組合的區域性蓋層。圖 3 10 蓋層與油氣藏空間配置及其組合示意圖良好區域蓋層之下是油氣的主要富集層油氣在良好的封蓋層下富集， 松遼盆地坳陷沉積發育的幾套良好封蓋層的下部均富 集油氣的事實就說明了這一點。嫩一、嫩二段區域蓋層沉積穩

29、定，泥巖純，連續厚度 在 200m 以上。尤其是嫩二段，沉積面積幾乎遍布整個盆地，處于早成巖晚期和中成 巖早期階段，是蓋層形成的最佳時期， 蓋層塑性強，不易產生裂隙， 即使有裂隙產生， 靠巖石的塑性也可以使裂隙封閉， 減少了油氣沿斷層的滲漏散失。 在這套區域封蓋層 下發育的薩爾圖、 葡萄花、高臺子油層富集了松遼盆地石油資源的 90以上。 青一段 區域蓋層主要形成于半深一深湖相。泥巖純、厚度大，在坳陷區內分布面積廣，且泥 巖孔隙存在流體超壓， 巖石的可塑性更強。 在這套區域封蓋層下發育的扶余油層和楊 大城子油層富集了松遼盆地石油資源的 9以上。松遼盆地蓋層與油氣層的縱向分布 關系表明，只有在良好

30、的區域蓋層條件下，油氣從生成、運移到保存的過程中，才不 至于大量散失，油氣才能大規模的富集。反之，在較差的局部蓋層條件下，油氣從生成到儲集過程中會有大量的散失，就難以形成大規模的油氣田。蓋層在平面上控制了油氣藏的主要發育區蓋層不但為圈閉形成、 油氣保存提供條件， 而且為油氣橫向運移、 富集創造了相對 封閉的空間。因此，良好的區域蓋層不僅阻止油氣的垂向散失，而且在平面上控制著 油氣藏的形成規模。蓋層厚度與油氣藏分布關系： 蓋層性能的優劣受巖石的微觀特征、 沉積環境、 成巖 作用、巖層厚度等多種因素控制。其中在其他條件相同的情況下，蓋層厚度制約著蓋 層的品質，影響著油氣的富集區域。一般蓋層越厚、分

31、布越穩定，就越有利于油氣的 成藏與保存。松遼盆地嫩一、嫩二段在縱向上控制著薩爾圖、葡萄花、高臺子油層的形成，而各 油氣層中的油氣在平面上的成藏和分布與蓋層的厚度也密切相關 （圖 3 11）。以大 慶長垣及其以西地區為例， 在大慶長垣嫩一段泥巖蓋層的厚度在 lOOm 左右， 在齊家 一古龍凹陷區一般為 80120m，在西部斜坡區為 30 80m；嫩二段泥巖蓋層在大慶 長垣的厚度大致為 180m，在齊家一古龍凹陷區一般為 180220m，西部斜坡區為 80 160m。上述區域嫩一、嫩二段泥巖蓋層疊加厚度在 110340m 范圍內，較厚的泥巖 蓋層為油氣的富集成藏提供了必要條件。橫向上良好的蓋層發育

32、區，在大慶長垣、齊 家一古龍凹陷、龍虎泡一大安階地、阿拉新一二站、富拉爾基等地區富集了多個油氣 田。類似地，青一段泥巖蓋層縱向上控制了扶余和楊大城子油氣層，在平面上泥巖蓋 層的有利發育區也制約了扶余和楊大城子油氣層油氣藏的形成和分布。 如大慶長垣東 部蓋層條件好，形成了汪家屯一升平、長春嶺、朝陽溝、宋站、二站、五站多個油氣 田；而在西部斜坡區、濱北地區等蓋層條件差，形成的油氣藏數量較少。蓋層類型與油氣分布區域： 蓋層與局部蓋層對油氣成藏的意義不同， 前者為油氣長 距離運移提供了空間， 后者僅容許油氣作短距離運移； 均質性蓋層與非均質性蓋層對 油氣的保存作用不同，前者的油氣保存條件好，后者的保存

33、條件差，油氣易于散失。 對同一套蓋層也具有類似的特征， 平面上由于蓋層的類型變化或保存條件的改變， 相 應地影響了油氣藏的形成和分布。以松遼盆地嫩一段泥巖蓋層為例， 從蓋層類型與油氣藏分布的關系看， 齊家一古龍、 三肇凹陷、長垣構造大部分區域為 I 類蓋層，松遼盆地中部含油氣組合內的油氣藏也 主要分布在該區域，如大慶油田等；長嶺凹陷中心區域、西部斜坡部分區域為類蓋 層，有少部分油氣藏分布在該區，如西部斜坡區的平洋油田、二站一阿拉新油氣田、 富拉爾基油田等；其他部分區域為類蓋層，目前發現的油氣田數量較少。有利的生儲蓋組合特征 松遼盆地二級層序的發育演化控制了生儲蓋組合及特征 （圖 3 11）。低

34、位、高位和 湖侵中期體系域發育規模不等的三角洲砂體儲層， 而湖侵晚期體系域發育生油層和區 域蓋層。圖 3 11 松遼盆地坳陷期沉積地層二級層序劃分示意圖松遼盆地坳陷期生儲蓋配置情況青一段與嫩一、 嫩二段為二級層序的湖侵體系域晚期沉積物， 這兩次最大洪泛期形 成的湖相泥巖富含有機質， 是松遼盆地的主要生油巖和區域蓋層。 這兩套區域性蓋層 在縱向上將松遼盆地分成了三套含油組合。 最大洪泛期沉積的分布廣泛的嫩一、 嫩二 段湖相泥巖為松遼盆地最重要的區域蓋層。據統計，嫩一、嫩二段區域性蓋層封蓋了 下伏的姚家組含油層段 （包括薩爾圖和葡萄花油組 SP）和青山口組含油層段 （ 包括高 臺子油組 ），分別占

35、盆地已探明石油儲量的 781和 148，它們共同組成的中部 含油組合探明石油儲量占總儲量的 929。以青山口組一段為主的另一區域蓋層， 封蓋了下部含油組合， 約占盆地探明石油儲量的 69。嫩一段以上的上部含油組合 探明的石油儲量僅為盆地儲量的 02。由于盆地南部只在泉頭組沉積時期有大面積 河流三角洲砂體分布，儲集層發育良好，青一段區域蓋層起著更為重要的作用，封 蓋了盆地南部石油儲量的 67；嫩一段區域蓋層封蓋了盆地南部探明石油儲量的 306；嫩一段區域蓋層之上石油探明儲量僅為 2 42。青一與嫩一兩個最大洪泛期之間湖盆階段性地擴張和收縮， 形成了青山口組高位體 系域三角洲、姚一段低位體系域三角

36、洲和姚二、三段湖侵早期體系域三角洲砂體，它 們分別又由若干次一級的湖進湖退高頻層序構成， 控制了次一級的儲蓋組合。 頻繁的 湖平面變化與沉積物供應速率的變化相應導致湖岸線和三角洲朵葉體的頻繁擺動， 縱 向上形成砂、 泥巖頻繁交互組成多個次一級儲蓋組合， 加之三角洲前緣水下分流河道 及河口壩砂體在空間上分布側向尖滅，有利于巖性圈閉和大型巖性地層油氣藏的形 成。不同生儲蓋組合對油氣的影響統計研究表明，砂巖體與其周圍生油氣層的接觸面積是控制石油儲量的最重要因 素（KMagara，1978）。實踐表明，松遼盆地生油層與儲層的接觸關系、連通渠道、 配置關系控制各儲層中油氣藏的富集程度（圖 3 12）。圖

37、 3 12 松遼盆地油藏的源儲關系圖青山口組與嫩一段是松遼盆地最主要的生油層，盆地模擬法計算，其生油量占盆 地總生油量的 90，為盆地油氣藏形成提供了資源基礎。 儲層與這兩個生油層大致有 以下幾種接觸關系。一是儲層位于兩個生油層之問，油氣源豐富，資源富集程度高。中部含油組合薩 爾圖、葡萄花、高臺子油層介于兩個生油層之間，高臺子、葡萄花油層與青山口組生 油層的接觸關系為同層和上下層接觸， 僅薩爾圖油層為斷層接觸， 而薩爾圖油層與嫩 一段生油層為同層接觸或上下接觸。因此這些油層與生油層接觸面積大，油源充足， 可以優先獲得兩個生油層形成的油氣而成為盆地主要的油氣聚集層。 此外，由于薩爾 圖、葡萄花、

38、高臺子油層砂巖相對發育，累計厚度大，且埋深較淺，儲層物性相對較 好，增加了砂體的橫向連通性，為油氣側向運移富集提供了途徑。例如三肇凹陷和齊 家一古龍凹陷生成的油氣進入 3 套儲層后，向構造高位運移，在大慶長垣的薩爾圖、 葡萄花、高臺子油層聚集為特大型油藏。二是儲層位于主要生油層之下，油氣源豐富，資源富集程度較高。下部含油組合 扶余和楊大城子油層位于主要生油層青山口組之下， 生油層與儲層接觸面積大。 由于 青山口組生油層成熟面積大 （約 33104km2 以上），生油量占總生油量的 60以上， 為扶余、楊大城子油層提供了豐富的油源。目前的油氣勘探結果證實，青山口組烴源 巖生油區，扶余、楊大城子油

39、層只要有砂巖或儲層達到一定的孔隙條件就能含油。值 得強調的是，由于扶余、楊大城子油層成巖作用強，儲層物性條件差，橫向連通程度 不高，限制了油氣的橫向運移距離，因此盡管油氣資源豐富，但油氣富集程度低于中 部含油組合。三是儲層位于主要生油層之上，油氣源條件較好，資源富集程度中等。上部含油 組合黑帝廟油層位于嫩一段生油層之上，生油層與儲層接觸面積大。但相對而言，嫩 一段泥巖由于成熟面積小 （約為 11X104km2），成熟度低， 生油量占總生油量的 20 左右。因此目前儀在古龍凹陷嫩一段成熟度相對較高地區的黑帝廟油層發現了油氣 藏，如英臺油田、新站油田、葡西油田等。四是儲層遠離主要生油層，油氣源條件

40、差，資源富集程度低。上白堊統四方臺組、 明水組和下白堊統泉頭組一、 二段中的油氣藏就是這種類型。 油氣藏距生油層的垂向 距離為 500600m，生油層與儲層接觸面積小，油氣源嚴重不足，除了在農安地區泉 一段和紅崗地區明水組中獲工業性油氣流外， 目前尚無更大的發現，估計在地質儲量 中所占的比例亦很小。4.有利沉積相帶控制油氣富集 松遼大油區以構造油藏和巖性地層油氣藏為主，構造油藏以長垣背斜的長慶油田 為代表，目前及未來主要以大面積巖性油藏勘探為主。 大規模分布的巖性大油區是特 色主要發育長軸緩坡低位、湖侵體系域 （河流 ）三角洲型富集區帶和短軸陡坡湖 侵和高位辮狀河 （扇）三角洲型富集區帶兩種“

41、構造層序成藏組合”類型并具有不 同的油氣分布規律和成藏主控因素，是大油區的主要組成部分。長軸緩坡一低位、湖侵體系域 （河流）三角洲型富集區帶約 80左右的儲量發現于南、北長軸沉積體系的兩個二級層序的低位、湖侵體系 域河流三角洲中，即姚家組薩爾圖、葡萄花油層和泉頭組三四段、扶楊油層；而高位 體系域形成的三角洲砂體 （青山口組高臺子油層和嫩江組三四段、黑帝廟油層 ）探明儲 量僅占總量的 20以下。長軸緩坡沉積體系河流三角洲砂體發育，規模大 松遼盆地長軸方向沉積期地形平緩，層序及其體系域分布穩定，沉積層厚度分布 呈漸變式。南部康乾、懷德、長春，北部納河、青崗等古水系長期發育，沉積物質供 應充足，因此

42、在泉頭組嫩江組拗陷湖盆的全盛期形成了規模巨大的沉積體系， 拗陷 區大部分面積為河流三角洲砂體所充填。泉頭組青山口組低位體系域 （泉一一泉二段 ）河流沉積體系廣泛發育， 砂體遍布全 區；湖侵體系域下部 （泉三泉四段 ），河流三角洲沉積體系發育，尤以南部沉積體系更 為發育，泉四段懷德、長春水系形成的扶余三角洲在平面上河道砂體呈指狀延伸，沉 積延伸長度可達 120km。高位體系域 （青二 +三段）是三角洲沉積的全盛期，北部三角 洲復合體延伸長度達 180km，寬度達 120km，面積近 2 104km2；西南部康乾河流三 角洲復合體延伸長度達 105km，寬度達 105km，面積近 1104km2。

43、姚家組嫩江組時期南部水系逐漸減弱，北部水系明顯加強，形成了以北部水系 為主的沉積體系。 低位、湖侵體系域 （姚家組 ）的北部三角洲復合體面積達 4104km2， 而西南部康乾三角洲復合體面積僅 5000km2。嫩江組三段以后盆地北部抬升，北部物 源碎屑物供給充分， 三角洲沉積覆蓋大慶長垣及兩側凹陷， 三角洲前緣寬度達 180kin， 軸向上向南延伸至長嶺凹陷乾安以北，長度達 285km。4.1.2兩個二級層序的低位、湖侵體系域河流三角洲砂體成藏條件優越 二級層序的低位、湖侵體系域具有良好的生儲蓋條件。湖侵體系域上部的最大湖 泛層 （青一、嫩二段 ）是生油層和區域蓋層，同時低位、湖侵體系域三角洲

44、砂體主要分 布在最大湖泛層之下， 保證了油氣近距離運移和保存。 而高位體系域一般與上部二級 層序的低位體系域相接，蓋層條件較差。泉頭組青山口組二級層序湖侵體系域 （ 泉四段為主 ）形成的三角洲砂體以青一段湖 泛層為蓋層，并且具有上生下儲的良好成藏條件，形成了大面積分布的扶余油層，是 盆地的重點勘探層系。姚家組嫩江組二級層序低位 （姚一段）、湖侵（姚二、三段 ）體系域三角洲砂體廣泛 分布，具有自生自儲的良好成藏條件，形成了薩爾圖和葡萄花油層。目前已探明儲量 達 42 億 t ，占松遼盆地總探明儲量的 63。4.1.3先期沉積體系與后期構造反轉相配置，形成了多種類型油氣藏 松遼盆地為大型弧后拉張熱

45、衰減拗陷湖盆，后期構造活動性強，斷裂發育。燕山 幕晚期構造反轉而形成了長垣扶新中央隆起帶， 對油氣成藏和分布具有重大影響， 使 原來的三角洲砂體由下傾尖滅轉為上傾尖滅，有利于形成大面積砂體上傾尖滅帶圈 閉，并形成了眾多的斷裂，利于油氣運移。長軸方向的河流三角洲沉積體系規模宏大，覆蓋了軸向斜坡區和中央拗陷區內正 負向不同二級構造單元（圖 312）及兩側的三肇和齊家一古龍凹陷；南部沉積體系 覆蓋了華字井階地、扶新隆起和長嶺凹陷。先期沉積體系與后期反轉構造相配置，為 形成多種類型油氣藏奠定了基礎。 在正向構造高部位形成大型構造油藏 （ 如大慶油田 ） ， 在構造斜坡部位和凹陷區還廣泛發育巖性構造、構

46、造巖性復合油藏和巖性油藏。圖 3 12 松遼盆地構造層序成藏組合示意圖短軸陡坡一湖侵和高位辮狀河 （扇 ）三角洲型富集區帶約 15的儲量發現于西斜坡扇三角洲形成的辮狀河三角洲富集區帶中。短軸陡坡以發育中小型辮狀河 （扇）三角洲復合體為特色 短軸陡坡發育多個中小型辮狀河 （扇）三角洲沉積體系， 平面上組成沿斜坡分布的扇 三角洲復合體。 扇三角洲復合體由多分叉辮狀水道骨架砂體組成， 規模遠比軸向河流 三角洲小，內部相帶較狹，變化快，巖性粗，砂礫巖、含礫砂巖較發育，并且在地層 剖面上砂礫巖含量高。 三角洲內前緣以上地區砂地百分比一般大于 50，不利于純巖 性圈閉的形成。4.2.2中下斜坡區湖侵一高位

47、體系域中的扇三角洲前緣相帶成藏條件有利斜坡區從泉頭期至嫩江期經歷了二次湖盆演化， 發育兩個二級層序地層單元 （圖 3 13）青山口組和姚家組至嫩江組。 與長軸緩坡區不同的是， 伴隨著湖盆的沉降擴張， 沉積層序逐層向斜坡中上部超覆， 僅在下斜坡層序及內部體系域構成發育完整， 生油 條件較好。圖 313 松遼盆地短軸陡坡湖侵和高位扇三角洲型中下斜坡 （紅崗斷階帶 ）生儲蓋組合發育完整， 包括上生下儲、 自生自儲和下生上儲 三種類型。 上生下儲組合位于第一個二級層序下部， 其主力油氣儲層為泉四段三角洲 前緣分流河道砂體， 生油層和蓋層為青山口組一段深水暗色泥巖。 自生自儲組合位于 同一二級層序的中上

48、部，生油層為青山口組深水暗色泥巖，儲層為青二、三段扇三角 洲前緣砂體，蓋層為青山口組暗色泥巖和上覆層泥巖。下生上儲組合跨越第一、二兩 個二級層序， 生油層為青山口組深水暗色泥巖， 主力油氣儲層為姚家組扇三角洲前緣 砂體，蓋層為姚家組深水暗色泥巖。斷裂坡折帶控制了油氣藏類型與分布在短軸陡坡上不同部位易形成巖性、地層超覆與不整合等多種類型的圈閉。陡坡 中下臺階緊鄰主力生油凹陷， 扇三角洲前緣與反轉構造相配合， 由階地至拗陷內部形 成構造、巖性構造、構造巖性和巖性油藏，也是油氣富集的主要區帶。斜坡中上 部發育地層超覆不整合和地層剝蝕不整合圈閉， 但離主力生油凹陷較遠， 成藏條件相 對較差，有利儲集相

49、帶以扇三角洲平原分流河道為主。5.構造活動對油氣聚集的影響松遼盆地屬斷陷、坳陷疊合盆地，油氣分布及主控因素與大型坳陷盆地的構造特征 有密切關系。盆地的構造活動對油氣聚集的促進作用主要表現在以下幾個方面。大型深坳陷提供了豐富的油氣源 盆地發展的坳陷期，湖面廣闊，湖生生物發育，盆地中部沉降速度大于沉積補償速 度，沉積了大面積深湖較深湖的黑色泥巖和油頁巖， 形成青一段和嫩一段有利生油 層。在深坳陷中長期發育的凹陷， 沉積中心與沉降中心基本上重合， 沉積了較厚的富含 有機質的深湖相黑色泥巖， 上覆層的沉積厚度較周圍地區大， 相同層位的生油層比其 他地區較早地達到生油門限，且后期沒經過大幅度的上升。這些

50、坳陷生油層較厚，生 油持續時間長，是生油條件最好的地區，如齊家古龍凹陷。斷裂帶對油氣運聚成藏的控制作用在宏觀分析的基礎上，對松遼盆地內進行研究，主要發現 4 組深斷裂 （主要為地殼 斷裂和基底斷裂 ），即北北東北東向、北北西北西向、近東西向和近南北向，以 北北東一北東向和北西向為主（圖 51）。松遼盆地斷裂發育，在坳陷層中有小林克哈拉海、大慶長垣西側、明水頭臺 孤店、任民鎮榆樹林一肇州、肇東鶯山等較大斷裂帶，這些斷裂帶一般均是砂 巖發育帶，也是斷裂所產生的斷裂構造帶，對油氣運聚成藏有重要影響。圖 5 1 松遼盆地基地斷裂分布圖5.2.1斷裂及斷裂坡折帶對盆地沉積體系和油氣成藏的影響 盆地內深大

51、斷裂控制蓋層斷裂帶的形成， 如 T1、T2 斷裂帶沿深大斷裂形成一系列 斷裂密集帶。這些斷裂帶相當于蓋層的破裂帶，易于受侵蝕形成河道，通常地塹帶對 分流平原的分流河道擺動具有控制作用。 頭臺油田利用開發井資料對扶余油層的旋回 性及砂體發育規模研究發現，分流河道展布受 T2 斷裂形成的地塹帶控制，河道砂體 平面上與斷裂帶重疊，走向上一致 （圖 52），油氣富集范圍或開發井主要分布于上述 區域。圖 52 頭臺油田 F5上層分流河道與 T2 層斷層關系圖坳陷周邊深大斷裂的長期活動可以形成構造坡折帶，對盆地充填的可容納空間和 沉積作用產生重要影響， 制約著盆地沉積相域的空間分布。 以齊家古龍凹陷西部敖

52、 古拉小林克斷裂帶為例，由于斷層的長期活動，導致斷裂兩側地層厚度變化大，如 明二段地層厚度斷層上盤比下盤平均厚 30m，同時上盤湖底濁積扇、 低位期扇三角洲 砂體發育，為油氣成藏提供了儲集空間。構造坡折帶存在許多油氣成藏有利條件 （林暢松， 2000），一是斷裂坡折帶是砂巖厚 度和砂巖層數的加厚帶，沿坡折帶走向的碎屑體系供給部位可找到加厚的儲集砂巖 體；二是斷裂坡折帶多位于油氣運移的上傾方向，同沉積斷裂是重要的油氣通道，同 時由于這些斷裂生長系數大，容易造成側向巖性封堵，形成有利的斷層圈閉；三是斷 裂坡折帶上除斷塊圈閉發育外，同沉積斷裂活動和砂體發育有利于滾動背斜的形成； 四是盆地構造反轉作用

53、中， 構造坡折帶是應力易于集中的部位， 易形成構造反轉背斜 或反轉強化先存滾動背斜圈閉。5.2.2斷裂作為運移通道在油氣成藏中的雙重作用松遼盆地坳陷層斷裂作為油氣運聚輸導系統的重要組成部分，在油氣成藏中的作 用主要有兩個：其一是溝通烴源巖和儲層，其二是溝通儲層內互不連通的砂體，使油 氣在輸導層中運移并在有利的圈閉部位富集、 成藏。松遼盆地坳陷層烴源層與儲層的 接觸關系、儲層的展布情況、成藏運移過程等綜合研究表明，目前除盆地西部英臺等 地區發現的青一段巖性油藏外， 其他層位的儲層一般均需要斷裂與烴源巖溝通才能成 藏，對于砂巖橫向連通性較差的儲層 （ 如扶余、楊大城子油層 ）或砂巖不發育的部分相

54、區 （如三肇地區葡萄花油層 ），斷層與砂體配合構成的空間連通網絡對油氣富集成藏也 起到了重要作用（圖 53）。圖 5 3 斷層在中淺層成藏系統中的作用坳陷層內各油氣層比較而言，扶余、楊大城子油層和黑帝廟油層的成藏與斷裂的 關系相對更加密切。以三肇凹陷扶余、楊大城子油層為例， T2 斷裂對油氣藏的形成 有重要作用 （遲元林， 2000）。構造發育史研究表明，青山口期盆地伸展作用，導致北 東和北西向兩組基底斷裂帶繼承性活動， 形成了大量斷開青一段烴源巖和扶余、 楊大 城子油層儲層的 T：層斷層，構成網格狀斷層發育密集帶。據不完全統計，三肇地區 T2 層斷層有 4230條，主要為近南北走向，均為正斷

55、層，一般斷距為 2060m，最大 達 150m；斷層長度為 25km，最長達 25km。在東西方向測線上 T2 層斷層的發育密 度為 0518 條 km，斷層發育密集帶上斷層的發育密度為 1018條km。 在嫩江組沉積末期、明水組沉積末期和古近紀末期構造反轉期，大部分 T：層斷層都 曾開啟復活；同時青一段泥巖在明水組沉積末期古近紀早期達到生烴、排烴高峰， 烴源巖層地層超壓在明水組沉積末期達到高峰值 （約 25MPa）。明水組沉積末期 T2 層 斷裂復活開啟與青一段泥巖大量生烴、 排烴和地層超壓高峰期的有機配合， 使之成為 油氣向下排泄、垂向運移的良好通道，構成了青一段泥巖“注入式”的油氣向下運

56、移 模式。三肇凹陷 T2 斷裂不僅是油氣向下運移的通道， 也是油氣在透鏡砂體之問側向運移的“橋梁”。扶余、楊大城子油層短條帶狀和透鏡狀河道砂體寬度一般不超過1000m，僅在砂體中油氣橫向運移距離不大， 有利于形成巖性油氣藏。 而在有斷層連通的砂體 之間，尤其是斷層與砂巖發育帶匹配較好的構造斜坡部位， 垂向運移來的油氣沿斷層 向構造上傾方向側向運移，在深度相近、層位更低的砂體中聚集，使生油巖下面的含 油高度增大。 含油高度最大的部位往往在構造陡坡的上方， 遠離陡坡油柱高度又逐漸 變小。如榆樹林油田位于三肇凹陷東北尚家鼻狀構造的前緣陡坡帶，斷層、砂體、構 造有機地配合，在這個地區扶余、楊大城子油層

57、含油井段長，形成了距青一段泥巖底 有近 500m 的油柱深度。斷層封閉的相對性及其對油氣成藏的影響斷層可以作為油氣的運移通道，反映斷層具有開啟性；同時斷層可以遮擋油氣形 成圈閉，反映斷層具有封閉性，因此斷層的開啟或封閉是相對的，可能隨時問、構造 部位和地質條件的不同發生變化。 事實上盆地內油田開發井動態資料證實， 一條封閉 性斷層在局部也可能具有開啟性特征。油氣勘探實踐結果證實，松遼盆地小斷層封閉性好，在油氣成藏起遮擋作用。如 升平地區葡萄花油層升 32 井區，尚家油田葡萄花油層、扶余、楊大城子油層以及宋 站和羊草氣田均是小斷層遮擋油氣藏， 大斷裂由于長期活動一般起油氣運移的通道作 用。綜上所

58、述，斷裂影響沉積體系，斷裂為油氣運移提供通道，斷裂為油氣聚集成藏 提供遮擋條件，因此斷裂的展布特征與油氣藏分布有密切的關系。以三肇凹陷扶余、 楊大城子油層為例，統計 T2 層斷層的長度、斷層的密度和斷層垂直落差 3 項指標發 現，斷層的平面展布情況與油氣藏分布有明顯的依存關系。反轉構造帶是油氣聚集的有利場所反轉構造是指同一地質體在不同的地質歷史時期，由于應力場的變化，造成擠壓 構造與伸展構造在垂向上疊加的一種復合構造形成。 在含油氣盆地中， 后期的擠壓變 形往往又是油氣構造圈閉的最后定型期， 與油氣生成、 聚集條件的匹配有很密切的聯 系，反轉構造通常構成大型油氣田的重要油氣藏。松遼盆地坳陷層構

59、造反轉期與油氣成藏期一致 各種類型的局部圈閉能否儲集油氣，關鍵在于它們的形成時間與鄰近的生油凹陷 中油氣大量生成轉化的時間是否能很好地配合。 生油凹陷附近， 在沉積過程中長期發 育的構造，從深層到淺層都具備了圈閉條件，當烴類大量生成后，就近運移到這類圈 閉中，因而這類圈閉是油氣聚集的理想場所。 松遼盆地的勘探實踐也證實了在有利生 油區內長期發育的構造，有利于形成含油氣圈閉，如朝陽溝構造。在松遼盆地明水組沉積末期，燕山運動最后一幕席卷全區，盆地受到區域性的近 東西向擠壓作用，在坳陷層形成了一系列擠壓構造，構造反轉進入全盛期。盆地主要 構造圈閉幾乎在這一時期定型，為油氣成藏提供了有利場所。在地震剖

60、面上，明水組沉積末期的擠壓層序界面表現為削截面，與上覆地層呈角 度不整合關系，古近系新近系、第四系超覆在其上。以龍虎泡構造和大慶長垣為例 （圖 54），在過龍虎泡構造的地震剖面上， 龍13 井區的明二段遭受剝蝕， 兩側明二 段頂部地層向中間削截終止于該構造層序界面上； 過大慶長垣的地震剖面上， 兩側的 明二段、明一段、四方臺組向中間削截終止于擠壓層序界面上，在高 12 井左側，嫩 五段也遭到了剝蝕。這些事實表明，盆地的構造反轉發生在明水組沉積后，即區域性 的角度不整合是明二段沉積后形成的。圖 5 4 龍虎泡構造和大慶長垣地質剖面示意圖松遼盆地構造反轉發生于嫩江組沉積末期，全盛于白堊紀末期，萎縮