0 引言
近些年，在“全油气系统理论”、“超级盆地思维”、“常规—非常规油气地质学”等理论的指导下[1-3]，中国的大型含油气盆地已从常规油气资源勘探进入常规—非常规油气资源整体研究、协同发展的新阶段。松辽盆地白垩系青山口组一段（简称青一段）发育盆地内最重要的一套烃源岩，并以此为核心形成青山口组含油气系统，系统内有序发育常规油、致密油和页岩油，具有常规—非常规油气有序共生、差异富集特征[4]。青山口组烃源岩具有分布广、品质优、生排烃量大等特点，除烃源岩层系发育大规模的页岩油资源外，青山口组二段（简称青二段）和青山口组三段（简称青三段）砂岩储层也聚集了大量来自青一段烃源岩的油气，青山口组含油气系统整体表现为油气纵向多层段立体叠置、平面多地区规模展布，油气勘探潜力巨大。搞清油气分布规律、深刻认识油气富集主控因素对于提升油气勘探成效显得至关重要。近几年，随着古龙页岩油的勘探突破，很多学者针对源内页岩油开展了大量研究[5-7]，但是对于青山口组含油气系统内关于常规与非常规油气之间的差异性与关联性及其形成原因缺乏系统性研究，勘探开发过程中难以兼顾不同类型油气的整体开采，制约了效益开发。因此，本文基于地震、钻井及测井等资料，结合油气勘探实践，开展松辽盆地北部白垩系青山口组油气有序分布特征、有序分布成因以及差异富集模式研究，以期对油气勘探实践提供技术支撑。
1 区域地质概况
青山口组为一套大规模的三角洲—湖泊沉积，主要为三角洲前缘亚相、半深湖—深湖亚相沉积，岩性以泥岩、页岩、粉砂岩为主，广泛分布于松辽盆地。晚白垩世早期，研究区处于温暖半湿润的亚热带气候，水体环境为陆相微咸水—半咸水，湖盆周围有讷河—依安、齐齐哈尔、英台—白城、保康以及怀德—长春5大物源体系向盆内供应碎屑物质，其中以平行盆地长轴方向的北部讷河—依安和西部保康2个物源为主。青山口组沉积期发生第1次大规模湖侵，湖盆整体下沉，湖盆面积快速扩张，是一个广泛的湖进期[11]，湖盆生产力高，有利于有机质的积累，特别是在底部发育厚度约30 m的富有机质泥页岩，为盆地油气富集提供了良好的物质基础。
2 常规—非常规油气分布的有序性
2.1 油气纵向分布特征
青山口组自下而上划分为3段（见图1b），青一段发育一套面积广、厚度大的富有机质泥岩，既是优质的生油岩，也是页岩油储层。青二段—青三段沉积期湖盆收缩，湖盆中心发育一定规模湖相沉积泥岩，盆缘发育多个三角洲复合体向湖盆中心延伸，形成了斜坡致密砂岩储层和高部位常规砂岩储层（见图2）。在此背景下，青山口组形成了多类型储层并存、多类型油气有序分布的格局。其中，泥纹型页岩油主要发育在古龙凹陷、大庆长垣南部、三肇凹陷等地青一段、青二段下部，为半深湖—深湖亚相沉积，形成大面积连续分布的泥纹型页岩油；夹层型页岩油主要发育在古龙凹陷西侧的青一段、青二段下部和齐家凹陷南部的青二段下部，地层发育一定规模三角洲前缘亚相沉积的席状砂向凹陷中心延伸，砂岩单层厚度一般为0.5~5.0 m，形成夹层型页岩油聚集；致密油主要发育在龙虎泡—大安阶地、齐家凹陷南部等地的青二段中上部和青三段，地层发育三角洲前缘相带沉积的大规模致密砂岩，其储层物性较差，上覆或侧向对接于烃源岩，形成准连续的致密油聚集；常规油藏主要发育在齐家凹陷北部、大庆长垣北部的青二段、青三段，埋深相对较浅，以三角洲前缘、三角洲平原亚相沉积砂体为主，储层物性较好，以断层为主要油气运移通道形成下生上储的常规油藏，油藏类型主要为构造、构造-岩性油藏。
2.2 油气平面分布特征
青山口组从盆地边缘向中心发育常规油—致密油—页岩油有序成藏序列。其中，常规油藏主要发育在盆地北部埋藏较浅地区，油藏类型以构造、构造-岩性油藏为主；致密油主要发育在龙虎泡—大安阶地、齐家凹陷、大庆长垣、三肇凹陷等斜坡部位，向凹陷中心方向沉积砂体逐渐致密，单砂体厚度为2~8 m的砂岩平面上叠加连片、纵向上多层叠置，发育大面积准连续分布的致密油藏，油藏类型主要为岩性、构造-岩性油藏；页岩油主要发育在低斜坡和湖盆中心，其中三角洲前缘沉积大面积的席状砂被夹在湖相泥岩中，形成了单层砂岩厚度主要为0.5~5.0 m的夹层型页岩油储层，具有普遍含油的特征，湖盆中心半深湖—深湖相沉积的富有机质泥页岩广泛发育，形成了大面积连续分布的泥纹型页岩油。
3 油气有序分布成因及差异富集模式
3.1 油气有序分布成因
3.1.1 构造-沉积耦合作用
构造-沉积耦合通过控制沉积相带的分异和成岩作用，影响了储层的物性、岩性变化，进而控制了油气的空间分布格局。
青山口组沉积期松辽盆地为陆相大型坳陷湖盆，盆地的构造演化和古地貌控制了湖盆的沉降速率、沉积范围、形态以及沉积中心的迁移，影响着沉积体系的发育。青一段沉积期广泛湖进，湖盆面积不断扩张，最厚区位于齐家—古龙凹陷和三肇凹陷中，在黑鱼泡凹陷南部、明水阶地南部、绥化凹陷、齐家—古龙凹陷、大庆长垣、三肇凹陷等为半深湖—深湖亚相沉积[12]。围绕半深湖—深湖亚相向西、北依次发育滨浅湖亚相、三角洲前缘亚相、三角洲平原亚相。青二段—青三段沉积期明显湖退，沉积中心和沉降中心均位于齐家—古龙凹陷和三肇凹陷，由于地壳沉降速度的减缓、气候变化以及大量陆源碎屑物充填入湖等因素，沉积速度大于或等于沉降速度，湖区面积大幅度缩小。在湖退的背景上，发生了多次不同规模的湖侵，使得河流和湖泊沉积互相穿插，交织在一起，构成了复杂的沉积体。青二段、青三段总体继承了青一段环状分布的特点，发育大型河流三角洲—湖相沉积，平面分异更为明显（见图4）。
三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相沉积的砂岩储层是常规油的主要赋存场所，其通常位于构造高部位，储层物性较好，岩性主要为细砂岩、粉砂岩；三角洲前缘亚相靠近湖区方向沉积的致密砂岩储层是致密油的主要聚集场所，通常位于斜坡部位，储层物性较差，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩；半深湖—深湖亚相沉积的泥页岩是页岩油的主要储集场所，位于湖盆中心位置，储层致密，岩性主要为页岩、泥岩，具有粉砂岩、介屑灰岩和白云岩等夹层[13]。
综上所述，构造-沉积耦合作用控制着青山口组自盆缘向凹陷中心方向各种相带有序分布，细砂岩、粉砂岩、泥岩、页岩有序沉积，储层物性逐渐降低，从而导致了常规油气、致密油和页岩油在空间上的有序分布。
3.1.2 源-断-储时空配置
烃源岩的生烃演化过程、断层性质和储层致密化的耦合，对青山口组常规油、致密油、页岩油的有序分布具有重要的控制作用[14]。
青山口组页岩油层既是烃源岩层又是储层，其岩性基本都是暗色泥岩和页岩，物性很差，油气不易向外散失[15]。因此断层成为油气向外输导的主要通道，根据断层与页岩油层的关系可以将青山口组内部断层分为2类：断穿页岩油层的断层和未断穿页岩油层的断层。向上断穿页岩油层的断层是源上油藏形成的主要油气运移通道，在主要排烃期，如果这类断层开启，就会作为运移通道把烃源岩中生成的油气运移到断层所连接的储层中；反之，如果断层封闭，油气则难以排出而滞留在烃源岩层内；发育在烃源岩内部未断穿页岩油层的断裂为源内页岩油气的短距离运移提供通道，利于厚层页岩中夹持的砂岩夹层油气聚集。
由青山口组烃源岩生烃演化过程模拟可知，嫩江组沉积末期、明水组沉积末期以及古近纪末期是青山口组烃源岩的3次排烃高峰期，结合流体包裹体样品实验分析，认为嫩江组沉积末期（距今约79 Ma）和明水组沉积末期（距今约65 Ma）是松辽盆地中浅层油气聚集成藏的主要时期[16-17]（见图5）。其中，嫩江组末期青一段烃源岩顶面埋深900~1 600 m，这时烃源岩的镜质体反射率（Ro）为0.5%~0.8%，刚进入成熟阶段，此时高台子油层的孔隙度为15%~21%，致密化程度低，青一段烃源岩生成的油气进入高台子油层后通过断裂和砂体调整主要在局部构造高部位形成常规油藏，由于这一时期烃源岩整体生烃强度较低，高台子油层的油气聚集规模有限。明水组沉积末期的青一段烃源岩顶面埋深主要为1 700~2 400 m，Ro值主体为0.7~1.2%，这一时期是该套源岩大量生烃阶段，此时高台子油层孔隙度约7%~13%，大部分储层处于致密状态，这一时期青山口组通源断裂大部分处于开启状态（见图6a），有利于油气输导进入高台子油层形成大面积分布的致密油和一定规模的常规油藏。古近系依安组沉积期断穿青山口组烃源岩的断层大部分封闭（见图6b），油气通过断层发生规模运移的可能性较低，加之纵向厚层页岩层封堵，大量油气滞留烃源岩层系，并随着热演化程度的升高早期生成的原油在烃源岩内部进一步裂解，储层压力增大、原油密度和原油黏度降低，形成流动性较好的的轻质页岩油富集。
由此可见，盆地内断裂启闭性变化、烃源岩生烃演化以及储层的致密化过程共同影响着青山口组常规—非常规油藏的有序分布格局。
3.1.3 储层物性与流体动力场的有序适配
一般情况下，在埋藏较浅的高孔高渗的自由动力场中主要形成常规油气藏，在中—深层低孔低渗的局限油气动力场中主要形成致密油气藏，在烃源岩层系内部超低孔、渗条件的束缚动力场中主要形成页岩油气聚集[20]。油气成藏动力边界的划分主要考虑于孔隙度与流体运聚动力，本次研究基于油气充注实验和压汞数据，将青山口组含油气系统分成3个动力场（见图7）：①自由流体动力场：主要存在于高孔高渗的常规砂岩储层，储层孔隙度大于12%，喉道半径大于1 μm，油气在储层中的流动符合达西定律，受浮力主导形成常规油气藏；②局限流体动力场：主要存在于致密砂岩储层，储层孔隙度小于12%，喉道半径为20 nm~1 μm，油气运移的流动过程不再满足常规的达西定律，出现局限达西流动、滑脱流动甚至扩散现象，油气在局限动力场内主要受源储压差主导形成非常规致密油气藏；③束缚流体动力场：主要分布在烃源岩内，岩性以泥岩和页岩为主，储层致密，储层孔隙度小于5%，喉道半径一般小于20 nm，大分子油难以运移，油气运移以扩散形式为主[21]，油气受自封闭作用原地保存或者微运移聚集。在不同类型动力场中，油气运移和聚集的动力学机理差异控制了常规油—致密油—页岩油的有序分布。
3.2 不同类型的油气差异富集过程与富集模式
3.2.1 页岩油
页岩油主要发育在青一段和青二段下部，类型以泥纹型页岩油为主，同时发育一定规模的夹层型页岩油。青一段—青二段沉积期湖盆范围较大，半深湖—深湖的沉积环境分布广泛，沉积了一套厚度大、富有机质泥页岩，这些泥页岩既是生油岩又是储层，高有机质丰度和高热演化程度的烃源岩为页岩油的富集提供了物质基础[22]。青山口组页岩储层整体较为致密，孔隙度为3%~8%，主体小于5%，渗透率主体为（0.01~0.50）×10−3 μm2。储集空间类型多样，其中粒间孔、晶间孔、有机质生烃缝和天然裂缝最为发育，其次为有机质孔和溶蚀孔。其中齐家—古龙地区页岩储层发育大量的微米—纳米级有机质生烃缝、孔隙和天然裂缝，为页岩油提供了大量的储集空间和渗流通道[23]。青山口组页岩储层具有黏土矿物含量高、压实作用强、垂向渗透率极低和顶底板岩性致密等特点，测试结果显示顶板突破压力平均为12.55 MPa，底板突破压力平均为9.36 MPa，顶底板岩性封存能力整体较强，并且对现今断层性质的统计结果认为，94%都为封闭断层，页岩油气不易泄露，具备极好的保存条件。
青山口组烃源岩成熟后有机质开始大量生烃，当生成的烃类达到自身吸附极限后，游离油增加，并开始在页岩孔隙和微裂缝中聚集。由于烃源岩厚度大、储层致密，烃源岩生烃过程中产生的生烃膨胀力不足以突破毛管压力和黏滞力等运移阻力，导致油气难以流动是油气原位成藏的直接原因[24]。随着烃源岩不断生烃，地层中压力升高，油气逐渐克服运移阻力进行短距离运移，当地层超压进一步升高达到突破压力后，油气在超压驱动下从烃源岩中排出至储层后发生二次运移，经过调整、破坏、再聚集等过程在源外聚集成藏。随着油气的排出，烃源岩内压力释放形成自封闭体系，干酪根持续生烃，但内部压力不足以突破封锁，油气滞留在源岩内原地保存形成大面积连续分布的泥纹型页岩油，或微运移至粉砂岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩等夹层形成夹层型页岩油[11]。
综上所述，青山口组页岩油的富集受大规模发育的富氢富有机质页岩、广泛分布的微米—纳米级有机质生烃缝、孔隙和天然裂缝及较强的顶底板封存能力等多因素耦合控制。
3.2.2 致密油
致密油主要富集于青二段中上部和青三段致密储层，成藏组合为下生上储型。储层岩性以细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，孔喉网络系统复杂，储集空间以微纳米尺度为主，主要为残余粒间孔和次生溶蚀孔隙[25]，渗流通道以纳米级喉道为主。储层物性整体较差，孔隙度主要为5%~12%，平均值为9.1%，渗透率主体为（0.01~1.00）×10−3 μm2，平均值为0.45×10−3 μm2[26]。烃源岩生烃作用所产生的超压是青山口组致密油的主要成藏动力，断裂是致密油垂向运移的主要通道，砂体是致密油侧向运移的重要路径。当青山口组烃源岩大规模生烃，生烃增压产生的体积膨胀力达到烃源岩破裂压力并突破致密储层排驱压力而发生幕式排烃，然后油气通过断裂与砂体组成的输导体系进入致密储层，油气通过缝孔网络通道强力充注，在有利部位富集。从油藏类型看，主要为岩性、构造-岩性油藏，整体表现为平面叠加连片、纵向多层叠置的大面积准连续分布，油源条件、砂体展布、断裂分布和储层物性是制约致密油富集的主要因素。
3.2.3 常规油
常规油藏主要发育于青三段构造高部位，源储分离，远源油气聚集，成藏组合为下生上储型（见图8）。储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩，储层物性好，孔隙度主要分布在12%~24%，平均值为14%，渗透率主体为（0.02~2 560.00）×10−3 μm2，平均值为203×10−3 μm2，储层孔喉较大，喉道毛管压力较小，浮力为主要成藏动力。青三段中的油气主要来源于青一段成熟烃源岩，有效烃源岩宏观上控制着油气主要分布范围。青山口组常规油藏主要发育于齐家凹陷北部、大庆长垣北部构造高部位，与下部烃源岩未直接接触，因此断裂是油气自烃源岩进入储层的主要运移通道。构造圈闭是常规油藏的主要发育部位，下部烃源岩生成油气排出源岩层后，在浮力作用下向上部储层运移，在断裂和砂体组成的输导体系中油气经过不断调整和聚集，在高部位的有效圈闭内聚集成藏。勘探实践表明，常规油藏受构造及断裂控制明显，高产井多位于在断裂带附近或构造高点。
4 常规—非常规油气联合评价对油气勘探的启示
常规—非常规油气联合评价，是指遵循含油气单元内常规—非常规油气有序分布、差异富集的特性，整体研究各类型油气资源的形成机制和成因联系，梳理其共生关系与分布规律，明确剩余油气资源分布特征，为有利勘探目标及规模增储区带评价优选提供有力支撑[27]。关于常规油气与非常规油气发展定位，需立足常规油气资源增储上产、发展非常规油气形成接替，努力发现和利用全类型油气资源，常规油气与非常规油气“整体勘探、同步研究、协同开发”实现盆地油气资源最大限度的经济性采出[4]。关于常规油气与非常规油气联合评价的具体部署，要注意两点：①要树立超级盆地思维，在宏观上重构油气资源认识体系，形成不同类型油气的空间分布特征、常规与非常规油气资源量的关系以及剩余主要类型油气的资源潜力等方面的新认识；在微观上加深常规—非常规油气成因机制研究，开展油气生、运、聚、散全过程分析，揭示油气在时间域持续充注、空间域有序分布所形成的常规—非常规油气聚集体系。②要研发使用配套技术支撑常规—非常规油气整体开发，针对性研发覆盖所有聚集性规模油气资源的勘探、开发、工程适用的配套、交叉融合的技术系列，整体研究评价，对不同层系、不同类型油气“同步开采”，加快勘探开发节奏，提高资源利用效率和经济效益。在常规—非常规油气立体勘探、协同开发的部署思路下，松辽盆地北部青山口组常规—非常规油气勘探开发取得巨大成效。源内泥纹型页岩油，自古页油平1井突破后，目前已开生产井261口，预计年产油超百万吨，已全面踏上国家级示范区百万吨建设步伐；夹层型页岩油，今年于古龙西侧带，针对3套砂岩部署预探水平井3口，试油均获高产工业油流，日产油12~40 t，产油能力持续提升；针对致密油和常规油领域，坚持预探引领，持续推进预探、评价、产能一体化部署模式，实现亿吨级效益增储。
5 结论
青山口组油气类型呈有序分布特征。平面上，自盆地边缘向中心，常规油、致密油、页岩油有序共生，垂向上，自下向上有序发育页岩油、致密油、常规油。
青山口组常规—非常规油气的有序分布受构造-沉积耦合、源-断-储时空配置关系和不同类型动力场的共同控制。①构造-沉积耦合通过控制沉积相带的分异和成岩作用，影响储层的物性、岩性变化，进而控制着常规—非常规油气空间有序分布；②烃源岩的生烃演化过程、断层启闭性和储层致密化的耦合，很大程度上控制了青山口组常规—非常规油气的有序共生格局；③青山口组上部埋藏较浅的高孔高渗储层中形成自由流体动力场，发育常规油藏，在青二段、青三段低孔低渗储层中形成局限流体动力场，发育致密油，在青山口组下部超低孔、渗储层中形成束缚流体动力场，发育页岩油。
青山口组常规—非常规油气具有“有序共生、差异富集”特征。常规油藏主要发育于构造高部位，受浮力主导，下部烃源岩生成油气通过断裂向上部运移，在高部位遇到有效圈闭聚集成藏；致密油主要发育于斜坡区致密储层，储层物性整体较差，生烃增压和浮力是主要成藏动力，烃源岩生成油气在超压驱动下通过断裂与砂体组成的输导体系充注进入致密储层，形成准连续分布的致密油；页岩油主要发育于盆地中心，页岩油储层极为致密，生烃过程中产生的生烃膨胀力不足以突破毛管压力、黏滞力等运移阻力，导致油气难以流动是油气原位聚集形成泥纹型页岩油的直接原因，随着烃源岩不断生烃，地层中压力升高，部分油气可以克服阻力在页岩油储层内运移阻力进行短距离运移，在源内的粉砂岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩等各类夹层中聚集，形成夹层型页岩油聚集。