海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷油气富集规律及主控因素分析

平贵东^{1, 2}，吕延防^{1, 2}，范立民³，付晓飞^{1, 2}，孙永河^{1, 2}，高煜婷⁴

(1. 东北石油大学 CNPC断裂控藏研究室，黑龙江 大庆，163318；

2. 东北石油大学 “非常规油气成藏与开发”省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆，163318；

3. 大庆钻探工程公司 地球物理勘探二公司，黑龙江 大庆，138000；

4. 庆新油田开发有限责任公司，黑龙江 安达，151413)

摘 要：

分的基础上，对油气富集区带进行刻画，分析总结海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷的油气富集规律及控制因素。研究结果表明：海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷油气藏具有两期成藏，伊敏组晚期烃源岩大量排烃，控制早期原生油藏的形成，伊敏组末—青元岗组沉积时期盆地反转，受活动断层调整形成次生油藏。纵向上发育中下部两套含油气系统(被动裂陷含油气系统与主动裂陷含油气系统)和一套上部含油组合，油主要分布在被动裂陷含油气系统。油气分布的主控因素可概括为3个方面：(1) “断-盖”共控油气富集层位，盆地发育南一段上部和大一段两套区域性优质泥岩盖层，控制了中下部含油气系统油气富集。晚期盆地反转，部分断裂活动使得油气穿越盖层运移至大磨拐河组形成次生油藏；(2) “源-储”共控油气分布范围，中下部含油气系统均发育一套烃源岩，其中南一段中部源岩为优质源岩。受大气水淋滤和有机酸溶蚀作用部分区域发育优质储层，烃源岩与优质储层的时空配置控制了油气的分布范围，油气以短距离侧向运移为主，洼陷中生成的油气优先在附近优质储层中聚集。(3) “断-隆-扇”共控油气聚集部位，中央背斜带控制潜山油藏聚集，滚动背斜带控制形成构造油藏，反向断层下盘掀斜隆起带与中央隆起带控制中下部含油气系统油气聚集，受反转构造影响活动的断裂控制上部含油组合油气聚集，近岸水下扇及三角洲前缘砂体控制洼漕中心油气成藏形成岩性油气聚集带。

关键词：

乌尔逊—贝尔凹陷；油气富集规律；主控因素；隆起带；油气聚集带；

中图分类号：TE122          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)10-4167-12

Rules and main controlling factors of hydrocarbon enrichment of Urxun—Beier Depression, Hailar Basin

PING Guidong^{1, 2}, L Yanfang^{1, 2}, FAN Limin³, FU Xiaofei^{1, 2}, SUN Yonghe^{1, 2}, GAO Yuting⁴

(1. CNPC Fault Controlling Reservoir, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;

2. State Key Laboratory Cultivation Base for Unconventional Hydrocarbon Accumulation and Development,

Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;

3. Geophysical Exploration Second Branch, Daqing Drilling & Exploration Engineering Corporation, Daqing 163318, China;

4. Qingxin Oilfield Development Co.,Ltd, Anda 151413, China)

Abstract: Based on the division of petroleum systems, oil-gas prolific zones were characterized, and the hydrocarbon enrichment rules and main controlling factors of reservoirs of Urxun—Beier Depression, Hailar Basin were analyzed. The research proves that petroleum accumulation has two stages. During the middle to late period of the Yimin Formation (K₁y) sedimentation, oils derived from the source rock, and the primary reservoirs formed. At the end of the K₁y and Qingyuangang Formation (K₂q) sedimentation, inversion occurred in the basin, resulting in a strong movement of faults,and forming secondary oil pools later. There are two petroleum systems (passive rift petroleum system and active rift petroleum system) and the upper oil-bearing combination, with the oil is mainly distributing in the passive rift petroleum system. There are three major controlling factors of oil and gas distribution. First of all, the regional cover and fault control the layer of hydrocarbon accumulation. The basin has two mudstone regional covers—Upper Nan-1 section and Da-1 section, which controlled the oil and gas accumulation in middle and lower petroleum systems. When basin reversed，oil and gas could vertical migrate through the regional cover to Damoguaihe formation(K₁d) by active faults, forming secondary reservoir. Secondly, the effective hydrocarbon kitchen and good reservoir control the range of oil and gas distribution, while middle and lower petroleum systems both develop a set of hydrocarbon source rock. Middle Nan-1 section bed is high-quality source rock. The role of atmospheric water washout filter and organic acid dissolution is to form a high-quality reservoir. Oil and gas occur a short distance lateral migration. The hydrocarbon generated in the depression at the early stage has preferentially migrated and accumulated to the adjacent high-quality reservoir. The third is that the antithetic fault, the uplift zone and the fan complex control the hydrocarbon accumulation. Central anticlinal belt controlled hydrocarbon accumulation of Buried hill Reservoirs. Small Rollovering anticline controlled hydrocarbon accumulation of Structural Oil Reservoir. The tilted block at footwall of backward faults and the central uplift zone controlled hydrocarbon accumulation of middle and lower petroleum systems. Active fault affected by basin inversion controlled hydrocarbon accumulation of the upper oil-bearing combination. The Nearshore subaqueous fan and Delta front sandbody accumulate hydrocarbon in the central of depression, and form the lithologic reservoirs.

Key words: Wuerxun—Beier depression; rules of hydrocarbon enrichment; main controlling factors; uplift zone; oil-gas accumulation zones

海拉尔盆地内乌尔逊凹陷和贝尔凹陷是目前发现的最有油气潜力的两大凹陷，共探明油气储量近21 000万t，已成为大庆油田后备储量的战略接替地区之一。乌尔逊凹陷目前发现了苏仁诺尔油藏(K₁d¹)、乌北凹陷内乌20等油藏(K₁n^1中)、乌南油藏(K₁n²和K₁n^1中)、乌20-乌32油藏(K₁d²)、乌51区块油藏(K₁n²)和巴彦塔拉油藏(K₁n^1下)。贝尔凹陷发现了苏德尔特油藏(J₃b，K₁n^1下和K₁n^1中)、贝中油藏(K₁n^1下)、呼和诺仁油藏(K₁n^1上)、霍多莫尔油藏(K₁d²)和希64-64油藏(K₁d¹)。研究区油气分布具有纵向分布层位多和油藏类型多样的特征，给油气富集区带划分及成藏模式认识带来了难度，限制了油田进一步的勘探开发。本文作者在含油气系统划分的基础上，对油气富集区带进行系统刻画，分析总结了乌尔逊—贝尔凹陷的油气分布规律及控制因素，以期对进一步开展该盆地油气勘探提供参考。

1  地质概况

海拉尔盆地大地构造位置位于蒙古—大兴安岭裂谷盆地群的东部，与蒙古国塔木察格盆地实为同一盆地，盆地东至大兴安岭隆起，与大杨树盆地、松辽盆地相隔；西为西北隆起，与蒙古乔巴山盆地相望；北部与布拉达林盆地相连；东南部以巴音宝力格隆起为界，与二连盆地相毗邻。海拉尔盆地现今呈现三坳两隆的构造格局(图1)，即扎赉诺尔坳陷、嵯岗隆起、贝尔湖坳陷、巴彦山隆起及呼和湖坳陷。乌尔逊—贝尔凹陷位于贝尔湖坳陷南部(图1)，面积为5 250 km²，盆地基底为古生代—中生代褶皱地层^[1]，沉积盖层自下而上充填了下白垩统铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组和上白垩统青元岗组地层(图2)。盆地构造演化历经4个阶段：即残留盆地阶段(铜钵庙组)、裂陷阶段(南屯组一段中下部为被动裂陷阶段，南一段上部和南二段为主动裂陷阶段)、断-坳转化阶段(大磨拐河组—伊敏组)和坳陷阶段(青元岗组)^[2]，具有典型“下断上凹”的二元结构，多期不同盆地演化机制的叠加造就了海拉尔盆地复杂的地层组合和地质结构。

2  两套含油气系统

乌尔逊—贝尔凹陷存在南一段有效烃源岩体^[3]，包括南一段上部和南一段中部两套有效源岩，并发育南一段上部和大一段两套区域性盖层，具有多套储盖组合，每套烃源岩与其相关的储集层之间均可以构成一套含油气系统^[4]。以有效源岩为中心，根据生储盖的组合关系及油气源对比结果，乌尔逊—贝尔凹陷纵向可划分两套含油气系统：被动(下部)裂陷和主动(中部)裂陷含油气系统。南一段中部(烃源岩)—基底、南一段中下部(储集层)—南一段上部(盖层)含油气系统(！)因油气主要聚集在被动裂陷层序中，称为被动裂陷含油气系统。油藏类型主要为反向断层遮挡的断块油气藏、滚动背斜油藏，断层岩性油藏、潜山油气藏和岩性油气藏，是海拉尔盆地油气最为富集的含油气系统(图2)。与被动裂陷含油气系统相对应，南一段上部(烃源岩)—南一段上部及南二段(储集层)—大一段(盖层)含油气系统(！)称之为主动裂陷含油气系统。南一段上部沉积体以舌状向洼槽侵入，与烃源岩侧接或交错，形成以岩性或断层岩性为主的油气藏。南二段砂体发育，多为构造油气藏。因大磨拐河组烃源岩成熟度较低，断坳转化层序内发现的油多为中下部含油系统向上调整形成的次生油藏^[5]，这里将其定义为断坳转化(上部)含油组合。油气尽管在2套含油气系统和上部含油组合中均有分布，但明显表现出3个典型特征：一是油气集中分布在下部含油气系统，油气储量约占总储量的56.2%，其次为中部含油气系统，油气储量约占总储量的36%，而大磨拐河组油气储量只占总储量的7.8%(图2)。二是中下部含油气系统为原生油藏，上部含油组合中的油大部分为次生油藏^[5]。三是原生油藏和次生油藏具有互补分布的特征(图3)。

图1  断陷层构造单元与油气聚集构造带及油气分布叠合图

Fig. 1  Superimposed map of hydrocarbon distribution，hydrocarbon accumulation zones and tectonic units of faulted depression

图2  海拉尔盆地地层综合柱状图

Fig. 2  Comprehensive stratigraphic column of Hailar Basin

图3  乌尔逊—贝尔凹陷盖层与油气分布的关系图

Fig. 3  Relationship between cap-rock and distribution of hydrocarbon in Wuerxun—Beier depression

3  两期成藏

在乌尔逊凹陷南部对各含油气系统和含油组合的主力储层分别取样，测定了储层流体包裹体的均一温度，其中：乌208-54井南一段中部储层流体包裹体温度主要分布在85~95 ℃和115~125 ℃共2个区间(图4(a))，乌30、乌17和乌18井南二段包裹体均一温度为94~105 ℃(图4(b))；乌18井大二段测得储层流体包裹体温度分布在98~104 ℃(图4(c))；但通过该地区埋藏史、热史恢复可以判断南屯组地层古地温不超过115 ℃(图4(d))，因此，南一段中部包裹体均一温度低温组85~95 ℃和南二段包裹体均一温度94~105 ℃都代表了地层曾经经历的最高古地温，时间上相当于伊敏组中晚期，而南一段中部高温组的包裹体均一温度代表深部流体的温度。另外大二段地层自沉积以来古地温不超过95 ℃，因此，该层油气应来自更深部的南屯组，对应时间为伊敏组末期—青元岗组沉积早期，这一结论与前人研究成果一致^[5-6]。

综上所述，通过油源对比、流体包裹体测温技术，结合烃源岩大量生排烃期，以及盆地的构造演化，可以厘定乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏时期有两期(图4)：中下部含油气系统油气成藏时期为伊敏组沉积中晚期，与南一段中部和上部烃源岩大量排烃时期一致，多为近源成藏，“自生自储”特征明显。下部含油气系统主要油藏类型多为反向断层遮挡油藏和岩性油藏，油沿着南一段下部和中部地层顶面不整合面和砂体侧向运移，受反向断层遮挡聚集成藏，或直接进入岩性体中聚集成藏。潜山油藏多受控陷断裂控制，具有“源-储”侧接成藏的特征。中部含油气系统油藏类型为构造和构造-岩性油藏为主，且多与古隆起背景有关，油气仍以短距离侧向运移为主。大磨拐河组油气成藏期为伊敏组沉积末期-青元岗组沉积时期，该时期晚于南屯组中上部源岩大量生排烃期，具有局部调整运移特征，油气主要分布在反转构造上，且与断层晚期活动有关。

图4  乌尔逊凹陷南部主力储层流体包裹体均一温度直方图与埋藏史确定油气成藏时期图

Fig. 4  Homogenization temperature histograms of each major reservoirs and hydrocarbon charging ages by burial diagram in the south of Wuerxun depression

4  5种油气聚集区带

乌尔逊—贝尔凹陷划分出5种类型的油气聚集区带(图5)：反向断层下盘翘倾隆起带、中央背斜带、滚动背斜带、反转构造带及洼漕岩性油气聚集带。

(1) 反向断层下盘翘倾隆起带：海拉尔—塔木察格盆地发育大量的反向断层，为典型的掀斜-翘倾成因，是伴随控陷断裂快速沉降，其下盘发生掀斜翘倾作用形成的，可谓“同生隆起”(图5)。具有“三期同步造储”、“三面组合控藏”和“3类复合控油”成藏特征^[7]，为不整合面遮挡、断层遮挡和岩性油藏的复合体。代表性油藏为贝尔呼和诺仁、贝16、贝中部分油藏，巴彦塔拉巴1和巴16油藏，乌南乌33-乌130-100油藏，乌北苏仁诺尔油田下盘油藏。为被动裂陷含油气系统典型的油藏类型。

(2) 中央背斜复式油气聚集区带：断陷期形成的中央背斜带主要有3种类型：一是坡-坪式控陷断层在断坪段形成的中央凸起带^[8-9]，代表性的是苏德尔特隆起带(图5)，在南屯组沉积时期形成，在其末期经历强烈的反转，形成明显的“削截”型不整合面；二是斜列对倾的控陷断层形成的变换型隆起带^{[8, 10]}，代表性的是苏仁诺尔隆起带和贝中隆起带，形成后在伊敏组沉积末期发生不同程度的反转；三是对倾的控陷断层形成的中央隆起带，代表性的是乌南中央隆起带。这些隆起带总体表现为不对称背斜的形态，因此，统称为中央背斜带，目前发现了乌北苏仁诺尔、乌南乌29、贝尔苏德尔特和贝中油藏。为典型复式油气富集带^[11]，油气富集的层位包括基底布达特潜山、南屯组一段和二段，后期受反转影响较大的构造带在大磨拐河组一段和二段也见油气，其另一个成藏特征是“源控”特征明显，多数为“洼中低隆”，具有“近水楼台”优势，且源-储侧接短距离运聚成藏，油田为多类型油藏的复合体，通常包括反向断层遮挡(构造)、断层-岩性(复合)、构造-岩性(复合)和岩性尖灭(岩性)油藏。

(3) 滚动背斜油气聚集带：滚动背斜带形成构造油藏(图5)，强烈断陷期在主干边界断层上盘形成的小型滚动背斜带，砂地比大于45%，形成典型的具有边水和底水的构造油藏。油藏范围很小，但单井产能很高。

(4) 反转构造次生油气聚集区带：伊敏组沉积末期形成的反转构造带控制大磨拐河组次生油气聚集，盆地回返形成断层式、褶皱式和混合式3类反转构造，断层式反转构造受正反转断层控制，它们将早期聚集在南屯组的油调整到大磨拐河组，形成苏仁诺尔、霍多莫尔和贝12井次生油气聚集带。褶皱式反转构造伴生的反转期活动的正断层，也是油气重要的调整断层，控制形成了乌30-乌32南二段和大磨拐河组次生油气聚集带(图5)及贝中希58-64井区大磨拐河组油成藏。

(5) 洼槽岩性油气聚集带。南屯组沉积时期盆地快速裂陷，形成“窄而深”的箕状断陷，在洼槽向斜坡过渡的构造变换部位发育三角洲前缘砂体和近岸水下扇砂体，三角洲前缘砂体呈“舌状”深入烃源岩，近岸水下扇砂体呈“透镜状”包裹于烃源岩中，烃源岩排烃作用使储层受有机酸改造^[12]，形成优质储层，促进形成有利的自生自储式储盖组合(图5)。形成岩性(缓坡)、构造-岩性(微幅度隆起)和断层-岩性(陡坡)多种类型的油气藏。乌尔逊—贝尔凹陷油气受隆起带控制明显，隆起带控制的储量约占总储量的90%，在隆起带之外的局部洼槽中心发育的岩性油藏储量占总储量的10%。

5  油气成藏主控因素分析

乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏关键控制因素概括为：“断-盖”共控油气富集层位、“源-储”控制油气分布范围和“断-隆-扇”控制油气的聚集部位。

5.1  “断-盖”共控油气富集层位

油气源对比表明^[13]：下部油气系统油气主要来自南屯组一段中部烃源岩，为上生下储上盖和自生自储上盖式组合。中部油气系统油气主要来自南屯组一段上部烃源岩，受大一段区域性盖层封盖成藏，为自生自储上盖和下生上储上盖式组合。油气主要富集在这两套含油气系统中的根本原因：一是每个含油气系统均发育一套优质烃源岩；二是每个含油气系统均发育品质好的盖层^[14]，总体表现为区域性盖层控制油气富集层位的特征(图3)。3种类型断裂导致油气穿越区域性盖层运移：一是正反转断层，从基底断至青元岗组，控制了乌尔逊苏仁诺尔和贝尔凹陷霍多莫尔大磨拐河组二段油藏形成(图6(a))。这类断裂后期反转再活动，通常破坏早期的封闭条件，在早期形成的碎裂岩或泥岩涂抹中产生大量裂缝^[15-16]，造成油气垂向运移；二是反转期再活动的正断层，从基底断至青元岗组，如贝尔凹陷贝中希58-64大磨拐河组一段油藏(图6(b))。三是反转期形成的正断层，多为褶皱式反转构造翼部的正断层，该类断层形成较晚，伴随抬升，压力释放和围压减小^[17]，形成贯通性断裂，造成早期聚集油气被调整，如乌尔逊凹陷南部乌20-乌16-乌32大磨拐河组二段油藏就分布在南北向反转构造的翼部(图6(c))。

图5  乌尔逊—贝尔凹陷油气聚油带类型

Fig. 5  Types of hydrocarbon accumulation zones in Wuerxun—Beier depression

图6  受反转构造影响活动的断裂与大磨拐河组油藏关系

Fig. 6  Relationship between hydrocarbon distribution in K₁d and active faults affected by basin inversion

5.2  “源-储”共控油气分布范围

中下部含油气系统油气成藏主要以侧向运移为主，原因在于：一是被动裂陷阶段地层间歇翘倾形成局部不整合，分布范围小，多发育在隆起带上，无法作为长距离运移的通道；二是裂陷阶段沉积体系为扇三角洲-湖泊体系，砂体发育，但于凝灰质杂基含量较高，储层物性差，普遍为低孔低渗储层^[18]，油气主要聚集在次生孔隙中，难以长距离运移；三是被动裂陷盆地发育大量的反向断层，上盘盖层泥岩与储层对接，断层侧向封闭作用阻止油气长距离运移。从下部含油气系统油藏与有效源岩的分布来看，油藏多靠近生烃中心，显示出典型的“源控”和“洼槽控油”的特征(图7)^[19]。海拉尔盆地储层物性总体较差，但局部位置发育优质储层，优质储层宏观上分布于辫状河/扇三角洲前缘亚相、滨浅湖亚相砂体中，成份成熟度较低的凝灰岩、凝灰质砂砾岩有利于次生孔隙的发育和优质储层的形成，张云峰等^[12]将海拉尔盆地优质储层定为孔隙度大于10%、渗透率大于50 mD、次生孔隙比例大于30%的储层。其成因机制有2种：早期大气水淋滤作用和晚期有机酸溶蚀作用。大气水淋滤作用形成的“支撑砾岩”主要分布在反向断层下盘低隆起上，晚期有机酸溶蚀形成的优质储层主要分布在洼槽向斜坡的变换部位。这两类优质储层控制了乌尔逊—贝尔凹陷油气分布(图7)。

5.3  “断-隆-扇”共控油气聚集部位

乌尔逊—贝尔凹陷平面油气富集总体受控于断层、隆起带和扇体，具有多个油气聚集区，油藏多为复合型油藏，油气聚集带控制区油气多层位分布构成复式油气聚集。下部含油气系统主要受掀斜隆起，滚动背斜和中央背斜控制，反向断层控制的下盘掀斜隆起，间歇性暴露地表，局部遭受风化剥蚀，大气水淋滤改造形成支撑型砾岩，孔隙度增加，一般为20%~ 25%(图8)，形成优质储层^[14]，南一段内部发育局部的角度不整合，断层错动使得大一段泥岩与储层对接，形成有利封堵条件，该隆起带具有“长期淋滤造储、近洼不整合输导、反向断层遮挡”的成藏有利条件，使油气大量聚集在南一段中部和上部储层中，油藏类型为断层遮挡、断层-岩性型油藏(图8)。滚动背斜带控制形成南一段中部构造油藏，储层砂地比大于45%，油藏范围很小，但单井产能很高，如乌27井区(图5)。受坡坪断层控制的的中央背斜带控制苏德尔特潜山油气富集(图9)，伊敏组沉积晚期，苏德尔特隆起带北部的北东东向断裂“走滑”复活^[20]，使大量油气沿着该断裂运移并沿裂缝发育带进入潜山，形成潜山油藏，位于其上部的南一段中部储层与烃源岩互层，经初次运移并受断层遮挡成藏(图9)，从而形成复式油气聚集区带。中部含油气系统主要受反向断层和中央隆起控制，没经历伊敏组沉积末期反转改造的中央隆起带，油气富集在中下部含油气系统中(图10)，受到后期改造的中央隆起带，油气可能会调整到上部大磨拐河组形成次生油藏，如苏仁诺尔油藏。受反转构造影响活动的断裂控制大磨拐河组次生油气聚集(图6)，构造变换部位三角洲前缘砂体和近岸水下扇控制洼漕中心油气成藏形成岩性油气聚集带(图11)。

图7  下部含油气系统“有效烃灶”和“优质储层”对油气分布的控制作用

Fig. 7  “Effective hydrocarbon kitchen” and “high quality reservoir” collectively control on hydrocarbon distribution in lower petroleum system

图8  呼和诺仁掀斜翘倾隆起对油气分布的控制作用

Fig. 8  Control of oil and gas distribution by tilted block of HohNoren

图9  苏德尔特中央背斜带控制的油藏分布

Fig. 9  Distribution of Oil and Gas controlled by Central anticlinal belt in Sudeerte oilfield

图10  贝中中央隆起带聚油构造

Fig. 10  Oil accumulation belt controlled by central uplift zone of Beizhong Sub-Depression

图11  贝39井区洼槽岩性油气聚集带油藏剖面

Fig. 11  Typical reservoir profile for lithologic Oil reservoirs of depression in Bei39 well area

6  结论

(1) 海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷发育中下部两套含油气系统和大磨拐河组上部含油组合，分别为：被动裂陷(下部)含油气系统、主动裂陷(中部)含油气系统和断坳转化(上部)含油组合，油气主要分布在被动裂陷含油气系统中。油气在中下部油气系统与上部含油组合中的分布具有“互补性”。

(2) 发育5种油气聚集区带：即反向断层下盘翘倾隆起带、中央背斜带、滚动背斜带、反转构造带及洼漕岩性油气聚集带。被动裂陷油气系统油气富集主要受控于反向断层，滚动背斜和中央背斜带。主动裂陷油气系统油气富集在受对倾断裂控制的中央隆起背斜带上，岩性油藏分布在“扇三角洲前缘”和“近岸水下扇”中。大磨拐河组油藏为次生油藏，是反转期形成或再活动断裂调整的结果。

(3) 两期成藏，伊敏组沉积晚期油气侧向运移形成原生油藏，伊敏组沉积末期-青元岗组沉积时期断裂再活动调整早期油藏，形成次生油藏。

(4) 油气分布的主控因素总体表现为：“长期活动的断层和区域性盖层”共控油气富集层位，“优质烃源岩和优质储层”控制油气分布范围，“反向断层、隆起带和扇体前缘”控制油气聚集的部位。

参考文献：

[1] 张晓东, 刘光鼎, 王家林．海拉尔盆地的构造特征及其演化[J]. 石油实验地质, 1994, 16(2): 119-127.

ZHANG Xiaodong, LIU Guangding, WANG Jialin. Structural characters of the hailar basin and its geological evolution[J]. Experimental Petroleum Geology, 1994, 16(2): 119-127.

[2] 孙永河, 隋立伟, 付晓飞, 等. 海塔盆地中部断陷带洼槽结构特征及与烃源岩的响应[J]. 地质科学, 2011, 46(4): 919-928.

SUN Yonghe, SUI Liwei, FU Xiaofei, et al. Response of troughs structure and hydrocarbon source rock at middle fault depression belt in Hailer—Tamtsag Basin[J]. Chinese Journal of Geology, 2011, 46(4): 919-928.

[3] 刘新颖, 邓宏文, 邸永香, 等. 海拉尔盆地乌尔逊凹陷南屯组优质烃源岩发育特征[J]. 石油实验地质, 2009, 31(1): 68-74.

LIU Xinying, DENG Hongwen, DI Yongxiang, et al. High quality source rocks of Nantun formation in Wuerxun depression, the Hailaer basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2009, 31(1): 68-74.

[4] 蒋有录, 刘华, 张乐, 等. 东营凹陷含油气系统划分及评价[J]. 石油学报, 2005, 26(5): 33-37.

JIANG Youlu, LIU Hua, ZHANG Le, et al. Characteristics of petroleum system in Dongying Depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2005, 26(5): 33-37.

[5] 董焕忠. 海拉尔盆地乌尔逊凹陷南部大磨拐河组油气来源及成藏机制[J]. 石油学报, 2011, 32(1): 62-69.

DONG Huanzhong. Oil-gas source and reservoir-forming mechanism of the Damoguaihe Formation in the southern Wuerxun Sag, Hailar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(1): 62-69.

[6] 秦文龙, 崔军平. 海拉尔盆地贝尔凹陷油气成藏期次分析[J]. 现代地质, 2011, 25(3): 594-598.

QIN Wenlong, CUI Junping. Research on the formation stages of oil-gas reservoirs in beier depression of hailaer basin[J]. Geoscience, 2011, 25(3): 594-598.

[7] 付晓飞, 王勇, 渠永红, 等. 被动裂陷盆地油气分布规律及主控因素分析[J]. 地质科学, 2011, 46(4): 1119-1131.

FU Xiaofei, WANG Yong, QU Yonghong, et al. The law of oil and gas distribution and mainly controlling factors of the passive rift basin: The Tanan depression of Tamuchage Basin[J]. Chinese Journal of Geology, 2011, 46(4): 1119-1131.

[8] 漆家福, 夏义平, 杨桥. 油区构造解析[M]. 北京: 石油工业出版社, 2006: 25-40.

QI Jiafu, XIA Yiping, YANG Qiao. Structural analysis of oil region[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2006: 25-40.

[9] McClay K R, Scott A D. Experimental models of hangingwall deformation in ramp-flat listric extensional fault systems[J]. Tectonophysics, 1991, 188(1/2): 85-96.

[10] 陈发景, 汪新文, 陈昭年. 伸展断陷中的变换构造分析[J]. 现代地质, 2011, 25(4): 617-625.

CHEN Fajing, WANG Xinwen, CHEN Zhaonian. Analysis of transform structures in extensional fault depressions[J]. Geoscience, 2011, 25(4): 617-625.

[11] 胡见义, 黄第藩, 徐树宝, 等. 中国陆相石油地质理论基础[M]. 北京: 石油工业出版社, 1991: 286-291.

HU Jianyi, HUANG Difan, XU Shubao, et al. The base of nonmarine petroleum geology in China[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991: 286-291.

[12] 张云峰, 徐涵, 肖岩岩, 等. 海塔盆地优质储层发育特征及控制因素分析[J]. 地质科学, 2011, 46(4): 1017-1024.

ZHANG Yunfeng, XU Han, XIAO Yanyan, et al. Development character and dominant factor of high-quality reservoir in Hailar—Tamtsag Basin[J]. Chinese Journal of Geology, 2011, 46(4): 1017-1024.

[13] 高俊红. 塔木察格盆地南贝尔、塔南凹陷油气来源研究[D]. 大庆: 东北石油大学地球科学学院, 2011: 33-44.

GAO Junhong. Research on the origin of oil and gas in Nanbeier and Tanan Depressions of Tamuchage Basin[D]. Daqing: Northeast Petroleum University. Faculty of Earth Sciences, 2011: 33-44.

[14] 付晓飞, 陈哲, 闫百泉, 等. 海拉尔—塔木察格盆地中部断陷带油气富集主控因素分析: 断层和盖层双控模式[J]. 中国科学: 地球科学, 2013, 43(8): 1338-1351.

FU Xiaofei, CHEN Zhe, YAN Baiquan, et al. Analysis of main controlling factors for hydrocarbon accumulation in central rift zones of Hailar—Tamtsag basin: Fault-caprock dual control mode[J]. Science China: Earth Sciences, 2013, 43(8): 1338-1351.

[15] Fisher Q J, Casey M, Harris S D, et al. Fluid flow properties of faults in sandstone: The importance of temperature history[J]. Geology, 2003, 31: 965-968.

[16] Cuisiat F, Skurtveit E. An experimental investigation of the development and permeability of clay smears along faults in uncemented sediments[J]. Journal of Structural Geology, 2010, 32: 1850-1863.

[17] Fossen H. Structural geology[M]. Cambridge: Cambridge University Press, 2010: 119-185.

[18] 蒙启安, 刘立, 曲希玉, 等. 贝尔凹陷与塔南凹陷下白垩统铜钵庙组—南屯组油气储层特征及孔隙度控制作用[J]. 吉林大学学报: 地球科学版, 2010, 40(6): 1232-1240.

MENG Qian, LIU Li, QU Xiyu, et al. Reservoir characteristics and processes controlling porosity in tongbomiao nantun formation from Beier Depression, China and from Tanan Depression, Mongolia[J]. Journal of Jilin University: Earth Science Edition, 2010, 40(6): 1232-1240.

[19] 胡朝元. 生油区控制油气田分布: 中国东部陆相盆地进行区域勘探的有效理论[J]. 石油学报, 1982, 3(2): 9-13.

HU Zhaoyuan. Resource controlling the distribution of oil field: Effective theory to implement regional exploration in Eastern Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 1982, 3(2): 9-13.

[20] 孙永河, 万军, 付晓飞, 等. 贝尔凹陷断裂演化特征及其对潜山裂缝的控制[J]. 石油勘探与开发, 2007, 34(3): 316-323.

SUN Yonghe, WAN Jun, FU Xiaofei, et al. Evolutionary of faults and their control on fractures in buried hill in Beier Depression[J]. Petroleum Exploration and Development, 2007, 34(3): 316-323.

(编辑  杨幼平)

收稿日期：2012-09-14；修回日期：2012-12-26

基金项目：国家自然科学基金资助项目(41072163)

通信作者：吕延防(1957-)，男，吉林德惠人，博士，教授，从事油气保存条件研究；电话：0459-6506066；E-mail：571128lyf@dqpi.edu.cn

摘要：在含油气系统划分的基础上，对油气富集区带进行刻画，分析总结海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷的油气富集规律及控制因素。研究结果表明：海拉尔盆地乌尔逊—贝尔凹陷油气藏具有两期成藏，伊敏组晚期烃源岩大量排烃，控制早期原生油藏的形成，伊敏组末—青元岗组沉积时期盆地反转，受活动断层调整形成次生油藏。纵向上发育中下部两套含油气系统(被动裂陷含油气系统与主动裂陷含油气系统)和一套上部含油组合，油主要分布在被动裂陷含油气系统。油气分布的主控因素可概括为3个方面：(1) “断-盖”共控油气富集层位，盆地发育南一段上部和大一段两套区域性优质泥岩盖层，控制了中下部含油气系统油气富集。晚期盆地反转，部分断裂活动使得油气穿越盖层运移至大磨拐河组形成次生油藏；(2) “源-储”共控油气分布范围，中下部含油气系统均发育一套烃源岩，其中南一段中部源岩为优质源岩。受大气水淋滤和有机酸溶蚀作用部分区域发育优质储层，烃源岩与优质储层的时空配置控制了油气的分布范围，油气以短距离侧向运移为主，洼陷中生成的油气优先在附近优质储层中聚集。(3) “断-隆-扇”共控油气聚集部位，中央背斜带控制潜山油藏聚集，滚动背斜带控制形成构造油藏，反向断层下盘掀斜隆起带与中央隆起带控制中下部含油气系统油气聚集，受反转构造影响活动的断裂控制上部含油组合油气聚集，近岸水下扇及三角洲前缘砂体控制洼漕中心油气成藏形成岩性油气聚集带。