“十一五”以来，随着松辽盆地油气勘探开发的不断深入，油气藏勘探重点由构造类油气藏逐渐转向了岩性类油气藏，在实际勘探过程中发现岩性类油气藏主要包括岩性油气藏和构造-岩性油气藏2种类型，其中，构造-岩性油气藏具有单井产量高、产能强度大、勘探难度低等优点，成为了松辽盆地外围油气勘探和开发的主体。近年来，松辽盆地龙虎泡油田相继在白垩系葡萄花油层弧形断裂带以南和东部鼻状构造带钻遇了多口高产工业油流井，揭示其良好的勘探潜力。前人相关研究揭示，龙虎泡油田白垩系断层和鼻状构造均较发育，油气藏类型以构造-岩性油气藏为主^[1]，不同区带之间圈闭组合要素及地质特征差异显著，表明为不同成因类型的构造-岩性圈闭，但目前缺少关于构造-岩性圈闭类型进一步划分的方案，同时不同区带或部位之间油水分布特征差异较大，且成藏主控因素尚未明确。这些问题严重制约了大庆外围油田的进一步勘探和开发，开展构造-岩性圈闭类型精细划分及成藏主控因素分析已成为龙虎泡油田亟待解决的关键地质难题之一。构造-岩性圈闭是指在具备一定的几何学形态、储层和盖层的前提下，由岩性结合一种或多种构造因素联合侧向封闭而形成的潜在油气聚集场所^[2-3]，不仅具有岩性圈闭的基本特点，圈闭受沉积相带的砂体几何学形态和物性等因素控制，圈闭边界难以识别，还可能受到断层、局部构造等易识别标志控制，是介于显性的构造圈闭和隐蔽的非构造圈闭之间的半显型圈闭^[4-5]。目前国内外地质学者针对构造-岩性类圈闭已开展了一系列研究^[6-8]，其相关成果推动了系列重大勘探突破及大油气田的发现^[9-11]，基本形成了构造-岩性油气藏相关成藏理论^[12]，但其研究重点主要聚焦于大油气区带综合评价、圈闭有效性评价、油气输导体系评价及油气藏主控因素分析等方面^[13-15]，尤其是针对构造-岩性圈闭类型进一步划分时主要以构造特征为依据，而忽视了砂体类型和砂体几何学特征等对圈闭类型的影响，导致对油气成藏主控因素差异性认识不足。基于龙虎泡油田白垩系葡萄花油层5口井的岩心，1 026口井的测、录井和生产测试等资料，从构造-岩性圈闭构造特征、砂体几何学特征入手，建立圈闭类型划分方案，明确不同类型构造-岩性圈闭发育特征及成藏主控因素，以期为松辽盆地外围油田的高效勘探开发提供参考依据，推动岩性类油气藏勘探新局面。

松辽盆地位于中国东北部，横跨黑龙江、吉林和辽宁三省，盆地面积约为2.6×10⁵ km²，整体呈北北东向，长轴长度约750 km，短轴宽度约350 km，是大型的陆相含油气盆地。盆地内部可划分为6个一级构造单元和32个二级构造单元，龙虎泡油田构造上位于松辽盆地西北部齐家—古龙凹陷和龙虎泡—大安阶地2个二级构造单元主体北部，东邻大庆长垣，西靠西部斜坡区，平面上位于齐家凹陷生油中心附近，工区面积约500 km（2 图 1a）。目前区内共有钻井1 026口，平均井距约300 m，最小井距可达110 m，目的层段葡萄花油层位于上白垩系姚家组一段，顶面构造海拔为-1 250~-1 750 m（图 1b），岩性主要为灰色或灰绿色泥岩，灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩以及粉—细砂岩，地层厚度为40~65 m，垂向可进一步划分为8个小层，自下而上为葡Ⅰ8（PⅠ8）—葡Ⅰ1（PⅠ1），其中PⅠ 2，PⅠ4，PⅠ5，PⅠ6为主力含油小层（图 1c）。葡萄花油层的沉积体系主要为浅水三角洲前缘亚相，微相主要为水下分流河道、河口坝和前缘席状砂^[16]，孔隙度为10%~25%，渗透率为1~200 mD，整体表现为中—低孔、低渗储层特征。下覆青山口组一段（青一段）为葡萄花油层的主要生油层系，成藏期主要发生在晚白垩世明水组沉积末期，通过油源断层将青一段油气垂向运移至葡萄花油层，为典型凹陷区源上成藏^[17]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 松辽盆地龙虎泡油田葡萄花油层构造位置（a），构造特征（b）及岩性地层综合柱状图（c） Fig. 1 Tectonic location(a), structural characteristics(b)and comprehensive stratigraphic column of Upper Cretaceous(c)of Putaohua oil layer in Longhupao Oilfield, Songliao Basin

构造-岩性圈闭受构造和岩性双重因素共同控制，为了明确龙虎泡油田葡萄花油层构造-岩性圈闭类型及发育特征，分别对其构造特征和砂体特征开展精细识别。

龙虎泡油田葡萄花油层整体表现为北高南低，东西两侧隆起和中间洼陷的构造格局，可划分为西部斜坡带、中部洼陷带和东部鼻状构造带3个构造区带。西部斜坡带为南东倾向斜坡，地层倾角为0.80°~1.43°，主要发育近南北向断层；中部洼陷带为近南北向低缓单斜坡，地层倾角为0.50°~0.60°，主要发育北北东向和近东西向断层形成的弧形断裂带，弧形断裂带南北两侧断层以近南北向为主；东部鼻状构造带为东陡西缓的大型鼻状构造带，长轴方向为近南北向，主要发育近南北向和北西向断层。

研究区断层的断距普遍小于30 m，主要为15~ 25 m。根据断层垂向断穿层位情况，可划分为2类，一类为顶端断穿葡萄花油层顶部，底端断穿下伏青山口组源岩的油源断层，主要分布于西部斜坡带和中部洼陷带；另一类为顶部断穿葡萄花油层顶部，但底部未接触到青山口组源岩的非油源断层，主要分布于中部洼陷带的弧形断裂带和东部鼻状构造带。采用Yielding等^[18]提出的SGR计算法来评价断层侧向封闭性，综合研究区断距、埋藏深度1 200~ 1 700 m、地层泥质体积分数70%~80% 等参数，计算得到SGR值为35%~75%。有研究指出国内外开启断层SGR值多为17%~20%，松辽盆地中成岩阶段油气藏封闭断层SGR下限值为27%^[19]。因此，研究区SGR值整体大于封闭下限阈值，表明断层具有较强侧向封闭性。

浅水三角洲前缘亚相受河流和波浪双重作用的影响，通常发育多种类型微相及能量相砂体。基于研究区5口取心井岩心观察和测井资料分析，可将储层砂体划分为水下分流河道、河口坝、前缘席状砂3种沉积微相以及单期水下分流河道、多期水下分流河道、河口坝、主体席状砂和非主体席状砂等5种能量相（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层沉积微相岩心特征及测井响应特征 Fig. 2 Core characteristics and logging response of sedimentary microfacies of Putaohua oil layer in Longhupao Oilfield

（1）水下分流河道微相：岩性主要为灰色、灰棕色粉砂岩或粉—细砂岩，为典型正韵律，河道底部具有明显冲刷面，自底向顶发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理等。根据岩性、厚度和测井曲线形态，其可划分为单期水下分流河道和多期水下分流河道2种能量相单元，其中单期水下分流河道砂体厚度为2.5~5.0 m，测井相表现为曲线形态呈钟形，顶部渐变和底部突变，电阻率为25~35 Ω·m，GR值为5~50 API；多期水下分流河道叠置厚度为3.5~8.0 m，测井相表现为曲线形态呈微锯齿状箱形，顶部渐变和底部突变，电阻率值为28~35 Ω·m，GR值为5~30 API。

（2）河口坝微相：岩性主要为灰色、灰白色、灰棕色粉砂岩和泥质粉砂岩，为典型反韵律，砂体顶面具有明显岩性突变面，自底向顶发育波状交错层理、楔状交错层理、板状交错层理等。砂体厚度一般为2.0~5.0 m，测井相表现为曲线形态呈漏斗状，顶部突变和底部渐变，电阻率值15~28 Ω·m，GR值为15~60 API。

（3）前缘席状砂微相：岩性主要为灰白色粉砂岩和泥质粉砂岩，部分高含钙，砂岩顶面和底面常见岩性突变面，常见平行层理、波状层理和透镜状层理。根据砂体厚度、测井曲线形态，可划分为主体席状砂和非主体席状砂2种能量相单元，主体席状砂厚度为2.0~3.0 m，测井相模式表现为曲线形态呈指状，顶部和底部均突变，电阻率为20~30 Ω·m，GR值为20~70 API；非主体席状砂厚度一般小于2.0 m，测井相表现为曲线形态呈针尖状，顶部和底部均突变，普遍高含钙，电阻率值为25~35 Ω·m，GR值为20~70 API。

以研究区1 026口测井曲线资料为数据基础，小层为基本单元，结合砂体测井相特征，逐层逐井进行测井微相识别。结果（图 3）表明：南北向砂体连续性整体较好，而东西向砂体连续性较差，以水下分流河道砂体为例，南北向可连续追踪3口井以上，而东西向最多可追踪2口井，反映出研究区北部物源控制的三角洲前缘亚相薄窄砂体储层特征。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层典型连井相剖面 Fig. 3 Typical well connected facies profile of Putaohua oil layer in Cretaceous of Longhupao Oilfield

依据测井微相剖面和平面识别结果、沉积动力学机制，充分利用密集井网的优势，开展研究区小层平面沉积微相的研究。结果（图 4）表明：①水下分流河道微相平面整体呈连续型树枝状分叉延伸，单条河道呈条带状展布，其中主干水下分流河道呈南北走向贯穿全区，宽度为200~450 m，分支水下分流河道呈北东向或北西向延伸，宽度为150~ 300 m，宽厚比为35~60。②河口坝微相整体呈小范围连片状分布于水下分流河道附近，砂体长轴方向近南北向，依据分布于附近水下分流河道部位的不同，可划分为水下分流河道边部型河口坝、水下分流河道末端型河口坝和水下分流河道分叉型河口坝3种类型，砂体宽度为1.2~2.5 km，长度为3.5~ 5.5 km，长宽比为1.3~2.5。③前缘席状砂微相整体呈泛连片状和部分透镜状分布，由于研究区整体处于三角洲前缘的近岸区，波浪作用改造程度较低，席状砂主要分布于主干水下分流河道边部和分支水下分流河道末端，其中主体席状砂呈连片状分布于西部斜坡带，非主体席状砂呈连片状分布于西部斜坡带和中部洼陷带，或呈透镜状分布于东部鼻状构造带。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层主力含油小层沉积微相平面展布特征 Fig. 4 Distribution characteristics of sedimentary microfacies plane of main oil-bearing sublayers in Putaohua oil layer of Cretaceous in Longhupao Oilfield

综合小层沉积微相平面分布特征和葡萄花顶面构造图分析，开展研究区构造-岩性圈闭识别。结果表明：①西部斜坡带发育3类断层-岩性圈闭，分别为近南北向断层与分支水下分流河道高角度相交形成的圈闭，断层与连片状河口坝或前缘席状砂尖灭带处形成的圈闭，以及孤立型前缘席状砂内部受断层切割形成的圈闭。②中部洼陷区弧形断裂带处发育2类断鼻-岩性圈闭，一类为弧形断裂带与地层等高线闭合区域内发育薄窄水下分流河道所形成的圈闭，另一类为弧形断裂带与地层等高线闭合区域内发育河口坝或前缘席状砂尖灭带所形成的圈闭。③东部鼻状构造区发育3类鼻状构造- 岩性圈闭，即鼻状构造弯曲方向与分支水下分流河道展布方向高角度相交所形成的圈闭，鼻状构造与连片河口坝或前缘席状砂尖灭带所形成的圈闭，以及鼻状构造内部发育孤立型前缘席状砂所形成的圈闭。

通过上述识别结果，结合构造类型和砂体特征进行构造-岩性圈闭类型的划分。首先，根据构造区带特征可划分为断层-岩性圈闭、鼻状构造-岩性圈闭和断鼻-岩性圈闭；其次，在大类划分的基础上，根据砂体平面几何学特征进行次一级类型划分，基于Gibling砂体几何学形态分类原则^[20]，可划为条带状砂体（如水下分流河道）、片状砂体（如连片河口坝或前缘席状砂）和透镜状砂体（孤立型前缘席状砂）。基于此，建立研究区构造-岩性圈闭类型的划分方案（表 1），发育3大类、8个亚类共10种组合样式的构造-岩性圈闭模式（图 5）。

表 1(Table 1)

表 1 龙虎泡油田白垩纪构造-岩性圈闭类型划分方案 Table 1 Classification scheme for structural-lithologic trap types of Cretaceous in Longhupao Oilfield 圈闭类型 构造部位 构造特征 砂体特征 构造-砂体平面组合特征 断层-岩性 断层-条带砂体型 西部斜坡带 南北走向断层，地层等高线与断层走向线无闭合 薄窄水下分流河道 断层与砂体高角度（> 45°)相交 断层-片状砂体型 片状河口坝或席状砂尖灭带 断层与砂体尖灭线相交 断层-透镜砂体型 透镜状席状砂 断层切割砂岩透镜体 鼻状构造-岩性 鼻状构造-条带砂体型 东部鼻状构造带 低缓鼻状构造 薄窄水下分流河道 鼻状构造凸起方向与砂体高角度(> 45。)相交 鼻状构造-片状砂体型 片状河口坝或席状砂尖灭带 鼻状构造等值线与砂体尖灭线高角度(> 45。)相交 鼻状构造-透镜砂体型 透镜状席状砂 砂岩透镜体位于鼻状构造内 断鼻-岩性 断鼻-条带砂体型 中部洼陷带 弧形断裂带处断层与地层等高线存在较大范围闭合区域 薄窄水下分流河道 断层与砂体高角度(> 45。)相交 断鼻-片状砂体型 片状河口坝或席状砂尖灭带 断层与砂体尖灭线相交

下载CSV 表 1 龙虎泡油田白垩纪构造-岩性圈闭类型划分方案 Table 1 Classification scheme for structural-lithologic trap types of Cretaceous in Longhupao Oilfield

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 龙虎泡油田白垩纪构造-岩性圈闭类型及发育模式 Fig. 5 Structural-lithologic trap types and development patterns of Cretaceous in Longhupao Oilfield

研究区断层-岩性圈闭类型根据砂体平面几何学特征可进一步划分为断层-条带砂体型、断层-片状砂体型和断层-透镜砂体型。主力小层圈闭识别结果（表 2）表明，该类圈闭以断层-条带砂体型和断层-片状砂体型为主，分别发育14个、25个，占断层-岩性类圈闭总数量的33.3% 和59.5%，而断层-透镜砂体型圈闭仅3个（图 6a）。

表 2(Table 2)

表 2 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层主力含油小层构造-岩性圈闭类型及数量统计 Table 2 Statistics and types of structural-lithologic traps from main oil-bearing sublayers in Putaohua oil layer of Cretaceous in Longhupao Oilfield 圈闭类型 分布数量/个 PⅠ2 PⅠ4 PⅠ5 PⅠ6 合计 断层-岩性 断层-条带砂体型 3 4 3 4 14 断层-片状砂体型 4 5 8 8 25 断层-透镜砂体型 2 0 0 1 3 鼻状构造-岩性 鼻状构造-条带砂体型 3 4 1 4 12 构造-鼻状构造-片状砂体型 3 4 1 0 8 鼻状构造-透镜砂体型 2 0 0 0 2 断鼻-岩性 断鼻-条带砂体型 3 2 3 4 12 断鼻-片状砂体型 2 4 2 1 9 合计 22 23 18 22 85

下载CSV 表 2 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层主力含油小层构造-岩性圈闭类型及数量统计 Table 2 Statistics and types of structural-lithologic traps from main oil-bearing sublayers in Putaohua oil layer of Cretaceous in Longhupao Oilfield

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层构造-岩性圈闭规模统计 Fig. 6 Statistics on the scale of structural-lithologic traps of Putaohua oil layer in Cretaceous of Longhupao Oilfield

3类圈闭主要特征：①断层-条带砂体型圈闭，砂体上倾方向受断层封闭遮挡，侧向受水下分流河道侧向尖灭遮挡，圈闭面积为0.10~1.40 km²，平均为0.55 km²，圈闭闭合高度为15~40 m，平均为25 m，砂体平均厚度为3.51 m，有效厚度为0~4.30 m，平均有效厚度1.21 m，有效圈闭占比约78.5%；②断层-片状砂体型圈闭，砂体上倾方向和侧向分别受断层封闭遮挡、岩性尖灭或物性封闭遮挡，圈闭面积为1.10~2.50 km²，平均面积1.80 km²，圈闭闭合高度为10~30 m，平均闭合高度为18 m，砂体平均厚度为2.73 m，有效厚度为0~1.51 m，平均有效厚度为0.48 m，有效圈闭占比约36.0%；③断层-透镜砂体型圈闭，砂岩透镜体受封闭断层切割，圈闭面积小于0.20 km²，圈闭闭合高度约10 m，砂体平均厚度为1.22 m，有效厚度为0~0.50 m，圈闭有效性较差。

研究区鼻状构造-岩性圈闭类型根据砂体平面几何学特征可进一步划分为鼻状构造-条带砂体型、鼻状构造-片状砂体型和鼻状构造-透镜砂体型。主力小层中鼻状构造-岩性圈闭以鼻状构造-条带砂体型和鼻状构造-片状砂体型为主，分别发育12个、8个，占鼻状构造-岩性类圈闭总数量的54.5% 和36.4%，而鼻状构造-透镜状砂体型圈闭仅2个（图 6b）。

3类圈闭主要特征：①鼻状构造-条带砂体型圈闭，盖层弯曲构成砂体展布方向侧向遮挡条件，水下分流河道侧向尖灭构成垂直展布方向侧向遮挡条件，圈闭面积0.50~1.80 km²，平均为1.10 km²，圈闭闭合高度为15~40 m，平均为25 m，砂体平均厚度为3.71 m，有效厚度为0~4.80 m，平均有效厚度1.40 m，有效圈闭占比约75.0%。②鼻状构造-片状砂体型圈闭，盖层弯曲和砂体尖灭带共同构成砂体侧向遮挡条件，圈闭面积为2.00~3.80 km²，平均为3.10 km²；圈闭闭合高度为15~35 m，平均为30 m；砂体平均厚度2.20 m，有效厚度为0~1.20 m，平均有效厚度为0.52 m，有效圈闭占比约75.0%。③鼻状构造-透镜砂体型圈闭，砂岩透镜体受封闭断层切割，圈闭面积小于0.20 km²，闭合高度约10 m，砂体平均厚度为1.30 m，无有效圈闭。

研究区断鼻-岩性圈闭类型根据砂体平面几何学特征可进一步划分为鼻状构造-条带砂体型和鼻状构造-片状砂体型。主力小层中发育断鼻-条带砂体型圈闭12个，占断鼻-岩性圈闭总数量的56.8%，发育鼻状构造-片状砂体型圈闭9个，数量占比43.2%（图 6c）。

2类圈闭主要特征：①断鼻-条带状砂体型圈闭，断层封闭和盖层弯曲共同构成砂体展布方向的侧向遮挡条件，水下分流河道侧向尖灭构成垂直展布方向的侧向遮挡条件，圈闭面积为0.25~ 0.90 km²，平均为0.50 km²；圈闭闭合高度为20~ 40 m，平均为32 m；砂体平均厚度为3.50 m，有效厚度为0~5.00 m，平均有效厚度为2.10 m，有效圈闭占比约92.0%。②鼻状构造-片状砂体型圈闭，断层封闭、盖层弯曲和砂体尖灭带共同构成砂体侧向遮挡条件，圈闭面积为1.10~1.70 km²，平均为1.50 km²；圈闭闭合高度为20~40 m，平均为32 m；砂体平均厚度为2.21 m，有效厚度为0~1.61 m，平均有效厚度为0.80 m，有效圈闭占比约88.0%。

龙虎泡油田上白垩统油气主要来自青山口组一段，青一段主要发育半深湖—深湖相深灰色泥岩和灰黑色油页岩，岩石中有机碳质量含量（TOC）达2.46%，母质类型为腐泥型Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根，有机质质量分数达74.7%~83.8%。成藏期构造演化结果表明，葡萄花油层油气成藏主要发生于晚白垩世明水组沉积末期，此时青一段埋藏深度为2 000~ 2 500 m，有效源岩厚度为50~80 m，热演化程度R_o为0.75%~1.71%，排烃强度为（700~1 100）×10⁴ t/km²，可为葡萄花油层提供充足且优质的油气来源。

研究区平面上处于齐家—古龙凹陷有效烃源岩区内，葡萄花油层属于源上成藏^[21]。葡萄花油层与青山口组有效烃源岩层被厚度为100~150 m的泥岩分隔，源岩无法直接与上覆储集层接触，因此油源断层则构成了油气垂向运移的唯一输导通道^[22]。研究区西部斜坡带的勘探实践表明（图 7），油源断裂密集区整体含油面积较大，而油源断裂稀疏区含油面积小，且距离油源断层发育部位上倾方向2 km以内的油井产油效果较好，而距离油源断层较远或附近无油源断层发育的区域内油井产油效果差或几乎无油气显示，油气整体上具有邻近油源断层分布的特征。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层含油范围平面分布特征 Fig. 7 Distribution of oil-bearing formation range of Putaohua oil layer in Cretaceous of Longhupao Oilfield

研究区不同区带之间正向构造（势能）要素与储层砂体配置关系差异较大，综合油气平面分布范围和油气藏精细解剖，基于区带构造背景总结了3种控制油气富集的构造-砂体配置关系。

断层-岩性圈闭主要发育于西部斜坡带，整体南东倾向的单斜坡构造背景，决定了油气优势运移方向为北西向。对该类圈闭中的有效含油圈闭与无效非含油圈闭之间地质要素差异进行分析发现，油气具有近油源断层分布的特征，且油气成藏受沉积微相控制，水下分流河道微相为有利微相，整体含油性高，该微相中发育14个断层-条带砂体型圈闭，有11个含油；连片型河口坝和主体席状砂为较有利微相类型，整体含油性较低，该微相中发育25个断层-片状砂体型圈闭，其中有9个含油；孤立型主体席状砂或非主体席状砂含油性极差，目前未发现有油气分布。

综合分析认为，油气沿油源断层向上运移过程中会遇到多套砂体^[23]，油气优先充注到储层物性最好的水下分流河道之中，其次选择充注到储层物性较好的河口坝和主体席状砂之中，而非主体席状砂物性极差导致油气难以充注。

研究区鼻状构造-岩性圈闭主要发育于东部鼻状构造带，鼻状构造整体隆起的形态使其成为油气运移的主要指向^[24]。对该类圈闭中的有效含油圈闭与无效非含油圈闭之间地质要素差异进行分析发现，油气在较低部位和较高部位均有分布，但具有随着海拔升高含油性逐渐增强的特点，具体表现为海拔-1 450 m以上，有效圈闭数量最多，且总含油面积大；海拔为-1 500~-1 450 m时，有效圈闭数量较少且总含油面积中等；海拔低于-1 500 m时，圈闭有效性极差（图 7）。此外，综合东部鼻状构造带油气分布特征和砂体特征来看（图 8），该区主要发育水下分流河道微相，片状河口坝和主体席状砂均发育较差，导致仅近南北向砂体连通性较好，而其他方向砂体连通性差。近南北向主干水下分流河道砂体可作为油气长距离的运移通道，使油气最终在较高构造部位聚集，而北西向和北东向分支水下分流河道末端砂体连通性变差，导致油气最终在构造较低部位聚集。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 龙虎泡油田白垩系葡萄花油层典型油藏剖面特征（剖面位置见图 7） Fig. 8 Typical reservoir profiles of Putaohua oil layer in Cretaceous of Longhupao Oilfield

断鼻-岩性圈闭集中分布于中部洼陷区弧形断裂带以南附近。对该类圈闭中的有效含油圈闭与无效非含油圈闭之间地质差异进行分析发现，砂体分布范围及砂体厚度控制着圈闭含油性。弧形断裂带附近303口井的油气勘探实践表明，钻遇PⅠ2小层砂体的井有185口，砂体的平均厚度约2.60 m，其中钻遇含油砂体井113口，含油砂体面积占砂体总面积的60.8%；钻遇PⅠ4小层砂体井127口，钻遇砂体平均厚度2.4 m，其中钻遇含油砂体井数51口，含油砂体面积占比41.3%；钻遇PⅠ5小层砂体井162口，砂体平均厚度为1.90 m，其中钻遇含油砂体井数59口，含油砂体占砂体总面积的36.0%；钻遇PⅠ6小层砂体井145口，砂体平均厚度为0.81 m，其中钻遇含油砂体井数26口，含油砂体面积占比18.1%。综合分析可知，砂体平面分布范围越大、砂体厚度越大，断鼻-岩性圈闭内砂体整体含油性越好。

基于龙虎泡油田白垩系基本地质背景，结合各类型构造-岩性油气藏主控因素分析，总结白垩纪构造-岩性圈闭基本成藏模式分为断层-岩性圈闭成藏模式、鼻状构造-岩性圈闭成藏模式和断鼻-岩性圈闭成藏模式3类（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 龙虎泡油田白垩纪构造-岩性圈闭成藏模式 Fig. 9 Structural-lithologic trap accumulation models of Cretaceous in Longhupao Oilfield

（1）断层-岩性圈闭成藏模式。该模式主要发育于西部斜坡带，如L14井区圈闭等。油源断层沟通青一段源岩，油气沿着油源断层垂向运移到葡萄花油层，优先选择物性良好的水下分流河道进入储集层，其次选择物性相对稍差的河口坝或主体席状砂进入储集层，由于西部斜坡带整体为南东倾向斜坡，油气进入储集层后整体向西部和西北部运移，加之北部物源沉积体系下砂体东西向连续性差，油气无法长距离侧向运移，具有邻近油源断层成藏的分布特征。

（2）鼻状构造-岩性圈闭成藏模式。该模式主要发育于东部鼻状构造带，如L172井区圈闭等。油气自鼻状构造带周围的油源断层进入储集层后，以浮力为动力沿着砂岩输导体系优先向鼻状构造带侧向运移，部分油气运移过程中由于砂体连续性中断（如分支水下分流河道末端）而在较低构造部位成藏，部分油气运移过程中由于砂体连续性好（如主干水下分流河道）在鼻状构造较高部位成藏。

（3）断鼻-岩性圈闭成藏模式。该模式主要发育于中部洼陷区弧形断裂带以南，如L12井区圈闭等。油气自弧形断裂带南部油源断层垂向运移进入葡萄花油层，优先选择水下分流河道或主体席状砂等物性较好砂体进入储集层，由于中部洼陷带为近南北向低缓斜坡，且北部物源体系下三角洲前缘亚相砂体东西向横向连续性差，油气向东西两侧运移路径受限制，油气整体向北部大规模侧向运移，由于研究区主要发育物性较好的水下分流河道或河口坝砂体，砂体连片且厚度较大，一方面有利油气较长距离侧向运移，另一方面有利于断鼻构造处油气富集成藏。

（1）松辽盆地龙虎泡油田白垩系构造-岩性圈闭可划分为3大类和8亚类：①断层-岩性圈闭，包括断层-条带砂体型、断层-片状砂体型、断层-透镜砂体型3种类型；②鼻状构造-岩性圈闭，包括鼻状构造-条带砂体型、鼻状构造-片状砂体型、鼻状构造-透镜砂体型3种类型；③断鼻构造-岩性圈闭，包括断鼻-条带砂体型和断鼻-片状砂体型。

（2）研究区白垩纪油藏富集主控因素可以归结为“源-断-储-势” 4要素耦合。青一段烃源岩提供了充足的油气基础；油源断层为油气垂向运移提供路径。构造与砂体配置关系控制圈闭内油气富集，其中油源断层和有利沉积微相控制西部斜坡带断层-岩性圈闭油气富集；构造部位和砂体连通性控制东部鼻状构造带鼻状构造-岩性圈闭油气富集；砂体发育程度控制中部洼陷带断鼻-岩性圈闭油气富集。

（3）研究区白垩系发育“油源断层垂向输导+有利沉积微相富集”的断层-岩性圈闭成藏模式、“砂体侧向输导+正向构造富集”的鼻状构造-岩性圈闭成藏模式以及“断-砂复合输导+连片砂体/厚层砂体”的断鼻-岩性圈闭成藏模式3种成藏模式。