天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 6: 979 - 991

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.005

天然气地球化学

松辽盆地扶新隆起带北部扶杨油层地层水化学特征及其与油气富集关系

  • 吴欣松 , 1 ,
  • 唐振兴 2 ,
  • 张琴 1 ,
  • 赵家宏 2 ,
  • 王武学 2
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  • 1. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 2. 中国石油吉林油田有限责任公司，吉林 松原 138000

吴欣松（1969-），男，安徽宿松人，副教授，博士，主要从事油气成藏与分布规律、油气储层评价、油气藏开发地质等研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-09-26

  修回日期: 2021-11-27

  网络出版日期: 2022-06-28

收起

Hydrochemical characteristics of the formation water in Fuyang payzone and the relationship with the oil richness in the northern Fuxin Uplift of Songliao Basin

  • Xinsong WU , 1 ,
  • Zhenxin TANG 2 ,
  • Qin ZHANG 1 ,
  • Jiahong ZHAO 2 ,
  • Wuxue WANG 2
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  • 1. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. Jilin Oil Company Ltd. ，PetroChina，Songyuan 138000，China

Received date: 2021-09-26

  Revised date: 2021-11-27

  Online published: 2022-06-28

Supported by

The National Science and Technology Major Project(2017ZX05008-006)

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本文亮点

松辽盆地扶新隆起带北部扶杨油层地层水化学分布特征复杂，与油气成藏之间的关系也与其他盆地以及松辽盆地其他层系存在着较大差异。通过不同含油层系、不同埋藏深度段地层水化学参数的统计与相关性分析，在垂向上划分出5个地层水化学成因带。同时结合研究区石油地质背景分析，明确了地层水性质及其分布的主控因素。研究表明，扶新隆起带北部地层水性质主要受沉积物源区岩石类型、烃源岩热演化生烃、成岩过程中的水—岩相互作用、圈闭封闭性能等因素的综合影响。以中酸性岩浆岩和火山岩为母岩的沉积物源是NaHCO3型为主的地层水形成的前提条件，烃源岩生烃高峰前排出的大量有机酸以及与生烃过程中伴生的CO2是强化NaHCO3型地层水分布的关键因素。相对高异常矿化度的NaHCO3型地层水的形成与背斜圈闭对CO2的良好捕集与封存条件以及由此导致的钠长石溶蚀作用密切相关。钠氯系数对于因富含CO2的地层水对酸性长石的溶蚀作用产生的次生孔隙发育带具有较好的指示作用，因此是油气富集的标志。

本文引用格式

吴欣松 , 唐振兴 , 张琴 , 赵家宏 , 王武学 . 松辽盆地扶新隆起带北部扶杨油层地层水化学特征及其与油气富集关系[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(6) : 979 -991 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.12.005

Highlights

The hydrochemical parameter distribution of Fuyang payzone in the north of Fuxin uplift of Songliao Basin is very complicated， and the relationship with oil and gas accumulation is also quite different from other basins or other payzones in Songliao Basin. Through the statistics and correlation analyses of the hydrochemical parameters in different formations， different depth intervals， five genetic hydrochemical zones of the formation water are determined. Furthermore， the main controls of the formation water properties and distribution are determined based on the petroleum geology background analysis. The study shows that the properties of the formation water in north Fuxin uplift are mainly affected by the rock types of the sediment provenance， the thermal evolution of source rocks， the water-rock interaction in diagenesis and so on. Composition of the parent rocks dominated by acid magmatic and volcanic rocks is the prerequisite for the origination of NaHCO3 type formation water. Large quantity of organic acids expelled before the peak of hydrocarbon generation and the companying CO2 are the key factors affecting the origin of NaHCO3 type formation water. Production of the high salinity formation water of NaHCO3 type is closely related to the perfect condition for CO2 capturing and sealing in local anticline traps and the dissolution of the albite. The Na/Cl coefficient is a good indicator of the secondary pores caused by the dissolution of acid feldspar under the condition of enriched CO2 in formation water， and so it is an index of oil richness.

0 引言

油田水作为沉积盆地地层流体的重要组成部分以及油气运移的重要载体，其类型及化学特征不仅是沉积环境、水—岩相互作用的产物，更与油气的生成、运移、聚集与保存等密切相关，因此是寻找和发现油气藏，分析油气成藏条件的有效手段［1-3］。松辽盆地扶杨油层地层水特征的研究起步较早，自20世纪90年代初，黄福堂［4-5］就在区域地层水化学特征及其与油气分布的关系方面开展了卓有成效的研究。位于松辽盆地南部的扶新隆起带自1959年获得勘探发现之后，经过60多年的油气钻探，积累了大量的油田水化学分析数据。该构造带主力含油层系为上白垩统泉头组扶余油层（泉四段）和杨大城子油层（泉三段上部），油藏埋深差异大，自200 m至2 000 m均有分布，成藏条件变化很大。其特殊的上生下储式成藏组合，为深入研究地层水化学场与油气成藏之间的关系提供了良好的场所。迄今为止，针对该区扶余和杨大城子含油层系中油田水的研究工作开展的并不多，较为系统的有梅啸寒等［6］对该区地层水化学参数空间分布特征及其与油气运聚关系的研究。目前，该区地层水化学方面仍有诸多问题没有得到很好的解释，特别是地层水化学类型及其主控因素，高矿化度NaHCO3型地层水的成因，以及地层水化学特征对油气储层质量的反馈机制等。
本文研究建立在扶杨油层地层水化学分析数据统计分析的基础上，通过地层水矿化度、离子浓度及其比值参数与埋深的相关性、平面分布特征等综合分析，深入剖析地层水类型分布特征、成因机制及其对油气富集的意义。

1 石油地质背景

扶新隆起带位于松辽盆地中央坳陷区南部，是一个在前侏罗系基底之上发育而成的继承性古隆起，北、西、南三面分别被三肇凹陷、大安凹陷、长岭凹陷所环绕，油源供应充足［7］。扶新隆起带北部已发现了扶余、木头、新立、新庙、新民及新北6个油田（图1），目前共有探井、评价井近400余口。主力含油层系为上白垩统泉头组上部的泉四段（扶余油层）与泉三段上部（杨大城子油层），统称为扶杨油层。其中扶余油层地层厚度约为100~130 m，杨大城子油层厚度约为300~400 m。油藏埋深差异大，在200~2 000 m之间。其中位于扶余3号构造之上的扶余油田埋藏最浅，基本小于550 m，向北、向西油层埋深逐渐增加。
图1 研究区位置与油田分布

Fig.1 Location and oilfield distribution of the study area

整个研究区内断层十分发育，除扶北逆断层外，其余均以小型正断层为主。从油藏类型来看，扶余油田所在的扶余3号构造是一个被断层严重复杂化的背斜；新立油田具有较为完整的背斜圈闭形态；新北构造以断鼻为主，局部发育背斜型高点；木头油田与新民油田主要以断块和断块—岩性油藏为主。储集岩为曲流河及三角洲相粉—细砂岩，烃源岩及盖层均为扶余油层上覆的青山口组一段（青一段）富含有机质的黑色泥岩及劣质油页岩，具有典型的上生下储式成藏组合［8］。在研究区范围内（图1红框所示），青一段烃源岩厚度在40~80 m之间，平均总有机碳（TOC）含量主要分布在1.5%~4.5%之间（图2），实测镜质体反射率（R O）值在0.5%~0.9%之间，总体处于低成熟至成熟阶段，具有西部成熟度高、北部的成熟度低、东南部未熟的分布特点。
图2 松辽盆地扶杨油层成藏要素配置关系

Fig.2 Configuration of the oil accumulation elements of Fuyang payzone in Songliao Basin

2 数据来源及处理方法

本文研究共收集到扶新隆起带北部150口预探井及评价井地层水分析样品共198个。由于样品来源均不涉及到开发井，因此可较好地反映地层水的原始性质与分布。地层水测试分析主要遵循的是石油天然气行业标准《油田水分析方法》（SY/T 5523—1992），分析项目包括pH值、地层水阳离子浓度（Na++K+、Ca2+、Mg2+）、阴离子浓度（Cl-、SO4 2-、HCO3 -、CO3 2-、BO3 3-、Br-、I-）以及总矿化度（TDS）等地球化学参数。
为对扶杨油层地层水类型及其化学性质进行研究，本文中除了离子浓度以及总矿化度直接使用质量浓度（单位为mg/L）外，还对离子质量浓度（C）进行当量浓度（r）换算［1］。当量浓度（r）是质量浓度（C）与离子当量的比值，而离子当量则是分子量与离子电荷数的商。因此，离子当量浓度（r）=离子质量浓度/（离子原子量总和÷离子电荷数）。这些为开展地层水化学特征与分布规律、成因机制研究奠定了数据基础。

3 结果分析

3.1　pH值与地层水类型分布特征

本次收集到地层水pH值实测数据177个。统计表明，该区地层水pH值主要分布在6.0~9.0之间，其中pH<7的样品37个，pH=7的91个，pH值在7~8之间的有30个，pH值在8~9之间的有14个，pH值大于9的有5个，占比分别为21%、51%、17%、8%、3%。总体表现为弱酸性—弱碱性，但以中性和弱碱性为主。地层水分类主要是依据阴阳离子的浓度及其关系，将地层水划分为不同的类型。此次采用苏林地层水的分类方案，根据成因系数和变质系数将地层水划分为Na2SO4型、NaHCO3型、MgCl2型、CaCl2型4种。虽然该方案尚存在一定的争议，但由于其简单明晰，因此不仅在前苏联，而且也在我国和欧美得到广泛应用。
根据苏林的水型划分标准，在扶新隆起带北部198个地层水样中，NaHCO3型141个，CaCl2型43个，Na2SO4型9个，MgCl2型5个，占比分别为71.2%、21.7%、4.6%和2.5%。因此，地层水型以NaHCO3型和CaCl2型占绝对优势，Na2SO4型和MgCl2型仅在局部井区有分布。从不同地层水型的深度分布范围看，NaHCO3型地层水分布很广，从浅部到深部均有分布［图3（a）］，平均pH值为7.5，偏弱碱性。MgCl2型和CaCl2型地层水主要分布深度在550~1 500 m之间［图3（b）］，而Na2SO4型地层水分布深度则较局限，主要介于800~1 400 m之间［图3（c）］。从水型与pH的关系可以看出，除NaHCO3型表现为弱碱性之外，其他3种类型地层水均表现为弱酸性特征，平均pH值均在6.6左右。
图3 扶杨油层不同类型地层水矿化度随深度的变化

Fig.3 Relationship between depth and TDS of different types of formation water in Fuyang payzone

不同类型地层水的分布特征表明，在扶新隆起深部地层水的分布并不完全遵循从浅层到深层，水型从NaHCO3型逐渐向Na2SO4型转化，最终成为CaCl2型的变化趋势，这种分布特点应与上覆烃源岩的热演化程度之间存在较大关系。青一段烃源岩成熟度越高，生排烃过程对扶杨油层中地层水的影响就越大，对储层中地层水性质的改变起到了很大的作用，使得原本浓缩形成的Na2SO4型及CaCl2型地层水向NaHCO3型地层水逆转。
扶新隆起带扶杨油层以NaHCO3型地层水占优势，主要受2个方面因素的直接控制：第一，受到晚白垩世沉积地质背景与古气候的控制，其地表水与原始沉积水均以NaHCO3型为主。晚白垩世以来，松辽盆地的沉积物源主要来自于周边侏罗纪—早白垩世的侵入岩、火山岩、火山碎屑岩，泉头组砂岩的碎屑颗粒组成以岩屑为主（37.73%），其次为长石（33.23%），石英含量平均低于30%（图4）。泉头组沉积时期的气候炎热干燥［9］，这些富含碳酸盐矿物以及长石的岩浆、火山物质，在风化、剥蚀和搬运过程中不断遭受淋滤、溶解，形成大量的Na+和K-、HCO3 -等离子。松嫩平原目前仍然普遍存在的盐碱化土壤以及弱碱性的地表湖泊也具有类似的成因［10］。第二，受青山口组烃源岩中干酪根生烃过程中产生大量的有机酸和CO2的影响。这些酸性流体与岩石相互作用，使岩石中的碳酸盐矿物发生溶解，形成次生溶蚀孔隙，进一步释放出大量的Ca2+和HCO3 -［11］。
图4 扶新隆起带北部扶杨油层砂岩成分三角图

Fig.4 Triangle chart of sandstone composition in Fuyang payzone of the north Fuxin Uplift

3.2　矿化度及离子浓度分布规律

3.2.1　总矿化度分布

扶杨油层地层水总矿化度（TDS）主要分布于3 000~10 000 mg/L之间，总体上属于咸水的范畴［12］。进一步统计分析发现，TDS分布具有2个主要特点：一是垂向上的不同含油层系之间存在差异；二是不同水型之间也存在差异。
首先是层位差异。扶余油层的TDS总体上要高于杨大城子油层（表1）。扶余油层TDS主峰位于6 000~8 000 mg/L之间，平均值为9 217 mg/L，而杨大城子油层主峰位于4 000~6 000 mg/L之间，平均值为6 870 mg/L（图5），前者明显高于后者。而且，杨大城子油层绝大部分均小于12 000 mg/L，而扶余油层则存在TDS>18 000 mg/L的水样，TDS最高值可达37 000 mg/L以上［见图3（a）中的褐色方框内的样点］。尤其值得注意的是，这些高TDS的地层水样品几乎全都来自于新立油田的扶余油层。
表1 扶新隆起带北部典型井地层水参数纵向分布对比

Table 1 Comparison of the vertical distribution of formation water parameters in typical wells of the north Fuxin Uplift

井名 层位

顶深

/m

底深

/m

（K++Na+）

/（mg/L）

Ca2+

/（mg/L）

Mg2+

/（mg/L）

Cl-

/（mg/L）

SO4 2-

/（mg/L）

HCO3 -

/（mg/L）

CO3 2-

/（mg/L）

TDS

/（mg/L）

地层水

类型

解释

结论

油气

显示
新185 泉四段 1 232.4 1 234.8 6 689.6 36.7 3.0 3 048.7 672.4 10 136.0 808.8 21 395.2 NaHCO3 油水层 油斑
1 262.8 1 276.4 6 432.6 10.0 6.5 2 942.4 792.5 9 149.4 941.1 20 274.0 NaHCO3 油水层 油斑
泉三段 1 325.6 1 332.0 4 403.1 2.6 6.2 2 375.9 1 133.0 2 953.4 1 597.7 12 473.9 NaHCO3 水层 油斑
1 390.8 1 398.0 2 792.1 9.2 1.5 3 140.2 1 026.4 442.4 144.9 7 556.7 NaHCO3 水层 油迹
新143 泉四段 1 105.0 1 112.6 6 681.4 9.8 7.4 1 281.2 1 212.3 5 014.6 4 446.3 18 653.0 NaHCO3 水层
1 145.0 1 149.2 8 259.8 10.0 10.1 2 820.4 876.5 13 180.3 1 404.5 26 561.6 NaHCO3 水层
1 181.4 1 185.8 6 557.9 5.0 3.0 2 047.2 1 585.0 6 712.2 2 550.9 19 461.2 NaHCO3 水层
泉三段 1 343.8 1 347.8 3 349.2 2.0 0 3 364.2 1 327.1 1 022.1 195.1 9 259.7 NaHCO3 油水层 油斑
1 362.0 1 364.4 3 284.8 14.0 0 3 562.7 1 267.0 857.3 79.5 9 065.3 NaHCO3 水层
图5 扶新隆起带北部扶杨油层地层水矿化度频率分布

Fig.5 Histogram of TDS in the formation water of Fuyang payzone in the north Fuxin Uplift

其次是水型之间的差异（图3）。NaHCO3型地层水，除上文提到的新立构造上扶余油层之外，TDS大部分分布在3 000~12 000 mg/L之间，而CaCl2型和MgCl2型地层水基本在5 000~10 000 mg/L之间，Na2SO4型地层水比CaCl2型和MgCl2型稍低，TDS在4 000~9 000 mg/L之间。从背景值（低值）分析可以看出，从NaHCO3型地层水，向CaCl2型和MgCl2型地层水转化的过程中具有逐渐浓缩的趋势，Na2SO4型地层水的TDS介于二者之间。

3.2.2　主要离子组成特征

扶新隆起带北部扶杨油层中地层水阳离子构成主要是Na++K+，其次为Ca2+和Mg2+，具有明显的Na++K+ > Ca2+ > Mg2+的阳离子浓度分布样式（图6），而且离子浓度差别很大，各自的平均值分别为2 850 mg/L、135 mg/L和13 mg/L。阴离子主要是由HCO3 -、Cl-、SO4 2-以及少量的CO3 2-、BO3 3-、I-和Br-组成，具有Cl->HCO3 ->SO4 2-阴离子浓度分布序列（图7），其离子浓度平均值分别为3 254 mg/L、1 762 mg/L和394 mg/L。因此，本区地层水矿化度主要受Na++K+、Cl-以及HCO3 -的控制，其他离子的贡献相对较小。
图6 扶新隆起带北部地层水阳离子质量浓度与深度的关系

Fig.6 Relationship between the cation concentration and the depth of formation water in the north Fuxin Uplift

图7 扶新隆起带北部地层水阴离子质量浓度与深度的关系

Fig.7 Relationship between the anion concentration and the depth of formation water in the north Fuxin Uplift

3.2.3　地层水性质垂向分带

地层水的主要离子浓度以及离子系数随深度的变化趋势是开展本次地层水垂向分带的主要依据。其基本原则：一是应主要参照控制TDS的主要离子浓度及其比值参数的变化趋势；二是能够从成因上进行合理的地质解释。特别值得一提的是，划分过程中一定要参考主控阴离子和阳离子（即Cl-、Na++K+）的背景值变化趋势（左包络线），而不能仅仅参照其高值的变化趋势（右包络线），因为后者受油气的生、排过程影响较大。
综合图6—图8可以看出，扶新隆起带北部地层水特征具有明显的垂向分带性，由浅到深，可以划分为5个不同的成因带（表2）。
图8 扶新隆起带北部地层水主要离子比值与深度的关系

Fig.8 Relationship between the main ion ratios and depth of the formation water in the north Fuxin Uplift

表2 扶新隆起带北部扶杨油层地层水离子浓度纵向分布统计

Table 2 Statistics of the main ion concentrations of formation water in different vertical zones of the Fuyang payzone in the north Fuxin Uplift

序号

地层水

深度分带

 深度范围/m 阳离子浓度分布区间与平均值/（mg/L） 阴离子浓度分布区间与平均值/（mg/L）
Na++K+ Ca2+ Mg2+ HCO3 - Cl- SO4 2-
A 大气淡水交替带 <550

733~4 538

2 118

9.6~78.0

29

1.0~19.5

9.1

21~3 033

1 175

808~3 758

2 224

0~209

37

B 交替过渡带 550~800

1 511~2 191

1979

80~137

107

9.2~13.0

11.5

67~333

194

2 383~2 659

2 821

24~389

152

C 溶蚀浓缩带 800~1 500

982~11 087

3 227

2.8~390.8

160

0.6~48.4

13.1

120~20 571

2 146

1 294~6 399

3 694

2~2 275

343

D

黏土矿物脱水

淡化带

 1 500~1 900

1 178~5 500

2 247

5.0~258.5

105

1.2~65.4

11.5

61~6 483

1 202

1 260~3 722

2 441

0~421

516

E 深部浓—缩带 >1 900

1 532~2 659

2 035

7.8~328.3

1 015

3.2~39.5

24.3

308~805

607

1 873~4 120

2 717

81~1 511

299

注： 733 ~ 4   538 2   118= 最 小 值 — 最 大 值 平 均 值

A带：地层埋藏浅，深度小于550 m。这些数据样点均来自于扶余油田（扶余3号构造）。其离子浓度分布特征表现为主要阳离子Na++K+ 和Ca2+ 的浓度非常低，阴离子除HCO3 -外，Cl-和SO4 2-也最低。另外，该带脱硫系数极低（小于20），而且钙镁当量浓度比值（钙镁系数）也比较低（最大不到6.0）。该带是典型的大气淡水交替带，由于大气淡水渗入引起的稀释作用以及大气CO2溶于水形成碳酸导致的CaCO3胶结物溶解作用的影响，埋深越小，地层水中Cl-、Na++K+和Ca2+离子浓度下降越明显。
B带：地层埋深在550~800 m之间。该带最明显的特征是阳离子Na++K+、Ca2+和阴离子Cl-的浓度在A带的背景上继续增加（图6），阴离子HCO3 -和SO4 2-浓度达到最低值（图7）。同时，钠氯系数、脱硫系数以及钙镁系数均表现为极低值（图8）。从控制矿化度分布的主要离子Cl-、Na++K+和HCO3 -的浓度背景值（左侧包络线）的增加趋势来看，可以认为该带是一个交替过渡带。
C带：地层埋深在800~1 500 m之间。该带中几乎所有阳离子和主要阴离子浓度均对应于各自的高值区，尤其是Ca2+和Mg2+离子浓度，自800 m开始，增加非常明显。钙镁系数也逐渐达到其最高值，然后转为下降。据钟艳飞等［13］扶新隆起带北部古龙凹陷松科1井的研究成果，青山口组烃源岩于1 500 m左右才基本进入成熟阶段，1 750m左右可能达到生烃高峰。在800~1 500 m深度段内，青一段烃源岩总体处于未成熟—低成熟阶段。在生烃高峰之前，烃源岩中会排出大量有机酸和酚类，并对岩石进行大规模溶蚀，在1 300 m附近形成次生孔隙发育带（图9），导致大量的Ca2+和Mg2+自地层中被释放并进入地层水中。从Na++K+离子浓度背景值出现下降的现象可以推测，该带还可能发生了阳离子交换作用，即钠长石化作用［14］。
图9 扶新隆起带北部扶杨油层储层物性随深度变化

Fig.9 Variation of reservoir physical properties with the depth in Fuyang payzone of the north Fuxin Uplift

D带：深度介于1 500~1 900 m之间。该带地层水中主要阳离子Na++K+、Ca2+、Mg2+与C带相比有所下降，且Cl-的浓度下降最为明显，表明该带地层水明显有所淡化。其判断依据是，地层水中Cl-非常稳定，一般不会因为水—岩相互作用发生沉淀，其下降主要与黏土矿物大量脱水导致的稀释作用有关；另一方面，虽然与C带相比，Cl-浓度下降幅度较大，但钠氯系数的增加趋势却很明显。这表明，如果扣除稀释作用的影响，该带中Na++K+的增量要高于Cl-。究其原因，应是受到长石大量溶蚀的影响。从图9中也可以明显看出，在该深度带内1 700 m左右存在另一次生孔隙发育带，推测是受长石溶蚀所控制。
E带：深度大于1 900 m。Na+和Cl-浓度的背景值具有逐渐增大的趋势，已进入深部浓缩带的范围。与D带相比，除了HCO3 -和SO4 2-浓度明显降低之外，Cl-、Na++K+背景值有增加的趋势，Ca2+、Mg2+浓度也有所增加，钙镁系数和脱硫系数也有明显的下降，总体表现出浓缩的趋势。在该带内，储层物性已明显变差，孔隙度基本降到12%以下，渗透率可能低于1×10-3 µm2，已达到致密储层级别。

4 讨论

4.1　高浓度NaHCO3型地层水的成因

前已述及，在扶新隆起带北部新立油田背斜高部位（研究区西南部）的扶杨油层中，存在TDS明显高于区内其他油田的NaHCO3型地层水［图3（a），图10］，即Na++K+和HCO3 -表现为相对高异常。该构造扶余油层中，TDS大于18 000 mg/L，Na++K+大于5 000 mg/L，HCO3 -大于8 000 mg/L。而且其钠氯系数也较高，一般都大于2.2（图6—图8）。
图10 扶新隆起带北部扶余油层HCO3 －离子浓度等值线

Fig.10 Contour map of the bicarbonate ion concentration in Fuyu payzone in the north Fuxin Uplift

通过离子浓度与TDS的相关分析还可以进一步看出，这些高异常点与其他样点在离子浓度与TDS交会图上表现为2种完全不同的相关关系（图11—图12）。二者之间存在3个方面的主要差异：一是虽然TDS与Na++K+和HCO3 -浓度表现为良好的正相关，但是其斜率差异较大；二是这些样点虽然TDS异常高，但Cl-浓度却并不高；三是这些异常样点中Ca2+、Mg2+离子浓度很低，而且随着TDS的增加，Ca2+、Mg2+浓度基本不变。这些特征均表明，在新立构造扶余油层中存在的这些异常高TDS地层水，其成因比较特殊。
图11 扶新隆起带北部地层水总矿化度与主要阳离子浓度的关系

Fig.11 Relationship between TDS and the concentration of main cations of the formation water in the north Fuxin Uplift

图12 扶新隆起带地层水总矿化度与主要阴离子浓度的关系

Fig.12 Relationship between TDS and the concentration of main anions of the formation water in the north Fuxin Uplift

通过扶新隆起带泉三段顶面构造特征的分析可知，新立构造是该区唯一一个发育得较为完整的背斜，虽然其内部也被众多小断层复杂化，但其背斜形态依然完整。扶余油层上覆的青一段既是优质的烃源岩，又是一套极为优质的盖层，因此具备非常好的局部封闭性能。
其西部围斜部位以及大安深凹成熟烃源岩生烃过程中伴生的CO2气体会随着石油一起运移和聚集到新立构造背斜构造。由于该背斜顶部四周封闭性好，CO2不容易溢散，而且由于油气的密度差异，CO2在新立背斜扶余油层中大量聚集，溶于地层水形成了高浓度的碳酸溶液。在相对酸性的成岩环境下（包括有机酸的存在），会与富含长石的储集岩发生长期的水—岩相互作用，储层中的钠长石被大量溶解，形成丰富的次生孔隙（图13），并进一步释放出HCO3 -和Na+离子，同时会形成自生高岭石［15-17］。其化学反应式为：
图13 新立油田典型岩石组成特征以及钠长石的溶解与高岭石的形成

（a）岩石薄片，吉+2⁃014井，1 299.22 m;(b)电镜照片，新269，1 258.8 m，×1 700

Fig.13 Typical rock composition， dissolution of albite and formation of kaolinite in Xinli Oilfield

4Na（AlS3O8） +4H2CO3+ 2H2O → Al4（Si4O10） （OH）8+4Na++4HCO3 -+4SiO2
无论是扶余油层与杨大城子油层矿化度之间的差异性（上高下低），还是新立油田TDS及离子组成的特殊性，都表明高矿化度NaHCO3型地层水的存在是油气富集的重要标志之一。当地层埋深超过大气淡水交替带时（>800 m），地层水开始逐渐浓缩，水型从NaHCO3型逐步向CaCl2型转化。如果没有油气的入侵（油气运聚），其地层水类型一般不会发生逆转。如果地层水表现为CaCl2型，说明其基本未受到油气的侵位，所以其含油气的概率较低。新215井就是一个非常典型的例子，该井在泉四段（扶余油层）1 320~1 360 m井段试油产纯油，岩屑录井油气显示级别为油斑，地层水分析表明为NaHCO3型；而在1 400 m之下的泉三段上部（杨大城子油层）试油产纯水，地层水分析结果则为CaCl2型。这说明该井泉三段中下部没有受到油气的运移和聚集过程的影响，所以在录井过程中未见到任何油气显示（图14）。
图14 新215井试油结论及地层水特征

Fig.14 Oil test conclusion and formation water type in the Well Xin 215

4.2　地层水化学参数与油气富集的关系

前人关于油田水的研究，大部分都偏重于离子浓度和矿化度变化、成因机制、油气成藏、油气保存关系的分析，而对地层水化学特征与储层之间的关系研究较少。本文研究发现，除了地层水中Ca2+、Mg2+离子浓度、钙镁系数等常用指标外，钠氯系数和脱硫系数也在一定程度上对次生孔隙的发育具有良好的指示意义。
研究区储层物性与埋深的关系（图9）表明，在扶新隆起带由浅到深发育3个次生孔隙发育带。第一个在浅层（深度小于800 m），深度范围与大气淡水交替带以及交替过渡带一致，属于大气CO2溶蚀带。CO2随大气淡水下渗进入储层中，形成酸性溶液，对储层中的碳酸盐胶结物、长石颗粒、岩屑颗粒以及黑云母等矿物进行大规模溶蚀［图15（a）—图15（d）］，形成类型丰富的次生溶蚀孔隙，储层孔隙度可达25%以上，渗透率大于1 000×10-3 µm2。第二个次生孔隙发育带处于有机酸溶蚀浓缩带，深度范围为1 250~1 350 m，属于烃源岩生烃高峰之前出现的规模次生溶蚀带。该带以有机酸溶蚀为主［图15（e）—图15（h）］，地层水以Ca2+、Mg2+浓度的大幅度上升为特征。第三个次生孔隙发育带位于黏土矿物脱水淡化带内，深度范围在1 700 m附近。该次生孔隙发育带与第二个次生孔隙发育带一样，同样是受生烃高峰前有机酸的溶蚀有关，同时伴随生烃过程中CO2的大量出现［18］，对长石和碳酸盐胶结物等矿物进行溶蚀，因此应属于有机酸与无机酸共同控制的次生孔隙溶蚀带。
图15 扶杨油层第一和第二次生孔隙发育带内储层的溶蚀作用

（a）溶蚀成因次生孔隙，检25井，389.72 m；（b）沿长石解理缝的溶蚀，检24井，353.18 m；（c）大面积溶蚀形成铸模孔，检31井，484.75 m；（d）岩屑颗粒的粒内溶蚀，检24井，506.55 m；（e）岩屑的溶蚀，吉+2-014井，1 300.59 m；（f）长石颗粒及粒间溶蚀，吉+2-014井，1 299.62 m；（g）长石、岩屑及胶结物的溶蚀，吉+28-015.1井，1 326.28 m；（h）长石颗粒的溶蚀，吉41-24井，1 369.76 m

Fig. 15 Dissolution of the reservoir in the first and second secondary pore zones of Fuyang oil payzone

从图8明显看出，地层水钙镁系数从1 000 m左右开始增加上升，到1 300 m左右达到最大值，然后快速下降到1 520 m的相对低值区。此深度之下，再度出现一个上升到下降的旋回，直到1 900 m降至低谷。与图10的对比可以发现，钙镁系数的高值分别与第二、第三次生孔隙带的深度分布具有良好的对应关系。究其原因，无论是方解石的溶解，还是方解石的白云石化，都可以使储层物性变好，由此会导致地层水中钙镁系数的增加。钙镁系数越大，表示碳酸盐矿物的溶蚀作用越强。但是，对于浅层大气淡水次生孔隙带，淡水的下渗使得地层水中Ca2+的大量滤失，钙镁系数因此表现为低值。
前人研究认为，脱硫系数主要反映地层的封闭性和油气保存条件［19-21］。本文研究发现，该系数与油气保存之间的关系并不密切。如在深度小于800 m的大气淡水交替带及过渡带，以及大于1 900 m的深部浓缩带内，该系数均表现为低值（一般小于20）。但在溶蚀浓缩带与黏土矿物脱水淡化带内均显示为较高值（最高可达50）。尤其是1 600~1 800 m深度段，该系数出现了超过100的极高值。可见，脱硫系数与钙镁系数一样，对次生孔隙发育具有一定的指示意义。
与上述2个参数相比，钠氯系数对次生孔隙的发育具有更好的指示作用。特别是对于浅层的大气淡水交替带内的溶蚀带、深部的CO2溶蚀带，以及前文提到的新立构造扶余油层中的CO2溶蚀作用，该参数的反映都较为灵敏。而对于以有机酸为主的溶蚀带内，虽然溶蚀作用很强烈，但是其值并不是最高的。
上述分析表明，对于松辽盆地扶杨油层，由于其成藏模式为典型上生下储，在其下部侏罗系烃源岩影响不到的区域，地层水的性质变化受上覆烃源岩热演化以及生排烃过程的影响很大。因此，其孔隙演化与地层水化学性质之间关系，与其他盆地以及松辽盆地内其他层位相比，均具有一定的特殊性。

5 结论

（1）扶新隆起北部扶杨油层地层水总体表现为中—低矿化度、弱酸性—弱碱性。地层水类型以NaHCO3型水为主，主要受泉头组沉积物源区岩石类型、成岩过程中的水—岩相互作用、烃源岩生排烃及油气聚集等因素的控制。
（2）依据地层水化学特征，可以由浅到深将扶杨油层地层水划分为5个成因带，即大气淡水交替带、交替过渡带、溶蚀浓缩带、黏土矿物脱水淡化带、深部浓缩带。
（3）在扶新隆起带北部，扶杨油层高浓度的NaHCO3型地层水仅分布于新立背斜构造等局部地区，其形成与背斜圈闭对生烃过程中伴生CO2的高效俘获与严密封存，使得富含CO2的弱碱性地层水对酸性长石（钠长石、钾长石）的长期溶蚀密切相关，是油气富集的重要标志。
（4）扶杨油层上生下储的特殊成藏模式，使得地层水化学参数具有独特的纵向分布特点，矿化度的高低受烃源岩的影响很大。由于邻近烃源岩，使得扶余油层地层水的矿化度平均高于下伏杨大城子油层。
（5）钙镁系数与钠氯系数的相对高值区与储层次生孔隙发育带具有较好的对应关系。与钙镁系数相比，钠氯系数对于由CO2引起的次生溶蚀孔隙具有更好的指示意义。

本文研究在资料收集过程中得到中国石油吉林油田研究院油藏评价所的大力协助，中国科学院广州地球化学研究所宋之光研究员提供了松科1井的烃源岩有机碳测试数据；在研究过程中得到中国石油大学（北京）黄志龙教授无私的指导和帮助，在此一并表示衷心的感谢！

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