松南气田登娄库—泉头组天然气成藏特征分析

韩志宁，陈云峰，雷 敏，于永利

松南气田登娄库—泉头组天然气成藏特征分析

韩志宁，陈云峰，雷 敏，于永利

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司西部新区研究中心，山东东营 257015）

松南气田位于松辽盆地南部长岭断陷中央隆起带达尔罕断凸带腰英台深层构造高部位。通过分析解剖烃源岩、输导等，认为松南气田登娄库—泉头组天然气藏具有双向供烃的特征；达尔罕断裂是控制气藏规模的主断裂，它的开启与封闭直接决定天然气藏的形成保存及破坏散失。在典型气藏解剖的基础上，综合油气成藏条件，总结了成藏规律：多期生烃，北、西次凹供烃、近距离运移，长期运移指向、聚集，深层储盖组合匹配。

天然气；成藏特征；松南气田；登娄库组；泉头组

目前长岭地区已在登娄库、泉头组发现了松南、东岭、大老爷府、双坨子、登娄库、伏龙泉等油气藏，展示了该层系良好的勘探前景。但由于对研究区登娄库—泉头组天然气成藏规律等方面认识不清，一直制约着本区的天然气勘探。本文对松南气田登娄库—泉头组天然气藏进行了解剖分析与描述。

松南气田腰深1井区位于松辽盆地南部长岭断陷中央隆起带的达尔罕断凸带上，为腰英台深层构造。该构造是在基底隆起背景上发育的断背斜，走向近南北向，其东、西两侧分别为长岭断凹和查干花断凹，南部与达尔罕构造相连，北临大情字井和乾安油田[1]。

1 石油地质特征

1.1烃源岩特征

长岭地区断陷期烃源岩主要发育于火石岭组、沙河子组、营城组，其次为登娄库组，岩性主要为暗色泥岩和煤层[2]。火石岭组烃源岩总体为中等—较好烃源岩，长岭断陷南部地区较发育。沙河子组烃源岩总体为较好—中等烃源岩，分布范围集中在查干花次凹、前神子次凹以及长岭牧场次凹的深凹部位。营城组为中等烃源岩，厚度大，在深凹范围内分布广。登娄库组烃源岩为差烃源岩。松南气田位于前神子井次凹和查干花次凹之间[3-7]。

1.2构造特征

腰深1井区位于断鼻构造背景上，断鼻带由达尔罕断层控制，该断层是一条切割基底的断裂，断层性质为反向正断层，走向为北北西向，向东倾，倾角20 ～ 40 °，最大断距约800 m，延伸较长，该断层在营城组沉积前已经形成，沿其发生了大规模的火山裂隙式喷发，后期活动控制了下降盘营城组和登娄库组的沉积[8]。

由于受达尔罕断裂及基底隆起控制，登娄库组超覆于营城组火山岩体之上，走向近南北向，西南部较低，发育一些小型正向构造。构造东部的达尔罕断裂为北北西向展布，与深层区域构造走向一致，构造内次级断裂多呈南北、北北西或北东向。

1.3储层特征

腰深1井区天然气藏储层主要为泉一段、登娄库组砂岩，沉积环境为河流相的分支河道与河道间。登娄库组受火山岩的影响，呈现为构造高点薄、两翼厚的特点，砂岩厚度在90 ～ 160 m之间、储层厚72.2 ～ 40 m。泉头组一段全区发育，总体呈现为中间厚、四周薄的特点，砂岩厚度在150 ～230 m之间、储层厚76 ～ 33.2 m。泉头组一段、登娄库组孔隙度、渗透率高值，主要分布在腰深1—长深1井区，其次是腰深101井。储层储集类型为孔隙型，粒度偏细，分选好，杂基含量少，以泥质为主，属低孔、低渗—特低渗型储层。

2 天然气成藏特征

2.1气藏特征

（1）登娄库组气藏

腰英台地区登娄库组披覆于营城组火山岩之上，地层呈现为构造高点薄、两翼厚的特点，气层平面上呈错叠连片状连续分布。综合解释结果表明，处于构造高部位的腰深1井含气层均为气层，共15层36.2 m，处于构造较低部位的腰平7井综合解释的含气层均为差气层，共10层19.7 m，说明登娄库组气藏含气性差异主要受构造控制，平面上因储层物性差异，使各井含气性也存在差异，研究区南部的腰深101井含气井段厚达70.7 m，工区北边的腰深102井含气井段为57.7 m，而腰深102井所处的构造部位高于腰深101井，说明气藏局部受岩性控制作用。综合分析认为登娄库组砂岩气藏为岩性—构造气藏。

（2）泉头组一段气藏

泉头组一段气藏主要受构造控制，地层平面分布较为稳定，主要含气层均发育在泉一段下部砂泥岩互层段。达尔罕断裂为气藏东侧边界断层，构造高部位的腰深1井综合解释为差气层，共17层79.12 m，含气井段达164 m，处于构造较低部位的腰深102井综合解释的含气层均为差气层，共3层25.3 m，含气井段为74 m，说明构造对气藏具有一定的控制作用，而腰平4井和腰平7井由于其储层物性变差，测井解释砂岩均为致密层，说明气藏局部也受岩性控制。综合分析认为泉头组一段气藏为岩性—构造气藏。

2.2断裂输导条件

腰深1井区发育多条断裂，其中位于东侧的达尔罕断裂是控制气藏的主断裂。该条断裂在火石岭组—泉头组沉积期持续活动，但不同阶段活动强度差异较大，火石岭组—泉一段为活动强烈期，泉二段—泉三段沉积期活动逐渐减弱，泉四段沉积期基本停止活动[8]。由于查干花次凹烃源岩主生排烃期在青山口组—嫩江组沉积期，故烃源岩主生排烃期期间，该断裂活动较弱至停止活动。因此该断层对天然气是否起到输导作用取决于断裂的封堵条件。断穿登娄库组—泉一段的断层泥比率[9,10]（SGR，泥岩涂抹因子）在50%左右，而断穿泉二段的断层泥比率一般超过70%（图1），登娄库组—泉一段的断裂以开启为主，泉二段以封堵为主。因此该断裂有利于油气从下伏沙河子组烃源岩向上运移到登娄库组、泉一段，同时有效阻止油气进一步向上逸散。

2.3天然气聚集条件

腰英台深层构造处于长岭凹陷中央隆起带东部，北有长岭牧场断凹，南有乾安次凹，具有双向供烃条件，中部断陷带营城组及沙河子组、火石岭组埋深均大于4 000 m，湖相泥岩具有良好的生烃条件，沿深大断裂向火山岩构造供烃[11]。松南气田位于长岭断陷中部隆起带，是凸起带的最高部位，有利于天然气聚集。

松南气田泉一段（K1q1）和登娄库组（K1d）主要为层状砂岩气藏，上覆泉头组二段泥岩分布稳定，为良好的区域盖层。从时间上分析，长岭断陷圈闭大多形成于营城组沉积末期～登娄库组沉积末期，沙河子组、营城组主要烃源岩进入生烃门限的时间一般在登娄库组沉积末期以后，天然气运移时间一般在嫩江组沉积末期～明水组沉积末期[12]。因此，圈闭的形成时间与油气运移时间在时空配置上十分有利。腰英台地区长深1井、腰深1井、腰深101等多口井在登娄库组砂岩、营城组火山岩试获获工业气流，展示了该区断背斜圈闭是天然气成藏的最有利场所。

2.4成藏期分析

长岭探区为登娄库—泉头组供烃的源岩是下伏断陷层的火石岭组—营城组烃源岩。而火石岭组—营城组烃源岩进入生烃门限、成烃高峰时期先后有差异，生烃强度高值区均位于长岭次凹、查干花次凹以及前神子次凹深部位，形成由不同层系烃源岩组成的生烃凹陷，三个主力次凹的烃源岩往构造高部位多源供烃，沿控凹断裂、次凹斜坡以及不整合面等输导方式在凹陷周边的圈闭聚集[13]，由于断陷层主力生烃期较长，从营城组沉积时期一直延续到青山口末沉积时期，因而有利于晚期成藏。从圈闭形成期上来看，长岭探区断陷期构造活动强烈，断层发育，构造形态难以长期保存，泉头组沉积期开始盆地进入坳陷阶段，构造活动逐渐减弱，盆地形态及构造特征渐趋稳定，有利于圈闭保存，该时期有利于区内油气聚集保存，是本区一个重要的成藏期，直到四方台组沉积末，本区发生大规模构造反转，对先期发育的圈闭和油气藏进行了调整改造，形成了次生油气藏。流体包裹体分析测试结果[14]也表明长岭探区登娄库组存在两期成藏作用，分别在青山口组早中期（95 ～ 99 Ma）和新近纪早期（24 Ma），泉头组两期成藏作用分别发生在嫩江组中期（75 ～79 Ma）和古近纪早期（35 ～ 44 Ma），两期成藏作用中，第一期为原生油气藏形成时期，第二期则是次生油气藏形成时期。

图1 达尔罕断裂腰深1井段断层泥比率特征

3 成藏模式

通过对松南气田油气成藏条件的研究，可以认为该区油气成藏主要受烃源岩、圈闭、输导等控制。松南气田夹持于前神子次凹与查干花次凹之间，两次凹发育较厚的沙河子组优质烃源岩，同时该区位于有利的背斜构造背景上，该构造继承性发育，是油气长期运移的有利指向区，区内发育的达尔罕断裂及前神子断裂有效沟通深部沙河子组烃源岩与上部登娄库—泉头组储层，为次凹内烃源岩生成的油气向背斜构造提供有利的输导条件（图2）。气藏的形成过程整体上具有“多期生烃、多凹供烃”和“近源聚集、晚期成藏”的特征。

图2 松南气田腰深1井区气藏成藏模式图

4 结论

（1）松南气田登娄库组气藏与泉头组一段气藏是两个相互独立的天然气藏。

（2）达尔罕断裂的开启与封闭直接决定着天然气藏的保存及破坏。

（3）泉头组沉积期盆地形态及构造特征渐趋稳定，既有利于圈闭保存，也有利于区内天然气聚集，是本区一个重要的成藏期，但登娄库组气藏则存在两期成藏作用。

（4）成藏特征分析认为松南气田气藏的形成过程整体上具有“多期生烃、多凹供烃”和“近源聚集、晚期成藏”的特征。

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Analysis of Gas Reservoir Accumulation Characteristics of Denglouku and Quantou Formations in Songnan Gas Field

HAN Zhining, CHEN Yunfeng, LEI Min, YU Yongli

（Research Center of New District in West China,SINOPEC Shengli Oilfield Company,Dongying Shandong257015,China）

The Songnan Gas Field is located in the high position of the Yaoyingtai deep buried structure,which is situated in the Daerhan faulted bump, the central uplift belt in the faulted depression of Changling in Southern Songliao Basin. Through analyzing the characteristics of hydrocarbon source rocks and transportation systems, it is believed that the gas accumulation in Denglouku and Quantou Formation in the Songnan Gas Field is characteried by two-way hydrocarbon supply. The Daerhan fault is the main fault which controlled the scale of the gas reservoirs. The open and close of the Daerhan fault controlled the preservation and destruction of the gas reservoirs. On the basis of analyzing results on gas reservoirs and hydrocarbon accumulation conditions, it is conclued that hydrocarbon accumulation was due to multi-phase of hydrocarbon generation, hydrocarbon supply from northern and western depression, short distance hydrocarbon migration, and excellent matching between reservoirs and seal rocks.

natural gas; reservoir accumulation characteristics; Songnan Gas Field; Denglouku Formation; Quantou Formation

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.03.051

1008-2336（2014）03-0051-04

2013-11-19；改回日期：2014-02-26

韩志宁，男，1985年生，助理工程师，硕士，毕业于中国石油大学（华东）矿产普查与勘探专业，从事石油地质综合研究工作。

E-mail：water-124@163.com。