松辽盆地大庆长垣南部浅层气富集规律及潜力评价

刘宗堡，索 苏，潘 龙，付晓飞，申家年

(1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2.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.中海石油 渤海石油装备中成机械制造有限公司，天津 300280)

松辽盆地大庆长垣南部浅层气富集规律及潜力评价

刘宗堡1,2，索 苏1，潘 龙3，付晓飞1，申家年1

(1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2.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.中海石油 渤海石油装备中成机械制造有限公司，天津 300280)

油气富集规律；资源潜力评价；非常规油气；浅层气；大庆长垣南部；松辽盆地

浅层气是指埋藏深度小于1 500 m的气藏，通常认为其成因机制为细菌还原作用和有机质热分解作用[1]。世界范围内浅层气资源丰富，截止2005年底，浅层气占世界气田总数的20%和世界气藏探明可采储量的23%，其具有储量规模大、分布面积广、埋藏深度浅、垂向易散失、富集范围小和甜点预测难的特点[2-3]。目前我国发现的浅层气主要分布在柴达木盆地、松辽盆地、四川盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地和鄂尔多斯盆地等[4-7]，如柴达木盆地的浅层生物气探明储量超过3 000×108m3[8]，因此浅层气是我国非常规能源勘探与开发的新领域[9]。松辽盆地具有较大的浅层气资源潜力，截止2012年在大庆长垣南部黑帝庙油层发现了多口工业气流井(如葡浅701井累计产气大于1×108m3，葡194-16井最高日产气9.16×104m3)和见气显示井，且在生产钻井过程中发生多起漏气井喷事故，以往针对该区浅层气的研究主要集中在构造特征和储层沉积特征等方面[10]，但一直未进行过系统的浅层气富集规律研究和资源潜力评价，严重制约了该区浅层气的开发利用。笔者拟通过对大庆长垣南部黑帝庙油层浅层气的成因机制、分布特征和成藏主控因素综合分析，旨在搞清其富集规律并指出有利开发区块，为类似盆地浅层气的高效勘探与开发提供指导。

1 区域地质概况

大庆长垣东邻三肇凹陷，西接古龙凹陷，北连黑鱼泡凹陷，为松辽盆地北部油气最富集的二级正向构造单元，中、新生代地层自下而上沉积了火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组和第四系地层，缺失四方台组、明水组、依安组、大安组和泰康组地层，盆地垂向上共经历了断陷期、坳陷期和反转期3期构造演化阶段[11]，受坳陷期东西向拉张和反转期左旋压扭作用影响自南向北形成了敖包塔构造、葡萄花构造、太平屯构造、高台子构造、杏树岗构造、萨尔图构造和喇嘛甸构造7个三级正向构造单元，其中大庆长垣南部主要由葡萄花构造、敖包塔构造和葡西鼻状构造组成[12]。目前研究区已经发现了下部扶杨油层、中部葡萄花油层和上部黑帝庙油层3个含油层系，其中浅层气主要分布在上部嫩江组三段、四段的黑帝庙油层；黑帝庙油层整体上表现为东陡西缓和北高南低的构造格局，顶面海拔深度介于100～400 m，为盆地北部继承性物源影响下形成的一套反旋回三角洲沉积体系，垂向上共发育2个油层组10个小层，其中上部HⅠ油层组(嫩四段)细分为6个小层，主要发育三角洲内前缘亚相沉积，下部HⅡ油层组(嫩三段)细分为4个小层，主要发育三角洲外前缘亚相沉积。

2 浅层气分布特征及来源

2.1 气藏类型及分布特征

图1 大庆长垣南部黑帝庙油层气藏剖面Fig.1 Gas reservoir profile of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

井号井别深度/m层位构造位置特征敖268-66工业气流492.0～500.4H5Ⅰ敖包塔构造最高日产气4.1×104m3/d敖270-斜70气水显示322.0～334.0H1Ⅰ敖包塔构造气喷敖280-70气显示320.0～500.0H1Ⅰ—H4Ⅰ敖包塔构造气喷敖904气显示650.0～700.0H1Ⅰ—H6Ⅰ敖包塔构造气喷葡10-3-48气显示<200.0H1Ⅱ葡萄花构造井喷高达24m葡10-4-46工业气流403.2～405.2H1Ⅱ葡萄花构造测试量0.694.1×104m3/d浅01工业气流213.5～234.2H1Ⅱ葡萄花构造测试量1.03×104m3/d浅06气水显示337.8～429.4H5Ⅰ—H1Ⅱ葡萄花构造测试量0.01×104m3/d浅07工业气流404.0～409.6H1Ⅱ葡萄花构造测试量1.64×104m3/d浅09气水显示263.8～272.8H3Ⅰ—H4Ⅰ葡萄花构造测试少量气浅10工业气流423.4～424.8H1Ⅱ葡萄花构造测试量0.15×104m3/d浅5气水显示266.4～344.4H5Ⅰ—H1Ⅱ葡萄花构造测试少量气浅701工业气流270.0～400.0H4Ⅰ—H2Ⅱ葡萄花构造气喷浅8气水显示295.0～299.0H5Ⅰ葡萄花构造测试量0.01×104m3/d葡164气水显示<250.0HⅠ葡萄花构造井喷高达15m葡9-8-48气显示<180.0HⅠ葡萄花构造井喷葡154气水显示150.2HⅠ葡萄花构造产气0.01×104m3/d葡162-74气显示HⅡ葡西鼻状构造气喷葡174-68气显示HⅡ葡西鼻状构造气喷葡180-56气显示HⅠ葡西鼻状构造气喷葡174-76气显示HⅠ葡西鼻状构造强烈气喷高15m葡172-70气显示<660.0H4Ⅱ葡西鼻状构造井喷葡172-76气显示<300.0H4Ⅰ葡西鼻状构造气喷高过转盘面3m葡172-84气显示<420.0H6Ⅰ葡西鼻状构造强烈气喷葡178-78气显示<420.0H6Ⅰ葡西鼻状构造气喷高5～6m葡194-16工业气流653.8～704.7H5Ⅰ—H1Ⅱ葡西鼻状构造最高日产气9.17×104m3/d葡196-20气显示<800.0H4Ⅱ葡西鼻状构造强烈井喷,钻机塌陷葡196-78气显示H4Ⅱ葡西鼻状构造气喷葡332气显示H4Ⅰ葡西鼻状构造气喷葡333气显示H6Ⅰ葡西鼻状构造气喷葡46气显示H1Ⅱ葡西鼻状构造气喷葡461气显示H6Ⅰ葡西鼻状构造气喷葡9-4-46气显示<300.0H3Ⅰ葡西鼻状构造强烈井喷,钻机陷落

2.2 天然气组分及来源层位

天然气组分分析是厘定天然气成因的有效方法，近年来国内外学者通常采用甲烷及其同系物稳定碳同位素组分特征确定天然气成因类型[13]。大庆长垣南部黑帝庙油层葡萄花构造天然气组分以甲烷为主，同时氮气含量偏高，重烃含量低，干燥系数大，属于典型干气，总体表现为生物气特征；葡西鼻状构造天然气甲烷含量低，而CO2气含量偏高，重烃含量较高，干燥系数 较低，总体为混合气特征(表2)，如甲烷碳同位素值(δ13C1)在-67.9‰～-60.03‰，显示生物成因气特征，乙烷碳同位素值(δ13C2)在-37.42‰～-34.52‰，显示油型气特征，CO2碳同位素值在2.74‰～4.63‰，显示无机成因气特征(表3)，因此，该区浅层气具有大部分生物气、小部分油型气和极少量无机成因气的混源特征(图2)[15]。通过对嫩江组不同层段深度范围与对应的Ro值分析[14]，嫩江组各段都具有生成生物气的能力，即研究区浅层气中的生物气可以来自黑帝庙油层内部及下部嫩江组一段、二段，依据生气物质基础及其对应的温度条件进行烃源岩评价，本次计算生物气主要来源于嫩江组一段、二段(容积法计算生气资源量总和为135.24×108m3，约占嫩江组总生气量的90%)，油型气主要来源于青山口组，无机成因气主要来源于深部。

表2 大庆长垣南部黑帝庙油层天然气组分特征Table 2 Natural gas components of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

表3 大庆长垣南部黑帝庙油层天然气碳同位素特征Table 3 Natural gas carbon isotope ratio of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

图2 松辽盆地天然气成因判别图版[14]Fig.2 Chart boards for gas genesis identification in Songliao Basin[14]Ⅰ.煤成气区；Ⅱ.油型气区；Ⅲ1.煤成气和油型气形成混合气的碳同位素系列倒转区；Ⅲ2.不同期的煤成气形成混合气的碳同位素系列倒转区；Ⅳ.煤成气和油型共存区；Ⅴ.煤成气、油型气和混合气共存区

3 浅层气富集成藏主控因素

3.1 多套优质烃源岩构成了浅层气富集基础

气源岩评价是浅层气成藏的前提条件，气源岩的类型、有机质成熟度和分布范围是影响天然气成藏的关键。由于大庆长垣南部浅层气主要成因类型为生物气，因此重点对源岩生成生物气量进行了评价。统计表明：嫩一段暗色泥岩厚度为100 m，嫩二段为150～200 m，嫩三段为50～100 m，嫩四+嫩五段为150～200 m，多层位发育的厚层暗色泥岩构成了生物气生成的物质基础。有机碳含量、氯仿沥青“A”含量和生烃潜量(S1+S2)分析表明：嫩一段为极好源岩，嫩二、嫩三段为好源岩或中等源岩，嫩四、嫩五段为中等源岩或非源岩[16]。从各层位生成生物气的强度计算结果看，嫩一段最高(15×108～30×108m3/km2)，然后依次为嫩二段(6×108～20×108m3/km2)、青二+青三段(5×108～18×108m3/km2)、青一段(1×108～15×108m3/km2)和嫩三段(0.8×108～10×108m3/km2)，其他层位忽略不计。在生气期和气藏聚集系数分析基础上，采用元素平衡法计算各套源岩生成生物气资源量之和介于204.6×108(下凹法)～438.6×108m3(上凸法)，巨大的生气量为黑帝庙油层浅层气富集提供了前提保障。

3.2 气源断层与有效盖层匹配控制浅层气富集层位

圈闭位置和有效源岩空间配置关系决定断层为黑帝庙油层浅层气成藏主要输导通道。区域构造演化史分析表明葡萄花构造和敖包塔构造为明水组末期形成的反转构造[11]，并受多方位断层分割形成多种类型的正向构造圈闭。研究区断层普遍表现为张扭机制，平面上侧列叠覆呈“雁行式”排列密集成带，剖面上呈“似花状”组合，其中长期活动的基底断裂为“花茎”，坳陷期和反转期断裂为“花瓣”，受对倾断层密集带边界断层附近地层“下落”影响，断裂密集带内及两侧多发育地层倾向与断层倾向相反的反向断层圈闭，这种宽缓背斜构造控制下的断层相关圈闭为浅层气富集提供了良好场所。嫩江组一段、二段和青山口组烃源岩大量生成生物气时间为嫩江组末期，大量排烃时间为明水组末期[15]，即构成黑帝庙油层垂向运移的“气源断裂”为：拗陷期形成反转期持续活动的断裂、断陷期形成拗陷期-反转期持续活动的断裂，其中前者是青山口组油型气和嫩江组生物气上运的主要通道，后者是深部CO2、油型气和生物气上运的共同通道，这些断层多为继承性活动的断裂密集带边界断层(图3)，且在成藏期生长指数普通大于1.1，活动速率较强。

3.3 河控三角洲前缘亚相砂体构成了浅层气富集优质储层 大庆长垣南部黑帝庙油层主要发育三角洲前缘亚相沉积，应用高分辨率层序地层学理论，选取全区稳定发育的9套湖侵泥岩标准层(区域盖层/局部盖层)做控制，采用标准井(葡浅701井)和沉积旋回控制下的逐级优先逼近综合对比方法，建立了黑帝庙油层2个油层组10个小层25个沉积时间单元的单砂体级等时地层格架(图4)，利用6口井岩心和1 164口测井曲线绘制了黑帝庙油层单砂体级沉积微相：1)黑帝庙油层下部沉积时期湖盆水体较深，物源供给较强，微相类型主要为顺源宽带枝状河口坝、浪控垂源远砂坝和坨状席状砂；2)黑帝庙油层中部沉积时期湖盆逐渐萎缩，物源供给间歇性变弱，微相类型主要为水下分流河道、末端河控河口坝和浪控坨状席状砂；3)黑帝庙油层上部沉积时期湖盆萎缩到最小，水体较浅，物源供给范围最大，微相类型主要发育连续型水下分流河道和河控河口坝，席状砂等微相不发育(图5)。

图3 大庆长垣南部黑帝庙油层断层发育特征Fig.3 Fault development in the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantilinea.断层平面分布；b.研究区位置；c.葡萄花构造地震反射特征；d.敖包塔构造地震反射特征

图4 大庆长垣南部黑帝庙油层气藏储盖组合特征Fig.4 Reservoir-cap assemblages of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

密井网沉积微相揭示黑帝庙油层为典型的河控缓坡三角洲沉积体系，近岸区河控特征明显，砂体平面展布呈现顺源条带状，远岸区波浪改造强，砂体呈现平面展布垂源和坨状，油层垂向上表现为三角洲逐渐水退的反旋回沉积演化序列，其中水下分流河道、河口坝和远砂坝微相砂体发育、厚度大、物性好且平面连续，构成了浅层气富集的优质储层[19]，如区内48口气井试气层位和1 875个砂层静态解释表明有效厚度大于2 m的气层均为水下分流河道、河口坝和远砂坝微相。

3.4 断层侧向封闭性决定浅层气富集规模

断层侧向封闭性是指由于断层侧向封挡形成的断层圈闭一盘或两盘油气聚集的能力[20]。大庆长垣南部黑帝庙油层断层走向以近南北向为主，断层分割背斜和鼻状构造形成大量断层圈闭，因此断层侧向封闭性决定了黑帝庙油层断圈的有效性及天然气富集的储量规模。黑帝庙油层为一套典型的三角洲前缘亚相稳定砂泥岩薄互储层，且由于油层总体厚度大(340～380 m)、断距规模小(10～80 m)和单砂层厚度薄(2～6 m)，断层封闭类型主要为对接封闭、层状硅酸盐-框架封闭和泥岩涂抹封闭，其封闭的气柱高度大小取决于断裂带内卷入的泥质含量(SGR)[21]，根据已知气水界面的断层圈闭封闭属性值计算，确定黑帝庙油层断层封闭SGR临界值为0.375[22]，当断层SGR小于临界值时断

图5 大庆长垣南部黑帝庙油层重点时间单元沉积微相Fig.5 Sedimentary microfacies of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline at critical geologic time单元；单元；单元

层开启风险性极大，同时计算SGR下限值0.375对应的风险断距为50 m，因此研究区当断层断距小于50 m时侧向封闭的风险很大，且上述计算表明区内目前所有见气显示井SGR均大于封闭临界值(图6)，断层侧向封闭性评价结果表明研究区完全有效圈闭6个(如葡东1号圈闭，圈闭闭合高度10 m，断层侧向封闭有效高度10 m)，部分有效圈闭11个(如葡西2号圈闭，圈闭闭合高度40 m，断层侧向封闭有效高度5 m)，完全无效圈闭2个(如熬西2圈闭，断层侧向开启)，其评价结果与区内天然气井实际钻井情况相吻合。

4 浅层气富集成藏模式及储量规模

油气运聚成藏过程受多元地质条件及其时空匹配关系控制，以上研究表明充足的气源条件、高效的输导通道、发育的优质储层、有效的封挡圈闭和良好的保存条件是浅层气富集成藏的关键。大庆长垣南部黑帝庙油层浅层气成藏模式为：明水组沉积末期构造反转定型和源岩大量排烃，断裂密集带边界断层复活开启，下伏多套气源岩生成的天然气沿着气源断层上运进入黑帝庙油层，受油层顶部和内部多套盖层封挡影响，通过侧向连通性好的分流河道、河口坝和远砂坝优质储层砂体短距离侧向运移，最终在背斜、断背斜、断块和断鼻圈闭中聚集成藏，形成背斜气藏和断层气藏，即与气源断层沟通的断层侧向封闭性强圈闭为浅层气富集有利区(图7)。在以上研究基础上，通过对气层生产动态资料和套后测井曲线响应特征的对比分析，建立了黑帝庙油层相应的测井曲线气水解释模板，进而对1 164口井各小层进行了气水识别，共发现有气显示井587口，然后结合圈闭有效范围和闭合高度，参照容积法计算天然气储量的原则和标准，进行了相关地质参数提取，最终计算出各区块天然气累计地质储量86.8×108m3，含气面积72.9 km2，在各小层天然气预测储量面积叠合基础上，发现有效厚度大于10 m的浅层气富集区7个(葡9-4-26井区、葡172-84井区、葡196-20井区、敖102-94井区、敖155井区、敖268-66井区和葡100-46井区)，建议优先开发部署。

图6 大庆长垣南部黑帝庙油层断层封闭性与气藏关系Fig.6 Relationship between fault sealing capacity and gas accumulation for the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

图7 大庆长垣南部黑帝庙油层浅层气成藏模式Fig.7 Shallow gas accumulation model of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

5 结论

2) 总结出控制黑帝庙油层浅层气富集的4个主控因素：多套优质烃源岩构成了浅层气富集基础；气源断层与有效盖层匹配控制浅层气富集层位；河控三角洲前缘亚相砂体构成了浅层气富集优质储层；断层侧向封闭性决定浅层气富集规模。

3) 建立了黑帝庙油层浅层气成藏模式：明水组沉积末期构造反转定型，断层密集带边界断层复活开启，下伏烃源岩生成的天然气沿着气源断层上运进入黑帝庙油层，然后在多套有效盖层遮挡下沿着与气源断层沟通的优质储层砂体短距离侧向运移，最终在背斜、断背斜、断块和断鼻圈闭中聚集成藏。进而结合气水解释模板和容积法计算出浅层气地质储量86.8×108m3，并刻画出7个优先开发的气藏富集区块。

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(编辑 董 立)

Shallow gas accumulation pattern and potential evaluation in southern Daqing placanticline,Songliao Basin

Liu Zongbao1,2，Suo Su1，Pan Long3，Fu Xiaofei1，Shen Jianian1

(1.SchoolofGeosciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China；2.AccumulationandDevelopmentofUnconventionalOilandGas,StateKeyLaboratoryCultivationBaseJointly-constructedbyHeilongjiangProvinceandtheMinistryofScienceandTechnology,Daqing,Heilongjiang163318,China；3.BohaiPetroleumEquipmentZhongchengMachineryManufacturingLimitedCompany,CNOOC,Tianjin300280,China)

hydrocarbon accumulation pattern,hydrocarbon potential evaluation,unconventional oil and gas,shallow gas,southern Daqing placantiline,Songliao Basin

2013-10-15;

2014-03-20。

刘宗堡(1982—)，男，副教授、博士生导师，油气成藏机理与储层沉积学。E-mail：lzbdqpi@163.com。

中国博士后科学基金项目(2014M551214);黑龙江省青年科学基金项目(QC2014C039)；东北石油大学青年科学基金项目(KY120203)。

0253-9985(2014)04-0463-10

10.11743/ogg201404

TE122.3

A