裂谷盆地致密砂岩气成藏机制与富集规律——以松辽盆地与渤海湾盆地为例

李 剑,姜晓华,王秀芹,程宏岗,郝爱胜

(1.中国石油 勘探开发研究院 天然气地质研究所，河北 廊坊065007; 2.中国石油 天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊065007)

全球致密砂岩气资源量大约为2 037×1012m3[1]。据中石油最新数据，截至2016年底，我国天然气总资源量为56.8×1012m3，其中致密砂岩气资源量为20×1012m3。占总资源量的35.2%。2016年我国致密砂岩气产量约270×108m3，约占全国天然气总产量的27.5%。裂谷盆地作为重要的含油气盆地，致密砂岩气资源也比较丰富。随着我国经济的飞速发展，能源供给压力不断增大，致密砂岩气作为裂谷盆地一个新的接替领域的重要性凸显。

我国裂谷盆地致密砂岩气勘探起步较晚，在成藏机制及富集规律方面研究不够深入，缺乏系统的认识，制约着下一步勘探。松辽盆地与渤海湾盆地是我国最主要两大裂谷盆地，天然气资源丰富，探明率低。松辽盆地自发现油气半个多世纪以来一直以火山岩勘探为主，虽然前期已在昌德、汪家屯、兴城等气田及长深1井区发现了致密砂岩气并提交探明了储量，但储量规模整体较小。松辽盆地沙河子组作为主力烃源岩层烃源岩，与砂岩大面积互层分布，源储一体，具有形成规模致密砂岩气藏的有利条件，且近几年徐深401等一批探井证实沙河子组致密砂岩气藏巨大的勘探潜力。渤海湾盆地作为我国重要的富油型新生代裂谷盆地多年来以潜山油气藏及新近系和古近系油气藏勘探为主，其深层(埋深>3 500 m)天然气总资源量为9 500×108m3，探明储量为200×108m3，探明率不足2%，剩余资源潜力大。“十一五”期间，歧口凹陷滨海斜坡和歧北斜坡发现了滨海4井和滨深22井等致密砂岩气藏，目前已在滨深22井区块提交探明储量，揭示了渤海湾盆地深层致密砂岩气良好的资源前景。研究认为，沙河街组是渤海湾盆地断陷湖盆鼎盛期形成的一套主力烃源岩层系，同样具备可观的致密砂岩气资源。通过对松辽盆地致密砂岩气的深入研究，取得了其成藏及气藏富集规律方面多项认识，指导了沙河子组致密砂岩气勘探，先后在宋深9H与徐探1井获得突破。其中，宋深9H井获日产20.8×104m2高产气流，徐探1井获日产9.1×104m2高产气流。本文以松辽盆地与渤海湾盆地两大裂谷盆地为重点研究对象，阐述了裂谷盆地致密砂岩气成藏机制与富集规律，以期为裂谷盆地致密砂岩气勘探提供借鉴。

1 裂谷盆地致密砂岩气藏特征

克拉通盆地是指在长时间内变形很小的稳定地壳(克拉通)上形成的面积广、形状不规则、沉降速率相对较慢并以坳陷为主要特征的盆地。克拉通盆地内部发育稳定大型平缓斜坡[2]，是致密砂岩气藏发育的有利地质背景。鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地川中须家河组都具有克拉通基底，构造稳定，形成了典型的克拉通盆地型致密砂岩气藏。克拉通盆地致密砂岩气气藏主要为岩性气藏，且以原生气藏为主，气藏具有大面积、准连续分布的特征[3]，气藏一般无边水底水、压力系数低、储量丰度低、含气饱和度低，平均约57%～68%(表1)。

裂谷盆地这一定义是基于盆地地貌构造形态和板块构造背景提出的，是指在地质历史时期经历了裂陷作用的盆地，从盆地形成的动力学机制上分属于伸展拉张型盆地，是地壳或岩石圈在引张作用下减薄、破裂和沉陷形成的盆地。其相对于克拉通盆地而言岩浆活动强烈，构造样式复杂。松辽盆地与渤海湾盆地这两大典型裂谷盆地致密砂岩气藏与克拉通盆地致密砂岩气藏相比，存在着多项差异性。裂谷盆地气藏多位于断陷陡缓坡，以岩性气藏为主，断阶带与背斜带也发育构造-岩性气藏(图1)。由于裂谷盆地后期构造活动频繁，使得早先生成的致密砂岩气藏发生调整再次运移形成次生气藏，因此气藏类型既有原生又有次生。同时，单个气藏面积小，但横向连片，纵向叠置，部分存在边水底水，含气饱和度45%～85%，气藏压力系数大，按照压力系数大于1.35为高压气藏标准[4-6]，松辽盆地营城组及沙河子组致密砂岩气藏压力系数为1～1.5，平均约1.35，高压特征明显。渤海湾盆地歧口凹陷沙三段气藏压力系数为1.2～1.6，平均约1.4，属于高压系统。目前发现的裂谷盆地致密砂岩气藏储量丰度不太高，且差异大，大多属于中-低丰度气藏，松辽盆地致密砂岩气藏储量丰度为(0.73～4.97)×108m3/km2，渤海湾盆地致密砂岩气藏储量丰度为(2.4～8.6)×108m3/km2(表1)。

2 裂谷盆地致密砂岩气成藏机制

前人对致密砂岩气成藏特征与机制做了大量研究[7-12]，但主要以克拉通盆地为主。克拉通盆地致密砂岩气藏多位于稳定宽缓的大型斜坡背景上，由造山带提供物源形成一套远源长距离搬运的大型浅水三角洲体系，与大面积分布的湖相泥岩交互叠置，形成“广覆式”致密砂岩气藏，整体上为一个含油气系统。储层岩石类型多为石英砂岩、岩屑砂岩，以岩性圈闭为主，砂岩“甜点”发育，储层本身一定程度上可起到遮挡作用，形成储盖双重阻挡，天然气近距离运移成藏。同时，克拉通背景致密砂岩气具有准连续充注，近源高效聚集的特征，天然气在超压充注与扩散作用下通过孔缝网状输导经过短距离垂向与长距离侧向运移后进入致密砂岩圈闭成藏。

表1 裂谷盆地与克拉通盆地致密砂岩气藏特征对比Table 1 Comparison of tight sandstone gas accumulation characteristic between rift basins and craton basins

裂谷盆地致密砂岩气在成藏上既具有致密砂岩气成藏的普遍规律又有其特殊性。一方面裂谷盆地与克拉通盆地一样，致密砂岩气成藏上都具有近源优先聚集的特点。同时，由于都是低孔低渗储层，主要运移方式以非达西流超压充注与扩散运动为主;另一方面，由于裂谷盆地与克拉通盆地成盆机制及地质特征的差异，成藏特征上又有明显不同于克拉通盆地的地方(表2)。裂谷盆地致密砂岩气藏多发育于断陷的陡缓坡，烃源岩分布于各生烃断槽内，平面上形成多个烃源灶，每个烃源灶自成含气系统，因此裂谷盆地具有多个含油气系统。裂谷盆地断陷期砂体具有多物源、短物源为主的特点，主要由断陷间隆起提供物源，砂体多以陡坡扇三角洲、缓坡辫状河三角洲沉积的形式赋存。砂体以成分成熟度低的长石砂岩和砂砾岩为主。输导体系包括断裂、砂体和不整合多重输导，因此可长距离垂向与侧向运移形成岩性气藏以及构造背景下的构造-岩性气藏，储层致密早于成藏期，有利于天然气聚集成藏。

图1 裂谷盆地致密砂岩气气藏剖面Fig.1 Tight sandstone gas reservoir cross section of rift basinsa.松辽盆地；b.渤海湾盆地

裂谷盆地致密砂岩气藏除了以上特征以外，在成藏过程中还具有其独有的特点，主要表现为多因素促源快速生气，多物源催生有利储层，长距离运移立体成藏，先致密后成藏配置有利(图2)。

2.1 多因素促源快速生气

温度在有机质演化生烃过程中具有重要作用，在烃源岩达到过成熟之前，较高的温度有利于烃源岩中的有机质向油气转化。裂谷盆地一方面岩浆活动强烈、地壳厚度较薄，具有较高的热流值和地温梯度从而形成高地温场，另一方面由于在成盆过程中的快速深埋使得烃源岩进一步在短时间内进入高的地温场。

表2 裂谷盆地与克拉通盆地致密砂岩气成藏特征对照Table 2 Comparison of tight sandstone gas accumulation characteristics between rift basins and craton basins

图2 裂谷盆地致密砂岩气成藏模式Fig.2 Accumulation model of tight sandstone gas reservoir in rift basins

2.1.1 高地温场加快源岩成熟

裂谷盆地地温梯度高，受高热流值和强烈的火山活动影响，烃源岩更易于成熟。松辽盆地白垩纪末的地温梯度达42.6～48.0 ℃/km[13],沙河子时期地温梯度基本在52.6 ℃/km[14]，高热流值加快了烃源岩成熟的进程，使得生烃门限浅。松辽盆地沙河子组烃源岩于距今145 Ma开始沉积，在距今130 Ma进入生烃门限，平均埋深1 600～2 100 m，仅用了10个Ma,即距今110 Ma左右Ro达到1.3%，进入大量生气阶段，持续至明水期末。渤海湾盆地古近系地温梯度为20～50 ℃/km，沙河街组沙三、四段地温梯度则相对更高，平均达到40 ℃/km，渤海湾盆地古近系和新近系烃源岩在约2 000 m进入生烃门限，但由于新生界烃源岩有机质的受热时间短，同时受超压作用对生烃有一定的抑制[15]，所以生气门限相对变深，烃源岩基本在埋深3 500 m以下才进入生气阶段。以渤海湾盆地次级生油凹陷中沙河街组烃源岩演化程度最高的凹陷之一的南堡凹陷为例，沙河街组烃源岩在3 100 m以下进入生烃门限，约3 700 m进入生气门限[16]。渤海湾盆地古近系烃源岩距今40～50 Ma开始沉积，距今40 Ma进入生烃门限，早期生油晚期生气，持续生油，集中生气。鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩从沉积到成熟经历了100多个Ma[17]，可见松辽盆地与渤海湾盆地这两大裂谷盆地烃源岩只经历10～20 Ma成熟，时间远小于以鄂尔多斯盆地为代表的克拉通盆地。

2.1.2 快速沉降深埋促源岩快速生气

裂谷盆地沉降速率快。松辽盆地白垩系断陷期构造沉降速率15.5～48 m/Ma,总沉降速率达到529.6～1 891.2 m/Ma[18]，渤海湾盆地下第三系东营组仅构造沉降速率就达到50～140 m/Ma，而作为克拉通盆地代表的鄂尔多斯上古生界构造沉降速率仅5.8～12.2 m/Ma[19]，快速深埋使得烃源岩在短时间内进入较高的地温场，促使烃源岩快速生烃。在这种地质背景下，裂谷盆地烃源岩生烃作用相对集中，不同于克拉通盆地的持续生烃缓慢成藏，而是形成短时间内快速生气快速成藏的特点。

这种多因素综合作用促进了烃源岩快速生气，而快速生气可以使源岩层在短时间内产生超压，造成源储压力差大，有利于天然气向致密砂岩储层运移成藏[6,20]。

2.2 多物源催生有利储层

2.2.1 多物源促生砂体发育

裂谷盆地主要发育两大类物源，一是造山带远物源，二是断(坳)陷间隆起近物源(图3)。对于断陷内砂岩而言，断陷间隆起物源是主要物源。裂谷盆地隆起与断(坳)陷相间发育，不同的隆起各自构成了物源区，具有多物源的特点，沉积供给速率快，砂体发育。裂谷盆地受构造演化、断裂活动及气候的联合作用，水进、水退频繁发生，湖盆发生多次振荡。纵向上形成多套砂岩与泥岩互层砂体，与烃源岩大面积接触，为形成致密砂岩气创造了条件。松辽盆地与渤海湾盆地都属于主动裂谷盆地，主动裂谷盆地受热事件的多次扰动,存在多个次一级旋回,湖相沉积与砂体交替发育,形成了良好的生储盖组合[21]。对松辽盆地徐家围子断陷安达地区沙河子组沉积相研究发现，砂体覆盖面积约占湖盆面积的30%～50%，最大可达80%以上。而渤海湾盆地的富油气凹陷中,主水系砂体与烃源岩接触的面积高达80%以上[22]。

图3 裂谷盆地砂岩物源模式Fig.3 Sand provenance model of rift basins

2.2.2 短物源及溶蚀作用形成有利储层

裂谷盆地快速沉降、多物源和短物源条件下往往形成成分成熟度较低的砂岩及砂砾岩，其主要特征是长石含量高，长石溶蚀孔是裂谷盆地致密砂岩储集空间的主要贡献者之一。

烃源岩生排烃过程对致密砂岩储层具有建设性作用。一方面产生大量有机酸，可以促进岩石中长石溶蚀形成次生孔隙，另一方面形成地层超压，对次生孔隙起到一定保护作用。烃源岩的生烃强度与有机酸产量呈正相关性,从而也影响了次生孔隙的发育。松辽盆地白垩系发育煤系烃源岩，煤系烃源岩相对于一般烃源岩能产生更多的有机酸，从而促进溶蚀孔隙发育。渤海湾盆地同一深度下生烃强度较高的黄骅坳陷和辽河坳陷砂岩储层物性明显好于生烃强度低的冀中坳陷砂岩储层[23]也证明了有机酸对储层的有利改造。此外，不同温压下条件砂岩溶蚀试验发现，富含长石的砂岩对高温压条件敏感，高温压高能增大溶蚀率，改善砂岩储层物性，长石岩屑砂岩、长石石英砂岩在150～180 ℃，40～50 MPa下溶蚀速率增大2～3倍[24]。

松辽盆地深层砂岩岩石类型主要为岩屑长石砂岩，长石含量平均高达25.64%。渤海湾盆地砂岩类型多为长石砂岩或岩屑长石砂岩，长石含量高，其中歧口凹陷致密砂岩长石含量平均高达46.1%。正是由于松辽盆地与渤海湾盆地在短物源条件下发育富含长石的砂岩，深层砂岩溶蚀孔隙发育，此外，松辽盆地深层砂砾岩由于颗粒支撑结构及贴砾缝发育(图4)，是致密砂岩气储层优势岩性[25]。基于以上条件，松辽盆地与渤海湾盆地这两大裂谷盆地深层发育多个次生孔隙带。松辽盆地砂岩储层约在3 000 m以下达到致密，砂砾岩储层约4 280 m以下达到致密，渤海湾盆地砂岩储层虽然随着埋深增加物性变差，但由于特殊的沉积机制及欠压实作用存在，在深埋条件下物性仍然相对较好，4 270 m砂岩储层变致密，但致密带非常窄，很快进入次生孔隙发育带。5 000 m以下孔隙度仍能达到10%，渗透率达到0.1×10-3μm2。通过对大量样品物性数据的统计发现，松辽盆地在3 200～4 500 m发育次生孔隙带(图5)。渤海湾盆地发育两个次生孔隙带，第一个为3 700～4 000 m，第二个约在4 500～5 000 m。第一个次生孔隙带较窄，以第二个次生孔隙带为主(图5)。

2.3 长距离运移立体成藏

裂谷盆地致密砂岩气除了同克拉通盆地一样具有近源聚集的特点，其成藏上还具有长距离运移的优势。克拉通盆地由于地势平缓，不可能形成较大的浮力，同时由于构造稳定，断裂、不整合面等运移疏导体系不发育，因此多不具备天然气大规模长距离运移的条件。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏主要为初次运移和短距离二次运移[26]。对于裂谷盆地而言，一方面断陷深而陡，同时由于较高的温度与压力，天然气携水能力增强，气藏多具有底水与边水，因此天然气浮力较大；另一方面，由于断裂、不整合面发育[27]，断裂往往直接沟通烃源岩通过断裂本身或联合不整合面、砂体等构成“T”型、阶梯型等多种立体疏导格架[28-32]，使得天然气进行二次运移形成致密砂岩气藏。浮力及以断裂为主的多疏导体系的存在使得裂谷盆地致密砂岩气运移距离增大，在侧向与垂向上长距离运移进入不同层系圈闭中成藏，形成立体成藏的格局(图2)。

图4 致密砂(砾)岩溶蚀孔隙、贴砾缝镜下照片Fig.4 Pore characteristics of tight sandstone under microscopea.砂砾岩，长石内溶蚀孔，宋深4井，埋深2 773.14 m，单偏光；b.砂岩，长石粒间溶孔，板深35井，埋深5 075.63 m，单偏光；c.砂砾岩，贴砾缝，达深21井，埋深4 101.00 m，单偏光

图5 松辽盆地与渤海湾盆地砂(砾)岩物性随深度变化Fig.5 Sandstone reservoir property vs.depth in the Songliao Basin and the Bohai Bay Basina.松辽盆地砂(砾)岩孔隙度随深度变化图；b.松辽盆地砂(砾)岩渗透率随深度变化图；c.渤海湾盆地砂岩孔隙度随深度变化图；d.渤海湾盆地砂岩渗透率随深度变化图;a,b中蓝线对应砂岩深度，红线对应砂砾岩深度

松辽盆地除了在主力烃源岩层系沙河子组内部形成致密砂岩气藏外，通过断层及其联合体系疏导，可在下部火石岭组、上部营城组及登娄库组成藏。目前已经在松辽盆地发现了以沙河子组烃源岩为源的不同层系的致密砂岩气藏[33-37]。渤海湾盆地致密砂岩气除了在主力烃源岩层沙河街组内部成藏以外，同样可以在下部孔店组和上部东营组及馆陶组中成藏。

2.4 先致密后成藏有利配置

通过对裂谷盆地致密砂岩储层的研究认为砂岩致密成因主要受两大方面影响，一是岩石成分，二是成岩作用。石英、长石和岩屑作为砂岩的3大主要成分，抗压实能力由强到弱。松辽盆地与渤海湾盆地致密砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，岩屑与长石含量高，其抗压实能力差，因此在受到机械压实作用尤其是裂谷盆地快速沉降深埋这种强压实作用下孔隙度迅速减小。另一方面胶结作用也是减孔导致储层致密的主要因素，对松辽盆地与渤海湾盆地致密砂岩的镜下分析发现岩石颗粒之间以线接触为主，胶结物主要为碳酸盐，呈孔隙式或基底式胶结，岩石孔隙被大量充填，储层致密(图6)。

通过对松辽盆地致密砂岩气主力层系沙河子组(K1sh)与渤海湾盆地致密砂岩气主力层系沙河街组(Es)埋藏史与孔隙度演化史分析认为，松辽盆地与渤海湾盆地砂岩储层致密期早于成藏期(图7)。前已分析松辽盆地砂岩储层3 000 m以下达到致密，对应埋藏史约为110 Ma开始致密，渤海湾盆地砂岩储层4 270 m以下达到致密，对应埋藏史约27 Ma开始致密。松辽盆地天然气主成藏期为100～75 Ma[38]，渤海湾盆地天然气存在两期成藏，东营期—馆陶期与明化镇期[39-40]，以明化镇期为主，成藏时间为10 Ma以后。可见，松辽盆地与渤海湾盆地砂岩储层在主成藏期以前已经达到致密，这种储层致密期早于成藏期有利于形成大面积规模储层，从而形成大面积岩性气藏。

3 裂谷盆地致密砂岩气富集规律

3.1 近源聚集，断槽控制气藏分布

裂谷盆地致密砂岩气与常规天然气一样，具有近源优势聚集的特点。由于烃源岩分布受生烃断槽的控制，断槽从而控制了致密砂岩气气藏的分布。徐家围子断陷与歧口凹陷分别是目前松辽盆地与渤海湾盆地致密砂岩气勘探程度最高的地区，致密砂岩气气藏临近断槽分布，受断槽控制(图8)。

松辽盆地徐家围子断陷徐深1井区沙河子组致密砂岩气δ13C1为-26.8‰～-28.3‰，δD为-216‰～-218‰[41]，而该井区烃源岩δ13C1为-28.8‰，δD为-237.3‰[42]，沉降中心徐东断槽深洼处烃源岩δ13C1为-24.8‰，δD为-102‰(图1a)，可见徐深1井区致密砂岩气藏δ13C1与δD值与该井区烃源岩更接近，从而说明了该井区烃源岩对致密砂岩气的成藏贡献更大，而距离较远的沉降中心徐东断槽烃源岩贡献较小，说明致密砂岩气近源成藏的规律。渤海湾盆地歧口凹陷歧深1井气源对比分析表明，该井沙三段天然气与沙三段泥岩热解轻烃可比性好，均含有高丰度的苯与甲苯，从而证实了气源来自沙三段烃源岩，为自源型气藏[43]，也体现了致密砂岩气近源聚集的特点。

图6 裂谷盆地致密砂岩镜下特征Fig.6 Petrological characteristics of tight sandstone under microscope in rift basinsa.长石岩屑砂岩，颗粒线-凹凸接触，压实作用强，徐深44井，埋深4 135.90 m，沙河子组，正交偏光；b.岩屑长石砂岩，碳酸盐基底式胶结，孔隙被充填，达深21井，埋深3 886.00 m，沙河子组，正交偏光；c.长石岩屑砂岩，颗粒线-凹凸接触，板深35井，埋深4 180.56 m，正交偏光；d.岩屑长石砂岩，碳酸盐孔隙式-基底式胶结，孔隙被充填，板深35井，埋深4 731.20 m，正交偏光

图7 裂谷盆地砂岩储层致密期与成藏期分析Fig.7 Analysis on the timing for sandstone tightening and that for gas accumulation in the rift basinsa.松辽盆地沙河子组储层致密期与成藏期分析；b.渤海湾盆地沙河街组储层致密期与成藏期分析J3h.火石岭组;K1sh.沙河子组;K1yc.营城组;K1d.登娄库组;K1q.泉头组;K2qn.青山口组;K2y.姚家组;K2n.嫩江组;K2m.明水组;E+Q.第三系+第四系;Es.沙河街组;Ed.东营组;Eg.馆陶组;Em.明化镇组;Q.第四系

3.2 沉积相带与构造带控制成藏有利区

3.2.1 陡缓两带三角洲前缘相为有利相带

裂谷盆地湖盆陡缓坡是天然气运移的指向区，在具备有利圈闭条件下富集成藏(图2)。裂谷盆地砂体主要以陡缓两带扇三角洲与辫状河三角洲形式存在。三角洲前缘砂体一方面与湖盆内流体接触面积大，时间长，受流体溶蚀作用易发育溶蚀孔隙，另一方面与湖盆内烃源岩指状接触，互层发育，烃源岩生烃过程中排酸进一步对储层进行溶蚀改造形成大量溶蚀孔隙从而形成有利储层。松辽盆地陡坡带扇三角洲前缘与缓坡带辫状河三角洲前缘砂体物性好，砂砾岩平均孔隙度超过5.0%，砂岩平均孔隙度超过4.0%[44]。渤海湾盆地歧口凹陷研究资料表明，辫状河三角洲前缘及扇三角洲前缘砂岩物性好，平均孔隙度分别可达到9.7%，9.2%，扇/辫状河三角洲前缘砂岩物性好于扇/辫状河三角洲平原物性，孔隙度大于6%的砂岩可达93%。

3.2.2 断阶带与背斜带是有利构造带

对于克拉通盆地而言，致密砂岩气的分布主要受岩性控制，而对于裂谷盆地而言，由于其盆地内部构造样式多样，构造带是控制致密砂岩气富集的一个不可忽视因素。裂谷盆地构造带主要包括断阶带及背斜带，二者都是有利的致密气聚集区(图2)。断阶带由多组同向断层及之间夹持的地层组成，是致密砂岩气富集有利区，松辽盆地新突破的徐探1井就是典型的断阶带致密砂岩气藏类型(图1a)。在渤海湾盆地歧北斜坡也发现了断阶型致密砂岩气藏。背斜带型致密砂岩气藏目前主要在渤海湾盆地有发现，如歧口凹陷歧深6井。因此，断阶带及背斜带等构造带往往也是致密砂岩气聚集成藏的有利指向区(图1b)。

3.3 次生孔隙带与物性下限控制气藏富集段

次生孔隙带的出现打破了常规条件下储层物性随埋深增大变差的规律，改善了致密砂岩储层物性，为深层致密砂岩气勘探带来了新希望[45]。通过对松辽盆地与渤海湾盆地致密砂岩气产气井的统计发现，在较大的深度中仍然可以获得高产气流(图9)，这也侧面印证了次生孔隙带往往也是致密砂岩气富集段。

图8 徐家围子断陷与歧口凹陷气井与生烃断(凹)槽分布Fig.8 Distribution of gas wells and hydrocarbon source kitchen in the faulted troughs of Xujiaweizi fault Depression and Qikou Saga.徐家围子断陷；b.歧口凹陷

图9 裂谷盆地致密砂岩气井产气量与深度关系Fig.9 Gas well production rate vs.reservoir depth in rift basinsa.松辽盆地；b.渤海湾盆地

除了次生孔隙带以外，储层物性下限也控制气藏富集段，同时也一定程度决定了勘探深度。不同的裂谷盆地，储层致密程度随深度变化不同，致密砂岩气藏的储层物性下限也存在差别。前人对松辽盆地沙河子组碎屑岩致密储层的物性下限进行了研究，对于不同类型致密砂岩气储层，物性下限存在差异。砾岩由于裂缝发育，排驱压力明显低于砂岩以及压裂效果好于砂岩等原因物性下限较砂岩低。前人研究提出砂岩物性下限为孔隙度为3.5%，渗透率为0.053×10-3μm2,砾岩物性下限为孔隙度2.7%，渗透率0.05×10-3μm2[44,46]。渤海湾盆地目前针对少数凹陷开展了致密砂岩储层物性下限研究，且各凹陷由于构造演化背景及储层成岩演化过程存在差异，物性下限也不一样。有学者对渤海湾盆地歧口凹陷砂岩储层物性下限进行了研究，认为深层天然气孔隙度下限7%，推测砂岩有效勘探深度大于5 800 m[47]。在不考虑次生孔隙发育假设储层物性随深度是线性变化的情况下，结合松辽盆地深层沙河子组砂砾岩致密砂岩气物性统计图(图5)，分析认为沙河子组致密砂岩气砂岩储层有效勘探深度为4 000 m左右，砂砾岩储层物性受深度增加影响小，推测有效勘探深度达到5 000 m甚至更深。与松辽盆地相比，同样深度下，渤海湾盆地砂岩储层物性明显要好，由于缺少5 000 m以下深层物性数据，根据现有数据推测，以孔隙度下限为7%作为标准，推测深层致密砂岩气有效勘探深度大于6 000 m。

4 裂谷盆地致密砂岩气勘探应用与前景

4.1 勘探应用

在裂谷盆地致密砂岩气成藏理论认识的指导下，在松辽盆地徐家围子断陷陡坡与缓坡先后部署了宋深9H井与徐探1井，两口井均在沙河子组砂砾岩中获得高产气流。宋深9H井位于安达宋站地区陡坡扇三角洲前缘相，出气段砂砾岩储层孔隙度平均为4.1%，渗透率平均为0.05×10-3μm2，徐探1位于徐东地区缓坡断阶带辫状河三角洲前缘相，出气段砂砾岩储层孔隙度平均为5.3%，渗透率平均为0.44×10-3μm2。宋深9H井与徐探1井的突破打开了松辽盆地深层沙河子组致密砂岩气勘探的场面。

自宋深9H井和徐探1井获得突破后，先后又在安达、徐西部署完钻了宋深12H井、达深20HC井、宋深10井和徐深46H等12口井，目前9口井获得工业气流，2口待试。宋深9H井采用定产降压试采，压降基本稳定，产量5×104m3/d，累计产气1 219.36×104m3，证实沙河子致密气可有效动用。2016年在安达宋站地区提交了预测储量。

4.2 勘探前景与方向

我国裂谷盆地数量多，包括二连盆地、松辽盆地、渤海湾盆地等11个，总面积达1.35×106km2，这些裂谷盆地油气资源丰富，同时也蕴含丰富的致密砂岩气资源。目前，由于受勘探程度的限制，致密砂岩气勘探主要在松辽盆地和渤海湾盆地有发现，这两大裂谷盆地致密砂岩气资源量高达2.67×1012m3，是近期增储稳产的重点现实领域。

中石油第四次资源评价结果揭示松辽盆地致密砂岩气资源量约为2.2×1012m3，仅徐家围子断陷致密砂岩气资源量约为2 395×108m3[8]。以致密砂岩气勘探程度最高的徐家围子安达地区作为刻度区，优选断陷面积等5项参数对全盆地26个重点断陷进行排队，优选徐家围子、长岭等8个有利断陷作为松辽盆地致密砂岩气勘探有利区，预测有利面积约为5 673 km2，总资源量约为1.2×1012m3(表3)。

渤海湾盆地深层致密砂岩气目前勘探程度非常低，有学者估算渤海湾盆地致密砂岩气资源量达到6.3×1012m3[48]，而古近系致密砂岩气资源量约4 200×108m3(埋深>4 000m)，主要分布在黄骅坳陷得歧口凹陷及辽河坳陷，渤海湾盆地相比松辽盆地致密砂岩气藏具有埋藏更深的特点，但物性却相对更好。热演化程度相比松辽盆地低，既生油又生气。因此，对于渤海湾盆地而言，应结合不同凹陷地质特征、成烃演化史，准确评价烃源岩演化阶段，寻找有利气源岩，以气源灶为中心寻找有利砂岩储层。通过对渤海湾盆地综合地质特征及勘探现状分析认为，歧口凹陷歧北斜坡、滨海斜坡、板桥次凹、辽河西部凹陷双南-双台子构造带、辽河滩海中央构造带两翼斜坡带及冀中霸县凹陷文安斜坡等6个区带是致密砂岩气勘探的有利地区。

表3 松辽盆地致密砂岩气有利断陷资源分布Table 3 Distribution of fault depressions favorable for tight sandstone gas exploration of the Songliao Basin

5 结论

1) 以松辽盆地与渤海湾盆地为代表的裂谷盆地致密砂岩气藏是受生烃断槽控制下的一类非常规气藏，气藏多发育于断陷陡缓坡，以岩性气藏为主，断阶带与背斜带发育构造-岩性气藏。气藏类型既有原生又有次生，高压特征明显，气藏部分存在边水底水，含气饱和度45%～85%。大多属于中-低丰度气藏。

2) 裂谷盆地致密砂岩气成藏机制上表现为多因素促源快速生气、多物源催生有利储层、长距离运移立体成藏，先致密后成藏有利配置。气藏富集上具有近源聚集、断槽控制气藏分布，沉积相带与构造带控制成藏有利区，次生孔隙带与物性下限控制气藏富集段的特点。

3) 中国裂谷盆地分布面积大，致密砂岩气资源量丰富。松辽盆地与渤海湾盆地致密砂岩气资源量达2.67×1012m3，具备良好的勘探前景。

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