松辽盆地北部中央古隆起带古潜山天然气成藏条件

孙立东 孙国庆 杨步增 赵福海 李 晶 李广伟 徐 妍

1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探事业部

0 引言

松辽盆地深层发育多个断陷群，天然气勘探已经取得了良好的效果[1-4]。该盆地深层断陷间发育中央古隆起，是否具备形成大规模气藏的地质条件关系到大庆油田油气资源能否有序接替，也是近期油气勘探工作的重点。勘探实践表明，中央古隆起带油气成藏条件复杂[5-6]，储层特征、成藏规律等方面认识的不足制约了该区油气勘探的进程。近年来，通过加大地震资料攻关处理、中央古隆起带气藏地质资料再认识及区域地质研究，总结了该区古潜山气藏的成藏条件，优选有利勘探目标钻探，取得了LT2井和LP1井的重大发现，展现出中央古隆起带良好的油气资源前景。为此，笔者利用三维地震、实验测试等资料，结合新钻探井开展新一轮成藏条件评价研究，总结中央古隆起带勘探实践所取得的认识，提出天然气成藏模式，以期为新区勘探提供技术支持，同时也为松辽盆地古潜山的持续探索提供参考。

1 区域地质概况

松辽盆地位于我国东北部的一个大型中新生代陆相盆地，晚二叠世—早侏罗世松辽盆地经历了漫长的碰撞造山后的剥蚀夷平、填平补齐过程，遭受强烈剥蚀；早侏罗世地貌基本准平原化；早白垩世时期受太平洋板块自东向西的俯冲作用，盆地中部形成了近南北向具潜山性质的隆起带[7-9]，即中央古隆起带（图1）。

中央古隆起带位于徐家围子断陷和古龙断陷之间，东、西部均以控陷断裂为界，近南北向展布，南北高中部低，南部宽缓、北部狭窄，东西宽介于9～34 km、南北长为110 km；东、西两侧断陷内部沙河子组主要以湖泊相沉积为主，发育多套暗色泥岩，为区内重要的烃源岩层系[2]，中央古隆起带主体部分为石炭系、二叠系，并受侏罗纪—白垩纪多期火山侵入作用，岩性复杂，形成了多种岩性的储层，之上覆盖的下白垩统登娄库组主要以三角洲相带沉积为主，泥岩普遍发育，为区域性盖层（图2）。

2 天然气成藏条件

2.1 紧邻徐家围子生烃洼槽，气源充足

中央古隆起带是长期继承性发育的古隆起，隆起带两侧生烃凹陷烃源岩生气强度大，可为中央古隆起带提供气源。其中，东部徐家围子断陷下白垩统沙河子组烃源岩生烃强度大，距离近，供烃窗口大，是主要的烃源岩。徐家围子断陷沙河子组发育暗色泥岩和煤层两类烃源岩，干酪根类型以腐殖型为主[10-13]。暗色泥岩全区发育，厚度普遍超过200 m，最大厚度为1 100 m；总有机碳含量（TOC）平均值为1.57%；氯仿沥青“A”含量平均值为0.049 0%；镜质体反射率平均值为2.89%。煤层局部发育，一般厚度介于10～30 m，最大厚度为150 m；煤层TOC平均值为43.66%，氯仿沥青“A”含量平均值为0.230 7%。烃源岩有机质丰度较高，已达高—过成熟阶段，为好烃源岩。临近中央古隆起带主要发育两个生烃中心，其中，北部的安达凹陷沙河子组生气强度大于20×108m3/km2的分布面积为610 km2；南部的徐西凹陷沙河子组生气强度大于20×108m3/km2的分布面积为950 km2，为中央古隆起带气藏的形成提供了充足的物质基础。已钻探井气源对比结果表明，沙河子组烃源岩可为二叠系基岩储层、登娄库组砂岩储层、自身的致密砂砾岩储层提供充足气源[14-16]，生成的油气侧向运移，可在中央古隆起聚集成藏。

利用连片三维地震资料解释沙河子组顶底界与隆起带的超覆范围及接触关系，结果表明，徐家围子断陷沙河子组西边界全区超覆在隆起带东翼斜坡上，烃源岩与基岩储层近距离或者直接接触。中央古隆起带东侧沙河子组烃源岩供烃窗介于750～3 200 m，其中最大供烃窗在升平凸起，最小供烃窗在肇州凸起，可为基岩风化壳、基岩内幕和登娄库组砂岩供给充足气源。

2.2 发育多个具有良好油气圈闭的大型构造

晚二叠世以来，受南东—北西方向强烈挤压和早白垩世东西向持续拉张联合作用影响，松辽盆地断陷之间形成了南北走向条带状隆起带[12-14]，由南至北依次发育6个大型背斜构造（图3），按照内幕地质结构划分为叠瓦状逆冲推覆构造和相对稳定块体两种类型。不同地区地质结构特征差异较大，且相间分布。永乐凸起、肇州凸起为相对稳定的块体，以花岗岩整体块体为主，发育高角度断层；昌德凸起发育南东—北西向叠瓦状逆冲推覆构造，平面上呈雁列式分布；卫星凸起为稳定块体，南北向对冲，内部无推覆体构造变化，发育花状、Y字形断裂；汪家屯凸起发育单冲型前展式叠瓦状推覆构造，滑脱面倾角比较平缓；升平凸起以稳定块体为主，发育高角度花状逆冲断裂。叠瓦状推覆构造的推覆体在不同时间切片上倾角不同，在平面上位置存在迁移，滑脱面的倾角比较平缓。基岩内幕主要以叠瓦状推覆构造为主，普遍发育高角度、花状和Y字形断裂，叠瓦状推覆构造存在的层状或似层状及高角度、花状和Y字形断裂伴生的大量裂缝，为基岩内幕油气提供储集空间。

图1 松辽盆地中央古隆起带区域构造图

2.3 大面积发育厚层风化壳形成规模储层

中央古隆起带储层物性较差，储层致密，岩心孔隙度介于0.10%～4.80%，平均值为0.87%，渗透率介于0.004～14.390 mD，总体上属于低孔隙度、特低渗透率储层。根据储层孔隙结构和发育位置将中央古隆起带基岩储层划分为风化壳孔隙—裂缝型、风化壳裂缝型、内幕裂缝—孔洞型、内幕裂缝型4种类型储层（表1），其中大面积分布的风化壳孔隙—裂缝型储层是基岩的主要储层，平面分布稳定。

图2 松辽盆地中央古隆起带地质结构图

图3 松辽盆地中央古隆起带地震解释剖面图

基岩风化壳是指出露地表的基岩经过淡水淋滤风化形成的产物[15]，发育风化堆积层、充填氧化层和原生裂缝层3层结构。中央古隆起带储层厚度介于60～325 m，岩心特征表现为顶部岩石整体疏松、碎裂，随着深度增加，岩心较完整，基本无破碎，裂缝充填泥质与红褐色含铁物质；电阻率测井曲线呈锯齿台阶状逐渐升高；地震剖面特征表现为连续、空白弱反射的特征。通过20口井岩心观察、570块薄片鉴定、录井、测井等资料分析，中央古隆起带发育花岗岩、变质砾岩、碎裂花岗岩、千枚岩等多种岩石类型，其中花岗岩风化壳物性好，纵向上具有（似）层状分布特点，平面上具有北部浅变质岩、南部花岗岩分布特征。统计结果发现花岗岩见气层数多，显示级别高，千枚岩和糜棱岩只见差气层，说明花岗岩风化壳具有较好的储集能力。

2.4 广泛发育的泥岩形成区域性盖层

中央古隆起带登娄库组发育河流相—滨浅湖相砂泥岩，登二段和登三段泥岩普遍发育，泥岩厚度大，厚度介于80～200 m，分布稳定；泥岩排替压力介于6.4～7.2 MPa，封盖性能好，可成为基岩天然气成藏的区域盖层，盖层无明显断裂，有利于风化壳储层天然气的保存。

2.5 深大断裂沟通气源，输导条件好

中央古隆起带的天然气成藏为新生古储型组合模式[16]，徐家围子断陷沙河子组泥岩为烃源岩灶，与侧向的中央古隆起带形成一个含油气系统[17]。典型气藏解剖表明断裂及其输导系统在中央古隆起带天然气运聚成藏过程中起着极为重要、必不可少的关键作用。受早白垩世持续拉张作用的影响，中央古隆起带内部形成一系列与徐家围子断陷大型控陷断裂伴生低的角度滑脱断层，并且收敛于控陷断裂之下，直接沟通烃源岩层，为天然气侧向运移聚集提供了有效通道，形成了良好的“源岩—断裂—圈闭—储层”空间匹配关系，白垩系生成的天然气沿气源断裂运移到中央古隆起带聚集成藏，形成了披覆型、基岩风化壳型、内幕裂缝型3种成藏模式，如图4所示。

表1 松辽盆地中央古隆起带储层类型特征表

图4 松辽盆地中央古隆起带成藏模式图

3 中央古隆起带勘探实践

3.1 构造控制下大面积风化壳、内幕成藏模式的建立是勘探发现的基础

中央古隆起带具有形成侧生侧储岩性气藏的有利成藏条件，气源主要来自东侧徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩[18]，烃源岩生气高峰距今105～90 Ma，为泉头组—青山口组沉积时期[19-20]。受晚古生代陆块拼贴挤压隆升于早白垩拉张裂陷的叠合作用，形成了长期继承性古隆起，直到登娄库组沉积时（距今108 Ma）开始被碎屑岩沉积覆盖，中央古隆起带期间经历了多期的构造运动改造和长期的风化剥蚀，发育受不整合面、断层控制的断块圈闭及基岩内幕受断裂控制的单斜或背斜式断块圈闭；已发现的气藏为构造背景下的层状或块状气藏，风化壳和内幕均可成藏，沙河子组烃源岩与隆起带对接发育，具有风化壳、内幕两种成藏模式；上覆的登娄库组泥岩为区域盖层，基岩内幕致密层为局部盖层。因此，松辽盆地北部中央古隆起带具备良好的生储盖匹配组合。依据具有大构造背景、临近富烃凹陷、断裂和储层发育、具有良好保存条件等原则，综合评价松辽盆地北部中央古隆起带发育汪家屯、昌德、肇州等3个有利勘探区带，分布面积为315 km2。

3.2 三维地震叠前处理与储层预测技术是水平井设计的关键

中央古隆起带基岩与上覆盖层之间存在较大的岩性物性差异，强烈的屏蔽作用使得该区储层预测难度大，如何有效预测储层展布是水平井设计的关键。针对有利目标区，通过叠前时间偏移处理提高了地层的成像精度和分辨率，开展基底岩性—电性—地震关系、岩石物理分析，建立风化壳岩性、有效储层预测方法，提高目标识别的精准度，形成了风化壳储层预测技术，即联合应用地震属性技术、测井约束反演技术及神经网络储层参数预测技术对风化壳储层进行预测。

3.3 水平井＋大规模体积压裂技术是大面积致密储层天然气产能突破的关键

中央古隆起带具有岩性复杂、储层致密、气藏压力低的特征，针对性的定向井钻探和增产改造措施、大幅度增加单井产量是中央古隆起带效益勘探的关键。LP1井完钻井深为4 523 m，水平段长1 623 m，岩性主要为碎裂花岗岩、花岗岩及花岗质闪长岩，综合解释气层累计厚度为727.4 m（38层，垂厚为104.07 m）。针对致密储层，重点从“密集切割、暂堵转向、有效支撑、施工规模与参数”等4个方面优化设计，解决了有效渗流距离短、裂缝形态单一、支撑体积小的难题，实现了提产提效。LP1井全井压裂25段52簇，加入液量为42 593 m3、砂量为2 256 m3，施工最高排量为16 m3/min，压后日产天然气量为11.5×104m3，实现了基岩储层天然气产能的突破。因此认为，水平井体积压裂开发方式是实现中央古隆起带大面积致密储层天然气储量有效动用的有效路径。

4 结论

1）中央古隆起带是以大型推覆构造为主体的多期活动的古隆起，自北向南形成了6个凸起；中央古隆起带与东侧徐家围子断陷沙河子组泥岩直接接触，源储匹配关系优越，供烃窗口大，可为基岩风化壳和内幕提供充足气源。

2）中央古隆起带基岩储层识别出风化壳孔隙—裂缝型、风化壳裂缝型、内幕裂缝—孔洞型、内幕裂缝型4类储层，风化壳储层是重要的勘探目的层，岩性、风化淋滤及断裂为成储主控因素。

3）中央古隆起带整体含气，具有“近源聚集、不整合或断层疏导、构造高点富集”的成藏规律和披覆型、基岩风化壳型、内幕裂缝型等3种成藏模式。综合评价优选汪家屯、昌德、肇州为有利勘探区带，分布面积为315 km2，是下一步隆起带天然气勘探的重点领域。