松遼盆地大慶長垣南部淺層氣富集規律及潛力評價

劉宗堡，索 蘇，潘 龍，付曉飛，申家年

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.非常規油氣成藏與開發省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江 大慶 163318； 3.中海石油 渤海石油裝備中成機械制造有限公司，天津 300280)

松遼盆地大慶長垣南部淺層氣富集規律及潛力評價

劉宗堡1,2，索 蘇1，潘 龍3，付曉飛1，申家年1

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.非常規油氣成藏與開發省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江 大慶 163318； 3.中海石油 渤海石油裝備中成機械制造有限公司，天津 300280)

油氣富集規律；資源潛力評價；非常規油氣；淺層氣；大慶長垣南部；松遼盆地

淺層氣是指埋藏深度小于1 500 m的氣藏，通常認為其成因機制為細菌還原作用和有機質熱分解作用[1]。世界范圍內淺層氣資源豐富，截止2005年底，淺層氣占世界氣田總數的20%和世界氣藏探明可采儲量的23%，其具有儲量規模大、分布面積廣、埋藏深度淺、垂向易散失、富集范圍小和甜點預測難的特點[2-3]。目前我國發現的淺層氣主要分布在柴達木盆地、松遼盆地、四川盆地、渤海灣盆地、塔里木盆地和鄂爾多斯盆地等[4-7]，如柴達木盆地的淺層生物氣探明儲量超過3 000×108m3[8]，因此淺層氣是我國非常規能源勘探與開發的新領域[9]。松遼盆地具有較大的淺層氣資源潛力，截止2012年在大慶長垣南部黑帝廟油層發現了多口工業氣流井(如葡淺701井累計產氣大于1×108m3，葡194-16井最高日產氣9.16×104m3)和見氣顯示井，且在生產鉆井過程中發生多起漏氣井噴事故，以往針對該區淺層氣的研究主要集中在構造特征和儲層沉積特征等方面[10]，但一直未進行過系統的淺層氣富集規律研究和資源潛力評價，嚴重制約了該區淺層氣的開發利用。筆者擬通過對大慶長垣南部黑帝廟油層淺層氣的成因機制、分布特征和成藏主控因素綜合分析，旨在搞清其富集規律并指出有利開發區塊，為類似盆地淺層氣的高效勘探與開發提供指導。

1 區域地質概況

大慶長垣東鄰三肇凹陷，西接古龍凹陷，北連黑魚泡凹陷，為松遼盆地北部油氣最富集的二級正向構造單元，中、新生代地層自下而上沉積了火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組和第四系地層，缺失四方臺組、明水組、依安組、大安組和泰康組地層，盆地垂向上共經歷了斷陷期、坳陷期和反轉期3期構造演化階段[11]，受坳陷期東西向拉張和反轉期左旋壓扭作用影響自南向北形成了敖包塔構造、葡萄花構造、太平屯構造、高臺子構造、杏樹崗構造、薩爾圖構造和喇嘛甸構造7個三級正向構造單元，其中大慶長垣南部主要由葡萄花構造、敖包塔構造和葡西鼻狀構造組成[12]。目前研究區已經發現了下部扶楊油層、中部葡萄花油層和上部黑帝廟油層3個含油層系，其中淺層氣主要分布在上部嫩江組三段、四段的黑帝廟油層；黑帝廟油層整體上表現為東陡西緩和北高南低的構造格局，頂面海拔深度介于100～400 m，為盆地北部繼承性物源影響下形成的一套反旋回三角洲沉積體系，垂向上共發育2個油層組10個小層，其中上部HⅠ油層組(嫩四段)細分為6個小層，主要發育三角洲內前緣亞相沉積，下部HⅡ油層組(嫩三段)細分為4個小層，主要發育三角洲外前緣亞相沉積。

2 淺層氣分布特征及來源

2.1 氣藏類型及分布特征

圖1 大慶長垣南部黑帝廟油層氣藏剖面Fig.1 Gas reservoir profile of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

井號井別深度/m層位構造位置特征敖268-66工業氣流492.0～500.4H5Ⅰ敖包塔構造最高日產氣4.1×104m3/d敖270-斜70氣水顯示322.0～334.0H1Ⅰ敖包塔構造氣噴敖280-70氣顯示320.0～500.0H1Ⅰ—H4Ⅰ敖包塔構造氣噴敖904氣顯示650.0～700.0H1Ⅰ—H6Ⅰ敖包塔構造氣噴葡10-3-48氣顯示<200.0H1Ⅱ葡萄花構造井噴高達24m葡10-4-46工業氣流403.2～405.2H1Ⅱ葡萄花構造測試量0.694.1×104m3/d淺01工業氣流213.5～234.2H1Ⅱ葡萄花構造測試量1.03×104m3/d淺06氣水顯示337.8～429.4H5Ⅰ—H1Ⅱ葡萄花構造測試量0.01×104m3/d淺07工業氣流404.0～409.6H1Ⅱ葡萄花構造測試量1.64×104m3/d淺09氣水顯示263.8～272.8H3Ⅰ—H4Ⅰ葡萄花構造測試少量氣淺10工業氣流423.4～424.8H1Ⅱ葡萄花構造測試量0.15×104m3/d淺5氣水顯示266.4～344.4H5Ⅰ—H1Ⅱ葡萄花構造測試少量氣淺701工業氣流270.0～400.0H4Ⅰ—H2Ⅱ葡萄花構造氣噴淺8氣水顯示295.0～299.0H5Ⅰ葡萄花構造測試量0.01×104m3/d葡164氣水顯示<250.0HⅠ葡萄花構造井噴高達15m葡9-8-48氣顯示<180.0HⅠ葡萄花構造井噴葡154氣水顯示150.2HⅠ葡萄花構造產氣0.01×104m3/d葡162-74氣顯示HⅡ葡西鼻狀構造氣噴葡174-68氣顯示HⅡ葡西鼻狀構造氣噴葡180-56氣顯示HⅠ葡西鼻狀構造氣噴葡174-76氣顯示HⅠ葡西鼻狀構造強烈氣噴高15m葡172-70氣顯示<660.0H4Ⅱ葡西鼻狀構造井噴葡172-76氣顯示<300.0H4Ⅰ葡西鼻狀構造氣噴高過轉盤面3m葡172-84氣顯示<420.0H6Ⅰ葡西鼻狀構造強烈氣噴葡178-78氣顯示<420.0H6Ⅰ葡西鼻狀構造氣噴高5～6m葡194-16工業氣流653.8～704.7H5Ⅰ—H1Ⅱ葡西鼻狀構造最高日產氣9.17×104m3/d葡196-20氣顯示<800.0H4Ⅱ葡西鼻狀構造強烈井噴,鉆機塌陷葡196-78氣顯示H4Ⅱ葡西鼻狀構造氣噴葡332氣顯示H4Ⅰ葡西鼻狀構造氣噴葡333氣顯示H6Ⅰ葡西鼻狀構造氣噴葡46氣顯示H1Ⅱ葡西鼻狀構造氣噴葡461氣顯示H6Ⅰ葡西鼻狀構造氣噴葡9-4-46氣顯示<300.0H3Ⅰ葡西鼻狀構造強烈井噴,鉆機陷落

2.2 天然氣組分及來源層位

天然氣組分分析是厘定天然氣成因的有效方法，近年來國內外學者通常采用甲烷及其同系物穩定碳同位素組分特征確定天然氣成因類型[13]。大慶長垣南部黑帝廟油層葡萄花構造天然氣組分以甲烷為主，同時氮氣含量偏高，重烴含量低，干燥系數大，屬于典型干氣，總體表現為生物氣特征；葡西鼻狀構造天然氣甲烷含量低，而CO2氣含量偏高，重烴含量較高，干燥系數 較低，總體為混合氣特征(表2)，如甲烷碳同位素值(δ13C1)在-67.9‰～-60.03‰，顯示生物成因氣特征，乙烷碳同位素值(δ13C2)在-37.42‰～-34.52‰，顯示油型氣特征，CO2碳同位素值在2.74‰～4.63‰，顯示無機成因氣特征(表3)，因此，該區淺層氣具有大部分生物氣、小部分油型氣和極少量無機成因氣的混源特征(圖2)[15]。通過對嫩江組不同層段深度范圍與對應的Ro值分析[14]，嫩江組各段都具有生成生物氣的能力，即研究區淺層氣中的生物氣可以來自黑帝廟油層內部及下部嫩江組一段、二段，依據生氣物質基礎及其對應的溫度條件進行烴源巖評價，本次計算生物氣主要來源于嫩江組一段、二段(容積法計算生氣資源量總和為135.24×108m3，約占嫩江組總生氣量的90%)，油型氣主要來源于青山口組，無機成因氣主要來源于深部。

表2 大慶長垣南部黑帝廟油層天然氣組分特征Table 2 Natural gas components of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

表3 大慶長垣南部黑帝廟油層天然氣碳同位素特征Table 3 Natural gas carbon isotope ratio of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

圖2 松遼盆地天然氣成因判別圖版[14]Fig.2 Chart boards for gas genesis identification in Songliao Basin[14]Ⅰ.煤成氣區；Ⅱ.油型氣區；Ⅲ1.煤成氣和油型氣形成混合氣的碳同位素系列倒轉區；Ⅲ2.不同期的煤成氣形成混合氣的碳同位素系列倒轉區；Ⅳ.煤成氣和油型共存區；Ⅴ.煤成氣、油型氣和混合氣共存區

3 淺層氣富集成藏主控因素

3.1 多套優質烴源巖構成了淺層氣富集基礎

氣源巖評價是淺層氣成藏的前提條件，氣源巖的類型、有機質成熟度和分布范圍是影響天然氣成藏的關鍵。由于大慶長垣南部淺層氣主要成因類型為生物氣，因此重點對源巖生成生物氣量進行了評價。統計表明：嫩一段暗色泥巖厚度為100 m，嫩二段為150～200 m，嫩三段為50～100 m，嫩四+嫩五段為150～200 m，多層位發育的厚層暗色泥巖構成了生物氣生成的物質基礎。有機碳含量、氯仿瀝青“A”含量和生烴潛量(S1+S2)分析表明：嫩一段為極好源巖，嫩二、嫩三段為好源巖或中等源巖，嫩四、嫩五段為中等源巖或非源巖[16]。從各層位生成生物氣的強度計算結果看，嫩一段最高(15×108～30×108m3/km2)，然后依次為嫩二段(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)，其他層位忽略不計。在生氣期和氣藏聚集系數分析基礎上，采用元素平衡法計算各套源巖生成生物氣資源量之和介于204.6×108(下凹法)～438.6×108m3(上凸法)，巨大的生氣量為黑帝廟油層淺層氣富集提供了前提保障。

3.2 氣源斷層與有效蓋層匹配控制淺層氣富集層位

圈閉位置和有效源巖空間配置關系決定斷層為黑帝廟油層淺層氣成藏主要輸導通道。區域構造演化史分析表明葡萄花構造和敖包塔構造為明水組末期形成的反轉構造[11]，并受多方位斷層分割形成多種類型的正向構造圈閉。研究區斷層普遍表現為張扭機制，平面上側列疊覆呈“雁行式”排列密集成帶，剖面上呈“似花狀”組合，其中長期活動的基底斷裂為“花莖”，坳陷期和反轉期斷裂為“花瓣”，受對傾斷層密集帶邊界斷層附近地層“下落”影響，斷裂密集帶內及兩側多發育地層傾向與斷層傾向相反的反向斷層圈閉，這種寬緩背斜構造控制下的斷層相關圈閉為淺層氣富集提供了良好場所。嫩江組一段、二段和青山口組烴源巖大量生成生物氣時間為嫩江組末期，大量排烴時間為明水組末期[15]，即構成黑帝廟油層垂向運移的“氣源斷裂”為：拗陷期形成反轉期持續活動的斷裂、斷陷期形成拗陷期-反轉期持續活動的斷裂，其中前者是青山口組油型氣和嫩江組生物氣上運的主要通道，后者是深部CO2、油型氣和生物氣上運的共同通道，這些斷層多為繼承性活動的斷裂密集帶邊界斷層(圖3)，且在成藏期生長指數普通大于1.1，活動速率較強。

3.3 河控三角洲前緣亞相砂體構成了淺層氣富集優質儲層 大慶長垣南部黑帝廟油層主要發育三角洲前緣亞相沉積，應用高分辨率層序地層學理論，選取全區穩定發育的9套湖侵泥巖標準層(區域蓋層/局部蓋層)做控制，采用標準井(葡淺701井)和沉積旋回控制下的逐級優先逼近綜合對比方法，建立了黑帝廟油層2個油層組10個小層25個沉積時間單元的單砂體級等時地層格架(圖4)，利用6口井巖心和1 164口測井曲線繪制了黑帝廟油層單砂體級沉積微相：1)黑帝廟油層下部沉積時期湖盆水體較深，物源供給較強，微相類型主要為順源寬帶枝狀河口壩、浪控垂源遠砂壩和坨狀席狀砂；2)黑帝廟油層中部沉積時期湖盆逐漸萎縮，物源供給間歇性變弱，微相類型主要為水下分流河道、末端河控河口壩和浪控坨狀席狀砂；3)黑帝廟油層上部沉積時期湖盆萎縮到最小，水體較淺，物源供給范圍最大，微相類型主要發育連續型水下分流河道和河控河口壩，席狀砂等微相不發育(圖5)。

圖3 大慶長垣南部黑帝廟油層斷層發育特征Fig.3 Fault development in the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantilinea.斷層平面分布；b.研究區位置；c.葡萄花構造地震反射特征；d.敖包塔構造地震反射特征

圖4 大慶長垣南部黑帝廟油層氣藏儲蓋組合特征Fig.4 Reservoir-cap assemblages of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

密井網沉積微相揭示黑帝廟油層為典型的河控緩坡三角洲沉積體系，近岸區河控特征明顯，砂體平面展布呈現順源條帶狀，遠岸區波浪改造強，砂體呈現平面展布垂源和坨狀，油層垂向上表現為三角洲逐漸水退的反旋回沉積演化序列，其中水下分流河道、河口壩和遠砂壩微相砂體發育、厚度大、物性好且平面連續，構成了淺層氣富集的優質儲層[19]，如區內48口氣井試氣層位和1 875個砂層靜態解釋表明有效厚度大于2 m的氣層均為水下分流河道、河口壩和遠砂壩微相。

3.4 斷層側向封閉性決定淺層氣富集規模

斷層側向封閉性是指由于斷層側向封擋形成的斷層圈閉一盤或兩盤油氣聚集的能力[20]。大慶長垣南部黑帝廟油層斷層走向以近南北向為主，斷層分割背斜和鼻狀構造形成大量斷層圈閉，因此斷層側向封閉性決定了黑帝廟油層斷圈的有效性及天然氣富集的儲量規模。黑帝廟油層為一套典型的三角洲前緣亞相穩定砂泥巖薄互儲層，且由于油層總體厚度大(340～380 m)、斷距規模小(10～80 m)和單砂層厚度薄(2～6 m)，斷層封閉類型主要為對接封閉、層狀硅酸鹽-框架封閉和泥巖涂抹封閉，其封閉的氣柱高度大小取決于斷裂帶內卷入的泥質含量(SGR)[21]，根據已知氣水界面的斷層圈閉封閉屬性值計算，確定黑帝廟油層斷層封閉SGR臨界值為0.375[22]，當斷層SGR小于臨界值時斷

圖5 大慶長垣南部黑帝廟油層重點時間單元沉積微相Fig.5 Sedimentary microfacies of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline at critical geologic time單元；單元；單元

層開啟風險性極大，同時計算SGR下限值0.375對應的風險斷距為50 m，因此研究區當斷層斷距小于50 m時側向封閉的風險很大，且上述計算表明區內目前所有見氣顯示井SGR均大于封閉臨界值(圖6)，斷層側向封閉性評價結果表明研究區完全有效圈閉6個(如葡東1號圈閉，圈閉閉合高度10 m，斷層側向封閉有效高度10 m)，部分有效圈閉11個(如葡西2號圈閉，圈閉閉合高度40 m，斷層側向封閉有效高度5 m)，完全無效圈閉2個(如熬西2圈閉，斷層側向開啟)，其評價結果與區內天然氣井實際鉆井情況相吻合。

4 淺層氣富集成藏模式及儲量規模

油氣運聚成藏過程受多元地質條件及其時空匹配關系控制，以上研究表明充足的氣源條件、高效的輸導通道、發育的優質儲層、有效的封擋圈閉和良好的保存條件是淺層氣富集成藏的關鍵。大慶長垣南部黑帝廟油層淺層氣成藏模式為：明水組沉積末期構造反轉定型和源巖大量排烴，斷裂密集帶邊界斷層復活開啟，下伏多套氣源巖生成的天然氣沿著氣源斷層上運進入黑帝廟油層，受油層頂部和內部多套蓋層封擋影響，通過側向連通性好的分流河道、河口壩和遠砂壩優質儲層砂體短距離側向運移，最終在背斜、斷背斜、斷塊和斷鼻圈閉中聚集成藏，形成背斜氣藏和斷層氣藏，即與氣源斷層溝通的斷層側向封閉性強圈閉為淺層氣富集有利區(圖7)。在以上研究基礎上，通過對氣層生產動態資料和套后測井曲線響應特征的對比分析，建立了黑帝廟油層相應的測井曲線氣水解釋模板，進而對1 164口井各小層進行了氣水識別，共發現有氣顯示井587口，然后結合圈閉有效范圍和閉合高度，參照容積法計算天然氣儲量的原則和標準，進行了相關地質參數提取，最終計算出各區塊天然氣累計地質儲量86.8×108m3，含氣面積72.9 km2，在各小層天然氣預測儲量面積疊合基礎上，發現有效厚度大于10 m的淺層氣富集區7個(葡9-4-26井區、葡172-84井區、葡196-20井區、敖102-94井區、敖155井區、敖268-66井區和葡100-46井區)，建議優先開發部署。

圖6 大慶長垣南部黑帝廟油層斷層封閉性與氣藏關系Fig.6 Relationship between fault sealing capacity and gas accumulation for the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

圖7 大慶長垣南部黑帝廟油層淺層氣成藏模式Fig.7 Shallow gas accumulation model of the Heidimiao reservoir in southern Daqing placantiline

5 結論

2) 總結出控制黑帝廟油層淺層氣富集的4個主控因素：多套優質烴源巖構成了淺層氣富集基礎；氣源斷層與有效蓋層匹配控制淺層氣富集層位；河控三角洲前緣亞相砂體構成了淺層氣富集優質儲層；斷層側向封閉性決定淺層氣富集規模。

3) 建立了黑帝廟油層淺層氣成藏模式：明水組沉積末期構造反轉定型，斷層密集帶邊界斷層復活開啟，下伏烴源巖生成的天然氣沿著氣源斷層上運進入黑帝廟油層，然后在多套有效蓋層遮擋下沿著與氣源斷層溝通的優質儲層砂體短距離側向運移，最終在背斜、斷背斜、斷塊和斷鼻圈閉中聚集成藏。進而結合氣水解釋模板和容積法計算出淺層氣地質儲量86.8×108m3，并刻畫出7個優先開發的氣藏富集區塊。

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(編輯 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。

劉宗堡(1982—)，男，副教授、博士生導師，油氣成藏機理與儲層沉積學。E-mail：lzbdqpi@163.com。

中國博士后科學基金項目(2014M551214);黑龍江省青年科學基金項目(QC2014C039)；東北石油大學青年科學基金項目(KY120203)。

0253-9985(2014)04-0463-10

10.11743/ogg201404

TE122.3

A