王府断陷小城子气田火石岭组气藏天然气成藏模式及富集规律

蒋 飞 李忠诚 程日辉 刘 宇 许中杰 王茂汀

1. 吉林大学地球科学学院 2. 中国石油吉林油田公司勘探开发研究院

王府断陷小城子气田火石岭组气藏天然气成藏模式及富集规律

蒋 飞1李忠诚2程日辉1刘 宇2许中杰1王茂汀1

1. 吉林大学地球科学学院 2. 中国石油吉林油田公司勘探开发研究院

蒋飞等.王府断陷小城子气田火石岭组气藏天然气成藏模式及富集规律. 天然气工业, 2016, 36(10): 46-55.

松辽盆地王府断陷小城子气田具有上千亿立方米的天然气储量规模，其中，以上侏罗统火石岭组原生气藏的储量规模为最大。为了更有效地指导该区天然气勘探部署，从地层、构造、岩性—岩相和含气性等方面对该区火石岭组气藏的成藏特征和富集规律进行了研究，总结了天然气成藏模式。结果表明：①火石岭组气藏发育下部和上部两套含气层系，下部含气层系分布在粗安岩段上部，上部含气层系主要分布在流纹岩段；②流纹岩段最有利于天然气成藏，但天然气成藏的主体层段却在粗安岩段；③天然气主要富集在火山口杂岩相带，其次是火山斜坡相带；④山东屯构造带是天然气的主要富集区，在南北方向表现出分区性，主要包括3个成藏区，即X12井成藏区、X14井—X13井—X18井成藏区和X4井成藏区；⑤共有4种成藏模式，即反转背斜—地层成藏、断块成藏、岩性—断块成藏和断块—反转背斜—地层复合成藏，其中以断块成藏和岩性—断块成藏模式为主；⑥具有“断控—层控—体控”复合型天然气聚集规律。

松辽盆地 王府断陷 晚侏罗世 火山岩 气藏 储集层 成藏模式 富集规律

松辽盆地是我国重要的含油气盆地，在碎屑沉积岩地层[1]和火山岩地层[2]中都存在大量油气资源。自徐深1井于下白垩统营城组火山岩中获得日产54×104m3的高产气流后[3]，松辽盆地就逐步进入了深层火山岩的大规模勘探阶段，相继在徐家围子[4]、长岭[5]、十屋[6]、英台[7]和王府[8-9]等多个断陷中发现了火山岩油气藏，同时在火山岩储层的岩性—岩相[10-11]、储集空间特征[12]、储层主控因素[2]、有利储层预测和地震勘探[13-14]等多个方面也开展了卓有成效的研究工作。但在火山岩天然气成藏研究方面还存在两大不足：①对天然气成藏的研究主要集中在成藏条件及控制因素等方面[15-16]，对天然气成藏模式的研究较少[17]；②研究的范围主要集中在徐家围子断陷[18]和长岭断陷[19]，而对于松辽盆地内其他发现了火山岩气藏的断陷则研究较少。

王府断陷是松辽盆地东南部深层天然气的重要勘探区，具有上千亿立方米的天然气储量规模，其中，以上侏罗统火石岭组火山岩的原生气藏储量规模为最大[8]。针对王府断陷火山岩天然气藏，目前只在断裂对油气的控制作用[20]、储层控制因素[21]、储层特征[22]等方面进行了相关研究，为此，笔者以王府断陷小城子气田火石岭组为例。从地层、构造、岩性—岩相等方面入手，总结了王府地区火山岩整体性的天然气成藏模式和成藏规律，以期为该区天然气的勘探部署提供参考。

1 地质背景

王府断陷位于松辽盆地东南隆起区的西北部，与榆树断陷、莺山断陷和德惠断陷毗邻，工区主要位于小城子洼槽（图1）。王府断陷构造演化经历了“隆起、裂谷、凹陷、抬升”4个阶段，形成“下断上坳”的双层结构[23]。断陷期地层为火石岭组（J3h）、沙河子组（K1s）、营城组（K1y）和登娄库组（K1d），其中火石岭组最大埋深超过4 000 m；凹陷期地层主要为泉头组（K1q）、青山口组（K2q）、姚家组（K2y）和嫩江组（K2n）等[24]。中生代—新生代时期，受古太平洋板块俯冲作用影响，松辽区域岩石圈伸展减薄，形成北西—南东向拉张应力场[25-26]，导致了包括研究区在内的区域性岩浆活动，火石岭期和营城期是松辽区域的两个主要火山活动期[26]，而王府地区的火山活动期主要在火石岭期。受构造活动影响，地层在断陷期形成了东高西低的构造格局，且在小城子气田从西至东发育山东屯构造带、小城子构造带和武家屯构造带[8]，其中山东屯构造带紧邻生烃凹陷，火山岩储层大量发育，为有利的油气聚集带。

图1 王府断陷地理位置[9]示意图

王府断陷火石岭组包括底部粗安岩段、中部火山碎屑岩段和上部流纹岩段。粗安岩段为第一个火山旋回，由中基性岩浆喷发形成，以角度不整合覆盖于盆地基底之上，岩性主要为粗安岩、安山岩和火山碎屑岩，发育少量沉火山碎屑岩和碎屑沉积岩。火山碎屑岩段为第二个火山沉积旋回，火山活动相对较弱，以平行不整合或角度不整合发育在粗安岩段之上，断陷东部地层抬升遭受剥蚀，有小规模的火山活动，而西部则接受沉降，形成火山碎屑岩或火山碎屑沉积岩。流纹岩段为第三个火山旋回，岩性以流纹岩和流纹质火山碎屑岩为主，以平行不整合或角度不整合发育在火山碎屑岩段之上。粗安岩段上部和流纹岩段为天然气聚集的主要层位。

2 地层

图2 X12井地层—岩性柱状图

根据“火山旋回—冷却单元组（期次）—冷却单元（事件）”的地层划分对比方法[27]，对王府断陷火石岭组地层进行分级控制、逐级划分对比，共划分3个旋回，13个冷却单元组，其中第一个旋回为粗安岩段，由单元组1—单元组8组成，第二个旋回为火山碎屑岩段，包括单元组10—单元组12，第三个旋回为流纹岩段，由单元组13构成（图2）。井震结合，用单井进行层位标定，以冷却单元组为地震刻画基本单元，进行火山地层单元的对比划分。在王府地区，火石岭组地层顶部反射代号为T42，与上覆沙河子组地层为平行不整合接触；粗安岩段地层顶部反射代号为Tcay，与上覆第二个旋回的火山碎屑岩段地层呈平行不整合或角度不整合接触。火石岭组地层底部反射代号为T5，与下伏基底成角度不整合接触（图3）。各单元组地层之间为喷发间断不整合接触，其中单元组1的顶面反射代号为T42-1，单元组2的顶面反射代号为T42-2，其他类似。

在整个火石岭组的3个火山岩旋回中都有天然气的发现，其中，在第一旋回的粗安岩段和第三旋回的流纹岩段的天然气测试结果最高。在第一个旋回，天然气主要聚集在上部，即冷却单元组6、组7、组8，其中冷却单元组7是天然气的富集层位；在第二个旋回，即火山碎屑岩段，天然气主要聚集在该段的上部，即冷却单元组12，而在单元组10和单元组11中仅有零星的天然气分布。在第三个旋回，即流纹岩段（冷却单元组13），是天然气的又一个富集层位（图2）。从天然气的分布聚集规律来看，研究区天然气主要分布在每期火山旋回的顶部，这是因为旋回顶部的火山地层受风化淋滤作用和构造作用改造强烈，次生溶孔和构造裂缝较发育，储层物性较好。王府断陷火石岭组有两个主要气源层[8]：①火石岭组火山碎屑岩段的泥岩层；②上部沙河子组的煤层和泥岩层。

根据水层、气水同层、气层以及隔层（如泥岩层）发育规律，将火石岭组分为上部和下部两套含气层系，下部含气层系对应单元组6～单元组8，上部含气层系对应单元组12和单元组13。两套含气层系的顶界面均为不整合风化界面，在含气层系内气水分布大致表现一定的规律，即下部含水率高，上部含水率低。

3 岩性和岩相

基于岩相的形成和发育机理以及地震反射的可识别性，本文将岩相划分为火山口杂岩相（简称火山口相）、火山斜坡相和盆地相3大类型，并以冷却单元组作为火山岩相的地震识别和火山机构刻画的基本单元，其中火山口杂岩相和火山斜坡相共同组成一个火山机构（或火山岩体）（图4）。

在形成机理方面，火山口杂岩相是原生—改造（构造）岩相，火山斜坡相则是原生相。火山口区原生相常被改造，表现为：①火山通道反复出现，成穿插样式；②火山口经常塌陷，岩性和地层被改造；③原生和后期的断裂相叠加。相比较而言，火山斜坡区地层比较稳定，岩性和地层改造小，是难得的火山地层的顺序记录，在地震剖面上表现出层状或似层状的反射结构，是火山岩地层对比的一个核心。一定时期的喷发结束后，风化不整合界面形成，限定这一时期的“类似杂乱”的火山口地层可以与同期相对完好的火山斜坡地层对比，同样也可以通过火山斜坡与盆地地层对比。

在地震反射的可识别性方面，主要反射界面如火山期次（冷却单元组）和火山旋回（冷冷单元组

叠置）界面，多是区域性不整合，局部呈角度不整合，而火山口杂岩相以杂乱反射、块状或透镜状外形为主要特色，火山斜坡相则多以平行—亚平行和前积结构为总体特色，外型多为楔型（图5）。因此，可以非常明显地区分火山口杂岩相和火山斜坡相。

火山口杂岩相、火山斜坡相和盆地相的关系，类似于“碳酸盐台地”，火山口杂岩体类似于碳酸盐台地，火山斜坡类似台前斜坡，而斜坡之外被盆地（凹地）沉积所围限。

图3 过X7—X4井地层地震解释剖面图

图4 单元组内火山机构模式图

图5 火山口杂岩相（a）和火山斜坡相（b）的地震反射特征与识别图

对王府断陷22口井的火石岭组地层的岩性和岩相进行统计，发现粗安岩在气层、差气层、含气层中的厚度占比分别为40.11%、29.88%、26.10%，优势明显，而流纹岩在三类气层中的厚度占比分别为26.8%、12.3%、10.38%，角砾熔岩的厚度占比分别为17.38%、19.02%、18.36%（表1）。可见粗安岩是天然气成藏的主体岩性，而流纹岩在气层中的占比很突出，是天然气成藏最有利的岩性，但由于整体厚度较薄而优势不明显。据岩相统计规律（表2）显示，有利于天然气成藏的岩相是火山口杂岩相，其含气

性最好，占有绝对的厚度优势，其次是火山斜坡相，再次是火山口—火山斜坡的过渡相。

表1 王府断陷火石岭组含气层岩性统计表

表2 王府断陷火石岭组含气层岩相统计表

4 构造

4.1 断裂与裂缝分布规律

研究区断裂体系复杂，根据断裂的控制作用及相互组合关系，可分为4个断裂系统（图6a）：断裂体系1位于研究区西边，是断陷的控缘断裂及其伴生断裂，控制西部凹陷的形成，是烃源岩发育区；断裂体系2和断裂体系3共同控制形成山东屯构造带，构造圈闭和岩性—构造圈闭比较发育，是天然气成藏最主要的区域；断裂体系4位于断陷东侧，和断裂体系3共同控制形成了中央凹陷和小城子构造带，其中小城子构造带是本区另一个天然气有利成藏区。由于受控于4个断裂系统，研究区呈现出东西向的凹隆相间的构造格局。

王府断陷构造作用强烈，断裂密集，产生了大量的构造裂缝，其中流纹岩中的裂缝比粗安岩中的裂缝更为发育。在对火山岩构造裂缝进行识别和预测时，首先通过岩心观察来总结裂缝发育特征，再通过岩心来刻度测井，利用FMI成像测井识别裂缝，计算裂缝参数（表3），最后利用单井数据来标定地震，分析裂缝的地震响应特征，进行地震属性预测。本文选取了地震倾角属性来进行裂缝预测（图6b），在倾角属性图中，蓝色—绿色—黄色—红色代表倾角变大，黄绿色—红色线型条带代表大断层，黄绿色的短线条或团块通常代表微断裂或微裂缝。根据断裂和裂缝的展布特征，可将研究区划分为3个区块，分别为北部区、中部区和南部区。

北部区，由顺直断裂控制，断裂走向近南北向，且不同断裂的走向基本平行（图6a），储集空间中原生孔隙和次生孔隙比例较大，但在X12井附近裂缝较为发育（图6b），通过成像测井进行裂缝参数统计，结果显示X12井平均裂缝密度为1.02条/m（表3），X12井区是北部的主要成藏区；中部区，由交叉断裂控制（图6a），大面积发育微裂缝（图6b），X14井、X13井和X18井都位于中部区，平均裂缝密度为0.62～0.84条/m（表3），储集空间中构造裂缝较为发育，中部区的有利成藏区分布范围较大，主要集中在X14井—X13井—X18井的构造隆起带上；南部区，也由顺直断裂控制（图6a），与北部区基本一致，但具有高地垒优势，储集空间以孔隙为主，构造裂缝在X3井—X4井附近较为发育（图6b），裂缝

平均密度介于0.80～1.38条/m（表3），X4井区是有利的成藏区。

图6 王府断陷火石岭组冷却单元组7的构造分区(a)与裂缝分布特征(b)图

表3 王府断陷火石岭组冷却单元组7裂缝密度统计表

4.2 断裂及裂缝作用

研究区断裂密集，在火山成岩和油气成藏过程中都具有重要作用。早期的断裂为火山活动提供了喷发通道，形成大量火山岩。断层也可以作为天然气的运移通道，连接烃源和圈闭使天然气成藏（图7b），其空间延伸范围控制着天然气运移的最大距离。研究区的西部凹陷和中央凹陷是两个主要烃源区（图6），在断裂和不整合面的疏导作用下（图7c），天然气侧向运移聚集到山东屯构造带上，根据火山岩气藏近源成藏的特点，在隆起带高部位（X14井区）只形成了火石岭组气藏的下部含气层系（图7b），而在位置较低的隆起带边缘至凹地地区（X12井区）则形成了火石岭组气藏的上部和下部两套含气层系（图7a）。

裂缝对火山岩储集层的形成和天然气成藏也具重要作用。裂缝通过3种方式改善了火山岩储层物性：①连通了火山岩中孤立的原生孔隙；②本身作为储集空间；③作为深部流体的良好通道，为溶蚀作用的发生提供了重要条件。此外，在油气成藏过程中，裂缝也是重要的油气运移通道。

5 成藏模式

研究区共分为3个成藏区块，根据火山岩成藏特征及主要控制因素，总结出4种成藏模式，即反转背斜—地层成藏，断块成藏，岩性—断块成藏和断块—反转背斜—地层复合成藏，各成藏模式特征如表4所示。

5.1 反转背斜—地层成藏模式

图7 王府断陷火山岩成藏模式示意图

表4 王府断陷火山岩成藏模式特征表

该类成藏模式表现为正断层上盘地层在构造反转的过程中形成背斜构造，而且由于不整合作用的影响，储集层在纵向或侧向的连续性发生中断而形成圈闭。在该类背斜构造内，由于火山岩储层的非均质性和喷发期次的多期性，垂向上可形成多个圈闭，天然气沿着断裂或不整合面运移到这些圈闭内，形成多个天然气藏，在不整合面附近储层物性较好，更有利于天然气成藏。地层不整合和构造反转是该类成藏模式的主控因素。以X12井的成藏为例（图7a），该井位于反转背斜核部，侧向被不整合面封挡而形成圈闭，火石岭组发育两套含气层系，下部含气层系以单元组6、组7、组8为主要有效储层，上部含气层系以单元组13为主要有效储层。有效储层

基本分布在火山口相带，以溢流和爆溢熔岩流微相为主，岩性以碎屑熔岩为主。

5.2 断块成藏模式

断块成藏是研究区较为常见的一种成藏模式，主要分布在中部成藏区，该区域受到两组交叉断裂控制，形成山东屯构造带，表现为“坳中隆”的构造格局。据现有勘探成果，山东屯构造带为天然气的富集区域。断块成藏模式表现为，天然气聚集在由一系列断裂形成的断块圈闭中，主要沿断裂和不整合面运移，是最有利的成藏模式，不同的断块气藏可以具有统一的气水界面。断裂活动是该类成藏模式的主要控制因素。以X14井的成藏为例（图7b），倾向相背的两组断裂形成一系列断块，断层面两侧被沙河子组的泥岩层封闭，形成断块圈闭，在火石岭组仅存在下部含气层系，以单元组7为有效储层，基本分布在火山口相带。储层岩性为碎屑熔岩和熔岩，构造裂缝是重要的储集空间。由于冷却界面附近的原生裂缝和原生孔隙更发育，冷却单元组顶部和底部的物性更好。因此在单元组7内形成顶部和底部两个天然气聚集区。

5.3 岩性—断块成藏模式

岩性—断块成藏在中部成藏区较为常见，主要分布在山东屯构造带的次级隆起部位，天然气聚集在由岩性相变和断裂封闭共同形成的岩性—断块圈闭中。岩性—断块成藏模式主要受断裂和火山作用的控制，气藏规模一般不大，垂向上形成多个气藏时，一般不具有统一的气水界面。以X13井的成藏为例（图7b），火石岭组存在上部和下部两套含气层系。上部含气层系为断块成藏，以单元组13为有效储层，主要分布在近火山口的火山斜坡相带。下部含气层系为岩性—断块成藏，有效储层主要为单元组7，储层的上倾方向被断层遮挡，下倾方向由于岩性和岩相的变化，导致储层物性变差，且主要分布在火山口相带，岩性为熔岩和火山碎屑岩。

5.4 断块—反转背斜—地层复合成藏模式

断块—反转背斜—地层复合成藏模式表现为反转构造形成背斜构造，而背斜构造内的储层在纵向上和侧向上被断裂和不整合面封闭。这种成藏模式受构造活动和不整合作用等多因素控制，在不整合面的附近更有利于天然气成藏，成藏规模受圈闭的构造幅度控制。以X1井的成藏为例（图7c），该井大致位于反转背斜的核部，单元组7为有效储层，侧向上受到断裂和不整合面的封挡。有效储层基本分布在火山口相，以空落回填和爆溢熔岩流微相为主，岩性为火山碎屑岩和碎屑熔岩。

6 天然气富集规律

1）火山岩地层方面。①冷却单元是基本地层成因单元，也是形成储集层的基本单元，由能够反映其成因的岩性和岩相组合构成，主要的原生孔隙和裂缝都是随着冷却单元的形成而形成；②冷却单元组是天然气成藏的基本单元，单元组界面附近的物性较好，顶界发育沉积地层或风化壳，冷却单元组6、组7、组8、组13是火石岭组主要的天然气成藏单元；③若干个冷却单元组构成了火山岩地层旋回，是气藏的成藏系统，由区域性不整合限定，每个成藏系统内具有独立的油气水分布规律，研究区火石岭组包含下部和上部两个成藏系统。

2）岩性和岩相方面。流纹岩的原生储集空间就比较发育，且遭受了强烈的风化剥蚀作用，故储层物性好，因而更加有利于天然气的聚集成藏，但是流纹岩厚度薄，而粗安岩厚度大，故粗安岩才是本区天然气成藏的主体岩性。此外，天然气主要聚集在火山口杂岩相带，其次是火山斜坡相带。

3）构造方面。断裂展布影响了天然气的运移与聚集，并最终控制了火山岩储层分布及有效圈闭的形成。研究区火石岭组的火山岩气藏在平面上具有沿带成区的分布特征，成带性表现为天然气主要沿山东屯构造带分布，成区性表现为天然气在研究区范围内主要分布在3个成藏区块，即北部的X12井成藏区、中部的X14井—X13井—X18井成藏区和南部的X4井成藏区。

4）地层、岩性—岩相、构造与成藏的关系，揭示了王府地区“断控—层控—体控”复合的天然气聚集规律，表现为整个研究区天然气成藏分为1个富集带，3个成藏区和4种成藏模式，而且在天然气富集的火山隆起带上基本只发育了下部含气层系，而其边缘至凹地则发育两套含气层系。根据以上总结的天然气成藏富集规律，认为中部区断裂密集，裂缝较发育，是有利储层发育区，且距离烃源更近，是有利的成藏区，成藏方式多为断块成藏和岩性—断块成藏。因此建议将中央隆起区的次级隆起带作为下一步的重点勘探区。

7 结论

1）王府断陷火石岭组发育两套含气层系，下部含气层系分布在粗安岩段上部，单元组7是气藏发育主体；上部含气层系包括火山碎屑岩段和流纹岩段，单元组13（流纹岩段）是气藏发育主体。

2）天然气成藏的有利岩性为流纹岩，而天然气成藏的主体岩性为粗安岩，其次是角砾熔岩。有利于天然气成藏的岩相是火山口杂岩相，其次是火山斜坡相，再次是火山口—火山斜坡的过渡相。

3）4套断裂系统控制了断陷的构造格局，呈东西向凹隆相间特征，西部凹陷为主要烃源区，山东屯构造带为天然气主要聚集带。断裂、裂缝和天然气的分布具有南北分带的特征，北部为X12井成藏区，受顺直断裂控制；中部为X14井—X13井—X18井成藏区，受交叉断裂控制；南部为X4井成藏区，受顺直断裂控制。

4）王府断陷火石岭组火山岩气藏的成藏模式概括为4种：反转背斜—地层成藏，断块成藏，岩性—断块成藏和断块—反转背斜—地层复合成藏，其中断块成藏和岩性—断块成藏是研究区主要的成藏类型。通过对地层、构造、岩性—岩相与成藏关系的探讨，揭示了王府断陷小城子气田火石岭组气藏“断控—层控—体控”复合的天然气聚集规律。

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（修改回稿日期 2016-07-28 编 辑 陈 玲）

Natural gas accumulation models and enrichment patterns of the Huoshiling Fm reservoirs in the Xiaochengzi gas field, Wangfu fault depression, Songliao Basin

Jiang Fei1, Li Zhongcheng2, Cheng Rihui1, Liu Yu2, Xu Zhongjie1, Wang Maoting1
(1. College of Earth Sciences, Jilin University, Changchun, Jilin 130061, China; 2. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Jilin Oilfield Company, Songyuan, Jilin 138001, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.46-55, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The geological natural gas reserves of the Xiaochengzi gas field in the Wangfu fault depression, Songliao Basin, amounts to more than 100 billion m3, among which the primary gas reserves in the Late Jurassic Huoshiling Fm are in the greatest scale. To have a better exploration planning in this study area, we discussed the characteristics of gas accumulation and enrichment patterns of the Huoshiling Fm gas reservoirs in the Wangfu fault depression, and summarized accumulation models in terms of stratigraphy, structure, lithology–lithofacies, gas-bearing properties, etc. The findings were obtained as follows. ① The Huoshiling Fm gas reservoirs contains two suites of gas-bearing series, the bottom one distributes in the upper part of the andesitoid member, and the upper one mainly distributes in the rhyolite member. ② Rhyolite is the most favorable rock type for gas accumulation, while andesitoid is the main part for gas accumulation. ③ Natural gas is mainly enriched in areas of crater facies, next, in areas of volcanic slope facies. ④ The Shandongtun structural belt is the main area for natural gas accumulation, and the gas reservoirs can be divided into three accumulation areas through wells from the north to the south, i.e. Well X12, Wells X14-X13-X18 and Well X4. ⑤ Four kinds of gas accumulation models were summarized, including reversed anticline–stratigraphy accumulation model, fault block accumulation model, lithology–fault block accumulation model, and fault block–reversed anticline–stratigraphy accumulation model. Fault block accumulation model and lithology–fault block accumulation model are the main types. ⑥ Gas accumulation in the Wangfu fault depression is controlled by fault, stratigraphy and volcanic edifice together.

Songliao Basin; Wangfu fault depression; Late Jurassic; Volcanic rock gas reservoir; Reservoir-forming model; Gas enrichment pattern

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.006

国家自然科学基金项目（编号：40972074）、国家青年科学基金项目（编号：41402087）。

蒋飞，1989年生，博士研究生；主要从事油气地质勘探方面的研究工作。地址：（130061）吉林省长春市朝阳区建设街2199号。ORCID: 0000-0003-1095-1793。E-mail: jiangfei89@foxmail.com

程日辉，1963年生，教授，博士生导师；主要从事沉积学和石油地质学的科研与教学工作。地址：（130061）吉林省长春市朝阳区建设街2199号。ORCID: 0000-0002-6680-4963。E-mail: chengrh@jlu.edu.cn