松辽盆地中央古隆起带（北部）天然气成藏条件分析及勘探前景

杜金虎

（ 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 ）

松辽盆地中央古隆起带（北部）天然气成藏条件分析及勘探前景

杜金虎

（ 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 ）

松辽盆地中央古隆起带（北部）具备良好的天然气藏形成条件，是该盆地天然气风险勘探的重要领域之一，该领域几十年久攻不克，成藏条件及勘探前景认识不清。综合岩心、录井、测井及三维地震、重力、磁法等资料，在大量统计分析和地质研究的基础上，探讨了中央古隆起带（北部）的天然气成藏条件及勘探方向，提出了4点新认识：①中央古隆起带为一个在冲断褶皱基底上形成的具有潜山性质的隆起带；②中央古隆起带（北部）东侧徐家围子断陷沙河子组烃源岩有机质丰度高、生气强度大，侧向供气能力强；③中央古隆起带（北部）发育花岗岩、变质岩、砾岩及砂岩4种储层类型；④中央古隆起带（北部）发育3种类型圈闭、2套输导体系和3种类型气藏。进而明确了基岩潜山气藏、冲沟岩性气藏的勘探方向，评价优选了I类勘探区10个、II类勘探区6个，为松辽盆地中央古隆起带（北部）深层天然气风险勘探部署提供了科学依据。

披覆；冲沟；基岩潜山；天然气成藏条件；中央古隆起带（北部）；松辽盆地

1 概况

松辽盆地中央古隆起带（北部）（以下简称中央古隆起带）是长期继承性发育的古隆起，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9～34km、南北长110km、面积为2400km2（图1）。除南部局部地区外全三维地震覆盖（约2200km2），中央古隆起带及其周边钻入基岩探井43口，见显示气井14口。研究区纵向上发育多套含油气组合，基岩潜山天然气成藏条件是本次研究的重点。

图1 松辽盆地中央古隆起带T5构造图

中央古隆起带天然气勘探历程大致划分3个阶段。第一阶段：探索阶段（20世纪60—70年代），钻井稀少，地震资料分辨率低，利用重力、磁法和模拟地震研究了基底结构[1-2]，针对构造高点部署了3口探井，但钻入基岩厚度一般小于100m，1978年10月完钻的肇深1井在花岗岩风化壳获得日产11822m3低产气流，证实隆起带基岩具有含气性。第二阶段：兼探阶段（1980—2015年），20世纪80—90年代利用少量钻井和数字地震落实T3、T5局部构造，开展基底岩性预测及成藏条件分析[2-3]，提出了基岩顶面岩性以花岗岩为主，局部发育变质岩，古隆起控制油气聚集等宏观地质认识[3-4]；针对登娄库组兼探基底部署探井20口，在登娄库组提交天然气探明地质储量52.9×108m3、控制地质储量61.3×108m3，1995年5月完钻的汪902井于基底变质岩风化壳获得日产33875m3工业气流。第三阶段：风险勘探阶段（2016年至今），2016年中国石油天然气股份有限公司在吉林油田召开风险勘探研讨会，确定把松辽盆地北部中央古隆起带作为重点勘探领域，研究重点由登娄库组转向基岩潜山，利用研究区三维地震连片资料开展新一轮整体评价研究，重点围绕花岗岩、变质岩优势岩性分布、风化壳厚度及分布预测、基岩内幕地质结构刻画、供烃条件与有利区预测等方面开展深入研究，取得了创新认识，并提出了有利勘探区带及风险钻探目标，优选汪家屯、肇州、昌德3个凸起，首批部署了隆探1井、隆探2井和隆探X3井等3口风险井。

2 风险勘探战略发现

通过开展新一轮的整体研究，深化了中央古隆起带天然气成藏条件的新认识，优选部署了3口风险井，已完钻的隆探1井、隆探2井揭示了基岩风化壳和内幕两套储层，裂缝发育，见到了良好的天然气显示，展示了良好的勘探前景。

隆探1井位于中央古隆起带汪家屯凸起，基岩顶面构造圈闭面积为73km2，于2017年3月2日开钻，5月31日完钻，完钻井深为3785m，钻入基底井段2754～3785m，厚度为1031m。井震标定，储层可以划分为5段：风化壳及内幕Ⅳ岩性为绿帘石绿泥石构造片岩、片岩；内幕Ⅲ岩性为花岗质糜棱岩夹构造角砾岩；内幕Ⅱ岩性为片岩夹变质石英闪长玢岩；内幕Ⅰ岩性为花岗岩和糜棱岩化花岗岩及片岩（图2）。

隆探1井基底以裂缝性储层为主，发育5个裂缝段，裂缝段气测显示较好。解释孔隙度为1.5%～2.8%，裂缝密度为1.1～2.3条/m。基底气测全烃最大为1.24%～4.14%，含气层主要位于风化壳及上部的内幕Ⅳ和内幕Ⅲ，4个集中含气段综合解释差气层56.4m/4层，有效厚度为35.2m；解释可疑气层7m/3层。

图2 隆探1井基底井震标定

隆探2井位于中央古隆起带肇州凸起，构造圈闭

面积为232km2，于2017年4月1日开钻，6月11日完钻，完钻井深为3370m，钻入基底井段2818～3370m，厚度为552m，储层岩性为花岗岩、碎裂花岗岩、糜棱岩化花岗岩。基底储层以裂缝性储层为主，局部发育孔洞性储层，测井孔隙度为1.7%～4.7%，裂缝密度为0.62～4.7条/m。气测全烃为0.3%～7.7%，含气层主要发育在风化壳及内幕层上部，综合解释差气层128.2m/18层，可疑气层20.6m/2层（图3）。基岩分5段进行缝网压裂，共打入压裂液10626m3、支撑剂652.5m3。截至2017年9月4日，隆探2井试气动态日产气23420m3，目前还在排液求产，下一步将继续探索试气方式，提高试气效果。

3 天然气成藏条件分析

3.1 中央古隆起带为一个在冲断褶皱基底上形成的具有潜山性质的隆起带

晚古生代陆间洋壳的俯冲消减、陆间块体的拼贴增生和大陆的对接缝合，形成了松辽盆地基底[5-6]，构造演化经历3个阶段。①早期褶皱基底形成阶段：进入晚二叠世—三叠纪，由于蒙古—鄂霍茨克海槽的关闭，松辽盆地发生了区域性隆起，基底开始韧性褶皱变形，形成了一系列NE—NEE、NW向低角度逆冲断层，同时伴随着大规模岩浆侵入及区域构造运动和热演化形成了区域性的海西期变质岩，最终形成了断裂、岩性复杂的褶皱基底。②中期中央潜山形成阶段：到了早中侏罗世—早白垩世早期，由于伊泽奈奇板块NW向向古亚洲大陆俯冲导致松辽盆地地幔上隆，地壳强烈伸展，研究区东西两侧经历了火石岭组、沙河子组和营城组沉积时期的伸展作用，东侧徐西断裂断距平均约4500m，宋西断裂断距平均约5100m，徐中断裂断距平均约3400m，徐东断裂断距平均约3400m，由于控陷断裂的大规模伸展作用，形成了走向近NW向雁列式分布的大规模徐家围子复式断陷；西侧断裂断距平均约3500m，形成了走向NNE的一系列小断陷组成的古龙断陷群，构成了两侧伸展、中部隆起具有潜山性质的隆起带。③晚期持续深埋阶段：中央古隆起带自中生代以来于登娄库组沉积前一直暴露于地表，其两侧为早白垩世断陷期地层，后被中—晚白垩世登娄库组及以上地层沉积覆盖，中央古隆起带得以持续稳定地埋藏（图4）。

图3 隆探2井基底井震标定

图4 松辽盆地中央古隆起带地质结构图

松辽盆地基底构造特征极为复杂，受多期构造运动影响，断裂类型多样，组合复杂，岩性具有东西分带、南北分块的特点[7-8]。由于松辽盆地早期受SE—NW方向挤压应力影响，形成了6个内幕复杂的凸起带，为气藏的形成奠定了良好的构造背景。分析三维地震资料可知，基底可划分出3种断裂系统：叠瓦状推覆构造低角度逆冲断裂系统、相对稳定的块体高角度断裂系统以及低角度控陷边界断裂系统（图5）。永乐凸起、肇州凸起为稳定的块体，发育走向以NNE、NE、NNW、NW为主的高角度断层，岩性以花岗岩、碎裂花岗岩为主；卫星凸起为稳定的块体，SN向对冲，内部没有推覆体构造变化，发育走向以NNE、NE为主的高角度断裂，岩性以糜棱岩为主；升平凸起以块体为主，发育走向以NNE、NE、NNW为主的高角度断裂，岩性以千枚岩或泥板岩为主；昌德凸起发育SE、NW向叠瓦状推覆构造，由于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，岩性以碎裂花岗岩、千枚岩或泥板岩、片岩为主；汪家屯凸起发育NNE、NE、NW向叠瓦状推覆构造，滑脱面的倾角也比较平缓，岩性以变质砾岩为主；沿着近SN向的徐西断裂发育糜棱岩带。

图5 松辽盆地中央古隆起带基底顶面岩性及断裂系统类型图

3.2 中央古隆起带东侧徐家围子断陷沙河子组烃源岩有机质丰度高、生气强度大，侧向供气能力强

沙河子组发育暗色泥岩和煤层两类烃源岩，根据钻井统计和地震相预测分析，暗色泥岩全区发育，厚度普遍超过200m，最厚达1100m；煤层钻井揭示厚度普遍在10～30m，预测最厚达150m。暗色泥岩有机碳含量为0.22%～5.48%，平均为1.57%，氯仿沥青“A”含量为0.0016%～0.4776%，平均为0.049%，Ro为1.02%～4.16%，平均为2.89%；煤层有机碳含量为9.12%～84.44%，平均为43.66%，氯仿沥青“A”含量为0.0045%～0.48%，平均为0.2307%；干酪根类型以Ⅲ型为主[9-10]。从以上地球化学指标可以看出，烃源岩有机质丰度较高，已达高成熟—过成熟，是非常好的气源岩，安达凹陷沙河子组生气强度为135×108m3/km2、面积为610km2，徐西凹陷沙河子组生气强度为98×108m3/km2、面积为950km2，这两个凹陷沙河子组烃源岩为中央古隆起带提供气源（图6）。目前勘探证实，沙河子组烃源岩为上覆营城组火山岩和自身的致密砂砾岩储层提供了充足气源[9-11]。

图6 中央古隆起带构造图与沙河子组生气强度叠合图

中央古隆起带天然气的气源主要是其东侧徐家围子断陷沙河子组烃源岩[12-13]，从表1可以看出，中央古隆起带基岩天然气甲烷碳同位素分布在-31‰～-23.9‰，紧邻隆起带的徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩吸附气甲烷碳同位素在-30.2‰～-24.8‰，说明中央古隆起带的天然气与沙河子组烃源岩吸附气甲烷碳同位素分布基本一致，证实天然气主要来自徐家围子断陷沙河子组[14-15]。

表1 中央古隆起带基底天然气组分和同位素及烃源岩吸附气同位素特征

新一轮研究详细刻画了徐家围子断陷沙河子组烃源岩与中央古隆起带匹配关系，利用三维地震连片资料逐条主测线解释了沙河子组顶底界向中央古隆起带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，烃源岩与储层距离近，可谓“直接接触”（图7）。中央古隆起带两侧凹陷烃源岩可作为气源，东侧徐家围子断陷生烃凹陷大，生烃强度大，距离近，是主要的烃源岩；西侧古龙断陷生烃中心分散，规模小，可作为次要气源。通过烃源岩与储层匹配关系分析，揭示中央古隆起带东侧沙河子组烃源岩供烃窗范围在750～3200m（图7），供烃窗口大，可为基岩风化壳、内幕和上覆登娄库组提供充足气源。

图7 松辽盆地中央古隆起带东侧沙河子组烃源岩供烃窗口图

3.3 中央古隆起带主要发育4类有效储层

中央古隆起带主要发育4种类型储层，分别是花岗岩储层、变质岩储层、砾岩储层和砂岩储层，其中花岗岩储层和变质岩储层是基岩的主要储层[16]。钻探揭示中央古隆起带汪家屯及其周边地区以千枚岩、片岩等变质岩为主，昌德、肇州以花岗岩和碎裂花岗岩为主，沿徐西断裂为糜棱岩发育带。

3.3.1 花岗岩储层

花岗岩储层主要分布在中南部的昌德、肇州凸起带，岩性主要以花岗岩和碎裂花岗岩为主；电阻率曲线呈锯齿台阶状逐渐升高（图8）；地震剖面上表现为平行于T5反射层，连续、地震空白弱反射的特征（图8）。

图8 松辽盆地中央古隆起带基底风化壳花岗岩测井曲线、地震响应特征图

花岗岩储层孔隙度低，为0.1%～5.5%，一般在1%～2%左右，储层致密，但裂缝比较发育，属于裂缝性储层。从岩心、成像测井来看风化淋滤的裂缝并不明显，多以构造裂缝为主，裂缝呈网状特征，倾向倾角变化大（图9）。储层裂缝发育状况主要取决于岩性及与风化壳的距离两个因素：①与岩性有关，一般花岗岩及经花岗岩改造后形成的岩石脆性大，易于形成裂缝，隆探2井基底岩性以花岗岩为主，裂缝较发育；隆探1井基底岩性以片岩为主，裂缝总体发育较差；②与距基岩顶面距离有关，离基岩顶面风化壳越近，裂缝越发育，含气性越好。距基岩顶面200m以内裂缝发育较多，大于200m裂缝发育相对较差，基本上反映了中央古隆起带基岩风化壳厚度大致在200m左右。由于基底岩石致密，为裂缝性储层，含气性严格受储层发育控制，网状裂缝发育段气测显示较好，特别是隆探2井，风化壳气测异常明显，呈连续块状异常；内幕储层物性变差，裂缝不发育，含气性呈单峰状（图9）。

图9 隆探2井FMI图像及岩石裂缝特征图

3.3.2 变质岩储层

变质岩主要分布在北部汪家屯及其周边地区，地震反射轴呈杂乱、不连续的强反射特征，推测裂缝发育（图10a）。以千枚岩、片岩及构造角砾岩等为主，变质岩的孔隙度较花岗岩低，为0.1%～4.3%，一般在0.1%～1.5%左右，储层物性较差，以裂缝性储层为主，局部发育溶蚀缝洞性储层。隆探1井内幕钻遇构造角砾岩，为靡棱岩化的花岗岩沿断裂形成的构造角砾岩，裂缝、溶蚀孔洞发育（图10b、c）；溶蚀缝洞性储层地震反射杂乱—中等，推测为火山热液侵入作用形成溶蚀缝洞。内幕发育千枚岩、片岩或糜棱岩等致密层，可作为内幕自身储层的局部盖层，推测基岩内幕具备较好的储盖组合。

3.3.3 砾岩储层

基岩顶面受断裂破碎带控制的冲沟中沉积了一套底砾岩储层，也是中央古隆起带登娄库组、营城组的储层之一[17]，测井曲线表现为电阻率高低相间频繁变化特征；地震反射轴表现为杂乱、不连续的强反射，外形呈槽形的沟谷特征（图11）。

中央古隆起带冲沟型砾岩储层的储集空间主要为孔隙和裂缝[14]，岩心观察见裂缝成组出现，相互切割，裂缝线密度主要在10～30条/m，铸体薄片也可见显微裂缝（图12）。物性分析底砾岩孔隙度达4.6%。上覆登二段泥岩分布稳定，可作为冲沟型储层区域盖层；钻井揭示冲沟型储层获低产气流和见到气显示，说明冲沟具备较好的储盖条件。冲沟厚度及分布范围主要受断裂带控制，高角度断裂带冲沟厚度为180～400m，低角度断裂带冲沟厚度为150～500m，主要分布在断裂破碎带的昌德凸起、肇州凸起北部和卫星凸起，面积为72.5km2。

图10 松辽盆地中央古隆起带基岩内幕储层特征图

图11 松辽盆地中央古隆起带基底冲沟测井、地震响应特征（昌102井）

图12 松辽盆地中央古隆起带基底岩石裂缝及溶蚀特征图

3.3.4 砂岩储层

砂岩储层主要是指中央古隆起带基岩上覆的登娄库组砂岩[18]。登娄库组沉积时发育河流—滨浅湖相沉积，储层主要为河道砂体。登二段、登三段砂岩厚度在大部分地区超过40m，汪家屯、昌德和肇州地区可达60～80m，砂岩储层孔隙度一般在5%～10%；登二段、登三段泥岩分布比较稳定，厚度一般在80～200m，登娄库组自身砂泥岩间互，可形成有利的储盖组合（图13）。已在汪家屯、昌德地区多口井获得工业气流，并提交天然气探明、控制地质储量，说明上覆登娄库组砂岩具备良好的储盖组合。

图13 松辽盆地古中央隆起带肇深3井—汪902井连井剖面图

3.4 中央古隆起带主要发育3种类型圈闭、2套输导体系和3种类型气藏

徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩主生气期为泉头组沉积时期（105Ma），煤层主生气期为青山口组沉积时期（90Ma）[10]；隆起带基底自晚古生代开始在区域构造挤压应力作用下陆块拼贴形成的长期继承性古隆起，直到登娄库组沉积时（108Ma）才开始被碎屑岩沉积覆盖，期间经历多期构造运动改造和长期的风化剥蚀，中央古隆起带发育披覆岩性—构造圈闭、冲沟型底砾岩岩性圈闭及基岩潜山构造圈闭[19]；发育花岗岩、变质岩、砾岩和砂岩4类储层；上覆的登娄库组泥岩为区域盖层（图13），基岩内幕致密层为局部盖层。在侧向沙河子组烃源岩充足供烃的条件下，天然气沿徐西断裂、不整合面及基岩内幕断裂、裂缝带两套输导体系向上运移，沿断裂、不整合面进入披覆型碎屑岩、冲沟底砾岩储层中聚集成藏，形成披覆岩性—构造气藏、冲沟砾岩岩性气藏；沿内幕断裂、裂缝带进入基岩风化壳和基岩潜山内幕聚集成藏，形成潜山气藏，共发育3种类型气藏（图14）。

3.4.1 潜山气藏

基岩潜山气藏可细分为风化壳岩性—构造气藏和潜山内幕气藏两种类型。

风化壳岩性—构造气藏：徐家围子断陷沙河子组烃源岩生成的油气，沿断层面垂向运移或沿不整合面侧向运移至基岩风化壳裂缝性或溶蚀缝洞性储层中，上覆地层登娄库组泥岩作为区域盖层，易形成岩性—构造气藏，如芳深3井、昌401井气藏（图14a）。

潜山内幕气藏：徐家围子断陷沙河子组烃源岩生成的油气，沿基岩内幕断裂、裂缝带进入基岩内幕圈闭，刚性岩石裂缝发育成为储层，塑性岩石裂缝不发育而成为盖层，从而在潜山内幕形成储盖组合，聚集成藏，以隆探1井为典型代表（图14b）。

3.4.2 冲沟砾岩岩性气藏

基岩顶面受断裂破碎带控制，在不整合面上形成了一系列冲沟，沉积了一套河道砂体砾岩储层，储层物性相对较好，沙河子组烃源岩气源充足，沿断裂、不整合面运移到砾岩岩性圈闭中，而上覆登二段泥岩分布稳定可作为区域盖层，构成了良好的储盖组合，易于形成砾岩岩性气藏（图14）。

3.4.3 披覆岩性—构造气藏

在中央古隆起带基岩上覆的登娄库组发育河流—滨浅湖相沉积体系，储层物性较好，孔隙度一般在5%～10%，沙河子组烃源岩生成的油气沿断裂运移到岩性—构造圈闭中，上覆地层登娄库组二、三段泥岩厚度分布比较稳定，可作为有效盖层，储盖组合配置优越，受构造和岩性控制，可形成披覆岩性—构造气藏。该类气藏主要分布在汪家屯和昌德地区，已提交规模储量。

4 勘探方向

中央古隆起带基岩气藏的分布主要受古构造背景、徐家围子烃源岩供烃窗口大小、储层物性好坏、地层不整合面以及构造等因素的控制，成藏条件优越，勘探潜力较大。有利区带的选择，主要遵循以下原则：①位于主力烃源岩边缘，烃源岩供烃窗口大、气源充足；②优势储层发育区带，花岗岩储层、变质岩储层物性相对较好；③寻找继承性稳定古隆起带，圈闭发育，同时兼顾烃源岩的位置及断裂与砂体的配置关系；④断裂及裂缝发育区带，气藏相对富集[20-21]。根据以上的综合分析与选区原则，在中央古隆起带评价优选了I类勘探区10个、II类勘探区6个，明确了3类气藏的分布及勘探方向（图15）。

潜山气藏：风化壳岩性—构造气藏主要分布在汪家屯、卫星、昌德和肇州等地区，通过精细构造解释和风化壳预测，共预测10个有利区（图15），其中汪家屯发育1个有利区，面积为160km2，资源量为410×108m3；卫星发育1个有利区，面积为87km2，资源量为40×108m3；昌德发育6个有利区，面积为489km2，资源量为700×108m3；肇州发育2个有利区，面积为261km2，资源量为950×108m3。同时根据有利区面积、资源潜力大小及与气源匹配关系，指出近源型的汪家屯A区、昌德2区、3区、5区和C区及肇州D区是今后的勘探重点；而远源型的卫星1区、昌德4区和B区、肇州6区是储备领域。而潜山内幕气藏主要发育在汪家屯、昌德构造复杂带和肇州凸起北部的断裂带，该类型气藏主要勘探方向是沿内幕断裂复杂带寻找构造角砾岩及裂缝发育区。

披覆岩性—构造气藏：主要是披覆在中央古隆起带上的登娄库组构造圈闭，经过40多年勘探已在汪家屯和昌德地区提交天然气探明、控制地质储量，目前该类储层勘探程度高，下一步作为兼探目的层进行勘探。

冲沟砾岩岩性气藏：主要分布在昌德、肇州和卫星地区，应用井震对比及地震属性特征分析共识别6个冲沟（图15），其中昌德发育3个冲沟，面积为39.1km2，资源量为48×108m3；肇州发育3个冲沟，面积为33.4km2，资源量为41.7×108m3。同时根据有利区面积、资源潜大小及与气源匹配关系，指出近源型的昌德e区、f区和肇州a区、c区是今后的主力勘探方向；而远源型肇州b区和昌德d区是今后的探索领域。

图14 松辽盆地中央古隆起带天然气成藏模式图（a）昌德凸起；（b）汪家屯凸起；①披覆岩性—构造气藏；②冲沟砾岩岩性气藏；③风化壳岩性—构造气藏；④潜山内幕气藏

依据具有大构造背景、临近富烃凹陷和断裂、储层发育、具有良好保存条件等原则，综合评价松辽盆地中央古隆起带I类探区10个，分别是汪家屯A区，昌德2区、3区、5区、C区、e区和f区，肇州a区、c区和D区；II类勘探区6个，分别是卫星1区，昌德4区、B区和d区，肇州b区和6区（表2）。

图15 松辽盆地中央古隆起带有利区分布图

5 结论与建议

5.1 结论

(1）松辽盆地中央古隆起带成藏的四大有利石油地质条件为：①中央古隆起带东侧徐家围子断陷沙河子组烃源岩有机质丰度高、生气强度大，侧向供气能力强，充足气源；②发育花岗岩、变质岩、砾岩及砂岩等4类储层；③发育登二段的区域盖层和内幕致密层的局部盖层；④继承性稳定古隆起为天然气有利指向区。

(2）松辽盆地中央古隆起带发育披覆岩性—构造气藏、冲沟砾岩岩性气藏、潜山气藏（可细分为风化壳岩性—构造气藏和潜山内幕气藏）3种类型气藏。

(3）评价优选了I类勘探区10个、II类勘探区6个，明确了松辽盆地中央古隆起带3类气藏的分布及勘探方向。

5.2 建议

(1）中央古隆起带基底构造演化经历早期逆冲挤压、晚期伸展拉张，断裂类型不同、断裂组合平面上分割性明显，因此应进一步研究该区晚期正断层形成时期、应力机制，明确断裂展布特征，搞清断层对储层、成藏和保存作用的影响。

(2）中央古隆起带基底发育花岗岩、变质岩、砾岩及砂岩等4种类型储层，这4类储层在地震剖面上有明显区别，需加强花岗岩、变质岩、砾岩储层预测，明确各类储层分布特征，进一步研究储层四性关系、天然气气藏分布规律。

(3）针对中央古隆起带基底特殊岩性，完善地质—工程一体化配套技术。地震方面：攻关地震处理与解释技术、储层预测技术；测井方面：攻关特殊岩性测井评价技术，开展四性关系研究，建立配套解释图版，形成常规测井技术系列；钻井方面：攻关钻井提速技术，研发定制取样钻头及钻井液配备；储层改造方面：攻关特殊岩性储层压裂改造技术。

表2 松辽盆地中央古隆起带有利勘探区综合评价表

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Analysis of natural gas accumulation conditions and exploration perspective in the central paleo-uplift belt (north), Songliao Basin

Du Jinhu
( PetroChina Exploration and Production Company )

The central paleo-uplift belt (north) of the Songliao Basin, as one major region of risk exploration of natural gas, has favorable conditions for natural gas accumulation. However, no breakthrough has been made in this region for decades, and the hydrocarbon accumulation conditions and exploration perspective have not been thoroughly studied. This paper analyzes natural gas accumulation conditions and exploration targets in the central paleo-uplift belt (north) using core, mud logging, well logging, 3D seismic, gravity and magnetic data as well as a great deal of statistics, analysis and geology studies, and proposes new four cognitions: (1) the central paleo-uplift belt has features of buried hill and was formed on the thrust folded base; (2) the source rock has a high organic matter abundance, huge gas generating potentials and strong lateral gas supplies in the Shahezi Formation of the Xujiaweizi rift in the east of the central paleo-uplift belt (north); (3) the central paleo-uplift belt (north)contains four types of reservoirs: granite, metamorphite, conglomerate and sandstone; (4) the central paleo-uplift belt (north)contains three types of traps, two sets of conductive systems and three types of gas pools. Based on the results, the exploration targets of the basement buried hill gas pools and the gully lithologic gas pools have been selected, 10 class I and 6 class II exploration regions have been evaluated and optimized. This provides the scientific base for risk exploration of deep gas reservoirs in the central paleo-uplift belt (north), the Songliao Basin.

drape, gully, basement buried hill, natural gas accumulation condition, central paleo-uplift belt (north), Songliao Basin

TE122.1

A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.05.001

中国石油天然气股份有限公司重大专项“大庆油气持续有效发展关键技术研究与应用”（2016E-02）。

杜金虎（1958-），男，陕西合阳人，1983年毕业于成都地质学院石油地质专业，教授级高级工程师，现主要从事石油地质勘探方面的研究和管理工作。地址：北京市东城区东直门大街9号B座中国石油勘探与生产分公司，邮政编码：100007。E-mail：dujinhu@petrochina.com.cn

2017-08-11；修改日期：2017-09-05