宋站凸起营城组火山岩分布特征及气藏分布规律

李笑梅

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

宋站凸起营城组火山岩分布特征及气藏分布规律

李笑梅

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

徐家围子断陷宋站凸起深层天然气剩余资源潜力较大，具备良好的天然气成藏条件，是徐家围子断陷深层未来天然气勘探的重点领域，但其火山岩分布及气藏分布规律不明确。文中在大量统计分析和地质研究的基础上，探讨了营城组火山岩的分布特征以及气藏分布特征和气藏类型。系统分析并总结出了气藏形成、控制因素、分布规律：1）优质烃源岩控制气藏规模及气藏分布范围；2）火山喷发期次顶部良好的储集空间控制气藏富集部位；3）火山岩相带控制气藏分布；4）构造高部位有利于火山岩气藏富集。

火山岩；分布特征；气藏；分布规律;营城组；宋站凸起

0 引言

勘探实践表明，徐家围子断陷深层天然气分布主要受生烃凹陷的控制［1］。徐家围子断陷宋站凸起沙河子组烃源岩厚度大，成熟度高，按20×108m3/km2的生气强度计算，宋站凸起生气量为1.2×1012m3。截至目前，已提交宋站凸起营城组火山岩储层三级储量约占总资源量2%，剩余资源潜力较大。

剖析宋站凸起火山岩气藏分布规律以更有效地指导天然气勘探，是当前天然气地质研究的一项重要任务。为充分发掘宋站凸起火山岩气藏勘探潜力，本文立足火山岩气藏勘探理论，结合大量探井测试数据统计结果，着眼不同岩性、不同层系分析气藏形成的控制因素，同时运用水平井技术，以促进宋站凸起火山岩气藏勘探取得新进展。

1 区域地质概况

宋站凸起位于徐家围子断陷北部，为徐西大断裂和徐东大断裂夹持的二级构造。受徐西大断裂控制，断陷期地层发育火石岭组、沙河子组、营城组地层。宋站凸起沙河子组末期发生强烈的挤压隆升，该凸起于营城组末期定型，营城组沉积以后的多次构造活动使其又有小幅度隆起，西侧由徐西大断裂北段所控制，中部发育较宽缓的宋站鼻状构造，营城组地层构造形态东北高、西南低。营城组可分为4套地层：营一段为一套酸性火山岩，营二段为碎屑岩，营三段以中基性和酸性火山岩互层为主，营四段为以砂砾岩为主的碎屑岩。上覆登娄库组为断坳转换期地层，以砂岩和泥岩沉积为主，为区域盖层。火山岩和碎屑岩纵向多次叠置构成了多套有效的生储盖组合。营城组地层表现为西部断陷沉降中心厚，向东部减薄的斜坡带，是天然气运移的主要方向之一，有利于天然气聚集成藏。

2 宋站凸起火山岩分布特征

2.1 火山岩分布特征

宋站凸起营三段火山岩地层全区均有发育［2-3］，火山岩厚度横向变化较大，整体上为西部厚度大，向侧翼减薄，最大厚度在宋站凸起西部达到810 m；营一段火山岩地层南部厚度最大，北部地层缺失，最大厚度达到780 m，以酸性岩为主，表现为高位喷发，低位充填。

2.2 火山岩纵向可划分为3个喷发期次

根据火山岩岩性、岩相序列、沉积夹层、测井数据、地震相等变化特征［4］，对宋站凸起营城组火山岩喷发期次进行了识别，纵向上可分为2段——营三段和营一段、3个喷发期次——期次Ⅰ—Ⅲ。宋站凸起营三段火山岩由下至上发育期次Ⅱ、期次Ⅲ2个火山喷发期次。期次Ⅱ主要分布在宋站凸起北部，以中基性火山岩为主，低伽马值、中高密度值，地震表现为连续强振幅，低频特征；期次Ⅲ全区均有分布，发育酸性火山岩，中伽马值、中密度值，地震响应为杂乱或比较连续的反射特征，火山岩通常是熔穿期次Ⅱ的中基性岩，火山口附近存在扰动；营一段火山岩为发育期次Ⅲ火山岩，主要分布在宋站凸起南部，以酸性岩为主，火山岩厚度较大，中高伽马值、中低密度值，受多期火山活动熔穿影响，地震响应多具杂乱反射特征（见图1）。

2.3 火山岩岩相分布特征

利用相干体和地震反射特征分析技术，以火山岩喷发模式为指导［5-6］，对火山喷发相带展布进行预测。

受徐西大断裂北段和徐东断裂带控制，宋站凸起营城组火山活动具有西强东弱的特征。西侧火山规模大，火山口数量多，分布范围广，火山厚度大，向东侧减薄。西侧火山岩以火山口、近山火山口多种相带叠合区为主。东部火山岩分布受徐东断裂带控制，火山喷发规模相对较小，以近火山口相分布为主。远火山口及火山沉积相区分布在宋站凸起东侧（见图2）。

图1 宋站凸起连井地震剖面

图2 宋站凸起营城组火山岩岩相预测

酸性火山岩喷发模式决定了火山规模较大，受控陷断裂影响多期喷发、错叠分布，火山口相、火山口-近火山口相物性好。近火山口相厚度较薄、物性较差。

3 火山岩气藏成藏主控因素

3.1 优质烃源岩控制气藏分布

勘探实践表明，深层天然气分布主要受生烃凹陷的控制［7-8］，火山岩气藏获得工业气流的井90%分布在有效烃源岩厚度大于100 m的区域。宋站凸起沙河子组湖相的暗色泥岩、辫状河三角洲平原沼泽相的暗色泥岩及煤层为主要烃源岩，暗色泥岩平均厚度166.3 m，煤层平均厚度41.3 m。烃源岩干酪根类型以Ⅲ型为主，有机质丰度均达到中等—好标准，达到高成熟或过成熟大量生气阶段（见表1）。

表1 宋站凸起沙河子组烃源岩地化分析指标统计

宋站凸起为区域隆起区，具有距烃源区近、烃源供给范围大、烃源条件优越的特点，是天然气运移的指向地区，有利于油气聚集，为勘探有利部位。

3.2 有效储层控制气藏分布

3.2.1 火山岩各喷发期次顶部有利于天然气聚集

钻井揭示，火山喷发间歇期不整合面往往是风化作用剥蚀面，在火山间歇期或构造抬升期易遭受风化淋滤作用形成次生溶孔［9-11］。因而，火山喷发间歇期在风化剥蚀作用下可形成良好的储集空间，在各火山喷发期次顶部都能形成有效的储层。

通过精细期次划分研究，宋站凸起营三段期次Ⅲ火山岩顶部储层厚度较大，为50～200 m，储层物性好，孔隙度在 7%～11%，渗透率在 0.05×10-3～0.50×10-3μm2，在营三段期次Ⅲ顶部不整合面均能形成较好的储集空间；营三段期次Ⅱ以中基性火山岩为主，火山岩储层厚度20～100 m，储层物性较差，孔隙度在4%～12%，渗透率在 0.01×10-3～0.50×10-3μm2，该层在火山喷发末期，中基性岩受风化剥蚀作用较易形成次生孔隙，因而上部储层物性较好；营一段发育期次Ⅲ酸性火山岩，受多期火山活动及熔穿作用影响的区域，原生储层受到破坏，储层物性较差；未受晚期火山喷发熔穿作用影响的储层物性较好，在期次顶部能形成有效的储集空间。因此，火山岩各喷发期次顶部，储层物性好，气柱高度大，有利于天然气聚集（见图3）。

图3 连井气层对比剖面

3.2.2 火山口相带控制气藏分布

火山岩喷发的初期决定储层的孔隙度和渗透率，表现为不同的火山岩相具有不同的储集能力［12-14］，各火山岩相带的岩相组合差异，决定了不同的储集物性。宋站凸起有利的天然气储集体主要发育在火山口相和近火山口相。火山口相以火山碎屑岩和火山熔岩为主，主要发育基质收缩缝和斑晶溶蚀孔，储层物性好。近火山口相以熔岩为主，长期处于构造较高部位，风化淋滤作用相对较强。另外，火山熔岩较易于受到不同程度的改造，受交代及溶蚀作用的程度也较高，有一定储集能力，特别是在裂缝配合下，也可作为好储层。远火山口相多为凝灰质沉积，储层物性差。

宋站凸起火山口相和近火山口相有利于气藏成藏，钻井成功率高，并且已提交多级储量。

3.3 构造高部位有利于火山岩气藏富集

当火山岩体处于继承性发育的构造高点时，储层物性一般都比较好［15］。营城组沉积时期，西太平洋板块由斜向俯冲逐渐转变为正向俯冲，徐家围子断陷处于挤压应力环境，凹陷内地层受到局部挤压作用，形成局部挤压构造高部位。宋站凸起酸性火山喷发模式属于中心式喷发，构造高部位气柱大，构造低部位产水。勘探成果显示发育局部构造、圈闭幅度较大、盖层条件较好的圈闭，能够形成有效圈闭。钻探结果显示，获得工业气流井中，有70%的位于鼻状构造、局部低隆起构造上（见图4）。

图4 宋站凸起连井气藏剖面

3.4 早期、晚期断裂控制作用

3.4.1 早期控陷断裂控制火山岩气藏分布

早期控陷断裂既控制了火山岩的喷发方式，也决定了火山岩体的形态和分布范围。火山岩体与烃源岩和断裂的不同配置关系最终控制了深层火山岩气藏的分布。徐西控陷断裂北段和徐东断裂带控制了沙河子组烃源岩的分布，也决定了该地区火山为中心式和复合式的喷发模式，早期断层作为天然气运移通道易在营城组火山岩中形成气藏，早期断裂对于源储的沟通促进了早期气藏的形成和分布。

3.4.2 晚期断裂控制中、浅部多层系气藏分布

晚期构造运动活跃，形成了密集的继承性断裂带，对早期形成的气藏保存不利，但可以沟通深部烃源岩供给在中浅部成藏。宋站凸起南部营城组虽发育微幅度鼻状构造，但圈闭幅度不够大，保存条件受到破坏，在营城组火山岩内难以形成有效圈闭，含气饱和度差。受继承性断裂影响，早期气藏难以成藏，但可形成多层位含气的特点，相对稳定区可保留原生气藏。在宋站凸起晚期地层中形成的羊草气田，继承性断裂提供运移通道，沟通深部气源供给，浅部天然气成藏。

综合研究结果表明，宋站凸起大体有2种气藏：宋站凸起北部营三段期次Ⅱ中基性火山岩，气层纵向一般不含水，横向分布不受构造圈闭限制，属于岩性气藏；宋站凸起营三段期次Ⅲ酸性火山岩和营一段期次Ⅲ酸性火山岩，储层物性好，气水分布受构造高低控制，气藏具有统一的气水界面，一体一藏，气藏类型为构造-岩性气藏。

4 结论

1）徐西大断裂北段和徐东断裂带控制了宋站凸起营城组火山岩的分布，宋站凸起营城组火山活动具有西强东弱的特征，西部以火山口相为主，东部以火山口-近火山口相为主。

2）下伏沙河子组地层为营城组火山岩气藏提供丰富的气源，构造高部位为天然气运聚有利区；火山喷发各期次顶部为火山喷发间歇期的风化剥蚀面，可形成良好的储集空间，储层物性好，气柱高度大，是宋站凸起主要勘探层系。

3）火山口相和近火山口相有利于气藏成藏，不同喷发期次和构造位置决定气藏类型。凸起北部营三段期次Ⅱ火山岩为岩性气藏，凸起南部营三段期次Ⅲ和营一段期次Ⅲ火山岩为构造-岩性气藏。

4）宋站凸起一类区酸性火山岩储层应采用直井钻探；宋站凸起二类区中基性火山岩储层应采用“先直后平”的部署原则，提高钻探成功率，实现增产增效。

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（编辑 赵旭亚）

Distribution characteristics of volcanic and gas reservoir distribution regularities of Yingcheng Formation in Songzhan local uplift of Xujiaweizi fault-depression

LI Xiaomei
(Research Institute of Exploration and Development,Daqing Oilfield Company Ltd.,PetroChina,Daqing 163712,China)

The gas residual resource in Songzhan local uplift of Xujiaweizi fault-depression shows great potential,which has provided favorable accumulation conditions for gas and serves as the key field of gas exploration in the future of Xujiaweizi fault-depression.However,the distribution characteristics of volcanic and gas reservoir distribution regularities are not clear.Based on plenty of statistical analysis and geological study,the distribution characteristics of volcanic and the distribution characteristics and type of gas reservoir of Yingcheng Formation are explored.The controlling factors and distribution of gas reservoir formation are analyzed systematically.The results show that the distribution range of mature source rocks controls the scale and distribution of gas reservoir;the best reservoir space of volcanic eruption stage controls the enrichment of gas reservoir;volcanic facies belt controls gas reservoir distribution;high position of the structure is favorable for accumulation of volcanic gas reservoirs.

volcanic;distribution characteristics;gas reservoir;distribution regularities;Yingcheng Formation;Songzhan localuplift

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“松北深层天然气富集规律、勘探技术研究与规模增储”（2016E-02-03）

TE122.2+22

A

10.6056/dkyqt201706008

2017-05-01；改回日期：2017-09-10。

李笑梅，女，1982年生，工程师，2008年毕业于大庆石油学院地球科学学院，现主要从事油气藏描述和勘探部署工作。E-mail：lxm819@petrochina.com.cn。

李笑梅.宋站凸起营城组火山岩分布特征及气藏分布规律［J］.断块油气田，2017，24（6）：771-774.

LI Xiaomei.Distribution characteristics of volcanic and gas reservoir distribution regularities of Yingcheng Formation in Songzhan local uplift of Xujiaweizi fault-depression［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：771-774.