松辽盆地南部浅层气成因类型及有利目标区

2020-06-24王建强

石油地质与工程 2020年3期

王建强

（1.中国地质调查局青岛海洋地质研究所，山东青岛 266071； 2.青岛海洋科学与技术国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东青岛 266071）

浅层气是地层中埋藏深度相对较浅的一种天然气，较易在浅层沉积物中富集并且成藏，但是也易于散失。国内学者对于浅层气的定义和分类做过详细的研究[1–3]，浅层气主要含两层含义：一是天然气赋存在主力含油层系之上；二是埋藏深度浅，一般把埋藏深度小于1 500.00 m 的气藏称为浅层气。全球范围内浅层气分布广泛。其中，我国境内的沉积盆地中资源量大，如柴达木盆地、松辽盆地、四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等。松辽盆地作为中国最重要的含油气盆地，随着勘探程度的加深，已形成了以中浅层找油、深层找气为主的二元格局。长期以来，对埋藏较深的天然气比较重视，对浅层气忽略而造成大量资源浪费。

近年来，对于浅层气的关注度逐渐加大，但是主要集中在盆地北部大庆长垣，并且在大庆长垣南部见多口工业气流井。目前，松辽盆地南部已被证实存在多个浅层气产区，对于盆地南部浅层气成因类型、圈闭类型等方面已有研究，景成杰等利用浅层气组分和碳同位素特征分析了松辽盆地红岗地区浅层气成因类型[4]；胡望水等分析研究了松辽盆地南部浅层气藏圈闭类型和特征，认为圈闭主要形成于坳陷–反转时期，发现了4 种类型的构造圈闭[5–7]；孙浩等利用松辽盆地伏龙泉地区天然气样品，分析该地区地球化学特征和天然气成因类型[8]。因此，在总结前人研究的基础上，利用最新研究成果，系统地阐述松辽盆地南部浅层气成因类型及其分布规律，表明其成因机制，并对研究区浅层气成藏规律进行探讨，为盆地浅层气进一步勘探提供依据。

1 地质概况

松辽盆地位于中国东北部，是世界上油气资源丰富且主要以中新生代为主的陆相含油气盆地，是古生代基底之上发育的具有断坳双重结构克拉通裂谷盆地，欧亚板块与太平洋板块碰撞，形成了大规模断陷盆地群，呈北东向及近南北向展布，早白垩世晚期盆地进入坳陷阶段，形成巨厚的碎屑岩沉积，盆地经历青山口组和嫩江组两次大规模的湖泛期，发育了两套区域性烃源岩，到晚白垩晚期盆地抬升进入萎缩阶段，代表盆地发展的一个旋回结束。

松辽盆地南部由中央坳陷区、西部斜坡区、东南隆起区、西南隆起区4 个一级构造单元组成，其基底之上主要发育的区域地层为上侏罗统、白垩系、古近系、新近系和第四系，自下而上为上侏罗统火石岭组（J3hs）；下白垩统沙河子组（K1sh）、营城组（K1yc）、登娄库组（K1d）、泉头组（K1q）；上白垩统青山口组（K2qn）、姚家组（K2y）、嫩江组（K2n）、四方台组（K2s）和明水组（K2m）；以及新近系（Q）沉积地层。白垩纪–新近纪沉积的各种湖相碎屑岩是其主要的含油层系，自下而上可以划分为杨大成子油层、扶余油层、高台子油层、葡萄花油层、萨尔图油层、黑帝庙油层及明水油层。本次研究目的层深度为小于1 300.00 m 的浅层地层，主要包括下白垩统泉头组、登娄库组及其以上地层（图1）。

2 浅层气成因类型

目前，松辽盆地南部的布海和小合隆是两个主要的浅层气产区，并已经在海坨子、红岗、大安、新立、木头、前郭、大老爷、双坨子、农安等地区发现多口工业气流井，表明松辽盆地南部浅层气资源丰富、分布广泛。纵向上，松辽盆地南部主要存在3 个组合的油气聚集带即上部组合、中部组合及下部组合。在以上基础上认为，松辽盆地南部浅层天然气存在平面成带、纵向分层的分布规律，平面上主要集中在中央坳陷区红岗阶地、扶新隆起带、华子井阶地，东南隆起区登娄库背斜带以及德惠凹陷。

松辽盆地南部浅层天然气组成成分在不同构造及不同组合中具有很大的差异（表2），烃类气体含量较高，甲烷含量为69.25%～95.32%，重烃含量为1.60%～11.55%，干燥系数为0.87～0.99，以干气为主，非烃气体主要为N2和CO2，含量都较低。

天然气碳同位素是评价天然气成熟度和类型的重要参考指标。根据碳同位素是否发生倒转，可以推测其成因类型，正碳序列为有机成因烷烃气，倒转序列为无机成因烷烃气。研究区天然气甲烷碳同位素系列主要为正碳系列，表明天然气主要为有机成因类型。另外，甲烷碳同位素随热演化程度增加逐渐变重，因此可依据甲烷碳同位素推测成熟度。乙烷碳同位素具有良好的母质继承性，受成熟度影响较小，主要与烃源岩母质类型有关，通常认为δ13C2值小于-28.8‰为油型气，δ13C2值大于-28.8‰为煤型气。

研究区乙烷碳同位素分布特征显示，德惠凹陷乙烷碳同位素δ13C2值为-27.85‰～-21.26‰，其大于-28.8‰，推测为煤型气；红岗阶地、扶新隆起带及华子井阶地乙烷碳同位素δ13C2值小于-28.8‰，推测为油型气（表1）。根据油型气或煤型气成熟度回归方程计算结果显示，研究区内成熟度（Ro）较低，基本上都小于0.5%，表明天然气主要是一种未熟–低熟、生物和热力相互作用的有机成因的低温混合烷烃气。

图1 松辽盆地南部地层柱状图

表1 松辽盆地南部浅层天然气成分及同位素特征

由于研究区内天然气成因类型复杂，为了进一步区分其类型，利用C1/C1+–δ13C1分类图版加以区别。由图2 可知，天然气主要以生物气为主，典型生物气主要存在于红岗阶地（大安、红岗）和扶新隆起带上（前郭、新立–新北），C1/C1+一般大于0.98，甲烷碳同位素一般小于–50‰。成熟度较低的热成因气（一般为油伴生气）主要存在于扶新隆起带（木头）和东南隆起区的德惠凹陷（农安），C1/C1+一般大于0.96，甲烷碳同位素在–42.0‰～–50.0‰。成熟度较高的热成因气位于东南部德惠凹陷，C1/C1+一般大于0.96，甲烷碳同位素一般大于–42.0‰。

图2 天然气成因类型分类

3 浅层气主控因素

由于含油气盆地在形成时受构造作用及沉积环境变换等因素影响，盆地演化的不同阶段控制油气生成到聚集成藏的整个过程。从松辽盆地南部浅层天然气聚集条件来看，气藏埋藏浅，早期形成的岩性、构造等圈闭，断层的封堵性以及盖层条件、烃源岩的生排烃能力都影响控制着浅层气的聚集[9–14]。

3.1 浅层气气源

在陆相沉积盆地中，油气分布主要受生烃凹陷控制，并且会在储集物性条件好的有利区带内聚集成藏。因此，烃源岩是天然气成藏的物质基础和前提条件，其类型、有机质丰度及有效烃源岩分布是影响不同成因类型的浅层气成藏的关键因素[14]。松辽盆地南部的中央坳陷区和东南隆起区有大量的浅层天然气产出，存在浅部、中部和深部三套烃源岩。

3.1.1 浅部烃源岩

浅部烃源岩成熟度较低，主要分布在明水组一段、嫩江组四段、嫩江组五段沉积时期。嫩江组四段、嫩江组五段沉积相主要为三角洲相及半深湖相，沉积中心位于大安、海坨子、让字井一带，沉积的暗色泥岩厚度为100.00～250.00 m。明水组沉积时期，沉积范围主要分布在中央坳陷及西部，向东逐渐尖灭。明水组一段地层主要沉积在中央坳陷的中西部，以滨浅湖相沉积为主。在红岗和大安地区，以冲积扇、扇三角洲相沉积为主，仅局部发育滨浅湖相。明水组沉积时期，沉积的暗色泥岩约为30.00～70.00 m，大安地区嫩江组一段暗色泥岩厚度60.00～100.00 m，是松辽盆地浅部生物气和低熟气（生物–热催化过渡带气）的主要气源。根据生烃模拟结果，认为生气阶段从沉积开始持续至今。嫩江组现今埋深 3 00.00～2 200.00 m，Ro为0.2%～0.7%，成熟度低，是较好的生物气或低熟气源岩。红岗阶地天然气类型主要为生物气，成熟度较低的浅部烃源岩为其提供气源岩。

3.1.2 中部烃源岩

中部气源岩主要是低成熟演化阶段嫩江组一段、嫩江组二段烃源岩和青山口组暗色泥岩烃源岩。青山口组和嫩江组沉积时期，经历了两次湖盆兴盛期，湖盆内生物繁盛，为油气生成提供了丰富的物质基础。青山口组烃源岩分布范围广，厚度大，青山口一段烃源岩厚度30.00～70.00 m，大安凹陷厚度达80.00～90.00 m。青山口组二段、青山口组三段烃源岩分布有限，主要分布于中央坳陷内，厚度一般为40.00～50.00 m，大安凹陷厚度最大，达250.00～320.00 m。青山口组Ro为0.4%～1.3%。嫩江组有效烃源岩主要分布在古龙–大安凹陷、乾安–长岭凹陷，其中大安、乾安凹陷嫩江组一段厚度达60.00～90.00 m，大安、乾安凹陷嫩江组二段厚度达80.00～180.00 m。嫩江组一段、嫩江组二段演化程度相对较低，Ro为0.8%～0.9%。

综上可以看出，青山口组气源岩热演化程度强于嫩江组气源岩。青山口一段烃源岩主要为华字井阶地提供气源；青山口组一段及嫩江组一段烃源岩为大安凹陷和乾安–长岭凹陷提供气源。

3.1.3 深部烃源岩

深部烃源岩为沙河子组、营城组和登娄库组，主要分布在深部彼此分割的断陷内，为德惠凹陷提供气源。由于周边凸起物源供给充足，形成充填巨厚的砂泥岩沉积（夹有火山岩或煤层沉积）。在这三套烃源岩中，沙河子组和营城组深湖–半深湖相暗色泥岩发育，但不同烃源岩和不同的断陷烃源岩存在差异，沙河子组和营城组烃源岩在德惠和小合隆断陷最好。其中，沙河子组烃源岩有机碳（TOC）含量为2.1%，氯仿沥青“A”为0.14%，生烃潜量为2.4 mg/g。营城组烃源岩TOC 含量为2.0%，氯仿沥青“A”为0.15%，生烃潜量为2.1 mg/g。

3.2 岩性、构造圈闭的形成

松辽盆地南部的浅层天然气纵向上由西向东含气层位变低，即由红岗阶地上部的明水气藏降到德惠凹陷的农安气藏。平面上均分布在阶地与隆起带上，主要形成背斜、岩性、背斜–岩性和断裂–岩性四种类型气藏，但以岩性–构造复合气藏为主要类型（表3）。盆地内主要反转构造在明水组沉积后定型，在空间上限定了天然气的分布格局。构造行迹分析表明，明水组沉积后，在北西向强大挤压应力作用下，扶余Ⅲ号断层成为强烈挤压前进的突破口，自东向西，依次形成扶余Ⅲ号、新立–新北构造、大安–红岗阶地等大型反转构造，变形程度逐渐减弱。构造演化分析认为，红岗阶地浅层天然气藏在明水–古近纪时期形成。而扶新隆起带和华字井阶地上的浅层天然气藏从嫩江组沉积末期开始形成，至明水组沉积期–古近纪时期最终成藏。

表3 松辽盆地南部浅层气藏类型

3.3 断层对天然气成藏的作用

松辽盆地经历了多期构造活动，区内断裂发育。早期形成的断裂系统，由于受到嫩江末和明水末构造运动影响重新活动，成为沟通气源与圈闭的主要通道。另外，形成于基底的大断裂由于受到左旋拉张作用的影响，自泉头组顶向上至嫩江组二段顶均有发育，与褶皱期同期形成的近北东向断裂，是天然气运聚的主要输导体系之一，如长岭凹陷的东岭构造浅层气藏[15]（图3）。

另一类断裂受到嫩江末构造运动的影响，区域盖层部分保存完好，形成的晚期断裂大而多，从地表断穿至基底。该类断层具有沟通气源与天然气散失的双重作用，早期断裂造成天然气散失，晚期断裂起封闭作用。在断层与背斜、断层与岩性复合圈闭的地区形成浅层次生气藏，如德惠凹陷的农安构造、登娄库背斜的伏龙泉构造。

3.4 盖层对成藏的控制作用

图3 东岭构造天然气藏剖面[16]

盖层是形成天然气藏的重要条件之一[17–19]。松辽盆地南部青山口组、嫩江组沉积时期为盆地扩张期，在大安–古龙凹陷、乾安–长岭凹陷，沉积了巨厚的暗色泥岩，生烃强度大，具有物性、烃浓度和超压三种封闭机理。

根据钻井资料统计，青山口组泥岩厚度为300.00～500.00 m，嫩江组泥岩厚度为50.00～650.00 m，姚家组纯泥岩厚度为100.00～180.00 m。由坳陷中心向边缘逐渐变薄，湖相泥岩对三角洲（扇三角洲）前缘亚相砂体形成良好的盖层条件。

另外，对中部组合产气层的直接盖层厚度统计，最薄1.00 m，最厚75.00 m。理论上讲，只需1 cm 厚的压差屏蔽，足以阻止天然气渗漏，构成所谓薄膜封盖，但实际上因岩性的横向变化需要1.00 m 至数米的厚度才能有效地封盖住整个圈闭。对英台、四方坨子等构造中部组合的泥岩测定，突破压力均小于5.00 MPa，一般为2.60～3.70 MPa，中值半径多小于5.0 nm，一般为3.5～5.5 nm。纵向上比较，青山口组泥岩封盖性能好，突破压力为1.4～3.7 MPa，储层孔喉比达111～138，临界气柱高度2.30～41.62 m，其次为姚家组，突破压力为0.59～3.80 MPa，临界气柱0.40～47.50 m，说明中部组合的泥岩具有较强的封闭能力。

4 浅层气有利目标区

松辽盆地主要为陆相湖盆沉积，相对于海相地层而言，沉积相带变化较快，延伸不远。因此，天然气藏的分布受控于生烃源区，浅层有利勘探区优选应以源控区找气为主要勘探目标。根据天然气成藏条件、主控因素等优选出了以下有利目标区（图4）：

（1）德惠凹陷的农安构造和扶新隆起带的伏龙泉构造：这两个构造含天然气的共性是均含油型气、油型气与煤型气的混合天然气，为下部组合产气。气源主要是断陷期的烃源岩，气源岩种类多（腐泥型和腐殖型烃源岩），演化程度为成熟到高成熟，在不同的演化阶段均有烃类气体生成，断裂是气体运移的主要通道。因为本身是气藏，对储集条件要求并不是很高，关键的是青山口组泥岩作为区域盖层，对天然气的封盖非常有利。气藏形成的时间较早，持续时间长。

（2）华字井阶地的双坨子构造：该区带的油气勘探程度较高，主要为油型天然气。该构造带中部组合各含气层均有烃类气体产出。主要气源是松辽盆地烃源岩青山口组地层，气源岩种类为腐泥型（I型）和腐殖腐泥型（II1型），演化程度为成熟，处在生油气阶段。在有机质演化过程中有大量的烃类气体伴生，储层和圈闭距离烃源岩很近，属于自生自储上盖式气藏。嫩江组泥岩作为区域盖层，有利于对天然气的封盖。双坨子构造产气层主要为萨尔图气层。该构造是北东向长期发育的继承性构造，西翼是长岭凹陷油气向华字井阶地运移的必经之路，可以随时捕获来自坳陷新生成的油气，成为天然气聚集的有利地区。

（3）红岗阶地上的大安构造：该构造是明化镇组沉积末期形成的反转构造，以产生物气、产气层位浅（深度小于530.00 m）、产气量小为特征。主要产气层是嫩江组四、五段的黑帝庙气层。由于含气层段埋藏较浅，轻微的构造运动就会对已形成的天然气藏会造成破坏。因此，在该地区寻找浅层生物气，要考虑到气藏的封盖条件，包括盖层的厚度、泥岩的排替压力、断裂与储层的配置关系等控制因素。