松辽盆地梨树断陷白垩系沙河子组陆相页岩气形成条件与勘探突破

张君峰，徐兴友，白静，陈珊，刘卫彬，李耀华

（1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029；2.陆相页岩油全国重点实验室，黑龙江大庆 163002；3.中国地质调查局非常规油气重点实验室，北京 100029）

0 引言

中国页岩气资源潜力丰富，目前海相页岩已经在四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组建成多个千亿方规模的海相页岩大气田，并实现规模化商业开发[1-6]。而广泛存在的陆相页岩，比如松辽盆地白垩系、渤海湾盆地古近系、鄂尔多斯盆地三叠系、准噶尔盆地二叠系和四川盆地侏罗系等，虽然规模巨大，但尚未取得陆相页岩气资源商业性突破[7-10]。相比于海相页岩，陆相页岩具有沉积相变频繁、非均质性强和储集层黏土矿物含量高等鲜明的陆相细粒沉积特征，除此之外，由于陆相页岩形成时代较晚，有机质演化程度不高，有机质孔隙发育程度低，页岩有效储集空间有限，这些因素都导致陆相页岩气勘探开发难度大[4-5,11-14]。目前仅在四川盆地下侏罗统[9-10,14]和鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组[7-8]陆相页岩获得了工业气流。

松辽盆地上白垩统青山口组的页岩油勘探已经获得重要突破，实现了陆相页岩油的商业开发。在松辽盆地下白垩统也发育多套富有机质页岩，已有研究揭示营城组和沙河子组为页岩气有利的富集层位[15-17]。自2012年开始，中国石化东北油气分公司在松辽盆地梨树断陷苏家屯次洼针对营城组页岩气资源进行了探索，6口井测试获得气流，初步证实了营城组页岩气资源潜力[16-17]。但是，针对于分布面积更广、埋藏深度更大、生气潜力更大的沙河子组页岩目前尚未有机构开展陆相页岩油气资源潜力勘查工作。也有学者认为松辽盆地下白垩统火山岩充填较多，页岩有机质类型较差，部分地区发育煤线，以Ⅲ型和Ⅱ2型干酪根为主，页岩气资源潜力不大[18]。因此，松辽盆地下白垩统沙河子组页岩气资源潜力如何、页岩气发育地质特征如何、有利区在哪里、是否具有勘探价值等一系列关键地质问题尚不明确。

为探索松辽盆地下白垩统沙河子组页岩油气资源潜力，中国地质调查局油气资源调查中心针对松辽盆地沙河子组页岩开展了公益性调查，优选梨树断陷沙河子组热演化程度为1.0%～1.5%的页岩实施了吉梨页油 1井参数井的钻探，力争实现沙河子组页岩油气突破。最终，该井在沙河子组钻获连续厚度达51 m的富气页岩。经直井压裂改造和含油气测试，在沙河子组页岩中获得日产7.6×104m3的高产页岩气流，并获得少量凝析油，实现了松辽盆地沙河子组陆相页岩气调查重大突破。本文以吉梨页油 1井的勘探成果为依托，以松辽盆地南部梨树断陷下白垩统沙河子组页岩为重点研究对象，系统分析了沙河子组陆相页岩气形成的地质条件，明确了页岩气的富集主控因素，旨在为松辽盆地及周缘断陷盆地群的下白垩统陆相页岩气勘探工作提供借鉴和参考。

1 区域地质概况

松辽盆地是在海西期褶皱基底上发育形成的以中、新生界为主的断坳复合型盆地，垂向上具有下断上坳的双层地质结构。盆地上部为全盆地统一的坳陷层；下部为相互分隔的断陷群[19-22]，发育规模不等的断陷盆地56个，较为分散，断陷总面积超过8×104km2。受基底断裂的影响，断陷以北北东向展布为主（见图1a），基本可分为西部、中部、东部3个断陷带，中、东部断陷带断陷规模较大，连片发育；西部断陷区断陷发育程度低，断陷规模小，埋藏浅。

盆地在早白垩世断陷期沉积了火石岭组（K1h）、沙河子组（K1sh）、营城组（K1yc）和登娄库组（K1d），其中沙河子组为主力气源岩（见图1b）。沙河子组富有机质页岩在全区断陷均有分布，面积平均占断陷面积的 60%～70%，个别断陷可占 85%以上，总面积超过4.0×104km2，沙河子组页岩是松辽盆地最具潜力的页岩气层系[23-24]。

梨树断陷位于松辽盆地东南隆起区，从晚侏罗世到早白垩世，发育成为西断东超、断坳叠置式“箕”状断陷盆地，断陷受桑树台断裂控制，地层由西部凹陷区向东部斜坡区逐层超覆，向北部斜坡急剧收敛，厚度减薄，断陷面积2 430 km2[25]。梨树断陷是松辽盆地断陷持续时间最长、地层发育最齐全、沉积最厚的断陷（见图 1c）[26-27]。梨树断陷沙河子组页岩地层深度为2 500～4 000 m，相对松辽盆地其他断陷埋藏深度较浅，施工难度相对较低，是松辽盆地沙河子组页岩气调查的首选区。

图1 松辽盆地下白垩统断陷分布（a）、地层发育（b）与构造特征（c）

梨树断陷由中央构造带、东南斜坡带，北部斜坡带、桑树台洼陷、苏家屯洼陷和双龙洼陷等 6个构造单元构成（见图 2）[17]。经历了断陷期、拗陷期和反转期等构造演化时期，其中断陷期又可分为初始断陷期（K1h）、强烈断陷期（K1sh—K1yc）、断拗转化期（K1d）3个阶段。

图2 梨树断陷构造分区图

2 页岩气形成条件

2.1 页岩发育条件及分布特征

沙河子组沉积时期是梨树断陷发育的鼎盛期，该时期盆地快速沉降，半深湖—深湖相分布范围广，是盆地早白垩世的最大水进期。自下而上发育沙河子组一段（简称沙一段）、沙河子组二段下亚段（简称沙二下亚段）、沙河子组二段上亚段（简称沙二上亚段）3套沉积单元。梨树断陷沙河子组沉积时期总体上经历了由湖进到湖退的湖盆充填演化过程。沙一段以半深湖—深湖、滨浅湖沉积为主，半深湖—深湖相主要发育在桑树台深洼地区，其余大部分地区为滨浅湖相沉积。沙二下亚段沉积时期湖盆水体最深，湖盆面积最大，梨树断陷整体以半深湖—深湖沉积为主。沙二上亚段沉积期湖盆面积收缩，水体变浅，南部物源发育，湖盆中心向北进行迁移。吉梨页油 1井钻探揭示暗色泥页岩主要发育在沙二下亚段和沙二上亚段底部，两层的岩性具有明显区别，沙二下亚段为灰黑色富含气的页岩，连续分布厚度达到51 m；沙二上亚段为灰色不含气的泥岩，厚度为36 m（见图3）。通过单井分析、连井地层对比及地震追踪等方法确定了沙二下亚段含气页岩在梨树断陷大部分区域均有分布，连续分布厚度可达10～100 m，预测桑树台深洼区页岩发育厚度更大，可能达200 m（见图4）。沙二下亚段含气页岩顶面埋深在1 400～4 800 m，除桑树台深洼外其他地区多小于3 500 m。

图3 吉梨页油1井沙河子组页岩综合柱状图

图4 梨树断陷沙二下亚段页岩厚度平面分布图

2.2 页岩有机质发育特征与含气性

2.2.1 有机质含量与含气性

沙二下亚段页岩有机质丰度高，有机质类型好，有机质热演化程度适当，是一套富含油气的优质页岩。TOC值为1%～6%，平均为2.5%（见图3），且含有一定量的残留烃，S1值最高可达2.40 mg/g，平均值为0.89 mg/g，生烃潜力（S1+S2）值可达4.79 mg/g。页岩含气性好，页岩岩心入水气泡连续逸出，现场解析总含气量最高可达1.52 m3/t，平均值为1.21 m3/t。测井解释总含气量可达 2.68 m3/t。发育在页岩段之上的泥岩有机质含量普遍较低，TOC值不足0.5%，热解生烃潜力（S1+S2）值小于1.0 mg/g，几乎不含气，岩心浸水无气泡。

2.2.2 有机质类型

本文统计了梨树断陷 131个沙河子组页岩的有机质类型，结果显示Ⅰ型有机质占比5.4%，Ⅱ1型有机质含量最高占比达到 44.6%，Ⅱ2型有机质占比 33.9%，Ⅲ型有机质占比16.1%。吉梨页油1井沙河子组页岩干酪根稳定碳同位素组成和有机显微组分特征分析结果表明，含气页岩和不含气泥岩有机质类型具有显著差异，页岩具有较轻的干酪根碳同位素组成，δ13C1值为-28.4‰～-25.0‰，且镜下分析有机质显微组分发现有机质以低等水生藻类来源的无定型体为主，含量丰富，呈层状，综合判定有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型，含少量Ⅱ2型。而泥岩干酪根碳同位素组成较重，δ13C1大于-24‰，具有典型的Ⅲ型干酪根特征，镜下显微组分以高等植物来源的镜质体组分为主。吉梨页油 1井所产天然气组分同位素数据也表明气来源于Ⅰ、Ⅱ1型有机质，也证实这套富油气的页岩以藻类等原生有机质为主。

2.2.3 有机质演化程度

沙河子组页岩在整个松辽盆地埋藏相对较深，尤其是在盆地北部，如徐家围子断陷等，埋深超过5 000 m，有机质演化程度相对较高。在盆地南部的梨树断陷由于后期的构造抬升较大，沙河子组埋深为1 000～6 000 m，埋深跨度较大，烃源岩热演化程度差异也较大，Ro值为0.6%～3.0%（见图5），如在双龙次洼沙河子组页岩机质演化程度最低，处于成熟阶段，以生油为主，在桑树台深洼区，沙河子组页岩埋藏超过5 000 m，有机质演化程度预计超过3%，处于过成熟阶段，以生干气为主，而吉梨页油1井所处的东南斜坡，沙河子组页岩埋藏深度为3 000～3 240 m，Ro值为1.2%～1.5%，平均为1.3%，属于高成熟演化阶段，产物以湿气和凝析气为主。镜下分析显示页岩中藻类降解形成的矿物沥青基质已无荧光，部分反光下呈亮白色（微粒体），说明已完成生油过程，进入高成熟演化阶段。另外，吉梨页油1井所产天然气甲烷含量为83%，乙烷含量为8.59%，干燥系数约为0.88，属于典型湿气，且在测试过程中还有0.23 m3凝析油产出，原油颜色呈淡黄至黄白色、油体清亮透明。综上，梨树断陷3 000～3 500 m埋深的页岩层段有机质热演化程度处于高成熟阶段，以生湿气为主，超过3 500 m埋深的页岩有机质演化程度处于过成熟阶段，以生干气为主。

图5 梨树断陷沙河子组页岩有机质平面热演化分布规律

2.2.4 有机质富集条件

页岩沉积时期的古环境控制因素主要包括古气候、古水深、古氧化还原和古盐度[28]。本文综合吉梨页油 1井纵向序列古环境指标的变化规律来反映沙二下亚段这套富有机质页岩形成的古环境。研究结果表明，这套页岩相比上覆沙二上亚段泥岩具有相对中等V/Ni值、相对高Fe/Mn值、相对高Sr/Ba值、相对高Al/Ti值和相对高黄铁矿含量5大特征（见图6），而这5项指标恰恰是古水体深度、古气候、古水体盐度、古生产力和古氧化还原条件的关键指标。由此推断沙河子二段这套富有机质页岩是在半干旱古气候环境下形成的一种封闭性沉积水体环境中沉积形成的。松辽盆地晚侏罗世—早白垩世断陷发育期伴随多次火山活动，吉梨页油 1井含气页岩段发现的多套凝灰岩发育层指示沙二下亚段优质页岩沉积时的多期火山活动。火山灰沉积促使水体富营养化自生藻类勃发。火山灰喷出过程中携带大量碳源（CO2、CH4）以及其他营养物质（N、Si、P）和微量金属元素（Fe、Zn、Mn、Ni、V）等，这些物质进入沉积水体，促进了水体生物的繁盛和初级生产力的提高，为有机质的形成创造了有利的物质基础[29]。吉梨页油1井沙河子组含气页岩段Fe/S值和 P元素含量等指示古生产力的指标明显高于其上部凝灰岩不发育的泥岩段，证实了这种认识。黄铁矿和有机硫元素富集指示了良好的还原环境[30]，说明湖盆中火山灰物质的加入不仅促进了有机质的勃发，还为沉积盆地有机质的富集创造了有利的还原环境。吉梨页油 1井沙河子组页岩段黄铁矿含量显著增加，大部分超过 1.2%，最高值可达 5%。在岩心及扫描显微镜下可见大量黄铁矿聚集体呈条带状顺层分布，黄铁矿以球形-椭球形集合体为主。同时，页岩段具有明显高的硫含量，大于0.50%，最高可达1.68%，而在其上部的沙二上亚段泥岩中黄铁矿含量明显降低，基本小于0.5%，且硫含量很低，基本小于0.1%。在页岩段内黄铁矿及硫含量的变化趋势与TOC值的变化具有明显的一致性，即在凝灰岩夹层之上的页岩，硫含量和黄铁矿含量呈现明显增加的趋势。通过U/Th值及U值也证实在页岩段沉积时期水体具有明显的还原性[31-32]，而在上部泥岩沉积期，水体变为偏氧化环境，不利于有机质保存（见图8）。以上分析证实，在页岩沉积时期，水体还原性明显增强，为有机质的保存提供了有利的环境。研究认为这种还原的水体环境受火山作用控制[33]，火山喷发出的大量SO2和H2S等含硫气体，以气溶胶的形式进入到湖盆中，为细菌硫酸盐还原作用（BSR）提供了充足的硫源，增强了水体的还原性，促使湖盆形成还原环境。

图6 吉梨页油1井沙河子组页岩发育段古环境恢复柱状图

另外，咸水环境的碳酸盐岩化作用促进有机质生烃。火山灰物质的加入提高了沉积盆地水体的盐度[34]。Sr/Ba值一般与古盐度正相关，为湖泊水体古盐度判别的有效参数[35]。在沙二下亚段页岩段 Sr/Ba值超过 1（见图 6），指示咸水沉积环境。而在其上部的沙二上亚段泥岩段Sr/Ba值迅速降低，基本都小于0.1，指示淡水沉积环境。本次研究依据大量的镜下及能谱分析发现：在这种环境下，碳酸盐矿物与有机质之间具有特殊的共生关系，碳酸盐晶体与伴生有机质之间可能存在碳元素交换（见图 7），在多孔状有机质中元素能谱扫描出Ca元素异常高值分布区间。这种现象主要受到碳酸盐岩化作用控制，即碳酸盐岩-有机质共生体在碱性地层水环境下，碳酸根具有高敏感性，易诱导原始有机基团的去碳效应，同时发生明显羟基化作用，进而促进含氮有机物和苯基的生成和转化[36-37]。

图7 沙二下亚段页岩碳酸盐矿物和有机质的碳元素交换

2.3 页岩储集条件

2.3.1 岩性特征

沙二下亚段含气页岩具有富钙质矿物的特征，页岩中碳酸盐矿物含量最高可达 48%，平均值为 15%，长石、石英等碎屑矿物含量为 20%～50%，平均含量为34%，黏土矿物含量为24%～60%，平均含量为49%。页岩段发育多套凝灰岩夹层，在吉梨页油 1井厚度为51 m的页岩段可识别出多个凝灰质发育段（见图3），凝灰岩为灰黄色，具有细粒凝灰结构，块状构造，光学显微镜下观察颗粒粒径极细，为火山玻璃质，可见长石晶屑被钙质交代，以及少量的石英晶屑（见图8）。含气页岩段页理发育，在微观镜下具有显著纹层状构造。沙二上亚段不含气泥岩呈厚层块状，页理不发育，坚硬致密，镜下观察主要为泥质，泥质鳞片结构，均匀分布，几乎不含碳酸盐矿物（平均含量小于 1%），黏土矿物含量高，超过50%，不含凝灰岩夹层。

图8 吉梨页油1井沙二下亚段3 143 m井深凝灰岩手标本及光学显微照片

2.3.2 物性特征

依据吉梨页油 1井沙河子组岩心实测数据、核磁共振测井等数据，系统分析了页岩的孔渗特征。结果表明，沙二下亚段页岩段储集层物性整体较好，孔隙度主体为2%～8%，平均值为6.37%，最高可达10.8%，渗透率主要分布在（0.001～0.010）×10-3μm2（见图9）。与页岩相比，沙二上亚段泥岩储集物性明显变差，核磁共振测井分析结果显示，黏土质泥岩的有效孔隙度基本小于1%，核磁共振测井渗透率小于0.001×10-3μm2。

图9 吉梨页油1井沙二下亚段页岩实测孔隙度和渗透率交会图

沙二下亚段页岩具相对较好的孔渗条件，主要原因是页岩中无机孔、有机质孔及页理缝等储集空间发育。无机孔主要存在黏土矿物晶间孔和碳酸盐矿物溶蚀孔两类。黏土矿物晶间孔以微孔、中孔为主，孔隙形态多以绿泥石晶间花瓣状孔和伊利石晶间针状孔为主，普遍小于100 nm，数量最多，是主要的基质孔隙（见图 10a）；碳酸盐矿物溶蚀孔以圆状为主，孔径普遍在100 nm左右，以中孔为主（见图10b）。有机质孔主要发育在无机矿物粒间填充的有机质中，孔径普遍在350 nm左右，最大可达1 μm（见图10c），孔隙连通性较好，这类有机质无固定形态，属于无定形体，为液态烃运移-充注-裂解-固化后的产物，即油后沥青，其内部普遍发育大量残留气孔。页岩段还发育大量页理缝，宽度一般为0.01～0.15 mm（见图10d），也是页岩气主要的储集空间，可分为有机质生烃收缩缝和黏土矿物层间收缩缝两种类型。有机孔、无机孔和页理缝共同组成了页岩气的有效储集空间。

图10 吉梨页油1井沙二下亚段页岩微观孔隙及页理微缝发育特征

基于 CO2、N2吸附实验以及高压压汞实验，获得沙河子组页岩储集层全孔径分布图。根据高压压汞曲线（见图11a），100 nm以上的宏孔，以微裂缝为主，微裂缝宽峰值为5～10 μm。对于100 nm以内的中微孔孔隙，利用二氧化碳和氮气吸附来表征孔体积孔径分布曲线（见图11b），孔径峰值所在位置主要分布在10～50 nm，主要由有机质孔和碳酸盐矿物溶蚀孔提供。对于10 nm以下的微孔，其孔径分布无明显峰值，通常这类微孔绝大部分是由黏土矿物孔提供。

图11 沙二下亚段富气页岩储集层全孔径分布特征

2.3.3 有利储集条件成因分析

页岩地层在埋藏过程中经历了无机和有机成岩作用的共同改造，无机成岩作用主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用，有机成岩作用为有机质的生烃演化，二者相互影响[38]。沙河子组页岩优质储集空间的形成受成岩作用和生烃演化协同控制。

基于沙河子组页岩孔隙发育特征及成因，结合成岩演化序列和有机质生烃演化史综合分析，建立了沙二下亚段页岩优质储集层在生烃、成岩协同作用控制下的演化模式（见图12），共可划分为压实减孔、咸化胶结、有机酸溶蚀、生烃增压、构造抬升泄压成缝 4个阶段。

图12 断陷湖盆页岩储集层成岩-成烃时空耦合演化模式

第1阶段：压实减孔阶段，地层快速沉降，有机质大量沉淀保存，为后期生烃聚集奠定了物质基础，同时，受压实作用影响，原生孔隙迅速减少。

第2阶段：咸化胶结阶段，此时盆地处于稳定沉降拗陷期，水体呈现微咸水环境，地层水性质为碱性，沉积过程中会发生离子分异交换，页岩中的钙离子、镁离子等沿着微裂缝向临近砂质纹层中迁移，发生局部碳酸盐胶结沉淀，形成富钙质、硅质纹层。

第3阶段：有机酸溶蚀及生烃增压阶段，在该阶段页岩埋深增加、地温升至90～140 ℃，有机质达到成熟阶段，开始生烃，此时有机酸开始生成并充注储集层，早期碳酸盐矿物会发生溶蚀，形成了大量溶蚀孔。随着演化程度增加，有机质大量转化，从而产生大量生烃收缩裂缝[39]，同时烃类大量生成，形成异常高压，从而诱导产生大量顺层超压裂缝[40]。在该价段进入中成岩阶段，蒙脱石等黏土矿物向伊利石等转化脱水，沿着层理面形成大量收缩缝。在最大压力梯度和最小破裂路径的联合约束下彼此汇聚、交叉、连接，最终形成一个顺层分布、彼此连通的裂缝网络。

第4阶段：构造抬升泄压成缝阶段，因板块俯冲作用，松辽盆地经历了大规模的隆升剥蚀运动，地层遭受抬升剥蚀，由于上覆地层压力降低，页岩层系超压逐步释放，同时页理缝沿着矿物纹层界面进一步开启，页理缝大量发育。

2.4 页岩气保存条件

2.4.1 顶底板发育条件

断陷湖盆在形成演化过程中，原始沉积层序格架下潜在可容空间变化、沉积物供应、沉积速率等因素控制了湖泊的范围、水体的深浅、岩性的组合以及沉积物展布，进而在纵向上控制着页岩气的生成和保存。一般而言，盆地均衡补偿时期最有利于形成优质烃源岩，盆地过补偿时期有利于形成良好的盖层，两者空间上的相互匹配，有利于页岩气的保存。根据沙河子组岩性组合、测井元素地球化学等资料，对梨树断陷沙河子组层序地层进行了划分。结果表明：沙一段低位域沉积时期，湖盆水位逐渐上涨，沉积物供给率最高，在断陷盆地主控断裂和基底的盆底形态控制下，形成一套近盆地沉积中心的泥岩层作为底板。而页岩沉积于沙二下亚段湖侵体系域发育时期，此时沉积物供给率和可容空间增长速率处于均衡状态，湖盆处于均衡补偿阶段，为优质烃源岩发育的最有利时期，同时湖盆面积达到最大，在整个断陷湖盆范围沉积了厚度大、分布连续的优质页岩。沙二上亚段高位体系域发育时期，水体开始退去，沉积物供给率较高，供给率大于可容空间增长率，湖盆处于过补偿阶段。此时为湖盆面积开始萎缩，有机质繁盛程度降低，生烃能力减小，又因沉积物仍然以黏土矿物等细粒沉积物为主，受后期压实作用影响，储集层的储集空间减小，孔隙度和渗透率极差，孔喉较细，具有较大的排替压力，形成良好的盖层，形成了天然的顶板，封盖于沙二下亚段优质页岩之上，有利于页岩生成的天然气在原位保存。

2.4.2 构造保存条件

梨树断陷这套由沙一段湖盆低位体系域泥岩、沙二下亚段的湖侵体系域富有机质页岩和沙二上亚段高位体系域泥岩所形成的底板+富有机质页岩+顶板的地层格架在区域性广泛存在。由此，沙二下亚段这套富有机质页岩的保存条件核心问题就是在断陷后期的生烃演化过程，构造的断拗转换及后期抬升过程，先存断裂是否强烈活动破坏已有的顶底板封隔条件。

梨树断陷沙河子组发育一系列近北北东向的正断层，断层平面延伸长度一般为 4～7 km，断距一般为15～25 m，纵向延伸距离较短，断层多消失在营城组内部。依据断裂活动演化机制以及变形性质，结合梨树断陷构造演化分析，厘定该类断裂为早期走滑伸展断裂，主要生长活动在断陷期，该类断裂形成于火石岭组沉积期，在沙河子组沉积期活动强烈，至营城组沉积期末构造运动在区域性的左旋走滑背景下，地层局部抬升接受剥蚀，断裂活动明显减弱。在登娄库组沉积时期地层沉降开始摆脱断裂的控制，断陷期的断裂活动进一步减弱；进入拗陷期之后，梨树断陷进入广盆式沉积，这个时期断裂活动基本停止，地震反射显示以超覆和平行接触为主[41-42]。

根据沙河子组页岩生烃演化史及流体包裹体测温确定沙河子页岩主要的生排烃期在登娄库组沉积末期和泉头组沉积时期。因此，断层的活动期是在页岩气主生排烃期之前，且页岩气聚集后断裂不活动，为页岩气原位富集提供了稳定的构造条件。

综上，原始沉积的沙一段低位体系域泥岩和沙二上亚段的高位体系域泥岩，以及稳定的断裂条件，构成了梨树断陷沙二下亚段这套富有机质页岩生烃富集的有利保存和封隔空间。

3 勘探突破

为了查明不同级别陆相页岩气资源规模及其分布，结合松辽盆地沙河子组页岩实际地质特征，采用多因素叠加综合地质评价开展了页岩气有利区优选及资源量评价。在潜在优质页岩分布的基础上，根据热演化程度、埋藏深度和含气量的不同，明确了梨树断陷沙二下亚段页岩气不同级别有利区分布（见图13）。Ⅰ类有利区面积为291 km2，分布在北部斜坡带—中央构造带—南部斜坡带；Ⅱ类有利区面积为233 km2，分布在桑树台次洼和南部斜坡带，Ⅲ类有利区面积为105 km2，分布在桑树台次洼，埋藏深度超过4 500 m，埋藏较深，勘探开发工程难度较大。Ⅰ类页岩气发育区位于秦家屯地区，是梨树断陷页岩气勘探的首选领域。由此在东南斜坡带Ⅰ类页岩气发育区优选了有利目标，实施了吉梨页油1井的钻探。吉梨页油1井于2019年10月9日开钻，12月23日完钻，完钻井深3 254.66 m，完钻层位为沙一段，在沙二下亚段钻遇51 m厚含气页岩。经直井压裂测试，15 mm油嘴获得天然气稳定日产7.6×104m3，实现了松辽盆地沙河子组陆相页岩气勘探重大突破，证实松辽盆地沙河子组具有可观的陆相页岩气资源潜力，也证实陆相页岩气具有实现有效动用的技术可行性。

图13 梨树断陷沙二下亚段页岩气有利区分布图

松辽盆地南部陆相页岩气调查突破有望开辟松辽盆地深部油气勘探的新领域。研究证实这套优质页岩在松辽盆地断陷区广泛分布，在断陷沉积中心，预测优质页岩发育厚度更大。根据吉梨页油 1井的钻探认识，确定梨树断陷沙河子组页岩气富集有利区面积为1 270 km2，页岩含气厚度在50～150 m，页岩含气量为1.5～2.5 m3/t，估算页岩气地质资源潜力为5 558×108m3。综合类比，在松辽盆地长岭、古龙、林甸、徐家围子、德惠、梨树、双城西等7个断陷近14 000 km2有利区面积内可能蕴含着更多潜在的优质陆相页岩气资源。

4 结论

下白垩统沙河子组富有机质页岩发育段是松辽盆地陆相页岩气勘探最有利的层段。该套页岩有机质含量较高，有机质类型以Ⅱ1型为主，有机质热演化程度处于成熟到过成熟阶段。火山灰沉积和咸化湖盆水体环境控制了该套富有机质且富含气的优质页岩的形成，提高了页岩的生气能力。

页岩储集层类型以碳酸盐矿物溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、有机质孔和页理微裂缝为主。有效储集层的孔径峰值主要分布在10～50 nm，主要由有机质孔和碳酸盐矿物溶蚀孔提供。对于50 nm以上的宏孔储集层空间主要由页理微裂缝提供，对于10 nm以下的微孔储存空间主要由黏土矿物孔提供。

原始沉积的沙一段低位域泥岩和沙二上亚段的高位域泥岩，以及在断陷期衰减过程中形成的封闭性断裂，构成了梨树断陷沙二下亚段这套富有机质页岩生烃富集的有利保存和封隔空间。

松辽盆地南部陆相页岩气战略调查实现重大突破，证实了松辽盆地下白垩统存在巨大的陆相页岩气资源潜力，具有广阔的勘探开发前景。通过适当的技术手段可以实现有效动用，未来具有增产可行性。松辽盆地南部陆相页岩气战略调查突破及理论技术创新对中国其他盆地陆相页岩气勘探具有重要的借鉴意义，将有助于推动中国陆相页岩气勘探进程。

致谢：本文在研究撰写过程中受到了中国石化东北油气分公司的大力支持，东北油气分公司的秦都、李瑞磊、刘小红、李海滨等领导专家为本文提供了大量的指导与帮助，在此一并深致谢忱！

符号注释：

GR——自然伽马，API；Rt——电阻率，Ω·m；S1——游离烃含量，mg/g；S2——裂解烃含量，mg/g。