韓志寧，陳云峰，雷 敏，于永利

松南氣田登婁庫—泉頭組天然氣成藏特征分析

韓志寧，陳云峰，雷 敏，于永利

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司西部新區(qū)研究中心，山東東營 257015）

松南氣田位于松遼盆地南部長嶺斷陷中央隆起帶達(dá)爾罕斷凸帶腰英臺深層構(gòu)造高部位。通過分析解剖烴源巖、輸導(dǎo)等，認(rèn)為松南氣田登婁庫—泉頭組天然氣藏具有雙向供烴的特征；達(dá)爾罕斷裂是控制氣藏規(guī)模的主斷裂，它的開啟與封閉直接決定天然氣藏的形成保存及破壞散失。在典型氣藏解剖的基礎(chǔ)上，綜合油氣成藏條件，總結(jié)了成藏規(guī)律：多期生烴，北、西次凹供烴、近距離運移，長期運移指向、聚集，深層儲蓋組合匹配。

天然氣；成藏特征；松南氣田；登婁庫組；泉頭組

目前長嶺地區(qū)已在登婁庫、泉頭組發(fā)現(xiàn)了松南、東嶺、大老爺府、雙坨子、登婁庫、伏龍泉等油氣藏，展示了該層系良好的勘探前景。但由于對研究區(qū)登婁庫—泉頭組天然氣成藏規(guī)律等方面認(rèn)識不清，一直制約著本區(qū)的天然氣勘探。本文對松南氣田登婁庫—泉頭組天然氣藏進行了解剖分析與描述。

松南氣田腰深1井區(qū)位于松遼盆地南部長嶺斷陷中央隆起帶的達(dá)爾罕斷凸帶上，為腰英臺深層構(gòu)造。該構(gòu)造是在基底隆起背景上發(fā)育的斷背斜，走向近南北向，其東、西兩側(cè)分別為長嶺斷凹和查干花斷凹，南部與達(dá)爾罕構(gòu)造相連，北臨大情字井和乾安油田[1]。

1 石油地質(zhì)特征

1.1烴源巖特征

長嶺地區(qū)斷陷期烴源巖主要發(fā)育于火石嶺組、沙河子組、營城組，其次為登婁庫組，巖性主要為暗色泥巖和煤層[2]?；鹗瘞X組烴源巖總體為中等—較好烴源巖，長嶺斷陷南部地區(qū)較發(fā)育。沙河子組烴源巖總體為較好—中等烴源巖，分布范圍集中在查干花次凹、前神子次凹以及長嶺牧場次凹的深凹部位。營城組為中等烴源巖，厚度大，在深凹范圍內(nèi)分布廣。登婁庫組烴源巖為差烴源巖。松南氣田位于前神子井次凹和查干花次凹之間[3-7]。

1.2構(gòu)造特征

腰深1井區(qū)位于斷鼻構(gòu)造背景上，斷鼻帶由達(dá)爾罕斷層控制，該斷層是一條切割基底的斷裂，斷層性質(zhì)為反向正斷層，走向為北北西向，向東傾，傾角20 ～ 40 °，最大斷距約800 m，延伸較長，該斷層在營城組沉積前已經(jīng)形成，沿其發(fā)生了大規(guī)模的火山裂隙式噴發(fā)，后期活動控制了下降盤營城組和登婁庫組的沉積[8]。

由于受達(dá)爾罕斷裂及基底隆起控制，登婁庫組超覆于營城組火山巖體之上，走向近南北向，西南部較低，發(fā)育一些小型正向構(gòu)造。構(gòu)造東部的達(dá)爾罕斷裂為北北西向展布，與深層區(qū)域構(gòu)造走向一致，構(gòu)造內(nèi)次級斷裂多呈南北、北北西或北東向。

1.3儲層特征

腰深1井區(qū)天然氣藏儲層主要為泉一段、登婁庫組砂巖，沉積環(huán)境為河流相的分支河道與河道間。登婁庫組受火山巖的影響，呈現(xiàn)為構(gòu)造高點薄、兩翼厚的特點，砂巖厚度在90 ～ 160 m之間、儲層厚72.2 ～ 40 m。泉頭組一段全區(qū)發(fā)育，總體呈現(xiàn)為中間厚、四周薄的特點，砂巖厚度在150 ～230 m之間、儲層厚76 ～ 33.2 m。泉頭組一段、登婁庫組孔隙度、滲透率高值，主要分布在腰深1—長深1井區(qū)，其次是腰深101井。儲層儲集類型為孔隙型，粒度偏細(xì)，分選好，雜基含量少，以泥質(zhì)為主，屬低孔、低滲—特低滲型儲層。

2 天然氣成藏特征

2.1氣藏特征

（1）登婁庫組氣藏

腰英臺地區(qū)登婁庫組披覆于營城組火山巖之上，地層呈現(xiàn)為構(gòu)造高點薄、兩翼厚的特點，氣層平面上呈錯疊連片狀連續(xù)分布。綜合解釋結(jié)果表明，處于構(gòu)造高部位的腰深1井含氣層均為氣層，共15層36.2 m，處于構(gòu)造較低部位的腰平7井綜合解釋的含氣層均為差氣層，共10層19.7 m，說明登婁庫組氣藏含氣性差異主要受構(gòu)造控制，平面上因儲層物性差異，使各井含氣性也存在差異，研究區(qū)南部的腰深101井含氣井段厚達(dá)70.7 m，工區(qū)北邊的腰深102井含氣井段為57.7 m，而腰深102井所處的構(gòu)造部位高于腰深101井，說明氣藏局部受巖性控制作用。綜合分析認(rèn)為登婁庫組砂巖氣藏為巖性—構(gòu)造氣藏。

（2）泉頭組一段氣藏

泉頭組一段氣藏主要受構(gòu)造控制，地層平面分布較為穩(wěn)定，主要含氣層均發(fā)育在泉一段下部砂泥巖互層段。達(dá)爾罕斷裂為氣藏東側(cè)邊界斷層，構(gòu)造高部位的腰深1井綜合解釋為差氣層，共17層79.12 m，含氣井段達(dá)164 m，處于構(gòu)造較低部位的腰深102井綜合解釋的含氣層均為差氣層，共3層25.3 m，含氣井段為74 m，說明構(gòu)造對氣藏具有一定的控制作用，而腰平4井和腰平7井由于其儲層物性變差，測井解釋砂巖均為致密層，說明氣藏局部也受巖性控制。綜合分析認(rèn)為泉頭組一段氣藏為巖性—構(gòu)造氣藏。

2.2斷裂輸導(dǎo)條件

腰深1井區(qū)發(fā)育多條斷裂，其中位于東側(cè)的達(dá)爾罕斷裂是控制氣藏的主斷裂。該條斷裂在火石嶺組—泉頭組沉積期持續(xù)活動，但不同階段活動強度差異較大，火石嶺組—泉一段為活動強烈期，泉二段—泉三段沉積期活動逐漸減弱，泉四段沉積期基本停止活動[8]。由于查干花次凹烴源巖主生排烴期在青山口組—嫩江組沉積期，故烴源巖主生排烴期期間，該斷裂活動較弱至停止活動。因此該斷層對天然氣是否起到輸導(dǎo)作用取決于斷裂的封堵條件。斷穿登婁庫組—泉一段的斷層泥比率[9,10]（SGR，泥巖涂抹因子）在50%左右，而斷穿泉二段的斷層泥比率一般超過70%（圖1），登婁庫組—泉一段的斷裂以開啟為主，泉二段以封堵為主。因此該斷裂有利于油氣從下伏沙河子組烴源巖向上運移到登婁庫組、泉一段，同時有效阻止油氣進一步向上逸散。

2.3天然氣聚集條件

腰英臺深層構(gòu)造處于長嶺凹陷中央隆起帶東部，北有長嶺牧場斷凹，南有乾安次凹，具有雙向供烴條件，中部斷陷帶營城組及沙河子組、火石嶺組埋深均大于4 000 m，湖相泥巖具有良好的生烴條件，沿深大斷裂向火山巖構(gòu)造供烴[11]。松南氣田位于長嶺斷陷中部隆起帶，是凸起帶的最高部位，有利于天然氣聚集。

松南氣田泉一段（K1q1）和登婁庫組（K1d）主要為層狀砂巖氣藏，上覆泉頭組二段泥巖分布穩(wěn)定，為良好的區(qū)域蓋層。從時間上分析，長嶺斷陷圈閉大多形成于營城組沉積末期～登婁庫組沉積末期，沙河子組、營城組主要烴源巖進入生烴門限的時間一般在登婁庫組沉積末期以后，天然氣運移時間一般在嫩江組沉積末期～明水組沉積末期[12]。因此，圈閉的形成時間與油氣運移時間在時空配置上十分有利。腰英臺地區(qū)長深1井、腰深1井、腰深101等多口井在登婁庫組砂巖、營城組火山巖試獲獲工業(yè)氣流，展示了該區(qū)斷背斜圈閉是天然氣成藏的最有利場所。

2.4成藏期分析

長嶺探區(qū)為登婁庫—泉頭組供烴的源巖是下伏斷陷層的火石嶺組—營城組烴源巖。而火石嶺組—營城組烴源巖進入生烴門限、成烴高峰時期先后有差異，生烴強度高值區(qū)均位于長嶺次凹、查干花次凹以及前神子次凹深部位，形成由不同層系烴源巖組成的生烴凹陷，三個主力次凹的烴源巖往構(gòu)造高部位多源供烴，沿控凹斷裂、次凹斜坡以及不整合面等輸導(dǎo)方式在凹陷周邊的圈閉聚集[13]，由于斷陷層主力生烴期較長，從營城組沉積時期一直延續(xù)到青山口末沉積時期，因而有利于晚期成藏。從圈閉形成期上來看，長嶺探區(qū)斷陷期構(gòu)造活動強烈，斷層發(fā)育，構(gòu)造形態(tài)難以長期保存，泉頭組沉積期開始盆地進入坳陷階段，構(gòu)造活動逐漸減弱，盆地形態(tài)及構(gòu)造特征漸趨穩(wěn)定，有利于圈閉保存，該時期有利于區(qū)內(nèi)油氣聚集保存，是本區(qū)一個重要的成藏期，直到四方臺組沉積末，本區(qū)發(fā)生大規(guī)模構(gòu)造反轉(zhuǎn)，對先期發(fā)育的圈閉和油氣藏進行了調(diào)整改造，形成了次生油氣藏。流體包裹體分析測試結(jié)果[14]也表明長嶺探區(qū)登婁庫組存在兩期成藏作用，分別在青山口組早中期（95 ～ 99 Ma）和新近紀(jì)早期（24 Ma），泉頭組兩期成藏作用分別發(fā)生在嫩江組中期（75 ～79 Ma）和古近紀(jì)早期（35 ～ 44 Ma），兩期成藏作用中，第一期為原生油氣藏形成時期，第二期則是次生油氣藏形成時期。

圖1 達(dá)爾罕斷裂腰深1井段斷層泥比率特征

3 成藏模式

通過對松南氣田油氣成藏條件的研究，可以認(rèn)為該區(qū)油氣成藏主要受烴源巖、圈閉、輸導(dǎo)等控制。松南氣田夾持于前神子次凹與查干花次凹之間，兩次凹發(fā)育較厚的沙河子組優(yōu)質(zhì)烴源巖，同時該區(qū)位于有利的背斜構(gòu)造背景上，該構(gòu)造繼承性發(fā)育，是油氣長期運移的有利指向區(qū)，區(qū)內(nèi)發(fā)育的達(dá)爾罕斷裂及前神子斷裂有效溝通深部沙河子組烴源巖與上部登婁庫—泉頭組儲層，為次凹內(nèi)烴源巖生成的油氣向背斜構(gòu)造提供有利的輸導(dǎo)條件（圖2）。氣藏的形成過程整體上具有“多期生烴、多凹供烴”和“近源聚集、晚期成藏”的特征。

圖2 松南氣田腰深1井區(qū)氣藏成藏模式圖

4 結(jié)論

（1）松南氣田登婁庫組氣藏與泉頭組一段氣藏是兩個相互獨立的天然氣藏。

（2）達(dá)爾罕斷裂的開啟與封閉直接決定著天然氣藏的保存及破壞。

（3）泉頭組沉積期盆地形態(tài)及構(gòu)造特征漸趨穩(wěn)定，既有利于圈閉保存，也有利于區(qū)內(nèi)天然氣聚集，是本區(qū)一個重要的成藏期，但登婁庫組氣藏則存在兩期成藏作用。

（4）成藏特征分析認(rèn)為松南氣田氣藏的形成過程整體上具有“多期生烴、多凹供烴”和“近源聚集、晚期成藏”的特征。

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Analysis of Gas Reservoir Accumulation Characteristics of Denglouku and Quantou Formations in Songnan Gas Field

HAN Zhining, CHEN Yunfeng, LEI Min, YU Yongli

（Research Center of New District in West China,SINOPEC Shengli Oilfield Company,Dongying Shandong257015,China）

The Songnan Gas Field is located in the high position of the Yaoyingtai deep buried structure,which is situated in the Daerhan faulted bump, the central uplift belt in the faulted depression of Changling in Southern Songliao Basin. Through analyzing the characteristics of hydrocarbon source rocks and transportation systems, it is believed that the gas accumulation in Denglouku and Quantou Formation in the Songnan Gas Field is characteried by two-way hydrocarbon supply. The Daerhan fault is the main fault which controlled the scale of the gas reservoirs. The open and close of the Daerhan fault controlled the preservation and destruction of the gas reservoirs. On the basis of analyzing results on gas reservoirs and hydrocarbon accumulation conditions, it is conclued that hydrocarbon accumulation was due to multi-phase of hydrocarbon generation, hydrocarbon supply from northern and western depression, short distance hydrocarbon migration, and excellent matching between reservoirs and seal rocks.

natural gas; reservoir accumulation characteristics; Songnan Gas Field; Denglouku Formation; Quantou Formation

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.03.051

1008-2336（2014）03-0051-04

2013-11-19；改回日期：2014-02-26

韓志寧，男，1985年生，助理工程師，碩士，畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，從事石油地質(zhì)綜合研究工作。

E-mail：water-124@163.com。