劉明潔，劉震，伍耀文，朱文奇，王鵬（. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 60500；. 中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 049；. 中國石油東方地球物理公司研究院長慶分院，西安 700）

松遼盆地長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程差異

劉明潔1，劉震2，伍耀文2，朱文奇2，王鵬3
（1. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；2. 中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3. 中國石油東方地球物理公司研究院長慶分院，西安 710021）

以松遼盆地長嶺斷陷下白堊統(tǒng)登婁庫組致密砂巖氣為研究對象，基于致密砂巖氣基本特征，對中央深凹帶、東部斜坡帶和東部構(gòu)造帶典型致密砂巖氣地層埋藏史、烴源巖熱演化及生烴史、成藏期次和儲集層孔隙度演化史 4個(gè)方面進(jìn)行精細(xì)動態(tài)解剖，明確了長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程及差異，并探討了不同次級構(gòu)造帶源儲耦合關(guān)系，進(jìn)而指出有利勘探區(qū)帶。長嶺斷陷東部構(gòu)造帶烴源巖質(zhì)量和儲集層物性最好，且登婁庫組致密砂巖成藏時(shí)間最早，表現(xiàn)為一期成藏，成藏時(shí)儲集層未致密；東部斜坡帶成藏時(shí)間較晚，表現(xiàn)為一期成藏且具有兩次充注峰期，第1次充注峰期時(shí)儲集層未致密，第2次充注峰期時(shí)儲集層已致密；中央深凹帶成藏時(shí)間最晚，表現(xiàn)為一期成藏，成藏時(shí)儲集層已致密。研究表明東部構(gòu)造帶源儲耦合關(guān)系最好，是該區(qū)致密砂巖氣最有利勘探區(qū)帶。圖7表1參26

次級構(gòu)造帶；致密砂巖氣；形成過程；下白堊統(tǒng)登婁庫組；長嶺斷陷；松遼盆地

引用：劉明潔, 劉震, 伍耀文, 等. 松遼盆地長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程差異[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(2): 235-242.

LIU Mingjie, LIU Zhen, WU Yaowen, et al. Differences in formation process of tight sandstone gas reservoirs in different substructures in Changling Fault Depression, Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(2): 235-242.

0 引言

前人對中國致密砂巖氣的研究主要是集中在西部的塔里木盆地、吐哈盆地和中部的鄂爾多斯盆地、四川盆地[1-7]，而對東部的斷陷型盆地研究較少[8-9]，同時(shí)有限的研究多是從盆地整體的角度宏觀分析，缺少對盆地內(nèi)部不同次級構(gòu)造帶差異性的探討。斷陷型盆地內(nèi)部由于具有構(gòu)造差異較大的特點(diǎn)，砂巖沉積與成巖作用受盆地內(nèi)部次級構(gòu)造帶的控制作用明顯，導(dǎo)致不同的次級構(gòu)造帶致密砂巖氣“成藏”表現(xiàn)出不同的特征。因此，明確不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程及差異性，對斷陷型盆地致密砂巖氣的勘探具有非常重要的理論與現(xiàn)實(shí)意義。本次選取松遼盆地南部長嶺斷陷下白堊統(tǒng)登婁庫組為研究對象，基于致密砂巖氣基本特征，采用動態(tài)成藏分析的方法，對長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶典型致密砂巖氣進(jìn)行動態(tài)精細(xì)解剖，綜合分析致密砂巖氣的成藏過程及其差異性，為長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖氣的勘探提供參考，并進(jìn)一步為斷陷型盆地致密砂巖氣的勘探開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

長嶺斷陷位于松遼盆地中央坳陷區(qū)南部，整體呈北北東向展布，面積約 8 500 km2，整體上可劃分為西部斷階帶、中央深凹帶、東部斜坡帶和東部構(gòu)造帶 4個(gè)次級構(gòu)造帶[10-11]，已發(fā)現(xiàn)的致密氣主要有中央深凹帶的長嶺Ⅰ號致密氣、東部斜坡帶的大老爺府致密氣和雙坨子致密氣以及東部構(gòu)造帶伏龍泉致密氣等（見圖1）。

長嶺斷陷主要充填中新生代地層，由老到新依次發(fā)育下白堊統(tǒng)火石嶺組（K1h）、沙河子組（K1sh）、營城組（K1y）、登婁庫組（K1d）和泉頭組（K1q），上白堊統(tǒng)青山口組（K2qn）、姚家組（K2y）、嫩江組（K2n）、四方臺組（K2s）和明水組（K2m），新近系大安組（Nd）、泰康組（Nt）和第四系（Q）。其中侏羅紀(jì)至早白堊世登婁庫組沉積期為盆地的裂陷期，泉頭組至嫩江組沉積期為盆地的拗陷階段，嫩江組沉積期之后盆地整體抬升進(jìn)入萎縮階段[12]。在登婁庫組沉積時(shí)期，主要發(fā)育辮狀河、辮狀河三角洲、湖泊和沖積扇、扇三角洲、湖泊沉積體系[13]，砂巖以長石質(zhì)巖屑砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖和巖屑砂巖為主[14]，孔隙度主要分布在 2%～7%，滲透率多小于0.1×10-3μm2[15]，下伏的沙河子組和營城組發(fā)育半深湖—深湖相暗色泥巖沉積，為研究區(qū)白堊系主要的烴源巖[16]。

圖1 長嶺斷陷位置、構(gòu)造分區(qū)及致密砂巖氣分布圖

2 致密砂巖氣基本特征

本次選取中央深凹帶長嶺Ⅰ號致密氣、東部斜坡帶雙坨子致密氣和東部構(gòu)造帶伏龍泉致密氣，結(jié)合過不同次級構(gòu)造帶典型致密氣剖面，分析不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣基本特征。

2.1 中央深凹帶長嶺Ⅰ號致密氣基本特征

長嶺Ⅰ號致密氣為“下生上儲上蓋”式組合，沙河子組烴源巖TOC值主要為0.4%～2.0%，營城組烴源巖TOC值普遍小于0.6%；登婁庫組儲集層主要為辮狀河河道砂體，孔隙度主要為3.0%～5.5%，滲透率主要為（0.01～0.04）×10-3μm2；泉頭組巨厚泥巖為區(qū)域蓋層。登婁庫組現(xiàn)今平均地溫為140.56 ℃，平均地溫梯度3.766 ℃/100 m，平均壓力36.8 MPa，平均壓力系數(shù)為1.058，表現(xiàn)為正常靜水壓力系統(tǒng)，但地溫梯度稍偏高。

整體上，長嶺Ⅰ號致密氣為斷鼻構(gòu)造背景下的致密巖性氣藏。登婁庫組砂體基本上均含氣，含氣砂體在縱向上呈離散密集層狀分布，橫向上連續(xù)展布（見圖1），砂體均飽含天然氣，不具有底水，整體表現(xiàn)為“有砂就有氣”的分布特征（見圖2），含氣面積約94.37 km2。

2.2 東部斜坡帶雙坨子致密氣基本特征

雙坨子致密氣為“下生上儲上蓋”式組合，沙河子組烴源巖 TOC值主要為 0.6%～4.0%，營城組烴源巖TOC值主要為0.4%～2.0%；登婁庫組儲集層主要為辮狀河河道和辮狀河三角洲前緣砂體，孔隙度主要為4.5%～7.5%，滲透率主要為（0.03～0.07）×10-3μm2；泉頭組巨厚泥巖為區(qū)域蓋層。登婁庫組現(xiàn)今平均溫度為115.7 ℃，平均地溫梯度為3.12 ℃/100 m，平均壓力為25.55 MPa，平均壓力系數(shù)為1.01，表現(xiàn)為正常靜水壓力系統(tǒng)及地溫梯度。

圖2 長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣剖面圖（剖面位置見圖1）

整體上，雙坨子致密氣為斷背斜背景下的致密巖性氣藏。登婁庫組含氣砂體在縱向上呈離散層狀分布，橫向上呈斷續(xù)展布，經(jīng)常被小斷距斷層錯(cuò)斷。西北斜坡部位多發(fā)育連續(xù)型含氣砂體，含氣砂體無底水，平面上呈不連續(xù)局部片狀分布。向東南高部位逐漸過渡為帶有構(gòu)造性質(zhì)的氣藏，個(gè)別含氣砂體底部開始出現(xiàn)底水（見圖2），而且氣藏在平面上趨于統(tǒng)一連片分布（見圖1）。

2.3 東部構(gòu)造帶伏龍泉致密氣基本特征

伏龍泉致密氣為“下生上儲上蓋”式組合，沙河子組烴源巖TOC值主要為1%～4%，營城組烴源巖TOC值主要為0.6%～4.0%；登婁庫組儲集層主要為扇三角洲前緣、辮狀河三角洲前緣和濱淺湖砂體，孔隙度主要為 6.5%～9.5%，滲透率主要為（0.05～0.10）×10-3μm2；泉頭組巨厚泥巖為區(qū)域蓋層。登婁庫組現(xiàn)今平均溫度為102.7 ℃，平均地溫梯度2.98 ℃/100 m，平均壓力為19.45 MPa，平均壓力系數(shù)為1.016，表現(xiàn)為正常靜水壓力系統(tǒng)及地溫梯度。

整體上，伏龍泉致密氣為斷鼻構(gòu)造背景下的致密巖性氣藏。登婁庫組含氣砂體在縱向上呈離散層狀分布，橫向上呈連續(xù)展布，大部分含氣砂體均有底水出現(xiàn)，甚至有些砂體完全飽含水（見圖2）。縱然砂體在橫向上被斷層錯(cuò)斷，但“氣藏”在平面上仍然呈連片分布（見圖1）。

3 不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程

前人主要綜合采用聲波時(shí)差法、沉積速率法和趨勢面分析法，對長嶺斷陷構(gòu)造抬升期地層剝蝕厚度進(jìn)行了恢復(fù)[17-19]。本文綜合前人研究成果，確定深凹帶長嶺Ⅰ號致密氣地層剝蝕厚度在嫩江組沉積末期為 200 m，明水組沉積末期為230 m；斜坡帶雙坨子致密氣地層剝蝕厚度在嫩江組沉積末期為205 m，明水組沉積末期為370 m；東部構(gòu)造帶伏龍泉致密氣地層剝蝕厚度在嫩江組沉積末期為520 m。前人利用井溫資料及鏡質(zhì)體反射率方法對松遼盆地現(xiàn)今地溫梯度和古地溫梯度進(jìn)行了研究[20-21]，本文采用前人研究成果，確定長嶺斷陷現(xiàn)今地溫梯度為 3.7 ℃/100 m，古地表年平均溫度為15 ℃，早白堊世古地溫梯度為5～7 ℃/100 m，晚白堊世古地溫梯度為4.26～4.80 ℃/100 m。

3.1 中央深凹帶長嶺Ⅰ號致密氣形成過程

3.1.1 埋藏史

長嶺斷陷登婁庫組從距今 124.5 Ma開始沉積至今，中央深凹帶缺失古近系。深凹帶在距今76 Ma和66 Ma時(shí)經(jīng)歷了兩次地層抬升，并相應(yīng)在距今73 Ma 和23 Ma時(shí)達(dá)到最大抬升，其中深凹帶登婁庫組在埋深達(dá)2 777 m和3 368 m時(shí)地層抬升（見圖3a）。

選取過中央深凹帶長深 1井、東部斜坡帶坨深 6井和東部構(gòu)造帶伏12井剖面，分別恢復(fù)沙河子組沉積時(shí)期、營城組沉積時(shí)期和登婁庫組沉積時(shí)期構(gòu)造剖面（見圖4）。長嶺Ⅰ號致密氣長深1井地層在不同沉積時(shí)期埋深見表1。

3.1.2 烴源巖熱演化及生烴過程

長嶺Ⅰ號致密氣沙河子組烴源巖底部從距今 127 Ma進(jìn)入低成熟階段（Ro＞0.5%）并開始生烴，到距今109 Ma時(shí)進(jìn)入成熟階段（Ro＞0.7%），石油開始大量生成，到距今90 Ma時(shí)進(jìn)入高過成熟階段（Ro＞1.3%），烴源巖以生氣為主（見圖3a）。

3.1.3 孔隙度演化

本次研究利用測井曲線、實(shí)測孔隙度等資料結(jié)合熱演化史，采用基于效應(yīng)模擬原則的儲集層成巖作用分段古孔隙度定量模擬方法[22-23]，建立如下長嶺斷陷砂巖孔隙度演化模型，以恢復(fù)不同次級構(gòu)造帶登婁庫組致密砂巖儲集層孔隙度演化過程：

圖3 長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶埋藏史、熱演化史及生烴史圖

圖4 長嶺斷陷過不同次級構(gòu)造帶典型井剖面構(gòu)造演化圖

表1 不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣典型井不同沉積時(shí)期埋深

公式（1）中，t ≥t1表示正常壓實(shí)階段孔隙度演化，t1＞t＞t2表示酸化增孔階段孔隙度演化， t≤t2表示增孔后正常壓實(shí)階段孔隙度演化。

長嶺Ⅰ號致密氣登婁庫組儲集層在距今124.5 Ma開始沉積時(shí)孔隙度為45%，此后隨地層的持續(xù)深埋，孔隙度快速降低；到距今89 Ma時(shí)儲集層孔隙度已降至10%，滲透率小于0.1×10-3μm2，成為致密儲集層[14,24]；距今23～76 Ma期間地層經(jīng)歷了兩次抬升，孔隙度減小為6.2%；距今23 Ma時(shí)開始再次持續(xù)沉降直至現(xiàn)今登婁庫組儲集層埋深達(dá)到歷史最大，此時(shí)儲集層孔隙度降至5.7%（見圖5）。

圖5 長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶登婁庫組致密砂巖儲集層孔隙度演化模擬圖

3.1.4 成藏期次

本次研究主要通過測定與烴類包裹體相伴生的鹽水包裹體均一溫度，并結(jié)合地層埋藏史和熱演化史，確定登婁庫組致密砂巖氣“成藏”期次[25]。

長嶺Ⅰ號致密氣登婁庫組鹽水包裹體均一溫度主要分布范圍為 115～140 ℃，主峰范圍為 115～135 ℃（見圖6a）。結(jié)合長嶺Ⅰ號致密氣登婁庫組儲集層埋藏史、熱演化史分析結(jié)果（見圖3a），確定長嶺Ⅰ號致密氣登婁庫組儲集層為一期“成藏”，“成藏”期在距今71～86 Ma，充注峰期在距今80～86 Ma。

3.2 東部斜坡帶雙坨子致密氣形成過程

3.2.1 埋藏史

長嶺斷陷登婁庫組從距今 124.5 Ma開始沉積至今，東部斜坡帶缺失古近系。斜坡帶在距今76 Ma和 66 Ma時(shí)經(jīng)歷了兩次地層抬升，并相應(yīng)在距今73 Ma和23 Ma時(shí)達(dá)到最大抬升，其中斜坡帶在登婁庫組埋深達(dá)到2 790 m和2 848 m時(shí)地層抬升（見圖3a）。其中，雙坨子致密氣坨深6井在不同沉積時(shí)期地層埋深見表1。

3.2.2 烴源巖熱演化及生烴過程

雙坨子致密氣沙河子組烴源巖底部從距今127 Ma進(jìn)入低成熟階段并開始生烴，到距今116 Ma時(shí)進(jìn)入成熟階段，石油開始大量生成，從距今102 Ma開始進(jìn)入高過成熟階段，烴源巖以生氣為主（見圖3b）。

3.2.3 孔隙度演化

雙坨子致密氣登婁庫組儲集層在距今124.5 Ma開始沉積時(shí)孔隙度為45%，此后隨地層的持續(xù)深埋，孔隙度快速降低；到距今87 Ma時(shí)儲集層孔隙度降至10%，滲透率小于0.1×10-3μm2，成為致密儲集層[14,24]；距今23～76 Ma該地區(qū)經(jīng)歷了兩次抬升，地層孔隙度減小為8.3%；盡管從距今23 Ma地層又一次沉降，但直到現(xiàn)今其埋深也未能超過歷史最大埋深，所以孔隙度只略微減小，現(xiàn)今孔隙度為8.15%（見圖5）。

圖6 長嶺斷陷不同次級構(gòu)造帶登婁庫組致密砂巖氣包裹體均一溫度頻率直方圖

3.2.4 成藏期次

雙坨子致密氣登婁庫組包裹體均一溫度主要為100～130 ℃，同時(shí)又存在兩個(gè)主峰：100～110 ℃和120～130 ℃（見圖6b）。結(jié)合雙坨子致密氣登婁庫組儲集層埋藏史、熱演化史分析結(jié)果（見圖 3b），確定雙坨子致密氣登婁庫組儲集層為一期“成藏”，但存在兩個(gè)高峰充注期。整體“成藏”期在距今80～98 Ma，第1充注峰期在距今93～98 Ma，第2充注峰期在距今80～85 Ma。

3.3 東部構(gòu)造帶伏龍泉致密氣形成過程

3.3.1 埋藏史

長嶺斷陷登婁庫組從距今124.5 Ma開始沉積至今，東部構(gòu)造帶缺失四方臺組、明水組和古近系。東部構(gòu)造帶只在距今76 Ma時(shí)登婁庫組達(dá)到最大埋深2 650 m后經(jīng)歷了一次抬升，并在距今23 Ma時(shí)達(dá)到最大抬升（見圖3a）。其中，伏龍泉致密氣伏12井地層在不同沉積時(shí)期埋深見表1。

3.3.2 烴源巖熱演化及生烴過程

伏龍泉致密氣沙河子組烴源巖底部從距今132 Ma時(shí)進(jìn)入低成熟階段開始生烴，在距今130 Ma時(shí)其底部就已經(jīng)進(jìn)入成熟階段開始大量生成石油，從距今126 Ma時(shí)開始進(jìn)入高過成熟階段，烴源巖以生氣為主（見圖3c）。

3.3.3 孔隙度演化

伏龍泉致密氣登婁庫組儲集層在距今124.5 Ma開始沉積時(shí)孔隙度為 45%，此后隨地層的持續(xù)深埋，孔隙度快速降低；距今107～113 Ma時(shí)儲集層進(jìn)入酸化窗口產(chǎn)生大量次生孔隙，使孔隙度略有增加達(dá)到22.7%；到距今 79 Ma孔隙度降至 10%，滲透率小于0.1×10-3μm2，成為致密儲集層[14,24]；距今76 Ma時(shí)儲集層達(dá)到最大埋深，孔隙度為8.7%；隨后地層發(fā)生大規(guī)模抬升，雖然從距今 23 Ma開始地層又再次沉降，但直到現(xiàn)今儲集層埋深也未能超過歷史最大埋深，從最大埋深期至今，儲集層孔隙度只微弱減小，現(xiàn)今孔隙度為8.5%（見圖5）。

3.3.4 成藏期次

伏龍泉致密氣登婁庫組包裹體均一溫度主要分布范圍為80～110 ℃，主峰范圍在90～100 ℃（見圖6c）。結(jié)合伏龍泉致密氣登婁庫組儲集層埋藏史、熱演化史分析結(jié)果（見圖3c），確定伏龍泉致密氣登婁庫組儲集層為一期“成藏”，“成藏”期在距今99～110 Ma，充注峰期在距今103.0～106.5 Ma。

3.4 不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成過程差異

從圖 4可以看出，長嶺斷陷早期西高東低，沉降中心在東部斜坡帶，而現(xiàn)今沉降中心轉(zhuǎn)變?yōu)橹醒肷畎紟?，表現(xiàn)出東高西低的構(gòu)造格局，表明長嶺斷陷在登婁庫組沉積之后的地質(zhì)歷史時(shí)期發(fā)生了構(gòu)造反轉(zhuǎn)，前人研究也證實(shí)了嫩江組沉積末期（距今83 Ma）時(shí)盆地進(jìn)入構(gòu)造反轉(zhuǎn)期[26]。

如前所述，長嶺斷陷發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)以前盆地表現(xiàn)為西高東低的構(gòu)造格局，東部構(gòu)造帶地層埋深普遍較大。因此，東部構(gòu)造帶沙河子組烴源巖最早開始大量生氣，從距今126 Ma開始進(jìn)入高過成熟階段，且伏龍泉致密氣從距今110 Ma開始成藏直至距今99 Ma，距今105 Ma時(shí)為充注峰期，此時(shí)登婁庫組儲集層孔隙度大于10%未達(dá)到致密狀態(tài)，此后在距今79 Ma時(shí)儲集層孔隙度開始小于10%，滲透率開始小于0.1×10-3μm2，成為致密砂巖儲集層，表現(xiàn)為先成藏后致密[1,12-15]。

東部斜坡帶沙河子組烴源巖底部從距今102 Ma開始進(jìn)入高過成熟階段，烴源巖開始大量生氣。雙坨子致密氣從距今98 Ma開始“成藏”直至距今80 Ma，距今90 Ma處于兩次充注峰期之間，此時(shí)登婁庫組儲集層孔隙度仍大于10%，此后在距今87.5 Ma時(shí)孔隙度開始小于10%，滲透率開始小于0.1×10-3μm2，成為致密儲集層[14,24]，表現(xiàn)為邊成藏邊致密。

深凹帶沙河子組烴源巖底部從距今90 Ma開始進(jìn)入高過成熟階段，烴源巖開始大量生氣。長嶺Ⅰ號致密氣從距今86 Ma開始“成藏”直至距今71 Ma，在構(gòu)造反轉(zhuǎn)之后的距今80 Ma達(dá)到充注峰期，由于登婁庫組儲集層從距今89 Ma開始孔隙度小于10%，滲透率開始小于0.1×10-3μm2，成為致密儲集層[14,24]，表現(xiàn)為先致密后成藏。

隨著構(gòu)造反轉(zhuǎn)程度的增加，中央深凹帶逐漸沉降深埋而東部構(gòu)造帶逐漸抬升，且海拔高差隨之逐漸增加，形成現(xiàn)今東高西低的構(gòu)造格局及致密砂巖氣分布樣式（見圖2）。

4 不同次級構(gòu)造帶致密砂巖氣形成啟示

本次選取沙河子組主力烴源巖，將其生烴強(qiáng)度等值線與登婁庫組儲集層孔隙度等值線進(jìn)行疊合，分析不同次級構(gòu)造帶烴源巖與儲集層平面組合特征（見圖7）。長嶺斷陷沙河子組烴源巖生烴強(qiáng)度范圍為 0～130×108m3/km2，且主要分布在75×108m3/km2之下，只在東部構(gòu)造帶和東部斜坡帶局部發(fā)育高值區(qū)，其中斜坡帶坨深 6井附近的生烴強(qiáng)度高值區(qū)達(dá) 100×108m3/km2，而東部構(gòu)造帶伏12井附近的生烴強(qiáng)度高值區(qū)達(dá)125×108m3/km2。

登婁庫組砂巖儲集層由于在沉積后發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，東部構(gòu)造帶的砂巖早期淺埋后期抬升，而中央深凹帶的砂巖一直持續(xù)深埋，孔隙度等值線整體表現(xiàn)為西低東高。深凹帶砂巖孔隙度值分布在 0～6%，斜坡帶砂巖孔隙度分布在 5%～8%，東部構(gòu)造帶砂巖孔隙度分布在7%～10%。由此表明：橫向上東部構(gòu)造帶烴源巖與儲集層匹配關(guān)系最好，東部斜坡帶烴源巖與儲集層匹配關(guān)系其次，中央深凹帶烴源巖與儲集層匹配關(guān)系最差。

綜合以上分析可知：在東部構(gòu)造帶，最好的烴源巖與最好的砂巖儲集層相匹配，源儲耦合關(guān)系最好；在東部斜坡帶，較好的烴源巖與較好的砂巖儲集層相匹配，源儲耦合關(guān)系較好；在中央深凹帶，較差的烴源巖與較差的砂巖儲集層相匹配，源儲耦合關(guān)系較差。因此，東部構(gòu)造帶是長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖氣的最有利勘探區(qū)。

圖7 長嶺斷陷烴源巖生氣強(qiáng)度與儲集層孔隙度疊合綜合評價(jià)

5 結(jié)論

長嶺斷陷東部構(gòu)造帶在“成藏”時(shí)處于盆地的低部位，“成藏”時(shí)間最早，為距今99～110 Ma，表現(xiàn)為一期成藏；東部斜坡帶在“成藏”時(shí)處于盆地的斜坡部位，“成藏”時(shí)間較東部構(gòu)造帶晚，為距今80～98 Ma，表現(xiàn)為一期成藏，但具有距今93～98 Ma和80～85 Ma兩次充注峰期；中央深凹帶“成藏”時(shí)間最晚，為距今71～86 Ma，表現(xiàn)為一期成藏，且在構(gòu)造反轉(zhuǎn)之后進(jìn)入充注高峰。東部構(gòu)造帶登婁庫組由于“成藏”最早，儲集層埋深較淺未達(dá)到致密狀態(tài)，“成藏”后隨埋深增加逐漸致密化，表現(xiàn)為先成藏后致密；東部斜坡帶在第1次充注峰期時(shí)未達(dá)到致密狀態(tài)，在第2次充注峰期時(shí)已達(dá)到致密狀態(tài)，表現(xiàn)為邊成藏邊致密；中央深凹帶由于“成藏”最晚且由于構(gòu)造反轉(zhuǎn)，儲集層在“成藏”期埋深較大并已達(dá)到致密狀態(tài)，表現(xiàn)為先致密后成藏。東部構(gòu)造帶源儲耦合關(guān)系最好，東部斜坡帶源儲耦合關(guān)系較好，中央深凹帶源儲耦合關(guān)系最差，表明東部構(gòu)造帶是長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖氣的最有利勘探區(qū)帶。

符號注釋：

a，b，c——雙元函數(shù)擬合常數(shù)，無因次，本文分別取-0.000 8，-0.000 55，-0.000 000 35；t——距今時(shí)間，Ma；t1——地層溫度達(dá)到 70 ℃進(jìn)入酸化窗口的距今時(shí)間，Ma；t2——地層溫度達(dá) 90 ℃退出酸化窗口的距今時(shí)間，Ma；z——地層埋藏深度，m；φ——孔隙度，%；φ0——初始孔隙度，%，本文取45%；φn——正常壓實(shí)條件下的孔隙度，%；φs——次生孔隙增孔量，%；Δφ——現(xiàn)今儲集層實(shí)際增孔幅度，其數(shù)值為現(xiàn)今實(shí)際孔隙度與相同埋深下雙元函數(shù)所計(jì)算正常壓實(shí)孔隙度的差值，%，本文取3.42%。

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（編輯 黃昌武）

Differences in formation process of tight sandstone gas reservoirs in different substructures in Changling Fault Depression, Songliao Basin, NE China

LIU Mingjie1, LIU Zhen2, WU Yaowen2, ZHU Wenqi2, WANG Peng3
(1. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3. Changqing Branch of Geophysical Research Institute, BGP Inc., CNPC, Xi’an 710021, China)

The tight sands reservoirs in the Lower Cretaceous Denglouku Formation in Changling Fault Depression of Songliao Basin, NE China were taken as study object. The burial history, thermal evolution history and hydrocarbon generation history of source rock, accumulation stage and porosity evolution history of typical tight sandstone reservoirs in the central deep depression belt, east slope belt and east structural belt were examined by the dissection based on the fundamental features of tight sandstone gas reservoirs, to find out the differences in their formation process, the coupling relationship between source and reservoir of different substructures, then the favorable exploration areas can be confirmed. The east structural belt has the best source rocks and reservoirs, where the Denglouku Formation tight sandstone formed reservoirs earliest when the reservoirs were not tightened yet with features of one stage accumulation. The sandstone of the Denglouku Formation in the east slope belt formed reservoirs secondly and shows one stage accumulation but two charging peaks, the first charging peak occurred when the reservoirs were not tightened, the second charging peak occurred when the sandstone was tightened already. The sandstone of the Denglouku Formation in central deep depression belt formed reservoir the latest when the reservoirs were densified already with the features of one stage accumulation. The study shows that the east structural belt has the best coupling relationship between source rocks and reservoirs, and is the most favorable exploration area for tight gas in the Changling Fault Depression.

substructural belt; tight sandstone gas reservoir; formation process; Lower Cretaceous Denglouku Formation; Changling Fault Depression; Songliao Basin

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（41502147；41672124）；四川省教育廳項(xiàng)目（16ZA0072）；中國石油“十二五”油氣重大專項(xiàng)（2011ZX05001）；西南石油大學(xué)青年教師“過學(xué)術(shù)關(guān)”項(xiàng)目（201499010089）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0235-08

10.11698/PED.2017.02.07

劉明潔（1985-），男，湖北荊門人，博士，西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院講師，主要從事致密砂巖油氣藏及巖性油氣藏的研究工作。地址：四川省成都市新都區(qū)新都大道 8號，西南石油大學(xué)明辨樓B418室，郵政編碼：610500。E-mail：liumingjieldd@163.com

聯(lián)系作者：劉震（1963-），男，陜西長安人，博士，中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院教授，主要從事石油地質(zhì)綜合研究。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號，中國石油大學(xué)地質(zhì)樓825室，郵政編碼：102249。E-mail：liuzhenjr@163.com

2016-03-13

2016-12-19