松辽盆地长春岭背斜带泉一段天然气成藏过程分析

葛岩^{1, 2}，黄志龙¹，宋立忠³，许恩爱⁴，马中远⁵

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

2. 中海油能源发展钻采工程研究院，天津，300452；

3. 中国石油吉林油田勘探开发研究院，吉林 松原，138001；

4. 中国石油大港油田 第三采油厂，河北 沧州，061035；

5. 中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐，830011)

摘要：长春岭构造带是长期发育的正向构造，但天然气勘探未能突破。在对烃源岩、储层、盖层等石油地质要素研究的基础上，结合区域构造演化及天然气成藏期次的研究，分析长春岭背斜带泉一段天然气的成藏过程及其主控因素。研究结果表明：早白垩纪以来长春岭背斜带经历的一系列强烈的构造运动，是导致该地区泉一段天然气勘探至今没有突破的主要原因。构造演化过程中形成多期断裂导致原始气藏被破坏，天然气大量散失。流体包裹体分析结合埋藏史研究表明，泉一段存在3期天然气充注，分别对应嫩江组末期、明水组末期及古近系末期三期天然气成藏过程。气源断裂是控制天然气成藏及分布的主要因素，古近系末以来良好的保存条件是次生气藏形成的关键。

关键词：次生气藏；成藏过程；泉一段；长春岭背斜带；松辽盆地

中图分类号: TE112.3          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)12-4954-08

Reservoir formation process of the first member of Quantou formation in Changchunling anticline, Songliao Basin

GE Yan^{1, 2}, HUANG Zhilong¹, SONG Lizhong³, XU Enai⁴, MA Zhongyuan⁵

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;

2. CNOOC Energy Technology & Service-oilfield Enginneering Institutes, Tianjin 300452, China;

3. Exploration and Development Research Institute, Jilin Oilfield Company, PetroChina, Songyuan 138001, China;

4. No.3 Oil Production Plant, Dagang Oilfield Company, PetroChina, Cangzhou 061035, China;

4. Exploration and Development Research Institute, SINOPEC Northwest Oilfield Branch, Urumqi 830011, China)

Abstract: Changchunling anticline zone is a long-term development trap structure, but there is no big breakthrough in natural gas exploration. Based on the research of source rock, reservoir, seal and other elements of petroleum geology study, along with the research results of regional tectonic evolution and gas accumulation phase, the gas reservoir formation and controlling factors of the first member of Quantou formation in Changchunling anticline were analyzed. The research result shows that there are a series of tectonic movement from fault depression stage to reversal structure stage in early Cretaceous Period, which is the main reason that there is no breakthrough in this region. The tectonic movement forms lots of faults, and the original gas reservoir was destroyed and lots of gas being lost. There are three periods petroleum accumulation in K₁q¹, and also has three reservoir formation processes, including later Nenjiang formation, later Mingshui formation and the formation of secondary gas reservoir in later Paleogene. The gas source fault is the major factor which controls both the accumulation and distribution of gas reservoir. A good saving condition in later Paleogene is the key point of the forming of secondary gas reservoir.

Key words: secondary gas reservoir; reservoir forming process; the first member of Quantou formation(K₁q¹); Changchunling anticline; Songliao Basin

通过地质描述、实验分析等手段，人们对烃源岩、储集层、盖层及圈闭等油气成藏静态地质要素的认识往往比较容易，但涉及油气运移聚集机理和成藏过程等动态成藏要素研究则比较困难。国内外学者从不同角度对油气成藏过程进行过大量研究：柳广弟等^[1]对天然气成藏过程有效性的控制因素进行了研究，提出了天然气成藏过程定量评价的思路；刚文哲等^[2]从构造演化、油气特征与烃源岩演化和流体包裹体等方面分析了高邮凹陷真武油田的成藏期次和成藏过程；魏兆胜等^[3-4]对长春岭背斜带泉四段气层油环油气聚集过程及分布规律进行了研究。目前，未见到针对长春岭背斜带泉一段天然气成藏过程进行研究的相关文献，研究工区内多口探井见到良好的气测显示却未能发现工业性气藏，严重制约了本地区的油气勘探工作。为此，本文作者在前人研究的基础上，结合烃源岩生烃演化史、天然气成藏期次、构造演化史，分析天然气的成藏过程，总结泉一段天然气成藏的主控因素，对该地区天然气勘探潜力进行重新认识。

1  研究区地质概况

长春岭背斜带位于松辽盆地东南隆起区，是盆地的二级构造单元，南北分别紧邻王府凹陷及三肇凹陷(图1)。构造整体表现为NE-SW走向的长轴背斜。背斜长轴约50 km，短轴5~10 km，背斜向北东方向倾没，构造幅度差异较大。该区深部构造复杂，断裂异常发育，T_a2断层以NNE 向和SN 向为主，与背斜带走向大致相同^[5-6]。长春岭背斜带油气勘探工作集中于泉四段，在构造高部位先后发现了长春岭、涝洲、太平庄等气田，而在构造低部位发现了规模较大的油藏^[7-8]。随着勘探的深入，QY35和QY37等井在泉一段陆续见到良好的气测显示，但未发现工业气流。

2  天然气成藏条件分析

2.1  气源岩条件

长春岭构造带南北两侧断陷均具有生烃能力，通过气源对比并结合地震资料，从天然气运聚的角度分析，北部徐家围子断陷的气源由于受构造垂向断裂系统的遮挡作用，天然气很难运移至长春岭构造带。因此，长春岭构造带泉一段天然气应主要来自原地及南部王府地区北部气源岩。

长春岭背斜带营城组发育暗色泥岩，营四段单层泥岩厚度在10 m左右，气源岩总厚度在100~400 m之间。该套气源岩50%以上样品实验TOC大于1%(质量分数)，可作为优质烃源岩；所有样品点的氢指数均小于200 mg/g，氢指数平均值约为80 mg/g，有机质类型以Ⅱ₂型、Ⅲ型为主；岩石热解参数T_max主要分布在大于490 ℃的区间内，有机质处于高-过成熟生气演化阶段。该地区探井未揭示沙河子烃源岩特征，但从邻近的王府断陷沙河子组烃源岩特征来看：90%以上烃源岩样品有机碳TOC大于1%，有机质丰度高；样品氢碳比在0.5左右，氧碳比小于0.1，而干酪根镜检进一步证实沙河子烃源岩有机质类型以Ⅱ₂型、Ⅲ型为主；镜质体反射率为1.3%~1.8%，烃源岩处于高成熟阶段。因此，该地区营四段及沙河子烃源岩可作为有效的气源岩，为泉一段气藏提供气源。

图1  长春岭背斜带构造位置图(单位：m)

Fig. 1  Structure position of Changchunling anticline

2.2  储集条件

长春岭背斜带泉一段沉积相以曲流河沉积为主，储层非均质性强，岩石类型以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，具有成分成熟度较低和结构成熟度中等的特点。物性分析资料显示储层已近致密，孔隙度集中分布在5%~10%之间，渗透率多数小于1×10^-3 μm²，相对于天然气而言仍可作为有效储层。

图2所示为长春岭背斜带泉一段储层微观特征。泉一段储层处于中成岩A期，压实作用中等，颗粒间接触类型以点-线接触为主。泉一段储层胶结作用普遍，胶结物成分多样，以硅质、钙质、泥质为主(图2(a))。由于构造抬升，地表水淋滤长石形成粒间孔隙(图2(b)),但规模有限。总体而言，研究区的溶蚀作用不强，对储层物性的改善作用有限。储集空间类型以残余粒间孔及粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和微裂缝。残余粒间孔多见于分选较好，且石英、长石含量较高的粉砂、细砂岩中(图2(c))，粒间、粒内溶孔多为长石的溶解，镜下常见沿钾长石双晶溶蚀形成网格状残余，及沿钠长石双晶溶蚀形成的平行排列的粒内微缝，亦可见少量硬石膏(图2(d))。

2.3  盖层条件

国内早期生烃聚集晚期定型的气田主要分布在具多期生烃成藏条件的塔里木、四川盆地，以及松辽、渤海湾盆地的深部，气田的分布面积大，但储量丰度偏低，普遍显示了负压特征^[9-10]。勘探实践证实，由于缺乏良好的保存条件，成藏后还将经历大量的散失过程。因此，良好的保存条件是天然气早期成藏而晚期得以保存的重要条件^[11]。长春岭背斜带泉二段泥岩为一套稳定的区域性盖层，泉二段累计泥岩厚度为300 m左右，单层平均泥岩厚度为6 m左右。从单井泥岩统计来看，其岩性主要为泥岩，粉砂质泥岩。泉二段泥岩大面积稳定分布为泉一段天然气成藏提供了良好的封盖条件。因此，仅从目前的盖层分布来看，长春岭背斜带封盖条件良好，但从动态分析来看该地区的保存条件不佳。

图2  长春岭背斜带泉一段储层微观特征

Fig. 2  Micro-characteristics of reservoir of K₁q¹ in Changchunling anticline

3  长春岭背斜带构造演化与天然气成藏

嫩江组末期以来，长春岭地区地层大幅度抬升并遭受剥蚀，断裂十分发育，具有纵向上分期、平面上分带的特征。北东向断裂在挤压作用下闭合，有利于天然气的保存；北西向断裂长期处于开启状态，一方面将导致天然气沿断裂的散失，另一方面导致上部地层次生气藏的形成^[12-15]。本次研究通过对长春岭背斜带构造演化及天然气成藏期次进行分析，从动态的角度认识长春岭背斜带天然气运聚成藏过程。

3.1  构造演化史分析

长春岭背斜带早白垩纪以来经历了断陷期、断坳转换期、坳陷期及构造反转期等一系列强烈的构造运动。沙河子组至营城组主要为断陷期，早期断裂控制下湖相泥岩沉积十分发育，为气源岩的形成提供了良好的生烃母质；登娄库组至泉头组早期为断坳转化期及坳陷期，区域性的构造拉张作用形成一系列正断层，部分断层为继承性断裂，向下连通营城组、沙河子组地层，可作为气源断裂；青山口组沉积初期，受燕山运动影响，松辽盆地东部整体抬升并遭受剥蚀，构造隆升伴随区域性挤压作用形成大规模褶皱，直接导致长春岭背斜带的形成。明水组末期长春岭背斜基本定型，长春岭背斜带的诞生，使北部的三肇凹陷和南部的王府凹陷成为2个独立的成藏系统，图3所示为长春岭背斜带构造演化。

图3  长春岭背斜带构造演化

Fig. 3  Tectonic evolution of Changchunling anticline

在长春岭构造带形成过程中，形成多期断裂，对天然气的大规模运移聚集及重新调整成藏起到了至关重要的作用。构造演化研究表明：泉头组组沉积末期，区域性的构造隆升作用导致部分早期控凹断裂持续发育，断穿登娄库组至泉头组地层，形成第2期断裂；嫩江组至明水组沉积时期，部分断层激活第2期断裂，直接断至现今地表，形成通天断裂。该期断裂的形成破坏了原始气藏，导致天然气沿断裂大量散失。图4所示为QY39井GOI(含油包裹体颗粒指数)纵向分布。从图4可以看出：多数样品点包裹体GOI为0.90%~2.73%(曾经是天然气运移通道)，少数样品GOI为10%(曾经是气层的表现)，在一定程度上反映了泉一段气藏天然气曾经历大量聚集和散失过程，这也是导致现今天然气勘探没有重大发现的主要原因。

3.2  油气成藏期次分析

营四段烃源岩埋藏史及流体包裹体研究结果表明：营四段烃源岩在泉头组末期(100 Ma)进入生气窗，在嫩江组末期(75 Ma)达到生排烃高峰。通过对QY39井流体包裹体均一温度的测定，可知其分布区间为80~160 ℃，由3期流体形成各类包裹体，对应的均一温度区间分别为：80~90，100~120和130~160 ℃。结合QY39井单井埋藏史图，认为长春岭构造带泉一段气藏为3期成藏，对应的地质时间分别为嫩江组末期、明水组末期和古近系末期，图5所示为QY39井泉一段天然气成藏期及成藏过程分析。

嫩江组末期营城组烃源岩R_o(镜质体反射率)在1.3%~2.6%之间，地层经历最大埋深达到生气高峰，烃类气在泉一段形成原始构造气藏，对应流体包裹体均一温度为130~160℃；嫩江组末期天然气成藏之后地层持续抬升，营城组烃源岩停止生烃，原始气藏不断遭受破坏，分别在明水组末期及古近系末期形成次生气藏，对应的流体包裹体均一温度分别为：100~120和80~90 ℃。这3期成藏与长春岭地区构造抬升期相对应，也就是说长春岭构造带泉一段天然气均在构造抬升期发生运移过程。

图4  QY39井GOI纵向分布

Fig. 4  Longitudinal distribution of GOI, well QY39

图5  QY39井泉一段天然气成藏期及成藏过程分析

Fig. 5  Analysis of oil accumulation period and reservoir formation process of K₁q¹, well QY39

3.3  天然气成藏与散失过程分析

烃源岩质量及分布控制了天然气的运移规模及平面分布范围，断裂演化决定了纵向上天然气在各层位的重新分配。根据烃源岩生烃演化史、天然气成藏期次及构造演化史的综合分析, 认为长春岭背斜带泉一段天然气经历了3期充注成藏过程。

第1期为嫩江组末期原生气藏成藏期。现今营四段烃源岩有机质处于高-过成熟生气阶段，泉头组末期进入生气窗，在嫩江组末期达到生排烃高峰。嫩江组末期泉一段背斜构造已具有一定的规模，具备储气能力，在泉一段可形成原生气藏。

第2期为明水组末期深层天然气调整成藏期。嫩江组末期至明水组末期，长春岭背斜带长时间持续隆升，继承性发育一系列垂向输导断裂，直接导致营城组及登娄库组的原生气藏遭受破坏。一部分天然气沿断裂直接运移至地表散失，另一部分天然气向上运移至泉一段储层聚集。因此，明水组末期为深层天然气向浅部调整成藏期。

第3期为古近系末期次生低丰度气藏形成期。明水组沉积之后长春岭构造继续缓慢抬升，古近系末期在区域性挤压作用下，部分北东向断裂处于封闭状态，有利于气藏的保存，部分断裂破坏了早期形成的气藏，天然气调整运移，大量天然气散失，仅少量天然气在泉一段原始圈闭中残留，或在新的圈闭中重新成藏，形成次生气藏。天然气经历多次散失及多期调整成藏后，聚集量迅速减小，成为残留的低丰度小型气藏。

4  天然气成藏主控因素

(1) 气源断裂控制天然气成藏及分布。受断裂的遮挡作用，相邻凹陷生成的天然气难以长距离运移至长春岭地区成藏，因此该地区深层气源岩或原始气藏直接控制着泉一段天然气藏的形成规模。长春岭地区气源断裂发育，天然气以垂向运移为主，气源断裂是深层天然气运移至泉一段储层的主要通道，气源断裂演化控制着天然气的运移规模及天然气藏的保存。勘探实践证实，长春岭背斜带所在的东南隆起区油气藏大多分布于一些较大断裂附近的砂体圈闭中，具有次生油气藏特征。因此，气源断裂是长春岭背斜带天然气成藏的主控因素。

(2) 圈闭条件是次生气藏成藏的关键。晚白垩世构造持续抬升及区域性的挤压作用导致长春岭背斜带断裂异常发育，深层原始气藏遭受严重破坏，一方面导致天然气的大量散失，另一方面使泉一段发生一定规模的天然气充注。泉一段储层以曲流河沉积砂体为主，内部本身存在大量泥岩层段，可形成构造背景下的断层或断层-岩性气藏。同时，泉二段泥岩作为良好的区域性盖层，因断裂错动对泉一段产生封堵作用，晚白垩纪以来区域构造基本稳定，有利于小型次生气藏的保存，图6所示为长春岭背斜带泉一段天然气成藏模式。

图6  长春岭背斜带泉一段天然气成藏模式

Fig. 6  Natural gas accumulation model of K₁q¹ in Changchunling anticline

5  结论

(1) 长春岭背斜带营四段及沙河子组气源岩是该区泉一段气藏主要的气源岩；泉一段储层处于中成岩A期，储集空间类型以残余粒间孔及粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和微裂缝，具有良好的储集条件；泉二段泥岩大面积稳定分布为泉一段天然气成藏提供了良好的封盖条件。

(2) 长春岭背斜带早白垩纪以来经历了断陷期至构造反转期等一系列强烈的构造运动，构造演化过程中形成多期断裂，导致原生气藏被破坏，天然气大量散失，在晚白垩纪形成低丰度小型次生气藏，这是该地区泉一段天然气勘探一直没有获得突破的主要原因。

(3) 泉一段气藏为3期成藏，且均处于构造抬升期，依次为嫩江组末期原生气藏成藏、明水组末期深层天然气调整成藏及古近系末期次生低丰度小型气藏3次成藏过程。3次成藏过程中营城组及登娄库组的原生气藏不断遭受破坏，为泉一段气藏提供气源，明水组之后构造持续的抬升最终导致泉一段气藏再次被破坏，在断裂带附近封闭条件较好的部位形成低丰度小型次生气藏。

(4) 气源断裂控制天然气成藏及分布，圈闭条件是次生气藏成藏的关键。营四段气源岩直接控制着泉一段天然气藏的分布范围，气源断裂控制着天然气的充注强度及天然气藏的分布位置，天然气的大量散失及断裂的破坏使原始气藏中天然气散失殆尽，次生气藏多分布于断裂附近，泉一段内部及泉二段泥岩封堵形成的良好的保存条件是晚白垩纪以来次生气藏形成的关键。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2013-02-31；修回日期：2013-06-16

基金项目：全国油气资源战略选区调查与评价国家专项(2009GYXQ12-02)

通信作者：葛岩(1984-)，男，山西大同人，博士，从事油气藏形成与分布的研究；电话：15122509983；E-mail：geyan@cnooc.com.cn