前中生界构造单元划分
根据前中生界的基底构造层各地层的分布，可以把缺失海相地层的上太古界至下元古界变质岩系分布区作为隆起区，即穆台孜（结晶）基底隆起和蚌埠（结晶）基底隆起，海相地层分布区依据冲断构造发育特征可划分出5个构造带，由北向南依次为：淮南前缘复向斜带，霍邱大桥前缘叠瓦冲断带、六安合肥后缘冲断带、金寨桃溪基底冲断带和北淮阳强烈褶皱带（图3-9）。图3-9 合肥盆地前中生代构造单元划分现今合肥盆地侏罗系之下大多存在新元古界、下古生界及上古生界，它们均遭受印支期冲断叠覆。大致以六安断裂为界，其北为具有典型薄皮构造特点的卷入沉积盖层的叠瓦冲断体，其南为具有厚皮构造特点的卷入结晶基底的强烈冲断带。冲断体东西分异明显，由西向东叠瓦冲断片增多，单个冲断片变小，尤其以肥中断裂以北表现突出。以蚌埠-长丰断裂为界，其西为上元古界-古生界被全部剥蚀的结晶基底隆起带，东部为仍保留有新元古界—古生界，造成此分异的主要原因是印支早期至晚期的扬子板块与华北板块由东向西依次碰撞拼贴直至完全碰撞有关，由此造成结晶基底强烈挤压缩短而强烈隆升剥蚀，从而缺失上元古界—古生界。盆地主要的构造样式为挤压构造，其次为张裂构造（逆反转构造）。挤压构造由南向北依次发育强烈褶皱带、基底冲断带、后缘冲断带、前缘叠瓦冲断带和前缘复向斜带，构成了完整的演化序列；张裂构造则表现为冲断层逆反转成正断层，发育后继盆地。
中生界构造单元划分
合肥盆地的侏罗系和下白垩统—上白垩统下部为广盆沉积，现今的正 负单元是后期构造改造的结果。因此，按照合肥盆地中生界目前的构造赋存状态，划分出以下6个构造单元（图4-17）。图4-17 合肥盆地中生界构造单元划分图（一）信阳山前冲断剥蚀带该构造带位于大别山隆起的北缘，向东被郯庐断裂切割，伴随隆起向西延伸，北以反冲断裂与舒城断坳接触，向南可能抵达龟-梅断裂。由于冲断作用导致前中生代地层发生“背驼”式缩短叠加，形成顶板反冲推覆构造体。依据地表露头资料及地震反射特征，推测推覆体各断块地层为元古宇与古生界，舒城断坳内中、新生界地层向南超剥于推覆体前缘，二者组成三角带。（二）舒城断坳该断坳位于肥西-韩摆渡断裂以南，信阳-舒城冲断剥蚀带以北，为中生代晚期开始形成的负向构造单元。平面上呈EW向延伸的条带状，向西归并于信阳山前冲断带西段。东西长约100km，南北宽20～40km，面积约3500km2。断坳的基底可能包括太古宇—上占生界的全部地层，并以叠瓦冲断片的形式与上覆中生界不整合接触；断坳内的沉积物包括侏罗系、白垩系以及下第三系，埋藏最深大于10000m。（三）肥中断裂带位于合肥盆地中部，它是受肥中断裂与肥西-韩摆渡断裂夹持的正向构造单元，面积约6000km2。印支面以下地层与上覆中生界呈不整合接触，超剥特征明显。印支面以上主要保存有侏罗系，最大厚度达4000m。受蜀山断裂切割，分为南断阶与北断阶两个次级构造单元，受断层作用的影响，发育多个局部构造，如小庙断鼻、木厂埠断鼻、防虎山地下构造等。（四）颍上断坳位于盆地的西北角，它是沿吴集断裂和寿县断裂下降盘形成的一个NE—SW向的狭长负向构造单元。该断坳长约80km，宽约10～15km，面积约1000km2。推测断坳内沉积了中、上侏罗统和白垩系，最大沉积厚度可达4000m，地层具有向南、向东超覆的特点。大致以下第三系的尖灭线作为与霍邱断隆的分界线。（五）霍邱断隆位于颍上断坳东部，东西长约60～85km，南北宽约30～60km，面积约4000km2。其基底为太古宇霍邱群，盖层仅有中、上侏罗统和下白垩统残存，厚度一般在1000m左右。本带以上白垩统响导铺组的尖灭线作为与大桥断坳的分界线。（六）大桥断坳该断坳位于霍邱断隆以东，郯庐断裂以西，寿县-耿集断裂以南，肥中断裂以北，东西长约50～80km，南北宽约40～60km，面积约3300km2。侏罗系和白垩系保存较全，白垩系具有东厚西薄、向西逐渐抬升剥失的现象，残留中心位于郯庐断裂附近，最大残余厚度约在8000m以上。
汤原断陷石油地质特征
（一）概况汤原断陷地理上位于黑龙江省汤原县境内，面积约3320km2。区域构造上，汤原断陷位于依－舒地堑的最北段，为一个受北东向两条深大断裂控制的双断式断陷，向南为依兰断隆、方正断陷、尚志断隆、胜利断陷、舒兰断隆和岔路河断陷。汤原断陷发育的断裂以北东向为主，包括拉张或张扭正断层、挤压或压扭逆断层和走滑断层3类，以拉张或张扭正断层为主，其次为走滑断层。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用。构造演化分为中生代断陷期、新生代的强烈断陷期、持续断陷期、断凹转化期、断陷萎缩期、断陷消亡期6个阶段。汤原断陷基底为古生界花岗岩和变质岩，沉积盖层自下而上为白垩系、古近系古新统—始新统新安村组＋乌云组、始新统达连河组、渐新统宝泉岭组、新近系中新统富锦组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、水下扇3种沉积相类型，细分为9种沉积亚相和17种沉积微相。到目前为止，完成二维地震5357km、三维地震704km2、各类探井27口。汤参2井、吉1井、互1井、望2井等4口井获工业气流，新2井获低产气流，在吉祥屯、互助村构造提交探明天然气地质储量26.21×108m3。（二）构造单元划分从现今各反射层的构造特征看，控制断陷沉积和构造特征的断层主要为F1、F3、f1、f2、f3及中央凸起带上北东东向断层，各反射层东西分带明显、南北也具有分块的特征。同时钻井及沉积相研究表明：各负向构造的沉积存在差异，有欠补偿型的饥饿性次凹，有补偿型的含煤次凹。在正向构造中，其发育的构造样式也有差异。因此根据T2—Tg各反射层的构造特征，以主要目的层T3、T4、T5反射特征为主，综合其他反射层特征，并结合沉积特征，将汤原断陷（F1断层下降盘）进行构造单元划分。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由f1、f2、f3断层及北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用（图3-4）。图3-4 汤原断陷构造单元划分图（三）烃源岩有机质丰度 汤原断陷烃源岩横向发育特征为东兴向斜相对于其他凹陷来说有机质丰度最高，其次是东发次凹、双兴次凹、新华次凹和梧桐河次凹，而鹤立次凹和荣丰次凹有机质丰度较低。总体看东部凹陷带有机质丰度较高，西部凹陷带有机质丰度较低。汤原断陷烃源岩纵向发育特征为：宝一段、达一段和乌云组有机质丰度较高，为较好—好烃源岩，新安村组次之，为较好烃源岩，宝二段为较差烃源岩，而白垩系的少量样品分析评价为较差—较好烃源岩。有机母质类型 汤原断陷有机质样品大部分以Ⅲ型为主，少部分为ⅡB型，个别为ⅡA 型。比较而言，达连河组和新安村组中ⅡB型的稍多。有机质成熟度 汤原断陷内不同凹陷的烃源岩埋深不同，有机质的演化规律也不同，因此具有不同的成熟度。从纵向上看，宝泉岭组二段的烃源岩基本上没有达到成熟；宝泉岭组一段的烃源岩在各次凹的浅部位没有成熟，在凹陷深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段；达连河组的烃源岩在东兴次凹已经完全成熟，在双兴次凹的深部位已经成熟，在浅部位达到低成熟阶段，在鹤立次凹和东发次凹的深部位达到低成熟阶段，在浅部位仍然没有成熟；新安村组的烃源岩在东兴次凹和鹤立次凹都已经完全成熟，但是在双兴次凹和东发次凹的浅部仍然有部分烃源岩只达到低成熟阶段；乌云组烃源岩在全区基本都已成熟，仍有东发次凹和荣丰次凹内部分地区埋藏较浅，只达到低成熟阶段；白垩系的烃源岩都已经演化成熟。有效烃源岩平面展布 综合暗色泥岩的分布特征和镜质体反射率值大小，预测了各层的有效烃源岩分布范围。宝泉岭组二段烃源岩均未达到成熟，生烃潜力不大。白垩系烃源岩均已达到成熟，从白垩系沉积古地理环境来看，在汤参3井—汤D2井—望3井—景2井区可能为半深湖—深湖相沉积，而且厚度较大。从地化分析指标和油源分析也证明了白垩系具有一定的生烃潜力。白垩系有效烃源岩面积1836km2，成熟烃源岩面积1320km2。新安村组和乌云组暗色泥岩均已进入生油门限，而且大部分地区成熟。有效烃源岩分布广而且较厚，有机质丰度也较高。新安村组和乌云组有效烃源岩面积1577km2，成熟烃源岩面积1067km2，因此新安村组和乌云组暗色泥岩具有较好的生烃潜力（图3-5）。达连河组暗色泥岩在汤原断陷北部大部分已经进入生油门限，而且在各凹陷的深部位都已经成熟，进入了生油高峰，加上达连河组暗色泥岩厚度较大，所以该组的生烃潜力是可观的。而在汤原断陷南部该组暗色泥岩在凹陷中—深部位开始进入了生油门限，在深部位进入了生油高峰，厚度为300～450m，有机质丰度较高，但面积较小，因此断陷南部的达连河组生油潜力有限。达连河组有效烃源岩面积1225km2，成熟烃源岩面积264km2，成熟烃源岩主要分布在东兴次凹。宝泉岭组一段有效烃源岩在东兴次凹的深部位，该段暗色泥岩已经达到成熟，该区暗色泥岩厚度较大，为200～700m；有机质丰度也较高，具有较好的生烃潜力，可作为较好的烃源岩。在汤原断陷南部大部分暗色泥岩没有进入生油门限，仅在荣丰次凹和东发次凹的深部位暗色泥岩已经成为低成熟烃源岩，厚度为200～300m。宝泉岭组一段有效烃源岩的面积745km2，成熟烃源岩面积41km2，具有一定的生烃潜力。综合汤原断陷烃源岩的母质类型、有机质丰度、成熟度、有效烃源岩分布综合分析认为汤原断陷生油条件较好的二级构造单元为东部凹陷带，而东部凹陷带最有利的次凹为东兴次凹，其次是东发次凹和双兴次凹。结合汤原断陷的生油条件和钻探成果不难发现，汤原断陷生油岩的发育和成熟度是制约油气分布和成藏的主要因素。图3-5 汤原断陷新安村组＋乌云组有效烃源岩平面分布图（四）储层条件汤原断陷储层物性具有横向、纵向变化大的特点，通过对汤原断陷各层段岩心样品孔隙度和渗透率的分析数据统计可以得知，宝泉岭组储层孔隙度在1.68%～33.63%之间，平均为22.71%，渗透率在（0.03～2567）×10-3μm2之间，平均值为396.86×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；达连河组储层孔隙度1.57%～32.2%之间，平均值为19.82%，渗透率在（0.01～1543）×10-3μm2之间，平均值为136.19×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；新安村组储层孔隙度在2.8%～27.9%之间，平均值为17.77%，渗透率（0.01～2453）×10-3μm2，平均值为106.66×10-3μm2，属于中孔、中渗储层；乌云组储层孔隙度在2.3%～17.92%之间，平均值为10.759%，渗透率在（0.01～160）×10-3μm2之间，平均值为5.454×10-3μm2，属于低孔、特低渗储层；白垩系储层孔隙度在3.1%～18.92%之间，平均值为11.979%；渗透率在（0.03-512）×10-3μm2之间，平均值为85.21×10-3μm2，属于低孔、低渗储层。白垩系和古近系储层相比，物性明显较古近系差。胜1井白垩系岩心分析表明：岩石致密，孔隙发育差，连通性差。颗粒粒度分布在0～0.5mm之间，大部分集中在0.0039～0.25mm之间，即大部分为细粉砂和泥质，含少量中砂。4块样品的孔、渗分析，孔隙度最大值为5.7%，最小值为2.5%；渗透率最大值为11.8×10-3μm2，最小为0.02×10-3μm2。储层砂岩的成岩作用强，物性差，低孔、低渗储层。（五）有利区带预测及下一步勘探方向汤原断陷具有东西分带、南北分块的特征，即由东向西分为东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带5个构造带。依据有效烃源岩的分布范围、圈闭发育情况、是否位于有利的油气运移指向区、区域性盖层发育情况、油气保存条件，并结合目前的勘探成果等因素进行了综合评价，认为中央凸起带和东部凹陷带为最有利的勘探区。中央凸起带 在整个断陷中是构造圈闭最为发育的区带，例如互助村构造、吉祥屯构造、龙王庙构造、军校屯构造、望江构造等都分布在该带上，发育较多的背斜、断块圈闭，这些构造都有继承性发育的特点，具有很好的圈闭条件。从油源条件分析，该带紧邻西部凹陷带和东部凹陷带，东、西部凹陷内深部位达连河组及其下部的烃源岩已经达到成熟，生成的油气可沿断层或斜坡侧向运移进入高部位的圈闭中。另外，该带下伏的新安村组、乌云组和白垩系的烃源岩已经成熟，生成的油气可沿不整合面及断层垂向运移进入圈闭中，油气源条件比较充足。从储层条件分析，该区带的达连河组上部、新安村组、乌云组都发育有湖底扇、扇三角洲砂体及滨浅湖砂体，孔隙度和渗透率较高，具有很好的储集物性。从保存条件来看，除胜利构造和望江构造外，宝泉岭组一段和达连河组一段都比较发育，可以作为有效的区域性盖层。继承性发育的构造还有利于捕捉后期成熟运移过来的油气。从目前的勘探成果来看，在中央凸起带上已发现了3口工业气流井（互1井、吉1井、汤参2井）和多口油气显示井，预示着该区带良好的油气勘探前景。因此中央凸起带为最有利的勘探区带，勘探目的层系包括古近系和白垩系。东部凹陷带 本身为较深的凹陷带，达连河组及其下部烃源岩都已经演化成熟，油气源比较充足。凹陷中心向断陷边缘发育湖底扇砂体和扇三角洲砂体，具有较好的储层条件。宝泉岭组一段和达连河组可以作为有效的区域性盖层，有较好的封盖作用。在凹陷带内的构造具有捕捉油气的最有利条件，是最有利的勘探目标。另外，在这种湖盆面积小，水体进退变化较快，沉积相带变化明显的断陷盆地内，部分湖底扇砂体呈孤立状分布于半深湖泥质沉积中，易于形成透镜状岩性圈闭。地层倾向垂直于边缘控盆断裂的长条状断块易于与横向扇三角洲砂体分叉尖灭带组合形成上倾尖灭型岩性圈闭。因此，深凹带内及其斜坡区是寻找隐蔽油气藏的最有利场所。凹陷深部的汤1井见少量的油流，新2井获得了低产气流，新1井取心见到了多层油气显示，黄1井、汤参1井都见到了油气显示，展示了该深凹带具有较好的油气勘探前景。汤原断陷综合评价 白垩系的勘探中应优选断陷南部首先勘探。古近系的勘探从纵向上，达连河组以寻找天然气为主，新安村组及乌云组以寻找原油为主，应加强新安村组和乌云组的勘探。从平面上，勘探的目标应放在东部凹陷带（尤其是东兴次凹和东发次凹）和中央凸起带，特别是两者的过渡带。近期的勘探目标优选从层系上应优选古近系，从区带上应优选东兴次凹、东发次凹和中央凸起带。
徐家围子断陷沙河子组致密砂岩气成藏条件及勘探潜力
张大智 杨峰平 印长海 肖利梅（大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）作者简介：张大智，男，工程师，现主要从事沉积与层序研究工作，E-mail：zdz-007＠163.com。摘 要：致密砂岩气属于非常规天然气，是常规天然气的后备资源之一。本文对徐家围子断陷沙河子组 天然气成藏条件的综合分析认为，沙河子组具有形成致密砂岩气藏的地质条件，其烃源岩厚度、砂砾岩厚度 大，分布广，有机质含量高，成熟到过成熟，资源量大，具有广阔的勘探前景。沙河子组致密砂岩气藏成藏 条件的初步认识为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4) 良好的 封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。与国内外泥页岩气藏特 征对比发现，沙河子组具有形成泥岩气藏的条件，随着研究程度的深入以及勘探技术的突破，沙河子组非常 规气藏勘探有可能取得较大的进展。关键词：徐家围子断陷；沙河子组；非常规油气；致密砂岩气；成藏条件；勘探潜力Hydrocarbon Accumulation Conditions and Exploration Potential of Tight Sandstone Gas of Shahezi Formation in Xujiaweizi Rift DepressionZhang Dazhi YangFengpingYin Changhai Xiao Limei（Exploration and Development Research Institute，Daqing Oilfield Company Ltd，Daqing 163712，China）Abstract：Tight sandstone gas belongs to nontraditional natural gas and is one of reserve resource of conventional natural gas.This paper analyses the hydrocarbon accumulation conditions of Shahezi formation in Xujiaweizi rift depression.Research shows Shahezi formation develops geological conditions which is help for forming tight sandstone gas.Shahezi formation is characterized by large thickness and extensive distribution of source rocks and sand-conglomerate rocks，abundant organic matter，mature to over mature source rocks.Therefore，Shahezi formation has a large resource volume and an expansive exploration prospect.The primary conclusion about hydrocarbon accumulation conditions of tight sandstone gas of Shahezi formation is：(1)advantaged tectonic and sedimentary background；(2)abundant gas origin； (3)reservoirs of low porosity and permeability；(4)favorable conservation；(5)suited migration；(6)favorable trap；(7) well source-reservoir-cap assemblages.Meanwhile，geological characteristics of Shahezi formation are similar to those of domestic and overseas shale gas .Shahezi formation maybe develops mud shale gas.With the deep exploration and technique breakthrough，nontraditional natural gas exploration of Shahezi formation maybe makes a great progress in the future.Key words：Xujiaweizi rift depression；Shahezi formation；nontraditional natural oil and gas；tight sandstone gas； hydrocarbon accumulation conditions；exploration potential非常规油气是未来石油天然气能源的重要接替资源，所谓非常规油气是指 “所有不符合常规油气 成藏原理，或在成因、成分、产状、性质、储集介质、封聚机理等方面具有特殊性的天然气聚集”［1］，包括油页岩、页岩气、煤层气、天然气水合物、致密砂岩气等，本文主要探讨徐家围子断陷沙河子组致 密砂岩气的有关特征。致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1 ×10-3μm2）、含气饱 和度低（＜60％）、含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天 然气［2］，具有地层压力异常、毛细管压力高、气水关系复杂等特征［3］。目前国外所开发的大型致密砂 岩气藏主要以深盆气藏为主，集中在加拿大西部和美国西部［4］，在我国的准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地 以及四川盆地西部均发现了储量巨大的致密砂岩气藏［5］，同时，在松辽、渤海湾、南襄、苏北、江汉、 塔里木、吐哈等盆地也发现了致密砂岩天然气储层的分布［6］，是未来大有希望且现实的天然气勘探领 域。本文以松辽盆地徐家围子断陷沙河子组为研究对象，分析其致密砂岩气藏的成藏条件和勘探潜力，对未来该区域非常规气藏的勘探开发具有一定的理论与指导意义。1 地质概况徐家围子断陷位于松辽盆地北部，总面积5300km2，整体近北北西向展布，西以断层与中央古隆起 带相隔，东侧与尚家-朝阳沟隆起带呈斜坡过渡，是由徐西断裂（南北两段）、徐中断裂及徐东断裂带 条等三条断裂控制的复式箕状断陷（图1a、b），总体表现为西断东超的构造格局。受控于区域性构造、 沉积作用，深部地层自下而上发育上侏罗统火石岭组、下白垩统沙河子组、营城组、登娄库组和泉头 组［7～12］。其中，沙河子组划分为沙一段和沙二段，岩性主要是一套黑色、灰黑色泥岩与灰色中砂岩、 细砂岩、砾岩，夹煤层（图1c），沉积环境主要是湖相、扇三角洲沉积，残余地层厚度400～2800m。由于徐家围子断陷沙河子组埋藏深度较大（超过3000m），砂砾岩储层致密（孔隙度小于6％，渗透率 小于0.1×10-3μm2），开展的研究工作较少。前人认为沙河子组是主要的源岩层，因此勘探程度较低，对其砂砾岩的发育特征认识尚不清楚，目前所钻探井多分布在断陷边缘，但基本都见气显示，个别井压 后最大日产量超过5×104m3，显示了沙河子组致密砂岩气勘探的良好前景。图1 徐家围子断陷构造特征及岩性柱状图2 沙河子组致密砂岩气成藏条件2.1 有利的构造和沉积背景沙河子组处于强烈断陷期，受徐西断裂、徐中断裂及徐东断裂带条等三条断裂的控制，形成徐西、 徐东两个凹陷，成为该时期的沉积沉降中心，发育巨厚的沙河子组地层，局部厚度达到2800m（图2），砂砾岩厚度0～700m（图3），暗色泥岩厚度0～1100m（图4），与凹陷内部发育的小型断裂和裂隙相 结合，形成有利的天然气运移聚集条件。在凹陷边缘主要发育扇三角洲、近岸水下扇、冲积扇等沉积相（图5），由于靠近物源区，沉积沉降速率快，碎屑物质成分复杂，分选较差，碎屑沉积物可以较快推进 到湖泊沉积中，形成烃源岩和储集岩相互叠置，因而构造和沉积背景均有利于致密砂岩气藏的形成。图2 沙河子组残余地层厚度图图图3 沙河子组残余砂砾岩厚度图2.2 有利的气源条件充足的气源是形成有利气藏的基础，沙河子组本身就是徐家围子断陷深层最主要的源岩层，烃源岩 分布面积广，厚度大，地震揭示其暗色泥岩厚度0～1100m，钻井揭示其煤层厚度0～150m。暗色泥岩 有机碳含量在0.22％ ～5.48％，平均1.57％，氯仿沥青 “A” 含量为0.0016％ ～0.4776％，平均 0.0491％，成熟度为1.02～4.16，平均为2.89。煤层有机碳含量为9.12～84.44％，平均43.66％，氯 仿沥青“A” 含量为0.0045％～0.48％，平均0.2307％。干酪根类型以Ⅲ型为主，占55.3％，其次为 Ⅱ型，占31.8％，Ⅰ型最少，为12.9％。前人研究认为［13，14］，松辽盆地含Ⅰ型干酪根的烃源岩生油门 限深度约为1100 m，含Ⅱ型干酪根的烃源岩生油门限深度为1200～1300 m，含Ⅲ型干酪根的烃源岩生 油门限深度为1850 m。沙河子组埋藏深度在3000m以下，从以上地化指标可以看出，烃源岩已达高成 熟-过成熟，是非常好的源岩层，生气潜力较高。对徐深1井沙河子组烃源岩生气强度研究发现［15］，暗色泥岩生气强度为38×108m3/km2，煤层生气强度为100×108m3/km2，该层总生气强度为138× 108m3/km2。而徐深1井位于升平-兴城背斜构造的中段，暗色泥岩沉积厚度还是相对较薄的。根据地 层厚度分布和沉积相研究结果预测，徐家围子断陷中部沙河子组暗色泥岩最大厚度约1100m，由此计 算，徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩最大生气强度可达220×108m3/km2，足以达到形成大气田的气源 条件。图4 沙河子组残余暗色泥岩厚度图图5 沙河子组二段沉积图2.3 储集条件沙河子组致密气藏的主要储集层为扇三角洲砂砾岩储层和近岸水下扇砂砾岩储层，砂砾岩颗粒间以 线接触和点接触为主，压实作用强烈，胶结物主要为火山质和碳酸盐，胶结类型为孔隙式和基底式胶 结。单层厚度变化较大，一般为1～10m，最厚超过40m。由于距物源较近，储集层横向上夹于烃源岩 之间，易于油气聚集。目前研究表明，砂砾岩储层的总厚度变化在0 ～700 m，占沙河子组地层总厚度 的0～40％。物性分析显示，储层具有低孔、低渗、成岩作用强等特点，孔隙度多数小于10％（主要介 于2％～6％），渗透率小于0.1×10-3μm2。岩心观察及镜下微观特征研究表明，沙河子组砂砾岩中也 发育有一定规模的次生孔隙，因此具备形成气藏的储集条件。2.4 封盖保存条件沙河子组本身发育厚度较大的烃源岩，在作为生油层的同时，也可作为有效的区域盖层。封盖机理 主要有两种情况，其一是岩性封盖，烃源岩本身致密，可以作为良好的盖层，砂砾岩埋藏深度较大，储 层致密，由于岩性的致密造成了岩石本身突破压力高，阻止了天然气的运移；其二是压力封盖，目前沙 河子组产层段压力系数都大于1，属于超压层，因此存在较好的压力封盖条件，使天然气难以向上运 移。尽管断裂和裂缝的存在会造成气体的散失，但充足的气源可以为其持续补给，形成一个动态平衡。同时，在后期改造比较严重的地区，早期天然气藏在晚期重新分配、调整，在新的圈闭中聚集形成新的 气藏。2.5 运移疏导条件沙河子组储层致密，天然气的运移存在两种情况，第一种情况是天然气运移发生在砂砾岩致密化之 前，此时成岩作用尚不强烈，原生孔隙及次生孔隙大量发育，形成天然气富集。第二种情况是天然气运 移发生在砂砾岩致密化之后，此时，由于成岩作用的强烈改造，砂砾岩物性急剧降低，天然气沿着构造 活动形成的断裂或裂缝系统运移，形成天然气富集。从目前研究来看，天然气大规模运移应发生在砂砾 岩致密化之后。从构造特征上来说，沙河子组时期构造活动强烈，控制徐家围子断陷发育的徐西、徐中 断裂强烈活动，同时发育沟通烃源岩和储层的伴生断层，为天然气沿不整合面和大断裂向构造高部位运 移提供了通道。在断陷边部发育地层超覆、上倾尖灭等多种圈闭，有利于天然气聚集成藏。徐家围子断陷沙河子组烃源岩从距今110Ma开始快速生气，在距今95Ma和75Ma出现两次显著的 生气高峰期，兴城地区深层火山天然气成藏期是距今60～103Ma，即在主力盖层登娄库组沉积之后，这 对深层天然气的保存较为有利［16］。因此，形成了较大规模的营一段火山岩岩性气藏（如昌德东气藏） 以及登娄库组的地层超覆气藏（如卫深5井气藏）和上倾尖灭气藏（如芳深801井和卫深501气 藏）［1］。既然沙河子组生成的天然气可以经过较长距离的运移在营城组、登娄库组形成气藏，也有可 能通过断层及裂缝的连接就近运移聚集于沙河子组的砂砾岩中形成气藏。2.6 圈闭条件对于沙河子组来说，气藏主要形成在储层致密化之后，同时，砂砾岩储层与烃源岩交互频繁，在后 期构造活动的改造下，主要形成以古构造为背景的符合圈闭，如构造-岩性、构造-成岩、断层-岩性 等圈闭。2.7 生储盖组合在沙河子组内部，烃源岩既是源岩，又是盖层，在暗色泥岩表面及裂缝中又可以有吸附气的聚集，因 此又可以作为储层，具有“自生自储” 的特征。同时，天然气可以就近聚集于与烃源岩交互的砂砾岩中，也可以经过较远距离的运移储集于断陷边部砂砾岩中，形成“近源它储”式、“远源它储”式气藏。3 沙河子组致密砂岩气勘探潜力评价3.1 资源量估算关于泥页岩的排烃系数很多学者开展过深入的研究，李明诚［18］通过渤海湾盆地各坳陷古近系烃源 岩的模拟和计算得出其排气率（排烃系数）为70％～80％；宋国奇［19］经计算得出了胜利油区上古生界 煤岩成熟度与排烃系数关系（表1），反映出不同演化阶段煤岩的排烃率不同，演化程度越高，排烃系 数越大。沙河子组成熟度为1.02～4.16，平均为2.89，其排烃系数应在80％以上，泥岩、煤层生排气 量见表2。聚集系数按2％～3％计算，沙河子组天然气资源量为（4072～6108）×108m3，因此，天然 气就近运移到沙河子组砂砾岩中形成气藏是可能的。同时，参考表1数据可以看出，沙河子组泥岩、煤 层吸附气量也比较大，超过20m3/d，因此，沙河子组泥岩中也可能蕴藏着丰富的天然气资源。表1 煤岩成熟度与排烃系数关系计算表 ［19］表2 徐家围子断陷沙河子组生排气量及资源量表3 徐家围子断陷沙河子组与国内致密砂岩气特征对比3.2 勘探潜力评价国内外在致密砂岩气藏勘探开发方面都取得了一些进展，美国具有致密砂岩气藏的盆地有23个，通过三维地震技术的提高、井网加密、直井分层压裂等技术使其勘探开发取得了较大成功［20]。国内致 密砂岩气的勘探开发主要集中在四川盆地、鄂尔多斯盆地及吐哈盆地，通过对比它们的特征可以发现（表3），徐家围子断陷沙河子组致密砂岩与其有相似之处，一些条件甚至更为优越，比如含气性、烃源 岩厚度等，因此，沙河子组致密砂砾岩具有形成规模储量的潜力。同时，沙河子组厚层泥岩、煤层中存在吸附气聚集成藏的可能。泥岩气的聚集是天然气在烃源岩中 大量滞留的结果，天然气成藏的生、储、盖、运、聚、保等作用都在同一套泥岩地层中完成，因此成藏 控制因素相对简单，能够形成巨大的资源［21］。与美国已经成功开采泥页岩气的盆地对比（表4），沙河 子组TOC、Ro更高，烃源岩厚度更大。因此，沙河子组具有发育泥岩气的地质条件。表4 徐家围子断陷沙河子组与国内外泥页岩气藏特征对比续表（国外及川西数据引自参考文献［21］）目前，沙河子组已经开展了老井复查、压裂设计等相关工作，进一步的研究工作正在逐步开展，因 此，随着研究程度的深入以及勘探技术的不断进步，沙河子组的非常规气勘探有可能取得较大的进展。4 初步认识通过上述分析得到以下初步认识：一是徐家围子断陷沙河子组具备形成致密砂岩气的地质条件，资 源量大，勘探前景广阔。二是沙河子组致密砂岩气的成藏条件为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足 的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4)良好的封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利 的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。三是沙河子组暗色泥岩厚度大，煤层发育，TOC、Ro较高，与国 内外泥页岩气藏特征相比，具有形成泥岩气藏的可能性，随着研究程度的深入以及勘探技术的进步，有 可能在泥岩气藏勘探方面取得进展。参考文献［1］张金川，薛会，卞昌蓉，等.中国非常规天然气勘探雏议［J］.天然气工业，2006，26（12）：53～56.［2］关德师，牛嘉玉.中国非常规油气地质［M］.北京：石油工业出版社，1995，60～85.［3］宫秀梅，曾溅辉，邱楠生.潍北凹陷深层致密砂岩气成藏特征［J］.天然气工业，2005，25（6）：7～10.［4］董晓霞，梅廉夫，全永旺.致密砂岩气藏的类型和勘探前景［J］.天然气地球科学，2007，18（3）：351～355.［5］唐海发，彭仕宓，赵彦超.大牛地气田盒2-3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价［J］.矿物岩石，2006，26（3）：107～113.［6］胡宗全.致密裂缝性碎屑岩储层描述、评价与预测［M］.北京：石油工业出版社，2005：1～7.［7］刘学锋，钟广法，王正允，等.松辽盆地北部徐家围子断陷构造格局及其成因［J］.西安石油大学学报（自然科学 版），2006，21（4）：6～10.［8］王传成，侯贵廷，李江海，等.大庆徐家围子断陷火山岩储集性控制因素分析［J］.北京大学学报（自然科学版），2008，11（6）：909～910.［9］蒙启安，杨永斌，金明玉.断裂对松辽盆地庆深大气田的控制作用［J］.石油学报，2006，27（增刊）：14～17.［10］陈均亮，蔡希源，林春华，等.松辽盆地北部断陷盆地构造特征与幕式演化［J］.石油学报，1999，20（4）：14～ 18.［11］迟元林，云金表，蒙启安，等.松辽盆地深部结构及成盆动力学与油气聚集［M］.北京：石油工业出版社，2002： 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断陷盆地的地质构造
断陷盆地是由两条性质相同的岩层之间相对下降的断块而形成的。一般倾向相向的高度角50～90°，常形成狭长的凹陷地带，或形成断陷盆地。但断陷盆地一般规模比地堑大，形状也不相同。造成地堑的断层，两侧可能是正断层，也可能是逆断层。地堑的大小不一，例如我国陕西省的渭河地堑是秦岭北坡断裂下降，而两侧相对上升的结果。贝加尔湖地堑长750公里，宽85公里，深1620米。再如我国山西省著名的汾河地堑，国外著名的莱茵地堑及世界最大的东非大地堑等。有的断陷盆地积水形成湖泊就是断层湖，如云南的滇池。
地面沉降的成因机制和形成条件
地面沉降成因主要包括新构造运动、开发利用地下流体资源、开采地下固体矿产、岩溶塌陷、冻土融化和工程建设等因素。其成因机制和形成条件如下：（1）地面沉降的成因机制由于地面沉降的影响巨大，因此早就引起了各国政府和研究人员的密切注意。早期研究者曾提出一些不同的观点，如新构造运动说、地层收缩说和自然压缩说、地面动静荷载说、区域性海平面上升说等。大量的研究证明，过量开采地下水是地面沉降的外部原因，中等、高压缩性黏土层和承压含水层的存在则是地面沉降的内因。因而多数人认为沉降是由于过量开采地下水、石油和天然气、卤水以及高大建筑物的超量荷载等引起的。在孔隙水承压含水层中，抽取地下水所引起的承压水位的降低，必然要使含水层本身及其上、下相对隔水层中的孔隙水压力随之而减小。根据有效应力原理可知，土中由覆盖层荷载引起的总应力是由孔隙中的水和土颗粒骨架共同承担的。由水承担的部分称为孔隙水压力（pw），它不能引起土层的压密，故又称为中性压力；而由土颗粒骨架承担的部分能够直接造成上层的压密，故称为有效应力（ps）；二者之和等于总应力。假定抽水过程中土层内部应力不变，那么孔隙水压力的减小必然导致十中有效应力等量增大，结果就会引起孔隙体积减小，从而使土层压缩。由于透水性能的显著差异，上述孔隙水压力减小、有效应力增大的过程，在砂层和粘土层中是截然不同的。在砂层中，随着承压水头降低和多余水分的排出，有效应力迅速增至与承压水位降低后相平衡的程度，所以砂法压密是“瞬时”完成的。在黏性土层中，压密过程进行得十分缓慢，往往需要几个月、几年甚至几十年的时间；因而直到应力转变过程最终完成之前，黏土层中始终存在有超孔隙水压力（或称剩余孔隙水压力）。它是衡量该土层在现存应力条件下最终固结压密程度的重要指标。相对而言，在较低应力下砂层的压缩性小且主要是弹性、可逆的，而黏土层的压缩性则大得多且主要是非弹性的永久变形。因此，在较低的有效应力增长条件下，黏性土层的压密在地面沉降中起主要作用，而在水位回升过程中，砂层的膨胀回弹则具有决定意义。此外，土层的压缩量还与土层的预固结应力（即先期固结应力）、土层的应力—应变性状有关。由于抽取地下水量不等而表现出来的地下水位变化类型和特点也对土层压缩产生一定的影响。（2）地面沉降的产生条件从地质条件，尤其是水文地质条件来看，疏松的多层含水层体系、水量丰富的承压含水层、开采层影响范围内正常固结或欠固结的可压缩厚层黏土层等的存在，都有助于地面沉降的形成。从土层内的应力转变条件来看，承压水位大幅度波动式的持续降低是造成范围不断扩大累进性应力转变的必要前提。具体体观在以下五个方面：① 厚层松散细粒土层的存在地面沉降主要是抽采地下流体引起土层压缩而引起的，厚层松散细粒土层的存在则构成了地面沉降的物质基础。在广大的平原、山前倾斜平原、山间河谷盆地、滨海地区及河口三角洲等地区分布有很厚的第四系和新近系松散或未固结的沉积物，因此，地面沉降多发生于这些地区。如在滨海三角洲平原，第四纪地层中含有比较厚的淤泥质黏土，呈软塑状态或流动状态。这些淤泥质黏性土的含水量可高达60%以上，孔隙比大、强度低、压缩性强，易于发生塑性流变。当大量抽取地下水时，含水层中地下水压力降低，淤泥质黏土隔水层孔隙中的弱结合水压力差加大，使孔隙水流入含水层有效压力加大，结果发生黏性十层的压缩变形。易于发生地面沉降的地质结构为砂层、粘土层互层的松散土层结构。随着抽取地下水，承压水位降低，含水层本身及其上、下相对隔水层中孔隙水压力减小，地层压缩导致池面发生沉降。② 长期过量开采地下流体未抽取地下水时，黏性土隔水层或弱隔水层中的水压力与含水层中的水压力处干平衡状态。抽水过程中，由于含水层的水头降低，上、下隔水层中的孔隙水压力较高，因而向含水层排出部分孔隙水结果使上、下隔水层的水压力降低。在上覆土体压力不变的情况下，黏土层的有效应力加大，地层受到压缩，孔隙体积减小。这就是黏土层的压缩过程。由于抽取地下水，在井孔周围形成水位下降漏斗，承压含水层的水压力下降，即支撑上覆岩层的孔隙水压力减小，这部分压力转移到含水层的颗粒上。因此，含水层因有效应力加大而受压缩，孔隙体积减小，排出部分孔隙水。这就是含水层压缩的机理。地面沉降与地下水开采量和动态变化有着密切联系：地面沉降中心与地下水开采漏斗中心区呈明显一致性；地面沉降区与地下水集中开采区域大体相吻合；地面沉降量等值线展布方向与地下水开采漏斗等值线展布方向基本一致，地面沉降的速率与地下液体的开采量和开采速率有良好的对应关系；地面沉降量及各单层的压密量与承压水位的变化密切相关；许多地区已经通过人工回灌或限制地下水的开采来恢复和抬高地下水位的办法，控制了地面沉降的发展，有些地区还使地面有所回升。这就更进一步证实了地面沉降与开采地下液体引起水位或液体沉降之间的成因联系。③ 新构造运动的影响平原、河谷盆地等低洼地貌单元多是新构造运动的下降区，因此，由新构造运动引起的区域性下沉对地面沉降的持续发展也具有一定的影响。西安地面沉降区位于西安断陷区的东缘，由于长期下沉，新生界累计厚度已经超过3000m。1970～1987年，渭河盆地大地水准测量表明，西安的断陷活动仍在继续，在北部边界渭河断裂及东有部边界临渝-长安断裂测得的平均活动速率分别为3.37mm/a和3.98mm/a，构造下沉约占同期沉降速率的3.1%～7%。④ 城市建设对地面沉降的影响相对于抽采地下流体和构造运动引起的地面下沉，城市建设造成的地面沉降是局部的，有时也是不可逆转的。城市建设按施工对地基的影响方式可分为以水平方向为主和以垂直方向为主的两种类型。前者以重大市政工程为代表，如地铁、隧道、给排水工程、道路改扩建等，利用开挖或盾构掘进，并铺设各种市政管线。后者以高层建筑基础工程为代表，如基坑开挖、降排水、沉桩等。沉降效应较为明显的工程措施有开挖、降排水、盾构掘进、沉桩等。若揭露有流砂性质的饱水砂层或具流变特性的饱和淤泥质软土，在开挖深度和面积较大的基坑时则有可能造成支护结构失稳，从而导致基坑周边地区地面沉降。而规模较大的隧道、涵洞的开挖有时具有更显著的沉降效应。降排水常作为基坑等开挖工程的配套工程措施，旨在预先疏干作业面渗水，其机理与抽取地下水引发地面沉降一致。城建施工造成的沉降与工程施工进度密切相关，沉降主要集中于浅部工程活动相对频繁和集中的地层中，与开采地下水引起的沉降主要发生在深部含水砂层有根本区别。总言之，地壳沉降活动、松散沉积物的自然固结、人类开采地下水或油气资源引起的土层压缩等因素都会引起地面沉降，但从灾害研究角度而言的地面沉降是指人类活动引起的地面沉降，或者是以人类活动为主、自然动力为辅而引起的地面沉降。地面沉降的形成条件主要包括两个方面：一是具有地面沉降的地质条件，即具有较高压缩性的厚层松散沉积物；二是具备地面沉降的动力条件，如人类长期过量开采地下水和地下沼气资源等。
断陷层系大中型油气田的形成特征
（一）断陷层系大中型油气田的基本特征经过多年的勘探，已在松辽盆地断陷层系发现9个大于1000万吨级的大中型油气田（表6-1），其中大于500×108m3的气田两个，分别为兴城气田和腰英台深层气田，其余均为规模在（1000～2000）×104t油当量的油气田。油气田的平均储量丰度为（30～150）×104t油当量。大中型油气田主要分布于沿孙吴—双辽深大断裂展布的徐家围子、长岭及十屋断陷等深断陷之中。表6-1 松辽盆地断陷层系主要大中型油气田要素表续表受区域性张扭应力场控制，在松辽盆地的各个深断陷之中，大中型油气田的分布既受NNE向走滑断裂控制的断陷构造带控制，又受呈NEE—近EW 向展布的走滑挤压隆起构造带控制。由于NN E走滑断裂构造活动的不均衡性，区内以发育箕状断陷为主，受二、三级基底断裂控制，其内划分为走滑断裂带、深凹带、坡垒带或坡折带、凸起带。呈NEE—近EW 向展布的走滑挤压隆起构造带，按照其处于箕状断陷的部位而分为断陷间隆起带、断陷内部隆起带，前者规模远大于后者。中央断垒带和缓坡坡折带、缓坡坡垒带、陡坡坡折带上的洼陷间隆起和大型继承性鼻状隆起构造是主要的油气富集带（图5-24）。（二）徐家围子断陷大中型天然气田形成分布规律徐家围子目前已发现的大中型天然气田分布于徐家围子断陷与安达断陷之间的宋站隆起，以及由NNW 向宋西断裂带控制的徐中断隆带之上，包括兴城、升平、汪家屯气田，其次是西部陡坡坡折带的昌德气田（图6-26）。徐家围子断陷为盆地北部规模较大的断陷，呈近SN向展布，SN向长90km，最宽处55km，面积4300km2，断陷层实体最大厚度达3500～4500m，为西断东超的箕状断陷（图6-27）。这种大中型气田的分布规律主要受以下要素控制：（1）气田所处构造带东南侧的深断陷具有巨大的生烃潜力，受该断陷中央深凹向两侧斜坡抬升构造格局的控制，有较大的油气运移汇聚单元向西向北供烃，油气运移长期指向北部的继承性隆起带和西部的陡坡坡折带。（2）在盆地北部的徐中断隆带上，发育一大批背斜、断背斜与火山岩岩性、地层超覆尖灭复合圈闭体，断层两侧地层产状向断裂带翘起，由此，有利于油气在徐中断隆带的聚集（图6-27）。西部陡坡坡折带则在总体由基岩侧向封堵的背景下，形成在断鼻隆起高带上的油气富集。（3）由于西部边缘隆起及宋站隆起上发育大量伸入湖盆中心的砂砾岩体，由盆地生烃中心向边缘隆起带发育良好的油气侧向运移汇聚通道。尤其是营城组及沙河子组的砂砾岩体与登一段、火石岭二段叠合连片的巨厚流纹岩、流纹质凝灰岩，既是主要的储集岩（体），又可以作为油气大规模运移汇聚的主要通道。（4）控制气藏圈闭的宋西断裂和徐西断裂带在登末基本已停止活动，而该带的大规模油气成藏在晚白垩世，断裂对主力油气藏不起强的破坏作用。因此，油气富集层位以紧靠烃源岩的营城组为主。图6-26 徐家围子断陷构造格局及大中型油气田分布图1 T 波2等深线，m ;2 断层；3 尖灭线；4 深凹带；5—气田及编号（1汪家屯气田；2 .升平气田；3 昌德气田；4.兴城气田）（三）十屋断陷大中型天然气田形成分布规律十屋断陷是一个西断东超的箕状深断陷，断陷面积约1848km2，其断陷层系建造最大厚度达7000m，坳陷层建造厚度3000m，是一个具有特高生烃丰度的断陷。但该断陷后期卷入东部挤压反转构造作用，发生较强的挤压隆升剥蚀，盆地边缘区域最大剥蚀量达1500m，造成了该断陷部分油气的散失，同时，次生油气藏较发育。已发现的大中型天然气田主要分布于以下两种部位：①在箕状深断陷缓坡内缘，由大型反向正断层和大型走滑挤压背斜带共同控制的孤—后—八构造带上；②处于箕状断陷缓坡外缘，坡垒带与大型走滑挤压背斜构造带复合控制的小五家子和秦家屯构造带等（图6-28，图6-29）。这种大中型油气田的分布规律，主要受以下因素控制：（1）两类区带都靠近十屋断陷生烃中心区，既有较大的油气汇聚单元，又有因多套湖相烃源岩供烃形成的高生烃丰度，使得区带烃源十分充裕。由西北侧入湖的大量砂砾岩体与深湖、半深湖和泥岩构成互层，大大提高了烃源岩的排烃效率，同时砂砾岩体成为最重要的油气运移输导系统，使油气比较充分地向东运移。在烃源供给上，内缘坡垒带由于紧邻深凹，主力烃源岩埋深达3000～6000m，已达高成熟—过成熟阶段，以生成干气为主，而外缘坡垒带的主力烃源岩埋深约2000～3500m，处于成熟—高成熟阶段，具有油气混生的特点。图6-27 兴城气田过XuS6-XuS1井气藏剖面 图1—砾岩；2—凝灰岩；3—气层（2）由于发育沙河子组、营城组三＋四段、登娄库组三＋四段、泉二段等多套厚层砂泥岩层系，因箕状断陷缓坡带的大型反向正断层均具有极强的拦截油气能力，使之成为油气富集带。（3）两个区带均处于陆源碎屑沉积体系入湖后的水下扇、扇三角洲前缘亚相区域，处于有利的碎屑岩储集体相带。同时缓坡带的基底断裂还是重要的火山通道，围绕其发育火山岩储集体。图6-28 十屋断陷断裂体系分布及大中型油气田分布图1—断裂编号：1.桑树台断裂；2.怀东—秦家屯断裂；3.史家断裂；4.吴家断裂；5.怀西—四五家子断裂；6.怀德断裂；7 .秦西断裂；8 秦东断裂2—气藏编号：①孤后八气田；②四五家气田；③秦家屯油气田（4）缓坡带内缘广泛发育由西部隆起带入湖的碎屑岩体砂体上倾超覆尖灭，形成大量岩性圈闭。缓坡外缘坡垒带发育控制沉积的同生断裂，地层在该带迅速减薄，形成大量超覆尖灭圈闭体，大大增加了有效圈闭体的范围，形成大量构造—岩性、构造—地层复合圈闭。图6-29 十屋断陷剖面结构及成藏模式（5）由于十屋断陷后期遭受较强的走滑挤压构造作用，使断陷层系油气成藏复杂化，造成了较大规模的油气次生运移分配。深部组合中的油气向浅层运移，而浅部组合中的油气藏遭受较强的破坏，往往造成浅部发育低渗、低压油气藏。
