石炭-二叠系油气前景评价和选区

松辽地区非常规油气评价与选区~

该区非常规油气包括页（泥）岩油气和致密岩油气等。
松辽盆地北部中浅层主要发育于坳陷沉积时期，地层自下而上为下白垩统的泉头组，上白垩统的青山口组、姚家组、嫩江组、四方台子组和明水组，古近系的依安组、大安组，新近系的泰康组及第四纪地层。包括下、中、上及浅部4套含油组合，其中中部含油气组合位于上白垩统青山口组和姚家组，以青一段为生油层，以青二段、青三段（高台子油气层）、姚一段（葡萄花油气层）和姚二段、姚三段（萨尔图油气层）为储层，上部嫩江组一段、二段为盖层构成了盆地内最好的含油气组合。此次研究的页（泥）岩油藏则发育于这套含油气组合中。其中，页（泥）岩油藏主要分布于古龙地区青山口组地层。
松辽地区上古生界石炭-二叠系具有形成泥（页）岩油气和致密岩油气的地质条件。
5.4.1 下白垩统城子河组和穆棱组
城子河组和穆棱组暗色泥岩以鸡西盆地穆棱坳陷最为发育，穆棱组暗色泥岩累计厚度一般为200～400m，有机碳含量（TOC）为1.345%，为中－好暗色泥岩；有机质成熟度（Ro）值基本等于1.0%。城子河组暗色泥岩累计厚度一般为100～300m，面积为1200km2；有机碳含量（TOC）为3.034%，达到好－最好烃源岩级别；有机质成熟度（Ro）值均大于1.0%。
录井过程中，鸡1井、鸡2井、鸡3井、鸡6井、鸡参1井、新鸡D2井、鸡D4井、鸡D7井和鸡D8井等各类探井城子河组和穆棱组的临近薄砂层中，均见到明显（或较好）的气测异常。
5.4.2 上白垩统青一段、嫩一段和嫩二段
松辽盆地青一段、嫩一段和嫩二段均为厚层—巨厚暗色泥岩与薄层砂质岩互层，泥页岩厚60～110m，暗色泥岩面积大、分布稳定，为半深湖-深湖相沉积环境。
其中，青一段平均有机碳为2.2%，有机质成熟度（Ro）在齐家-古龙凹陷的成熟度比较高，分别达到1.1%和2.0%，在三肇凹陷次之，分别为0.7%和1.3%，处于湿气阶段，与美国阿巴拉契亚俄亥俄页岩（Ro：0.4%～1.3%）相近。在英72井等多口探井中，青一段均见到较好的气测异常（显示）。
嫩一段暗色泥岩平均有机碳高达2.40%，有机质成熟度为0.4%～0.8%，与美国安特里姆页岩（Ro：0.4%～0.6%）成熟度相近。在英21井等多口探井中，嫩一段均见明显的录井气测异常显示。
嫩二段暗色泥岩平均有机碳为1.56%，有机质成熟度（Ro）为0.4%～0.8%，与美国安特里姆页岩（Ro：0.4%～0.6%）成熟度接近。在古49井等多口探井中，嫩二段均见到较好的录井气测异常。
5.4.3 古近系虎林组一段
虎林盆地虎一段暗色泥岩厚度为100～400m，虎一段有机质类型为Ⅱ1—Ⅲ型，有机质（TOC）为2.06%，有机质丰度达到好烃源岩标准。虎一段有机质成熟度（Ro）为0.41%～0.71%，平均为0.61%，属低成熟－成熟烃源岩。
通过对松辽盆地泥页岩孔隙度和渗透率测试，青一段和嫩二段泥页岩均属特低孔特低渗储层。储集层矿物钙质含量多为5%～20%，长英质多为40%～70%，黏土矿物多小于40%。
通过哈14井、哈16井、齐平1井等岩心精细观察，泥岩储层以裂缝（水平缝、纵向缝）为主，发育薄层钙质、砂质或介形虫层条带等储集空间。扫描电镜观察发现，在页岩裂缝储层发育段，页岩发育密集的水平缝和构造缝，组成“水平+垂直的裂缝网络系统”；泥页岩储层发育有微孔和微裂缝等多种孔隙类型，粉砂质夹层或纹层还发育溶蚀孔隙，如长石颗粒溶蚀孔等。溶蚀微孔可达微米级。与Pearsall页岩纳米级孔隙相比，松辽盆地青一段页岩储层物性可能更好。
初步估算松辽盆地青一段、嫩一段、嫩二段页（泥）岩油气地质资源量为50×108t油当量。
根据页岩层系的面积、有效泥页岩厚度（＞30m）、主体埋深（500～4500m）、有机碳含量TOC含量（＞1.5%）、有机质成熟度（Ⅰ型Ro＞1.2%、Ⅱ型Ro＞0.9%、Ⅱ2型Ro＞0.7%、Ⅲ型Ro＞0.5%）、含气量及保存条件等特点，采用多因素叠合及综合分析法，在松辽盆地北部优选出中央坳陷区的青一段、嫩一段和嫩二段等为最有利区。
另外松辽盆地和外围地区石炭-二叠系发育4套烃源岩，地球化学指标良好，有机质成熟度适中，有机质成熟度较高，以气为主，故泥页岩及致密岩油气潜力较大。

沉积盆地充填物中，火成岩占相当大比例，在各类盆地中对沉积物总量的贡献可达25%，因此，沉积盆地火山岩易接受来自沉积岩的油气，因而火山岩中油气勘探具有广阔前景。
中国沉积盆地内火山岩分布广泛，近期勘探不断有新发现，火山岩油气藏已逐渐成为中国重要的勘探目标和油气储量增长点。中国沉积盆地内发育石炭-二叠系、侏罗系-白垩系和古近-新近系3套火山岩，东部盆地内火山岩以中酸性为主，西部以中基性为主。
中国目前火山岩的油气勘探，出现了6个新的发展趋势:①在地区上，从东部渤海湾盆地向松辽盆地深层发展，西部准噶尔盆地、三塘湖盆地等地区由点到面快速发展;②在勘探层位上，由东部中、新生界向西部上古生界发展;③在勘探深度上，由中浅层向中深层甚至深层发展;④勘探部位，由构造高部位向斜坡和凹陷发展;⑤岩性岩相类型，由单一型到多类型，由近火山口向远火山口发展;⑥油气藏类型由构造、岩性型向岩性、地层型发展。地质研究认为，中国火山岩分布面积广，总面积达215.7×104km2(图7-28)，预测有利勘探面积为36×104km2，展示了火山岩油气藏勘探领域的潜力。根据目前勘探进展初步预测，火山岩中总石油资源量在60×108t油当量以上。

图7-28 中国陆上火山岩分布

未来的火山岩勘探应充分应用新技术，主要针对溶蚀型、裂缝型等次生火山岩储层和火山碎屑岩型(爆发相)、熔岩型(喷溢相)等原生型等有利储集体，立足松辽盆地深层、准噶尔盆地石炭系，构建两大火山岩气区;深化三塘湖、渤海湾盆地火山岩勘探，形成亿吨级储量规模区;积极探索吐哈盆地石炭-二叠系及新疆北部外围石炭系盆地，四川、塔里木二叠系，鄂尔多斯盆地等火山岩新领域，力争实现新突破。
东部火山岩油气区层位为中生界-新生界，属于拉张环境下形成的陆内裂谷火山岩，火山岩分布与断陷大断裂有关，油气藏成藏组合受断陷盆地的发育控制，火山岩与烃源岩形成环境相同，分布基本重叠，形成一套自生自储近源成藏组合，由于后期盆地演化不同，松辽盆地深层火山岩以气藏为主，而渤海湾、二连和海拉尔等盆地以油藏为主。新疆北部火山岩分布区主要包括准噶尔、三塘湖、吐哈等盆地的石炭-二叠系，主要形成于兴蒙海槽，由于后期原型盆地改造强烈，成藏组合变化较大。既有近源型组合，如准噶尔盆地陆东—五彩湾地区、三塘湖盆地马朗凹陷;也有远源型成藏组合，如准噶尔盆地西北缘，油气分布主要受不整合和断裂控制。
一、东部盆地
东部盆地火山岩勘探主要集中于松辽盆地和渤海湾盆地。
松辽盆地深层发育登二段、泉一-二段两套区域性泥岩盖层。纵向上发育3套生储盖组合。第一套组合以沙河子-营城组为烃源岩，以基岩风化壳、火石岭组、沙河子组为储层，以沙河子组内部泥岩为盖层。第二套组合以沙河子组为烃源岩，营城组火山岩、砂砾岩为储层，登二段湖相泥岩为盖层，是深层主力含油气组合。第三套含气组合以沙河子组为烃源岩，登三-四段河流相砂岩为储层，泉一-二段滨浅湖相泥岩为盖层。松辽盆地深层主力烃源岩为沙河子组含煤岩系，总分布面积约3.0×104km2，剩余资源丰富，具备天然气发展基础。初步预测火山岩面积11300km2，勘探潜力大。未来的勘探应以烃类气体为主，继续加强高部位火山爆发相领域的勘探，突破低部位火山喷溢相。立足徐家围子、长岭、英台等已突破断陷，扩大储量规模;积极探索莺山、古龙等新断陷，实现新的突破，寻找接替领域。
渤海湾盆地火山岩油藏勘探开发已有30多年，共发现30个火山岩油藏，储量近亿吨。火山岩主要分布在中生界和沙河街组中，分布面积约11000km2。主要火成岩油气藏包括辽河东部凹陷黄沙坨、欧利坨子、热河台、青龙台沙三段火山岩油藏，辽河西部凹陷大洼、牛心坨、欢喜岭、曙光中生界火山岩油藏，歧口凹陷港西潜山、风化店中生界火山岩油藏，沧东-南皮凹陷枣园、王官屯中生界、孔店、沙三段火山岩油藏，廊固凹陷曹家务沙三段火山岩油藏，胜利油田罗家、商741沙河街组火山岩油藏等。下一步勘探，需立足富油气凹陷沙河街组火山岩，以黄骅北部、辽河东部凹陷为重点，形成规模储量，积极突破新区带，寻找接替领域。重点勘探领域是辽河东部凹陷带中南段中生界、沙三段，辽河西部凹陷带北段沙三段、沙四段，黄骅坳陷涧南-新港沙三段、王官屯-枣园构造带沙三段-孔店组、北堡-南堡5号构造带沙一段，冀中坳陷柳泉-曹家务构造带沙三段。
二、西部盆地
西部盆地火山岩勘探主要集中于准噶尔、三塘湖、吐哈、塔里木等盆地。
准噶尔盆地晚海西期具有较强的分割性，形成多个生烃中心与多个含油气系统;烃源岩以上石炭统为主，以Ⅱ2型、Ⅲ型干酪根为油气源，在平面上复合叠加。火山岩分布面积达到22500km2，火山岩有利勘探区面积8300km2。目前，石油探明储量主要集中于西北缘断裂带上盘与石西凸起，天然气探明储量主要集中在西北缘断裂带下盘与陆东—五彩湾地区。总体勘探程度很低，尚具有较大的油气勘探潜力。准噶尔盆地火山岩领域石油剩余资源量，主要分布于西北缘断裂带与准东帐北断褶带上，多属于成熟区精细勘探范畴;近期在克-百断裂带石炭系、红-车断裂带石炭系、北三台凸起均获得良好进展。准噶尔盆地火山岩领域天然气勘探应立足于风化壳型储层，加大上石炭统断陷(凹陷)油气成藏条件综合评价和储层分布预测与目标落实，扩展陆东—五彩湾地区储量规模，积极探索新断陷(凹陷)，寻找接替领域。陆东—五彩湾地区石炭系火山岩发育，主要沿基底断裂分布，形成近EW向的3个有利火山岩发育带，即滴北凸起、滴南凸起、五彩湾凹陷，火山岩分布总面积达到2800km2。目前在该区克拉美丽气田探明天然气地质储量超千亿方，五彩湾地区获得新发现。另外，在三南、英西、乌伦古、玛湖等凹陷和准东地区有待进一步探索和突破。
三塘湖盆地钻井和露头证实发育下石炭统、上石炭统和下二叠统3套烃源岩，分布范围广。烃源岩为暗色泥岩及灰色凝灰质泥岩等，源岩品质较好，演化程度较高，综合评价为较好-好生油岩。石炭系火山岩分布广泛，遭受大面积风化剥蚀，发育风化壳型储层。石炭系卡拉岗组为一套中酸性火山岩，上部夹少量正常碎屑岩，产植物化石。根据地震资料推断，上石炭统-下二叠统在盆地内广泛分布，其中石炭系厚度大，火山岩累计厚4000～6000m，最大可超过7000m。三塘湖盆地火山岩风化淋滤储集体发育。发育以下两种成藏组合:①火山岩油气藏(石炭系—下二叠统);②可能的常规储集层油气藏(石炭-二叠系)。
吐哈盆地上石炭统-下二叠统广泛发育，烃源岩主要分布于中央隆起带两翼，形成两个生烃中心。岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩和凝灰质泥岩，灰岩仅少部分可作源岩。源岩综合评价为较好-好，资源潜力较大。火山岩主要分布在盆地南部石炭系—下二叠统，面积近2×104km2，整体勘探程度低。有待进一步探索和突破。
塔里木盆地二叠系中上部发育火山岩、火山碎屑岩和碎屑岩组合。火山岩分布面积超过8×104km2，有利勘探范围主要集中于火山岩发育区的北部地区。火山岩储层岩性以英安岩、玄武岩为主;孔隙度最大可达14.2%，平均孔隙度为6.77%;渗透率最大可达14×10-3μm2，平均渗透率为1.57×10-3μm2;储层厚度一般为50～70m，储集条件中等-较差。目前勘探揭示，S114-1井、S79井、T205井、T208井等多口井在火山岩岩体中见油迹-油斑级别的油气显示，海探1井获少量原油，表明火山岩能够有效成藏。而塔里木盆地古生界发育多套烃源岩，供源条件较好，存在下生上储条件，具有一定的油气资源前景。由于认识上将二叠系火山岩作为对油气藏起破坏作用对待，前期重视程度不够，勘探程度较低，至今只见油气显示，尚未获得突破。
三、中部盆地
中部盆地火山岩勘探主要集中于四川和鄂尔多斯盆地。
峨眉山玄武岩为晚二叠世大陆裂谷基性岩浆喷溢产物，由一套玄武质火山喷发岩构成，主要分布在四川盆地西部，由盆地边缘向盆地内逐渐变薄并分支尖灭，玄武岩尖灭后侧向逐渐过渡为乐平统煤系。1992年9月在周公山构造上钻探的周公1井在上二叠统玄武岩获工业气流25.61×104m3/d，表明火山岩能够形成良好的储集条件，并能获得高产。初步研究成果表明，川西上二叠统火山岩分布面积约6×104km2，火山岩厚度达500～1000m。四川盆地二叠系烃源岩发育，是盆地中深层主要的烃源层，烃源岩厚度一般为40～120m，有机碳含量高，生烃强度达(10～30)×108m3/km2，源岩条件优越，火山岩具备成藏条件，初步估算天然气资源量为(3000～5000)×108m3，具有一定的勘探潜力。
鄂尔多斯盆地发育一定规模和分布范围的隐伏火山岩体，其中龙门隐伏火山岩体已得到钻探证实。研究表明，盆地西南部火山岩有利勘探区面积为1200km2。20世纪70年代末在盆地西南部钻探的龙2井，钻遇闪长玢岩，其侵位的最高层位为上三叠统延长组底部，推测其形成于印支期。盆地山西组发育有效煤系烃源岩，局部与火山岩脉直接接触，具备一定的储集性能，但能否有效成藏，尚需要进一步研究。

松辽盆地上古生界具备油气成藏的石油地质条件，是松辽盆地油气勘探的重要接替领域。

松辽盆地在上古生界见油气显示井14口，获得油气流井5口。李永康（1997）、冯子辉通过深层烃源岩和天然气组分碳同位素及热模拟技术研究认为，芳深1井、芳深2井等昌德气藏天然气主要来自基底气源岩即有机深源气。综合分析，松辽盆地上古生界具备较好的油气成藏条件。

5.3.1 油气资源潜力

盆地内上古生界烃源岩主要分布在上二叠统林西组和中二叠统哲斯组（钻井揭示）。钻遇烃源岩探井共43口，其中钻遇泥岩井40口，钻遇灰岩井3口，有21口井钻遇林西组，钻遇泥岩最大厚度为992m，最小厚度为17m，平均厚度为149m；钻遇哲斯组探井5口，最大厚度为128m，最小厚度为21m，平均厚度为62m。林西组的沉积环境为深湖-半深湖相，发育黑色、灰黑色泥岩及页岩，反映沉积时处于还原—强还原环境，是松辽盆地内钻井揭示的最有利烃源岩。哲斯组的沉积环境为浅海－半深海，发育灰黑色、黑色泥岩、页岩，在碳酸盐岩台地斜坡相发育深色泥质灰岩、灰质泥岩；反映沉积时处于还原－强还原环境，也为盆地内有利烃源岩。烃源岩评价表明，盆地内钻井揭示的烃源岩干酪根类以Ⅲ型为主，少量为Ⅱ型；镜质体反射率（R_o）分布范围为0.5%～7.6%之间，主要有两个峰值，为1%～2%和4%～6%，各占总样品数的18.0%和46.8%，烃源岩演化多为高成熟和过成熟阶段。烃源岩演化表现为“北高南低”特征，南部上古生界烃源岩的R_o处于1.0%～1.85%，有机质达到高成熟阶段；北部除动1井、双3井、双16井的R_o小于1.5%，其他的R_o大于2.0%，四深1最高的R_o达到7.6%，大部分处于过成熟阶段。虽然现今埋藏较深，但地史时期一次生烃潜力大，同时在局部地区（肇源、长岭地区）可能存在二次生烃。根据古气候、古地理特征，有机质类型、丰度和热演化程度综合分析，松辽盆地上古生界烃源岩发育、生烃潜力大。初步估算油气资源量（50～80）×10⁸t油当量。

5.3.2 储层多样

经钻井揭示，盆地内上古生界储层有碎屑岩、变质岩和侵入岩，其中钻井揭示碎屑岩储层最多，为最主要的储集层系。同时上古生界顶面风化壳也是重要的储集类型。储层物性普遍较差，为致密储层（孔隙度一般为2%～8%，渗透率一般小于1.0×10^-3μm²）；但由于上古生界地层经历了多期构造运动，后期改造强烈，微裂缝、溶蚀孔发育，可以较好地改造储层，有效地拓展了储集空间。同时，变质岩、火山岩储层物性不受埋藏深度影响，裂缝较发育，也可以作为有效储层。从储层角度分析，上古生界应以天然气成藏为主。

5.3.3 盖层发育

经钻井揭示，林西组、哲斯组发育大套的暗色泥岩、灰岩，可以作为良好的区域盖层、局部盖层。同时，中生代上白垩统青一段、嫩一段和嫩二段为全盆地分布的湖相暗色泥岩，也可以作为区域盖层。林西组、哲斯组内的泥岩也可以作为局部盖层，中生代后期深埋藏区，可以形成二次生烃条件，保存条件好。

5.3.4 多种生储盖组合

综合分析松辽盆地上古生界可形成多种生储盖组合方式，自生自储型——林西组、哲斯组烃源岩及储层就近成藏；下生上储型——哲斯组烃源岩生成的油气在林西组储层或中生代储层成藏；上生下储型——林西组烃源岩生成的油气在哲斯组储层内成藏。

松辽盆地上古生界烃源岩、储集层、盖层均较发育，可以形成多套生储盖组合。钻井揭示，松辽盆地在上古生界见油气显示井14口，获得油气流井5口，证明松辽盆地上古生界存在油气生成、运移和聚集的过程，存在有效的上古生界油气系统，只要圈闭落实，后期保存条件好，就可以形成油气藏。

综合分析松辽盆地上古生界生储盖圈运保等成藏要素，根据盆地内实钻井揭示的气藏、显示情况，初步建立3种成藏模式，即新生古储型、古生古储型和古生新储型。

5.3.5 有利区优选

5.3.5.1 松辽盆地有利区

（1）优选原则

基础地质和石油地质的研究成果表明，松辽盆地上古生界具备形成油气藏的基本条件，基于目前的资料现状和认识程度，以生烃条件为核心，考虑储集、埋藏和保存条件，初步开展了有利油气远景区评价和优选。

确定优选原则如下：①上古生界地层厚度大，烃源岩发育；②埋深较浅（＜5000m），有机质成熟度适中；③烃源岩发育，气源充足；④远离骨架断裂和岩浆发育区；⑤具较好保存条件；⑥见到气测异常显示及气藏。

（2）区（带）优选

松辽盆地有9口井在上古生界地层试气获得气流，农103井压后自喷日产气4.24×10⁴m³；汪902井哲斯组砾岩解释气层2层26m，压后自喷日产气4.19×10⁴m³；昌401井压后自喷日产气1.38×10⁴m³；肇深1井压后自喷日产气1.18×10⁸m³；昌102井压后自喷日产气1.07×10⁸m³；肇深11井压后自喷日产气6600m³；肇深3井压后自喷日产气4193m³；芳深901井套管试气日产气119m³；农101井压后自喷日产气80m³。获得气流井基本分布在东部后期深埋区，烃源岩厚度大。

气测显示井8口，四深1井林西组砂泥岩见到气测异常8层58m，分析为自生自储的天然气。主要分布在东部后期深埋区，西北部个别井见到气测显示。

通过地层、烃源岩和构造等方面的研究，初步分析了上古生界油气成藏条件，综合研究认为松辽盆地的肇源、大安—农安和海坨子-长岭地区是上古生界有利勘探区带，并圈定海坨子和莫里青两个有利勘探目标。

1）肇源地区：肇源有利区（带）的面积为10000km²，区内上古生界地层保存完整，地层厚度为5000～10000m。四深1井、昌102井和汪902井等12口探井钻遇上二叠统林西组地层，尤其是四深1井钻遇林西组地层厚度为1289.5m。区内上二叠统林西组烃源岩较为发育，大部分烃源岩的有机质成熟度为2.0%～3.0%，松辽盆地形成后石炭-二叠纪地层为后期深埋藏，烃源岩发生过二次生烃，为中生代气藏有效气源，尤其是对芳深1井和芳深2井气藏供烃超过80%。四深1井在林西组见到8层54m气测异常显示，预示着区内可能存在原生气藏。区内上古生界顶面埋深3000～4000m，便于勘探。

2）大安-农安有利区（带）：图5.7中棕色虚线圈定的南部区为大安－农安区（带），面积为29000km²。，上古生界具有一定分布范围，地层厚度为3.0～13km。完钻的长深14井钻遇200m灰岩，推测时代为二叠纪。2011年预探中生界含气性同时兼探上古生界特征，钻探伏l7井，该井完钻井深2474m，上古生界顶面埋深1615m，钻遇上古生界地层859m，岩性为变余砂岩。气测显示10层41m。

图5.7 松辽盆地上古生界有利区（带）

3）海坨子-长岭地区：海坨子-长岭有利区（带）的面积为8000km²，区内石炭-二叠系地层厚度为4000～1000m，完钻的长深3井钻遇中下三叠统流纹岩，推测其下隐伏石炭-二叠系地层；完钻的长深14井钻遇200m灰岩，推测时代为二叠系。区内石炭-二叠系烃源岩发育，有机质成熟度为1.5%～1.8%，热演化史分析揭示该区石炭－二叠系为后期深埋藏，可能发生了二次生烃，并得到有效保存。顶面埋深1600～4000m，利于勘探。

2009年在大布苏－海坨子发现两个地质异常体，在地震剖面中的反射层与中生代的地层具有完全不同的响应特征，不具有可比性；并且在T₅界面以下，地质异常体具有完整的圈闭形态；推测其可能为早中生代残留的地质体，其下石炭－二叠系烃源岩发育，具备较好的油气成藏条件。两个地质异常体的面积为327km²，其中1号异常体面积为118.5km²，顶面埋深2080～3730m，底面埋深2390～4150m；2号地质异常体面积为208.5km²，顶面埋深2550～5500m，底面埋深2570～5670m。

5.3.5.2 松辽盆地南部有利区

有利区（带）的评价主要依据上古生界地层厚度大，烃源岩发育；顶面埋深较浅，有机质成熟度适中，具备一定生烃潜力；远离骨架断裂，保存较为完整；后期深埋藏，发生二次生烃；发育多类型的储盖组合；见到气测异常显示及次生气藏等条件进行定性评价。综合定性评价结果表明（图5.8）：一级有利区（带）包括通辽西凹陷带、哈尔滨南凹陷带；二级有利区（带）包括乾安－长岭凹陷带、茫汉凹陷带和昌图－梨树凹陷带；研究区内南部隆起为三级有利区（带）。

（1）通辽西凹陷带

区（带）内上古生界石炭-二叠系发育，厚度大，埋深1000～3000m，烃源岩厚度50～170m，烃源岩有机碳为0.5%～1.3%，有机质成熟度（R_o）1.5%左右，因此总体上看，该区烃源岩发育，成熟度适中，具备油气形成的物质基础。同时结合邻区野外观察表明，区内上古生界石炭-二叠系以灰岩和碎屑岩为主，局部地区为火山碎屑岩，其中碳酸盐岩储集岩主要岩石类型有生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、藻灰岩及部分礁灰岩；二叠系储层主要有细砂岩和粗粉砂岩，部分地区碳酸盐岩也可以作为较好的储集层。石炭-二叠系中广泛存在的泥岩可作区域或局部盖层，主要的生储盖组合包括：①以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中下石炭统灰（云）岩、礁灰岩、含生物碎屑灰（云）岩为储层-二叠系泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；②以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-中上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；③以中上二叠统泥（板）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合。

图5.8 松辽盆地南部油气有利勘探区带综合评价图

总之，该区上古生界烃源岩发育、厚度大，成熟度适中。同时区内存在多种类型的储层和多套生储盖组合，综合评价为一级战略区带。

（2）滨南凹陷带

该带内上古生界石炭-二叠系发育，厚度大，埋深1000～3000m，烃源岩厚度为90～110m，烃源岩有机碳为0.5%～1.3%，有机质成熟度（R_o）大于1.5%，因此总体上看，该区烃源岩发育，具备油气形成的物质基础。区内上古生界石炭-二叠系以灰岩和碎屑岩为主，局部地区为火山碎屑岩，其中碳酸盐岩储集岩主要岩石类型有生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、藻灰岩及部分礁灰岩；二叠系储层主要有细砂岩和粗粉砂岩，部分地区碳酸盐岩也可以作为较好的储集层。石炭-二叠系中广泛存在的泥岩可作区域或局部盖层，主要的生储盖组合包括：①以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中下石炭统灰（云）岩、礁灰岩、含生物碎屑灰（云）岩为储层-二叠系泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；②以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-中上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；③以中上二叠统泥（板）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合。

总之，该区上古生界烃源岩发育、厚度大，成熟度适中。同时区内存在多种类型的储层和多套生储盖组合，综合评价为一级战略区带。

（3）乾安-长岭凹陷带

区（带）内上古生界石炭-二叠系发育，厚度大，埋深1000～5000m，烃源岩厚度为0～110m，烃源岩有机碳为0.3%～0.5%，有机质热演化成熟程度较高，R_o普遍大于2.0%，因此总体上看，该区内烃源岩发育，成熟度较高，具备一定的油气形成的物质基础。区内上古生界石炭－二叠系以灰岩和碎屑岩为主，局部地区为火山碎屑岩，其中碳酸盐岩储集岩主要岩石类型有生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、藻灰岩及部分礁灰岩；二叠系储层主要有细砂岩和粗粉砂岩，部分地区碳酸盐岩也可以作为较好的储集层。石炭-二叠系中广泛存在的泥岩可作区域或局部盖层，主要的生储盖组合包括：①以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中下石炭统灰（云）岩、礁灰岩、含生物碎屑灰（云）岩为储层-二叠系泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；②以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-中上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；③以中上二叠统泥（板）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层－上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合。

总之，该区上古生界烃源岩分布局限，厚度一般，成熟度普遍较高。区内存在多种类型的储层和多套生储盖组合，SN64井灰岩见油气显示，综合评价为二级战略区带。

（4）茫汉凹陷带

区（带）内上古生界石炭-二叠系发育，厚度大，埋深1000～3000m，烃源岩厚度为10～170m，烃源岩有机碳为0.3%～0.7%，有机质成熟度（R_o）1.5%左右，因此总体上看，该区烃源岩发育，成熟度适中，具备一定的油气形成的物质基础。区内上古生界石炭-二叠系以灰岩和碎屑岩为主，局部地区为火山碎屑岩，其中碳酸盐岩储集岩主要岩石类型有生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、藻灰岩及部分礁灰岩；二叠系储层主要有细砂岩和粗粉砂岩，部分地区碳酸盐岩也可以作为较好的储集层。石炭-二叠系中广泛存在的泥岩可作区域或局部盖层，主要的生储盖组合包括：①以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中下石炭统灰（云）岩、礁灰岩、含生物碎屑灰（云）岩为储层－二叠系泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；②以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层－中上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；③以中上二叠统泥（板）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合。

总之，该区上古生界烃源岩较发育、厚度一般，成熟度适中。同时区内存在多种类型的储层和多套生储盖组合，奈10井见油气显示，综合评价为二级战略区（带）。

（5）昌图-梨树凹陷带

区（带）内上古生界石炭-二叠系发育，厚度大，埋深1000～3000m，烃源岩厚度为10～70m，烃源岩有机碳为0.5～0.7%，有机质成熟度（R_o）1.5%～2.5%，因此总体上看，该区烃源岩较发育，成熟度中等到高，具备一定的油气形成物质基础。区内上古生界石炭-二叠系以灰岩和碎屑岩为主，局部地区为火山碎屑岩，其中碳酸盐岩储集岩主要岩石类型有生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、藻灰岩及部分礁灰岩；二叠系储层主要有细砂岩和粗粉砂岩，部分地区碳酸盐岩也可以作为较好的储集层。石炭-二叠系中广泛存在的泥岩可作区域或局部盖层，主要的生储盖组合包括：①以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中下石炭统灰（云）岩、礁灰岩、含生物碎屑灰（云）岩为储层-二叠系泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；②以中下石炭统的含泥、含生物碎屑灰（云）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层－中上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合；③以中上二叠统泥（板）岩为生油（气）岩-中上二叠统砂岩为储层-上二叠统泥岩、泥板岩、凝灰岩等为盖层的组合。

总之，该区上古生界烃源岩较发育、成熟度中等到高。区内存在多种类型的储层和多套生储盖组合，综合评价为二级战略区（带）。

（6）南部隆起区

区（带）内主要为中上元古界及太古界基底出露，上古生界集中分布在区带东部王参l井附近，且王参1井在灰岩中见油气显示并解释了2.5m厚气层，但总体来看上古生界分布面积有限，综合评价为三级战略区（带）。

5.3.5.3 伊通盆地

伊通盆地为吉林省境内的新生代双断式断陷盆地，是郯庐断裂在中国境内的北延部分，呈NE向贯穿吉林省中部，位于长春市和吉林市之间，盆地面积为3500km²。伊通地区油气勘探工作始于1981年，勘探目的层主要为新生代地层，三维地震基本覆盖主体探区。2008年在伊通地区钻探的昌37井于花岗岩体突破天然气流关，综合研究认为其气源可能为下覆古生界地层。

（1）伊通盆地“基岩”之下很可能隐伏上古生界盆地

伊通盆地经过近两年的电法勘探发现，盆地“基岩高阻地层”之下隐伏低阻地层，呈现出低阻－高阻－低阻的3层结构特征；同时地震剖面上也有一定的响应，上部基岩表现为杂乱弱反射，连续性较差，下部则表现为中等连续、中强反射，具有一定的成层性，两者具有明显的不整合界面，表现为沉积盆地特征。刚完钻的昌27井在花岗岩之下钻遇600多米灰岩和90多米的暗色泥岩，与盆地外鹿圈屯组的岩性组合相近，推测可能为上古生界盆地。

伊通盆地完钻的昌37井气体组分的碳同位素特征异常，甲烷碳同位素重于-30‰，盆地内的新生代天然气甲烷碳同位素轻于-40%，平均值为-46‰，这与盆地内新生代沉积岩层的天然气碳同位素特征明显不同。昌37井天然气成因为煤型气，而盆地内新生代的天然气同位素均属于原油伴生气范围，综合认为昌37井的天然气不是来自“基岩”上覆地层的烃源岩，推测其来源于深部沉积盆地的烃源岩，地层时代可能为上古生界。

（2）伊通盆地的“基岩”潜山具有较好的勘探能力

通过对伊通盆地的基本石油地质条件和实际钻井情况分析，揭示“基岩”潜山具备较好的油气成藏条件，展现了较好勘探潜力。

伊通盆地“基岩”潜山发育，已经发现的7个潜山，总面积达到了450km²。钻遇“基岩”的97口探井中仅有9口井钻遇地层厚度大于200m。

伊通盆地的“基岩”潜山具备双向供烃的条件，油气源充足。油气源分析对比，证实“基岩”潜山的油气来自古近系双阳组烃源岩，如伊18井的原油；也有来自下伏的上古生界沉积盆地，如昌37的气源。盆地的古近系双阳组烃源岩厚度大，有机质丰度高，干酪根以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主，优质的烃源岩覆盖于“基岩”潜山之上，同时烃源岩存在欠压实现象，排烃动力强，对潜山形成封闭式的油气生、运、聚环境，以侧向排烃和上生下储成藏方式为主。依据目前对东北地区的石炭-二叠系烃源岩研究成果，其有机质成熟度较高，具备供气条件，以下生上储成藏方式为主。

伊通盆地的“基岩”潜山储层是以混合花岗岩为主，潜山顶面风化壳是以孔隙为主，潜山内幕是以裂缝储层为主，二者均具有较好的油气储集条件。目前已完钻的探井对潜山内幕没有取芯，仅有少量基岩风化壳取芯，化验分析显示潜山风化壳孔隙度主要为6%～12%，平均为9.57%；渗透率主要为0.04～40×10^-3μm²，平均为17.9×10^-3μm²，最高可达299×10^-3μm²。盆地经历了走滑、热沉降、伸展、隆升和挤压等多期构造活动，导致“基岩”潜山内幕的裂缝发育。昌37井在“基岩”内幕见到多层高气测异常显示，在钻入高气测异常层时钻时显著变小，证实“基岩”内幕存在多层裂缝发育带。

伊通地区上古生界沉积盆地的存在，不单扩大了伊通盆地的勘探领域，同时也展现了松辽盆地内的上古生界、东北地区上古生界较好的勘探潜力。

5.3.5.4 二连盆地

（1）概况

二连盆地位于内蒙古自治区中北部，行政区划属锡林郭勒盟、乌兰察布市和巴彦淖尔市，在区域上东起大兴安岭，西至乌拉特中后旗，南至阴山北麓，北到中蒙国界，地理坐标在E119°12′～170°30′，N40°41′～45°45′之间。东西长约1000km，南北宽约20～40km不等，面积约10×10⁴km²。大地构造位置属松辽地块的一部分，在华北板块（中朝板块）与西伯利亚板块消减增生带上。

二连盆地地处特殊的大地构造位置，构造活动十分强烈，是纬向系、华夏系与新华夏系交汇的地区，经历海西期、印支期、燕山期等多期构造运动，形成了以深大断裂为构造骨架的断裂系统，深大断裂发育规模大，活动时间长，盆地的前中生界基底分成几大块体，这些块体不断抬升剥蚀和差异沉降，泥盆系、石炭系、二叠系的分布主要受区域深大断裂控制。2011年，开展二连盆地全区重、磁连片处理解释和区域二维地震大剖面重新处理解释，结合地质、钻井等资料，研究二连盆地上古生界区域断裂特征，确定了深大断裂位置，分析了深大断裂的规模、性质以及活动时间、平面组合特征、地质作用与意义。

主要根据重力线性信息异常特征，结合其他资料综合解释，在研究区内确定控制上古生界地质结构和地层分布的5条区域深大断裂，主要为与蒙古弧形构造带相一致的近EW—NE向断裂。具体可以分为以下3组：①近EW—NE向断裂，贺根山断裂和达青牧场断裂，形成于古生代，主要控制盆地内泥盆系的分布；②近EW向断裂，区内发育2条，西拉木伦河断裂和康保断裂，是华北板块的北缘断裂，形成于元古代以前，EW向贯穿整个工区；③NNE—NE向断裂，大兴安岭断裂，为中生代发育的深大断裂，切穿了近EW向的断裂，且伴随着大量的火山活动。

（2）地层沉积简况

地层发育各区差别较大，相变明显，仅将东乌珠穆沁－呼玛地区沉积概述如下

东乌珠穆沁－呼玛地层分区上古生界自下而上出露有D_1-2泥鳅河组、D_2-3塔尔巴格特组、D₃安格尔音乌拉组、C₂-P₁宝力高庙组、P₂哲斯组和P₃林西组（表5.7）。

表5.7 东乌珠穆沁－呼玛地层分区晚古生代地层简表

续表

研究区内上古生界主要分布于西拉木伦河断裂以北地区，总体呈NE向展布。根据基底深大断裂系统将整个上古生界划分为“三隆两坳”的构造格局（图5.9），从北至南分别为巴音宝力格隆起、西乌旗坳陷、苏尼特隆起、赛汉乌力吉坳陷及温都尔庙隆起。

图5.9 二连盆地上古生界构造单元划分图

（3）构造演化特征

通过研究，结合区域地层发育情况和前人资料，研究了该区晚古生代以来的构造演化特征。加里东运动后，在西伯利亚板块和华北板块之间仍发育广阔的海西海槽，但从早二叠世末期由西向东逐步封闭。海西运动是天山-内蒙古-兴安地槽的主旋回运动，主要发育3次重要的构造运动，分别发生在泥盆纪末、石炭纪末和早二叠世末。每一构造运动标志着一个次一级构造旋回的结束。这3次构造运动造就了该区从泥盆纪类克拉通盆地到石炭-二叠系克拉通内坳陷盆地的演化过程，中新生代为断坳盆地。

（4）烃源岩特征

二连盆地上古生界包括泥盆系、石炭系、二叠系，总厚度可达35000m，主要为浅海相和海陆交互相碎屑岩夹碳酸盐岩、岩浆岩、火山碎屑岩建造，岩性以砂岩、砂砾岩、泥质岩、中—酸性岩浆岩和火山碎屑岩为主，其次为碳酸盐岩和基性、超基性岩浆岩等，其中泥盆系主要分布于盆地东北部地区，石炭系、二叠系分布较为普遍，全区均有分布。

该区主要烃源岩有中下泥盆统泥鳅河组、上石炭统宝力高庙组，本巴图组及二叠系寿山沟组和林西组，总厚度上千米（表5.8，表5.9）。

表5.8 二连盆地上古生界烃源岩发育情况统计表

表5.9 二连盆地上古生界烃源岩有机质丰度数据表

有机质丰度：林西组、寿山沟组、本巴图组泥岩有机碳含量较高。

有机质类型：根据现有数据，二连盆地上古生界烃源岩有机质类型基础属于Ⅱ₂—Ⅲ型。烃源岩干酪根显微组成当中腐泥组含量在40%～65%，颜色为棕黄色—棕色—黑色，镜质组+惰质组含量在35%～60%之间，类型指数一般小于28，显示了高等植物输入为主的特征，有机质类犁为典型的Ⅱ₂—Ⅲ型。

有机质热演化：以干酪根镜质体反射率（R_o）为主要依据，参考饱和烃ββC₂₉∑C₂₉、干酪根腐泥组颜色、岩石最高热解峰温（T_max）、牙形石颜色指数（CAI）等参数和泥质岩黏土矿物成岩—变质程度参数（伊利石结晶度等），判定二连盆地上古生界烃源岩基本处于成熟—凝析油湿气阶段，少部分到达干气阶段。

通过烃源岩镜质体反射率测定可以看出二连盆地上古生界烃源岩多数镜质体反射率在1.0%～2.0%之间，1.0%～1.3%的样品占样品总数的36%，1.3%～2.0%的样品占样品总数的39%，大于2.0%的样品占样品总数的15%，有机质多数处于成熟—凝析油湿气阶段，只有P639剖面寿山沟组泥岩样品的R_o值达到2.0%以上，到达干气阶段（表5.10）。

表5.10 二连盆地上古生界烃源岩镜质反射率分布表

（5）有利远景区优选

1）东乌珠穆沁旗－霍林郭勒市区：该区位于二连盆地东北部，上古生界发育较全，烃源岩发育，具多时代成油组合。在中生界已发现油气田。尤其2011年，为了搞清上古生界古背斜构造特征，在京特乌拉地区进行18条800km二维地震资料的重新处理。通过对重新处理二维地震资料的解释，结合地质调查和钻井等方面资料的分析研究，落实了以贺根山断裂和欣苏木断裂为骨架断裂的NE向断裂系统，研究了京特乌拉地区断裂及构造特征。

该区共有84口井钻遇上古生界，地层均为二叠系，其中阿古1井钻遇二叠系最厚，达2037m未穿。该区周边出露了二叠系、石炭系和泥盆系。

古生界露头实测累计厚度10000m左右，其中石炭-二叠系厚约3000～7000m。尽管这一厚度可能受逆冲断层影响导致地层叠置加厚，但仍然显示上古生界厚度可观。据此，笔者认为，该区上古生界各层系发育齐全，厚度较大。因此，认为该区为较好有利区。

2）克什克腾旗－苏尼特右旗区：该区位于二连盆地南部，上古生界发育较齐全，有多层段烃源岩及成油组合，并在中生界已发现油田。

钻井已经证实，该区石炭系灰岩裂缝发育，是良好储层。上古生界发育的暗色泥岩以及中生界烃源岩可提供良好的油源条件，结合中生界的钻井，通过加深钻探上古生界，可在揭示、研究上古生界地层层序的同时，兼探其含油气性，对深化上古生界的研究和目标突破，有较大的战略意义（图5.10）。

图5.10 二连盆地上古生界有利远景区预测图

（据华北油田，2011修改）

Ⅰ—东乌珠穆沁旗－霍林郭勒市区；Ⅱ—克什克腾旗－苏尼特右旗区

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