自1909年美国俄亥俄州中部上寒武统白云岩裂缝、溶洞内发现世界首个基岩油气藏以来^[1]，在以盆地基底基岩块体为目标的勘探热潮中又相继发现了美国堪萨斯中央隆起带、阿尔及利亚哈西迈萨乌德油田、委内瑞纳马开波盆地和越南南部大陆架等多个基岩油气藏^[2]。我国于1957年首次在克拉玛依油田石炭系变质岩中获得工业油流，随后又在酒泉盆地鸭儿峡志留系的变质千枚岩、济阳坳陷义和庄凸起钻遇产油935 t/d的高产油流，1975年更是在冀中坳陷中元古界迷雾山组的白云岩中发现1 000~3 000 t/d的高产工业油流，掀起了我国首个基岩油气勘探的热潮^[3-4]。然而，我国含油气盆地基底的基岩埋藏深度大、变质程度高、储层物性差，严重制约了基岩的大规模勘探。近年来，随着我国油气勘探开始向深部迈进，处于深埋条件下的盆地基岩再次成为非常规油气勘探的新热点^[5-7]，大港探区千米桥基岩凝析气田、辽河凹陷太古宇基岩内幕油藏、霸县凹陷文安斜坡寒武系基岩内幕油藏的发现，证实了我国基岩巨大的勘探潜力。柴达木盆地、渤海湾盆地和鄂尔多斯盆地基岩油气藏研究表明，我国基岩油气成藏条件复杂，油气富集受源、储、断、圈等多种成藏要素控制，是影响基岩油气藏形成的重要因素^[8]，因此，明确基岩油气藏形成条件的基础上开展有利区预测，就成为提高基岩勘探效率的关键。^[9-11]

松辽盆地中央古隆起是一个发育在海西期冲断褶皱基底上具有潜山性质的正向构造单元^[12]，1978年Zs1井在基岩顶部风化壳获11 822 m³/d的低产工业气流，证实了中央古隆起基岩的含气性^[13]。由于中央古隆起埋深大、岩石类型多样，地震响应特征差，制约了对基岩有利储层、圈闭和输导通道的识别。近年来，随着风化壳、基岩内幕储层认识的深入，将古隆起划分为风化壳孔隙-裂缝型、风化壳裂缝型、内幕裂缝-孔洞型和内幕裂缝型等两大类四小类储层，并在中央古隆起基底结构、岩性和构造特征研究基础上，总结了气源条件、供烃窗口、地质结构等基岩有利成藏条件分布，建立了基岩风化壳新生古储、侧向运移的成藏模式^[14-15]。勘探实践表明，虽然中央古隆起大部分探井均见到不同程度含气显示，但高产气井数量少且集中在少数次级凸起，证实受基岩气形成条件差异性分布影响，不同地区基岩的富集程度差异显著，是影响勘探效果的重要因素。因此，本次研究在中央古隆起基岩气藏成因和气源对比基础上，精细刻画烃源岩、有利储层、输导通道和保存条件等基岩形成条件，将中央古隆起划分为3个有利勘探区，以期为基岩气藏勘探部署提供地质依据。

松辽盆地的形成经历了石炭—侏罗系拼合基底、早白垩世断陷期和晚白垩世坳陷期等多个演化阶段，形成了盆地基底、断陷层、坳陷层等三大构造层。长期以来油气勘探和开发集中在埋深较小的断陷层和坳陷层，忽视了盆地深层基岩的油气资源潜力^[16]。中央古隆起位于松辽盆地深层东南断陷区（图 1a），西以徐西断裂为界与徐家围子断陷相邻，向东以断阶形式与古龙断陷相连，南北长110 km，东西宽9~34 km，是一个南北高、中间低的古隆起，自北向南依次为汪家屯、升平、卫星、昌德和肇州等5个次级凸起。中央古隆起基岩以花岗岩、浅变质岩为主，含少量糜棱岩，厚度为50~500 m（图 1b，1c），是两侧油气长期运移的指向区。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 松辽盆地北部中央古隆起构造位置（a）、地层岩性综合柱状图（b）和地质结构剖面（c） Fig. 1 Structural location(a), stratigraphic column(b)and geological structure profile(c)of central paleo-uplift, northern Songliao Basin

12口井112个气体组分分析表明，中央古隆起天然气中烃类气的质量分数为67.77%~98.36%，平均为88.89%，非烃类气的质量分数为1.63%~32.22%，平均为11.10%。烃类气中甲烷（CH₄）质量分数为77.79%~95.59%，平均为88.22%（表 1），重烃气的质量分数为0.79%~2.76%，平均为1.86%，以乙烷（C₂H₆）（质量分数为1.44%）为主，同时含少量丙烷（C₃H₈）（质量分数为0.25%）、丁烷（C₄H₁₀）（质量分数为0.09%）和戊烷（C₅H₁₂）（质量分数为0.08%），干燥系数为95.77%~99.15%。非烃类气中N₂质量分数为1.64%~27.53%，平均为9.13%，CO₂和H₂质量分数分别为0.83% 和0.76%。

表 1(Table 1)

表 1 松辽盆地北部中央古隆起天然气组成特征 Table 1 The composition of natural gas in bedrock reservoir of central paleo-uplift, northern Songliao Basin 构造单元 井名 w（烃类气）/% 干燥系数 w（非烃类气）/% CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 H2 N2 中央古隆起 C101 83.09 1.01 0.41 0.07 1.42 96.62 7.01 0.92 6.08 C102 71.27 1.30 0.48 0.38 1.78 94.77 12.4 0.81 11.60 C103 41.38 1.34 0.25 0.06 1.59 92.73 18.19 0.64 27.55 C201 81.40 0.74 0.05 0.01 0.79 98.07 8.50 0.99 7.51 中C401 83.61 1.33 0.14 0.04 1.46 96.57 6.71 0.47 6.24 Fs1 60.08 1.40 0.15 0.03 1.55 95.04 18.39 0.70 17.69 Fs2 84.00 0.75 0.03 0.01 0.79 98.16 7.21 1.33 5.88 Fs4 62.32 1.40 0.42 0.06 1.82 94.39 16.99 8.91 8.08 Lp1 85.62 2.14 0.26 0.15 2.40 94.54 4.71 0 4.71 Lt1 78.58 2.03 0.27 0.08 2.30 94.38 8.37 0 8.37 Lt2 91.63 2.16 0.29 0.21 2.44 94.74 1.64 0 1.64 Zs4 84.77 1.65 0.22 0.05 1.87 95.72 5.72 1.18 4.55 古龙断陷 Gl1 0 0 0 0 0 0 2.60 97.40 Gs1 62.17 0.15 0 0 0 99.75 32.31 0.10 5.26 Gs2 15.04 0.87 0.08 0 0 94.08 21.78 0.24 61.99 Ps1 0 0.03 0 0 0 4.03 36.12 59.83 Ys1 0.15 0 0 0 0 0.33 0 99.50 Ts1 7.11 0 0 0 0 7.26 82.54 80.00 徐家围子断陷 Xs1 92.28 2.25 0.37 0.14 0.03 97.07 2.08 0.81 2.04 Xs12 92.69 2.67 0.64 0.40 0.05 96.11 1.06 0.06 2.43 Xs13 92.77 1.95 0.55 0.19 0.04 97.13 3.34 0.03 1.12 Xs14 93.17 3.01 0.61 0.43 0.10 95.73 0.66 0.05 1.92 Xs15 71.97 1.44 0.20 0.26 0.07 97.32 11.71 0.01 14.10 Xs21 92.52 2.42 0.50 0.13 0.02 96.79 3.41 0.03 0.97 Xs24 68.93 0.75 0.07 0.03 0.01 98.77 25.51 0.02 4.68 Xs27 65.79 1.75 0.56 0.16 0.02 96.36 3.60 0.03 23.37 Xs3 91.82 2.25 0.36 0.24 0.04 96.95 1.73 0.21 3.36 Xs4 87.52 2.78 0.95 0.42 0.10 95.37 4.09 0.04 4.08

下载CSV 表 1 松辽盆地北部中央古隆起天然气组成特征 Table 1 The composition of natural gas in bedrock reservoir of central paleo-uplift, northern Songliao Basin

东侧徐家围子断陷天然气也以烃类气为主，质量分数为44.93%~99.55%，平均为91.86%，非烃类气的质量分数为0.13%~63.52%，平均为14.20%。烃类气中甲烷质量分数为50.87%~98.43%，平均为93.21%，重烃气的质量分数为0~19.26%，平均为2.47%，以乙烷（质量分数为1.83%）为主，丙烷、丁烷和戊烷的质量分数为分别为0.43%，0.12%，0.09%，干燥系数为97.56%。非烃类气中CO₂质量分数为0~95.87%，平均为12.63%，N₂质量分数为0~4.22%，平均为1.68%。

西侧古龙断陷深层天然气则以N₂，CO₂和H₂等非烃类气为主，N₂质量分数为5.26%~100.00%，平均为73.03%，CO₂质量分数为0~32.35%，平均为13.57%，H₂质量分数为0~5.38%，平均为0.59%。6口探井中只有Gs1井烃类气质量分数为62.39%，其余井烃类气质量分数为0~16.02%，平均为13.39%，烃类气中甲烷的质量分数为0~62.23%，平均为13.19%，重烃气的质量分数为0~0.95%，平均为0.19%。

根据原始物质来源可将烃类气分为有机成因和无机成因2种类型^[17]。有机成因甲烷碳同位素（δ¹³C₁）一般小于-30‰，以具正碳同位素系列为特征，而无机成因甲烷碳同位素（δ¹³C₁）一般大于-10‰，通常具负碳同位素系列。22个稳定碳同位素样品分析表明，中央古隆起甲烷碳同位素（δ¹³C₁）为-26.97‰~-17.58‰，平均为-23.33‰；乙烷碳同位素（δ¹³C₂）为-29.58‰~-21.98‰，平均为-27.57‰；丙烷碳同位素（δ¹³C₃）为-30.14‰~-25.43‰，平均为-27.68‰。徐家围子断陷天然气δ¹³C₁为-38.4‰~-15.5‰，平均为-27.9‰，δ¹³C₂为-43.2‰~-21.6‰，平均为-32.0‰，δ¹³C₃为-39.3‰~-26.3‰，平均为-30.6‰；古龙断陷天然气δ¹³C₁为-40.19‰~-23.05‰，平均为-29.4‰。δ¹³C₁和CH₄含量关系表明中央古隆起基岩气藏天然气与徐家围子断陷、古龙断陷均为有机成因甲烷（图 2a）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 松辽盆地北部中央古隆起基岩气藏天然气成因判识[（a）—（c）底图据文献[17]修改；（d）底图据文献[18]修改）] 注：A. 煤层菌解气；B. 生物气；C. 油层菌解气；D. 油型气；E. 煤型气；F. 后期浅层混合气；G. 浅层混合气；H. 后期深层混合气；Ⅰ. 深层混合气；Ⅰ1. 生物气；Ⅰ2. 生物气或亚生物气；Ⅰ3. 亚生物气；Ⅱ1. 原油伴生气；Ⅱ2. 原油裂解气；Ⅲ1. 油型裂解气和煤层气；Ⅲ2. 凝析油伴生气和煤层气；Ⅳ. 煤型气；Ⅴ1. 无机气；Ⅴ2. 无机气和煤型气。 Fig. 2 Genesis recognize of natural gas natural gas in bedrock reservoir of central paleo-uplift, northern Songliao Basin

甲烷碳同位素（δ¹³C₁）在热演化过程中极易发生分馏，乙烷和丙烷等重烃组分受热成熟影响较小，具有较强的原始母质继承性，一般以乙烷碳同位素（δ¹³C₂）值-28‰或-29‰作为区分煤型气和油型气的界限^[18]。δ¹³C₁和δ¹³C₂关系表明，中央古隆起天然气δ¹³C₂均大于-28‰（图 2b），位于煤型气区（E区）和深层混合气区（Ⅰ区）。C₁/C₂₊₃和δ¹³C₁图版中，中央古隆起样品也主要落在煤型气区（Ⅳ区），少数位于无机气和煤型气区（Ⅴ₂区），古龙断陷天然气则落在原油裂解气区（Ⅱ₂区）（图 2c）。δ¹³C₂和δ¹³C₂-δ¹³C₁关系表明，中央古隆起为晚期腐殖气，部分为晚期腐泥气（图 2d）。甲烷、乙烷碳同位素组成和关系表明，中央古隆起基岩天然气全部为有机成因甲烷，为煤系烃源岩在高—过成熟阶段裂解形成的煤型气，徐家围子断陷天然气成因基本一致，而古龙断陷天然气中甲烷主要为原油裂解气或深层混合气。天然气组成上，中央古隆起是以甲烷为主的烃类气，同时含少量乙烷、丙烷等重烃气和CO₂，N₂等非烃气，气体组成也与徐家围子断陷天然气具有较好的可比性，这与古龙断陷天然气以N₂，CO₂和H₂等非烃类气为主的组成特征差异明显。因此，中央古隆起基岩中天然气主要来自东侧徐家围子断陷。

中央古隆起东侧徐家围子断陷沙河子组发育暗色泥岩、煤岩和炭质泥岩等多种类型烃源岩，是中央古隆起基岩气藏最主要的烃源岩。沙河子组不同类型烃源岩有机质丰度高，暗色泥岩TOC为0.15%~50.96%，平均为4.33%，生烃潜量（S₁+S₂）为0.01~122.84 mg/g，平均为3.98 mg/g，均为好—很好烃源岩。煤岩和炭质泥岩TOC均为0.68%~82.71%，平均值均为32.56%，S₁+S₂为0.06~115.23 mg/g，平均为15.73 mg/g（图 3）。暗色泥岩有机质类型好，干酪根中H/C，O/C原子比分别为0.42~2.18，0.02~2.21，平均分别为0.81，0.42，指示暗色泥岩有机质类型以Ⅱ型为主，部分为Ⅲ型。煤岩和炭质泥岩的H/C均为0.22~0.68，平均值均为0.41，O/C均为0.01~0.06，平均值均为0.03，表明煤岩和炭质泥岩全部为Ⅲ型干酪根，具有较高的生气潜力。徐家围子断陷沙河子组不同类型烃源岩热演化程度普遍较高，暗色泥岩R_o为1.69%~3.89%，平均为2.31%，T_max为309~590 ℃，平均为480 ℃，大部分样品处于过成熟阶段。煤岩和炭质泥岩R_o均为1.35%~3.40%，平均值均为1.98%，T_max均为326~587 ℃，平均值均为446 ℃，也处于高—过成熟的生气阶段。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 松辽盆地徐家围子断陷烃源岩S1+S2与TOC关系和有机质类型 Fig. 3 Relationship between TOC and S1+S2 and organic matter type of source rocks in Xujiaweizi fault depression, Songliao Basin

钻井和地震解释表明，徐家围子断陷不同类型的烃源岩厚度为40~200 m，紧邻古隆起的宋站洼槽和徐西洼槽厚度分别为100~280 m和120~300 m（图 4a）。徐家围子断陷高丰度烃源岩热演化程度高，处于高—过成熟的干酪根裂解生气阶段，生气潜力大，生烃模拟表明，宋站洼槽和徐西洼槽生烃强度分别为（100~540）×10⁸ m³/km²和（60~420）×10⁸ m³/km²，为中央古隆起基岩气藏的形成提供了充足的气源保障（图 4b），中央古隆起气井高产气井也紧邻宋站洼槽、徐西洼槽等主要的生烃洼槽。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 松辽盆地北部中央古隆起与徐家围子断陷烃源岩厚度、生烃强度 Fig. 4 Thickness of source and hydrocarbon generating intensity in Xujiaweizi fault depression and its relationship with central paleo-uplift, northern Songliao Basin

中央古隆起自形成后长期暴露地表，古隆起顶部普遍遭受强烈的风化剥蚀和淋滤溶蚀，同时多期构造活动使下部基岩破裂，成像测井上可见基岩中发育大量高角度构造缝，是基岩内幕致密花岗岩成储的关键。根据风化强度、成像测井解释的裂缝发育特征和岩石类型，将中央古隆起分为顶部风化壳孔缝层、下部内幕致密层与内幕裂缝层等3层结构^[19]。以Lt2井为例，顶部风化指数（LOI）普遍大于15%（图 5），浅变质安山岩、浅变质砂砾岩和糜棱岩在风化作用与大气降水淋滤溶蚀下形成风化壳孔缝层^[20]，储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔和风化缝、溶扩缝为主，不同类型溶孔间连通性好，镜下见次生溶孔连片状发育，虽然厚度为62 m，但物性较好，孔隙度为2.6%~7.2%，平均为4.3%，渗透率为0.13~0.95 mD，平均为0.45 mD。风化壳孔缝层下部的内幕致密层风化指数（LOC）为6%~14%，未遭受明显的风化和淋滤溶蚀，成像测井上裂缝不发育，线密度为1.2条/m，储集空间为刚性花岗岩、糜棱岩挤压破碎形成的粒间孔、晶间孔和少量构造缝，镜下见大量孤立状粒间孔，孔隙间连通性和储层物性极差，基本无储集能力，孔隙度为1.2%~4.3%，平均为1.7%，渗透率为0.05~0.46 mD，平均为0.21 mD。内幕裂缝层以刚性花岗岩为主，在构造挤压下破裂形成网格状高角度裂缝、三角形碎裂花岗岩粒间孔和少量晶间孔，是内幕裂缝层主要的储集空间，岩心上见多组近平形状高角度构造缝，线密度为14~25条/m，孔隙度为0.3%~3.2%，平均为1.3%，渗透率为1.3~9.1 mD，平均为6.3 mD，也是基岩内幕主要储层类型。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 松辽盆地北部中央古隆起Lt2井基岩内部结构 Fig. 5 The internal structure of bedrock of Lt2 well in the central paleo-uplift, northern Songliao Basin

中央古隆起发育花岗岩、糜棱岩、浅变质岩等多种岩石，北部汪家屯凸起、卫星凸起和中部昌德凸起以浅变质安山岩、浅变质砂砾岩等浅变质岩、糜棱岩为主（图 6a），抗风化能力弱，在长期的暴露剥蚀和风化淋滤作用下，岩石中长石、火山岩岩屑等易溶组分溶蚀形成溶扩缝、风化缝、砾（晶）间孔和粒间溶孔。镜下见Ls1HC井中半径为2~5 mm的粒间溶孔沿裂缝呈串珠状分布，裂缝普遍遭受溶蚀，边缘呈锯齿状，粒间孔则多呈孤立状分布，孔隙半径为2~12 mm。气藏对比表明，研究区北部汪家屯凸起Lt1井、中部昌德凸起C1HC井、Fs5井为大面积连续分布的风化壳气藏，其中Lt1井、Fs5井和Fs2井风化壳气藏的试气产能分别为40.8×10⁴ m³/d，29.3×10⁴ m³/d和20.2×10⁴ m³/d。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 松辽盆地北部中央古隆起基岩岩性分布（a）、C1HC井风化壳气藏剖面（b）和Lt2井基岩内幕气藏剖面（c） Fig. 6 Distribution of different kinds of lithology(a)in central paleo-uplift and profile of bedrock gas in C1HC and Lt2 well(b, c), northern Songliao Basin

南部肇州凸起储层以花岗岩为主，虽然岩石结构致密、风化和次生溶蚀不发育，但花岗岩中暗色矿物含量低、脆性大，在徐西断裂挤压下极易破碎，形成高角度构造裂缝。成像测井解释Ls1井内幕储层裂缝线密度为16~20条/m，裂缝自身储集能力有限，孔隙度为0.5%，渗透率为13.63 mD。花岗岩中颗粒间因错动形成的粒间孔，也是内幕裂缝层重要的储集空间类型之一，Cs1井镜下见碎屑颗粒间发育大量三角形、不规则状粒间孔，孔隙半径为1~5 mm。Lt2井、Lp1井在裂缝发育的内幕裂缝层分别钻遇44.9×10⁴ m³/d和115.2 ×10⁴ m³/d的高产工业气流。

基岩自身不具备生烃能力，高效的输导通道就成为基岩气富集成藏的必要条件^[21]。中央古隆起发育风化壳、断层和裂缝等3种输导通道，三者在空间上耦合形成“S”型、“T”型和“断缝体”输导通道，其中北部汪家屯凸起、中部昌德凸起风化壳发育，以风化壳、断层组成的“S”型、“T”型输导通道为主，南部肇州凸起内幕裂缝层发育，由高角度断层和裂缝组成网格状“断缝体”是基岩内幕气藏最主要的输导通道（图 7a）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 松辽盆地北部中央古隆起输导通道类型 Fig. 7 The type of different kinds of transport channel in the central paleo-uplift, northern Songliao Basin

升平凸起、汪家屯凸起位于宋站生烃中心，徐家围子断陷烃源岩向西超覆于基岩之上，烃源岩与基岩顶部风化壳孔缝层直接接触，空间上呈“S”型（图 7b）。中央古隆起北部风化壳孔缝层的物性好，且风化壳与烃源岩呈广覆式直接接触，具有储运一体特征，运移效率最高，Lt1井、W902井在与烃源岩叠合的基岩顶部风化壳中钻遇高产工业气流。“T”型输导体主要位于研究区中部昌德凸起、卫星凸起，是由徐西断裂和基岩顶部风化壳联合组成的（图 7c）。徐西断裂倾角为30°~50°，从基岩顶部到沙河子组垂直断距为1 100~4 100 m，使烃源岩与基岩大面积接触，天然气首先沿徐西断裂向上运移至昌德凸起、卫星凸起顶部风化壳，再沿风化壳侧向运移至高部位聚集成藏，输导效率较高，即使在远离生烃中心的C1HC井、Fs5井基岩顶部风化壳也能成藏。研究区南部肇州凸起发育多条树枝状、阶梯状断裂，断层不仅是基岩内幕气藏最主要的输导通道，强烈的断裂活动使肇州凸起花岗岩破碎成近平行状排列的高角度裂缝带，与断层一起组成“断缝体”（图 7d），也是天然气运移的重要通道。如Ls1井、Zs2井见树枝状断裂与近平行的高角度构造裂缝相间排列，二者一起组成网格状“断缝体”，是肇州凸起内幕气藏主要输导通道。

天然气分子小、逸散快，稳定分布的区域性盖层成为气藏得以保存的关键。中央古隆起和各类圈闭早在晚侏罗世即已形成，此后长期处于构造高部位遭受风化剥蚀。至白垩系末期，松辽盆地发育统一的登娄库组河流—三角洲沉积，此时中央古隆起才沉积了巨厚的三角洲前缘分流间湾泥岩和滨浅湖泥岩，与下伏基岩不整合接触，是中央古隆起基岩气藏最重要的区域盖层。生烃模拟和埋藏史、热史分析表明，徐家围子断陷深层烃源岩在营城组末期达到成熟，在青山口组末期和嫩江组末期均达到生气高峰并开始向外排烃^[22]，此时登娄库组盖层已经形成，为基岩气藏的保存创造了有利条件。中央古隆起登娄库组以泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，厚度为140~320 m，南部肇州凸起厚度为200~300 m，泥地比普遍大于50%，中部昌德凸起、卫星凸起泥岩厚度均为180~260 m，泥岩质纯，泥地比均为42%~75%，汪家屯、升平凸起泥岩厚度均小于120 m（图 8）。微观上，泥岩物性越差、突破压力越高，所能封闭的气柱高度就越大、封闭性越好。岩心实验表明，登娄库组泥岩物性较差，孔隙度普遍小于3%，突破压力为2.7~5.6 MPa，最高为6.4 MPa。其中，昌德凸起和肇州凸起突破压力均为4.6~5.8 MPa，汪家屯凸起和升平凸起均为3.6~4.0 MPa，具有较高突破压力的厚层泥岩是中央古隆起基岩气藏得以保存的关键。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 松辽盆地中央北部古隆起登娄库组泥岩盖层等厚 Fig. 8 The thickness of musdstone in Denglouku Formation in the central paleo-uplift, northern Songliao Basin

在生烃洼槽、储层类型和物性、泥岩盖层等有利成藏条件联合作用下，徐家围子断陷天然气沿多类型的立体输导通道侧向运移至中央古隆起基岩风化壳孔缝层、内幕裂缝层等有利储层中聚集，形成大量构造-岩性、岩性气藏。以烃源岩、储层和盖层厚度、断层分布为依据，将中央古隆起划分为汪家屯凸起、昌德凸起、肇州凸起等3个有利勘探区，不同有利区的岩石类型、成藏条件和气藏类型均存在差异。

汪家屯凸起距离北部生烃中心为7.8~9.2 km，宋站洼槽烃源岩超覆不整合于汪家屯凸起、升平凸起基岩顶部风化壳之上，二者间通过“S”型的风化壳相连接，气源条件优越。研究区北部构造幅差高、长期暴露地表，储层内浅变质安山岩、浅变质砂砾岩和构造角砾岩遭受淋滤溶蚀，形成以火山岩屑溶孔、斑晶溶孔、砾间孔、构造裂缝为主要储集空间的风化壳孔缝层，厚度普遍大于180 m（图 9a），孔隙度为0.69%~4.82%，平均为1.86%，渗透率为0.02~1.26mD，平均为0.65 mD，储集条件较好。因断层复杂化，在汪家屯凸起和升平凸起基岩顶部分别形成了面积为275.8 km²和73.5 km²的断层圈闭，闭合高度为835~910 m，是天然气运移和聚集的有利目标，升平凸起盖层厚度小、断层发育（图 9b），保存条件差，现今气藏集中在汪家屯凸起储层物性较好、盖层发育的局部高点，如Lt1井、W902井和W904井。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 松辽盆地北部中央古隆起基岩气藏综合评价（a）与有利勘探区（b） Fig. 9 The traps(a)and favorable exploration area of bedrock gas reservoir(b)in the central paleo-uplift, northern Songliao Basin

昌德凸起到中部生烃中心距离虽然高达17.9~18.5 km，但二者以徐西断层和风化壳组成的“T”型输导通道相连接，徐西洼槽天然气沿徐西断层侧向运移至昌德凸起，再沿基岩顶部不整合面侧向运移至风化壳孔缝层、内幕裂缝层聚集，气源条件较好。昌德凸起顶部变质安山岩、构造角砾岩在淋滤溶蚀作用下形成以各类次生溶孔和粒间孔为主的风化壳储层，下部的碎裂花岗岩、花岗岩则在徐西断层东西向挤压作用下破碎形成以裂缝为主的内幕裂缝层，储层厚度为180~300 m，孔隙度为1.62%~6.65%，平均为3.4%，渗透率为0.12~6.32 mD，平均为0.91 mD，基岩内发育多个断背斜、背斜圈闭，面积为122.9 km²，闭合高度为55~110 m。盖层厚度为160~200 m，断裂不发育，有利于天然气藏的保存，也是基岩天然气富集和有利勘探目标，已有C1HC，Cs1，Fs5和C401等多口工业气流井。

肇州凸起紧邻徐西生烃中心，二者距离为8.9~12.0 km，气源条件好。强烈的断层活动使肇州凸起花岗岩、碎屑花岗岩等多类型岩石碎裂，形成网格状的高角度裂缝、粒间孔和晶间孔，错综复杂的高角度裂缝与断层一起组成的网格状“断缝体”，既是基岩内幕气藏重要的储集空间，也是天然气侧向运移的主要通道。肇州凸起内幕裂缝层储层厚度为180~270 m，孔隙度为0.23%~2.55%，平均为1.22%，渗透率最高可达12.68 mD，平均为1.6 mD。肇州凸起顶部发育多个断背斜圈闭，总面积为232.3 km²，闭合高度为310 m，四周发育若干小型断块圈闭，圈闭条件好。登娄库组泥岩厚度普遍大于220 m，断层不发育，气藏保存条件好。已在靠近徐西洼槽一侧发现Lt2，Lp1和Zs3等多口高产气井，是研究区最有利勘探目标之一。

（1）松辽盆地北部中央古隆起天然气是以甲烷为主的烃类气，同时含少量乙烷、丙烷重烃气和氮气、二氧化碳等非烃类气，烃类气为典型高—过成熟的煤型气。中央隆起气天然气组成和成因与徐家围子断陷天然气类似，与古龙断陷差异明显，表明徐家围子断陷是中央古隆起主要气源。

（2）徐家围子断陷多类型烃源岩丰度高、生烃强度大，是基岩气藏重要的气源；由“风化+破裂”形成的多类型储层，为基岩气藏提供良好的储集空间；“壳+断+缝”耦合搭建基岩侧向运移的立体输导通道，促进天然气向中央古隆起高部位的运移和聚集；古隆起顶部登娄库组泥岩厚度大、突破压力高，是气藏得以保存的关键。

（3）综合烃源岩、输导体系、盖层分布和储层厚度、圈闭等有利成藏条件分布及试气结果，将中央古隆起基岩气藏分为汪家屯凸起、昌德凸起、肇州凸起等3个有利勘探区，汪家屯凸起、昌德凸起浅变质岩发育，主要为风化壳气藏，常见“S”型、“T”型输导通道，输导通道和保存条件共同控制气藏发育；肇州凸起以花岗岩最常见，以基岩内幕气藏为主，发育“断缝体”型输导通道，气藏由储层厚度、物性和圈闭联合控制。