勘探实践证明，我国东部盆地深层地质条件复杂，已探明或待提交的储量多属于特低渗透致密气藏，给效益开采带来极大挑战^[1-2]。松辽盆地为我国最早发现的陆相大型含油气盆地^[3-4]，自2002年松辽盆地徐家围子断陷徐深1井营城组火山岩获得高产工业气流以来，深层火山岩取得一系列突破^[5-7]，但其下部的沙河子组烃源岩较发育且岩性致密，故沙河子组储层未受到过多关注。近年来，随着勘探的不断深入，沙河子组多口井获工业气流，证实了沙河子组致密气具有广阔的勘探开发前景^[8-9]。经资源潜力评价，松辽盆地沙河子组分布面积约为5.0×10⁴km²，总资源量约为4.2×10¹²m³，其中徐家围子断陷沙河子组分布面积为3731km²，资源量约为3520×10⁸m^{3 [10-11]}。截止到目前，仅在徐家围子断陷沙河子组提交了189×10⁸m³探明储量，但由于对沙河子组的成藏控制因素认识不足，且受投资成本和勘探开发技术的制约，沙河子组一直未能实现储量和产量的进一步突破^[12]。

前人对沙河子组的研究主要集中在层序地层、储层特征及沉积相展布等方面，同时从构造断裂、沉积背景、气源条件、运移条件及成藏期次等方面分析了沙河子组的成藏条件，对沙河子组源内自生自储的成藏组合、致密砂砾岩气富集、沙河子组主要存在3次油气大量充注时期的认识达成了共识^[13-14]。但目前针对徐家围子断陷沙河子组成藏动力过程的研究多从单一要素出发，对其深层致密非浮力油气成藏机理及满盆含气特征缺乏认识和讨论。

近年来，随着非常规储层改造技术的进步及开发成本的下降^[15]，大庆油田开始对沙河子组致密气进行有效勘探开发技术探索。利用地震、岩心、测井等资料，从烃源岩条件、储层物性、沉积相带展布、地层超压等方面分析了沙河子组的成藏控制要素，厘定沙河子组致密气藏的成藏机理。在理论认识的基础上，徐家围子断陷宋站低凸起部署的宋深9-平5井在提高单井产能指标的同时，以追求提高单井累计产气量和气田采收率为目标，取得革命性实践成果，实现测试产量106×10⁴m³/d，突破了沙河子组致密气藏历史性纪录。同时宋深9-平5井的勘探突破，使得沙河子组成藏机制的认识研究更深一步，为后期高效勘探开发提供了有效途径。

徐家围子断陷是松辽盆地面积最大、勘探程度最高且最具优势的一个断陷，是由徐西断裂和徐中断裂控制的箕状断陷^[16]，西侧与古中央隆起带毗邻，东侧与朝59古隆起—万隆古隆起相接，面积约为5350km²，内部可划分为安达凸起、升平凸起、安达凹陷、徐西凹陷、徐东凹陷、徐东斜坡带、三站凹陷（图 1）。徐家围子断陷深部地层从下至上依次为火石岭组、沙河子组、营城组^[17]。徐家围子断陷沙河子组是形成于强烈断陷期的一套致密砂砾岩，并发育大面积的暗色泥岩及煤层。前人依据沙河子组内部砂砾岩与泥岩的频繁交互特征、测井曲线变化特征及地震反射特征等建立区域统一精细等时层序地层格架，将沙河子组自下而上划分为SQ1、SQ2、SQ3、SQ4四个三级层序^[18-20]（图 2），地层整体表现为东高西低的格局，断层走向以南北向和北西向为主。

图 1

图 1 徐家围子断陷构造单元划分图 Fig. 1 Division of structural units in Xujiaweizi Fault Depression

图 2

图 2 松辽盆地深层综合柱状图（据文献[17]修改） Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of deep formations in Songliao Basin (modified after reference [17])

沙河子组是徐家围子断陷深层最主要的烃源岩层，属煤系烃源岩，发育大量的灰黑色、黑色泥岩、煤层等，分布面积广、厚度大，厚度一般为200~2000m。沙河子组纵向上4个层序均发育煤系烃源岩，均可作为气源层。沙河子组暗色泥岩有机质含量高，TOC平均为1.07%，热解生烃潜量平均为0.35mg/g，氯仿沥青“A”含量平均为0.057%；煤层TOC平均为68.6%，H/C原子比平均为0.59%^[21]。色谱—质谱分析显示，煤系烃源岩正构烷烃曲线呈双峰型分布，主峰碳数分别为17和25，反映出有机质主要来源于陆生高等植物，并混合有湖相水生生物。煤系烃源岩显微组分以结构镜质体、丝质体和惰质体为主^{[18, 22]}，有机质类型主要为Ⅲ型，部分为Ⅰ—Ⅱ型，大部分处于过成熟演化阶段（R_o > 2.0%）。在R_o > 2.0%时，Ⅲ型干酪根的O/C原子比仍在随热演化进程而减少，说明深层Ⅲ型干酪根晚期仍在排烃（图 3）。

图 3

图 3 徐家围子断陷沙河子组O/C—H/C原子比交会图 Fig. 3 Cross plot of O/C-H/C atomic ratio in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

烃源岩生气强度是烃源岩厚度、面积、密度、TOC、氢指数（I_H）、成气转化率的综合反映。经评估，徐家围子断陷沙河子组总生气量约为28×10¹²m³，其中暗色泥岩生气量约为23.36×10¹²m³、煤层生气量约为5.06×10¹²m³。沙河子组暗色泥岩生气强度大于50×10⁸m³/km²的面积约为560km²，煤层生气强度大于20×10⁸m³/km²的面积约为407km²（图 4）。徐家围子断陷沙河子组煤系烃源岩分布面积广、厚度大、生气强度高，同时有晚期生烃、持续排烃的特点，这为徐家围子断陷沙河子组地层普遍高压、满盆含气格局的形成奠定了良好的物质基础。

图 4

图 4 徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩（a）及煤层（b）生气强度平面图 Fig. 4 Contour map of gas generation intensity of dark mudstone (a) and coal seam (b) in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

徐家围子断陷沙河子组粗碎屑砂砾岩体储层在纵横向上叠置发育，孔隙度和渗透率均较低，属于典型的特低孔致密储层。储层内部由于强烈的溶蚀作用而发育多层高孔渗带，成为砂砾岩致密气藏的“甜点”，扇三角洲前缘和辫状河三角洲前缘发育有利储层。

徐家围子断陷沙河子组主要发育扇三角洲、辫状河三角洲、湖泊相^[19]沉积（图 5）。SQ1至SQ4时期，早期沙河子组沉积范围较小，洼槽分割发育，随断陷活动增强，湖盆范围扩大，晚期受剥蚀影响，湖盆缩小，沙河子组SQ3时期沉积范围最大，总体上为一个完整的沉积演化过程，呈现“浅水小盆”沉积特点。SQ4时期，宋站低凸起沙河子组为扇三角洲相沉积，主体发育扇三角洲平原亚相，边部发育扇三角洲前缘亚相。扇三角洲平原亚相是扇三角洲陆上部分与冲积扇的过渡，主要由分流河道、分流河道间、漫滩沼泽微相构成；扇三角洲前缘沉积是扇三角洲沉积主体，由水下分流河道、水下分流河道间、河口沙坝沉积及前缘席状砂沉积微相构成^{[20, 23]}。在各期湖岸线的周边发育湖漫滩沉积，是有利储层分布区域。

图 5

图 5 徐家围子断陷沙河子组SQ1—SQ4沉积相平面展布图 Fig. 5 Sedimentary facies map of SQ1-SQ4 in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

沙河子组储层岩石类型主要为砂砾岩、砂岩，埋藏深度大，成岩作用强，储层物性较差。储集空间类型主要为粒间孔、粒内溶孔，同时发育晶间孔及微裂缝等多种储集类型^[24-25]（图 6）。沙河子组24口井340块岩心分析统计结果表明，砂砾岩孔隙度主要集中在3.0%~9.0%之间，中值为5.7%，渗透率主要集中在0.03~0.5mD之间，中值为0.085mD；砂岩孔隙度主要集中在2.0%~7.0%之间，中值为3.1%，渗透率主要集中在0.03~0.3mD之间，中值为0.05mD，属特低孔致密储层。沙河子组SQ1层序储层孔隙度分布在0.5%~10.4%之间，平均为2.9%，渗透率分布在0.01~1.09mD之间，平均为0.14mD；SQ2层序储层孔隙度分布在0.7%~8.7%之间，平均为2.67%，渗透率分布在0.004~2.9mD之间，平均为0.11mD；SQ3层序储层孔隙度分布在0.6%~10.2%之间，平均为5.43%，渗透率分布在0.002~5.83mD之间，平均为0.2mD；SQ4层序储层孔隙度分布在0.6%~11%之间，平均为4.19%，渗透率分布在0.003~6.61mD之间，平均为0.26mD。徐家围子断陷沙河子组SQ4层序储层物性明显较SQ1—SQ3层序物性更好，高孔渗带主要分布于达深14H—达深6—达深15井区、宋深4—宋深10井区、徐深21—徐深212井区、徐深44—徐深27—徐深213井区和徐深54井区辫状河三角洲平原末端和辫状河三角洲前缘相带，以及达深1—达深24井区、达深302—达深4井区、宋深2—宋深9H井区和徐深801—徐深401井区扇三角洲平原和扇三角洲前缘相带。

图 6

图 6 徐家围子断陷沙河子组孔隙发育特征图 Fig. 6 Characteristics of pore development in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression （a）达深16井，3619.32m，粒间孔与长石/岩屑粒内溶孔；（b）徐探1井，3936.86m，凝灰质溶蚀特大孔；（c）达深21井，3425m，黏土基质间微孔与长石粒内溶孔；（d）达深303井，3410.81m，微裂缝带；（e）达深21井，3489.47m，粒缘/粒内/基质内微裂缝与颗粒破碎；（f）达深21井，2944m，粒缘/基质内微裂缝

宋深9-平1导眼井、徐探1井等8口井岩心孔隙度、渗透率及薄片分析结果表明，随埋深增加，储层物性呈下降趋势，但发育多层高孔渗带。如宋深9-平1导眼井沙河子组3273.5~3274.0m孔隙度为8.8%，3463.0~3463.5m孔隙度为5.0%，3802.0~3802.5m孔隙度为13.3%（图 7）。

图 7

图 7 宋深9-平1导眼井沙河子组孔隙度（a）及岩心图（b—d） Fig. 7 Porosity (a) and core photos (b-d) in Shahezi Formation in Songshen 9-Ping1 pilot well

从单一层序看，断陷边部到斜坡区储层从厚层型到互层型，粒度逐渐变细；平面上随着各层序的进积和退积，造成徐东斜坡带砂砾岩、砂岩储层均有发育（图 8）。徐东地区肇深5井、徐探1井沙河子组地层揭示厚度大、层序揭示全，徐探1井粒度粗，以粗砂岩、砂质砾岩、砂砾岩为主；肇深5井粒度细，以粉—细砂岩为主。在沉积相和储层微观孔隙结构分析基础上，开展了相控地质统计学反演，井—震联合优选了对油气储层敏感的地震属性参数，多属性、多信息融合预测落实了“甜点”储层的空间分布特征。结果表明，从徐东斜坡带到徐东凹陷中部，沙河子组连续沉积，向徐东凹陷中部沉积规模逐渐增大，徐东斜坡带储层厚度为120~300m，预测徐东凹陷中部储层厚度为700~1000m。

图 8

图 8 肇深5井—徐探1井连井剖面图（剖面位置见图 1） Fig. 8 Correlation section cross wells Zhaoshen 5-Xutan 1 (section location is in Fig. 1)

通过对徐家围子断陷沙河子组117口井数据进行统计，其中15口井在沙河子组下压力计进行监测。统计结果表明：安达地区沙河子组储层埋深为3100~3988m，地层压力为38.8~54.8MPa，压力系数为1.25~1.44；徐西地区沙河子组储层埋深为3628~4233m，地层压力为38.9~64.7MPa，压力系数为1.35~1.53。沙河子组整体表现为异常高压特征，压力系数为1.2~1.5，预测徐西凹陷和徐东凹陷中部压力系数超过1.6（图 9），超压特征表明沙河子组成藏体系封闭性较好，有利于致密砂砾岩气的保存。

图 9

图 9 徐家围子断陷沙河子组压力系数等值线图 Fig. 9 Contour map of pressure coefficient in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

从安达凹陷西部陡坡带到安达凹陷再到徐东斜坡带，气测全烃由3%增至10%再减至0.5%，孔隙度由3.0%增至7.8%再减至3.1%，安达凹陷内部含气性、物性均好于安达凹陷西部陡坡带和徐东斜坡带。安达凹陷内部日产气量为（6.2~12.6）×10⁴m³，安达凹陷西部陡坡带和徐东斜坡带日产气量小于4000m³。从徐西凹陷西部陡坡带—徐西凹陷—徐东凹陷—徐东斜坡带，气测全烃由0.3%增至3%~10%再减至0.8%，孔隙度由3.2%增至6.0%再减至4.6%，徐西凹陷—徐东凹陷内部含气性、物性均好于徐西凹陷西部陡坡带和徐东斜坡带。徐西凹陷—徐东凹陷内部日产气量为（5.5~20.0)×10⁴m³。由此可见沙河子组整体含气，生烃凹陷内部好于凹陷两侧斜坡带、徐西凹陷—徐东凹陷中部好于凹陷边部，离生烃中心较近的井，含气显示明显要好于远离生烃中心的井，试气效果也较好。由此可见，沙河子组气藏具有近源聚集、满盆含气的特点。

徐家围子断陷沙河子组气藏属于致密深盆油气藏，致密深盆油气藏是烃源岩排出的油气进入了与烃源岩层紧密相邻的致密储层，因不受浮力控制而就近聚集形成的油气藏，深盆气藏中含气面积与气源岩分布面积几乎相同，天然气多储存于致密储层中，但含气密度不均匀^[26]。经统计，形成致密深盆油气藏目的层孔隙度小于12%、渗透率低于1mD。徐家围子断陷沙河子组储层属特低孔致密储层，孔渗满足致密深盆油气藏形成的条件，气源岩层和储层紧密相邻，徐家围子断陷中心巨厚的湖相暗色泥岩持续大量生气，天然气在压实作用和膨胀作用产生的压差驱动下排出气源岩，首先在气源岩和储集岩的接触面上聚集，逐渐把储层中的水驱走，形成气水倒置的格局（图 10）。沙河子组煤系烃源岩持续大量生气，供气速率大于泄水速率，致使地层普遍高压、满盆含气（图 11）。

图 10

图 10 深盆气成藏模式图（据文献[26]修改） Fig. 10 Hydrocarbon accumulation pattern of deep gas in the basin (modified after reference [26])

图 11

图 11 徐家围子断陷沙河子组致密气成藏模式图 Fig. 11 Hydrocarbon accumulation pattern of tight gas in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression K1q—泉头组；K1d—登娄库组；K1yc4—营四段；K1yc3—营三段；K1yc1—营一段；K1sh—沙河子段；K1hs—火石岭组

以沙河子组烃源岩特征、沉积相带分布、储层物性分析为基础，重点考虑其致密深盆油气藏具备的致密非浮力高压条件，初步预测了沙河子组优质甜点的分布。徐家围子断陷沙河子组SQ4层序有利储层分布范围最广，Ⅰ类储层呈连片分布于达深14H—达深6—达深15、宋深4—宋深10、徐深21—徐深212、徐深44—徐深27—徐深213、徐深54、达深1—达深24、达深302—达深4、宋深2—宋深9H和徐深801—徐深401等井区，Ⅱ类储层围绕Ⅰ类储层大面积分布，同时在升深203—升深201井区、芳深8—芳深11—芳深701井区及肇深12井区、肇深15井区发育。在有利分布区带预测的指导下，通过“地质+地震”“地质+建模”“地质+地应力”三结合的方式，形成水平井优化部署技术，在徐家围子断陷宋站低凸起部署宋深9-平5井。

宋深9-平5井部署目的是开展提产试验，提升单井产能并确定主体开发技术。针对沙河子组SQ4砂体，采用地质工程一体化进行井位和轨迹优化，依托宋深9H导眼井入靶，轨迹方位角为10.17°，于2022年10月6日开钻，12月11日完钻，完钻层位沙河子组，完钻井深4839m，水平段长1254m，钻遇砂砾岩1006m，砂岩钻遇率为80.22%。钻进过程中见多层气测异常显示，全烃最大值为62.78%，测井解释致密气Ⅰ类储层厚713.0m，致密气Ⅱ类储层厚24.4m。

施工过程中，充分发挥地质工程一体化优势，以地质模型为基础，优选钻头、动力钻具及提速工具，施工中采用优快钻井系统，优化“三大两高”激进式钻井参数，创出徐家围子断陷沙河子组水平井钻井施工纪录，钻井周期为65.71d，钻完井周期为86.25d，钻完井周期较设计缩短22.51d。

宋深9-平5井压裂段为4416.0~3248.5m，段长1167.5m，采用密集切割大规模体积压裂工艺，分22段53簇进行压裂，平均段长31.2m、簇间距16.9m。施工排量为10~16m³/min，压力为63~81MPa，用液强度为27.23m³/m，加砂强度为3.32t/m，同时开展极限加砂试验，最高砂比达32%。该井累计加液32335m³，加砂2208m³，最终实现了加砂强度7.93t/m，创造了沙河子组致密气藏水平井压裂段数、施工排量、用液强度、加砂强度等新纪录。

宋深9-平5井采用水平井多段，段内多簇，高强度加砂，大排量压裂工艺施工，于2023年4月18日试气结束，12mm油嘴测试产量106×10⁴m³/d，创造了徐家围子断陷沙河子组致密气藏首口天然气测试产量达百万立方米的历史纪录。

宋深9-平5水平井提产试验的成功，不仅验证了徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩非浮力成藏理论的准确性，同时也为总结修正致密气成藏主控要素和“甜点”富集规律提供了关键案例。徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩与煤系烃源岩互层发育，属于自生自储式成藏组合。尽管徐西断裂、徐中断裂及徐东断裂整体切割沙河子组及上覆沉积地层，并控制了区域构造与沉降格局，从而影响砂砾岩扇体甚至煤系烃源岩的空间分布特征，但断裂并未作为天然气运移通道及圈闭条件对沙河子组致密气岩性气藏成藏过程产生重要影响。因此，断裂并不是徐家围子断陷沙河子组致密气藏的关键控制因素，实际上致密气富集“甜点”主要受厚层优质储层的控制，砂砾岩储层与煤系烃源岩的互层尽管理论上增大了源储接触面积，但并不利于致密气的富集，这也是导致宋深9-平5井仅在厚层砂砾岩储层发育的3248.5~4416.0m井段获得产量突破的原因。厚层优质砂砾岩储层的精准预测是现阶段沙河子组致密气勘探开发的关键。

徐家围子断陷沙河子组分布面积为3731km²，储层埋深为3200~3800m左右，有效厚度为21~87m；烃源岩发育，厚度为400~1000m，最大生气强度超过400×10⁸m³/km²，大于20×10⁸m³/km²的面积为1824.1km²，生气强度大的区带，探井产气量高^[27]。扇三角洲前缘和辫状河三角洲前缘发育有利储层，孔隙度约为5.2%，随埋深增加，储层物性呈下降趋势，但发育多层高孔渗带。

沙河子组整体表现为满凹含砂、满盆含气特征，烃源岩分布面积广、厚度大、生气强度高，地层普遍异常高压，具有源储叠置、近源聚集、持续成藏的特点，具备规模储量条件。徐家围子断陷沙河子组砂砾岩分布面积为3700km²，厚度为500~3000m，沙河子组4个三级层序（SQ1—SQ4）落实131个甜点体（Ⅰ类甜点24个、Ⅱ类甜点107个），估算资源量为7250×10⁸m³，其中探明储量为189×10⁸m³。下一步重点针对安达—宋站洼槽环宋深3井烃源岩发育区，开展致密储层评价预测技术攻关，落实岩性体目标1001.3km²、资源量1650×10⁸m³，计划分两轮部署22口井，争取探明1000×10⁸m³储量规模。

基于以沉积相控储层建模、甜点储层反演及地质工程一体化技术为核心的沙河子组致密气精细气藏描述技术，创建地质、工程、效益优选标准，立足富集区动用最大化，开展“地下地面定井位、地应力裂缝定方向、储层应力定轨迹”，精准刻画气井轨迹空间展布。

充分发挥地质工程一体化优势，以单井产能为核心，EISC（工程作业智能支持中心）优快钻井、地质模型为技术保障，确保水平段有利于压裂改造最佳方向、位置及优化的水平段长度，保障压裂改造有利井筒条件。以达到储层“最优改造体积”为目标，对影响不同工艺改造体积的“关键参数”优化设计，形成以“密切割+暂堵转向+微缝有效支撑”为核心的体积压裂技术系列，具备支撑沙河子组经济有效开发的提产能力。

沙河子组具备规模储量条件，年产能规模可达100×10⁸m³。面对致密气藏经济有效动用难的挑战，以科技创新为手段，开展“富集区优选及潜力评价、立体开发优化部署、地质工程一体化建井、提质增效效益开发”研究，部署的宋深9-平5井创造了沙河子组近40年勘探以来的测试产量历史纪录，为后期松辽盆地沙河子组致密气藏勘探开发带来了广阔的前景。

（1）沙河子组气藏具有近源聚集、满盆含气的特点。沙河子组煤系烃源岩分布面积广、深度大，其中暗色泥岩TOC平均为1.07%，煤层TOC平均为68.6%，有机质类型主要为Ⅲ型，部分为Ⅰ—Ⅱ型，大部分处于过成熟演化阶段（R_o > 2.0%），其晚期生烃、持续排烃的特点为沙河子组气藏提供充足的气源。沙河子组致密粗碎屑砂砾岩体储层在纵横向上叠置发育，储层内部由于强烈的溶蚀作用而发育多层高孔渗带，成为砂砾岩致密气藏的“甜点”。沙河子组源储叠置，深部储层致密，无连续可动力，浮力对油气运移不起作用，油气处于静态聚集，沙河子组的致密非浮力高压条件造就了其满盆含气的格局。

（2）宋深9-平5井试气产量创造了徐家围子断陷沙河子组致密气藏历史纪录，说明储层改造效果好，验证了以“密切割+暂堵转向+微缝有效支撑”及极限加砂为核心的新型体积压裂技术试验的可行性，为后续沙河子组储层改造提供了压裂设计思路和重要技术支撑。

（3）徐家围子断陷沙河子组致密气富集“甜点”主要受厚层优质储层的控制，厚层优质砂砾岩储层的精准预测是沙河子组致密气勘探开发的关键。下一步勘探将围绕3个层次展开：一是以宋深9-平5井突破为契机，重点开展该井东南部沙河子组SQ4高产砂体分布预测，积极拓展勘探场面；二是进一步夯实基础地质研究，开展全断陷各个层段有利砂体精细分布预测并进行优选，对沙河子组天然气成藏规律整体把握；三是继续完善针对致密砂砾岩的储层改造及压裂技术，力争实现高产。