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长期断层。同时断穿 T5( 火石岭组前) 和 T4( 营城组末)的早期断层是基底断层继承性发育形成，只断穿T4的早期断层形成于营城组沉积末期，为断陷期断裂。长期断层从 T5或 T4断至 T2( 泉头组末) 或以上，往往在营城组沉积末期、青山口组沉积末期、嫩江组沉积末期等多期活动。对长岭深层天然气而言，断裂沟通了纵向上相距较远的烃源岩与储层，是天然气垂向穿层长距离运移输导的高效通道。早期断层是该区沙河子组烃源岩生成排出的天然气向营城组火山岩和登娄库组下部砂岩储层输导的优势通道，长期断层由于多期活动，还是气藏气向登娄库组及以上储层运移输导的主要通道。在东英台含气构造 Ys3 井区，早期断层断穿营城组火山岩体和沙河子组烃源岩，烃源岩生成排出的天然气沿断层向上输导运移至营城组火山岩断背斜圈闭中聚集成藏( 图 3-7 ) ，长岭断陷营城组火山岩气藏均是以断层输导为主导形成的。登娄库组砂岩储层与主力烃源岩之间隔着大套致密火山岩，登娄库组砂岩气藏的形成与断层多期活动和垂向运移输导紧密相关。在腰英台构造Ys101 井区，达尔罕断裂在嫩江组沉积末期再次活动，使得天然气沿断层垂向运移输导进入登娄库组砂层，并在有利部位聚集( 图 3-7 ) 。此外，长岭断陷火山活动活跃，导致底部幔源气沿基底断裂发生运移。钻井已证实，CO2气体通过基底深大断裂后期活动沟通而向上运移输导，在断裂附近遇到合适圈闭就会聚集成藏。Cs2 井区就是 CO2沿查干花西断裂向上运移输导形成的 CO2气藏( 图 3-7 ) 。
砂层输导特征:长岭深层砂层在沙河子组、营城组、登娄库组均有分布，此类输导体在砂泥岩互层的生烃层系中很重要，横向稳定发育的连通砂层能够有效输导天然气。沙河子组烃源岩生成排出的天然气优先运移进入互层砂层中( 图3-7 ) ，在泥岩等盖层的封隔下向构造主体方向侧向输导，遇到有利圈闭就会发生聚集。在查干花地区，沙河子组和营城组砂砾岩储层中普遍有气显示，Ys6 井沙河子组储层压裂测试日产天然气 500 m3。由于沙河子组和营城组砂层埋藏深，成岩作用较强，渗透性较差，其侧向输导能力相对变差。登娄库组砂层离烃源岩较远，考虑到砂层与烃源岩间的叠置关系，认为不能独立对天然气起直接输导作用。天然气先沿断层垂向运移，穿过营城组火山岩层后，可以进入登娄库组砂层进行短距离的侧向运移输导，从而在登娄库组圈闭中聚集成藏。腰英台和查干花地区登娄库组背斜气藏及断层—岩性气藏多是此种输导体组合形成的( 图 3-7 ) 。
图 3-7 长岭断陷深层天然气输导特征示意
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裂缝输导特征:裂缝在营城组火山岩中大量发育，火山岩之所以能成为储层，天然气能输导其中，主要源于发育多期不同规模和层次的裂缝，包括构造缝、扩溶缝、收缩缝等，这些裂缝为天然气运移输导提供了良好通道，是火山岩层成为有效储层的关键所在。裂缝的发育程度决定了火山岩储层的渗流性能与产能。不同类型火山岩的残留原生孔隙加上次生孔隙、裂缝构成了复杂多样的储集空间， 由于大部分孔隙为孤立或局部连通、微连通孔隙，火山岩储层内部天然气难以沿孔隙大面积运移输导。裂缝的发育使孤立的原生孔隙相互连通，促进了次生孔隙的发育，大大改善了火山岩层的渗流性能。腰英台构造为古隆起，位于构造高部位的火山机构，在暴露状态下易遭受风化淋滤，形成风化溶蚀孔缝，构造应力作用使火山岩体发生断裂、破碎，构造裂缝使部分孔隙扩大并相互连通，这不仅改善了孔隙的连通状况，也为火山岩气藏的形成提供了有利的输导条件。Ys1、Ys101 和 Ys102 三口钻井均靠近东面切入基底的达尔罕断裂，受附近派生断层的影响，裂缝开启程度及连通性很好，三口井火山岩储层测试均为高产气层，日产天然气5—20万平米。包裹体分析表明，深褐色烃类包裹体沿微裂隙成带状或线状分布，火山岩地层沿裂缝曾发生过大量的烃类运移，裂缝为火山岩层天然气的垂向运移输导作出了重要贡献。
不整合面输导特征:长岭断陷深层发育多个不整合面，营城组与沙河子组不整合面主要分布在深凹向隆起过渡地区，营城组与登娄库组不整合面分布于整个长岭地区。由于多数气藏离主力烃源岩较远，天然气要经过长距离侧向输导运移，不整合面发挥了很大作用。沙河子组烃源岩生成排出的天然气，通过互层砂层或 断裂运移到不整合面后，便沿不整合面侧向输导，并向构造高部位运移。这种输导方式在腰英台、查干花地区均存在。在运移过程中，遇到构造高部位不整合上下合适圈闭便聚集成藏。小角度的不整合面主要起侧向运移输导作用，而角度较大的不整合面更有利于天然气穿层侧向运移输导。不整合面的输导作用以早期输导为主，晚期由于成岩作用强烈，输导能力变差，甚至不起输导作用。
(2)输导体系的有效性分析
天然气成藏过程的复杂性决定了深层天然气系统中单一输导体不多见，主要是由几种输导体共同构成复合输导体系。在不同地质时期，输导特征及其对天然气的输导能力是不断变化的，输导体很多，但并非都起到了有效输导作用。国内外学者的大量研究表明，天然气只通过有限的优势通道进行运移，大概只1% ～10% 的输导体是有效的。输导体系的有效性包括时间有效性和空间有效性。其中断层的输导能力受时间影响最显著，只有断层活动期与烃源岩大量排烃期相匹配才能形成有效的输导通道，非生烃层系的砂层也要与断层具有较好的匹配关系才有效。长岭断陷深层输导体系的有效性主要受烃源灶位置、生排烃期、天然气运移路径、输导体配置等因素影响。
烃源灶位置及生排烃期:烃源岩与输导体系的配置关系对于天然气运移聚集影响显著，输导体与烃源岩有效沟通时才有实际意义，与烃源岩相连通的输导体是天然气主要运移输导方向。长岭断陷深层天然气主要来源于沙河子组暗色泥岩，那么，与沙河子组烃源岩相连通的输导体或复合输导体系才可能是有效的。腰英台构造Ys1、Ys101 井区自身烃源岩不发育，西北部前神字次凹是供烃中心，可能对本区天然气起有效输导的是与烃源岩互层的砂层、通源断层等输导体。由
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于受多期构造运动的影响，烃源岩生排烃期有所不同，只有在烃源岩生排烃期与烃源岩连通的输导体或组合才真正有效。达尔罕断裂在营城组沉积早期为火山通道，主力烃源岩还未排烃，断层为无效输导体; 在青山口组沉积末期，主力烃源岩大部分进入生烃高峰，生成大量天然气，排烃量增大。受继承性构造运动影响，达尔罕断裂再次活动开启，天然气沿与烃源岩连通的砂层侧向运移，遇到达尔罕断裂后，便沿断层破碎带大规模向上输导运移至营城组火山岩储层( 图 3-7，3-8) ，在上覆地层的封盖和断裂遮挡下，在断层附近圈闭中聚集成藏，与烃源岩互层的砂层和开启断层组成了有效输导体系。Ys1、Ys101 井区火山岩气藏的形成都有这一特点。
天然气运移路径与输导体配置:单井包裹体及成藏史研究表明，松辽盆地长岭断陷天然气成藏具有多期生烃、多期运聚、多期破坏调整的特点，每期构造运动都会或多或少影响到输导体系有效性。不同时期输导特征不同，只有良好的时空配置才能对天然气聚集起到促进作用。在天然气运移期和运移路径上存在并开启的输导体系才可能是有效的，输导体系与天然气运移路径的匹配对天然气成藏至关重要。在青山口组沉积末期，与沙河子组烃源岩互层的砂层和开启断层都能有效输导天然气，但达尔罕断裂西侧的 Ys1 井区为天然气富集区，而东侧的Ys9 井区却没有发生明显的天然气聚集 ( 图3-8 ) 。
图 3-8 长岭断陷深层天然气运聚示意
原因在于 Ys1 井区是西部烃源岩供烃，构造低部位的生烃中心处于流体高势区，生成排出的天然气向构造高部位凸起处的低势区运移，紧邻西部供烃中心的腰英台构造 Ys1 井区位于天然气优势运移路径上，是天然气运聚的有利指向区，在裂缝的配合输导及较好的封盖条件下聚集成藏。Ys9 井区由查干花次洼烃源岩供烃，天然气主要运移方向为东部斜坡带，Ys9 井区虽然位于构造高部位，但却处于主力烃源岩优势运聚方向和运移路径之外，虽有开启断层、砂层等输导体存在，
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却难捕获天然气成藏。在嫩江组沉积末期，构造反转作用使长期断裂纵向开启，营城组火山岩气藏受到破坏，气藏气和再次运移而来的天然气沿断裂带、不整合面向登娄库组砂层运移，并在有利部位聚集( 图 3-8) ，此时的开启断层、不整合面和砂层组成的复合输导体系对腰英台构造登娄库组气藏的形成是有效的。
(3)输导体系对天然气成藏的控制作用
输导体系的复杂性决定了天然气分布与成藏的复杂性。长岭断陷深层在沙河子组、营城组、登娄库组均有不同程度的气显示，在营城组火山岩和登娄库组砂岩中获工业气流，天然气平面分布的广泛性和垂向上的多层系与输导体类型及配置关系密不可分。长岭断陷目前已发现的火山岩气藏主要分布在烃源断裂附近，Ys1、Ys101、Ys102、Ys2、Ys3 等井区无一例外。断裂系统输导天然气的能力要强于连通砂层和不整合面，沙河子组烃源岩生成排出的天然气主要依靠通源断裂及周边伴生的次级断裂作为输导通道，沿优势运移路径向火山岩储层输导，并在断层附近的圈闭中聚集成藏。断裂的延伸层位控制着局部构造的含气层位。腰英台深层构造主要受达尔罕断裂的控制，其从基底逐渐延伸至泉头组，天然气沿断裂向上输导运移至营城组、登娄库组和泉一段，并在其内运聚成藏，从而形成营城组火山岩气藏、登娄库组碎屑岩气藏和泉一段碎屑岩气藏。在查干花地区，位于查干花次洼的东英台构造断裂十分发育，尤其从沙河子组到泉一段最为发育; 而同位于查干花次洼的达北构造，断裂发育较少，只有一条达北断裂切穿 T4反射层，构造高点处的断距也相对比较小，这可能是东英台构造 Ys3 井区比达北构造 Ys2 井区气显示层位高的主要原因。这也说明断层在空间上的延伸层位控制着天然气在垂向上的运聚层位。
由此可见，长岭断陷深层发育断层、砂层、裂缝和不整合面 4 种输导体。断层是天然气向营城组火山岩及登娄库组砂岩垂向穿层长距离运移输导的高效通道。与沙河子组烃源岩互层的砂层可作为天然气侧向输导的通道，此类输导体在砂泥岩互层的生烃层系中很重要。裂缝改善了营城组火山岩孔隙连通状况和渗流性能，是火山岩能作为有效储层的关键所在，为火山岩层天然气的垂向输导做出了重要贡献。不整合面以早期输导为主。长岭断陷深层输导体系的有效性生排烃期、天然气运移路径与输导体匹配等因素影响。在沙河子组烃源岩生排烃期与其相连通的输导体或组合才有实际意义。天然气由生烃中心向构造高部位的流体低势区运移，在运移期和优势运移路径上呈开启状态的输导体系才能对天然气聚集起到积极促进作用。近烃源断裂输导是长岭断陷深层火山岩气藏最主要的输导方式，控制了深层天然气的运聚规律，天然气沿断裂运移输导并在断层附近的圈闭中聚集成藏。
（三）生储盖组合评价
生储盖组合是指在地层剖面中紧密相邻的包括生油层、储集层和盖层的一个有规律的组合。由于在实际地层剖面中，岩性往往是过渡的、互层的、厚薄不均一的，所以对生储盖组合的划分也不是绝对的。一般取相近的主要生油层、主要储集层和盖层，划为一个生储盖组合。在任何一个地区，正确划分生储盖组合，对于预测可能的油气藏类型，指出有利的勘探地区具有重要的意义。 1. 生储盖组合类型
根据生油层，储集层和盖层三者在时间上和空间上的相互配置关系，可将生储盖组合划分为四种类型: 正常式、侧变式、顶生式、顶生式、自生自储自盖式。
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正常式:它是指在地层剖面上，生、储、盖层表现为由下而上的正常分布关系，即生油层位于组合下部，储集层位于中部，盖层位于上部的组合形式。在正常式生储盖组合中油气从生油岩向储集层运移以垂向运移为主。
侧变式:它是由于岩性、岩相在空间上的变化而导致生、储、盖层在横向上发生变化而形成的组合形式。这种组合多发育在坳陷内生油凹陷向边缘斜坡过渡带或隆起的斜坡上。以生油层、储集层同属一层为主要特征，油气以横向的同层运移为主。
顶生式:它是指生油层与盖层属同一地层，而储集层位于其下的组合类型。 自生、自储、自盖式:它是指生油层、储集层和盖层都属同一地层的组合类型。石灰岩中的局部裂缝发育段储油，泥岩中的砂岩透镜体储油以及一些泥岩中的裂缝发育段储油都属这种组合类型。
此外，根据生油层与储集层的时代关系，还可划分出新生古储、古生新储和自生自储三种型式。新生古储是指较新地层中生成的油气储集在相对较老的地层中。古生新储是指较老地层中生成的油气运移到较新地层中聚集。而自生自储是指生油层与储集层都属于同一层位。以上三种组合型式的盖层都比储集层新。
2．松辽盆地南部中浅层生储盖组合特征 (1)盖层条件
青一段及嫩一、二段为湖域范围最广的两个时期，也是松辽盆地南部中浅层 两套区域性烃源岩和区域性盖层发育的时期，局部性盖层则与三级或更高级别旋 回的凝缩段相当。两套区域性泥岩盖层控制了松辽盆地南部中浅层三套成藏组合 和各成藏组合的油气资源总量，而局部性盖层则控制了各成藏组合内油气藏的时 空分布。青一段和嫩一、二段区域性盖层均发育泥岩超压，形成压力封闭，异常 超压的存在大大增强了这两套区域性盖层的封盖能力。
青一段为湖泛期，盆地内沉积了滨浅湖—深湖相的大面积暗色泥岩，也是松 辽盆地最主要的生油岩层。该层泥岩较纯，厚度一般 40-80m，最厚在古龙—大 安一线以东，孤店、扶新地区到三肇凹陷等地区全为泥岩。在西部斜坡区与西南 隆起区发育三角洲沉积，砂岩含量较高，地层厚度也较小，封盖能力差。青一段 泥岩在中央坳陷内普遍存在超压，超压值一般为 6-14MPa。西部斜坡区及西南隆起基本无超压，反映了青山口组泥岩在松辽盆地南部封盖能力存在差异。 (2)生储盖组合
松辽盆地南部两套区域性泥岩盖层将中浅层油气藏划分为上、中、下三个成藏组合和 7 种成藏类型（图 3-9）。下部成藏组合：以下部二级旋回凝缩段为界，大致相当于青一段和青二段地层，既为下部成藏组合提供油源又提供了区域性盖层。可细划为两种成藏类型：①扶余油层上生下储式成藏类型，青一段烃源岩向下提供烃源又兼作盖层，油气主要富集在紧邻盖层之下的末端扇中部亚相与辫状河扇砂岩储居中；②杨大城子油层上生下储式成藏类型，青一段烃源岩通过断裂向下提供烃源，与三级或更高级别旋回相当的凝缩段作局部性盖层，油气富集在末端扇中部亚相砂岩储层中，与上覆烃源岩可以有一定的距离。
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