台北凹陷下侏罗统致密砂岩气成藏条件与勘探方向

陈旋，王居峰，肖冬生，刘俊田，苟红光，张华，林霖，李宏伟

（1.中国石油 吐哈油田分公司 勘探开发研究院，新疆 哈密 839009；
2.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083）

吐哈盆地油气勘探始于20 世纪50 年代，1983 年胜金口和七克台2 个小油田的发现，对盆地区域构造、生储盖组合、油气成藏规律等方面有了初步认识，证实了吐哈盆地为含油气盆地，具有良好的油气勘探前景。随着台北凹陷科学探索井台参1 井在侏罗系三间房组获得35 m3/d 工业油流[1]，翻开了吐哈盆地侏罗系油气勘探的新篇章，促进了盆地油气勘探的进程。其后相继探明了丘陵—温吉桑侏罗系油气富集带，发现了鲁克沁三叠系稠油富集带，按照“立足台北凹陷，深化二叠系，强化天然气勘探”的思路，发现红连、玉果、葡萄沟等一批台北优质稀油油藏，成为老区稀油稳产和效益勘探的基础；
借鉴非常规油气勘探思路，推广水平井体积压裂技术，中侏罗统西山窑组低饱和度油藏获重要发现，鲁克沁稠油油田在二叠系获得突破。经过六十多年的油气勘探，发现了侏罗系水西沟群为烃源岩的煤成烃含油气系统和二叠系桃东沟群湖相泥岩为烃源岩的含油气系统[2-6]。

近年来，随着勘探的不断深入，吐哈盆地侏罗系以上的中—浅层油气勘探难度不断加大，勘探对象逐渐由构造油气藏向非常规油气藏转变，由早期的源边正向构造带向近源（源内）非常规油藏转变，勘探层系逐渐向下侏罗统以及石炭系—二叠系过渡。第四次油气资源评价结果表明，吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏资源潜力大，勘探程度低，是吐哈盆地油气勘探的接替领域。本文通过对台北凹陷三大富烃洼陷烃源岩、沉积体系、储集层和成藏条件的研究，分析其下侏罗统天然气成藏条件，旨在对研究区下一步油气勘探有所裨益。

勘探实践证实，吐哈盆地下侏罗统发育致密砂岩气藏，早期勘探主要围绕吐鲁番坳陷台北凹陷胜北洼陷和丘东洼陷周边，针对源边正向构造带，以寻找构造油气藏为主要目标，已发现的含油气区块共有4个，分布在北部山前的柯柯亚构造带、温吉桑构造带、鄯勒构造带及火焰山构造带火8 块，累计探明天然气地质储量132×108m3，预测天然气地质储量300×108m3，预测石油地质储量1 601×104t。已发现的油气藏规模小，初期产量高，但稳产期短，后期含水率高，未能得到有效扩展动用[7-10]。围绕下侏罗统的油气勘探，在已发现的4 个油气藏中，根据构造特征、油气藏类型及其主控因素，以北部山前柯柯亚构造带巴喀地区下侏罗统气藏和温吉桑构造带下侏罗统油气藏具有代表性。

1.1 柯柯亚构造带巴喀地区下侏罗统气藏

巴喀地区下侏罗统共落实6 个断块气藏（图1），探明天然气地质储量132.35×108m3，主要分布于巴喀背斜主体部位。

（1）构造特征 巴喀背斜位于丘陵构造带的西段，紧靠盆地北缘，南部为胜北洼陷。下侏罗统气藏构造为一近东西走向的长轴背斜，地震剖面上呈高陡冲起构造，构造幅度大，整个构造带被4 条近东西走向的主断层和多条近南北走向的调节断层复杂化，局部高点构造包括巴喀背斜主体的柯19 断块，西部的柯24 断块和柯21 断块，东部的柯23 断块。东西向主断层平面延伸长度为20～40 km，最大垂直断距为150～800 m，断面陡倾，倾角为45°～80°。

（2）储集层特征 巴喀地区下侏罗统沉积相主要为辫状河三角洲相，属于北物源沉积，主要发育前缘水下分流河道、席状砂和前三角洲滩坝微相，岩性为厚层灰色细砂岩及薄层砾状砂岩和粉砂岩，砂岩厚度为40～80 m，砂地比为40%～60%。储集层孔隙度为7.0%，平均渗透率为0.50 mD，为致密砂岩储集层，受背斜和裂缝双重因素控制，高产井主要位于背斜轴部。

（3）气藏特征 巴喀地区下侏罗统三工河组和八道湾组气藏分布在局部构造高部位，包括柯24 断块、柯21 断块、柯19 断块、柯23 断块、柯28 断块、柯33 断块等，含气范围受岩性尖灭或储集层物性控制，均为凝析气藏[11]，气层厚度为11～34 m。三工河组气藏分布在柯24断块和柯19断块，气柱高度分别为375 m和285 m，气藏顶界埋藏深度分别为2 740 m 和3 110 m。八道湾组气藏分布在柯24 断块、柯19 断块和柯23 断块，气柱高度分别为350 m、650 m 和180 m，气藏顶界埋深分别为3 090 m、3 350 m和3 990 m。巴喀地区气藏压力系数为0.96～1.17，属于正常偏高压力气藏；
天然气中甲烷含量为76.7%～80.4%，乙烷含量为9.2%～9.4%，丙烷含量为4.0%～4.2%。地层水为NaHCO3型，总矿化度为5 000～13 000 mg/L。2008年投产，初期开井28 口，区块日产气47.80×104m3，日产油77.60 t；
平均单井日产气1.71×104m3，日产油2.77 t。2021 年开井3 口，平均日产气3 866 m3，日产油0.51 t。累计产气3.33×108m3，累计产油5.75×104t。

1.2 温吉桑构造带下侏罗统油气藏

温吉桑构造带下侏罗统发现2 个含油气区块，已发现的油气藏主要分布于吉3块和吉深1区块（图2），预测天然气地质储量171.73×108m3。

（1）构造特征 温吉桑构造带位于丘陵构造带东段，紧靠盆地南缘，北部为丘东洼陷。发育北东—南西向、北西—南东向和南北向3 组断层，其中北东—南西向断层为主断层，主要分布在凹陷的南部和北部，垂直断距大，平面延伸距离长，多为基底卷入型和盖层滑脱型逆断层，以北倾为主，由北向南逆冲，多为洼陷内构造带的控制断层。如马红断层，控制了温吉桑构造带的形成和展布，该断层形成于燕山运动期，持续活动至喜马拉雅运动期，以北倾为主，对油气藏形成演化起重要的控制作用。

（2）储集层特征 在早侏罗世，该构造带主要为辫状河三角洲沉积，属于南部物源沉积，主要发育三角洲前缘水下分流河道砂体和席状砂，其中八道湾组砂层厚度为20～140 m，三工河组砂层厚度为15～80 m。三工河组储集层平均孔隙度为5.9%，平均渗透率为0.37 mD，属于典型的低孔低渗储集层，储集空间主要为长石溶蚀孔、自生矿物晶间孔、微裂缝等。

（3）油气藏特征 吉深1 区块和吉3 区块均为受构造控制的调整型致密砂岩气藏[12]，断层发育，且在喜马拉雅运动期持续活动，下侏罗统三工河组油气保存条件差，油气向上部中侏罗统调整。已发现油气藏具有规模小、初期产量高和累计产量低的特点。温吉桑构造带下侏罗统共钻井16 口，其中吉深1 井和吉3 井试油获得工业油气流，但由于稳产期短和后期含水率高，未能有效扩展动用。

研究表明，吉深1 区块为复杂断块气藏，气藏规模小，断层发育，不利于气藏保存。吉深1 井初期日产气1.20×104m3，日产油4.0 t；
累计产气91.00×104m3，累计产油1 860.00 t，后因高含水关井。吉3区块为断背斜油藏，直井压裂改造后，吉3 井初期日产气1.50×104m3，日产油72.00 t，后也因高含水关井。该区块油气藏压力系数为0.97～1.14，为正常偏高压力系统；
地层水为NaHCO3型，总矿化度为4 000～11 000 mg/L。

2.1 烃源岩条件

早期勘探证实，中—下侏罗统水西沟群煤系烃源岩是吐哈盆地最主要的烃源岩[13-15]。台北凹陷共有69 口井钻遇下侏罗统煤系烃源岩，主要位于洼陷周缘。钻井揭示，煤系烃源岩向胜北、丘东及小草湖洼陷区厚度增大，泥岩厚度为200～520 m，煤层厚度为20～65 m。泥岩在台北凹陷广泛分布，胜北洼陷北缘柯35 井下侏罗统烃源岩厚度为352 m，在胜北洼陷为260～520 m。煤层主要分布在洼陷区及其周边，胜北洼陷煤层总厚度为35～65 m，具多个湖沼沉积中心的特点，纵向上发育4 个烃源岩集中段，主要位于八道湾组，平面分布稳定。地震剖面揭示，沿着凸起区向洼陷区，下侏罗统厚度明显增大。下侏罗统烃源岩总有机碳含量高，生烃潜量大，属于Ⅱ2型—Ⅲ型烃源岩，成熟度高，具备较强的生烃能力（表1）。

表1 台北凹陷下侏罗统烃源岩综合评价Table 1.Comprehensive evaluation on Lower Jurassic source rocks in Taibei sag

2.2 储集层条件

台北凹陷北部发育西北部和北部物源为主的浅水辫状河沉积体系（图3），具有能量高、物源足、搬运距离远、石英含量高和广覆式沉积的特点，古地貌、沟槽和坡折控砂特征明显，具备形成大规模岩性气藏的储集条件。研究区发育3 套储盖组合，即八道湾组底部1套和三工河组2套退积型储盖组合。南部为古斜坡背景，物源不充足。重矿物和ZTR 指数显示，台北凹陷有6 大物源区，石榴子石（中酸性火山岩、石英质变质岩等物源碎屑）含量较高，近长轴及短轴物源磁铁矿、赤铁矿等（中基性火山岩、变质岩等物源碎屑）含量偏高。因此，胜北洼陷三工河组发育以北部物源为主的沉积体系，丘东洼陷具有南北双向物源的沉积特征。

胜北洼陷三工河组具多源汇聚的特点，以西北部物源和北部物源沉积为主。南北向地震剖面显示，地层厚度向胜北洼陷区增大（图4）；
东西向剖面显示，沟槽输砂特征明显，砂体延伸距离远，在南部斜坡变薄，上倾尖灭。西北部物源受东北部坡折带控制，砂体呈退覆式沉积，坡折控砂特征明显，在坡折之下可容纳空间增大，易形成大规模砂体，砂体在南部斜坡侧向尖灭。

与丘东洼陷相比，胜北洼陷三工河组砂岩中石英含量较高，颗粒支撑强，溶蚀作用普遍，剩余粒间孔发育，储集层物性较好，在4 100 m 深度，储集层孔隙度为7%～12%，预测深度为5 500 m 处，孔隙度仍可达6%～10%。且胜北洼陷深层普遍存在溶蚀作用，可有效提高储集层的储集和渗流能力，形成溶蚀-裂缝型储集层。据柯柯亚和温吉桑构造带钻探结果，胜北洼陷下侏罗统具备形成高产天然气藏的储集条件，是大规模致密砂岩气藏勘探的首选区域。

2.3 成藏要素配置条件

吐哈盆地是富煤盆地，水西沟群具备形成大—中型天然气富集区带的基本地质条件。勘探实践表明，优质烃源岩、有利储集相带、油气藏特征及其构造背景，决定了台北凹陷是下侏罗统致密砂岩气藏勘探的重点领域。

水西沟群煤系烃源岩厚度大，分布范围广，奠定了下侏罗统致密砂岩气大面积成藏的物质基础。受古地貌控制，吐哈盆地水西沟群煤系烃源岩主要发育在坡折带以北的胜北洼陷、丘东洼陷和小草湖洼陷，厚度为200～600 m；
镜质体反射率为1.0%～1.3%，大于1.0%的面积为2 974 km2，已进入大量生气阶段。根据有机质类型，泥岩以Ⅱ2型—Ⅲ型为主，显微组分中镜质组丰富，壳质组和腐泥组含量较高；
煤岩以Ⅲ型为主，有机显微组分以镜质组为主，平均可达60%，惰质组平均为25%，壳质组和腐泥组含量小于15%。

水西沟群煤系烃源岩既生油又生气，早期以生油为主，镜质体反射率为0.6%～0.7%时，达到生油高峰，镜质体反射率大于0.7%后开始大规模生气。已发现的水西沟群天然气均为煤型气，巴喀地区烃源岩成熟度最高，镜质体反射率为0.9%～1.0%；
丘东—红台地区成熟度相对较低，镜质体反射率为0.8%～0.9%。古地温东高西低的差异，导致水西沟群烃源岩生烃门限深度西深东浅，胜北洼陷、丘东洼陷和小草湖洼陷主体区烃源岩均进入大量生气阶段。

水西沟群储集层与烃源岩间互发育，分布面积大，为油气成藏提供了有利条件。吐哈盆地水西沟群沉积在印支运动末期准平原化基础上，受周边山系构造演化的控制，形成了潮湿气候条件下含煤冲积扇—辨状河三角洲为主的粗碎屑岩沉积，八道湾组为缓坡浅水河流—泛滥平原—沼泽—滨浅湖体系沉积；
三工河组为缓坡浅水河流—三角洲—泛滥平原—滨浅湖体系沉积，优质储集层主要为辨状河三角洲前缘水下分流河道中砂岩和粗砂岩，厚度大，横向分布稳定。此外，水西沟群湖沼相煤系烃源岩与大型辫状河三角洲砂体互层叠置发育，源储一体，具备形成大面积油气藏的条件。

吐哈盆地水西沟群成熟烃源岩与储集层叠合面积达2.3×104km2，烃源岩镜质体反射率为0.7%～1.3%；
其中平面上独立的砂体面积一般为300～500 km2，叠合砂体面积为9 520 km2，主要分布于胜北洼陷和丘东洼陷。

已发现气藏气水关系正常，上气下水，构造高部位有效储集层与裂缝相匹配，含油气饱和度高，单井产量高。钻井揭示，在温吉桑构造带断背斜构造高点的吉3 井和吉深1 井三工河组高产油气，断鼻构造侧翼的吉1X 井低产油，位于构造低部位的吉101 井无油气产出，构造控藏明显。巴喀地区高产井的储集砂体均发育裂缝，且裂缝发育程度越高，产量也越高，裂缝的发育能沟通储集层孔隙，增加储集层有效可容纳空间，提高储集层的渗流能力。

吐哈盆地水西沟群砂岩储集层边致密边成藏，具有致密砂岩气藏的特征。吐哈盆地水西沟群成藏期长，从晚侏罗世开始，水西沟群烃源岩持续供烃，在储集层持续致密化进程中，烃源岩连续生排烃，致密砂岩储集层连续成藏，边致密和边成藏是水西沟群砂岩油气成藏的基本特征[16]。吉深1 井和吉3 井烃源岩热演化史与源内砂岩成岩演化史和孔隙度演化史对比研究表明，当烃源岩镜质体反射率大于0.6%开始生油时，源内储集层开始致密，孔隙度为10%～12%，是源内砂岩油藏形成的有利时期；
当镜质体反射率大于0.8%时，砂岩孔隙度小于8%，油气充注后，砂体进一步压实，成为致密砂岩，是源内致密砂岩气藏成藏的主要时期。胜北洼陷晚期埋藏深度大，地层温度低，现今孔隙度为5%～7%，关键成藏期为燕山运动晚期—喜马拉雅运动期。丘东洼陷水西沟群埋藏深度适中，地层温度较高，现今孔隙度为6%～8%，关键成藏期为燕山运动中期—喜马拉雅运动期。小草湖洼陷早期埋藏深度大，地层温度高，现今孔隙度为4%～6%，关键成藏期为燕山运动中期—喜马拉雅运动期。

受控于构造演化，吐哈盆地下侏罗统发育连续型和圈闭型2 类致密砂岩气藏。连续型致密砂岩气藏位于构造低部位，储集层展布广，圈闭界限不清晰，气水倒置或无统一气水界面，剩余储量大，源储一体或近源聚集；
圈闭型致密砂岩气藏的天然气则聚集在圈闭高部位，气水关系正常，上气下水，储量相对偏小。白垩纪以来，台北凹陷烃源岩进入关键生排烃期，构造活动强烈，南部斜坡区和北部山前带断层发育，主要形成圈闭型致密砂岩气藏，而洼陷区构造平缓，断层欠发育，成藏期之后改造弱，易形成大面积连片富集的连续型致密砂岩气藏（图5）。

巴喀地区和温吉桑构造带水西沟群圈闭型致密砂岩气藏在构造高部位高产，低部位含油气饱和度低，初期产量高，但后期递减快；
洼陷区连续型致密砂岩气藏受沉积砂体控制，储集层发育晶间孔、颗粒溶蚀孔及微裂缝，不受埋深控制，平缓斜坡低部位和洼陷区生烃潜量大。根据烃源岩和储集层条件，洼陷区烃源岩成熟度高，三角洲前缘储集层发育，盖层封盖能力强，构造平缓，周缘断层与岩性环形封堵，具备形成近源大面积高压致密砂岩气藏的条件，是连续型致密砂岩气藏勘探的主要区域。

针对吐哈盆地勘探难度不断加大，勘探对象日益复杂，盆地中心地震资料品质差，地质结构、主力烃源岩分布不清等问题，重点开展台北凹陷胜北洼陷和丘东洼陷下侏罗统油气成藏条件研究，认为台北凹陷洼陷区三角洲前缘砂体大面积分布，是致密砂岩气藏风险勘探及预探的主要领域。

胜北洼陷和丘东洼陷主体区域下侏罗统埋藏深度均大于4 000 m，烃源岩镜质体反射率均大于1.0%，进入大量生气阶段。根据第四次资源评价的结果[17-18]，下侏罗统烃源岩（泥岩+煤）厚度大，演化程度高，生烃潜力大，可提供充足的气源。洼陷周缘泥岩生气强度为40.2×108～60.8×108m3/km2，洼陷内可达90.0×108m3/km2；
洼陷周缘的煤岩生气强度为10.1×108～24.2×108m3/km2，洼陷内可达40.0×108m3/km2。生气强度大于20×108m3/km2的有利面积为4 170 km2，其中，胜北洼陷天然气资源量为1 764×108m3，丘东洼陷天然气资源量为934×108m3，小草湖洼陷天然气资源量为198×108m3，富烃气源灶主要位于胜北洼陷（图6）。

胜北洼陷地层厚度大，整体向南抬升，以北部物源为主的柯柯亚构造带向南伸入胜北洼陷腹部，三角洲前缘砂体发育，延伸距离远，凹槽区多期砂体叠置发育，砂体规模大，向南砂体尖灭，岩性圈闭落实，匹配鼻隆构造背景，是探索近源规模致密砂岩气藏的有利突破口。根据生气强度、盖层厚度、构造背景和圈闭规模，优选柯柯亚构造带部署风险探井沁探1 井，探索柯柯亚构造带槽控三角洲前缘连续型致密砂岩气藏。沁探1 井位于鼻状构造轴部，处于凹中凸有利成藏构造部位，下侏罗统八道湾组顶面构造幅度为500 m，砂体面积为72 km2，砂体厚度为20～50 m，在下侏罗统三工河组见到6 层荧光级油气显示，总厚度为41.0 m，气测显示较好，全烃含量一般为7.22%～53.22%，最高为65.32%，组分齐全，甲烷相对含量为86.34%～90.57%。对三工河组5 474.2—5 572.2 m 井段中3段累计厚度为32.9 m的层段实施常规试油，2 mm油嘴自喷天然气1 888 m3/d。

丘东构造位于温吉桑构造带中部，形成于燕山运动中—晚期，定型于喜马拉雅运动期，是油气运聚成藏的有利区。三工河组储集体与洼陷区优质烃源岩匹配关系好。砂体以东南物源辫状河三角洲河道沉积为主，受坡折控制明显，推测在坡折带之下发育大型砂体，油气优先充注，近源富集，可形成大规模源内致密砂岩气藏，是丘东洼陷连续型致密砂岩气藏的有利领域。

2021 年部署钻探的吉7 井，在下侏罗统三工河组见到10 层荧光级油气显示，总厚度为82.0 m，测井解释气层和差气层13层，共128.9 m，效果较好。其后针对三工河组顶部差气层段5 326.7—5 396.6 m 井段实施水平井钻探，完钻井深6 140.0 m，解释储集层11层，总厚度为780.4 m，其中气层2 层，总厚度为424.0 m；
差气层8层，总厚度为300.4 m。对5 403.0—6 113.0 m井段实施14级45簇大规模体积压裂后，7 mm油嘴自喷天然气54 410 m3/d、油48.33 m3/d 的高产油气流，开辟了吐哈盆地侏罗系源内致密砂岩气藏勘探的新领域。

（1）吐哈盆地台北凹陷水西沟群发育大规模的煤系烃源岩及与其大面积直接接触的辫状河三角洲砂岩，是致密砂岩气成藏的基础，水西沟群煤系是致密砂岩气藏的主要气源，油气成藏期持续时间久，始于晚侏罗世，水西沟群储集层具有边致密边充注油气的特征。

（2）储集层早期致密、烃源岩晚期生气利于吐哈盆地台北凹陷大范围发育以垂向近生气中心聚集的致密砂岩气藏，受喜马拉雅运动影响，在台北凹陷北部山前陡坡带和南部构造坡折带发育圈闭型致密砂岩气藏，台北凹陷深洼区发育连续型致密砂岩气藏。

（3）胜北洼陷和丘东洼陷辫状河三角洲砂体厚度大，面积广，物性好，烃源岩和输导条件较好，盖层和侧向遮挡条件优越，是台北凹陷下侏罗统近源大面积致密砂岩气成藏的有利区域。

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