0 引言
致密砂岩气是储集于致密砂岩储层中的典型非常规天然气资源，依靠常规技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气［1］。中国致密砂岩气地质资源量约为22×1012 m3，主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔和吐哈7个盆地。目前，已探明鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地上三叠统须家河组两大万亿立方米致密砂岩大气区，塔里木盆地库车坳陷东部侏罗系致密砂岩、松辽盆地深层砂砾岩、吐哈盆地台北凹陷和渤海湾盆地深层展现出较大的勘探开发潜力［2-11］。2007年，吐哈盆地台北凹陷柯柯亚的柯19井日产油4.51 t、日产气 4.8×104 m3，揭开了吐哈盆地侏罗系致密砂岩气勘探序幕，随着柯20井、柯21井、柯23井、柯24井等高产油气流。巴喀致密砂岩气突破以后，对吐哈盆地致密砂岩气开展了一系列的研究［3-4，6-7，12-30］，认为：①煤系源岩与广泛分布的三角洲砂体近邻交互叠置，有利于形成大型致密砂岩气藏；②巴喀气田是后期构造运动调整型气藏，导致在构造高部位富气的构造型气藏特征；③吐哈盆地致密砂岩气藏分为北部山前带的改造型和南部斜坡带的原生型2类致密砂岩气藏；④生烃中心及周缘的北部山前带、洼陷斜坡区、洼陷中部隆起区是有利富集区；⑤勘探潜力大，预测的致密砂岩气资源量可达6 200×108 m3，具备千亿立方米致密砂岩气田的资源基础。在上述研究认识的指导下，在北部山前带、凹陷南部斜坡带部署了一批致密砂岩气探井。然而，除在温吉桑构造带的吉深1井、火焰山构造带的火801井区、北部山前带的勒3区块等发现了致密砂岩气工业气流井或油气显示井以外，吐哈盆地侏罗系致密砂岩气勘探没有取得新发现，吐哈盆地致密砂岩气的勘探研究遇到瓶颈。近年来，随着吐哈盆地中上侏罗统天然气的可动用探明储量接近枯竭，对于重新开拓下侏罗统致密砂岩气勘探场面的需求越来越强烈，需要对吐哈盆地致密砂岩气勘探方向与资源潜力开展深入研究。本文基于钻井、测井、地震、野外露头资料，重新研究认识吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气成藏富集规律、沉积体系及储层特征，明确致密砂岩气藏类型及勘探方向，以期打破吐哈盆地致密砂岩气勘探瓶颈，推动实现吐哈盆地致密砂岩气勘探再突破。
1 地质概况
吐哈盆地被了墩隆起分割出西部的吐鲁番坳陷和东部的哈密坳陷，吐鲁番坳陷进一步分为台北凹陷、科牙依凹陷、托克逊凹陷、台南凹陷等7个二级构造单元［图1（a）］。台北凹陷分为胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷、北部山前带、西部弧形带和鄯善弧形带［图1（b）］。吐哈盆地台北凹陷下侏罗统自下而上分为八道湾组（J1 b）和三工河组（J1 s）［图1（c）］，八道湾组为含煤沉积；三工河组以三角洲沉积和湖相沉积为主。吐哈盆地已发现致密砂岩气藏均位于台北凹陷下侏罗统，下侏罗统致密砂岩储层与烃源岩交互叠置发育。下侏罗统致密砂岩气烃源岩为八道湾组煤系源岩和三工河组暗色泥岩，下侏罗统烃源岩厚度中心主要位于台北凹陷中的胜北洼陷和丘东洼陷，台北凹陷下侏罗统烃源岩整体西厚东薄，暗色泥岩厚度为150~500 m，煤岩厚度为10~62 m，煤系源岩有机质类型为II2—III型，R O值为0.7%~1.7%。下侏罗统上部为厚层、广覆式分布的西山窑组煤系源岩，三工河组顶部发育厚度约为10 m的区域性泥岩，封盖条件好。
2 下侏罗统致密砂岩气类型与成藏富集规律
表1 吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气主要类型、特征与分布Table 1 Main types, characteristics and distribution of tight sandstone gas in the Lower Jurassic in the Turpan-Hami Basin |
| 气藏类型 | 气藏特征 | 成藏条件 | 主要分布地区 |
|---|---|---|---|
| 背斜构造型 | 构造气藏，常温、常压气藏，构造控藏，有利储层、裂缝控制天然气富集高产 | 构造圈闭发育，三角洲储集砂体发育，断裂沟通下部气源，良好的生储盖匹配 | 北部山前带 |
| 构造—岩性复合型 | 构造—岩性复合气藏，常温、常压气藏，构造、岩性砂体控藏，有利储层控制天然气富集高产 | 构造—岩性复合圈闭发育，三角洲前缘、湖底扇等砂体发育，断裂沟通下部气源，良好的生储盖匹配 | 鄯善弧形带、温吉桑构造带、胜北洼陷南部斜坡区、胜北洼陷洼中隆起区 |
| 动力圈闭型 | 大范围含气、局部富气，生烃中心、有效储集砂体控藏，有利储层控制天然气富集 | 动力圈闭，三角洲前缘砂体，储集砂体与生烃中心叠置分布 | 胜北洼陷北部山前带以南的北斜坡区、丘东洼陷的斜坡带—洼陷区 |
2.1 背斜构造型
背斜构造型致密砂岩气藏主要分布于吐哈盆地台北凹陷的北部山前带，巴喀气田下侏罗统气藏是典型的背斜构造型致密砂岩气藏。巴喀气田的主力储层是下侏罗统北物源辫状河三角洲平原砂体，单砂层厚度大、呈层状发育，横向对比及连通性较好，表现为层状构造气藏特征（图2），有统一的气水界面。下侏罗统致密砂岩气藏压力系数为0.985~1.124，属正常压力系统。储层碎屑颗粒粒径以中粒、粗粒为主，其次为巨粒，少量为细砂岩及砾岩。下侏罗统储层物性较差，孔隙度在4%~8.4%之间，平均为5.15%；渗透率在（0.05~10.0）×10-3 μm2之间，平均为0.23×10-3 μm2，为致密储层。下侏罗统致密砂岩储层的储集空间类型主要为溶蚀粒内孔、剩余粒间孔及微裂缝。
2.2 构造—岩性复合型
湖底扇砂体主要以砂砾岩为主，厚度可达20 m，物性较好，是有利储集砂体。下侏罗统粗粒度砂体的储集物性优于细粒度砂体，砂砾岩、粗砂岩的储集条件更为有利。通过对台北凹陷三工河组储层镜下薄片统计和计算，西部弧形带压实作用损失孔隙度为3.5%~30.3%，压实孔隙损失率为 11.5%~99.3%，平均为89.5%；胶结作用孔隙损失率为0.3%~88.5%，平均为8.6%。鄯善弧形带压实作用损失孔隙度为26.1%~30.6%，压实孔隙损失率为83.9%~98.4%，平均为95.2%；胶结作用孔隙损失率为1.3%~16.1%，平均为4.2%。北部山前带压实作用损失孔隙度为3.2%~31.6%，压实孔隙损失率为10.0%~99.1%，平均为87.4%；胶结作用损失孔隙度为0.2%~28.0%，胶结孔隙损失率为0.6%~87.8%，平均为5.2%。整体上，压实作用造成的原生孔隙度相对损失量平均可达90%（图4）。因此，压实作用是储层致密化的主要原因。研究区三工河组砂砾岩、粗砂岩的抗压实能力优于细砂岩，从而导致了粗粒度砂体的储集物性好于细粒砂体（图5）。
图4 压实作用与胶结作用对台北凹陷三工河组储层减孔效应Fig.4 The effect of compaction and cementation on the reservoir porosity reduction of Sangonghe Formation in Taipei Depression |
鄯善弧形带、温吉桑构造带、胜北洼陷南部斜坡、胜北洼陷的洼中隆起区的三工河组具备发育构造—岩性复合型致密砂岩气藏的地质条件。温吉桑构造带断裂发育，下侏罗统煤成气近源运移至上覆三工河组致密砂岩储层中，并在物性较好的湖底扇砂砾岩储集体中富集成藏（图6）。鄯善弧形带、胜北洼陷中部隆起区的致密砂岩储层主要为三角洲前缘砂体，粒度主要为细砂岩，致密砂岩与洼中隆起匹配形成构造—岩性复合圈闭。三工河组沉积时期，北物源供给充足，且在台北凹陷发育坡折带，在坡折带以下的近湖盆地区发育湖底扇沉积［27］。喜山运动导致胜北洼陷南部逆冲抬升，形成现今的胜北南斜坡，进而造就了现今的三工河组湖底扇沉积上覆尖灭于构造高部位的构造—岩性复合圈闭（图7）。
2.3 动力圈闭型
动力圈闭主要靠超压作用充注到低渗致密储层，不存在明显气水界面，气藏面积与分布主要受控于超压大小与储层物性［31］。吐哈盆地胜北洼陷北部山前带以南的北斜坡区、丘东洼陷的斜坡带—洼陷区下侏罗统三工河组主要发育大面积的三角洲前缘砂体，储层致密，下伏下侏罗统煤系源岩，煤系源岩与上覆致密砂岩气储层大面积叠置，洼陷区构造活动弱，断裂相对不发育，上覆厚层区域性泥岩盖层，源储配置等条件符合动力圈闭特征。洼陷区发育的北物源三角洲前缘砂体，储层以细砂岩为主，5 000 m以深的储层孔隙度普遍低于5.0%，渗透率平均低于0.01×10-3 μm2，储集空间类型主要为溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、残余粒间孔及裂缝。
研究发现储层物性与产气量存在一定的正相关关系，即随着储层孔隙度和渗透率的增加，储层产气量升高［14］。台北凹陷胜北洼陷北部山前带以南的北斜坡区、丘东洼陷的斜坡带—洼陷区下侏罗统三工河组具备发育动力圈闭型致密砂岩气藏形成的有利条件，但目前此类致密砂岩气藏尚未获得重大发现。这是因为吐哈盆地下侏罗统动力圈闭型致密砂岩气藏普遍埋深较大，储层物性差，规模效益储量发现难度较大，限制了此类致密砂岩气的勘探进展。
3 下侏罗统致密砂岩气勘探方向
3.1 下侏罗统致密砂岩气资源潜力
本文研究利用盆地模拟方法评价下侏罗统的油气资源潜力。下侏罗统煤系源岩主要分布于胜北洼陷、丘东洼陷，烃源岩R O>1.0%的面积为3 223 km2。结合埋藏史，计算得出下侏罗统烃煤系源岩总生气量为24×1012 m3，其中，煤岩生气量占总生气量的57.9%，泥岩生气量占总生气量的42.1%。下侏罗统烃源岩同样在白垩纪末期以后快速生气，煤岩白垩纪前生气量约占总生气量的35%，泥岩白垩纪前生气量约占总生气量的40%。下侏罗统烃源岩生气中心主要位于胜北洼陷，生气强度主要为（20~50）×108 m3/km2，丘东洼陷下侏罗统烃源岩生气强度为（20~30）×108 m3/km2。结合第四次资源评价中吐哈盆地不同区带天然气聚集系数，计算得出吐哈盆地下侏罗统天然气资源量为2 400×108 m3（图8）。
3.2 下侏罗统致密砂岩气勘探方向
三工河组以致密储层为主，不同地区三工河组储层物性差异明显（图9）。在火焰山构造带三工河组储层孔隙度分布在4.2%~16.9%之间，平均值为10.9%；渗透率分布在（0.002~525.94）×10-3 μm2之间，平均值为10.59×10-3 μm2。葡北构造带三工河组储层孔隙度分布在3.2%~12.6%之间，平均值为9.6%；渗透率分布在（0.15~7.75）×10-3 μm2之间，平均值为2.48×10-3 μm2。温吉桑构造带三工河组储层孔隙度分布为1.5%~8.9%，平均值为5.3%；渗透率分布在（0.01~16.5）×10-3 μm2之间，平均值为0.66×10-3 μm2。柯柯亚构造带三工河组储层孔隙度分布为2.4%~8.1%，平均值为4.6%；渗透率分布在（0.002~19.38）×10-3 μm2之间，平均值为0.39×10-3 μm2。七泉湖构造带三工河组储层孔隙度分布在3.3%~19.1%之间，平均值为12.8%；渗透率分布在（0.05~595.74）×10-3 μm2之间，平均值为27.42×10-3 μm2。
基于沉积特征、储集物性、孔隙结构等研究［26］，建立台北凹陷三工河组储层评价参数，将三工河组储层分为4类（表2）。Ⅰ类储层主要位于三角洲前缘水下分流河道主河道，粒度较粗，以砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩为主，通常为叠置分流河道厚砂体；成岩作用组合类型主要为中压实中溶蚀相和强溶蚀相，储层储集空间类型主要为粒间孔与粒间溶孔组合，喉道类型主要为缩颈型喉道、片状喉道次之。Ⅱ类储层位于三角洲前缘水下分流河道主河道、河口坝主体及湖底扇主水道，粒度较粗，以砂砾岩、粗砂岩为主，通常为叠置分流河道、河口坝和湖底扇主水道厚砂体；成岩作用组合类型为中—强压实中—强溶蚀相。储层储集空间类型主要为粒间孔与粒间溶孔组合，微孔隙次之。Ⅲ类储层主要位于三角洲前缘水下分流河道、河口坝边部及湖底扇侧缘，粒度较细，以中砂岩、细砂岩和粉—细砂岩为主，砂体厚度较薄，储层储集空间类型主要为粒内溶蚀孔和晶间微孔隙等，孔隙间连通性差；喉道类型主要为片状和弯片状喉道。
表2 台北凹陷三工河组储层分类Table 2 Reservoir classification table of Sangonghe Formation in Taipei Depression |
| 分类参数 | 储层分类 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| I类 | II类 | III类 | IV类 | ||
| 沉积 特征 | 沉积微相 | 水下分流河道主河道叠置、河道叠置河口坝、 湖底扇主水道 | 分支河道、河口坝、 湖底扇侧缘 | 河道边部、分支河道末端、 河口坝末端 | |
| 岩性 | 砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩 | 中砂岩、细砂岩，粉细砂岩 | 粉细砂岩、粉砂岩 | ||
| 物性 特征 | Φ/% | >10 | 5~10 | 3~6 | <5 |
| K/（10-3 μm2） | >1 | 0.1~1.0 | 0.01~0.1 | 0.01~0.1 | |
| 成岩作用组合特征 | 中压实中—强溶蚀 | 中—强压实中—强溶蚀 | 强压实弱溶蚀、强胶结 | ||
| 孔隙 结构 | 孔隙类型 | 粒间孔、粒间—粒内溶孔 | 粒间—粒内溶孔、粒间孔 | 粒间—粒内溶孔、粒间孔 | 晶间微孔 |
| 喉道类型 | 孔隙缩小型、缩颈型 | 缩颈型 | 片状、弯片状喉道 | 窄片状、管束状喉道 | |
| 喉道半径主峰/μm | >2.5 | 1~2.5 | 0.5~1 | <0.5 | |
| 主导渗透率孔喉组合 | 宏孔为主，巨孔次之 | 中孔为主，宏孔次之 | 微孔为主，纳米孔次之 | 纳米孔为主，微孔次之 | |
| 孔隙结构类型 | 大孔—中细喉型 | 中小孔—细喉型 | 细孔—微细喉型 | 微孔—微喉型 | |
| 试油效果 | 含油性好 | 含油性较好 | 基本不含油（干层） | ||
| 储层评价 | 好 | 较好 | 一般 | 差 | |
平面上，Ⅰ类储层主要分布在台北凹陷西部的火焰山、葡北等构造带，沉积砂体主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道叠置厚砂体。西部弧形带、北部山前带、鄯善弧形带的三角洲主河道砂体主要为Ⅱ类储层。沿着湖盆中心成带分布的湖底扇砂砾岩也是Ⅱ类储层，此类砂体已在吉深1井、吉3井获工业性油气流（图10）。位于胜北生气中心的胜北洼陷南部斜坡带、胜北洼陷洼中隆起区、鄯善弧形带三工河组储层主要为II类储层，是三工河组致密砂岩气的主要勘探目标。
总体上，吐哈盆地致密砂岩气勘探主要受生气中心和与生气中心配置良好的有利砂体展布控制。吐哈盆地下侏罗统生气中心主要是胜北洼陷，其次为丘东洼陷（图8）。生气中心周缘的北部山前带、鄯善弧形带、胜北洼陷洼中隆起区等正向构造带具备发育构造型致密砂岩气藏地质条件，三工河组储层以II类、III类为主，正向构造与有利储集砂体叠置区是此类气藏的勘探目标区。构造—岩性复合型致密砂岩气藏是由三角洲前缘砂坝、湖底扇砂体等岩性砂体与正向构造匹配形成构造—岩性复合圈闭，主要分布于鄯善弧形带、温吉桑构造带、胜北洼陷南部的斜坡区和胜北洼陷洼中隆起区，三工河组储层以II类、III类为主，北物源的砂体在胜北洼陷现今南部斜坡带等构造高部位上倾尖灭形成的构造—岩性复合圈闭是此类致密砂岩气藏的有利勘探目标。动力圈闭型致密砂岩气藏储层主要为III型、IV型，储层物性较差，是致密砂岩气勘探的潜在领域，位于生气中心的储层物性“甜点”区是此类天然气的有利勘探方向。
4 结论
（1）吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气藏划分为背斜构造型、构造—岩性复合型和动力圈闭型3类，湖底扇砂砾岩、三角洲前缘细砂岩与构造匹配形成构造—岩性复合型致密砂岩气藏，构造—岩性复合型是勘探最有利的致密砂岩气藏类型。
（2）下侏罗统烃源岩的生气中心主要位于胜北洼陷，生气强度主要为（20~50）×108
m3/km2，丘东洼陷下侏罗统烃源岩生气强度为（20~30）×108 m3/km2，吐哈盆地下侏罗统致密砂岩气资源量为2 400×108 m3，胜北洼陷是最有利生气中心，勘探潜力大。
（3）建立台北凹陷三工河组储层评价参数，将三工河组储层分为4类，位于胜北生气中心的胜北洼陷南部斜坡带、胜北洼陷洼中隆起区、鄯善弧形带三工河组储层主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层，是致密砂岩气的主要勘探有利区。
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