0 引言
吐哈盆地位于塔里木、哈萨克斯坦和西伯利亚三大板块交会处，盆地北部、东北部与博格达山和哈尔里克山相连，南部与觉罗塔格山相接，整体为东西向展布的狭长型山间盆地，东西长660 km，南北宽60~10 km，总面积约为5.3×104 km2。吐哈盆地在前寒武纪结晶基底上叠加了海西期褶皱基底，上覆沉积了厚达近万米的二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系和新近系［1］。
吐哈盆地大地构造环境复杂，历经弧后拉张到陆陆碰撞的巨大改变，盆地经历了从裂谷到陆内断陷、坳陷，再到前陆盆地的演化过程。早古生代以前吐哈盆地与准噶尔盆地属于同一地块，在经历了古大洋、大陆之间的多次离散聚敛，吐哈盆地在晚古生代形成独立盆地，并开始盆内沉积旋回演化［2］。早—中二叠世，吐哈盆地雏形形成，为分割性强、沉积范围小、分布零散的断陷盆地；晚二叠世—早三叠世盆地进入断坳转换阶段，沉积范围不断扩大。晚三叠世及其以后进入盆内类前陆发育阶段，三叠纪末和侏罗纪末2期强烈的挤压应力对早期的盆地格局进行了明显的改造，使得早期发育的正断层变为逆断层，在靠近造山带一侧形成压陷沉降区，使吐哈盆地具有类似于前陆盆地的结构。
1 风险勘探新发现及意义
近年来，随着正向构造带勘探程度越来越高，发现规模储量的难度不断加大，寻找战略接替领域非常急迫。借鉴国内外其他含油气盆地近源勘探的成功经验和思路，认为洼陷区周围正向构造带勘探程度较高，但广大洼陷区的中下侏罗统水西沟群烃源岩层系尚未进行探索，是重要的油气勘探领域，其难点在于埋深较大，通常超过 5 000 m，是否发育规模有效储层，以及能否规模成藏存在不确定性，因而需要加强风险勘探，寻找勘探新发现。
通过转变勘探思路，对台北凹陷洼陷区中下侏罗统水西沟群开展整体评价，并以下侏罗统三工河组为主要目的层加强了沉积相精细研究和储层预测，提出台北凹陷发育五大辫状河三角洲体系，其中胜北洼陷三工河组受坡折带控制，坡折之下洼陷区储层厚度增大，发育岩性圈闭，规模大，岩性圈闭面积为72.0 km2，是有利勘探目标。2021年3月通过论证该风险目标，部署实施沁探1风险探井。同时，在胜北洼陷还部署了葡探1风险探井，主探二叠系—三叠系，兼探西部物源下侏罗统三工河组。沁探1井实施顺利，完钻井深5 770 m，层位为下侏罗统八道湾组（未穿）。沁探1井钻探过程在中下侏罗统水西沟群见良好油气显示，在西山窑组以下共见174.3 m/22层荧光级油气显示，其中三工河组可见42.7 m/6层。气测异常显示好，西山窑组气测异常全烃含量一般为6.82%~73.68%，最大值为99.44%；三工河组全烃含量一般为17.64%~65.32%，最大值为81.86%。完井测井解释，水西沟群共解释气层7.7 m/2层、差气层及裂隙气层124.5 m/18层。针对三工河组5 548~5 570 m井段试油，射孔后即见气，2.5 mm油嘴放喷点火，火焰高2 m，压裂后2 mm油嘴日产气1 354~1 888 m3，首次在洼陷区发现三工河组岩性气藏。
沁探1井勘探发现的重要意义有4个方面：①首次证实洼陷区发育大面积岩性油气藏，初步预测沁探1井区天然气储量规模为320×108 m3。在风险勘探思路引领下，后续在丘东洼陷针对三工河组部署的预探井吉7H井，压后7.0 mm油嘴日产气51 283 m3、油40.37 m3，进一步证实了洼陷区不仅能够成藏，而且可以获得高产油气流。②证实了洼陷区三工河组大面积分布的辫状河三角洲砂体与水西沟群煤系源岩形成“三明治”式源储组合，普遍具有近源成藏的条件。除沁探1、吉7H这2口井外，在胜北洼陷钻探的葡探1井同样于三工河组见到良好油气显示，见油迹、荧光显示共43.27 m/7层。③沁探1井等钻探还发现三工河组顶部发育一套优质烃源岩，进一步提升了洼陷区资源潜力认识。过去认为水西沟群主力烃源岩是西山窑组和八道湾组2套煤系地层，三工河组顶部泥岩为一套区域性盖层。实钻分析表明，三工河组顶部泥岩有机碳含量普遍大于2.0%，生烃潜量（S 1+S 2）大于6.0 mg/g，氢指数（I H）一般大于150 mg/g（图2），母质类型为II2型，R O值为1.1%左右，处于成熟演化阶段，整体评价认为该套烃源岩达到“好”烃源岩的评价标准，生烃潜力大，洼陷区资源基础更为雄厚。④沁探1井于三工河组获天然气流，吉7H井于三工河组获高产油气流，说明洼陷区三工河组储层物性存在差异性，通过加强有利沉积相带和规模储层预测，并采用水平井体积压裂等适宜的工程技术，洼陷区大面积岩性油气藏有望实现效益勘探开发，成为吐哈盆地未来发展的战略接替领域。
2 洼陷区大面积岩性油气藏成藏条件
2.1 烃源岩条件
台北凹陷八道湾组暗色泥岩在胜北洼陷和丘东洼陷一带最为发育，厚度一般在50~250 m之间；煤层主要分布于胜北洼陷，一般厚度为20~40 m。八道湾组暗色泥岩有机碳含量为0.5%~5.7%；S 1+S 2值为0.48~32.65 mg/g，平均值为3.74 mg/g；I H值为20.34~950.00 mg/g，平均值为124.00 mg/g；干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主；R O值在0.62%~1.30%之间，平均值为1.04%，处于成熟—高成熟演化阶段；综合评价为中等—好的烃源岩（表1）。
表1 吐哈盆地台北凹陷水西沟群烃源岩地球化学指标简表Table 1 Geochemical indexes of source rocks of Shuixigou Group in Taipei Sag, Turpan Hami Basin |
| 凹陷 | 层系 | 岩性 | 面积/km2 | 厚度/m | TOC/% | （S 1+S 2）/（mg/g） | I H/（mg/g） | R O/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 胜北 | J2 x | 泥岩 | 4 311 | 100~400 | （0.51~5.16）/1.98 | （0.48~15.26）/3.34 | （43~318）/180 | （0.5~1.0）/0.7 |
| 煤 | 1 083 | 40~100 | （41.96~76.13）/57.5 | （43.7~93.74）/74.75 | （93.5~47.6）/119 | |||
| J1 s | 泥岩 | 1 337 | 50~180 | （0.4~11.97）/1.52 | （0.15~18.21）/2.8 | （31~329）/180 | （0.64~0.83）/0.73 | |
| J1 b | 泥岩 | 4 205 | 100~150 | （0.5~5.72）/1.59 | （0.48~32.65）/3.74 | （20.34~447）/124 | （0.7~0.97）/0.82 | |
| 煤 | 330 | 20~40 | 59.9 | 221.63 | 264.31 | |||
| 丘东 | J2 x | 泥岩 | 2 612 | 100~600 | （0.5~7.81）/1.9 | （0.52~57.53）/7.12 | （11.63~392.86）/144 | （0.51~1.21）/0.75 |
| 煤 | 1 745 | 40~140 | （14.4~83）/42 | （15.78~222.52）/66 | （89~334）/151 | |||
| J1 s | 泥岩 | 1 179 | 100~180 | （0.27~11.76）/1.26 | （0.11~33.29）/5.12 | （95~392）/175 | （0.5~1.1）/0.82 | |
| J1 b | 泥岩 | 1 567 | 100~250 | （0.52~4.55）/1.26 | （0.5~26.65）/4.4 | （28.57~950）/112 | （0.67~1.3）/1.1 | |
| 煤 | 416 | 20~60 | 67.9 | 170.81 | 226 | |||
| 小草湖 | J2 x | 泥岩 | 2 465 | 100~400 | （0.56~5.65）/1.44 | （0.5~43.24）/4.55 | （24~291）/127 | （0.5~1.15）/0.78 |
| 煤 | 1 553 | 40~120 | 50.7 | 70.14 | 25 | |||
| J1 s | 泥岩 | 1 184 | 50~150 | （0.17~2.26）/0.73 | （0.03~2.12）/0.47 | （2.2~74.4）/26.4 | （0.6~0.97）/0.73 | |
| J1 b | 泥岩 | 1 038 | 100~200 | （0.51~3.51）/1.2 | （1.35~10.93）/3.15 | （41~93）/68 | （0.6~0.97）/0.73 |
|
三工河组暗色泥岩稳定分布，厚度一般为50~150 m，最大厚180 m，北厚南薄，发育胜北—恰勒坎、鄯勒—红旗坎、萨克桑3个厚度中心（图3）。相对而言，丘东洼陷最发育，其次为胜北洼陷。沁探1井在三工河组累计钻遇148 m暗色泥岩，吉7H井钻遇117 m暗色泥岩。三工河组暗色泥岩有机碳含量为0.2%~11.97%，平均为1.38%；S 1+S 2值为0.11~33.29 mg/g，平均为4.32 mg/g；I H值为31~392 mg/g，平均为177 mg/g；干酪根类型主要为II2型，R O值在0.50%~1.10%之间，平均为0.82%，热演化主要处于成熟阶段，综合评价为中等—好烃源岩（表1）。
西山窑组暗色泥岩厚度为100~600 m，其中胜北洼陷的暗色泥岩厚度较大的在500 m左右，丘东洼陷暗色泥岩厚度可达600 m以上，小草湖洼陷泥岩厚度可达500 m以上。煤层主要分布在恰勒坎、柯克亚—鄯勒、温吉桑3个聚煤中心，厚度为40~160 m。西山窑组暗色泥岩有机碳含量为0.5%~7.8%，平均为1.9%；S 1+S 2值为0.50~57.53 mg/g，平均为7.12 mg/g；I H值为11.63~392.86 mg/g，平均为144.00 mg/g；干酪根类型主要为Ⅲ型，R O值在0.48%~1.11%之间，平均为0.75%，热演化主要处于低熟—成熟阶段，综合评价为中等—好烃源岩（表1）。
通过对台北凹陷胜北、丘东、小草湖洼陷水西沟群泥岩、煤岩重新评价，洼陷区3套烃源岩成熟度基本上都大于0.8%，进入晚生油—主生气阶段，展现台北凹陷蕴含丰富的天然气资源。从生气强度看，八道湾组最大可达到（50~60）×108 m3/km2，三工河组最大可达到（20~40）×108 m3/km2，西山窑组最大可达到（60~70）×108 m3/km2。台北凹陷总生气量为23.4×1012 m3，生油量为155.43×108 t。对比不同洼陷生气量，胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷的生气量分别为11×1012 m3、9.7×1012 m3、2.6×1012 m3（图4）。
2.2 储层条件
台北凹陷水西沟群具有“满凹富砂”的特征。以三工河组为例，台北凹陷发育葡北、柯克亚、鄯勒—照壁山—红旗坎、小草湖扇、红台—疙瘩台、温吉桑和胜北六大辫状河三角洲前缘扇体。不同方向的辫状河三角洲前缘扇体在胜北、丘东、小草湖3个洼陷卸载沉积，在洼陷区发育广布式的规模砂体（图5）。从顺物源方向的地震剖面都可以明显看到，三工河组地层由物源区向洼陷区加厚，砂体延伸距离远。
实钻证实，洼陷区尽管储层埋深普遍超过5 000 m，但仍发育有效储层，主要受有利相带、溶蚀作用、超压、裂缝等因素控制。从沁探1等井的钻探结果来看，台北凹陷下侏罗统三工河组砂岩以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，为辫状河三角洲前缘砂体，前缘相带不同部位对储层物性有较大影响。沁探1井钻遇前缘相带外侧，主要为细砂岩，岩心可见水平层理，表现为缓坡远距离搬运的特点，其孔隙度为2.3%~4.2%，平均值为3.4%；渗透率为（0.006~0.042）×10-3 μm2，平均值为0.014×10-3 μm2。吉7井钻遇前缘水下分流河道主体部位，连续发育厚达70 m的中粗砂岩，岩心可见低角度板状交错层理和一定程度的不规则深灰色泥砾，表明水动力较强，其孔隙度为2.8%~5.7%，平均为4.1%；渗透率为（0.012~0.348）×10-3 μm2，平均为0.078×10-3 μm2，物性整体优于沁探1井。葡探1井更靠近湖岸线附近（图5），于三工河组钻遇多套粗砂岩，孔隙度为1.8%~7.7%，平均为4.8%；渗透率为（0.006~2.711）×10-3 μm2，平均为1.060×10-3 μm2。
洼陷区三工河组储层储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝为主（图6），这些溶蚀作用主要与煤系地层酸性成岩环境密切相关。前人研究表明，煤系地层中的黑色泥岩、炭质泥岩和煤岩在埋藏演化过程中可生成多期酸性流体，在R O值为0.5%和1.0%左右的褐煤、气煤演化阶段形成2期腐殖酸（pH值可达4）高峰，对碎屑颗粒产生普遍性溶蚀［17-18］。腐殖酸溶蚀具有三大特点：①溶蚀普遍但相对较弱。②溶蚀增孔但几乎不增渗。台北凹陷侏罗系储层的溶孔量与孔隙度呈良好正相关性，而与渗透率的相关性很弱，表明溶蚀增加了孔隙体积，但几乎未改善渗透性。③溶孔保存优于原生孔。原生孔易受到不同地区外部应力的影响，导致在深度上分布规律性差；而溶孔随深度变化小，因为它主要取决于溶蚀程度。因此，台北凹陷三工河组在深洼区可发育有效储层，统计孔隙度与深度的变化关系，三工河组纵向发育多个次生孔隙带，在5 000 m以深仍然存在最大孔隙度10%左右的有效储层（图7）。
图6 吉7井、沁探1井和葡探1井三工河组储层微观照片（a） 吉7井，中—粗砂岩，溶蚀孔、微裂缝，孔隙度为5.1%，渗透率为0.348×10-3 µm2，J1 s，5 333.08 m，铸体薄片；（b） 吉7井，含砾细砂岩，溶蚀孔，孔隙度为4.1%，渗透率为0.031×10-3 µm2，J1 s，5 334.30 m，铸体薄片；（c） 沁探1井，细砂岩，溶孔，孔隙度为4.0%，渗透率为0.015×10-3 µm2，J1 s，5 479.58 m，铸体薄片；（d） 沁探1井，细粉砂岩，构造缝，孔隙度为3.3%，渗透率为0.008×10-3 µm2，J1 s，5 476.34 m，铸体薄片；（e） 葡探1井，粗砂岩，溶蚀孔，孔隙度为7.1%，渗透率为0.322×10-3 µm2，J1 s，5 334.93 m，铸体薄片；（f） 葡探1井，含砾粗砂岩，溶蚀孔、微裂缝，孔隙度为6.4%，渗透率为1.490×10-3 µm2，J1 s，5 335.28 m，铸体薄片 Fig.6 Wells Ji 7， Qintan 1 and Putan 1 reservoir micrograph of J1 s |
该套储层利用现有的压裂改造工艺技术可以实现有效提产，具备效益勘探开发的条件。在“造长缝+细切割”压裂思路的指导下，吉7H井采用水平井加大规模压裂，通过14段46簇压裂改造，最终试油获高产油气流，返排时液量大且压力稳定，表明水平井供液半径大，储层改造充分。
2.3 储盖组合条件
根据岩性组合，水西沟群自下而上发育2套区域性有利储盖组合：①三工河组顶部“毡子层”为盖层，三工河组砂岩为储层；②三间房组一段红色泥岩为盖层，西山窑组三、四段为储层。此外，八道湾组、三工河组、西山窑组内部还发育多套局部储盖组合。其中，三工河组砂岩夹持于下侏罗统八道湾组、中侏罗统西山窑组2套煤系烃源岩之间，构成典型“三明治”结构，有利于近源成藏。
三工河组沉积时期湖平面扩大，整体以辫状河三角洲前缘沉积为主，其中三工河组上部为一套厚度60~100 m的黑色、灰色湖相泥岩，是区域划分对比的标志层之一，俗称“毡子层”，地震上可连续对比，表现为中强连续振幅；三工河组下部为浅灰色砂岩及砂砾岩，地震上表现为中弱中连续振幅（图8）。西山窑组环境与八道湾组类似，是水西沟群第二套含煤层系，岩性自下而上分为四段：其中，西山窑组一段为灰色块状砂岩、含砾砂岩、砂砾岩与泥岩互层；西山窑组二段为灰色砂岩、泥岩和煤层互层，中下部煤层发育，煤层厚度为20~80 m，其上发育5~10 m泥岩段；西山窑组三段为灰色砂岩与泥岩互层，局部地区夹煤线；西山窑组四段主要为灰色粉砂岩、细砂岩夹灰色泥岩，储集性能良好，与下伏地层呈整合或假整合接触。水西沟群之上被中侏罗统三间房组覆盖，其中三间房组一段厚层棕红色泥岩段（俗称“红泥脖子”，构成另一套区域性盖层）［23］。
3 有利勘探方向
台北凹陷洼陷区三工河组前缘相砂体普遍发育，与西山窑组煤系烃源岩、八道湾组煤系烃源岩构成的“三明治”结构，具有形成大面积岩性油气藏的绝佳条件，是吐哈盆地未来实施规模效益勘探的重要领域。
依据生烃中心、前缘相带、平缓构造3个因素综合评价洼陷区三工河组有利勘探区，评价优选出葡东、红北、陵北、丘东、疙北5个主力扇体，有利勘探面积为1 090 km2，勘探潜力大（图9）。
洼陷区主体部位构造较稳定，均位于生气强度大于20×108 m3/km2的范围内，开展前缘砂体刻画和储层预测是评价有利区的关键。通过开展沉积古地貌、沟槽体系刻画、砂地比、地震属性、储层反演等综合分析，较准确地落实了前缘相带的展布和边界。葡东扇体是北西物源体系进入胜北洼陷的辫状河三角洲前缘相沉积，为长轴物源体系，砂体搬运距离长，储层分选磨圆相对较好，储层物性好，洼陷区几乎无井钻遇，有利勘探面积为400 km2。红北扇体来自北物源，高部位柯克亚地区多口井见油气流，沁探1井处于三角洲前缘外带，岩性较细，以沁探1井为南部边界，向物源区方向的有利勘探面积还有230 km2。陵北扇体和丘东扇体分别来自北部、南部物源，在丘东洼陷交汇，辫状河三角洲前缘砂体大面积分布，由于丘东洼陷构造稳定区靠南部，因此陵北扇体有利面积相对较小，约为120 km2；丘东扇体规模较大，有利面积为180 km2，吉7H井已获高产油气流。疙北扇体位于小草湖洼陷，来自南部物源，前缘相带有利勘探面积为160 km2，目前无井钻遇。下一步勘探要立足5个扇体，集中勘探丘东洼陷2个扇体，落实储量规模；积极探索胜北洼陷、小草湖洼陷其余扇体，实现洼陷区大面积岩性油气藏勘探整体突破。
4 结论
吐哈盆地前期勘探主要集中在环凹正向构造带，以中侏罗统及以上地层为主要目的层，洼陷区勘探程度低。沁探1井首次在洼陷区获得勘探新发现，证实洼陷区大面积岩性油气藏的巨大勘探潜力，实现了吐哈盆地油气勘探的战略转移，拉开了下洼勘探的序幕。
（1）台北凹陷三工河组泥质烃源岩品质超出过去认识，该套泥岩区域稳定分布，有机质丰度高、生烃潜力大，是重要的烃源岩层系。重新评价水西沟群生烃潜力，台北凹陷总生气量为23.4×1012 m3，生气量是生油量的1.7倍。
（2）台北凹陷水西沟群发育多期辫状河三角洲体系，纵向叠置横向连片，凹陷区具备满凹富砂的特征。水西沟群整体为低孔低渗储层，在有机酸溶蚀和构造裂缝的作用下，凹陷区5 000 m以深仍然发育有效储层。
（3）洼陷区三工河组前缘砂体大面积发育，与2套煤系源岩形成“三明治”结构的源储组合，具有形成大面积油气藏的有利地质条件。利用水平井+体积压裂的方式可以实现高产，是吐哈盆地规模效益勘探的重要领域。根据生烃中心、前缘相带、平缓洼陷区3个因素，在胜北、丘东、小草湖3个洼陷落实葡东、红北、陵北、丘东、疙北5个主力扇体，源储紧邻，近源成藏，有利勘探面积为1 090 km2。
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