0 引言
吐哈盆地前期勘探主要集中在环洼正向构造带，以侏罗系西山窑组及以上地层为主要目的层，并陆续发现了鄯勒、玉果、七泉湖、柯柯亚等气田，勘探成果显著，而洼陷区的勘探程度相对较低［4-7］。吐哈盆地近两年在台北凹陷的下侏罗统三工河组发现致密砂岩油气藏，胜北洼陷区部署的沁探1直井在三工河组试油获低产油气流，首次证实洼陷区存在源内致密砂岩气成藏模式；丘东洼陷区部署的吉7H水平井试油日产气51 283 m3、日产油40.7 m3，证实洼陷区源内致密砂体具备大面积成藏条件，且通过水平井+大型体积压裂技术可以实现有效动用。初步评价表明，胜北、丘东、小草湖洼陷区源内致密砂岩气展现出千亿方资源潜力，成为吐哈盆地现实的战略接替领域［8-9］。
前人［10-11］研究表明含油气盆地的油气聚集往往是多次、多期成藏的结果，其中包括对油气生成、运移、聚集以及调整等多个环节的动态分析，因此对于成藏期的研究是明确致密油气藏成藏机理和富集规律的一个核心问题。成藏关键时期的确定，需要结合多种方法，综合考虑地层的埋藏史、烃源岩生排烃史—热史、运聚史等，这些地质要素配合的最有利时机才是成藏的关键时期［12］。不同学者针对吐哈盆地台北凹陷下侏罗统成岩序列、孔隙演化史、烃源岩生排烃史及成藏期次进行研究［13-14］，研究层系以水西沟群为整体，对三工河组致密油气勘探指导意义有限，且前人研究多基于柯柯亚构造高部位，对丘东深洼区研究很少。本文在不同成藏要素及其耦合关系的基础上，重点研究丘东洼陷区三工河组致密砂岩油气动态成藏过程，对致密油富集有利区进行预测，为致密砂岩油气规模勘探提供重要依据。
1 区域地质概况
吐哈盆地是位于新疆东部的山间盆地［图1（a）］，东西向展布约为670 km，南北向距离为60~130 km，面积约为5.35×104 km2。盆地北部以博格达山、巴里坤山以及哈尔里克山为界，南邻觉罗塔格山，地处多个板块碰撞带，为前寒武纪结晶基底和晚古生代褶皱基底上发育沉积盆地［15-16］。吐哈盆地由吐鲁番坳陷、了墩隆起、哈密坳陷组成，其中吐鲁番坳陷可进一步细分为台北凹陷、科牙依凹陷、布尔加凸起、托克逊凹陷、鲁西凸起、台南凹陷和塔克泉凸起7个构造单元［图1（a）］。吐哈盆地发育有二叠系、三叠系、侏罗系和新生界等沉积地层，其中侏罗系是吐哈盆地的主要勘探层系，侏罗系水西沟群自下而上可划分为八道湾组、三工河组和西山窑组。其中八道湾组是一套以河流、扇三角洲和沼泽相为主的煤系地层，是吐哈盆地煤成烃的主力来源之一，岩性以灰色泥岩、砂岩与炭质泥岩及煤岩互层为主［图1（c）］。三工河组是一套以湖相沉积为主的细粒碎屑岩地层，以上部的灰黑色泥岩、粉砂质泥岩及下部的浅灰色砂岩、含砾砂岩构成下粗上细的旋回，基本不发育煤层，顶部发育一套“毡子层”泥岩，厚度为40~60 m，平面分布稳定。西山窑组是一套以河流、三角洲、湖泊和沼泽相为主的含煤碎屑岩建造，是吐哈盆地煤成烃的另一主力来源，岩性自下而上可划分为4段：西一段由深灰色砂岩、含砾砂岩和浅灰色泥岩组成；西二段由浅灰色砂岩、灰黑色泥岩、炭质泥岩和煤组成；西三段由浅灰色砂岩、粉砂岩与深灰色泥岩互层组成；西四段由灰色块状砂岩、含砾砂岩和灰色泥岩组成。
2 丘东洼陷三工河组致密油气藏特征
前人研究表明，台北凹陷三工河组致密油气主要是下侏罗统八道湾组煤系源岩和三工河组暗色泥岩的贡献［18-20］，丘东地区三工河组及八道湾组烃源岩地球化学特征如表1所示。丘东地区八道湾组煤岩厚度介于20~40 m之间［9］，总有机碳含量（TOC）较高，整体介于7.92%~69.66%之间（平均为38.40%），有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型；八道湾组暗色泥岩厚度为50~250 m［9］，TOC值介于0.18%~10.50%之间（平均为1.60%），I H值介于32.77~216.67 mg/g之间（平均为96.02 mg/g），有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，整体处于成熟—高熟演化阶段，综合评价为中等—好烃源岩；丘东地区三工河组暗色泥岩厚度介于50~150 m之间，该套泥岩TOC值为0.07%~10.62%，平均为1.62%，S 1+S 2值介于0.04~26.19 mg/g之间（平均为2.70 mg/g），I H值为10.53~284.35 mg/g（平均为122.38 mg/g），干酪根类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，R O值介于0.95%~1.10%之间，平均为1.05%，整体处于成熟阶段，综合评价为中等—好烃源岩。同时三工河组顶部“毡子层”湖相泥岩平面上分布稳定，厚度介于10~40 m之间，封盖条件好，是重要的区域性盖层［18］，其与八道湾组煤系烃源岩和三工河组暗色泥岩、三工河组辫状河三角洲砂体形成下生上储的“三明治”型源—储—盖组合形式，从而具备较好的近源成藏条件。环洼正向构造带的温吉桑地区和照壁山地区三工河组埋深为3 700~4 380 m，而位于丘东洼陷区吉7H井所在部位三工河组埋深为5 300~5 500 m，压力系数可达1.37~1.45。
表1 丘东洼陷三工河组及八道湾组烃源岩地球化学特征Table 1 Geochemical characteristics of source rocks of Sangonghe and Badaowan formations in Qiudong sub-sag |
| 凹陷 | 层系 | 岩性 | TOC /% | （S₁+S₂）/（mg/g） | I H/ （mg/g） | R O/% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 丘东 | J₁s | 泥岩 | （0.07~10.62）/1.62 | （0.04~26.19）/2.70 | （10.53~284.35）/122.38 | （0.94~1.10）/1.05 |
| J₁b | 泥岩 | （0.18~10.50）/1.60 | （0.07~20.79）/2.31 | （32.77~216.67）/96.02 | （0.66~1.30）/1.11 | |
| 煤 | （7.92~69.66）/38.40 | （21.79~222.57）/116.34 | （183.42~313.98）/273.94 |
|
受烃源岩成熟度和充注成藏过程的控制，烃源岩早期生油、晚期生气的特征使得油气分别不同程度富集在环洼高部位和洼陷区深部地层。综合利用典型井/油气藏的气油比、原油密度及PVT相态资料并结合多参数组合判别法对油气相态进行判别。φ 1值经验判别法、Z值经验判别法及Z 1/Z 2组合参数经验法均是利用地下流体组成（甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷以上组分）的含量对流体相态进行表征的手段，其中φ 1=C 2/C 3+（C 1+C 2+C 3+C 4）/C 5 +，式中C 1、C 2、C 3、C 4和C 5 +分别代表甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷及以上组分的体积含量，%。φ 1值越小表明油环越大；Z值经验判别法的计算为Z=（C 1+C 2+C 3+C 4）/［（C 5+C 2）/C 3］，Z值越小表明油环越大，通常Z值介于15~60之间代表含油环凝析气藏；Z 1/Z 2组合参数经验法是利用公式（1 ）—（3 ）来计算Z 1、Z 2因子的大小，通常Z 1>21、Z 2>20.5代表无油环气藏［21-23］。
表2 丘东洼陷不同构造部位三工河组油气相态类型Table 2 Hydrocarbon phase states of Sangonghe Formation in different structural positions of Qiudong sub-sag |
| 井号 | 层位 | 深度/m | φ 1 | Z值 | Z 1 | Z 2 | 气油比 | 油气藏类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 吉7H | J1 s | 5 403~6 113 | 9.03 | 39.32 | 5.19 | 4.88 | 987 | 高含凝析油凝析气藏 |
| 吉3 | J1 s | 4 127 | 3.1 | 11.76 | 8.56 | 7.76 | 253 | 挥发性油藏 |
| 照4 | J1 s | 3 919 | 215.05 | 41.21 | 57.48 | 56.98 | / | 天然气藏 |
| 照4H | J1 s | 4 006~4 515 | 9.44 | 20.03 | 5.15 | 4.86 | 1 052 | 高含油凝析气藏 |
| 勒4-14 | J1 s | 3 010 | 5.58 | 20.39 | 5.96 | 5.49 | 622 | 挥发性油藏 |
从三工河组致密油气藏构造样式角度分析，丘东洼陷南部吉3井所在的温吉桑构造带受马红断裂带发育的影响，在南北向挤压应力作用下，形成大量背斜、断鼻构造，具有较好的油气保存条件，主要以构造控藏为主。
丘东洼陷北部的照壁山地区紧邻博格达山，在白垩纪末期南北向挤压应力作用下形成以背斜、断鼻构造为主的圈闭类型。由此可见，温吉桑、照壁山等构造高部位主要形成环洼正向构造—岩性复合型圈闭为主的常规油气藏，而位于坡折带之下的洼陷区，为源内大型致密砂岩岩性气藏，与油气相态分异规律相对应（图2）。
3 主要成藏要素演化与成藏期次
3.1 构造演化史特征
对于常规储层，油气充注时有效圈闭的形成，决定油气能否聚集成藏。台北凹陷三工河组致密砂岩气藏以下生上储为主，因此构造演化极大程度控制了圈闭的形成和油气成藏过程［5，24］。侏罗纪末的燕山运动和新生代的喜马拉雅运动对吐哈盆地构造形态影响最为显著，其中侏罗纪末的燕山运动Ⅱ幕（中燕山运动）逆冲褶皱作用明显，形成大量局部构造和低幅隆起的雏形，造成凹陷内侏罗系普遍剥蚀，与白垩系呈角度不整合接触，构造变形在盆地内呈北强南弱的特点，台北凹陷受影响最明显，该时期构造运动对台北凹陷油气成藏的形成极为重要。晚白垩世的燕山运动Ⅲ幕（晚燕山运动）使得构造变形进一步增强。白垩纪末至新生代的喜马拉雅运动是吐哈盆地构造运动中最强烈的一期，北部博格达山强烈隆升，对盆地南北向造成强烈挤压，早喜马拉雅期吐哈盆地再次进入前陆盆地演化阶段，强烈的挤压造成大量断裂发育并在改造已有构造形态的基础上，形成了新的东西向构造，吐哈北部山前带构造特征于新近纪的喜马拉雅运动晚期定型［25］。
为了解吐哈盆地丘东洼陷关键剖面的构造演化历史，重点分析关键构造运动时期三工河组的古构造格局，恢复了丘东洼陷过吉7H井近南北向不同时期的构造演化剖面（图3）。受多期构造运动作用，吐哈盆地台北凹陷构造格局呈继承性发育，形成了现今凹隆相间的构造格局，博格达山东部的抬升时期相对西部更早，造成台北凹陷东部受挤压作用更强，使得台北凹陷山前构造带呈现西宽东窄的特征［26］。燕山运动早期构造活动较弱，中侏罗世的燕山Ⅱ幕使得北部山前带开始抬升形成逆冲褶皱作用使得胜北、丘东洼陷受到不同程度影响，位于台北凹陷东部的丘东洼陷挤压作用更为明显，更早地隆升变形；燕山运动中—晚期构造活动整体增强，侏罗纪末期丘东洼陷北部山前带发育多条明显的低幅隆起和逆冲断层，为后期油气充注奠定了基础。白垩纪末期的晚燕山运动在盆地原有构造变形的基础上进一步加大了断裂和褶皱的发育，此时丘东洼陷已有明显的低幅构造背景的形成，主要在丘东洼陷区南部和温吉桑地区形成了低幅度隆起，可对烃源岩早期生成的油气进行捕获，利于油气在此处聚集成藏。喜马拉雅运动为构造运动最剧烈的时期，直接决定了盆地现今构造格局的展布，喜马拉雅运动早期在燕山运动褶皱基础上受到北部博格达山强烈挤压，发育多条东西向逆冲断层。丘东洼陷在喜马拉雅运动影响下持续挤压隆升，在洼陷南部的温吉桑构造带和北部照壁山地区形成大量冲断带和逆掩叠瓦构造，而洼陷区受到的构造改造较弱，构造格局整体相对稳定，最终形成了现今的构造形态。丘东洼陷在白垩纪时期低幅隆起的形成和洼陷区整体稳定的构造格局分别有利于对早期油气的捕获和晚期致密气大面积分布。
3.2 烃源岩热演化史及生排烃过程
烃源岩的演化直接受到埋藏演化过程的控制，埋藏史是分析各成藏要素的核心，也是热史与生烃史模拟的基础。本文研究采用BasinMod软件单井一维数值模拟方法模拟了部分重点探井的地层埋藏史和烃源岩在地质历史时期的演变过程，结合前人的地质资料和研究成果，建立单井地层埋藏演化史，并根据单井的模拟R O值与实测R O值进行拟合以确保模拟结果的准确性。由于盆地热史的反演结果往往是多解的，本文研究在反演过程中以盆地沉积、构造演化、原型盆地类型、现今地温场特征等要素作为约束条件，来拟合出最佳热史路径。
本文研究选取丘东洼陷代表井——吉7H井进行埋藏史恢复，吉7H井下侏罗统烃源岩厚度相对较大，其所钻遇的层位较为完整，可作为丘东洼陷的代表井。从图4中可以看出，丘东洼陷区经历了不同程度的持续沉积和快速埋深阶段，早侏罗世（200~120 Ma）埋藏史特征反映此时的沉降速率较大，中侏罗世末地层经历了一期小幅度抬升，造成了一定程度剥蚀，由于该时期下侏罗统烃源岩刚进入低成熟阶段，因此对烃源岩生排烃的影响较小。早白垩世沉积速率减慢，早白垩世末期晚燕山运动构造活动较为剧烈，北部山前带经历明显的抬升剥蚀，而洼陷区内仅发生小幅度的抬升剥蚀（图3），古近纪地层再次沉积，沉积速率较大，直至新近纪末地层开始抬升至今。烃源岩生排烃史模拟结果表明，丘东洼陷下侏罗统烃源岩于侏罗纪末—白垩纪初进入低成熟演化阶段开始生烃，丘东洼陷下侏罗统烃源层第一次达到生油高峰的时间为白垩纪末—古近纪初，第二期生排烃高峰为古近纪末—新近纪初（晚喜马拉雅运动），此时天然气开始大量生成。烃源岩成熟度模拟结果表明，模拟R O与实测R O匹配关系较高（图5），可以反映烃源岩真实的热演化过程，丘东洼陷区三工河组烃源岩现今已普遍进入成熟—高成熟大量生气阶段（R O>1.1%）。
3.3 储层成岩演化与致密化过程
台北凹陷三工河组储层的岩性以岩屑砂岩为主，岩屑含量整体较高，平均占比在50%以上，分选磨圆整体较差，磨圆多以次棱、次圆—次棱状为主，粒度整体相对较粗，中粗砂岩尤其发育。三工河组埋深整体较大，埋深多大于4 500 m，洼陷区可达5 770 m以深，储层普遍致密，孔隙度小于8%，渗透率多小于1×10-3 μm2，较大的埋深和复杂的成岩作用是导致储层致密的重要原因。在对台北凹陷三工河组的研究过程中发现，三工河组总体经历了2期酸性溶蚀，3期碳酸盐胶结，并主要发育有一期的石英次生加大，而高岭石向伊利石的大量转化也是导致储层物性进一步变差的重要原因（图6）。
煤系地层普遍具有多期溶蚀特征，早成岩阶段的腐殖酸溶蚀及中成岩阶段的有机酸溶蚀［27-28］，往往导致煤系储层具有胶结物含量整体较低，溶蚀孔隙发育的特征。研究区碳酸盐胶结物形态及包裹体资料显示，主要发育有3期碳酸盐胶结，分别为早期基底式胶结方解石、中期孔隙充填方解石、及晚期铁方解石、铁白云石胶结（图7）。其中早期碳酸盐胶结以连晶方解石为主，呈基底式胶结，几乎充满整个粒间孔隙，胶结致密，并部分沿颗粒边缘发生交代，碎屑颗粒呈悬浮状，以点接触及不接触为主，反映方解石沉淀时，压实作用较弱，为早期胶结特征；中期碳酸盐胶结主要为晶粒较粗大、洁净的含铁方解石及含铁白云石，呈孔隙充填式胶结，充填于残余粒间孔隙，颗粒间接触关系以凹凸—线接触为主，可见充填次生溶蚀孔隙，整体反映压实较强阶段，相对较晚的胶结特征；晚期碳酸盐胶结主要为铁方解石、铁白云，含铁量相对第二期碳酸盐胶结更高，呈孔隙充填式胶结或沿中期碳酸盐胶结发生交代，颗粒间接触关系以凹凸—线接触为主，反映强压实阶段，晚期胶结的特征，是造成储层致密化的重要原因。
图7 丘东洼陷三工河组胶结物形态及盐水包裹体均一温度测点分布特征（a）—（b）吉3井， 4 130 m， J1 s， 三工河组中、晚期碳酸盐胶结物包裹体测温；（c） 东深2井， 4 129 m， J1 s， 三工河组石英次生加大包裹体测温；（d）吉10H井， 4 838.6 m， J1 s， 三工河组早期基底式充填方解石；（e）吉7H井， 5 337.7 m， J1 s， 中期孔隙充填方解石；（f）吉7-2-3H井， 5 271.7 m， J1 s， 晚期铁方解石充填溶蚀孔隙 Fig.7 Morphology and inclusion characteristics of cements in Sangonghe Formation， Qiudong sub-sag |
早期碳酸盐胶结形成于早成岩B期，此时早期腐殖酸消耗殆尽，储层处于弱碱性成岩环境中。而在有机酸作用前，快速埋藏导致储层质量快速下降，碱性成岩环境中，中期碳酸盐胶结发育，导致储层质量快速变差。进入中成岩A期，地层埋藏停止，并开始向上抬升，有机酸大量产生，并充注于储层之中，导致长石、岩屑等硅铝酸盐矿物大量溶蚀，储层质量得到较好的改善，并伴随次生石英加大。进入中成岩B期，储层持续埋深，有机酸消耗殆尽，储层进入碱性成岩环境，晚期铁方解石及铁白云石发育，储层致密。
研究区孔隙演化主要通过薄片鉴定结果并结合Imagepro图像识别软件，进行成岩作用强度的厘定，并结合前人经验公式，进行三工河组孔隙演化研究。原始孔隙度Φ o（%），主要通过Trask分选系数S d计算［29］：
Φ o=20.91+22.90/S d
S d =（P 25/P 75）1/2
式中：P 25和P 75分别为粒度累积曲线上25%和75%处对应颗粒直径，mm。计算结果表明丘东洼陷三工河组原始孔隙度约为31.7%。
众多的压实减孔模型皆是以Athy的压实减孔模型为基础，本文研究使用模型也以此为基础：
式中：Φ ap为压实后孔隙度，%；Z为埋藏深度，m；c为主要反映压实强度的常数——压实因子；Zi -1为变速埋藏阶段第i-1阶段埋深，m；vi 为第i段埋藏速率，m/Ma；ti 为第i段埋藏时间，Ma。
t 2 ≥ t
式中：Φ ad为累计溶蚀增孔量，%；Φ d为溶蚀孔隙度，%；Δt为溶蚀窗口对应时间，Ma；t 1为溶蚀窗口开始时间，Ma；t 2为溶蚀窗口结束时间，Ma。
胶结物含量变化主要与时间相关，可以计算胶结物累计减孔量：
式中：Φ ac为胶结物累计减孔量，%；Φ c为胶结减孔量，%；t 3为胶结开始的时间，Ma；t 4为胶结结束的时间，Ma。
综合压实减孔模型、胶结减孔模型、溶蚀增孔模型与中深层埋藏史、热史，可以得到三工河组储层演化过程，结果表明丘东洼陷致密砂岩原始孔隙度约为31.7%，压实减孔量总计约为35.2%，胶结减孔量总计约为2.5%，溶蚀增孔量总计约为11%，现今孔隙约为5%。不同阶段孔隙变化量存在差异，早成岩阶段，地层快速埋深，压实减孔量达25.7%，虽然早期溶蚀增孔约为5%，对储层存在一定程度改善，但最终储层质量仍明显变差，在减孔量约为1%的早期碳酸盐胶结之后，孔隙约为10%；早成岩末期及中成岩早期，中期碳酸盐胶结及石英次生加大，造成约1%的减孔，压实作用相对减弱，造成约9%的减孔量；而进入中成岩A期，较强的有机酸溶蚀导致储层大幅改善，溶蚀增孔量达6%，随着持续的压实作用，储层最终在51 Ma左右致密，至中成岩A期末，储层孔隙约为6%。进入中成岩B期，储层致密埋深，晚期碳酸盐胶结发育，丘东洼陷三工河组储层现今孔隙度约为5%（表3）。
表3 丘东洼陷三工河组致密储层演化过程孔隙变化量Table 3 Porosity variation during reservoir diagenetic evolution of tight reservoirs of the Sangonghe Formation in Qiudong sub-sag |
| 成岩阶段 | 早成岩A | 早成岩B | 中成岩A | 中成岩B |
|---|---|---|---|---|
| 胶结减孔/% | 0 | -1 | -1 | -0.5 |
| 压实减孔/% | -15.70 | -10 | -9 | -0.5 |
| 溶蚀增孔/% | 0 | 5 | 6 | 0 |
| 总孔隙/% | 16 | 10 | 6 | 5 |
3.4 流体包裹体特征及油气成藏期次
丘东洼陷吉701H井95个包裹体的测温结果表明：丘东洼陷三工河组早期包裹体均一温度介于112~116 ℃之间，对应早白垩世末期烃源岩低熟阶段；中期包裹体均一温度介于128~132 ℃之间，为液态油的主要充注期，对应白垩纪末期，此时烃源岩第一次达到生油高峰，开始大量生油气；晚期包裹体均一温度介于140~144 ℃之间，对应古近纪末期，烃源岩此时处于成熟—高成熟大量生气阶段（图9）。因此，丘东洼陷三工河组石油的主要充注期为早白垩世末期和白垩纪末期，天然气主要充注期为古近纪末期。
4 成藏过程分析
对丘东洼陷三工河组烃源岩热演化史—生排烃史、储层成岩演化史、区域构造演化史及油气充注史的恢复及综合分析表明，三工河组致密砂岩油气藏形成经历了早白垩世末期低熟液态烃充注形成早期低熟油藏、白垩纪末期大量成熟油气充注形成成熟油气藏、古近纪末期高熟天然气充注形成高熟凝析气藏3个主要阶段（图10）。目前研究区下侏罗统烃源岩埋深程度较大，演化程度较高，仍处于大量生气阶段。
（1）早白垩世末期正向构造背景有利于低熟油气汇聚：丘东洼陷侏罗纪地层埋深速率较大，下侏罗统烃源岩快速演化并在晚侏罗世进入低成熟阶段。根据构造演化史恢复的结果，此时丘东地区受燕山运动Ⅱ幕的影响较为明显，北部山前带开始抬升并形成大量逆冲褶皱，洼陷区也不同程度受到影响发生隆升变形，在洼陷区吉7H井附近存在局部低幅度构造背景，为早期低熟油气充注和汇聚创造了有利条件，油气沿斜坡带向高部位运移的过程中部分被洼陷区的低幅隆起区（吉7H井区）捕获，更多的油气聚集在温吉桑和柯柯亚等构造高部位。储层成岩演化史恢复结果表明，受到侏罗纪地层快速埋深的影响，储层质量快速下降，洼陷区由于埋深更大储层较为致密，因此油气充注量有限。
（2）白垩纪末期油气大量充注形成油气藏：晚白垩世，晚燕山运动导致地层抬升，沉降速率减缓，此时烃源岩已进入大量生油气阶段且生成的油气开始大量排出，此时有机酸的大量产生导致长石、岩屑等硅铝酸盐矿物大量溶蚀，使得储层质量得到较好改善，有利于油气的充注。同时该时期晚燕山运动在原有构造背景的基础上增加了温吉桑、柯柯亚地区和洼陷区内构造隆起的幅度，为油气在此处的聚集成藏创造了有利条件。
（3）古近纪天然气持续充注形成致密凝析气藏：古近纪以来烃源岩进一步演化达到高成熟阶段并开始大量生气，成岩演化史表明该时期储层处于碱性成岩环境，晚期发育的铁方解石及铁白云石使得储层致密。该时期丘东洼陷区除了存在包含吉7H井地区在内的少数低幅度隆起，整体构造较为平缓，构造改造较弱，晚期形成的天然气近源充注至三工河组致密砂岩储层中，储层从先前以油为主的油气藏转变为油气共存的致密凝析气藏（含油），有利于大面积致密砂岩气藏的形成。
5 结论
（1）吐哈盆地台北凹陷三工河组储层可划分为早期快速压实—腐殖酸溶蚀、快速埋藏—压实减孔、中期有机酸溶蚀—储层改造、晚期胶结—持续埋深4个演化阶段，丘东洼陷区三工河组储层致密时间较晚，大约在51 Ma。
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（2）丘东洼陷三工河组砂岩储层共经历3期油气充注。第一期烃类包裹体为单一液相、油气两相包裹体，对应下侏罗统烃源岩在早白垩世末形成的低熟原油的运移和充注；第二期包裹体为油气两相包裹体，均一温度对应白垩纪末期，此时烃源岩处于成熟阶段并大量生成成熟油气；第三期包裹体为气液两相、纯气相包裹体，均一温度对应古近纪末期，此时烃源岩已进入成熟—高成熟阶段开始大量生成气态烃。
（3）生排烃期、油气充注期、储层演化与构造背景的配置以及有利岩相控制油气的富集：早白垩末期，烃源岩进入成熟阶段，早期形成的油气主要向温吉桑地区构造高部位聚集形成早期低熟油藏；白垩纪末期受燕山Ⅲ幕构造活动的影响，丘东洼陷区形成低幅隆起，烃源岩生成的成熟油气可有效聚集；古近纪末期洼陷区构造基本定型，且储层已致密，此时烃源岩进入高成熟阶段大量生成的天然气可形成大面积致密凝析气藏。
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