吐哈盆地巴喀地区下侏罗统致密砂岩气藏成藏特征

李 阳，钟建华，李旭平，徐 杰，陈晓燕

(1.山东科技大学，山东 青岛 266510;2.中国石油大学，山东 东营 257061;3.中科院广州地球化学研究所，广东 广州 510640)

吐哈盆地巴喀地区下侏罗统致密砂岩气藏成藏特征

李 阳1，钟建华2，3，李旭平1，徐 杰2，陈晓燕1

(1.山东科技大学，山东 青岛 266510;2.中国石油大学，山东 东营 257061;3.中科院广州地球化学研究所，广东 广州 510640)

吐哈盆地北部山前带下侏罗统致密砂岩是吐哈盆地天然气勘探的主要领域。研究了吐哈盆地北部山前带的巴喀地区下侏罗统气藏储层的基本特征、气藏的发育分布及典型特征，从微观上分析了巴喀地区下侏罗统气藏具有源储伴生、储层致密、构造发育、保存条件较好等成藏特征。对巴喀地区下侏罗统致密砂岩气藏的研究，对于解决制约中国致密砂岩勘探开发进程的关键理论问题，具有重要的现实意义。

成藏特征;致密砂岩气藏;巴喀地区;下侏罗统;成藏条件

引 言

致密砂岩气藏是指孔隙度低于12%、渗透率低于0.1×10－3μm2、含气饱和度低于 60%、含水饱和度在40%以上、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气藏［1］。吐哈盆地是大型富煤盆地，煤系烃源岩形成的天然气资源较丰富，巴喀地区下侏罗统气藏多数属于致密砂岩气藏，且勘探已获突破，发展前景良好，将成为吐哈盆地未来油气增长的主要领域。

1 区域地质概况

吐哈盆地台北凹陷北部山前带西起卡拉图、东至大步，受北侧博格达山抬升的影响，北部山前带在南北向上形成近凹低断阶带、中间断阶带和近山高台阶带［2］3个断阶带。巴喀油田下侏罗统气藏位于柯柯亚构造带，整体上处在吐哈盆地台北凹陷北部山前带中段近凹低断阶带，油气成藏条件优越。

实钻和地震资料表明，巴喀地区下侏罗统主要发育三工河组(J1s)和八道湾组(J1b)2个地层。储集层岩性为粗砂岩和细砂岩，成分以岩屑为主，主要为长石质岩屑砂岩，成分成熟度和结构成熟度均较低［3－4］。储层物性差，平均孔隙度为4.62%，渗透率主峰值为0.1 ×10－3～0.5 ×10－3μm2，平均为 0.2×10－3μm2，为特低孔、特低渗储层。

2 气藏特征

2.1 气藏发育分布

从整体上来看，八道湾组、三工河组均为斜坡背景上的层状气藏［5］。三工河组为层状构造－岩性气藏，其中，柯19井、柯21井气柱高度为315 m，气藏埋深为2 990～3 305 m;柯23井气柱高度为250 m气藏埋深为3 610～3 860 m;柯24井气柱高度为400 m，气藏埋深为2 890～3 290 m。八道湾组为层状构造气藏，其中，柯19井、柯20井、柯21井气柱高度为780 m，气藏埋深为3 220～4 000 m;柯2井气柱高度为250 m，埋深为3 860～4 110 m;柯24井气柱高度为700 m，埋深为3 040～3 740 m。

2.2 温压系统

根据巴喀油田中侏罗统西山窑组试油水层拟合出的区域水线，将柯19井、柯20井J1s、J1b试油气层测压数据进行PVT分析，确定气藏地层流体密度，分别建立J1s、J1b气藏的压力方程，绘制出下侏罗统气藏的压力梯度图(图1)，进而确定出J1s和J1b气藏的气水界面［6］。由图1可以看出，柯19井J1s气藏的气水界面海拔为－2 312 m，柯20井J1b气藏的气水界面海拔为－2 925 m。下侏罗统气层中部压力为33.878～39.730 MPa，压力系数为0.985～1.124，属于正常压力系统。

图1 巴喀油田柯19区块下侏罗统气藏地层压力梯度

同时，根据各井试油层的地层温度数据，建立下侏罗统地层温度－气藏埋深关系(T=0.0233H+14.672)，进而确定地层温度为 88.438～101.950℃，地温梯度为0.023 3℃/m，属于异常低温。

2.3 流体性质

通过研究柯19井、柯20井和柯21井下侏罗统的试油取样分析结果，得出天然气甲烷含量一般为75% ～85%，乙烷含量为8% ～11%，相对密度为0.8～0.9;天然气中凝析油地面密度为0.768 2～0.808 9 g/cm3，凝固点为－6～5℃，初馏点为39～84℃，黏度为 1.005 ～2.406 mPa·s，含蜡量为1.50% ～9.02%，具有低密度、低黏度、低初馏点等特点;根据柯19井试油所取的PVT样分析结果，凝析油含量为278.3 g/m3，属于高凝析油。在地层条件下(压力为38.75 MPa，温度为94.8℃)的偏差因子为1.024，地层温度下的露点压力为38.0 MPa，与地层压力38.75 MPa相比，地露压差较小，为0.75 MPa。

3 成藏特征分析

3.1 煤系烃源岩发育

吐哈盆地侏罗系水西沟群烃源岩为暗色泥岩炭质泥岩和煤岩，累计厚度为400～900 m，最厚可达千米［7］。叠合分布面积约为2.3×10 km2，有机碳含量高，泥岩为0.5% ～3.5%，炭质泥岩为11.5% ～12.6%，煤岩为53.29% ～71.00%。生气强度为15×108～57×108m3/km2，总面积的生气强度为1.3×108m3/km2，累计生气量约为23×1012m3。柯柯亚构造位于水西沟群生烃强度中心区，天然气属煤型气，气源为水西沟群煤系源岩，干酪根以腐殖型(Ⅲ型)为主，生烃能力强，油气源条件十分优越。

3.2 储层较为致密

巴喀地区下侏罗统发育北物源辫状河三角洲沉积体系，厚层块状辫状河三角洲砂体稳定发育，叠合连片，是致密砂岩气藏形成的最主要储集空间。根据巴喀地区各井下侏罗统岩心分析统计可以看出，由于埋藏深度大，压实作用强烈，下侏罗统气藏储层物性较致密。孔隙度一般小于8%，主要分布在4% ～6%，平均为4.62%，渗透率主峰值为0.1×10－3～0.5 ×10－3μm2，平均为 0.26 ×10－3μm2，为特低孔、特低渗储层［8］，有利于自生自储致密砂岩气藏的生成与演化。

3.3 储层主要为基质孔隙

巴喀地区气藏从上至下发育J2x1、J1s、J1b1和J1b2等4套主力气层，主力气层段砂体为辫状河三角洲前缘水下分流河道的中砂岩和粗砂岩，储层分布稳定，厚度大且横向分布稳定。其中，J1b1气藏发育2个砂层，厚度为72～106 m，平面连续稳定分布J1b2气藏发育3～4个砂层，厚度为97～132 m，平面分布较稳定;J1b3气藏发育2个砂层，厚度为10 m。整体上来说，巴喀地区下侏罗统气藏气层厚度较大，呈现鼻隆背景整体连片含气的格局。

储层主要为基质孔隙储层，铸体薄片显示，粒内、粒间溶孔构成主要储集空间［9］。颗粒间的接触关系主要为点、线接触和线、线接触，压嵌现象较明显，说明整体压实作用较强烈。但局部地区有一定的溶蚀作用，发育一些粒间及粒内溶孔，孔隙中泥质含量高，次生充填严重，如方解石充填、泥质充填、次生菱铁矿充填等，从而改善了储层渗流条件(图2)。

图2 巴喀油田下侏罗统储层孔隙类型

3.4 储集层与烃源岩紧密接触呈“三明治”结构

研究区水西沟群储集砂体与水西沟群煤系源岩相互叠置，紧密接触呈“三明治”互层状发育［10］，大大增加了源岩向储集层的排烃效率和烃的排出残留比，有利于盆地内致密砂岩气藏的大面积分布。

研究区源储大面积接触，源内持续充注聚集成藏，且主力源岩段存在高压异常。异常高压段内发育八道湾组(J1b)厚层块状致密砂岩，具备致密砂岩气的近源扩散持续充注条件，气藏表现出“有根”状态。通过源内持续充注聚集成藏，可形成大面积原生型致密砂岩气藏。

3.5 “先致密，后成藏”模式的改造型致密砂岩气藏

研究区八道湾组气藏为“先致密、后成藏”型其气层顶界断鼻圈闭形成于中晚燕山期，定型于喜山期，与凹陷的主要生排烃时期匹配。中晚燕山期，随着本地源岩的首次生排烃，源内的生储盖组合开始形成原生型致密砂岩油气藏。喜山期构造活动加剧，伴随受博格达山强烈的应力释放所形成的大量不同级别的断裂和裂缝，可有效改善储集空间，提高渗透率［11］。早期形成的原生型致密砂岩油气藏遭受改造，开始接受源外油气的注入，进而形成演变为现今改造型的“先致密、后成藏”的复式致密砂岩油气藏(图3)。

图3 吐哈盆地不同类型致密砂岩气藏分布

3.6 气层含水饱合度高，油气水同出

研究区烃源岩开始排烃时，气体由源岩进入致密砂岩呈“活塞式”充注，使高渗透“甜点”区呈饱含水状态，压力开始随整个致密层气体的充注而上升，表现为较高压异常。当气体大量充注占据整个气藏时，“甜点”区的压力仍然高于致密区，“甜点”区储集层不含水;当源岩慢慢停止供气时，源岩供气动力(压力)减小，外部水体在重力和毛细管力双重作用下快速回返，进入高渗储集层，将部分气体挤出，占据“甜点”储集层底部空间，形成上气下水的正常油气藏，此时压力下降，低压异常开始形成;在随后继续演变中，水体逐渐排出气体。由于水体没有被气体完全驱替，在异常高压力释放过程中，水体会伴随气体一起喷出，产生油气水同出。

4 结论

(1)由于吐哈盆地巴喀下侏罗统气藏的构造变形相对较弱，地层发育齐全，油气保存条件较好。同时，巴喀地区具有特殊的源储结构，扩大了气藏的分布面积。

(2)巴喀下侏罗统地层受早期埋藏深度及后期成岩演化压实作用的影响，储层致密，孔隙度平均为4.62%，渗透率主峰值为0.1×10－3～0.5×10－3μm2，平均为 0.26 ×10－3μm2，为特低孔、特低渗储层。

(3)巴喀下侏罗统地层经历多期构造改造，烃源岩生烃强度及演化变化大，多期成藏，发育类型多样化。

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Characteristics of lower Jurassic tight sandstone gas reservoirs in Baka area of Tuha Basin

LI Yang1，ZHONG Jian － hau2，3，LI Xu － ping1，XU Jie2，CHEN Xiao － yan1
(1．Shandong University of Science and Technology，Qingdao，Shandong 266510，China;2．China University of Petroleum，Dongying，Shandong 257061，China;3．Guangzhou Institute of Geochemistry，Chinese Academy of Sciences，Guangzhou，Guangdong 510640，China)

The lower Jurassic tight sandstone in the mountain front of north Tuha Basin is the main target of gas exploration in the basin．This paper studies the basic and typical characteristics and the development and distribution of gas reservoirs in the Baka area of the basin，and analyzes that the lower Jurassic gas reservoirs in this area have characteristics of associated source－reservoir，tight reservoir，developed reservoir structure and good preservation conditions．The study of the lower Jurassic tight sandstone gas reservoirs in Baka area is of practical importance to cope with the key theoretical issues in tight sandstone reservoir exploration and development in China．

gas accumulation;tight sandstone gas reservoir;Baka area;lower Jurassic

TE122.3

A

1006－6535(2012)02－0029－04

20110627;改回日期：20110801

国家示范工程“吐哈盆地致密砂岩气高效开发示范工程”(yty2011011)

李阳(1986－)，女，2009年毕业于青岛农业大学公共事业管理专业，现为山东科技大学矿产普查与勘探专业在读硕士研究生，从事矿产资源勘查、评价与开发的研究工作。

编辑张耀星