吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与分布预测

吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与分布预测

杨镱婷1，2，张金川1，2，黄卫东3，唐玄1，2，俞益新1，2，尹腾宇1，2，杨升宇1，2，王广源4

（1.中国地质大学（北京）海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；2.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；3.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆 哈密 839009；4.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

在分析大量实验及统计资料的基础上，根据源岩、储层及构造条件，利用地质信息叠合法，预测吐哈盆地致密砂岩气的有利分布区。研究表明，吐哈盆地中、下侏罗统煤系烃源岩的母质类型主要为Ⅲ型，有利于大量生气，其中煤岩分布更为广泛，热演化程度中等—较高，供气能力更强。由于快速堆积和微弱的溶蚀作用，吐哈盆地水西沟群储层自侏罗纪末以来普遍致密化，裂缝和孔隙是影响储层含气的主要因素，三角洲相和冲积扇相为有利的“低熟”储层发育区。根据致密砂岩气的成藏特征，采用配置系数P，将有利区的定性预测进行定量化。结合源储配制地质评价，认为在吐哈盆地山前带地区水西沟群西山窑组地层中，煤系地层和炭质泥岩与储层叠置发育，有利于致密砂岩气的成藏。

致密砂岩气；成藏条件；预测；吐哈盆地

致密砂岩气藏是指孔隙度低（小于12%）、渗透率较低（小于0.1×10-3μm2）、含气饱和度低（小于60%）、含水饱和度高（大于40%）、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］，有满盆含气、孤立孔隙体圈闭、沉积-成岩-构造复合圈闭、水动力圈闭、水锁、毛细管封闭、致密动态气藏及岩性圈闭气等称谓，是资源前景较好的非常规气藏中的一种 。美洲、欧洲、亚洲、大洋洲及非洲都有发现，美国已发现并预测出34个致密砂岩气发育的盆地，在加拿大阿尔伯达盆地已实现了致密砂岩的大面积常规技术性开采。在常规天然气储量不断递减的今天，随着天然气消费量的迅速增长，作为非常规能源的致密砂岩气，无疑是对能源缺口的一个重要补充。吐哈盆地为我国的一个大型富煤盆地，煤系源岩形成的致密砂岩气资源丰富，柯克亚地区的勘探，已展现出致密砂岩气良好的发展前景，也将成为吐哈盆地未来油气增长的主要领域。

1 地质背景

吐哈盆地面积约5.23×104km2，为天山山脉中的一个含油、含煤盆地。吐哈盆地经历了多期成盆阶段，侏罗系—第四系以来的盆地构造单元划分，以侏罗系构造层特征为主，同时在亚一级，特别是二级构造带的划分时，兼顾新生代的构造特征，对于古今构造继承较好的构造带则统一划分，构造变化较大的区带分期次划分。侏罗系—第四系可划分为3个一级构造单元（吐鲁番坳陷、了墩隆起及哈密坳陷）和6个二级构造单元（布尔加凸起、托克逊凹陷、台北凹陷、艾丁湖斜坡、三堡凹陷及黄田凸起）。

2 成藏条件

2.1 气源岩

吐哈盆地侏罗系水西沟群储层广泛发育生烃强度较高的气源岩。该地层在盆地内普遍钻遇，自西向东发育了托克逊、胜北、丘东、小草湖及四道沟5个大的沉降区，最大沉积厚度超过2 400 m（小草湖）。从北美已发现的致密砂岩气藏来分析，除了暗色泥岩、页岩外，煤系地层的分布也为致密砂岩气藏的天然气供给做出了重要贡献。吐哈盆地致密砂岩气藏的主要气源岩包括八道湾组、三工河组及西山窑组的暗色泥岩和煤岩。

2.1.1 有机质丰度

根据96个样品的数据统计，下侏罗统（八道湾组和三工河组）和中侏罗统（西山窑组）的有机碳质量分数分别为0.4%～25.0%和0.5%～1.0%，平均为2.41%和0.83%，岩石热解平均生烃潜量分别为10.873 mg/g和6.010 mg/g。其中，煤岩有机碳质量分数一般在50%～ 70%，最高达90%。有机质丰度的高低，直接决定着烃源岩是否具备形成工业性油气聚集的潜力，对于致密砂岩气藏的形成尤其重要。

2.1.2 有机质类型与成熟度

有机质类型是评价烃源岩生烃潜力的重要参数之一。从经典的氢指数与热解峰温值图版可以看出，在吐哈盆地的各个凹陷（洼陷）中，下侏罗统与中侏罗统西山窑组储层的有机质类型，主体都为Ⅲ型干酪根（见图1）。

图1 中、下侏罗统烃源岩有机质类型

根据前人的研究成果［9-11］，目前吐哈盆地不同坳陷（洼陷）的水西沟群烃源岩，大都已进入低熟阶段，烃源岩Ro值多数超过了0.5%，热演化程度适中。早期古地温场较高的热盆，促使了源岩有机质向烃类大量转化，而后期向冷盆的转变，又延长了烃源岩的生、供气时间，构成了气源岩的长期有效性。

2.1.3 分布与评价

本研究以有机碳质量分数和热演化程度作为关键的评价参数。优质烃源岩主要分布在台北凹陷内的胜北洼陷、小草湖洼陷及丘东洼陷。以水西沟群西山窑组烃源岩为例，经评价，其烃源岩生气中心主要位于台北凹陷，优质烃源岩分布在托克逊凹陷、小草湖洼陷及三堡凹陷。其中，在小草湖疙瘩台构造带，暗色泥岩有机碳质量分数主体超过1.0%，厚度在100～400 m；煤岩有机碳质量分数主体超过20.0%，厚度超过50 m，最高可达100 m；Ro值主体大于0.7%，烃源岩生气强度最高达25×108m3/km2。

表1 烃源岩评价分级

表2 储层评价分级

2.2 储层

能否形成致密砂岩气藏，除了致密储层与诸如源岩、构造等因素的关系匹配以外，还与致密储层本身的特点密切相关。

2.2.1 储层物性

吐哈盆地水西沟群在柯克亚、温吉桑及恰勒坎等地区发育致密砂岩气，其中，柯克亚地区目前的产气量最高。在致密砂岩气地区，研究已经发现的含气层段，对进一步研究整个吐哈盆地致密砂岩储层具有重要的意义。

柯克亚地区产气层的孔隙度主峰位于6%～8%，孔隙度分布在2%～10%的占90%以上（见图2）。综合分析吐哈盆地八道湾组、三工河组及西山窑组的产气井资料，可以得出吐哈盆地产气层的孔隙度分布情况（见图3），其规律与柯克亚地区大体一致：孔隙度主峰位于6%～8%，孔隙度分布在4%～10%的占90%以上。这也与美国典型盆地中心气的孔隙度分布范围一致。由此可以说明，柯克亚地区致密砂岩气藏与整个吐哈盆地致密砂岩气藏的孔隙度分布规律相同，具有一定的代表性。

同样，对柯克亚地区产气层的渗透率进行了统计，其结果表明，柯克亚地区和吐哈盆地产气层的渗透率峰值分别位于（0.1～0.5）×10-3μm2和（0.1～1.0）×10-3μm2。由此可以看出，吐哈盆地的产气层属于典型的致密储气层。

图2 柯克亚地区产气层孔隙度频率分布

图3 吐哈盆地产气层孔隙度频率分布

2.2.2 储层类型

沉积相的发育制约了储层厚度的发育，也对储层的物性和致密砂岩的含气性有一定的影响。本文主要根据孔隙度、渗透率及裂缝的发育程度，对致密储层进行了评价分级。

通过研究沉积相，结合钻井资料，并根据储层原始成分成熟度和结构成熟度，将吐哈盆地致密砂岩分为“低熟”和“高熟”2种储层类型（见表3）。

表3 致密砂岩储层类型

“低熟”储层具有近距离搬运的特点，矿物磨圆度较低，分选较差，砂岩中岩屑、长石及镁铁矿物等不稳定矿物质量分数较高。因此，在巨厚的上覆地层压力下，更容易形成非常紧密的排列，其中的原生孔隙更容易被岩屑充填，形成孔隙度和渗透率都特别低的致密砂岩储层。如果受地层水的侵蚀，其中的不稳定矿物又容易形成较好的局部高孔、高渗带，进而可能成为较好的甜点发育区。

“高熟”储层多以石英等稳定矿物为主，受后期的风化作用较弱，次生孔隙相对于“低熟”储层欠发达。研究发现，吐哈盆地水西沟群正在或有过产气历史的井（如恰1井、柯19井、吉深1井），基本都分布在“低熟”储层内，表明“低熟”储层对致密砂岩气的分布有一定的控制作用。单井样品的显微镜观察分析表明，吐哈盆地致密砂岩的成熟度和结构成熟度都不高，即使是柯24井，其砂岩岩样为极细砂岩，碎屑成分和杂基也较多，成熟度依然表现为不高。

2.3 构造

致密砂岩气区（田）多发育于低平、宽缓的构造背景，如大型坳陷盆地、克拉通后海陆交互相盆地、前陆盆地斜坡-隆起带等［12-17］，其中以坳陷盆地最具典型和特色。吐哈盆地台北凹陷在中生代稳定发展，特别是侏罗纪的沉降中心，在北部博格达山前地带呈继承性发育，地层连续性好。

吐哈盆地虽在后期遭受抬升和挤压等变形，并在盆地内出现了部分断裂，但台北凹陷属于喜马拉雅运动期的构造弱变形区，其基本构造格局仍保持了燕山运动期的古构造面貌。因此，从构造条件来看，有利于致密砂岩气的形成。

3 致密砂岩气藏分布预测

3.1 源储配置地质预测

致密砂岩气藏能否形成及形成后的规模和具体位置除与储层条件有关外，还与储层和源岩的匹配关系密切。从致密砂岩气的形成来看，稳定的煤系地层和Ⅲ型干酪根有机质分布是必要的气源条件，它们与致密砂岩气储层紧密相邻或互层出现，形成了强有力的“气泵”，使储层最大限度地为天然气所饱和［12］。针对吐哈盆地烃源岩与储层特征，以中侏罗统水西沟群为例，按评价标准对其进行分类，再根据平面组合特征，将其配置关系分为优质、有效和一般源储配置区3类（见图4）。

图4 水西沟群西山窑组致密砂岩气藏源储配置评价

3.2 成藏特征参数预测

北美已发现的致密砂岩气藏均出现在碎屑岩储层中，且储层多为盆地快速沉降期形成的巨厚海陆相砂、泥岩系，分选性差，泥质质量分数高，加之埋藏迅速，尤其是成岩作用（胶结）强烈。这些储层常形成于河流和滨岸相带中，构成犬齿交互状的砂泥岩分布。因此，本文根据致密砂岩气“源储互层”的成藏特征，采用配置系数P，将抽象的源储有利区预测定量化。

配置系数P是用来衡量源储配置的关系，是指单位厚度地层中泥岩（煤岩）的层数。该值越大，说明单位厚度地层中源岩越多，且与储层接触关系越广泛，更有利于致密砂岩气的成藏。笔者以吐哈盆地中侏罗统水西沟群西山窑组储层为例，通过对单井配置系数P进行统计（见图5），可以看出部分单井配置系数的值较高，可超过10×10-2层/m，平面上的相对高值区，主要分布在台北凹陷，如丘东洼陷北部柯克亚构造带及小草湖洼陷疙瘩台构造带(见图6）。

图5 水西沟群西山窑组致密砂岩气藏源储配置系数统计

图6 水西沟群西山窑组致密砂岩气藏源储配置系数等值线

如果将成藏特征参数预测与地质预测结合起来，对单井资料丰富的盆地有利区预测，可以提供一定的参考。

4 结论

1）分布广、成熟度高、以生气母质为主、且现今仍在生气的源岩是形成致密砂岩气藏的根本。吐哈盆地中、下侏罗统煤岩和煤系泥岩的母质类型，是以陆生高等植物输入为主的腐殖型，有利于大量生气。其中煤岩分布更为广泛，热演化程度中等—较高，供气能力更强，与其相邻的致密砂岩相比，具有优先的成藏条件。

2）吐哈盆地水西沟群储层致密，是形成致密砂岩气藏的前提条件，裂缝和孔隙（储层成分和结构成熟度）是影响储层含气的主要因素，三角洲相和冲积扇相为有利的“低熟”储层。由于快速堆积及微弱的溶蚀作用，吐哈盆地水西沟群储层自侏罗纪末以来普遍致密化。目前，约有90%产层的孔隙度主要为2%～10%，渗透率主要为（0.1～1.0）×10-3μm2。

3）吐哈盆地水西沟群西山窑组源岩与储层直接接触，具备形成致密砂岩气藏的必要条件。结合其构造特征，并根据源储配置地质预测和成藏特征参数预测的结果认为，吐哈盆地山前带地区侏罗统地层中，煤系地层和炭质泥岩与储层叠置发育，有利于致密砂岩气的成藏。

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（编辑 姬美兰）

Accumulation conditions and distribution prediction of tight sandstone gas in Turpan-Hami Basin

Yang Yiting1，2,Zhang Jinchuan1，2,Huang Weidong3,Tang Xuan1，2,Yu Yixin1，2,Yin Tengyu1，2,Yang Shengyu1，2,Wang Guangyuan4
(1.MOE Key Laboratory for Marine Reservoir Evolution and Hydrocarbon Accumulation Mechanism,China University of Geosciences,Beijing 100083,China;2.School of Energy Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083,China; 3.Research Institute of Exploration and Development,Tuha Oilfield Company,PetroChina,Hami 839009,China;4.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin 300452,China)

Based on experimental analysis and statistical data,beneficial distribution areas of tight sandstone gas are predicted in Turpan-hami Basin through the analysis of source rock,reservoir and structure conditions and using the superposition method of geological information.Study result shows that the organic matter type of coal measure source rock in Middle-Lower Jurassic of Turpan-hami Basin is mainly typeⅢ,which is favor of gas generation in quantity.Coal bed is widely distributed.Thermal evolution degree is medium to higher,with gas supply capability being strong.Because of the rapid accumulation and weak denudation,the reservoir has been universally tight since the end of Jurassic Period in Shuixigou Group of Turpan-hami Basin.Fractures and pores are the main factors of affecting gas reservoir.Delta facies and alluvial fan facies are the favorable reservoir development area with low maturity.Allocation factor P is adopted to make the qualitative prediction quantification according to the accumulation characteristics of tight sandstone gas.Combined with the geological evaluation of source rock and reservoir preparation,coal measure formation,battie and reservoir are developed with superposition in Xishanyao Formaion of Shuixigou Group of foothill belt in Turpan-Hami Basin,which is favor of the accumulation of tight sandstone gas.

tight sandstone gas;accumulation condition;prediction;Turpan-Hami Basin

高等学校博士学科点专项科研基金项目“天然气聚集激励与分布序列”（20100022110006）

TE122.1

A

10.6056/dkyqt201204009

2011-12-22；改回日期：2012-05-14。

杨镱婷，女，1988年生，在读硕士研究生，研究方向为油气成藏与分布规律。E-mail：yangyitingxinjiang@126.com。

杨镱婷，张金川，黄卫东，等.吐哈盆地致密砂岩气成藏条件与分布预测［J］.断块油气田，2012，19（4）：440-444.

Yang Yiting，Zhang Jinchuan，Huang Weidong，et al.Accumulation conditions and distribution prediction of tight sandstone gas in Turpan-Hami Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：440-444.