摘要：吐哈盆地臺北凹陷侏羅系水西溝群鉆探發(fā)現(xiàn)較大規(guī)模的致密砂巖氣藏，迫切需要在該區(qū)開展天然氣成藏條件研究，尋找有利勘探區(qū)域。為此，從烴源條件、儲層特征及分布等方面分析了該區(qū)2套主力產(chǎn)層(下侏羅統(tǒng)三工河組和八道灣組)的成藏條件，結(jié)果認為：①該區(qū)煤系烴源巖品質(zhì)好、厚度大，生氣強度大，富氣條件優(yōu)越；②儲層分布穩(wěn)定，厚度大，物性致密，常規(guī)氣藏形成條件欠佳，但能形成致密砂巖氣藏；③氣藏類型為“先成型”致密砂巖氣藏，存在2種不同的成藏模式。通過評價生烴強度、儲層發(fā)育程度、源儲配置關(guān)系等指標，劃分出托克遜、蘇巴什-連木沁等8個致密砂巖氣有利勘探區(qū)域，其中的高滲透帶及構(gòu)造有利部位是“甜點”有利分布區(qū)，整體勘探潛力大。
關(guān)鍵詞：致密砂巖氣；氣藏特點；烴源巖；儲集層特征；早侏羅世；成藏模式；勘探方向；吐哈盆地
1 水西溝群氣藏特點
從目前臺北凹陷北部山前帶巴喀地區(qū)鉆探情況看，致密砂巖氣主要發(fā)育在下侏羅統(tǒng)，縱向上有2套主力產(chǎn)層，即三工河組和八道灣組。
三工河組砂泥巖間互，夾煤層，為“泥包砂”，橫向上連通性差，氣藏受巖性控制，單層厚度介于4～30m，儲層平均孔隙度為5%，滲透率最大為0.24mD，物性差，為致密砂巖氣藏。該區(qū)柯19井常規(guī)試油基本無油氣產(chǎn)量，酸化后獲日產(chǎn)氣12742m3、凝析油1.08m3，證實為氣層。氣藏埋深3300m，平均含氣飽和度為55%，壓力系數(shù)為1.09，屬正常壓力系統(tǒng)。
八道灣組縱向上發(fā)育3套塊狀砂體，彼此間有穩(wěn)定的煤層及泥巖分隔，平面疊合連片廣泛分布，縱向上呈“多層式”。單層平均厚度為30m，儲層孔隙度介于4.3%～8.4%，平均為5.9%，滲透率為0.08～3.62mD，平均為0.37mD，為致密砂巖氣藏?？?9等井試油證實為氣層，常規(guī)試油日產(chǎn)氣251m3，酸化后日產(chǎn)氣30 192m3，天然氣組分含量為：甲烷，79.07%～86.54%；乙烷，8.49%～10.83%；丙烷，2.39%～4.58%。氣藏埋深為3300～4000m，平均含氣飽和度為60%，壓力系數(shù)為1.17，屬正常壓力系統(tǒng)。
從北部山前帶下侏羅統(tǒng)試油結(jié)果來看，初期出水多，隨試采時間增加水量逐漸下降，未見邊底水，且有較高的含水飽和度(大于40%)、較低的含氣飽和度(小于60%)，符合致密砂巖氣藏特點。
2 致密砂巖氣成藏條件分析
2.1 富氣條件優(yōu)越
該區(qū)煤系烴源巖品質(zhì)好、厚度大、生氣強度大，富氣條件優(yōu)越。“先成型”深盆氣藏要求烴源巖有機質(zhì)含量高、干酪根以腐殖型為主、演化程度高、分布面積大、厚度大，更關(guān)鍵的是生、排氣高峰出現(xiàn)的地質(zhì)時代較晚且持續(xù)時間長[1]。水西溝群煤系烴源巖以腐殖型干酪根為主，烴源巖厚度介于200～1100m，分布廣。有機碳含量高(0.5%～2.5%)，主體部位均已進入成熟生烴門限(Ro為0.7%～1.3%)，生氣強度介于(20～60)×108m3/km2。烴源巖主力生烴期為早喜山期，已發(fā)現(xiàn)的巴喀氣田天然氣成熟度介于0.8%～1.0%，為喜山期晚期成藏。燕山期、喜山期山前帶構(gòu)造活躍，古、今構(gòu)造圈閉發(fā)育，是形成大、中型油氣田的有利領(lǐng)域。
2.2 能形成致密砂巖氣藏
該區(qū)儲層分布穩(wěn)定，厚度大，物性致密，常規(guī)氣藏形成條件欠佳，但能形成致密砂巖氣藏。下侏羅統(tǒng)為含煤的碎屑巖沉積，泥巖以深灰色為主，發(fā)育煤層，為潮濕環(huán)境下的沼澤-湖泛沉積。“先成型”深盆氣藏要求源藏伴生、源儲一體，距離越近越好，直接接觸或互層為最佳，天然氣為“有根”狀態(tài)[2]。水西溝群縱向上砂泥巖與煤層互層呈“三明治”結(jié)構(gòu)，地層厚度介于285～892m，砂地比介于30%～60%，單層厚度一般為5～30m，砂巖類型有粉砂巖、細砂巖、含礫砂巖、中砂巖和粗砂巖，屬辮狀河三角洲沉積，儲層平面分布穩(wěn)定(圖1)。
其儲層特征決定了常規(guī)氣藏不易形成。以主力氣層八道灣組砂巖為例，巖性以長石巖屑砂巖為主，巖屑含量平均為49.04%，石英含量平均為30.96%，長石含量平均為20%。巖石低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度、低填隙物含量，壓實、壓溶作用較強。儲集空間類型主要為溶蝕粒內(nèi)孔、剩余粒間孔及微裂縫，孔隙中多充填有片狀伊利石、伊蒙混層礦物及微粒狀自生石英，堵塞孔隙與喉道，降低了儲層滲透性。儲層物性致密，孔隙度小于8%，峰值介于4%～6%；滲透率小于1mD，峰值介于0.1～0.5mD，不利于二次運移形成常規(guī)氣藏，但可以依靠主力烴源巖內(nèi)存的異常高壓促使致密砂巖氣近源擴散、持續(xù)充注形成大面積原生型致密砂巖氣藏。儲層物性是致密砂巖氣富集高產(chǎn)的最重要控制因素，其中滲透率是絕對控制因素，而微觀孔隙特征的差異又是儲層滲透率好壞的內(nèi)在控制因素，也對致密砂巖氣藏鉆采工藝技術(shù)提出了更高的要求。
2.3 為“先成型”致密砂巖氣藏，存在2種成藏模式
致密砂巖氣藏分為“先成型”與“后成型”2種類型。從吐哈盆地目的層孔隙演化特征看(圖2)，臺北凹陷在白堊紀末-古近紀末致密砂巖氣成藏關(guān)鍵時期之前，水西溝群砂巖儲層已經(jīng)致密，臺北凹陷主體領(lǐng)域J1s組，孔隙度介于6%～10%，形成“先成型”致密砂巖氣藏。
具有兩種成藏模式：①在洼陷區(qū)及斜坡帶，由于沉積微相和儲層物性的變化，形成廣泛分布的大型巖性圈閉，源儲疊置，斷層、裂縫不發(fā)育，油氣依靠源內(nèi)的異常高壓持續(xù)充注擴散聚集，形成自生自儲式巖性孔隙型致密巖性氣藏，該模式下形成的氣藏往往氣水倒置、分異差，富集層系較單一，但分布范圍廣、規(guī)模大，甜點受有利相帶及物性變化控制，儲層滲透率條件是能否產(chǎn)氣的關(guān)鍵因素；②在山前沖斷帶，由于后期改造強烈，地層劇烈抬升，斷層、裂縫發(fā)育，對原生致密砂巖氣藏進行改造，油氣依靠斷層、裂縫進一步向構(gòu)造有利部位聚集，氣水關(guān)系重新調(diào)整，形成下生上儲、正常氣水剖面、多層系分布的構(gòu)造裂縫型致密砂巖氣藏，油層壓力系統(tǒng)恢復(fù)正常，甜點受構(gòu)造背景和沉積微相雙重控制，該類致密氣藏更易通過工藝改造獲得高產(chǎn)氣流(圖3)。
2.4 致密砂巖氣有利勘探區(qū)域
在非常規(guī)天然氣資源勘探開發(fā)上，應(yīng)尋找高產(chǎn)富集區(qū)、優(yōu)質(zhì)資源區(qū)，改進工藝技術(shù)，創(chuàng)新技術(shù)理論，解決重大技術(shù)難題[3～4]。分析認為，腐殖型干酪根為主的煤系烴源巖發(fā)育狀況、源儲配置關(guān)系、有效生烴范圍、砂巖儲層的滲透性能、晚期的構(gòu)造改造(裂縫)是致密砂巖氣成藏的關(guān)鍵控制因素。評價生烴強度、儲層發(fā)育程度、源儲配置關(guān)系等指標，吐哈盆地在托克遜、勝北-丘東、小草湖、哈密三堡4個生烴中心發(fā)育托克遜、蘇巴什連木沁、溫米、紅臺、玉果、恰勒坎-紅旗坎、金北大步、四道溝8個致密砂巖氣勘探有利領(lǐng)域，總面積約為9250km2，資源量達6200×108m3。攻克以疊前反演技術(shù)為核心的儲層甜點預(yù)測和裂縫預(yù)
測技術(shù)，強化針對致密砂巖氣藏特點的鉆采工藝技術(shù)攻關(guān)，是獲得大發(fā)現(xiàn)的保障。
3 結(jié)論
1) 吐哈盆地臺北凹陷水西溝群氣藏為致密砂巖氣藏，分布范圍廣，烴源巖品質(zhì)好、厚度大，生氣強度大，物質(zhì)基礎(chǔ)雄厚。大面積分布的湖沼相煤系源巖與大型的辮狀河三角洲砂體疊置發(fā)育，持續(xù)沉降、連續(xù)充注、致密砂巖氣成藏條件好。
2) 為晚期成藏，氣藏類型為“先成型”致密砂巖氣藏，存在兩種不同的成藏模式。構(gòu)造斜坡部位及洼陷區(qū)，“甜點”主要受有利沉積相帶控制，山前沖斷帶甜點主要受有利相帶和構(gòu)造雙重控制，整體勘探潛力大。
參考文獻
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(本文作者：范譚廣 中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院)
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