吐哈盆地致密砂巖氣成藏條件與分布預測

吐哈盆地致密砂巖氣成藏條件與分布預測

楊鐿婷1，2，張金川1，2，黃衛東3，唐玄1，2，俞益新1，2，尹騰宇1，2，楊升宇1，2，王廣源4

（1.中國地質大學（北京）海相儲層演化與油氣富集機理教育部重點實驗室，北京 100083；2.中國地質大學（北京）能源學院，北京 100083；3.中國石油吐哈油田公司勘探開發研究院，新疆 哈密 839009；4.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

在分析大量實驗及統計資料的基礎上，根據源巖、儲層及構造條件，利用地質信息疊合法，預測吐哈盆地致密砂巖氣的有利分布區。研究表明，吐哈盆地中、下侏羅統煤系烴源巖的母質類型主要為Ⅲ型，有利于大量生氣，其中煤巖分布更為廣泛，熱演化程度中等—較高，供氣能力更強。由于快速堆積和微弱的溶蝕作用，吐哈盆地水西溝群儲層自侏羅紀末以來普遍致密化，裂縫和孔隙是影響儲層含氣的主要因素，三角洲相和沖積扇相為有利的“低熟”儲層發育區。根據致密砂巖氣的成藏特征，采用配置系數P，將有利區的定性預測進行定量化。結合源儲配制地質評價，認為在吐哈盆地山前帶地區水西溝群西山窯組地層中，煤系地層和炭質泥巖與儲層疊置發育，有利于致密砂巖氣的成藏。

致密砂巖氣；成藏條件；預測；吐哈盆地

致密砂巖氣藏是指孔隙度低（小于12%）、滲透率較低（小于0.1×10-3μm2）、含氣飽和度低（小于60%）、含水飽和度高（大于40%）、天然氣在其中流動速度較為緩慢的砂巖層中的天然氣藏［1］，有滿盆含氣、孤立孔隙體圈閉、沉積-成巖-構造復合圈閉、水動力圈閉、水鎖、毛細管封閉、致密動態氣藏及巖性圈閉氣等稱謂，是資源前景較好的非常規氣藏中的一種 。美洲、歐洲、亞洲、大洋洲及非洲都有發現，美國已發現并預測出34個致密砂巖氣發育的盆地，在加拿大阿爾伯達盆地已實現了致密砂巖的大面積常規技術性開采。在常規天然氣儲量不斷遞減的今天，隨著天然氣消費量的迅速增長，作為非常規能源的致密砂巖氣，無疑是對能源缺口的一個重要補充。吐哈盆地為我國的一個大型富煤盆地，煤系源巖形成的致密砂巖氣資源豐富，柯克亞地區的勘探，已展現出致密砂巖氣良好的發展前景，也將成為吐哈盆地未來油氣增長的主要領域。

1 地質背景

吐哈盆地面積約5.23×104km2，為天山山脈中的一個含油、含煤盆地。吐哈盆地經歷了多期成盆階段，侏羅系—第四系以來的盆地構造單元劃分，以侏羅系構造層特征為主，同時在亞一級，特別是二級構造帶的劃分時，兼顧新生代的構造特征，對于古今構造繼承較好的構造帶則統一劃分，構造變化較大的區帶分期次劃分。侏羅系—第四系可劃分為3個一級構造單元（吐魯番坳陷、了墩隆起及哈密坳陷）和6個二級構造單元（布爾加凸起、托克遜凹陷、臺北凹陷、艾丁湖斜坡、三堡凹陷及黃田凸起）。

2 成藏條件

2.1 氣源巖

吐哈盆地侏羅系水西溝群儲層廣泛發育生烴強度較高的氣源巖。該地層在盆地內普遍鉆遇，自西向東發育了托克遜、勝北、丘東、小草湖及四道溝5個大的沉降區，最大沉積厚度超過2 400 m（小草湖）。從北美已發現的致密砂巖氣藏來分析，除了暗色泥巖、頁巖外，煤系地層的分布也為致密砂巖氣藏的天然氣供給做出了重要貢獻。吐哈盆地致密砂巖氣藏的主要氣源巖包括八道灣組、三工河組及西山窯組的暗色泥巖和煤巖。

2.1.1 有機質豐度

根據96個樣品的數據統計，下侏羅統（八道灣組和三工河組）和中侏羅統（西山窯組）的有機碳質量分數分別為0.4%～25.0%和0.5%～1.0%，平均為2.41%和0.83%，巖石熱解平均生烴潛量分別為10.873 mg/g和6.010 mg/g。其中，煤巖有機碳質量分數一般在50%～ 70%，最高達90%。有機質豐度的高低，直接決定著烴源巖是否具備形成工業性油氣聚集的潛力，對于致密砂巖氣藏的形成尤其重要。

2.1.2 有機質類型與成熟度

有機質類型是評價烴源巖生烴潛力的重要參數之一。從經典的氫指數與熱解峰溫值圖版可以看出，在吐哈盆地的各個凹陷（洼陷）中，下侏羅統與中侏羅統西山窯組儲層的有機質類型，主體都為Ⅲ型干酪根（見圖1）。

圖1 中、下侏羅統烴源巖有機質類型

根據前人的研究成果［9-11］，目前吐哈盆地不同坳陷（洼陷）的水西溝群烴源巖，大都已進入低熟階段，烴源巖Ro值多數超過了0.5%，熱演化程度適中。早期古地溫場較高的熱盆，促使了源巖有機質向烴類大量轉化，而后期向冷盆的轉變，又延長了烴源巖的生、供氣時間，構成了氣源巖的長期有效性。

2.1.3 分布與評價

本研究以有機碳質量分數和熱演化程度作為關鍵的評價參數。優質烴源巖主要分布在臺北凹陷內的勝北洼陷、小草湖洼陷及丘東洼陷。以水西溝群西山窯組烴源巖為例，經評價，其烴源巖生氣中心主要位于臺北凹陷，優質烴源巖分布在托克遜凹陷、小草湖洼陷及三堡凹陷。其中，在小草湖疙瘩臺構造帶，暗色泥巖有機碳質量分數主體超過1.0%，厚度在100～400 m；煤巖有機碳質量分數主體超過20.0%，厚度超過50 m，最高可達100 m；Ro值主體大于0.7%，烴源巖生氣強度最高達25×108m3/km2。

表1 烴源巖評價分級

表2 儲層評價分級

2.2 儲層

能否形成致密砂巖氣藏，除了致密儲層與諸如源巖、構造等因素的關系匹配以外，還與致密儲層本身的特點密切相關。

2.2.1 儲層物性

吐哈盆地水西溝群在柯克亞、溫吉桑及恰勒坎等地區發育致密砂巖氣，其中，柯克亞地區目前的產氣量最高。在致密砂巖氣地區，研究已經發現的含氣層段，對進一步研究整個吐哈盆地致密砂巖儲層具有重要的意義。

柯克亞地區產氣層的孔隙度主峰位于6%～8%，孔隙度分布在2%～10%的占90%以上（見圖2）。綜合分析吐哈盆地八道灣組、三工河組及西山窯組的產氣井資料，可以得出吐哈盆地產氣層的孔隙度分布情況（見圖3），其規律與柯克亞地區大體一致：孔隙度主峰位于6%～8%，孔隙度分布在4%～10%的占90%以上。這也與美國典型盆地中心氣的孔隙度分布范圍一致。由此可以說明，柯克亞地區致密砂巖氣藏與整個吐哈盆地致密砂巖氣藏的孔隙度分布規律相同，具有一定的代表性。

同樣，對柯克亞地區產氣層的滲透率進行了統計，其結果表明，柯克亞地區和吐哈盆地產氣層的滲透率峰值分別位于（0.1～0.5）×10-3μm2和（0.1～1.0）×10-3μm2。由此可以看出，吐哈盆地的產氣層屬于典型的致密儲氣層。

圖2 柯克亞地區產氣層孔隙度頻率分布

圖3 吐哈盆地產氣層孔隙度頻率分布

2.2.2 儲層類型

沉積相的發育制約了儲層厚度的發育，也對儲層的物性和致密砂巖的含氣性有一定的影響。本文主要根據孔隙度、滲透率及裂縫的發育程度，對致密儲層進行了評價分級。

通過研究沉積相，結合鉆井資料，并根據儲層原始成分成熟度和結構成熟度，將吐哈盆地致密砂巖分為“低熟”和“高熟”2種儲層類型（見表3）。

表3 致密砂巖儲層類型

“低熟”儲層具有近距離搬運的特點，礦物磨圓度較低，分選較差，砂巖中巖屑、長石及鎂鐵礦物等不穩定礦物質量分數較高。因此，在巨厚的上覆地層壓力下，更容易形成非常緊密的排列，其中的原生孔隙更容易被巖屑充填，形成孔隙度和滲透率都特別低的致密砂巖儲層。如果受地層水的侵蝕，其中的不穩定礦物又容易形成較好的局部高孔、高滲帶，進而可能成為較好的甜點發育區。

“高熟”儲層多以石英等穩定礦物為主，受后期的風化作用較弱，次生孔隙相對于“低熟”儲層欠發達。研究發現，吐哈盆地水西溝群正在或有過產氣歷史的井（如恰1井、柯19井、吉深1井），基本都分布在“低熟”儲層內，表明“低熟”儲層對致密砂巖氣的分布有一定的控制作用。單井樣品的顯微鏡觀察分析表明，吐哈盆地致密砂巖的成熟度和結構成熟度都不高，即使是柯24井，其砂巖巖樣為極細砂巖，碎屑成分和雜基也較多，成熟度依然表現為不高。

2.3 構造

致密砂巖氣區（田）多發育于低平、寬緩的構造背景，如大型坳陷盆地、克拉通后海陸交互相盆地、前陸盆地斜坡-隆起帶等［12-17］，其中以坳陷盆地最具典型和特色。吐哈盆地臺北凹陷在中生代穩定發展，特別是侏羅紀的沉降中心，在北部博格達山前地帶呈繼承性發育，地層連續性好。

吐哈盆地雖在后期遭受抬升和擠壓等變形，并在盆地內出現了部分斷裂，但臺北凹陷屬于喜馬拉雅運動期的構造弱變形區，其基本構造格局仍保持了燕山運動期的古構造面貌。因此，從構造條件來看，有利于致密砂巖氣的形成。

3 致密砂巖氣藏分布預測

3.1 源儲配置地質預測

致密砂巖氣藏能否形成及形成后的規模和具體位置除與儲層條件有關外，還與儲層和源巖的匹配關系密切。從致密砂巖氣的形成來看，穩定的煤系地層和Ⅲ型干酪根有機質分布是必要的氣源條件，它們與致密砂巖氣儲層緊密相鄰或互層出現，形成了強有力的“氣泵”，使儲層最大限度地為天然氣所飽和［12］。針對吐哈盆地烴源巖與儲層特征，以中侏羅統水西溝群為例，按評價標準對其進行分類，再根據平面組合特征，將其配置關系分為優質、有效和一般源儲配置區3類（見圖4）。

圖4 水西溝群西山窯組致密砂巖氣藏源儲配置評價

3.2 成藏特征參數預測

北美已發現的致密砂巖氣藏均出現在碎屑巖儲層中，且儲層多為盆地快速沉降期形成的巨厚海陸相砂、泥巖系，分選性差，泥質質量分數高，加之埋藏迅速，尤其是成巖作用（膠結）強烈。這些儲層常形成于河流和濱岸相帶中，構成犬齒交互狀的砂泥巖分布。因此，本文根據致密砂巖氣“源儲互層”的成藏特征，采用配置系數P，將抽象的源儲有利區預測定量化。

配置系數P是用來衡量源儲配置的關系，是指單位厚度地層中泥巖（煤巖）的層數。該值越大，說明單位厚度地層中源巖越多，且與儲層接觸關系越廣泛，更有利于致密砂巖氣的成藏。筆者以吐哈盆地中侏羅統水西溝群西山窯組儲層為例，通過對單井配置系數P進行統計（見圖5），可以看出部分單井配置系數的值較高，可超過10×10-2層/m，平面上的相對高值區，主要分布在臺北凹陷，如丘東洼陷北部柯克亞構造帶及小草湖洼陷疙瘩臺構造帶(見圖6）。

圖5 水西溝群西山窯組致密砂巖氣藏源儲配置系數統計

圖6 水西溝群西山窯組致密砂巖氣藏源儲配置系數等值線

如果將成藏特征參數預測與地質預測結合起來，對單井資料豐富的盆地有利區預測，可以提供一定的參考。

4 結論

1）分布廣、成熟度高、以生氣母質為主、且現今仍在生氣的源巖是形成致密砂巖氣藏的根本。吐哈盆地中、下侏羅統煤巖和煤系泥巖的母質類型，是以陸生高等植物輸入為主的腐殖型，有利于大量生氣。其中煤巖分布更為廣泛，熱演化程度中等—較高，供氣能力更強，與其相鄰的致密砂巖相比，具有優先的成藏條件。

2）吐哈盆地水西溝群儲層致密，是形成致密砂巖氣藏的前提條件，裂縫和孔隙（儲層成分和結構成熟度）是影響儲層含氣的主要因素，三角洲相和沖積扇相為有利的“低熟”儲層。由于快速堆積及微弱的溶蝕作用，吐哈盆地水西溝群儲層自侏羅紀末以來普遍致密化。目前，約有90%產層的孔隙度主要為2%～10%，滲透率主要為（0.1～1.0）×10-3μm2。

3）吐哈盆地水西溝群西山窯組源巖與儲層直接接觸，具備形成致密砂巖氣藏的必要條件。結合其構造特征，并根據源儲配置地質預測和成藏特征參數預測的結果認為，吐哈盆地山前帶地區侏羅統地層中，煤系地層和炭質泥巖與儲層疊置發育，有利于致密砂巖氣的成藏。

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（編輯 姬美蘭）

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

高等學校博士學科點專項科研基金項目“天然氣聚集激勵與分布序列”（20100022110006）

TE122.1

A

10.6056/dkyqt201204009

2011-12-22；改回日期：2012-05-14。

楊鐿婷，女，1988年生，在讀碩士研究生，研究方向為油氣成藏與分布規律。E-mail：yangyitingxinjiang@126.com。

楊鐿婷，張金川，黃衛東，等.吐哈盆地致密砂巖氣成藏條件與分布預測［J］.斷塊油氣田，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.