吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩气成藏条件_工程实践

摘要

摘要：吐哈盆地台北凹陷侏罗系水西沟群钻探发现较大规模的致密砂岩气藏，迫切需要在该区开展天然气成藏条件研究，寻找有利勘探区域。为此，从烃源条件、储层特征及分布等方面分析了

摘要：吐哈盆地台北凹陷侏罗系水西沟群钻探发现较大规模的致密砂岩气藏，迫切需要在该区开展天然气成藏条件研究，寻找有利勘探区域。为此，从烃源条件、储层特征及分布等方面分析了该区2套主力产层(下侏罗统三工河组和八道湾组)的成藏条件，结果认为：①该区煤系烃源岩品质好、厚度大，生气强度大，富气条件优越；②储层分布稳定，厚度大，物性致密，常规气藏形成条件欠佳，但能形成致密砂岩气藏；③气藏类型为“先成型”致密砂岩气藏，存在2种不同的成藏模式。通过评价生烃强度、储层发育程度、源储配置关系等指标，划分出托克逊、苏巴什-连木沁等8个致密砂岩气有利勘探区域，其中的高渗透带及构造有利部位是“甜点”有利分布区，整体勘探潜力大。

关键词：致密砂岩气；气藏特点；烃源岩；储集层特征；早侏罗世；成藏模式；勘探方向；吐哈盆地

1 水西沟群气藏特点

从目前台北凹陷北部山前带巴喀地区钻探情况看，致密砂岩气主要发育在下侏罗统，纵向上有2套主力产层，即三工河组和八道湾组。

三工河组砂泥岩间互，夹煤层，为“泥包砂”，横向上连通性差，气藏受岩性控制，单层厚度介于4～30m，储层平均孔隙度为5%，渗透率最大为0.24mD，物性差，为致密砂岩气藏。该区柯19井常规试油基本无油气产量，酸化后获日产气12742m³、凝析油1.08m³，证实为气层。气藏埋深3300m，平均含气饱和度为55%，压力系数为1.09，属正常压力系统。

八道湾组纵向上发育3套块状砂体，彼此间有稳定的煤层及泥岩分隔，平面叠合连片广泛分布，纵向上呈“多层式”。单层平均厚度为30m，储层孔隙度介于4.3%～8.4%，平均为5.9%，渗透率为0.08～3.62mD，平均为0.37mD，为致密砂岩气藏。柯19等井试油证实为气层，常规试油日产气251m³，酸化后日产气30 192m³，天然气组分含量为：甲烷，79.07%～86.54%；乙烷，8.49%～10.83%；丙烷，2.39%～4.58%。气藏埋深为3300～4000m，平均含气饱和度为60%，压力系数为1.17，属正常压力系统。

从北部山前带下侏罗统试油结果来看，初期出水多，随试采时间增加水量逐渐下降，未见边底水，且有较高的含水饱和度(大于40%)、较低的含气饱和度(小于60%)，符合致密砂岩气藏特点。

2 致密砂岩气成藏条件分析

2.1 富气条件优越

该区煤系烃源岩品质好、厚度大、生气强度大，富气条件优越。“先成型”深盆气藏要求烃源岩有机质含量高、干酪根以腐殖型为主、演化程度高、分布面积大、厚度大，更关键的是生、排气高峰出现的地质时代较晚且持续时间长^[1]。水西沟群煤系烃源岩以腐殖型干酪根为主，烃源岩厚度介于200～1100m，分布广。有机碳含量高(0.5%～2.5%)，主体部位均已进入成熟生烃门限(R_o为0.7%～1.3%)，生气强度介于(20～60)×10⁸m³/km²。烃源岩主力生烃期为早喜山期，已发现的巴喀气田天然气成熟度介于0.8%～1.0%，为喜山期晚期成藏。燕山期、喜山期山前带构造活跃，古、今构造圈闭发育，是形成大、中型油气田的有利领域。

2.2 能形成致密砂岩气藏

该区储层分布稳定，厚度大，物性致密，常规气藏形成条件欠佳，但能形成致密砂岩气藏。下侏罗统为含煤的碎屑岩沉积，泥岩以深灰色为主，发育煤层，为潮湿环境下的沼泽-湖泛沉积。“先成型”深盆气藏要求源藏伴生、源储一体，距离越近越好，直接接触或互层为最佳，天然气为“有根”状态^[2]。水西沟群纵向上砂泥岩与煤层互层呈“三明治”结构，地层厚度介于285～892m，砂地比介于30%～60%，单层厚度一般为5～30m，砂岩类型有粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩、中砂岩和粗砂岩，属辫状河三角洲沉积，储层平面分布稳定(图1)。

其储层特征决定了常规气藏不易形成。以主力气层八道湾组砂岩为例，岩性以长石岩屑砂岩为主，岩屑含量平均为49.04%，石英含量平均为30.96%，长石含量平均为20%。岩石低成分成熟度、低结构成熟度、低填隙物含量，压实、压溶作用较强。储集空间类型主要为溶蚀粒内孔、剩余粒间孔及微裂缝，孔隙中多充填有片状伊利石、伊蒙混层矿物及微粒状自生石英，堵塞孔隙与喉道，降低了储层渗透性。储层物性致密，孔隙度小于8%，峰值介于4%～6%；渗透率小于1mD，峰值介于0.1～0.5mD，不利于二次运移形成常规气藏，但可以依靠主力烃源岩内存的异常高压促使致密砂岩气近源扩散、持续充注形成大面积原生型致密砂岩气藏。储层物性是致密砂岩气富集高产的最重要控制因素，其中渗透率是绝对控制因素，而微观孔隙特征的差异又是储层渗透率好坏的内在控制因素，也对致密砂岩气藏钻采工艺技术提出了更高的要求。

2.3 为“先成型”致密砂岩气藏，存在2种成藏模式

致密砂岩气藏分为“先成型”与“后成型”2种类型。从吐哈盆地目的层孔隙演化特征看(图2)，台北凹陷在白垩纪末-古近纪末致密砂岩气成藏关键时期之前，水西沟群砂岩储层已经致密，台北凹陷主体领域J₁s组，孔隙度介于6%～10%，形成“先成型”致密砂岩气藏。

具有两种成藏模式：①在洼陷区及斜坡带，由于沉积微相和储层物性的变化，形成广泛分布的大型岩性圈闭，源储叠置，断层、裂缝不发育，油气依靠源内的异常高压持续充注扩散聚集，形成自生自储式岩性孔隙型致密岩性气藏，该模式下形成的气藏往往气水倒置、分异差，富集层系较单一，但分布范围广、规模大，甜点受有利相带及物性变化控制，储层渗透率条件是能否产气的关键因素；②在山前冲断带，由于后期改造强烈，地层剧烈抬升，断层、裂缝发育，对原生致密砂岩气藏进行改造，油气依靠断层、裂缝进一步向构造有利部位聚集，气水关系重新调整，形成下生上储、正常气水剖面、多层系分布的构造裂缝型致密砂岩气藏，油层压力系统恢复正常，甜点受构造背景和沉积微相双重控制，该类致密气藏更易通过工艺改造获得高产气流(图3)。

2.4 致密砂岩气有利勘探区域

在非常规天然气资源勘探开发上，应寻找高产富集区、优质资源区，改进工艺技术，创新技术理论，解决重大技术难题^[3～4]。分析认为，腐殖型干酪根为主的煤系烃源岩发育状况、源储配置关系、有效生烃范围、砂岩储层的渗透性能、晚期的构造改造(裂缝)是致密砂岩气成藏的关键控制因素。评价生烃强度、储层发育程度、源储配置关系等指标，吐哈盆地在托克逊、胜北-丘东、小草湖、哈密三堡4个生烃中心发育托克逊、苏巴什连木沁、温米、红台、玉果、恰勒坎-红旗坎、金北大步、四道沟8个致密砂岩气勘探有利领域，总面积约为9250km²，资源量达6200×10⁸m³。攻克以叠前反演技术为核心的储层甜点预测和裂缝预

测技术，强化针对致密砂岩气藏特点的钻采工艺技术攻关，是获得大发现的保障。

3 结论

1) 吐哈盆地台北凹陷水西沟群气藏为致密砂岩气藏，分布范围广，烃源岩品质好、厚度大，生气强度大，物质基础雄厚。大面积分布的湖沼相煤系源岩与大型的辫状河三角洲砂体叠置发育，持续沉降、连续充注、致密砂岩气成藏条件好。

2) 为晚期成藏，气藏类型为“先成型”致密砂岩气藏，存在两种不同的成藏模式。构造斜坡部位及洼陷区，“甜点”主要受有利沉积相带控制，山前冲断带甜点主要受有利相带和构造双重控制，整体勘探潜力大。

参考文献

[1] 姜振学.两种类型致密砂岩气藏对比[J].石油实验地质，2006，28(3)：210-214.

[2] 金之钧，张金川.天然气成藏的二元机理模式[J].石油学报，2003，24(4)：13-16.

[3] 宁宁，王红岩，雍洪，等.中国非常规天然气资源基础与开发技术[J].天然气工业，2009，29(9)：9-12.

[4] 胡文瑞.开发非常规天然气是利用低碳资源的现实最佳选择[J].天然气工业，2010，30(9)：1-8.

(本文作者：范谭广中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院)