0 前言
吐哈盆地致密砂岩气早期勘探聚焦正向构造带，2007年相继发现巴喀中型气田及阿克塔什、温吉桑等构造-岩性复合型含气构造，累计探明天然气地质储量130×10⁸ m³，资源规模相对有限[1-3]。随着构造圈闭勘探效益持续递减，勘探策略实现三大关键转变：勘探目标从构造型转向岩性/地层型及隐蔽型油气藏，勘探区域由构造高部位向洼陷区延伸，储层类型从常规储层转向非常规致密储层[4-8]。近期勘探实践表明，吐哈盆地洼陷区仍发育辫状河三角洲优质储集体，储层孔隙度为5%~9.8%、渗透率为（0.05~0.35）×10-3 μm2。2021年丘东洼陷钻探的吉7H风险探井，在下侏罗统三工河组（J₁s）获得日产原油40.7 m³、天然气5.3×10⁴ m³的高产工业气流，后续部署的吉701H、吉702H等6口评价井均实现工业突破，初步估算天然气原地资源量超1 000×10⁸ m³，证实了洼陷区致密气规模成藏的资源潜力[1-3,9]。东部小草湖洼陷西南斜坡带的跃探1H井近期也取得重要突破，测试获得日产原油3.89 m³、天然气3.6×10⁴ m³的工业产能。该发现揭示，近洼斜坡区储层在持续埋藏成岩过程中发生致密化，但后期微裂缝系统发育与有机酸溶蚀作用显著改善了储集性能，形成了斜坡区源储互层、大面积展布的致密砂岩气藏[10]。
1 天然气地质条件
盆地沉积充填序列具有明显的双层结构特征，下部为前侏罗系构造层，包含二叠系、三叠系的陆相碎屑岩-火山岩建造；上部为侏罗系及其上覆构造层，涵盖侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系河湖相沉积。全盆沉积盖层累计厚度超万米，反映了多期构造-沉积旋回叠加的过程。基于布格重力异常场特征、航磁异常分布及基底构造形态的综合分析，吐哈盆地划分为3个一级构造单元，分别是吐鲁番坳陷（主体负向构造）、了墩隆起（基底抬升带）和哈密坳陷（次级沉降中心）（图1a）。
含油气系统研究表明，吐哈盆地发育两套关键烃源岩层系，分别为下构造层二叠系桃东沟群湖相暗色泥岩和上构造层侏罗系水西沟群煤系地层，二者各自构成独立含油气系统。其中，上含油气系统（侏罗系源储组合）是致密砂岩气藏的主要赋存单元，具备“近源成藏”的显著特征。西山窑组三段（J₂x³）、一段（J₂x1）及三工河组二段（J₁s2）的辫状河三角洲河道砂岩为核心主力储层，与上覆区域性泥岩盖层相互匹配，共同形成三套高效储盖组合（图1b）。
1.1 烃源岩特征
1.1.1 平面分布规律
八道湾组发育暗色泥岩（50~250 m）、碳质泥岩（10~50 m）、煤岩（20~60 m），在平面上呈规律性分布：暗色泥岩整体北厚南薄，发育柯柯亚、温吉桑、红台—疙瘩台3个厚度中心，其中柯柯亚地区泥岩最为发育，厚度普遍超过200 m；碳质泥岩厚度展布与暗色泥岩一致；煤岩围绕湖盆中心呈环带状分布。三工河组以发育暗色泥岩为主，泥岩厚度为30~220 m，延续北厚南薄的分布趋势，平面上形成胜北—恰勒坎、鄯勒—红旗坎、萨克桑3个显著的厚度中心区，为该层段烃源岩的主要富集区域。西山窑组同样发育暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩：暗色泥岩厚50~450 m，变化幅度较大，仍保持北厚南薄的总体特征，平面上发育柯柯亚—照壁山、玉果、胜北、红台等多个生烃中心；碳质泥岩厚20~80 m，空间展布与暗色泥岩相符；煤岩厚40~120 m，最大厚度中心位于柯柯亚南缘，恰勒坎、照南地区为次中心，局部厚度超100 m，分布模式与暗色泥岩差异明显。
1.1.2 有机地球化学特征
八道湾组烃源岩形成于河流—湖泊—沼泽的过渡性沉积环境，发育泥岩、碳质泥岩和煤岩。其中泥岩总有机碳（TOC）含量为0.5%~8.9%，生烃潜量（S1+S2）为0.2~17.8 mg/g，氢指数（HI）为45~271 mg/g；碳质泥岩总有机碳含量为6.7%~18.6%，生烃潜量为12.3~51.9 mg/g，氢指数为132~324 mg/g；煤岩生烃潜量为89.1~221.6 mg/g，氢指数为151~264 mg/g。该组烃源岩有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主。镜质组反射率为0.8%~1.6%，指示台北凹陷主体处于成熟—高成熟演化阶段。综合评价八道湾组烃源岩为中—好烃源岩，供烃面积系数为0.7，生气强度主要介于（10~60）×10⁸ m³/km²（表1，图2a）。
表1 吐哈盆地致密砂岩气烃源岩参数表Table 1 Parameters of source rocks for tight sandstone gas in the Turpan-Hami Basin |
| 参数 | 西山窑组 | 三工河组 | 八道湾组 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 泥岩 | 碳质泥岩 | 煤岩 | 泥岩 | 泥岩 | 碳质泥岩 | 煤岩 | |
| 厚度/m | 50.0~450.0 | 20.0~80.0 | 40.0~120.0 | 30.0~220.0 | 50.0~250.0 | 10.0~50.0 | 20.0~60.0 |
| 总有机碳含量/% | 0.6~5.2 | 7.1~9.4 | 42.1~76.1 | 0.5~3.6 | 0.5~8.9 | 6.7~18.6 | 48.9~67.9 |
| 生烃潜量/（mg·g-1） | 0.3~23.6 | 11.9~32.7 | 43.7~222.6 | 0.3~15.5 | 0.2~17.8 | 12.3~51.9 | 89.1~221.6 |
| 氢指数/（mg·g-1） | 53.0~284.0 | 125.0~302.0 | 89.0~334.0 | 89.0~432.0 | 45.0~271.0 | 132.0~324.0 | 151.0~264.0 |
| 有机质类型 | Ⅱ2-Ⅲ | Ⅲ | Ⅲ | Ⅱ-Ⅲ | Ⅱ2-Ⅲ | Ⅲ | Ⅲ |
| 镜质组反射率/% | 0.6~1.4 | 0.7~1.5 | 0.8~1.6 | ||||
| 供烃面积系数 | 0.6 | 0.6 | 0.7 | ||||
| 供烃方式 | 平行流、汇聚流 | 平行流、汇聚流 | 平行流、汇聚流 | ||||
| 生气强度/（108 m3·km-2） | 10~70 | 5~30 | 10~60 | ||||
| 生气高峰时间 | 古近纪至今 | 晚白垩世至今 | 晚白垩世至今 | ||||
| 运移距离/km | 1~10 | 1~10 | 1~8 | ||||
| 输导条件 | 断裂+砂体 | 断裂+砂体 | 断裂+砂体 | ||||
西山窑组烃源岩形成于以河沼为主的沉积环境，主要发育泥岩、碳质泥岩和煤岩。其中泥岩总有机碳含量为0.6%~5.2%，生烃潜量为0.3~23.6 mg/g，氢指数为53~284 mg/g；碳质泥岩总有机碳含量为7.1%~9.4%，生烃潜量为11.9~32.7 mg/g，氢指数为125~302 mg/g；煤岩总有机碳含量为42.1%~76.1%，生烃潜量为43.7~222.6 mg/g，氢指数为89~334 mg/g。该组烃源岩有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，镜质组反射率为0.6%~1.4%，反映其处于成熟—高成熟演化阶段。综合评价认为西山窑组烃源岩为中—好烃源岩，供烃面积系数为0.6，生气强度介于（10~70）×10⁸ m³/km²（表1，图2c）。
1.2 储层特征
1.2.1 沉积体系
表2 吐哈盆地致密砂岩气成藏地质条件参数表Table 2 Geological parameters of tight sandstone gas accumulation conditions in the Turpan-Hami Basin |
| 成藏条件 | 参数 | 西山窑组三段 | 西山窑组一段 | 三工河组二段 |
|---|---|---|---|---|
| 储层 | 储层沉积相 | 辫状河三角洲 | 辫状河三角洲 | 辫状河三角洲 |
| 储层岩性 | 中粗砂岩、细砂岩 | 中粗砂岩、细砂岩 | 中粗砂岩、砂砾岩 | |
| 储层平均厚度/m | 25 | 35 | 50 | |
| 储层百分比/% | 30 | 35 | 40 | |
| 石英含量/% | 23.5~35.7 | 25.0~47.7 | 22.0~48.0 | |
| 长石含量/% | 20.3~27.2 | 17.0~35.0 | 8.0~20.0 | |
| 岩屑含量/% | 31.6~60.7 | 25.0~63.0 | 36.0~70.0 | |
| 储层孔隙度/% | 1.3~11.3 | 1.6~13.1 | 1.8~13.7 | |
| 储层渗透率/10-3 μm2 | 0.01~4.70 | 0.01~3.69 | 0.01~4.82 | |
| 储层埋深/m | 3 200~5 700 | 3 700~6 000 | 3 800~6 200 | |
| 圈闭 | 圈闭类型 | 岩性 | 岩性 | 岩性 |
| 圈闭幅度/m | 150~400 | 200~500 | 300~600 | |
| 圈闭面积系数/% | 55 | 55 | 60 | |
| 盖层 | 盖层厚度/m | 20~45 | 15~40 | 30~50 |
| 盖层岩性 | 泥岩 | 泥岩、碳质泥岩 | 泥岩 | |
| 盖层面积系数 | 0.75 | 0.80 | 0.90 | |
| 盖层以上的不整合数 | 4 | 4 | 4 | |
| 断裂破坏程度 | 较弱 | 较弱 | 弱 | |
| 配套史 | 圈闭形成期与生烃高峰时间的匹配 | 圈闭形成早于运移 | 圈闭形成早于运移 | 圈闭形成早于运移 |
| 运移方式 | 垂向+侧向 | 垂向+侧向 | 垂向+侧向 | |
| 生储盖配置 | 下生上储+自生自储 | 自生自储 | 下生上储+自生自储 |
中侏罗世西山窑组沉积期湖盆进入萎缩阶段，形成托克逊凹陷、台北凹陷东部及西部三大独立汇水单元。沉积体系以辫状河三角洲平原—前缘相组合为主，西山窑组一段与三段砂组厚度较大，平均分别为35 m和25 m（表2）。其中，西山窑组一段砂体呈南厚北薄展布，柯柯亚地区砂体最厚达100 m，主要分布于温吉桑、红台、红连等南部区域及七泉湖、恰勒坎等北部构造带；西山窑组三段沉积期构造活动加剧，物源区与湖盆高差增大使得碎屑物质供给增强，砂体分布范围扩大，台北凹陷南部斜坡带的温吉桑、红台—疙瘩台发育巨厚砂体，最大厚度达180 m，西北部七泉湖及柯柯亚地区也形成了厚度达150 m的砂体堆积。
1.2.2 储层岩石学和物性特征
三工河组二段储层岩性组合以中粗砂岩—砂砾岩为主，其次为不等粒砂岩及细砂岩。碎屑组分中，石英含量平均值为35.4%，长石含量平均值为14.2%，岩屑含量平均值为50.4%，属典型岩屑砂岩-长石岩屑砂岩组合。该储层结构成熟度较低，分选系数为1.8~2.5（中等偏差），磨圆度以次棱角状为主（占比>75%），反映快速堆积特征；物性上受强压实改造影响，孔隙度为1.8%~13.7%（平均值为6.8%），渗透率为（0.01~4.82）×10-3 μm2，为典型致密储层。
西山窑组储层岩性以细砂岩为主，中粗砂岩次之。岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑砂岩，矿物成分成熟度较低。西山窑组一段石英含量平均值为26.9%，普遍发育次生加大现象；长石含量平均值为23.9%，以具溶蚀结构的钾长石为主；岩屑含量平均值为49.2%，其内部富含流纹岩、凝灰岩等塑性组分（占比>60%）。西山窑组三段石英含量平均值为25.4%，同样普遍发育次生加大现象；长石含量平均值为26.7%；岩屑含量平均值为45.6%。物性参数显示（表2）：西山窑组一段孔隙度介于1.6%~13.1%（平均值为7.2%），渗透率为（0.01~3.69）×10-3 μm2；西山窑组三段孔隙度介于1.3%~11.3%（平均值为6.5%），渗透率为（0.01~4.70）×10-3 μm2，整体均属低孔—特低渗储层。
1.2.3 成岩演化与储层控制因素
三工河组储层颗粒接触关系以线-线凹接触为主，胶结类型以压嵌型为主导，泥质胶结物含量介于1.0%~5.5%。西山窑组储层分选系数为2.1~3.0（差—极差），颗粒磨圆度为次棱-次圆状。岩石结构为颗粒支撑，颗粒以点-线接触为主，胶结类型同样以压嵌型为主，填隙物含量较低，其中泥质杂基含量<5%，胶结物总量为0.5%~4.5%。两个组的储层成分成熟度与结构成熟度整体偏低，导致其抗压实能力较弱。在成岩早期阶段，快速压实作用就会导致孔隙空间急剧缩减。同时，煤系地层特有的酸性碎屑岩成岩环境，促使砂岩在成岩早期便启动硅质加大、颗粒溶蚀及高岭石形成等成岩作用，且该类作用持续至成岩晚期，最终导致砂岩粒间孔快速消失[17-19]。
煤系储层具有腐殖酸溶蚀作用普遍发育但溶蚀程度较弱的特征。中下侏罗统煤系储层发育的孔隙空间以微孔隙为主，包括颗粒内微孔、粒缘微孔和粒间基质微孔。除储集空间类型相对较差外，溶蚀作用生成的矿物质难以通过开放体系及时迁出反应区域，进而引发方解石、高岭石等胶结物沉淀，造成喉道进一步堵塞，最终对储层渗流性能产生显著负面影响。
1.3 保存条件
1.3.1 盖层分布
三工河组顶部盖层形成于最大湖泛期的湖侵体系域，岩性为致密泥岩，具有全区稳定分布的特征。该套盖层厚度呈南薄北厚的展布趋势，平均厚度为40 m，覆盖面积系数达0.90（表2），是一套优质的区域性盖层。西山窑组一段盖层由泥岩与碳质泥岩互层组成，夹薄层煤线，煤线单层厚度<0.5 m。该盖层平均厚度为25 m，厚度较稳定，与西山窑组储层构成良好的储盖组合。西山窑组三段盖层发育于高位体系域晚期，岩性以泥岩为主，夹粉砂质泥岩，平均厚度35 m，在湖盆中心区域厚度呈增大趋势。
1.3.2 构造演化对油气封存的控制
吐哈盆地发育三大类断裂体系：基底断裂、山前冲断、滑脱断裂。其中基底断裂以高角度逆冲断裂为主，主要分布在前陆坳陷缓坡边缘，控制古隆起形成，形成的继承性构造有利于油气持续聚集成藏。山前冲断广泛发育在吐哈盆地北部山前带地区，即前陆坳陷的陡坡地带。该体系在喜马拉雅期冲断活动最为强烈，对早期形成的油气藏产生了显著的调整和改造作用。滑脱断裂主要发育在盆地凹陷及斜坡地区，以近东西向的犁式断裂为主，断距具有“中间大，向浅部和深部变小”的特征，其成因是沿西山窑组煤系地层发生滑脱而形成的盖层滑脱型断裂。滑脱断裂的构造雏形成于燕山中期，至燕山末期构造幅度进一步加强，喜马拉雅期受上覆地层厚度较大的制约，构造幅度的增幅趋于平缓。该类断裂的构造活动主要集中于燕山中晚期，后期活动强度显著减弱。对下伏三工河组的稳定性扰动较小，因此对西山窑组的整体改造作用相对有限。
2 致密砂岩气成藏主控因素与成藏模式
2.1 成藏主控因素
2.1.1 有效烃源灶控制油气分布
吐哈盆地水西沟群三套有效烃源岩的有机质丰度、类型及成熟度，在不同构造单元内呈现显著差异性，这一特征直接控制着致密砂岩气藏的区域分布格局。受沉积水体环境与后期保存条件的双重影响，烃源岩有机质丰度总体呈现由湖盆边缘向中心逐渐升高的展布规律，其中洼陷区成为烃源岩有机质丰度最高的区域。在燕山中晚期至喜马拉雅期，盆地北部博格达山发生强烈隆升，引发区域南北向强烈挤压作用，吐哈盆地形成了由北向南依次排布山前冲断带、凹陷区及南部斜坡带的构造格局。盆地周缘的正向构造带（如山前冲断带、南部斜坡带）于燕山中晚期初具规模，至喜马拉雅期构造幅度进一步增强，受构造抬升影响，周缘烃源岩演化程度普遍偏低。与之形成鲜明对比的是，凹陷区烃源岩持续深埋，在晚白垩世后进入大规模生气阶段，且生气过程与储层致密化进程在时空上具有良好耦合关系，从而形成了典型的“先致密后成藏”模式。在此背景下，高成熟烃源岩与致密储层在时空配置上的匹配性，是吐哈盆地规模气藏形成的核心控制因素。
2.1.2 优质岩相组合控制油气富集
优质储层主要发育于三角洲前缘水下分流河道及河口坝沉积亚相，受古沟槽与坡折带的联合控制，形成了侧向连片展布、垂向叠置发育的富砂沉积体。油气富集程度受岩相类型的制约作用显著，不同岩相储层的物性及含气性特征分异明显。砾质岩相以砾质砂岩、含砾砂岩为主要岩性，火成岩岩屑含量占比高于30%，颗粒粒径多分布于0.5~2.0 mm之间，储层孔隙度普遍介于6%~10%，渗透率可达（0.5~1.5）×10-3 μm2；砂质岩相则以中—细砂岩为主，颗粒粒径集中在0.1~0.5 mm之间，储层物性相对较差，孔隙度仅为4%~8%，渗透率大多低于0.1×10-3 μm2。砾质岩相之所以具备高孔高渗的物性优势，主要归因于其火成岩岩屑含量整体较高，粗粒结构可有效降低压实作用的破坏程度，利于原生喉道的保存，同时火山岩岩屑发生溶蚀作用，可形成大量次生孔隙，进一步改善储集性能。台北凹陷不同产层砂岩样品的测试分析结果显示，砾质砂岩储层的含气饱和度可达60%~75%，表现出显著的油气富集特征。由此可见，在储层整体致密化的背景下，孔喉结构优越的优质岩相区，是油气富集的核心目标区域。
2.1.3 稳定的构造条件有利于规模气藏的保存
断层活动强度呈现自盆地周缘向洼陷中心递减的规律，构造应力集中于山前冲断褶皱带与斜坡冲断褶皱带释放，导致这两大构造带内形成大量断鼻、断块圈闭构造。这些断裂系统构成了高效的运移通道，油气沿着断裂通道向上运移至中浅层富集成藏。洼陷区具有继承性沉降的构造特征，地层倾角普遍<5°，构造变形以弱褶皱作用为主，未发育大规模断裂系统，整体表现出稳定构造背景，有效避免了深部流体的垂向泄漏，为致密气藏保存提供了封闭性保障。晚白垩世储层致密化与烃源岩生气高峰期同步，形成“动态封闭”机制，气藏压力系数为1.2~1.3，显著高于周缘构造带。吐哈盆地洼陷区凭借构造弱活动性、高效封盖系统与生储时空匹配的协同作用，最终实现了致密砂岩气的大面积连续成藏。
2.2 成藏模式
环洼正向构造带的构造样式以背斜、断鼻为主，其油源断裂系统可与深部成熟烃源岩形成高效输导通道，此类区带已发现温吉桑、鄯勒、红台等多个构造、构造-岩性复合油气藏。致密砂岩气藏主要分布于富烃洼陷及周缘斜坡区，具有“近源成藏”和“源内成藏”双重特征。其甜点区的分布受岩相分异作用显著控制。其中，环洼斜坡区沿物源方向发育砂体上倾尖灭带，形成大规模岩性圈闭群，为油气近源充注成藏提供了有利空间。洼陷区沉积体系受古沟槽与坡折带联合控制，河道砂体呈现垂向叠置、平面连片的展布格局，具备源储一体的成藏优势。该类区带地层埋深普遍超过3 500 m，构造背景稳定，断裂活动微弱；烃源岩有机质成熟度较高，镜质组反射率（Ro）整体大于1.2%，油气饱和度不受构造幅度制约。吐哈盆地水西沟群具有多期成藏特征，中燕山期烃源岩进入生烃门限，至晚燕山期达到生油高峰。喜马拉雅期则呈现油气共生的局面，且以生气为主，整体表现出“早生烃环洼聚、晚生气原地留”的特征。在持续深埋的地质条件下，致密砂岩储层经历渐进式致密化过程，叠加多期油气充注作用，最终在环洼斜坡带与洼陷区形成大面积连续型致密砂岩气藏（图3a—3c）。
3 天然气资源评价
3.1 资源评价方案
吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩气层组在纵向可划分为西山窑组一段、西山窑组三段及三工河组二段3个目标层位。中石油第四次资源评价的研究范围涵盖台北凹陷、托克逊凹陷与三堡凹陷3个单元。鉴于托克逊凹陷与三堡凹陷资源潜力较低，本次评价将其剔除，同时将台北凹陷进一步细分为胜北、丘东和小草湖3个次级评价单元。
生烃模拟与热解实验分析结果表明，吐哈盆地烃源岩在TOC>0.6%时具有较大生烃潜力，在Ro>0.7%时进入快速生排烃阶段（图4a，4b），该参数组合也被确定为致密砂岩气资源评价的下限标准。通过产量与地质参数的多元回归分析可知，储集条件中的储层厚度、含气饱和度与单井产能呈显著正相关关系（图4c，4d），因此将二者列为资源分类评价的核心参数，而烃源岩品质、保存条件等特征则作为辅助评价指标。本次评价的具体分类标准为：Ⅰ类资源储层厚度下限为50 m，含气饱和度≥45%，单井稳定产量>2×104 m3/d；Ⅱ类资源储层厚度25~50 m，含气饱和度35%~45%，单井产量（0.5~2）×104 m3/d；Ⅲ类资源储层厚度<25 m，含气饱和度<35%，单井产量<0.5×104 m3/d（表3）。
图4 吐哈盆地台北凹陷致密气起评和分级评价地质参数分析图Fig. 4 Geological parameter analysis charts for evaluation threshold and classification evaluation of tight gas in Taibei Sag, Turpan-Hami Basin |
表3 吐哈盆地致密砂岩气资源分级评价标准Table 3 Classification evaluation criterias for tight sandstone gas resources in the Turpan-Hami Basin |
| 评价指标 | 评价参数 | Ⅰ级 | Ⅱ级 | Ⅲ级 | 备注 |
|---|---|---|---|---|---|
| 烃源岩条件 | 烃源岩厚度/m | ≥100 | 60~100 | <60 | 辅助参数 |
| TOC/% | ≥1.6 | 1.0~1.6 | 0.6~1.0 | 辅助参数 | |
| Ro/% | ≥0.9 | 0.8~0.9 | 0.7~0.8 | 辅助参数 | |
| 有机质类型 | Ⅱ2 | Ⅱ2-Ⅲ | 辅助参数 | ||
| 储集条件 | 储层厚度/m | ≥50 | 25~50 | <25 | 关键参数 |
| 储层岩性 | 中砂岩、细砂岩 | 中砂岩、细砂岩、砂砾岩 | 辅助参数 | ||
| 孔隙类型 | 粒内溶孔 | 剩余粒间孔、溶蚀粒内孔 | 辅助参数 | ||
| 有效孔隙度/% | ≥3 | 辅助参数 | |||
| 含气饱和度/% | ≥45 | 35~45 | <35 | 关键参数 | |
| 保存条件 | 盖层厚度/m | ≥30 | <30 | 辅助参数 | |
| 盖层岩性 | 泥岩 | 泥岩、煤 | 辅助参数 | ||
| 断裂活动 | 弱 | 中—强 | 辅助参数 | ||
3.2 刻度区解剖
本次研究选择巴喀地区三工河组二段作为致密砂岩气资源评价的刻度区。该刻度区已探明含气面积为14.45 km²，天然气地质储量为102.25×10⁸ m³，含气范围平面上集中分布于柯19井、柯21井、柯23井及柯24井等井区，主力产层为三工河组二段。该区气源供给以八道湾组和三工河组烃源岩为主，其中泥岩总有机碳含量介于1.76%~3.33%（平均值为2.70%），煤岩总有机碳含量介于41.0%~92.6%（平均值为70.2%）。烃源岩镜质组反射率介于0.8%~1.0%，干酪根类型为Ⅱ₂—Ⅲ型。沉积体系受控于北部物源，发育扇三角洲前缘水下分流河道沉积，三工河组砂岩厚度为40~80 m，砂地比为40%~60%，储层埋深为3 134.2~4 056.3 m。岩石类型以灰色中粗砂岩为主，其次为不等粒砂岩及含砾砂岩；碎屑组分中岩屑占比介于32.0%~80.7%，石英占比介于10.2%~41.7%，长石占比介于9.1%~30.3%，岩石学类型归属长石岩屑砂岩。填隙物中泥质杂基含量普遍<6%，黏土矿物以伊利石为主；胶结物主要为方解石、菱铁矿及自生石英，含量在0.5%~31.0%之间。储层整体表现为低成分成熟度、较高结构成熟度及低填隙物含量的特征，成岩作用以压实-压溶作用为主导。储集空间类型以粒内溶孔、残余粒间孔及微裂隙为主，其中粒内溶孔面孔率介于0%~2%，残余粒间孔面孔率介于0%~1%，构造缝面孔率介于0%~1.5%。储层孔隙平均直径为5.51~7.18 μm、中值半径为0.009 0~0.199 3 μm，孔隙度为3.6%~8.4%，渗透率为（0.05~2.51）×10⁻³ μm²，综合表征为特低孔—特低渗储层。
研究表明，刻度区三工河组区域盖层厚度为30~45 m，平面展布稳定。该区致密油气藏以晚期成藏阶段充注为主，此时储层已进入致密化阶段，油-气-水流体分异作用受限，试采过程中表现出油气水同出的特征，但未发育典型边底水系统。
本次研究综合采用油气藏规模序列法与油气藏发现序列法，对巴喀刻度区致密气原地资源量进行系统计算，并通过特尔菲法得出最终结果。截至目前，研究区已探明柯19井、柯21井、柯23井及柯24井等井区共10个致密气藏。结合地质约束条件，设定气藏发现上限为20个，最小气藏原地资源量阈值为1×10⁸ m³，方差下限为0.3，参数寻优步长为1，规模序列斜率K值校准为54°，经规模序列模型计算，致密气原地资源量期望值为183.77×10⁸ m³。在发现序列法计算中，考虑到研究区勘探成熟度较高，设定气藏数量参数区间为11~15个，β值为-1~1，μ和σ ²参数分别取2.121和1.422，经发现序列模型计算，原地资源量期望值为220.5×10⁸ m3。采用特尔菲加权算法，赋予规模序列法权重为0.6，发现序列法权重为0.4，最终确定刻度区致密气原地资源量为208.8×10⁸ m3，对应面积丰度值达2.203×10⁸ m³/km²。同时，通过经验公式法、岩心驱替实验法及地质类比法三维度交叉标定，确定巴喀地区致密气技术可采系数为38.0%。
3.3 资源评价方法与结果
小面元容积法作为体积法的重要方法之一，是以储层有效厚度、孔隙度、含气饱和度、天然气充满系数、原始地层压力及温度等关键地质参数为基础，通过构建非结构化PEBI网格体系实施空间参数插值计算。针对无井控区域，该方法可实现网格化评价参数的精准获取，通过逐网格计算得到天然气原地资源量与资源丰度值，最终形成资源空间分布的可视化表征图件，在非常规油气资源潜力评价领域具有普适性应用价值。本次研究采用小面元容积法，对吐哈盆地水西沟群致密砂岩气资源分布特征进行定量表征。结果表明，研究区致密砂岩气资源丰度在纵向上表现出显著的非均质性特征，而且高资源丰度区在西山窑组三段、西山窑组一段及三工河组二段等3个层组中呈现明显的继承性分布的规律。资源丰度可视化分析结果显示，高资源丰度区沿有利沉积相带呈条带状展布，集中分布于胜北洼陷东北斜坡带、巴喀构造带、丘东洼陷南斜坡带及小草湖洼陷南斜坡带（图5）。
资源丰度类比法是依据高勘探程度区带的地质特征和已知资源丰度，外推评价目标区资源丰度与资源潜力的一类方法体系。该方法的核心假设为，当评价区与高勘探程度刻度区在烃源岩、储层及保存条件等关键成藏地质要素上具有相似性时，二者的油气资源丰度亦具有可比性。在具体应用过程中，需系统构建涵盖烃源岩品质、储集性能、封盖能力的三维地质参数类比指标体系，以区块为基本单元划分三类评价区，并与刻度区开展地质条件的系统对比及定量评分，据此确定各评价区的地质相似系数α。最终基于评价单元面积、地质相似系数及刻度区资源丰度三者的乘积，完成评价区原地资源量的估算。本次资源丰度类比法评价选取巴喀致密气刻度区作为基准参数来源。
蒙特卡洛法是体积法原地资源量计算体系中的重要方法之一，适用于常规与非常规油气资源评价。该方法的优势在于评价流程简便、快速，但同时存在对石油地质条件非均质性考虑不足的局限性。
小面元容积法、资源丰度类比法、蒙特卡洛法评价得到的吐哈盆地台北凹陷水西沟群致密砂岩气的原地资源量分别为6 588.42×108 m³、6 866.53×108 m³、6 598.3×108 m³，综合评价原地资源量为6 793.02×108 m³。其中，西山窑组三段、西山窑组一段、三工河组二段的原地资源量分别为1 783.51×108 m³、 1 923.53×108 m³、3 085.98×108 m³；胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷原地资源量分别为2 046.03×108 m³、3 187.02×108 m³、1 559.97×108 m³（表4）。
表4 吐哈盆地致密砂岩气资源评价结果Table 4 Resource evaluation results of tight sandstone gas in the Turpan-Hami Basin |
| 评价单元 | 面积/km2 | 层位 | 评价方法 | 原地资源 量/108 m3 | 层系原地资源量/108 m3 | 资源丰度/ （108 m3·km-2) | 区块原地资源量/108 m3 | 分级原地资源量/108 m3 | 剩余待探明资源量/108 m3 | 可采资源 量/108 m3 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 胜北洼陷 | 4 234.727 | J1s2 | 小面元法 | 910.68 | 921.94 | 0.22 | 2 046.03 | Ⅰ Ⅱ Ⅲ | 480.82 771.35 793.86 | 921.94 | 300.50 |
| 资源丰度类比法 | 999.92 | 379.97 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 844.80 | 278.78 | |||||||||
| J2x1 | 小面元法 | 366.58 | 554.21 | 0.13 | 554.21 | 121.00 | |||||
| 资源丰度类比法 | 623.69 | 237.00 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 443.10 | 146.23 | |||||||||
| J2x3 | 小面元法 | 321.72 | 569.88 | 0.13 | 569.88 | 106.20 | |||||
| 资源丰度类比法 | 677.57 | 257.48 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 312.40 | 103.09 | |||||||||
| 丘东洼陷 | 1 820.877 | J1s2 | 小面元法 | 1 593.36 | 1551.99 | 0.85 | 3 187.02 | Ⅰ Ⅱ Ⅲ | 748.95 1 201.51 1 236.56 | 1 479.08 | 525.80 |
| 资源丰度类比法 | 1 317.17 | 500.52 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 1 732.00 | 571.56 | |||||||||
| J2x1 | 小面元法 | 1 242.30 | 922.79 | 0.51 | 922.79 | 410.00 | |||||
| 资源丰度类比法 | 786.19 | 298.75 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 1 240.00 | 409.20 | |||||||||
| J2x3 | 小面元法 | 1 034.24 | 712.24 | 0.39 | 712.24 | 341.30 | |||||
| 资源丰度类比法 | 591.86 | 224.91 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 910.90 | 300.60 | |||||||||
| 小草湖 洼陷 | 3 959.047 | J1s2 | 小面元法 | 580.15 | 612.05 | 0.15 | 1 559.97 | Ⅰ Ⅱ Ⅲ | 366.59 588.11 605.27 | 612.05 | 191.50 |
| 资源丰度类比法 | 749.24 | 284.71 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 560.90 | 185.10 | |||||||||
| J2x1 | 小面元法 | 217.59 | 446.53 | 0.11 | 446.53 | 71.80 | |||||
| 资源丰度类比法 | 540.14 | 205.25 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 249.10 | 82.20 | |||||||||
| J2x3 | 小面元法 | 321.79 | 501.39 | 0.13 | 501.39 | 106.20 | |||||
| 资源丰度类比法 | 580.75 | 220.69 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 305.10 | 100.68 | |||||||||
| 合计 | 10 014.651 | J1s2 | 小面元法 | 3 084.20 | 3 085.98 | 0.31 | 6 793.02 | Ⅰ Ⅱ Ⅲ | 1 596.36 2 560.97 2 635.69 | 3 013.07 | 1 017.78 |
| 资源丰度类比法 | 3 066.33 | 1 165.21 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 3 137.70 | 1 035.44 | |||||||||
| J2x1 | 小面元法 | 1 826.47 | 1 923.53 | 0.19 | 1 923.53 | 602.74 | |||||
| 资源丰度类比法 | 1 950.02 | 741.01 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 1 932.20 | 627.63 | |||||||||
| J2x3 | 小面元法 | 1 677.75 | 1 783.51 | 0.18 | 1 783.51 | 553.66 | |||||
| 资源丰度类比法 | 1 850.18 | 703.07 | |||||||||
| 蒙特卡洛法 | 1 528.40 | 504.37 | |||||||||
4 剩余天然气资源分布与勘探方向
结合研究区地质特征，从资源类型、发育层组、构造单元、埋藏深度等多个维度，系统论述剩余天然气资源的分布规律，进而明确下一步勘探方向，圈定有利勘探区带。
吐哈盆地致密砂岩气剩余待探明资源量（原地资源量减去探明储量）呈现层组差异富集特征，三工河组二段占据主导地位，西山窑组一段与三段的剩余待探明资源量相差不大（图6a）。分洼陷来看，胜北洼陷三工河组二段的剩余待探明资源量达921.94×108 m³，西山窑组一段、三段分别为554.21×108 m³和569.88×108 m³；丘东洼陷三工河组二段的剩余待探明资源量为1 479.08×108 m³，西山窑组一段、三段分别达922.79×108 m³和712.24×108 m³；小草湖洼陷三工河组二段的剩余待探明资源量为612.05×108 m³，西山窑组一段、三段分别为446.53×108 m³和501.39×108 m³。
从纵向展布特征来看，剩余待探明资源量随埋深增加呈阶梯式增长趋势（图6b）。其中，埋深4 500~ 6 000 m的深层资源富集度最高，胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷的剩余待探明资源量分别为1 145.78×108 m³、1 330.29×108 m³、561.59×108 m³；其次是中深层（3 500~ 4 500 m），上述三个洼陷剩余待探明资源量分别为654.73×108 m³、1 053.14×108 m³、811.18×108 m³；在2 000~3 500 m浅层资源相对较少，三个洼陷剩余待探明资源量分别为245.52×108 m³、388.00×108 m³、187.20×108 m³。
资源分级评价结果显示，研究区油气资源以Ⅱ、Ⅲ类为主，Ⅰ类资源占比相对较低（图6c）。分洼陷统计，胜北洼陷的Ⅰ类剩余待探明资源量为480.82×108 m³，Ⅱ类、Ⅲ类剩余待探明资源量分别达771.35×108 m³、793.86×108 m³；丘东洼陷的Ⅰ类剩余待探明资源量为748.95×108 m³，Ⅱ类、Ⅲ类剩余待探明资源量分别达1 201.51×108 m³、1 236.56×108 m³；小草湖的洼陷Ⅰ类剩余待探明资源量为366.59×108 m³，Ⅱ类、Ⅲ类剩余待探明资源量分别为588.11×108 m³、605.27×108 m³。
从平面分布来看，Ⅰ类资源集中分布于胜北洼陷东北斜坡带、巴喀构造带、丘东洼陷南斜坡带及小草湖洼陷南斜坡带；Ⅱ类资源则主要分布在疙瘩台—红台、丘东—小草湖山前带等区域（图7）。
5 结论
通过系统分析烃源岩特征、储层特征及保存条件，建立吐哈盆地致密砂岩气成藏模式，揭示成藏主控因素，并开展致密气资源评价，明确剩余待探明资源分布与勘探方向。取得以下成果认识：
（1）台北凹陷中下侏罗统煤系烃源岩呈“北厚南薄”分布，集中于胜北、丘东和小草湖等洼陷，岩性为暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩，有机质类型为Ⅱ₂-Ⅲ型，成熟度适中，整体为“中—好”烃源岩。储层以辫状河三角洲沉积为主，砂体厚度可观但呈低孔-特低渗特征，与稳定分布的泥岩盖层及活动较弱的断裂体系配置，形成了有利的成藏地质基础。
（2）致密砂岩气藏主要分布于富烃凹陷及周缘斜坡区，具有近源成藏和源内成藏双重特征。环洼斜坡区发育的砂体上倾尖灭带形成大型岩性圈闭群；洼陷区河道砂体垂向叠置、平面连片形成源储一体结构。气藏分布受有效烃源灶控制，富集受优质岩相制约，保存条件与构造稳定性密切相关。
（3）采用小面元体积法、资源丰度类比法及蒙特卡洛模拟法开展资源评价，结果显示台北凹陷水西沟群致密砂岩气原地资源量为6 793.02×10⁸ m³，其中Ⅰ类剩余待探明资源量为1 596.36×10⁸ m³，主要分布于胜北洼陷东北斜坡带、巴喀构造带、丘东洼陷南斜坡带及小草湖洼陷南斜坡带，是近期勘探重点目标区；Ⅱ类剩余待探明资源量为2 560.97×10⁸ m³，主要赋存于疙瘩台—红台构造带、丘东—小草湖山前带等区域，为中长期勘探拓展方向。
