致密气属于非常规油气勘探的范畴，致密砂岩气是指夹在或紧邻优质气源岩的致密砂岩中，未经过大规模长距离运移而形成的天然气聚集，由孔隙度小于或等于10%、覆压渗透率小于或等于0.1mD（空气渗透率小于或等于1mD）的低—特低渗透砂岩作为主要储层^[1-9]。近年来，国内致密油气勘探开发成果显著，基本形成了鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地川中地区须家河气田两大致密气勘探领域，致密气储量和产量迅速增长，成为国内天然气增储上产最重要领域。通过地质特征对比分析，苏里格气田和须家河气田致密气均具有广覆式烃源岩生烃、低孔低渗河流相储集砂体、烃源岩与储层间互沉积的特征，油气主要分布在低缓构造斜坡区，油气富集受裂缝与有效砂体组合控制，即受地质甜点控制^{[1, 10]}。

塔里木盆地库车坳陷侏罗系阿合组也发育致密气，目前发现了迪北气藏、吐孜气藏等多个致密砂岩气藏，气藏特征与国内其他致密气藏有一定差异，库车坳陷靠近南天山，挤压应力强，储层较致密，但是受逆冲推覆作用影响，高陡逆冲断裂发育，并伴生形成多级断裂—裂缝带，小断裂及裂缝发育区就是致密气富集的甜点区^[3]。迪北气藏发现于1998年，当时按照构造圈闭勘探思路部署了依南2井，该井在侏罗系阿合组完井测试日产天然气10.8×10⁴m³；2011年借鉴致密气勘探思路，部署迪西1井，并采用氮气钻井在侏罗系阿合组日产天然气59×10⁴m³、日产油69.6m³，迪北气藏也成为库车坳陷第一个发现并获得高产的致密气藏。迪西1井发现以来，由于气藏主控因素仍然认识不清、油气分布规律不明确，对于气藏的开发和区域勘探仍然较为滞后。本次通过不断持续深化侏罗系阿合组致密气藏特征研究，并开展野外储层建模、多手段的裂缝预测等，对烃源岩条件、储层建模、构造特征、油气富集规律及控制因素都取得新的认识与进展，基本明确了库车坳陷侏罗系阿合组致密气藏分布规律、控制因素与勘探潜力，认为其有望成为塔里木盆地天然气增储上产的重要接替领域。

库车坳陷位于塔里木盆地北缘，北与天山褶皱带以逆冲断层相接，南与塔北隆起相连，西起乌什凹陷，东至阳霞凹陷。可划分为“四带三凹“的构造格局，“四带”从北向南分别为北部构造带、克拉苏构造带、秋里塔格构造带和前缘隆起带，“三凹”由西向东分别是乌什凹陷、拜城凹陷和阳霞凹陷（图 1）。库车坳陷致密砂岩气勘探程度较低，勘探目的层埋深主要在1~10km，受目的层埋深因素影响，目前油气发现集中在库车坳陷北部构造带，北部构造带东西长420km，南北宽5~20km，勘探面积为8200km²。

图 1

图 1 塔里木盆地库车坳陷构造纲要图 Fig. 1 Structural outline of Kuqa Depression, Tarim Basin

库车坳陷烃源岩集中在三叠系和侏罗系，在三叠系和侏罗系两套地层中，自下而上发育5个暗色地层组（图 2），为主要烃源岩层，即上三叠统黄山街组（T₃h）和塔里奇克组（T₃t），下侏罗统阳霞组（J₁y）、中侏罗统克孜勒努尔组和恰克马克组^[11]。其中黄山街组和恰克马克组以湖相泥岩为主，其余3套为煤系地层。

图 2

图 2 库车坳陷侏罗系—三叠系综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Jurassic-Triassic in Kuqa Depression

平面上，库车坳陷向北、向南三叠系烃源岩厚度均减薄，呈现出北厚南薄的特点，主体大于500m（图 3a）。根据野外露头统计分析，黄山街组烃源岩沉积中心位于卡普沙良河剖面和库车河剖面，两剖面的烃源岩厚度均达到400m以上。塔里奇克组厚度分布较稳定，在卡普沙良河剖面与库车河剖面厚度分别为55m和72m，沉积中心位于大北地区（图 3a）。

图 3

图 3 库车坳陷烃源岩厚度平面分布图 Fig. 3 Thickness map of source rock in Kuqa Depression

侏罗系阳霞组—克孜勒努尔组烃源岩沉积中心分为东西两个（图 3b），东为库车河剖面—依南2井一带，最厚可达1100m；西为卡普沙良河剖面以南，烃源岩最厚约800m^[6]。

库车坳陷三叠系—侏罗系烃源岩层系多，有机质丰度较高，对侏罗系阿合组致密气供烃的主要烃源岩为三叠系塔里奇克组、黄山街组和下侏罗统阳霞组。其中三叠系塔里奇克组烃源岩有机碳含量（TOC）分布范围为0.07%~8.6%，平均值为4.07%；生烃潜量（P_g）分布范围为0.2~23.27mg/g，平均值为4.36mg/g，属于好烃源岩。黄山街组湖相泥岩有机碳含量分布范围为0.36%~4.96%，平均值为1.74%；生烃潜量分布范围为0.2~10.2mg/g，平均值为1.67mg/g，达到中等—好烃源岩标准。阳霞组泥质有机碳含量分布范围为0.22%~9.07%，平均值为3.02%；生烃潜量分布范围为0.2~17.28mg/g，平均值为3.54mg/g，多数达到中等—好烃源岩标准。综合多口井的烃源岩地球化学指标评价，三叠系、侏罗系中等—好烃源岩是库车坳陷富含天然气的重要基础（图 4）。侏罗系阿合组致密砂岩储层就夹持在顶底两套烃源岩之间，成藏条件好。

图 4

图 4 库车坳陷东部三叠系—侏罗系烃源岩评价综合图 Fig. 4 Comprehensive evaluation map of Triassic-Jurassic source rocks in the eastern Kuqa Depression

侏罗系阿合组致密气藏发育“三明治”式的储盖组合，区域上广泛发育、稳定分布，纵向上，以侏罗系阿合组砂砾岩为主要储层，厚度为260~300m，是库车坳陷主要的区域目的层；之上阳霞组发育大套暗色泥岩、煤系地层，厚度约为100m，分布稳定，既是上覆盖层又是一套区域分布的烃源岩；之下三叠系塔里奇克组—黄山街组泥岩，厚度约为300m，既是下伏底板又是阿合组致密气主要的烃源岩，三者在空间上形成两套区域盖层与烃源岩夹持的厚储层，具有典型的“三明治”特征（图 5）。根据目前研究认识，目的层底部三叠系烃源岩是主要的油气来源，顶部侏罗系烃源岩仅局部供烃。

图 5

图 5 库车坳陷侏罗系阿合组“三明治”式储盖组合模式图 Fig. 5 The "sandwiched" reservoir-caprock assemblage pattern of Jurassic Ahe Formation

针对库车坳陷致密气藏的研究，目前主要位于北部山前，由于成藏背景较为相似，本次主要以迪北气藏为例，对侏罗系阿合组致密气藏进行解剖。迪北气藏位于库车坳陷北部构造带东段，属于库车前陆冲断带第一排冲断构造（图 6），发育多条高角度逆冲断裂（图 7），整体表现为自南向北阶梯式抬升，局部发育断背斜和断鼻构造。结合迪北气藏的断裂发育特征，以及断裂与油气的关系，本次研究按照断裂规模、断开层位将断裂分为3个级别：Ⅰ级断裂（F_Ⅰ）控制构造边界，断开层位多，断距大于500m，平面延伸长度大于20km，此类断裂多对油气藏起到破坏作用。Ⅱ级断裂（F_Ⅱ）控制区带展布，断开为层位较多，断距为150~500m，延伸长度为10~20km，Ⅱ级断裂多断开烃源岩和储层，可能起到沟通油气源的作用。Ⅲ级断裂（F_Ⅲ）断开阿合组，断距为50~150m，延伸长度为1~10km，目前完钻井证实Ⅲ级断裂附近油气最为富集。

图 6

图 6 迪北地区南北向地震剖面图 Fig. 6 NS direction seismic profile in Dibei area

图 7

图 7 迪北气藏侏罗系阿合组顶面断裂系统图 Fig. 7 Surface fracture system of top Jurassic Ahe Formation of Dibei gas reservoir

迪北气藏侏罗系阿合组以辫状河三角洲平原亚相沉积为主，多期河道频繁摆动、纵横向交错叠置，形成横向厚度为260~300m的地层^[12]，以砾石、含砾粗砂岩、粗砂岩为主，夹薄层泥岩，砂地比为74%~94%，整体高于80%。地表露头精细储层建模表明（图 8），阿合组整体呈多旋回叠置特征，单个旋回延伸距离小，岩性、粒度变化快，空间上频繁迁移，导致储层非均质性强^[13-16]。依南2井和迪西1井两口井仅距离0.8km，构造背景相似，但两口井的流体差异大，其中依南2井以干气为主，而迪西1井日产油69.6m³，说明储层内部连通性差。

图 8

图 8 克孜勒努尔沟侏罗系阿合组地表露头储层特征对比图 Fig. 8 Comparison of reservoir characteristics of Jurassic Ahe formation from different outcrop sections

迪北气藏侏罗系阿合组岩石类型以岩屑砂岩为主。阿合组储集空间主要为粒内溶孔和微孔隙（图 9），占比分别为37.36%、34.23%，其次是粒间溶蚀扩大孔，占比为20.09%，微裂缝较发育，可沟通孔隙。其中，微孔隙在薄片上无法明确显示孔隙的完整结构，前人研究^[17]认为储层中直径小于30μm的孔隙为微孔隙，从成因上又分为粒间微孔、粒内微孔及晶间孔等^[18]。侏罗系阿合组有效储层孔隙度分布在4.0%~13.9%，平均值为6.6%，中值为6.4%；渗透率分布在0.170~9.898mD，平均值为1.577mD，中值为0.934mD，总体属于特低孔、低—特低渗透砂岩储层，属于致密砂岩储层^{[14, 19]}。

图 9

图 9 迪北气藏侏罗系阿合组储层微观特征综合图 Fig. 9 Comprehensive micro-characteristics of Dibei gas reservoir of Jurassic Ahe Formation

迪北气藏具有大面积连片分布的特点，但由于受沉积和成岩作用的影响，有效储层横向分布不均、物性差异较大，非均质性较强，连通性差。钻井证实依南2井测试气柱高度达247m，超出构造圈闭幅度，含气范围不受构造圈闭控制，且没有边底水的特征，表现为大面积分布的致密砂岩气藏特征^[20-23]（图 10）。

图 10

图 10 迪北气藏东西向气藏剖面图 Fig. 10 EW direction gas reservoir profile of Dibei gas reservoir

在局部构造或小断裂附近，由于渗流条件更为有利，油气富集和裂缝发育程度较高。例如迪北104井目的层段裂缝发育，测试获得高产工业油气流，气油比为15200m³/m³。而低部位的迪北101井裂缝不发育，测试仅达到工业气流, 不含油。

迪北气藏压力梯度为0.35MPa/100m，压力系数为1.73~1.81，具有高压—超高压特征，地温梯度为2.67℃/100m，属正常的温度系统。

库车坳陷东部的主力烃源岩为三叠系黄山街组、塔里奇克组。迪北气藏发现井依南2井钻井证实三叠系烃源岩厚度为216m，烃源岩R_o约为1.2%。而吐格尔明地区完钻井明南1井未获油气发现，仅见气测显示，钻揭三叠系烃源岩51m，烃源岩R_o为0.6%，所以优质烃源岩是致密气规模成藏的基础。目前认为北部构造带烃源岩最发育的区域靠近山前，呈近东西向带状分布，下一阶段阿合组致密气的勘探应围绕烃源岩发育区，在准确刻画优质烃源岩分布规律基础上来开展油气勘探^[24]。

阿合组致密砂岩形成过程中受多期河道控制，纵横向交错叠置，形成多旋回沉积特征，其中单一旋回内部储层非均质性强，岩性、物性变化快，可划分为5种不同的砂体构型，分别为滞留层、前积层（前积坝砂）、侧积层（侧积坝砂）、纹积层和越岸层（图 11），再根据砂体构型单元的规模、岩性岩相组成、储集性能等对5类构型进行储层评价，前积层为一类储层，侧积层为二类储层，滞留层为三类储层，纹积层和越岸层粒度细，物性达不到储层标准。一类、二类储层物性较好，为油气成藏主要的储集空间；而三类、四类层物性比较差，是油气聚集成藏的侧向遮挡层。从单井分析看，阿合组垂向上呈多旋回特征，一类、二类、三类储层频繁交错出现，横向上叠置关系更为复杂，是致密气不连续分布的重要原因。利用迪北气藏三维区开展的储层预测（图 12）显示，侏罗系阿合组储层表现为大面积分布的特征，但是厚度有差异，储层发育区更有利于油气富集。

图 11

图 11 依南2C井侏罗系阿合组砂岩储层综合评价图 Fig. 11 Comprehensive evaluation chart of sandstone reservoir of Jurassic Ahe Formation in Well Yinan 2C

图 12

图 12 迪北气藏侏罗系阿合组储层预测厚度图 Fig. 12 Predicted reservoir thickness map of Dibei gas reservoir of Jurassic Ahe Formation

阿合组砂岩储层非均质性强，连通性差，高陡的构造裂缝沟通非均质砂岩，形成孔—缝连通结构，形成有效的储集和渗流空间。迪北气藏位于库车前陆冲断带，受较强的构造挤压作用影响，发育多排高角度断裂，形成不同级别的断裂带附近伴生的高角度裂缝、裂缝带，高角度裂缝可以有效地沟通非均质砂岩，提高储层的连通性和渗流能力，是控制阿合组致密砂岩气富集的的主要因素^[25-26]。研究认为，迪北气藏的裂缝主要为断裂附近的伴生裂缝，在区域构造变形特征、断裂规模研究基础上，迪北气藏范围内的断裂可划分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级，第Ⅵ级为裂缝，Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级断裂在常规地震剖面可以解释，本文已经详细阐述，第Ⅵ级裂缝可通过裂缝预测技术识别。本文优选相干属性进行侏罗系阿合组目的层裂缝预测，相干值越小，裂缝越发育（图 13），预测结果显示，断裂两侧裂缝较发育，呈带状分布。并通过成像测井、微观薄片分析，结合单井油气产量，认为真正有效沟通储层形成缝网结构的是Ⅲ级断裂及伴生Ⅵ级裂缝，断裂及缝网结构控制了油气富集和单井的高产。

图 13

图 13 迪北气藏侏罗系阿合组断裂—裂缝预测平面分布图 Fig. 13 Plane distribution of predicted fault-fracture of Dibei gas reservoir of Jurassic Ahe Formation

根据气藏完钻井统计，裂缝发育区的单井均获得高产。例如高产井迪北104井中途测试日产天然气达79.3×10⁴m³，裂缝密度为47条/100m。低产井迪北102井，完井测试日产天然气1.5×10⁴m³，裂缝密度仅为2条/100m。迪北101井处于斜坡区低部位，中途测试日产天然气6.7×10⁴m³。根据统计曲线也可以看出（图 14），单井产量和裂缝发育程度呈正相关性，裂缝越发育，单井产量越高。

图 14

图 14 迪北气藏单井产量与裂缝密度趋势关系图 Fig. 14 Relationship between single well production and fracture density of Dibei gas reservoir

迪北气藏储盖组合具有典型“三明治”式结构，上下烃源岩夹持厚储层区域稳定分布，通过对气藏储层、油气藏特征、流体分布、断裂—裂缝等多因素分析，结合实际钻井动、静态资料，综合认为阿合组致密气的地质甜点主要受三方面因素控制：第一是烃源岩的分布，致密砂岩气藏由于储层较致密，油气为短距离运移，多表现为近源成藏的特征，所以紧邻优质烃源岩是致密气藏形成的基础。第二是有效砂岩储层，阿合组砂岩储层内部构型复杂，砂体连通性差，有效的砂岩储层是致密气藏形成的关键。第三是Ⅲ级断裂及Ⅵ级裂缝，小断裂及裂缝可有效沟通储层，提高渗流能力，最终形成致密气地质甜点，但是受地震资料的制约，目前裂缝预测仅在迪北气藏三维区开展，其他二维区尚不满足裂缝预测。

库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组致密砂岩气具备形成规模油气藏的地质条件，一是两套厚烃源岩夹持阿合组厚储层广泛发育，虽然烃源岩和储层厚度在局部有差异，但依然具备形成规模生储盖组合的条件。二是北部构造带位于库车坳陷北部山前，挤压作用强烈，发育多级逆冲断裂，有利于形成与断裂或构造变形相伴生的裂缝带，为致密气甜点的发育提供了有利条件。三是勘探面积大，由于北部构造带主体为二维地震，不满足开展全区裂缝预测，所以本次主要结合烃源岩发育区、构造平缓区刻画有利区面积超过2570km²，天然气资源规模超过1.53×10¹²m³（图 15）。四是针对迪北气藏已完钻多口井，通过对气藏的精细解剖，气藏特征与控制因素基本清楚，而且多口井在其他区域阿合组均见到了油气流，揭示了整个区带整体含气的特征。五是已经明确阿合组致密砂岩气的油气富集规律，探索出一套较为准确的甜点预测技术，在三维区已经刻画出7个甜点，面积为218km²，天然气资源量为4000×10⁸m³，而且目前正在开展水平井大型压裂改造，落实致密气的单井提产工艺，如果获得突破，将加快开发建产，因此该区侏罗系阿合组致密气勘探将是塔里木盆地致密气勘探最有利的领域，也最具规模。

图 15

图 15 库车坳陷侏罗系阿合组有利区预测图 Fig. 15 Favorable exploration target prediction of Jurassic Ahe Formation in Kuqa Depression

（1）库车坳陷发育的三叠系、侏罗系多套优质烃源岩是致密气藏形成的基础，侏罗系阿合组非均质砂岩是致密气藏形成的关键，多级断裂及裂缝对致密气的富集起到重要控制作用。

（2）迪北气藏油气主要受控于大面积分布的非均质有效砂岩储层，配置断裂—裂缝形成的缝网结构，共同控制了侏罗系致密气地质甜点的分布。

（3）库车坳陷致密气形成的生储盖组合较发育、平缓区勘探面积广，圈定的有利勘探面积为2570km²，资源量为1.53×10¹²m³，是库车坳陷下步天然气勘探的重要领域。