致密砂岩气是指覆压基质渗透率中值小于或等于0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件下采取压裂、水平井、多分支井等技术措施后可获得工业油气流，致密砂岩气是全球非常规天然气勘探的重点领域之一。2005年以来，随着压裂改造技术的突破和推广应用，我国在鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽和渤海湾等盆地均陆续获得致密砂岩气新突破，已探明鄂尔多斯盆地上古生界^[1]和四川盆地上三叠统须家河组两大万亿立方米级致密砂岩大气区，使致密砂岩气成为我国目前最现实的非常规天然气资源^[2]。经统计，我国致密砂岩气资源量约为22×10¹²m³，主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽、吐哈、渤海湾、准噶尔七大盆地^[3-4]，寻找效益规模储量是该领域多年来主要的攻关方向。

吐哈盆地是新疆三大含油气盆地之一^[5]，1989年科学探索井台参1井在侏罗系三间房组获得日产35m³工业油流，拉开了吐哈盆地侏罗系油气勘探的序幕。其后1990—1995年相继快速发现并高效建成了台北凹陷东部弧形构造带鄯善、丘陵、温吉桑、米登、巴喀和丘东6个油气田，以及西部弧形构造带葡北、恰勒坎、七泉湖、神泉、胜南等油田，成为老区稀油稳产和效益勘探的基础。前期勘探主要集中在三间房组及以上地层，属源上成藏，油气藏类型以构造油气藏为主，平面上集中分布在环胜北、丘东、小草湖生烃洼陷周缘正向构造带^[6]。因正向构造带勘探程度不断提高，勘探难度加大，近两年，加强台北凹陷主力烃源岩层系西山窑组（J₂x）、三工河组（J₁s）及八道湾组（J₁b）（合称为水西沟群）源内油气成藏条件分析和区带目标优选研究，实施区域勘探，攻关致密砂岩油气藏提产技术，对开辟盆地勘探新领域意义重大。

吐哈盆地位于塔里木、哈萨克斯坦和西伯利亚三大板块交会处^[7]，整体为东西向展布的狭长型山间盆地，盆地面积约为5.3×10⁴km²。盆地可划分为吐鲁番坳陷、艾丁湖斜坡、了墩隆起和哈密坳陷4个一级构造单元，其中吐鲁番坳陷是最大的一级构造单元，面积为1.71×10⁴km²，又可分为台北凹陷、托克逊凹陷、科牙依凹陷和布尔加凸起^[8]（图 1）。台北凹陷是吐哈盆地多期构造运动最主要的沉降区，也是最主要的含油气构造单元，凹陷面积为1.09×10⁴km²，可进一步划分为胜北、丘东、小草湖3个洼陷（图 1）。

图 1

图 1 吐鲁番坳陷构造单元划分图 Fig. 1 Division of structural units in Turpan Depression

台北凹陷侏罗系自下而上可划分为八道湾组、三工河组、西山窑组、三间房组、七克台组、齐古组和喀拉扎组，岩性以灰色、灰白色砂岩为主，夹深灰色、棕红色、深棕色泥岩、泥质粉砂岩及砂质泥岩，发育多类型不同规模的沉积体系，南北双向供源，总体上以辫状河三角洲—湖泊沉积为主，砂体较为发育，为构造油气藏及岩性油气藏形成提供了良好的储集条件。

勘探实践表明，台北凹陷侏罗系含油气系统油气资源丰富，以常规稀油和天然气为主、埋藏浅、效益好。已发现侏罗系、白垩系及古近系油气藏油气均来自侏罗系水西沟群煤系烃源岩，烃源岩主要为八道湾组中—上部煤岩、三工河组泥岩和西山窑组二段煤岩^[9]。侏罗系水西沟群发育西山窑组二段、西山窑组一段、三工河组、八道湾组一段4套储层，分别与上覆泥岩形成4套储盖组合。综合评价盖层稳定性、储层条件及源储盖配置关系，三工河组砂岩为储层，顶部“毡子层”既为优质烃源岩又为区域盖层，具备形成凹陷负向构造稳定区大面积源内致密砂岩气藏的有利条件（图 2）。

图 2

图 2 台北凹陷水西沟群综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Shuixigou Group in Taibei Sag

吐哈盆地台北凹陷发育水西沟群八道湾组、三工河组和西山窑组3套烃源岩，岩性以煤岩和暗色泥岩为主^[10]。八道湾组暗色泥岩主要分布在胜北洼陷和丘东洼陷，厚度在50~250m之间；煤岩主要分布于胜北洼陷，厚度为20~40m。三工河组烃源岩为暗色泥岩，在胜北洼陷和丘东洼陷最为发育，厚度主要分布于50~180m。西山窑组暗色泥岩分布广泛，胜北洼陷和小草湖洼陷厚度为500m左右，丘东洼陷厚度可达600m以上；煤岩主要分布在恰勒坎、柯柯亚—鄯勒、温吉桑3个聚煤中心，厚度为40~160m。台北凹陷水西沟群泥岩为较好烃源岩，既生油又生气，煤岩为较好气源岩，烃源岩有机质丰度高、类型好（表 1）。西山窑组及三工河组烃源岩在凹陷区R_o普遍大于0.7%，进入成熟阶段，胜北洼陷、丘东洼陷、小草湖洼陷中心区高于0.9%，进入生油高峰阶段；八道湾组烃源岩热演化程度整体高于西山窑组和三工河组，胜北洼陷中心区进入晚生油—主生气阶段。台北凹陷水西沟群3套烃源岩总生气量达23.4×10¹²m³，天然气资源丰富。

表 1

表 1 吐哈盆地台北凹陷水西沟群烃源岩地球化学指标 Table 1 Geochemical indexes of Shuixigou Group source rocks in Taibei Sag Turpan-Hami Basin 洼陷 层系 岩性 TOC/% 氯仿沥青“A”/（mg·g-1） IH/（mg·g-1） S1+S2/（mg·g-1） 丰度评价 类型 Ro/% 胜北 J2x 泥岩 0.51~5.16* 1.98 0.0074~0.7097 0.22 43~318 180 0.48~15.26 3.34 较好 Ⅱ2—Ⅲ 0.5~1.0 0.7 煤岩 41.96~76.13 57.5 1.09 93.5~47.6 119 43.7~93.74 74.75 较好（气源岩） Ⅲ J1s 泥岩 0.4~11.97 1.52 0.0023~0.2938 0.0621 31~329 180 0.15~18.21 2.80 较好 Ⅱ2 0.64~0.93 0.73 J1b 泥岩 0.5~5.72 1.59 0.001~0.24 0.05 20.34~447 124 0.48~32.65 3.74 较好 Ⅱ2 0.7~1.3 0.82 煤岩 59.9   264.31 221.63 较好（气源岩） Ⅱ2 丘东 J2x 泥岩 0.5~7.81 1.9 0.001~1.42 0.22 11.63~392.86 144 0.52~57.53 7.12 较好 Ⅲ 0.51~1.11 0.75 煤岩 14.4~83 42 0.42~1.88 0.97 89~334 151 15.78~222.52 66 较好（气源岩） Ⅱ2—Ⅲ J1s 泥岩 0.27~11.76 1.26 0.0102~0.6866 0.1031 95~392 175 0.11~33.29 5.12 较好 Ⅱ2—Ⅲ 0.5~1.1 0.82 J1b 泥岩 0.52~4.55 1.26 0.002~0.69 0.07 28.57~950 112 0.5~26.65 4.4 较好 Ⅲ 0.67~1.3 1.1 煤岩 67.9 3.2 226 170.81 较好（气源岩） Ⅱ2—Ⅲ 小草湖 J2x 泥岩 0.56~5.65 1.44 0.001~1.38 0.03 24~291 127 0.5~43.24 4.55 较好 Ⅱ2—Ⅲ 0.5~1.15 0.78 煤岩 50.7 0.3~0.81 0.56 25 70.14 较好（气源岩） Ⅲ J1s 泥岩 0.17~2.26 0.73 0.002~0.009 0.004 2.2~74.4 26.4 0.03~2.12 0.47 差 Ⅲ 0.6~0.97 0.73 J1b 泥岩 0.51~3.51 1.2   41~93 68 1.35~10.93 3.15 较好 Ⅱ2—Ⅲ 0.62~1.07 0.75 * $\frac{\text { 最小值 } \sim \text { 最大值 }}{\text { 平均值 }}$。

表 1 吐哈盆地台北凹陷水西沟群烃源岩地球化学指标 Table 1 Geochemical indexes of Shuixigou Group source rocks in Taibei Sag Turpan-Hami Basin

台北凹陷水西沟群总体发育辫状河三角洲—湖泊沉积体系^[11]，主要发育辫状河三角洲上平原、下平原、前缘3种沉积亚相。湖岸线之上的辫状河三角洲下平原亚相漫滩、沼泽微相煤岩和碳质泥岩的发育是其典型特征；辫状水道微相则以中—粗砂岩、砂砾岩沉积为主，分选较差、泥质含量一般小于2%，纵向上表现为水道多期叠置及正、反粒序交替的特征，发育大量产状不规则的炭屑是其判别依据之一。湖岸线之下的辫状河三角洲前缘亚相则以水下分流河道为主，测井曲线多呈钟形特征，正粒序特征明显，纵向上单期水道更易识别，岩性以含砾粗砂岩和中—细砂岩为主，受湖浪淘洗作用较强，砂岩结构成熟度相对较高，是有利的沉积微相类型。水西沟群由下到上，水体变深再变浅^[12]，煤岩发育的八道湾组和西山窑组二段表现为“大平原、小前缘”特征，三工河组—西山窑组一段沉积期水体相对较深，洼陷区多以辫状河三角洲前缘沉积为主，具有“满凹富砂”特征。

台北凹陷水西沟群储层以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主^[13]，成分成熟度和结构成熟度较低，在埋藏压实和构造挤压压实成储背景下，储层孔隙度为4%~ 6%，平均为5.2%；渗透率为0.002~85mD，平均为0.01mD。储层储集空间以基质微孔、溶蚀微孔和微裂缝“三微孔隙”为主，成岩演化达到中成岩B阶段，总体表现为特低孔低渗—特低孔特低渗特征（图 3）。

图 3

图 3 台北凹陷侏罗系三工河组砂岩储层微观特征 Fig. 3 Microscopic characteristics of sandstone reservoir of the Jurassic Sangonghe Formation in Taibei Sag (a) 粗粒岩屑砂岩，发育基质微孔、粒内溶孔和微裂缝，三工河组，吉7井，5331.10m，铸体薄片；(b) 中粒岩屑砂岩，颗粒溶蚀作用明显，发育粒内溶孔及粒间溶孔，三工河组，沁探1井，5479.30m，铸体薄片；(c) 粗粒岩屑砂岩，基质微孔、溶蚀微孔和微裂缝均发育，双色显示：蓝色为溶蚀微孔，橘红色为基质微孔及微裂缝，三工河组，吉3井，4046.39m，激光共聚焦薄片

综合考虑源储配置关系、保存条件及油藏特征等因素，吐哈盆地台北凹陷三工河组致密砂岩气藏可划分为“源边构造型”与“源内岩性型”两类。

“源边构造型”致密砂岩气藏在凹陷周缘正向构造带已经发现了巴喀、温吉桑油气藏，规模较小，构造高部位油气富集、构造低部位低产或为干层、水层（图 4），一般初期高产、后期递减快、长期气水同出^[14-15]。该类油气藏成藏过程为：水西沟群主要生排烃期为燕山晚期，构造活动强烈，在南北挤压应力作用下，台北凹陷北部山前带、南部斜坡区断裂发育，形成系列断背斜、断块及断鼻等构造型圈闭^[16]，油气通过断砂耦合输导体系在各类构造型圈闭中聚集成藏，悬浮替换式充注，断续成藏，独立气藏具有统一气水界面、正常压力系统，受构造、物性双因素控制，高产井主要位于构造高部位及物性甜点区。

图 4

图 4 丘东洼陷南北向油气成藏模式图 Fig. 4 N-S direction hydrocarbon accumulation pattern in Qiudong subsag

“源内岩性型”致密砂岩气藏主要分布在凹陷负向构造稳定区，具有源储互层、大面积含气、压力高等特点（图 4）。成藏过程为：燕山晚期，北部山前带与南部斜坡区为南北挤压应力主要释放区^[17-18]，凹陷区三工河组多物源浅水辫状河三角洲前缘大型岩性砂体与高成熟烃源岩紧邻，大面积连续成藏，凹陷负向构造稳定区未经后期构造抬升调整，有利于持续油气充注、持续高压，为储层物性保持和气藏高产创造有利条件。

综合考虑水西沟群富烃灶分布、辫状河三角洲前缘规模储集体、构造背景、埋藏深度等因素，优选丘东洼陷和胜北洼陷为致密砂岩气藏突破区域。丘东洼陷发育西山窑组、三工河组和八道湾组富烃灶，有效烃源岩厚度分别达到600m、150m、200m，R_o大于0.9%，洼陷区面积为250km²；洼陷区发育南北双向辫状河三角洲体系，砂体广泛发育。胜北洼陷同样发育西山窑组、三工河组和八道湾组富烃灶，有效烃源岩厚度分别达到400m、180m、150m，R_o > 1.0%，发育西北部辫状河三角洲和北部柯柯亚辫状河三角洲双向物源体系，洼陷区以辫状河三角洲前缘亚相为主，储层条件有利，洼陷区面积为600km²。

综合研究认为，三工河组上部砂体为最优勘探突破层系。主要依据如下：一是三工河组顶部“毡子层”区域分布最为稳定，厚度为30~60m，可作为区域盖层，利于气藏保存；二是从洼陷周缘已钻井来看，三工河组上部辫状河三角洲前缘砂体广泛发育，与上覆“毡子层”可形成最稳定的区域储盖组合，与下伏八道湾组烃源岩匹配，形成良好成藏组合，在洼陷周缘正向构造带已经发现火8、吉深1、吉3等含油气区块；三是盆地内火焰山、七克台逆冲滑脱断裂主要沿西山窑组底部煤系地层滑脱，煤系滑脱面之下三工河组遭受破坏小，保存了油气大面积连续充注环境。

按照洼陷区富烃灶范围内宽缓稳定构造背景、辫状河三角洲前缘规模储集体、成藏后未经构造抬升调整三要素进行综合评价，在丘东洼陷和胜北洼陷分别落实有利圈闭进行钻探。围绕丘东洼陷三工河组南物源温吉桑辫状河三角洲体系，在坡折带之下开展精细砂体刻画，落实岩性圈闭近百平方千米，圈闭资源量千亿立方米。胜北洼陷三工河组北物源柯柯亚辫状河三角洲体系与胜北斜坡匹配，辫状河三角洲前缘砂体向南上倾尖灭，围绕辫状河三角洲前缘相带开展精细砂体刻画，落实岩性圈闭面积235km²，预测圈闭资源量980×10⁸m³，是吐哈盆地进凹二次勘探的重要对象。

吉7H井位于台北凹陷丘东洼陷，部署目的是探索洼陷区源内致密砂岩油气藏新领域，同时攻关深层水平井体积压裂提产技术。吉7H导眼井完钻井深5500m，完钻层位三工河组，西山窑组—三工河组测井解释差气层共128.9m/13层，优选三工河组5330~5400m井段实施水平井钻探。

吉7H水平井完钻井深6140m，水平段长745m，气层钻遇率为100%。采用7~18m小簇间距改造工艺，压裂后7mm油嘴放喷日产气51283m³、日产油40.37m³、日产液378.39m³，井口压力为28MPa，基本保持稳定，地层能量充足。

（1）证实了洼陷区三工河组“三明治”式源内致密砂岩气成藏模式。

吉7H导眼井钻探证实，凹陷区烃源岩发育，且随着向湖盆中心靠近和埋深增加，烃源岩品质进一步变好，特别是三工河组顶部泥岩TOC普遍大于2.0%，生烃潜量（S₁+S₂）大于6.0mg/g，反映有机质类型的氢指数（I_H）高，而且排油量高，生烃潜力巨大，达到“好”烃源岩的评价标准（图 5）。这套稳定泥岩既是优质烃源岩，还可作为区域盖层。该井在西山窑组—三工河组钻遇砂层135m/5层，特别是三工河组“毡子层”之下主要目的层砂体厚度达到70m，岩性以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，为辫状河三角洲前缘砂体，与顶部“毡子层”形成一套优质的源储盖组合。从PVT相态分析，吉7H井三工河组发育高含凝析油的凝析气藏，凝析油含量为416g/m³，地层压力为65.6MPa，压力系数为1.25。天然气相对密度为0.92kg/m³，甲烷含量为77%，凝析油密度为0.8005g/cm³，黏度为1.731mPa·s（30℃）。天然气碳同位素分析结果显示，天然气δ¹³C₁为-40.6‰、δ¹³C₂为-28.54‰，甲烷碳同位素偏轻，乙烷碳同位素偏重，表明油气来源于水西沟群腐殖型烃源岩，证实了三工河组发育“三明治”式源内致密砂岩凝析气藏。

图 5

图 5 吉7H导眼井综合柱状图 Fig. 5 Comprehensive stratigraphic column of Well Ji7H pilot hole

与西山窑组煤岩、三工河组泥岩、八道湾组煤岩3套烃源岩间互发育的还有西山窑组一段、八道湾组二段—四段两套砂砾岩储层，与三工河组砂岩一样也具备大面积成藏的条件^[2]，勘探潜力大。

（2）攻关水平井“细分切割”多段压裂技术获成功，为致密砂岩气效益动用奠定了工艺技术基础。

吉7H井三工河组砂岩储层致密，岩石杨氏模量高（4.40×10⁴MPa），泊松比大(0.27)，水平应力差大（20MPa），岩石塑性强，不易形成体积缝，且储层裂缝发育，压裂改造采用“造长缝+细切割”思路，通过差异化设计，优选地质工程“双甜点”段进行密集布缝，提高改造强度，实现水平段充分改造；采用“高温高黏延迟交联液+高强度细粒径陶粒支撑剂”，降低压裂液滤失，确保压裂液在137℃高温地层条件下的携砂性能，形成高导流能力的人工裂缝。吉7H井实施14段46簇压裂改造，入井总液量为16978m³，单段液量为820~1282m³，总砂量为1158m³，单段最高加砂为112m³，加砂强度为4.36t/m，最高砂比为28%，施工排量为6.0~11.7m³/min，最高施工压力为94.7MPa，停泵压力为43.6~60.0MPa。压裂后返排0.3%即快速见气，显示了储层良好的含油气性，快速返排时液量大且压力稳定，表明供液半径大、储层改造充分。

（3）开启了吐哈盆地致密砂岩气下凹勘探新领域，资源潜力巨大。

吉7H井三工河组的勘探突破，拉开了吐哈盆地深层源内致密砂岩气勘探的序幕。重新开展水西沟群细分层系、细分岩性烃源岩精细评价，台北凹陷总生气量为23.4×10¹²m³，生气量是生油量的1.2倍（表 2），富烃灶在洼陷区均有分布。按照富烃灶内规模储集体控藏，初步落实西山窑组一段和三工河组有利勘探面积1090km²，预测天然气资源量3877×10⁸m³、凝析油资源量1.7×10⁸t，葡北、柯柯亚、鄯勒、温米、红台和小草湖等岩性体为下一步勘探有利方向（图 6）。另外，综合评价表明，除三工河组和西山窑组一段外，八道湾组四段、八道湾组二段相对稳定的区域储盖组合，也是源内致密砂岩气有利成藏组合，勘探潜力巨大。

表 2

表 2 台北凹陷水西沟群烃源岩生气量统计表 Table 2 Statistics of gas generation volume by Shuixigou Group source rocks in Taibei Sag 层系 岩性 生气量/108m3 生油量/108t 生气量/生油量 胜北洼陷 丘东洼陷 小草湖洼陷 小计 总计 J2x 泥岩 23109 9644 3500 96794 234030 155.43 1.20 煤岩 44081 13033 3427 J1s 泥岩 18776 5206 1968 25950 J1b 泥岩 28164 7810 2952 111286 煤岩 55837 12991 3532

表 2 台北凹陷水西沟群烃源岩生气量统计表 Table 2 Statistics of gas generation volume by Shuixigou Group source rocks in Taibei Sag

图 6

图 6 台北凹陷三工河组综合评价图 Fig. 6 Comprehensive evaluation map of Sangonghe Formation in Taibei Sag

吉7H井勘探突破不但证实了吐哈盆地侏罗系源内致密砂岩气成藏模式，开启了盆地勘探新领域，同时为陆相盆地油气勘探提供了勘探思路、成藏条件方面的借鉴——“进源、进凹、水平井”是实现源内致密砂岩油气藏勘探突破的关键思路与技术。

一是进源勘探要抓住“富烃灶”这个关键成藏要素。常规油气勘探在源控论和圈闭理论的指导下，遵循“生、储、盖、圈、运、保”成藏条件，突出油气运移路径和圈闭落实，以源上油气藏和源外油气藏为主，而非常规油气勘探实践表明“富烃灶”是最关键的成藏要素。在一定程度上，只要找到规模优质烃源岩，就一定可以找到规模油气聚集，只是赋存状态、储集条件、油藏类型不同而已。

二是油气富集高产甜点与储层物性、地层压力关系密切，同时也与富烃灶持续稳定充注、后期未经改造分异调整有关。有利岩性相带、地层压力系数高是高产的关键控制要素，但与后期是否持续充注、构造运动调整关系也很密切。正向构造区域，由于后期构造抬升，造成下部致密砂岩油气通过断裂体系纵向调整到上部的常规储层，形成常规油气藏，而使下部的致密砂岩气藏含油气范围仅局限于构造圈闭范围（如吉深1井三工河组气藏等）；凹陷负向构造稳定区域油气源充足，长期持续充注，未经构造抬升调整，保持了原始的含油气丰度、压力，有利于大面积成藏。

三是水平井体积压裂是获得高产发现及效益动用的关键。埋深5300m、砂岩储层孔隙度为4%~6%的油气层直井改造能获发现，但长期试采递减快，累计产量低（如沁探1井初期产气1500m³/d，累计产气1.6×10⁴m³），影响对勘探领域潜力认识评价，水平井体积压裂既可获初期高产，又能长期持续稳产，累计产量高（吉7H井按照压降估算累计产气3600×10⁴m³、累计产油2.3×10⁴t），是源内致密砂岩气规模效益动用的关键技术。

（1）吉7H井钻探证实，吐哈盆地台北凹陷区烃源岩成熟度更高，三工河组满凹富砂，埋深大于5000m仍发育有效储层，凹陷区具备规模成藏基本地质条件。

（2）吉7H井的突破，证实了凹陷区三工河组源内致密砂岩油气成藏模式，开辟了吐哈盆地下凹勘探新领域，即凹陷区负向构造稳定，利于“三明治”式源储盖组合油气长期充注和保存，大面积源内成藏，并明确了“进源、进凹、水平井”是实现源内致密砂岩油气藏勘探突破的关键思路与技术。

（3）围绕凹陷区初步落实三工河组有利勘探面积千余平方千米，预测油气资源量超5×10⁸t，胜北、丘东、小草湖3个洼陷三角洲前缘相带为下一步勘探有利方向。同时，西山窑组一段、八道湾组也具备相似成藏地质条件，下凹勘探潜力巨大。