引言

台北凹陷侏罗系天然气丰富，目前以侏罗系为勘探目标层系的探井有300多口，已有大规模常规天然气和致密砂岩气开采，并具有较大的页岩气资源潜力^[1-2]。前人对侏罗系各种天然气资源研究较多，但都是针对一种类型天然气进行分析评价^[3-5]，没有将该区同一含油气系统内的天然气联系起来进行研究。前人在天然气成藏机理序列上有过研究^[6-8]，但并没有系统将常规天然气、煤层气、致密砂岩气和页岩气这几种天然气资料有机结合起来，也没有明确天然气序列这一概念只适用于同一含油气系统之中。本文基于含油气系统的理论对台北凹陷不同类型天然气的序列性分布和成藏机理过程进行了研究，其结果可能会对天然气勘探开发思路提供启示。

1 天然气分布 1.1 地质条件

吐哈盆地由吐鲁番拗陷和哈密拗陷构成，是古生界褶皱基底上发育起来的一个中生代山间盆地，现今构造主要受控于盆地北部的博格达山晚喜马拉雅期的强烈隆升改造^[9]。台北凹陷位于吐鲁番拗陷北部，是吐哈盆地面积最大、地层厚度最大、油气资源最丰富的一个凹陷^[10]。它北接博格达山，西抵布尔加凸起，东为了墩隆起，南面与台南凹陷相接(图 1)。

台北凹陷侏罗系分布广泛，厚度逾4 000 m，与下伏三叠系和上覆白垩系呈不整合接触。侏罗系内部无明显的不整合，自下而上发育八道湾组(J₁b)、三工河组(J₁s)、西山窑组(J₂x)、三间房组(J₂s)、七克台组(J₂q)、齐古组(J₃q)和喀拉扎组(J₃k)。通过气源对比。发现侏罗系分布的各类型天然气都以水西沟群(J₁b—J₂x)源岩供烃为主，属于同一含油气系统(图 2)。

侏罗纪气候经历了由温暖潮湿(J₁b—J₂x)向半干旱—半潮湿(J₂s—J₂q)再到炎热干燥(J₃)的演变。吐哈盆地从早侏罗世进入持续下沉的发展阶段，西山窑期湖侵达到最大范围，在此期间主要沉积了煤、泥岩、粉砂岩和砂岩等。三间房和七克台早期水体有所变浅，以河流相和三角洲相沉积为主^[11]。七克台后期湖盆水域面积扩大，水体逐渐变深，沉积了一套以半深湖—浅水湖相为主的暗色泥岩。齐古期沉积环境发生变化，气候逐渐向干旱转变，水体变浅，湖体进入老年期，沉积了一套较为稳定的以河流—湖泊相沉积为主的红色砂泥岩组合^[12]。

根据源岩有机碳含量，可将水西沟群泥岩源岩分为两类：一般泥岩(TOC < 6%)和碳质泥岩(TOC≥6%)。水西沟群泥岩分布广泛，一般泥岩平均累积厚度在200 m以上，碳质泥岩单层厚度通常为10~30 m，最厚可达40 m，与煤层间互分布。

台北凹陷砂岩储层可以分为两种类型，一种是水西沟群煤系地层中与煤和泥岩互层的致密砂岩储层，另一种为中侏罗统三间房组和七克台组的常规储层。台北凹陷水西沟群储层以三角洲分流河道砂岩为主。从晚侏罗世开始经历强烈压实作用，现今孔隙度主要分布于3%~10%，渗透率主要在0.1~1.0 mD，为典型的致密储层。局部地区致密砂岩因压实不均、hfill溶蚀作用和构造作用等原因造成了局部的高孔高渗区的发育，是致密砂岩气甜点发育的有利区。三间房组和七克台组下段储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，储层粒级分散，分选差，成熟度低，分选系数平均为2.2^[13]，是形成常规天然气藏的有利储集层段。

七克台组上段至齐古组泥岩段为侏罗系含油气系统的盖层。七克台组上段盖层分布较稳定，一般在100 m左右。泥质含量大于90%，主要以鳞片状、鳞片—星点结构为主，岩屑大部分泥化、绿泥石化。经压实作用有不同程度的变形，成岩作用明显增强，黏土矿物之间可见微量微孔隙，且黏土矿物以片状为主。突破压力一般为5~10 MPa。齐古组的红色砂泥岩互层段厚度在200~1 400 m不等。泥质结构主要以鳞片结构为主，矿物颗粒排列整齐，微孔隙连通性差，突破压力可达8 MPa^[14]。

1.2 天然气分布序列

台北凹陷侏罗系天然气勘探开发经历了20世纪80、90年代的常规天然气勘探开发期和21世纪初的致密砂岩气勘探开发期，现已进入页岩气评价勘探阶段。目前已经有相当规模的常规天然气和致密砂岩气产量，页岩气在评价和测试上都有很好显示(图 3，剖面位置见图 1)。

台北凹陷水西沟群泥页岩分布广泛而稳定，有机碳含量高，成熟度适中，气测异常明显，页岩气勘探潜力较大^[15]。目前，已在柯19井、柯21井、吉深1井和核3井等八道湾组高有机质泥岩段发现明显高气测显示，国土资源部《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》项目也将吐哈盆地水西沟群作为页岩气评价的重要目标。水西沟群一般泥岩和高碳泥岩在凹陷内稳定分布，单层平均厚度在20~100 m。该群为湖沼沉积，泥岩有机质类型以Ⅲ型为主，有少量Ⅲ₂型分布。平均有机碳含量大于2%，成熟度在0.7%~1.3%。凹陷内台参2井、柯191和柯26井等气测异常明显。根据盆地现有探井岩性分析，台北凹陷泥岩页岩硬度大(杨氏模量大于5 MPa)、脆性高(硅质含量大于35%)，评价为较好—好页岩气储集层。对盆地部分探井含气量利用随钻方法和全烃含气量方法进行估算，含气量一般为1~8 m³/t^[16]。根据美国页岩气勘探开发经验本区水西沟群具有页岩气工业开发价值，资源潜力巨大。

台北凹陷北部山前带和南部斜坡带水西沟群目前为吐哈盆地主要的致密砂岩气开发目地层系。2007年以来，随着柯19井在水西沟群的致密砂岩气突破，柯柯亚地区已经被证实具有大面积整体含气的地质条件^[17]。柯柯亚地区柯19、柯191、柯24和柯26井等8口井日产致密砂岩气在2×10⁴ m³以上。位于同一构造类型区的红旗坎、鄯勒、红台—大步、恰勒坎等地区也钻遇了不同程度的致密砂岩气显示。随着南部斜坡区吉深1井日产2.3×10⁴ m³致密气的突破，台北凹陷致密砂岩气的勘探开发潜力更加显著。

台北凹陷中侏罗统常规天然气以背斜构造气藏和岩性气藏为主。储层以中侏罗统三间房组和七克台组为主。本区先后发现了丘陵油气田(1990年)、温吉桑油气田(1990年)、丘东气田(1991年)、红台油气田(1993年)和胜北3号油气田(1995年)等常规天然气藏。

研究表明吐哈盆地侏罗系煤层具有雄厚的煤层气勘探基础，煤层气资源潜力较大^[18]。但由于侏罗系煤层埋深大多深于1 000 m，并且煤层降压幅度较小，目前在东深2井、红旗2井和柯19井等煤层获得了低产测试气流，煤层气并未取得重大突破。不过吐哈盆地侏罗系煤层生烃能力很强，其产生的天然气对侏罗系含油气系统的致密砂岩气和常规天然气藏的富集有着巨大的贡献^[19]。

总体上，侏罗系含油气系统中页岩气、致密砂岩气和常规天然气在空间自下而上分布。页岩气和致密砂岩气等非常规天然气集中在生烃中心地区，以致密—超致密储层为主。而常规天然气则在构造圈闭和岩性圈闭等高孔高渗砂岩中成藏。

2 天然气的成藏序列

水西沟群烃源岩排烃期为晚侏罗世至早白垩世^[20]。通过对台北凹陷侏罗系含油气系统中天然气的序列性分布特征分析认为源岩在晚侏罗世开始大量生气，形成了原生页岩气藏。晚侏罗世至早白垩世的初次排烃期是致密砂岩气形成的主要时期。同时一定量的天然气通过连通砂体、断层和地层不整合等形成常规天然气类型。结合台北凹陷的勘探开发实践，笔者认为在同一个含油气系统的前提下，源岩生成的天然气，先后经历源岩内滞留、初次运移、二次运移和成藏聚集等过程，分别在泥页岩、致密砂岩和常规储层中形成了页岩气、致密砂岩气和常规天然气等天然气类型。

页岩气是指赋存于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集^[15]。在不同演化阶段，泥岩生成的天然气都要首先满足源岩自身储集空间的富集，其中包括裂缝和孔隙中的游离气以及吸附于干酪根和黏土矿物中的天然气^[21]。在天然气的最初生成阶段，由生物成因和热作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，然后也有少量天然气以溶解态赋存于源岩中的石油和水等液体中。随着热演化程度不断提高，在大量天然气生成的过程中，生烃膨胀力会产生一定量的原生裂缝^[22]。同时地层受构造运动影响时也会形成一定规模的构造缝。这时以游离态和溶解态存在的页岩气会在很长的地质时期内慢慢地向裂缝中渗析出来，并在构造裂缝发育的地区形成页岩气“甜点”区^[23]。在页岩层系中的砂岩或碳酸盐岩薄夹层中聚集的天然气也可笼统地归属页岩气。虽然其分布和厚度有限，但夹层的物性明显优于泥页岩，并且有充足的天然气供应，因而往往也是页岩气甜点的发育区^[24]。总之，页岩气是天然气在源岩层系中的滞留性聚集。当天然气丰度超过泥页岩吸附能力和孔缝储集能力的时候天然气就会发生初次运移。

在源岩与大面积致密砂岩紧密接触的情况下，初次运移出的天然气只经历短暂的二次运移便形成了致密砂岩气。由于致密砂岩狭小的孔隙喉道，天然气在其中并不能像常规储层一样受浮力控制并发生气水置换。相反天然气的运移方式表现为气水之间广泛发生的排驱作用和气水界面的整体推进作用。气水倒置界面得以维持并整体向上运移，从而形成大面积的地层饱含气状态^[25]。通常致密砂岩气具有无边底水、气水边界不明显或气水倒置和异常地层压力等特点^[26]。它在空间上大面积分布于源岩之上，裂缝或高孔高渗等甜点对致密砂岩气的开发有着重要作用。

对于那些通过运移通道在常规储层的低势区聚集形成的构造气藏、岩性气藏和地层圈闭气藏等则属于常规天然气藏^[27]，其成藏过程大多都是受水的浮力作用，低密度盆地流体间可自由置换至构造高部位区，有明显的油、气、水界面。通常常规气藏分布于油气系统的非常规天然气上部，是天然气满足非常规储层中低丰度的聚集后在高物性区的集中聚集^[28]。

同一含油气系统中的页岩气、致密气和常规天然气是地质条件下生成的天然气于不同阶段在不同储层中的聚集，美国的福特沃斯盆地、圣胡安盆地和阿巴拉契亚盆等，中国的鄂尔多斯盆地、四川盆地和吐哈盆地等勘探开发实践都证明了在同一含油所系统中页岩气、致密砂岩气具有很强的共生性和序列性特征。从成藏时间上来看，页岩气早于致密气，而致密气又早于常规气；从空间分布看，页岩气位于含油气系统底部，致密砂岩气紧临其上，常规天然气在这两种非常规类型之上；从含气特点来看，常规天然气含气丰度要大于页岩气和致密气，但非常规天然气稳产时间更长；从开发技术来看，页岩气的有效开发方式为水平井压裂技术，致密气的开发通常也需要储层改造，非常规天然气的开发对技术要求更高；从产量和储量特征来看，页岩气和致密砂岩气具有广泛含气、稳产时间长和地质储量大等的特点，而常规天然气通常储量分布极为不均，而且稳产时间不长；从勘探开发阶段来看，常规天然气由于勘探开发难度较低通常为早期勘探目标，非常规天然气则晚之，但作为重要的后备资源，非常规天然气对油气田的资源潜力开发和长期稳产具有重要的作用。

3 结论

(1) 吐哈盆地台北凹陷侏罗系含油气系统中自下而上分别发育丰富的页岩气、致密砂岩气和常规天然气。它们在勘探历程、空间展布和储层特征方面都有着明显的序列性特征。

(2) 在同一个含油气系统的前提下，页岩气、致密砂岩气和常规天然气是天然气先后经历的源岩内滞留、初次运移、二次运移和成藏聚集等过程后，分别在泥页岩、致密砂岩和常规储层中形成的不同天然气聚集类型。它们在运移阶段、成藏过程和资源潜力等方面序列性特征明显。

(3) 同一含油气系统中只要具备合适的地质条件，页岩气、致密砂岩气和常规天然气具有很强共生性特征。在一种类型的天然气发现后，“顺藤摸瓜”式地对其他类型的天然气进行勘探评价往往会有新的发现。