吐哈盆地北部山前带下侏罗统天然气气源与成藏模式

柳波^{1, 2}，黄志龙²，罗权生³，陈旋³，马剑²，王玫玫³

(1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆，163318；

2. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

3. 中国石油 吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆 哈密，839009)

摘要：为了明确山前带柯柯亚下侏罗统气藏，对于这套位于中上侏罗统油气藏之下的天然气性质、来源及成藏模式，运用地球化学分析和天然气气藏解剖方法进行研究。研究结果表明：本区天然气甲烷碳同位素分布在-44.0‰~-38.7‰，乙烷碳同位分布在-29.0‰~-27.5‰，属于偏腐泥型的腐殖气，伴生原油的物理性质和生物标志物呈现出典型的成熟煤系油特征，并与中上侏罗统油气来源不同，即地质条件和地球化学数据都证明天然气母质处于成熟演化阶段，垂向运移距离短，来自八道湾组煤系泥岩；天然气大量充注前大面积致密储层的形成、下侏罗统异常超压的发育以及源储的紧密叠置，都是形成致密砂岩气藏的地质条件。

关键词：吐哈盆地；同位素；天然气来源；致密砂岩气；成藏模式

中图分类号：TE122.3           文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2012)01-0258-07

Accumulation mode and resource of lower Jurassic gas reservoir of Northern Foothill Belt, Turpan-Hami Basin

LIU Bo^{1, 2}, HUANG Zhi-long², LUO Quan-sheng³, CHEN Xuan³, MA Jian², WANG Mei-mei³

(1. College of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;

2. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;

3. PetroChina Turpan-Hami Oilfield Company, CNPC, Hami 839009, China)

Abstract: The Kekeya natural gas reservoir of lower Jurassic was discovered in northern piedmont zone in Turpan-Hami basin. In order to define the character, the origin and the accumulation mode of the gas during middle-upper Jurassic oil accumulation, geochemical and dissection of gas accumulation were studied. The results show that the gas is humic type deviated sapropel with the carbon isotope ratio of methane from -44.0‰ to -38.7‰ and carbon isotope ratio of ethane from -29.0‰ to -27.5‰. The physical property and biomarker feature of association oil present that this coal measure mature oil has different origins from middle-upper Jurassic hydrocarbon. So the geologic conditions and the data of geochemistry prove that the gas is in mature phase with short vertical migration distance and is from coal measure source rock of Badaowan Formation. The tight sand reservoir distributed widely has been formed before natural gas filled in, and lower Jurassic abnormal overpressure developed, and the resource and the reservoir superposed intensely. Because of these tight sand gas reservoir forming conditions, this independent gas system which is the new natural gas exploration in Tuha basin is formed.

Key words: Turpan-Hami Basin; isotope; origin of natural gas; tight sandstone gas; accumulation mode

吐哈盆地是中国西部1个中型的富煤陆相盆地，天然气勘探始于20世纪90年代初。目前，盆地已探明3个大型气田(储量大于3×10¹⁰ m³)，探明总资源量接近1×10¹¹ m³，主要的勘探层系为侏罗系和第三系，区带上分布在鄯善弧形带、西部古弧形带及北部山前带^[1]。天然气主要为湿气，徐永昌等^[2-4]认为天然气主体为煤型的低熟气(相应成熟度R_o=0.6%~0.8%)，源岩为侏罗系西山窑组煤系地层(R_o=0.4%~0.8%)。煤系地层主要以生成天然气为主，然而，吐哈盆地已探明的天然气储量远小于原油储量，虽然与西山窑组煤系烃源岩演化程度低、生气强度低^[5]有一定关系，但八道湾组煤系地层及二叠系湖相泥质烃源岩埋深较大，已处于成熟-过成熟演化阶段^[6]，这些烃源岩是否生成工业性气流，又在哪里聚集成藏，一直困扰着勘探家。近年来，北部山前带柯柯亚构造带中部的柯19井于2008年首次在下侏罗统试油获得商业油气流，日产油5.63 m³、日产气48 000 m³，在其后部署的柯20井、柯21井、柯22井中均取得了成功，鄯勒构造带东部的照4井也获得了低产气流，开拓了山前带天然气勘探的新层系。下侏罗统天然气与其上的中侏罗统西山窑组天然气有无差别，是否具有相同的气源及成藏条件，目前尚无相关研究，成为扩大北部山前带下侏罗统天然气勘探成果迫切需要解决的地质问题。本文作者运用地球化学方法明确下侏罗统天然气来源，分析该气藏的独特成藏条件，指明了新的勘探方向，对吐哈盆地深层天然气的研究和勘探具有重大的意义。

1  区域地质概况

吐哈盆地的气源岩自下而上主要发育二叠系湖相泥质烃源岩、侏罗系西山窑组至八道湾组煤系烃源岩和中侏罗统七克台组湖相泥质烃源岩^[7]。其中，侏罗系气源岩主要分布在台北凹陷。台北凹陷内的气源岩有机质丰度高、厚度大，八道湾组处于成熟演化阶段，西山窑组以上层系基本处于未熟—低熟阶段^[2]。柯柯亚构造带下侏罗统天然气气藏是最近两年在吐哈盆地北部山前带新发现的勘探层系，气藏为凝析气藏，第三系气藏为干气藏^[8]。

柯柯亚构造带位于台北凹陷北部山前带的东段(图1)，南邻台北凹陷生油中心，是博格达山体向南逆冲形成的北西向展布的长轴背斜构造，被断层切割成了多个块体，区带面积约为100 km²。钻井揭示中侏罗统七克台组地层厚度为200~300 m，埋深为800~   1 100 m；西山窑组下段厚度为650~750 m，埋深为3.0~3.2 km；暗色泥岩厚度为110~150 m，煤层厚度为40~70 m；下侏罗统八道湾组未钻穿，地层厚度大于300 m，埋深大于3.3 km；暗色泥岩厚度大于200 m，煤层厚度为50 m左右，烃源物质丰富。

图1  吐哈盆地北部山前带柯柯亚构造位置图

Fig.1  Structural location of Kekeya in north foothill belt, Tuha basin

表1  柯柯亚天然气组分含量表

Table 1  Component concentration of natural gas of Kekeya

2  天然气组分特征

北部山前带柯柯亚构造带的天然气组分以烃类气体为主，占97%左右(表1)。下侏罗统天然气为凝析气藏，甲烷含量(体积分数，下同)主要分布在80%~85%之间；C₂₊含量主要为13%~16%，干燥系数φ(C₁)/φ(C₁₊)为79.3%~87.8%，平均84.3%，为湿气。七克台组及其以上地层天然气甲烷含量占96.77%，干燥系数为99.5%，为干气。

组分色谱分析表明：下侏罗统天然气φ(iC₄)/φ(nC₄)分布在0.79~1.17，平均值为0.99，φ(iC₅)/φ(nC₅)分布在0.98~1.41，平均值为1.20，表明天然气未发生明显的垂向运移，为近源成藏。

天然气中非烃气体含量较低，主要是N₂和CO₂，其中，N₂的含量(体积分数)为0.23%~3.92%，平均为1.02%；CO₂的含量为0~4.26%，平均为1.46%。

3  天然气气源分析

3.1  天然气同位素组成特征

天然气烃类气体的碳同位素特征是判断天然气成熟度及成因类型的重要指标。图2所示为天然气系列碳同位素特征折线图。从图2可见：山前带天然气系列碳同位素分布特点为：① 大多数样品具有有机成因的正碳同位素变化系列，发生倒转的现象极少；② δ¹³C₁和δ¹³C₂间差较大，为10.8‰~15.8‰，δ¹³C₂，δ¹³C₃和δ¹³C₄间差较小；柯19井样品δ¹³C₁为-38.4‰，δ¹³C₂-δ¹³C₁为10.8‰，表现为陆相湿气^[9]；③ δ¹³C₁为-44.0‰~-38.4‰，若界定为油型气，与盆地地质背景不符，但又不是正常的煤型气^{[2, 10]}；④δ¹³C₂稍轻，为-29‰~-27.5‰，δ¹³C₃为-28‰~-25.5‰，表现为偏腐泥型的腐殖型天然气^[11-12]。

图2  天然气系列碳同位素特征折线图

Fig.2  Broken graph of gas carbon isotope

3.2  天然气伴生原油地球化学特征

天然气伴生的原油样品取自井点放喷出口，为淡黄色透明流体，均质、无沉淀和悬浮物，平均密度为0.76~0.82 g/cm³，平均为0.79 g/cm³；汽油量为55.3%，为典型的凝析油；含蜡量为1.50%~9.04%，平均5.32%，属于中蜡原油。原油族组成中饱和烃含量较高，为71.10%~82.70%，平均为75.39%；芳烃含量为6.24%~15.93%，平均为11.13%。

原油饱和烃气相色谱分析结果表明：主峰碳数的分布范围为C₁₅~C₁₉，绝大多数样品为C₁₇；正构烷烃奇偶优势消失，奇偶优势指数(OEP)为0.96~1.09，平均1.01，碳优势指数(CPI)为1.14~1.30，平均1.19；w(∑C₂₁^-)/w(∑C₂₂⁺)为1.1~4.5，平均2.50；w(Pr)/w(Ph)(姥植比，即代表Pr(姥鲛烷)与Ph(植烷)的含量比)为2.50~6.33，平均3.26；饱和烃稳定碳同位素-27.80‰~ -26.13‰，平均-26.61‰，呈现出典型的成熟煤系原油特征^[6]。

从天然气伴生原油的生物标志化合物参数可以看出(图3)，埋深大致在2.7 km以下，含油气层位主要集中在下侏罗统的原油样品与其上原油样品的孕甾烷、升孕甾烷、三环萜、五环三萜含量上有明显区别，不同于前人界定的来源于中侏罗统西山窑组的煤系烃类^[2-4]。本区天然气应为不同于中侏罗统的另外一套煤系地层所生。

3.3  天然气成熟度

天然气的成熟度是指天然气的母质成熟度。Stahl^[13]建立了甲烷碳同位素比值与天然气母质成熟度的关系：

δ¹³C₁=Alg R_o-B               (1)

式中：A和B为常数。

此后，许多学者在各自研究的基础上得到了不同的模型参数。吐哈盆地天然气普遍存在甲烷碳同位素异常低的现象^[10]，势必影响计算结果。按照戴金星  等^[14]提出的腐殖型天然气成熟度公式计算得到的R _o在0.1%~0.45%之间，表明烃源岩处于低成熟阶段，应以生成生物气为主，甲烷碳同位素不会高于-55‰，这与实际甲烷碳同位素数据偏差较大，算法不适用。徐永昌等^[2]在吐哈盆地研究中证实天然气的δ¹³C₁与源岩R_o具有非常好的对应关系，并且与Shen等^[15]提出的关系式吻合。由于天然气碳同位素特征表现为偏腐泥型的腐殖型天然气，据文献[15]中腐殖型天然气关系式计算出来的成熟度R_o为0.6%~0.75%，说明天然气主要是低熟-成熟阶段的产物；按腐泥型天然气计算，则天然气的成熟度R_o为0.93%~1.68%，主要在1.16%左右，说明偏腐泥的腐殖型天然气的源岩为成熟演化阶段(凝析气阶段)的产物。

3.4  天然气来源

偏腐泥腐殖型天然气总体反映乙烷和丙烷的碳同位素要低于一般腐殖型天然气，这可能是由于母质类型偏好造成的。八道湾组沉积时，台北凹陷主要处于滨浅湖的沉积环境，此时沉积的煤岩有机质含量较高，类型相对较好，通过鉴定，八道湾组煤系泥岩的有机质丰度要高于西山窑组，有机质类型多属于Ⅱ₂型。因此，八道湾组煤系泥岩生成的天然气碳同位素相对偏轻。

台北凹陷西山窑组R_o为0.48%~1.00%，平均为0.72%；八道湾组为0.84%~1.06%，平均为1.04%。目前的含气层位多位于西山窑组气源岩以下，若按照腐泥型天然气计算的天然气成熟度R_o一般为0.93%~1.68%，大于八道湾组泥岩的成熟度；按腐殖型天然气计算天然气的成熟度R_o为0.57%~0.78%。由于该类型的天然气为偏腐泥型的腐殖型气，因此，其成熟度应该处于两种算法之间，即R_o应分布在0.8%~ 1.0%，这与八道湾组(J₁b)泥岩的成熟度相近。

综上所述，根据本区下侏罗统天然气组分特征、同位素组成、天然气原油地球化学特征及天然气成熟度，结合区域地质背景判断山前带下侏罗统天然气来源于八道湾组煤系地层。

图3  柯柯亚构造带原油生物标志物地球化学特征

Fig.3  Geochemical behavior of oil biomarker in Kekeya

4  天然气成藏模式

4.1  “先成型”致密砂岩气

柯柯亚地区八道湾组砂岩储层孔隙度分布范围为6%~12%，渗透率有2个集中分布的区间，分别为(0~0.5)×10^-3 μm²和(1~10)×10^-3 μm²，属于特低孔到低孔、特低渗储集层。

根据烃源岩演化史、构造演化史和成藏期的分析(图4)，柯柯亚气田下侏罗统主要为两期成藏，天然气藏形成主要为晚期成藏。侏罗系八道湾组自接受沉积埋藏成岩以来，一直处于持续下沉阶段，其在190~  155 Ma期间处于快速沉降阶段。西山窑组处于次生孔隙发育带，储层物性较好；三工河和八道湾组处于储层致密带，物性较差。随后早白垩世沉降速度减慢，并且有晚白垩世的全区低幅沉降和隆升，已经沉积的下侏罗统各层段的埋深没有发生明显的改变，成岩变化不明显。这样，喜山晚期下侏罗统煤源岩生凝析气前，下侏罗统储层已经致密，为“先成型”致密砂    岩气。

4.2  天然气充注方式

柯柯亚构造带普遍发育的西山窑组下段的煤层以及三工河组上段的“毯子层”泥岩，有效地封隔了下侏罗统油气向上运移，形成了不同于以上地层的原油地球化学特征，并使得下侏罗统泥岩普遍存在高于正常趋势线的高声波时差值，具有超压异常。

下侏罗统气藏来源于八道湾组煤系地层，大范围的烃源岩分布以及源储紧密叠置，为致密砂岩气提供了有利的条件。下侏罗统储层整体物性差、毛细管力强，浮力在油气运移中基本不起作用或作用很小。烃源岩的压实与孔隙流体的排出达不到平衡而产生欠压实和异常孔隙流体压力。当源岩中的压力累积达到和超过某一强度时，就会使源岩产生裂隙，使流体释放，进入压力较低的砂岩储层。烃类流体在这种压力的驱动下，以体积流的形式进入储层，由于储层致密，烃类流体难以在浮力的作用下进行垂向分异，从而形成大范围的中低丰度致密砂岩气。此外，扩散充注是天然气聚集成藏的另外一种比较重要的排烃机理，由于孔隙内流体浓度不同形成浓度梯度，驱使天然气富集，从而形成了源储压差控制的体积流和浓度控制的扩散流两种天然气充注方式。

4.3  致密砂岩气成藏模式

吐哈盆地柯柯亚地区下侏罗统天然气藏为“先成型”致密砂岩气成藏模式(图5)，受沉积及成岩作用控制，大面积低孔低渗储层的广泛分布，局部发育渗透性较好的甜点。相邻的源岩生成的天然气以体积流和扩散流方式进入储层，形成低孔渗砂岩普遍含气，甜点富气的大面积气藏；在构造高陡部位可形成气水界面；含气砂岩具有潜在经济价值，甜点可作为商业气藏。

图4  柯柯亚构造致密砂岩形成和成藏史配置关系

Fig.4  Allocate relationship between formation of tight sand and history of accumulation in Kekeya structural belt

图5  致密砂岩气成藏模式图

Fig.5  Accumulation model of tight sandstone gas

由于西山窑组与八道湾组均为煤系地层，为有效的气源岩，生成的天然气在地球化学特征上仅有微细的差别，容易与气源混为一谈。结合天然气伴生原油地球化学特征及致密砂岩气成藏条件，发现了柯柯亚构造带下侏罗统天然气为八道湾组所生，为独立的成藏体系。根据烃源岩生气范围、异常压力的分布、致密砂岩分布范围以及成岩演化特点，结合山前带其他地区下侏罗统活跃的油气显示，可以预测本区致密砂岩气藏的分布范围，是重要的天然气勘探开发新领域。

5  结论

(1) 柯柯亚地区天然气藏为凝析气藏，烃类中甲烷含量、重烃含量及干燥系数均表现为湿气，非烃气体主要为N₂和CO₂，含量较低。

(2) 天然气甲烷碳同位素偏低，类型为偏腐泥型的腐殖气，处于成熟演化阶段(对应R_o=0.8%~1.0%)，不同于之前发现的煤型低熟气，主要来自侏罗系八道湾组煤系地层，垂向运移不明显。天然气伴生原油为典型的成熟煤系原油，具有与中上侏罗统原油不同的物理性质和生物标志物特征。

(3) 柯柯亚构造带下侏罗统具备致密砂岩气的形成条件，为不同于已探明天然气的独立成藏系统，是吐哈盆地重要的天然气勘探新领域。

参考文献：

[1] 杨占龙. 吐哈盆地台北凹陷天然气成藏条件与勘探方向[J]. 天然气地球科学, 2006, 17(5): 688-692.
YANG Zhan-long. Accumulation condition and exploration domains of natural gas, Taibei Depression, Tuha Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2006, 17(5): 688-692.

[2] 徐永昌, 王志勇, 王晓峰, 等. 低熟气及我国典型低熟气田[J]. 中国科学: D辑, 2008, 38 (1): 87-93.
XU Yong-chang, WANG Zhi-yong, WANG Xiao-feng, et al. Low mature gas and typical low mature gas accumulation in our country[J]. Science in China: Series D, 2008, 38 (1): 87-93.

[3] 卢双舫, 黄振凯, 刘绍军, 等. 吐哈盆地生物气-低熟气评价的元素平衡法及其应用[J]. 沉积学报, 2008, 26(6): 1063-1080.
LU Shuang-fang, HUANG Zhen-kai, LIU Shao-jun, et al. Element balance method and application of appraising biogenic gas-low maturity gas in Tuha Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2008, 26(6): 1063-1080.

[4] 苏传国, 黄卫东, 白喜俊, 等. 吐哈盆地天然气成藏地质条件与富集因素分析[J]. 天然气地球科学, 2009, 20(1): 50-56.
SU Chuan-guo, HUANG Wei-dong, BAI Xi-jun, et al. Natural gas accumulation conditions and controlled factors in Turpan-Hami Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2009, 20(1): 50-56.

[5] 郭贵安, 陈义才, 张代生, 等. 吐哈盆地侏罗系热模拟生烃演化特征研究[J]. 西南石油学院学报, 2005, 27(4): 13-15.
GUO Gui-an, CHEN Yi-cai, ZHANG Dai-sheng, et al. Studying the characteristic of the hydro-carbon generation of dark mud and coals by thermosimulation in Jurassic of Turpan-Hami Basin[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2005, 27(4): 13-15.

[6] 陈建平, 黄第藩, 李晋超, 等. 吐哈盆地侏罗纪煤系油气主力源岩探讨[J]. 地质学报, 1999, 73(2): 140-152.
CHEN Jian-ping, HUANG Di-pan, LI Jin-chao, et al. Main source rocks of petroleum from Jurassic coal-bearing strata in the Turpan-Hami Basin, Northwest China[J]. Acta Geologica Sinica, 1999, 73(2): 140-152.

[7] 高岗, 黄志龙, 梁浩, 等. 吐哈盆地雁木西油田天然气的选择性生物降解作用[J]. 石油学报, 2008, 29(4): 494-498.
GAO Gang, HUANG Zhi-long, LIANG Hao, et al. Analysis on selectivity biodegradation of natural gas in Yanmuxi Oilfield of Tuha Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2008, 29(4): 494-498.

[8] 王劲松, 王华, 梁世君, 等. 吐哈盆地天然气勘探潜力分析[J]. 石油实验地质, 2009, 31(4): 333-337.
WANG Jin-song, WANG Hua, LIANG Shi-jun, et al. Analysis on exploration potential of natural gas in the Turpan-Hami Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2009, 31(4): 333-337.

[9] 赵孟军, 卢双舫, 李剑. 库车油气系统天然气地球化学特征及气源探讨[J]. 石油勘探与开发, 2002, 29(6): 4-7.
ZHAO Meng-jun, LU Shuang-fang, LI Jian. The geochemical features of natural gas in Kuqa depression and the discussion on the gas source[J]. Petroleum Exploration and Development, 2002, 29(6): 4-7.

[10] 王昌桂, 程克明, 徐永昌, 等. 吐哈盆地侏罗系煤成烃地球化学[M]. 北京: 科学出版社, 1998: 20-134.
WANG Chang-gui, CHENG Ke-ming, XU Yong-chang, et al. Jurassic coal derived hydrocarbon geochemistry in Tuha Basin[M]. Beijing: Science Press, 1998: 20-134.

[11] 戴金星. 各类烷烃气的鉴别[J]. 中国科学: B辑, 1992, 23(2): 187-193.
DAI Jin-xing. Identify of different kinds of parrffin hydrocarbons gas[J]. Science in China: Series B, 1992, 23(2): 187-193.

[12] 高岗, 黄志龙. 吐哈盆地雁木西油田天然气成因分析[J]. 天然气工业, 2007, 27(4): 21-24.
GAO Gang, HUANG Zhi-long. Genesis of natural gas in Yanmuxi oilfield, the Turpan-Hami Basin[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(4): 21-24.

[13] Stahl W J. Carbon and nitrogen isotopes in hydrocarbon research and exploration[J]. Chem Geol, 1977, 20(1): 121-149.

[14] 戴金星, 戚厚发. 我国煤成气的δ¹³C-R_o关系[J]. 科学通报, 1989, 34(9): 690-692.
DAI Jin-xing, QI Hou-fa. The relationship between δ¹³C and R_o of coal derived gas in our country[J]. Chinese Science Bulletin, 1989, 34(9): 690-692.

[15] SHEN Ping, XU Yong-chang. Isotopic compositional characteristics of terrigenous natural gases in China[J]. Chinese Journal of Geochemistry, 1993, 12(1): 14-24.

(编辑 杨幼平)

收稿日期：2011-01-23；修回日期：2011-03-08

基金项目：国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2007CB209503)

通信作者：柳波(1983-)，男，山西大同人，博士，讲师，从事油气藏形成机理与分布规律研究；电话：0459-6504955；E-mail: liubo6869@163.com