0 引言
1972年Dow等在AAPG年会上首次提出含油气系统概念[1]，1994年Magoon和Dow又进一步丰富完善[2]，将浮力成藏机制、圈闭控藏特征、有机生烃模式和源控油气藏分布理论等结合起来，较为完整地阐述了油气生成后从源岩到圈闭的成藏过程、动力机制和分布规律，奠定了现代油气地质理论的基础，为高效快速地发现常规油气资源提供了理论指导。随着2000年以后越来越多的非常规油气资源勘探获得突破，连续型油气聚集模式[3]、非常规油气地质理论[4]、常规-非常规油气有序聚集[5]等理论认识孕育而生，油气勘探不断走进烃源岩层系，发现了准噶尔盆地吉木萨尔页岩油[6]、鄂尔多斯盆地庆城地区超10×108 t页岩油大油田[7]、松辽盆地古龙凹陷页岩油[8]等多个大型非常规油气区。
2017年贾承造院士在第七届中国石油地质年会首次提出，未来石油天然气地质学发展方向要从“全油气系统、资源有序聚集”新视角，构建新的全油气系统理论模型[9]。支东明、唐勇等在系统梳理准噶尔盆地玛湖凹陷勘探历程后提出了玛湖凹陷二叠系风城组全油气系统概念，认为自凹陷周缘斜坡区到凹陷区，呈现成熟常规油、中高成熟致密油、中高成熟页岩油的有序共生特征[10-11]。支东明等提出吉木萨尔凹陷二叠系具有平面、纵向全油气系统成藏的特点，在这个思路指导下，在芦草沟组页岩油高部位发现了常规砂砾岩油藏，在芦草沟组之上梧桐沟组发现了常规油藏，在下伏井井子沟组发现了规模致密油聚集区[12-13]。从近几年准噶尔盆地二叠系、鄂尔多斯盆地三叠系延长组、松辽盆地白垩系等全油气系统勘探实践认识到，全油气系统是指含油气盆地中相互关联的烃源岩层形成的全部油气、油气藏、油气资源及其形成演化过程和分布特征在内的自然系统[14⇓-16]，其研究的单元是富烃凹陷，核心是油气的生、排、运、聚的全过程。按照全油气系统理念重新看待富烃凹陷，能发现过去未曾认识到的油气资源类型。
吐哈盆地是一个以中生界煤系烃源岩为主的含油气盆地，油气勘探始于1950年代，主体以侏罗系含油气系统进行探索，大体可分为3个阶段。第1阶段为远源常规油气藏勘探阶段，针对台北凹陷侏罗系煤系烃源岩，通过定凹陷带，在凹陷周缘发现了5大富油气构造带，以中侏罗统三间房组及以浅地层构造油气藏勘探为主。第2阶段为近源岩性油气藏勘探阶段，围绕已发现的油田上下探索新层系，发现了温米西山窑组低饱和油藏和胜北三间房组低饱和气藏。第3阶段是源内非常规油气勘探阶段，2021年以来，通过转变勘探思路，“下洼、进源”走向洼陷区，聚焦台北凹陷中下侏罗统，针对洼陷区的岩性油气藏在3个生烃洼陷部署多口井，在丘东洼陷钻探的吉7H井于下侏罗统三工河组获高产油气流，在胜北洼陷钻探的沁探1井、葡探1井在三工河组解释出致密气层[17]，为吐哈盆地油气勘探带来了新的类型和区带。
对于吐哈盆地这类经历多期构造改造的含煤建造的叠合盆地，除了环洼正向构造带的构造、构造岩性油气藏外，洼陷区能否形成大面积的岩性油气藏，源内是否滞留规模煤岩气和页岩油，这些问题都关乎吐哈盆地未来油气勘探方向。本文借鉴全油气系统的思路重新审视吐哈盆地，重新认识台北凹陷侏罗系烃源岩、储层、源储关系等聚集成藏要素，建立油气有序聚集成藏模式，将对台北凹陷未来油气勘探带来新的思路和方向。
1 区域地质概况
1.1 地层发育情况
吐鲁番—哈密盆地（简称吐哈盆地）位于中国新疆维吾尔自治区东部，为一个近东西向展布的狭长型山间盆地。盆地西北缘为喀拉乌成山，北以博格达山为界，东北以哈尔里克山为界，南缘为觉罗塔格山，东西长660 km，南北宽60~130 km，面积5.35×104 km2，是一个富含煤的含油气盆地。了墩隆起纵贯盆地中部，将其分为吐鲁番、哈密两大坳陷，其中吐鲁番坳陷面积1.71×104 km2，主体沉降区位于北部的台北凹陷，沉积岩厚度最大超过9 000 m，地层发育最为齐全，是吐哈盆地油气勘探主战场。台北凹陷是侏罗系最大的沉积沉降区，凹陷面积1.09×104 km2，近东西走向，发育胜北、丘东、小草湖3个洼陷，环绕3个洼陷发育葡北—雁木西、胜北—红连、丘陵—温吉桑、红台—疙瘩台等富油气构造带（见图1 ）。
台北凹陷纵向上发育石炭系、二叠系—三叠系、侏罗系—新近系3套构造层，其中侏罗系以湖沼-河沼相煤系建造和河流-湖泊相碎屑岩沉积为特征，是吐哈盆地主力烃源岩层系和重要勘探目的层。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，形成多套生储盖组合。八道湾组与下伏郝家沟组不整合接触，岩性主要为浅灰色砂岩、砾状砂岩及灰黑色泥岩夹煤层，底部多为砾岩，整体呈现下粗上细的正旋回特征，厚度中心在托克逊凹陷和台北凹陷，最大厚度约为700 m，其中暗色泥岩累计厚度在200 m以上，累计煤层厚度超过100 m[18]。三工河组主要发育两套正旋回，旋回下部粒度较粗，以浅灰色砂岩、砾岩、含砾砂岩为主，局部发育煤线；旋回上部粒度较细，主要发育灰绿色泥岩、粉砂质泥岩及深灰色炭质泥岩；三工河组在台北凹陷北部山前带厚度较大，可达200 m，其中顶部泥岩厚度稳定，平均40 m左右。西山窑组与三工河组呈整合接触，分布范围最广，厚度也最大，台北凹陷主体部位可达1 000~1 400 m，其中暗色泥岩累计厚度最大600 m，煤层累计厚度可达140 m。自下而上岩性分为4段，西一段以灰色砂岩为主，顶部发育炭质泥岩、泥岩；西二段主要为浅灰色砂岩、灰黑色泥岩，并发育多套煤层和炭质泥岩；西三段以厚层块状砂岩夹薄层泥岩为主；西四段为灰色砂岩和泥岩薄互层为主，顶部夹紫红色泥岩（见图2 ）。
1.2 构造发育特征及演化
吐哈盆地在准噶尔—吐哈微板块基础上形成和发展演化，经历了海西—印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动[19-20]；其晚古生代—中新生代受控于西伯利亚板块、塔里木板块挤压以及博格达陆间裂谷系形成及回返作用，晚二叠世末期—三叠纪，晚海西期运动—印支运动促使塔里木板块向北推挤，觉罗塔格山逐渐仰冲在吐哈板块之上；东北缘受西部利亚板块俯冲消减，形成前陆盆地，形成北东—南西向构造应力场。侏罗系—白垩系，受鄂霍次克海—蒙古大洋的封闭与陆-陆碰撞活动等影响，博格达山持续强烈隆升回返，并开始向南北仰冲，同时伴随觉罗塔格山继续向北挤压，使吐哈盆地形成近南北向挤压应力作用，导致南西西向断裂反转再活动。新生代以来，受印度板块和欧亚板块碰撞远程效应的影响，博格达山发生强烈隆升，应力场转变为南北向。
台北凹陷侏罗系发育的主要断裂带有火焰山断裂带、胜北断裂带、恰勒坎断裂带、鄯勒断裂带、红旗坎断裂带、马红断裂带、七克台断裂带、红连断裂带、小草湖断裂带和红台大步断裂带等（见图3 ），这些断裂带经历了多期构造变形和改造，主要形成于中燕山期，发展定型于喜马拉雅期，多具有长期活动特点。台北凹陷南北两侧断裂以逆冲断裂为主，洼陷区发育走滑断裂（见图4 ），七克台组以上断裂最发育，构造变形上强下弱，逆冲断裂以北东东向、近东西、北西向为主，走滑断裂主要发育3组，以北东、北西、近南北向为主。此外，台北凹陷东部红台地区和小草湖洼陷还发育一系列延伸较短的小型正断裂，走向以近南北向和北东向为主。
2 侏罗系煤系全油气系统形成条件
2.1 3套2类烃源岩长时间生烃
过去认为台北凹陷侏罗系主要发育西山窑组（J2x）、八道湾组（J1b）煤系烃源岩，2021年以来在洼陷区实施的沁探1、吉7H等井在三工河组（J1s）顶部均钻遇50 m左右的暗色湖相泥岩，烃源岩评价认为是中等—好的烃源岩[17]，进一步提升了台北凹陷侏罗系勘探潜力。
台北凹陷中下侏罗统发育3套两类烃源岩，包括西山窑组、八道湾组煤系烃源岩和三工河组湖相泥岩，纵向多层烃源岩叠置发育，其中暗色泥岩最大累计厚度750 m，煤层最大累计厚度160 m。自西向东分布于胜北、丘东和小草湖3个洼陷，泥岩、暗色泥岩厚度中心主要位于北部山前带，煤岩的厚度中心位于洼陷区[21]。烃源岩沉积环境整体处于微咸—半咸水、弱氧化—弱还原环境，藻类发育；其中，八道湾组、三工河组沉积时期水体为微咸—半咸水环境，西山窑组沉积期水体变淡（见图5 ）。西山窑组、八道湾组烃源岩发育煤岩、炭质泥岩、泥岩，有机碳含量变化大，干酪根类型为富壳质组的Ⅱ2—Ⅲ型。西山窑组洼陷区烃源岩热演化Ro值为0.84%~1.05%，平均值为0.94%，处于成熟演化阶段；八道湾组烃源岩热演化程度相对较高，Ro值一般大于0.90%，推测洼陷区Ro值最高可以达到1.3%。三工河组主力烃源岩层为三工河组二段（J1s2）湖相泥岩段，厚度为40~50 m，纵向集中性好，横向分布较稳定，TOC值为2.55%~4.38%，平均值为3.47%；（S1+S2）值为5.90~11.77 mg/g，平均值为8.85 mg/g；HI值为160~194 mg/g，平均值为177 mg/g，干酪根类型为富腐泥组的Ⅱ2型；厚度中心位于胜北—恰勒坎、鄯勒—红旗坎、小草湖—红台，洼陷区Ro值为1.00%~1.29%，处于成熟演化阶段（见表1 ）。
表1 台北凹陷侏罗系水西沟群烃源岩综合评价表 |
| 层位 | 岩性 | 样品数 | TOC/% | （S1+S2）/（mg·g-1） | 丰度 | HI/（mg·g-1） | 类型 | Tmax/℃ | Ro/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| J2x | 泥岩 | 40 | 0.59~4.45 （1.77） | 0.07~14.53 （4.11） | 较好 | 23~278 （149） | Ⅱ2—Ⅲ型 | 442~468 （451） | 0.84~1.05 |
| 炭质泥岩 | 4 | 7.07~9.42 （8.18） | 11.95~32.72 （20.70） | 125~300 （219） | Ⅱ2—Ⅲ型 | 442~468 （451） | |||
| 煤 | 3 | 47.90~51.30 （49.50） | 159.00~191.00 （172.87） | 287~364 （327） | Ⅲ | 437~444 （441） | |||
| J1s | 泥岩 | 7 | 2.55~4.38 （3.47） | 5.90~11.77 （8.85） | 较好 | 160~194 （177） | Ⅱ2型为主 | 431~447 （436） | 1.00~1.29 |
| 炭质泥岩 | 1 | 11.76 | 30.73 | 243 | 460 | ||||
| J1b | 泥岩 | 10 | 0.56~5.99 （1.44） | 0.18~12.70 （2.22） | 较好 | 19~197 （76） | Ⅲ | 440~446 （443） | >0.90 |
| 炭质泥岩 | 1 | 18.60 | 51.91 | 254 | Ⅱ2 | 440 | |||
| 煤 | 6 | 48.90~61.60 （55.22） | 89.00~110.00 （98.00） | 151~168 （163） | Ⅲ | 449~453 （451） |
注：TOC—总有机碳含量；S1—游离烃含量；S2—热解烃含量；HI—氢指数；Tmax—最大热解峰温；Ro—成熟度；括号内为平均值 |
分别采集台北凹陷胜北、丘东、小草湖3个洼陷的西山窑组煤岩、炭质泥岩、泥岩，以及三工河组炭质泥岩、泥岩共7块低成熟度（Ro值为0.50%~0.70%）样品，送至中国石油大学（华东）采用气相色谱仪（连接CDS-5150热解探针的Thermo Scientific Trace GC Ultra气相色谱）进行开放体系热解分析。首先将石英管的一端填充上石英棉，然后从开口端装入约2 mg的粉末样品，再用石英棉将另一端封住，目的是为了将样品固定在石英管中间；将装有样品的石英管装进探针后，嵌套在热解探针上的铂丝钢圈在氦气中被加热到100 ℃，恒温1 min，用以干燥样品；热解过程中，探针以5 000 ℃/s的速率升至650 ℃，恒温20 s。气相色谱仪中使用的DB-1石英毛细管柱长30 m，直径为0.25 mm，涂层厚0.25 µm；升温程序为初始温度为40 ℃，保留2 min，再以4 ℃/min的速率升至305 ℃，恒温20 min；以氮气为载气，流速为1.5 mL/min。同时，7块样品同步送往中国科学院广州地球化学研究所实验平台的黄金管-高压釜装置进行干酪根和煤样的生烃动力学实验。热解实验采用2 ℃/h和20 ℃/h两个升温速率加热；先将加热炉从室温经10 h升至250 ℃，之后再以2 ℃/h和20 ℃/h两个升温速率升至600 ℃；取出第1个釜，之后每隔12 ℃或24 ℃取出一个高压釜；取出的黄金管用甲醇和二氯甲烷洗净并干燥，待进行气态烃和液态烃分析。
模拟结果表明，在产烃率方面，侏罗系的泥岩和煤岩具有较高的产气率，生成的烃类气多油少；而炭质泥岩产油率和产气率相当，可形成凝析油含量高的天然气藏。在生烃模式上，3种岩性烃源岩均表现为生气窗宽，生油窗窄，存在多个生烃高峰的特点。泥岩和炭质泥岩总的生烃能力优于煤岩，生油高峰早于煤岩；炭质泥岩生油气能力和主生油期介于煤和泥岩之间，油气窗集中；煤岩生油气能力强，生油窗宽，在高成熟演化阶段可生成较多原油。泥岩在生油阶段就表现出较强的生气能力，炭质泥岩生油窗最窄，而且比生气窗略有滞后（见图6a —图6c ）。侏罗系3种岩性烃源岩活化能较为接近，表明进入生烃门限的时间大体相近。综合3种岩性烃源岩的生烃模型，侏罗系烃源岩整体表现为长时间生烃、发育多个生烃高峰的特点，存在两个生烃高峰（见图6d ），前者以泥岩和炭质泥岩贡献为主，后者由煤岩贡献，高过成熟阶段产湿气-干气。
基于中下侏罗统3套烃源岩的评价和生烃模拟，分别刻画生油、生气强度平面分布（见图3 ）。西山窑组煤系源岩生烃能力最强，生气强度大于20×108 m3/km2、生油强度大于50×104 t/km2的面积从胜北洼陷到小草湖洼陷均有分布；八道湾组煤系烃源岩生气强度大于10×108 m3/km2、生油强度大于50×104 t/km2的范围主要分布在胜北、丘东洼陷；而三工河组湖相泥岩以生油为主，生气能力较弱，生气强度大于10×108 m3/km2的范围在胜北洼陷非常局限，生油强度大于50×104 t/km2的范围在胜北、小草湖洼陷大面积分布。
2.2 多期浅水辫状河三角洲—浅湖相沉积
台北凹陷水西沟群发育西部、北部、南部等多个沉积物源体系，随着湖盆频繁水进水退，形成大面积展布的浅水辫状河三角洲沉积。水西沟群沉积时吐哈盆地为山间坳陷盆地，整体为季节性明显的温暖潮湿的温带亚热带气候[22]。八道湾组沉积时期继承了晚三叠世末期相对浅水环境，古地貌为较大的斜坡背景，在台北凹陷形成低位域辫状河三角洲，发育厚层砂砾岩，八道湾组沉积期主体为准平原沉积，展现出“大平原、小前缘”（见图7a ），斜坡区煤岩发育，洼陷低部位发育前缘砂体。三工河组沉积时期水体逐渐加深、湖盆扩张，前缘相范围不断扩大，此时以浅水辫状河三角洲前缘相沉积为主（见图7b ），洼陷区砂体受坡折控制，表现为满洼富砂的特点，三工河组沉积末期湖平面进一步升高，在三工河组顶部沉积了稳定的区域性湖泛泥岩。西山窑组沉积初期湖平面短暂下降，西山窑组一段底砂岩在洼陷区大面积分布，填平补齐后广泛发育三角洲平原相，在砂岩顶部形成较厚的煤岩；西山窑组二段湖平面仍然较低，斜坡区、洼陷区煤沼环境普遍分布（见图7c ）；西山窑组三段沉积期湖平面再次上升，前缘砂体大规模发育；西山窑组四段沉积期湖盆萎缩、气候转温热，洼陷区砂体相对不发育。
台北凹陷从洼陷边缘到洼陷区展现出辫状河三角洲平原砂岩、煤岩和前缘砂岩、前三角洲泥岩有序分布，纵向上表现为砂岩、煤岩、泥岩频繁互层的特点。
2.3 砂岩、煤岩、泥页岩等多类型储层
2.3.1 常规砂岩储层
台北凹陷常规储层为陆相砂岩，主要分布在中浅层及洼陷周缘构造高部位。以温米油田、鄯善油田等的主力储集层三间房组为例，三间房组沉积期，北部博格达山持续隆升，凹陷北部发育七泉湖、鄯勒等小型扇三角洲沉积体；凹陷西、南部以继承性辫状河三角洲沉积为主，自西向东包括葡北、红连、温吉桑、红台等规模性辫状河三角洲沉积体，平面上覆盖了凹陷西、南部及大部分凹陷区，由于沉积物搬运距离相对较远，淘洗充分，埋深适中，砂体物性较好，砂层累计厚度为40~100 m，孔隙度为12.0%~18.0%，平均为16.0%，渗透率为（1.0~30.0）×10-3 μm2，平均为14.5×10-3 μm2，为中孔中低渗储集层。储集空间主要为粒间孔、溶蚀孔，偶见裂缝。
2.3.2 致密砂岩储层
台北凹陷水西沟群储层成分成熟度总体偏低，火山岩屑、浅变质岩屑含量高，储层在埋深压实等成岩作用下，形成多套致密砂岩储层。
三工河组整体为正旋回，可分为两套砂组，单砂体厚度20~40 m，最厚可达70 m，是近几年下洼勘探的重点层系。储层孔隙度为3%~8%，渗透率为（0.006~8.920）×10-3 μm2，为特低孔低渗—特低孔特低渗储层。三工河组一段、二段储层构造缝、贴粒缝等微裂缝较发育（见图8a —图8b ），溶蚀作用相对较弱，以基质微孔和纳米孔为主。平面上，胜北洼陷西部、南部斜坡区储集性稍好；台北凹陷西部物源体系储层物性明显好于其他地区同深度储层；洼陷区与山前带和台北凹陷中东部储层物性相对较差，孔隙度一般小于5.0%，渗透率一般小于0.5×10-3 μm2。
西山窑组一段底部发育一套稳定砂体，其砂体厚度略小于三工河组二段，平面呈北厚南薄，南部斜坡部分区域不发育。西山窑组二段为湖泊和沼泽交替为主的沉积，砂体厚度2~15 m。西山窑组三、四段南部缓坡形成了大面积分布的浅水辫状河三角洲沉积，单砂体厚度3~28 m。西山窑组储集空间类型包括原生孔、次生溶孔及微裂缝，储层孔隙度普遍小于8%，渗透率小于0.5×10-3 μm2。平面上，胜北洼陷西部和南部斜坡带储层物性相对最好，其次是丘东洼陷南部斜坡带，红台—疙瘩台和鄯勒—柯柯亚—照壁山储集物性相对较差，洼陷区的物性最差，孔隙度一般小于5.0%，渗透率一般小于0.1×10-3 μm2。纵向上，西山窑组三段、四段储层由于埋深相对较浅，保存有部分原生孔，西山窑组一段、二段储层溶蚀作用较强，主要发育粒间溶孔及长石、岩屑粒内溶孔（见图8c ）。
从有利储层的形成条件分析，一般辫状河三角洲前缘砂体储层物性好。煤系Ro值为0.8%~1.4%，温度为80~140 ℃，会产生有机酸和碳酸，溶蚀砂岩中的长石等矿物，对深部储层物性也有一定改善作用，而且煤岩越厚，紧临煤岩的砂岩储层物性越好。
2.3.3 煤岩储层
煤岩是台北凹陷另一类重要的非常规储层类型。煤岩储层主要发育在八道湾组和西山窑组，埋深一般超过2 000 m，其中西山窑组煤层分布更为广泛，连续性好。西山窑组含煤段纵向跨度180~760 m，西山窑组二段底部煤层整体厚度最大，连续性最好，一般10~40 m，最大超过60 m，单煤层厚度可达41.5 m，为西山窑组主煤层，平面上分布有柯柯亚—鄯勒、温吉桑和红台等3个聚煤中心，近几年随着下洼勘探步伐的加快，发现该套煤层在凹陷区也分布稳定，丘东洼陷区吉7H井西山窑组二段底部单煤层厚度达28 m，埋深5 180 m。西山窑组煤岩类型多为半亮煤，实测Ro值为0.62%~1.03%，由浅至深分别发育低阶煤、中阶煤。西山窑组煤岩实测孔隙度为3.95%~11.18%，平均为7.91%；渗透率为（0.01~5.22）×10-3 μm2，平均为0.86×10-3 μm2，属于低孔低渗储层，而煤岩割理较发育，面割理（4~5）条/5 cm，端割理（3~7）条/5 cm，随埋深增加，割理发育程度增加，而割理的发育能够较好改善煤岩储集能力，同时较低的煤岩抽提物产率（平均为3.56%），也对渗流通道的堵塞作用较弱，因此吐哈盆地侏罗系煤岩具备较好的储集能力。煤岩具有基质孔与裂隙双孔隙介质。扫描电镜下可以观察到，西山窑组煤岩中存在较多的微米级孔和较多微裂缝，孔隙主要包括丝质体胞腔孔、气孔、屑间孔、碎粒孔、角砾孔、组织孔、摩擦孔等；微裂缝主要包括失水裂隙等内生裂隙，以及受应力作用产生的剪性裂隙、压性裂隙等外生裂隙（见图8d —图8f ）。
对比煤岩和致密砂岩孔隙的差异性，水西沟群煤岩的纳米孔隙形态与致密砂岩相似，微观孔隙形态有差异。低温氮气吸附实验表明，依据国际纯粹与应用化学联合会（IUPAC）在De Boer迟滞回线的分类标准[25]，台北凹陷西山窑组煤储层的迟滞回线形态主要为H3型，对应的微观孔隙形态为平行板结构的狭缝孔（见图9 ）；煤岩三维CT扫描表明，裂缝及周边孔隙发育， 连通性好，原生结构煤孔隙连通性相对差，因此需要人工缝网改善煤岩储层渗流能力。煤岩纳米孔隙的平均孔直径与比表面积及总孔体积呈负相关关系，总孔体积与比表面积之间呈正相关关系，该规律与致密砂岩储层一致。相较于致密砂岩储层，煤岩储层的孔隙有更大的平均孔直径，更小的比表面积与总孔体积。煤岩本身属于化石沉积，比较致密，而砂岩属于碎屑颗粒沉积，碎屑颗粒之间的孔隙相对较大，因此在孔径大于200 nm时，砂岩的物性优于煤岩；相反，在孔径小于200 nm时，煤岩的孔隙较大，孔的数量相对较少，但整体物性要好于致密砂岩。
2.3.4 泥页岩储层
台北凹陷侏罗系泥岩能否作为储层的相关研究极少，然而按照全油气系统的理念，有必要探讨台北凹陷泥岩成储的可能性。
台北凹陷中下侏罗统区域性泥岩主要集中在三工河组顶部。从仅有的少量样品分析来看，泥岩表现为块状结构，没有发现具有页理结构的样品；吉10H井泥岩微观结构分析表明岩石全貌结构较致密，可见微裂缝，具有纹层，由富微晶菱铁矿与富黏土泥质构成，显毡毯状结构。吉701H泥岩的黏土含量、石英含量分别占总矿物含量的40%和30%。丘东洼陷区三工河组泥岩核磁有效孔隙度为1.4%~6.2%，平均为2.6%，中值为3.3%。此外，台北凹陷经过多期挤压，洼陷区微裂缝发育，能够改善储层物性。因此，在深洼区有可能发现页理发育的泥页岩储层。
3 煤系全油气系统成藏聚集模式
台北凹陷水西沟群主要经历了3期成藏，具有“早生油气环洼聚，晚期生气原地留”的特点。第1期成藏发生在晚侏罗世，此时储层中原生孔隙依然保留，物性较好，侏罗系烃源岩生成的低熟油气在浮力驱动下，通过断裂-连通砂体向洼陷周缘正向构造运聚，洼陷内的局部构造也是油气聚集的主要区域，该阶段在洼陷周缘正向构造带形成构造型、构造-岩性型等常规砂岩油气藏和煤岩油气聚集。第2期成藏发生在中—晚白垩世，由于此时期砂岩储层开始致密化（见图10 ），非均质性增强，导致大量油气在层间横向运移受影响，油水置换不彻底，主要在近源斜坡区形成低渗透岩性油气聚集；同时，在通源断裂输导下，部分油气仍通过断裂向洼陷周缘正向构造带运聚，使得常规油气藏规模与丰度进一步提升。第3期成藏发生在新近纪，此时期储层已非常致密，油气横向运移受限，油气大量原地滞留，高熟油气在源储压差作用下就近聚集于紧邻烃源岩的致密储层和煤岩储层之中，在洼陷构造稳定区形成大面积原生致密油气和煤岩油气聚集，三工河组泥质烃源岩未排出的油气滞留于泥岩甜点区形成页岩油；而在部分断裂发育区，油气也可通过断裂向浅层物性好的储层中持续充注（见图11 ）。整体而言，3期成藏使得各类油气藏空间序列成藏，常规-非常规有序分布，即从环洼构造到洼陷中心，分别发育常规油气藏、低渗透岩性油气藏、致密油气、页岩油及煤岩气，构成了煤系全油气系统控制多类型油气有序分布模式。
4 煤系全油气系统油气分布特征
4.1 洼陷区周缘常规油气藏分布特征
台北凹陷侏罗系常规油气藏主要分布在环凹正向构造带，油藏类型包括构造型、构造-岩性型等，储层以物性较好的砂岩为主，油气在浮力的作用下以达西流的方式运移，通过通源断裂纵向沟通与断砂耦合侧向输导，在源边正向构造带形成构造、岩性及复合型常规油气藏[26]，同一构造背景下基本具有统一油水界面，为优质、效益储量类型，是当前吐哈盆地滚动勘探的主要领域。以温米油田为例，中侏罗统七克台组—三间房组与西山窑组是温米油田的主要含油气层位，平面上位于丘东洼陷烃源岩中心南部，受逆冲断裂控边与供源影响，自南向北发育温西3—温5、温西1—温8、米登—丘东3排含油气构造，其中温西3—温5、温西1—温8构造七克台组—三间房组为带气顶的岩性-构造油藏，同一局部构造上具有统一的油气界面与油水界面，如温西1—温8构造油气界面为-1 910 m，油水界面为-1 970 m，米登—丘东构造为晚期抬升，接受晚期天然气充注，在七克台组—三间房组形成具有统一气水界面的构造-岩性气藏。西山窑组在3排构造整体为构造型气藏，在同一构造背景下具有统一气水界面，如温西3—温5构造气水界面统一为-2 297 m。整体上，温米油田中侏罗统油气藏地层能量足，自然求产即可获得高产。
4.2 洼陷周缘斜坡区低渗透岩性油气藏分布特征
斜坡区低饱和油气藏的储层岩性主要为低孔渗砂岩，纵向上位于常规油气层与烃源岩层之间，或凹陷中心烃源岩之上，成藏背景有利，可以接受油气持续充注。虽然储层物性差，但在浮力和生烃压力双重作用下，油气以达西流及非达西流相结合的方式运移，在低孔渗储层中聚集成藏。由于储层物性差、非均质性强，导致油水置换不彻底，形成低饱和油气藏，产层普遍含水，长期油水同出，此类油气藏主要分布于正向构造深层及斜坡—凹陷区中侏罗统（见图11 ），是当前吐哈盆地滚动勘探的主要领域。胜北构造带七克台组—三间房组是典型低饱和度气藏，胜北构造带呈近东西向展布于胜北洼陷中央区，由晚期隆升形成的系列正向构造组成，正向构造间多被南北向断裂分割，该断裂也成为胜北构造带成藏的良好油气运移通道，加之胜北构造带处于胜北洼陷烃源岩中心区上方，因此该区在中侏罗统七克台组—三间房组发现丰富油气，但其埋深普遍大于4 000 m，储层特低孔渗。储层早期深埋压实，后期酸性溶蚀增孔，白垩纪末期储层进一步致密，早于喜马拉雅期天然气充注时期，先致密后成藏（见图10 ），整体天然气充满度不高，含气饱和度平均为46%，局部构造及构造间均无统一气水界面，仅发现构造高部位含气饱和度稍高于构造翼部，但仍低于常规气藏含气饱和度，自然求产基本无产量，一般需要大型压裂改造才可获得商业油气流，可以长期保持油气水同产。
4.3 洼陷区致密油气分布特征
致密油气位于洼陷区源岩层系内，源储紧邻，浮力难以克服毛管阻力，油气主要以生烃压力为动力，多以一次或短距离二次运移方式在与生烃层紧邻的致密砂岩中聚集成藏，在构造稳定区大面积连续式分布，储量规模大，埋深大，水平井压裂可获得高产。近两年，在进源勘探思路指导下，以下侏罗统为勘探对象在丘东洼陷腹部钻探了吉7井，该井是盆地首口真正意义上的进源勘探井，钻探过程中5 000 m以浅钻揭少量砂体与零星油气显示，5 000 m以深水西沟群钻遇规模砂体，且见到丰富油气显示，后以下侏罗统三工河组顶部砂体为水平井实施对象，通过水平井大规模体积压裂方式获得高产，日产油40.7 m3，日产气5.3×104 m3，至此发现了吐哈盆地洼陷区源内致密砂岩气（见图12 ）。后期实钻表明，洼陷区源内致密砂岩气具有连续分布特征，无明显油气、油水界面，源储压差充注动力足，致密砂岩储层仍可有效成藏，储量规模超过千亿立方米，通过适应性人工改造手段可获得工业油气流。该类资源是目前吐哈盆地重要的勘探领域，丘东洼陷部署多口井，均获得良好的勘探效果[27]。
4.4 洼陷区煤岩气分布特征
煤岩气埋深一般大于2 000 m，与浅层的煤层气在煤岩储层、含气性、成藏模式等方面有显著的差异[28⇓-30]。过去吐哈盆地针对2 000 m以浅的煤层气进行了探索，但由于排采时间长，产气量不高，并未作为主要勘探对象。近几年针对2 000 m以深的煤岩气探索，发现3方面显著特征：①天然气组分齐全，与砂岩天然气同源。台北凹陷西山窑组煤层录井气测异常明显，全烃值为23.8%~86.6%，录井气测与天然气组分分析表明C1—C5组分齐全，甲烷相对含量为78%~93%；通过甲烷碳、氢同位素组成分析，台北凹陷煤岩气与临近砂岩同源，甲烷δ13C值大于-55‰，同属热成因气。②见气快。台北凹陷柯柯亚地区柯19井西山窑组3 340~3 360 m煤层射孔即见气，酸化后最高产气量1 944 m3/d，后稳定在500~700 m3/d；核5井西山窑组1 812~1 822 m煤层压裂后即见气，最高产气量1 050 m3/d，后采用“双控”排采制度，86 d后稳定在400 m3/d以上。③游离气与吸附气共存，柯柯亚地区柯新1H井西山窑组煤岩实测含气量为17.1~20.2 cm3/g，而甲烷等温吸附试验最大理论含气量为9.16~10.94 cm3/g，游离气与吸附气各占比50%。台北凹陷煤岩气成藏特点为源储一体成藏，煤岩及上、下的泥质烃源岩生气后部分原地滞留，以吸附态存在，由于基质孔隙与天然裂隙，源储压差扩散驱动下，在煤岩中运聚大量游离态天然气，并且随着煤阶升高，游离气含量呈增加趋势。台北凹陷洼陷区煤岩成熟度高，是煤岩气的有利聚集区。
4.5 洼陷区页岩油分布特征
在含油气区，烃源岩层系内的页岩油气具有普遍性，只是由于含油气程度、埋深等差异，决定了是否具有工业价值。根据国内外页岩油气的勘探实践，形成工业价值的页岩油气的基本地质条件包括高有机质丰度（TOC>2.0%）、高成熟度、高脆性、低黏土矿物含量、有效页岩厚度较大、保存条件好、存在超压等[31-32]。根据这些条件，台北凹陷水西沟群洼陷区具备形成页岩油的资源基础，其中三工河组顶部泥岩最具潜力。目前丘东洼陷区钻探的9口井均揭示三工河组顶部稳定泥岩段，厚度为43.2~49.5 m，分布面积大，成熟度较高，一般为1.00%~1.29%；气测录井表明三工河组顶部泥岩C1—C5组分齐全，甲烷相对含量为29%~56%；其中吉7H井全烃值为3.369 1%~28.110 2%，C1值为1.115 6%~11.891 7%，C2值为0.231 4%~1.143 4%，C3值为0.068 9%~0.332 2%，nC4值为0.015 7%~0.063 2%，nC5值为0.013 6%~0.040 1%，全烃含量高，轻质组分含量高。若能在洼陷区寻找到高脆性矿物和低黏度含量的三工河组泥页岩发育区，可能发现又一种勘探新类型。
5 结论
吐哈盆地煤系范围内发现多种类型油气资源，具有全序列成藏的特点。洼陷区边部或上部常规油气藏，具有统一油水界面，受构造控制，规模相对小，以含油饱和度高、自然产能高、储量丰度高为主要特点；洼陷边部斜坡区低渗透岩性油气藏，油水分异不彻底，无统一油水界面，以含油饱和度低、压裂可高产、长期油气水同出为主要特点；洼陷区致密砂岩气，油气多以一次运移或短距离二次运移方式就近富集于原地砂体，具有连片分布、储量规模大、水平井体积压裂可获得解放为主要特点；凹陷区深层煤岩气是一种全新的天然气类型，与常规煤层气相比，具有天然气组分齐全、测试见气快、游离气与吸附气共存等特点，是含煤盆地现实资源接替领域；页岩油在吐哈盆地尚未进行探索，从三工河组泥岩生烃潜力、成熟度、储集性能等因素看，也是一种值得重视的资源类型。
侏罗系煤系不同类型油气具有有序共生、相互关联的特点。从烃源岩与油气分布来看，已发现油气均围绕该套生烃洼陷；多套储盖组合与多成因储集空间类型为油气成藏提供了丰富的储集场所，砂岩与煤岩各类微孔、微缝均可作为有效储集空间；丰富的构造样式与断裂分布为形成多类别油气聚集提供了条件，正向构造、斜坡带与洼陷区分别发育不同类型油气，丰富的断裂系统在控凹、控带、控圈的同时，也控制了油气空间分布与高产富集。
构建吐哈盆地台北凹陷侏罗系煤系全油气系统成藏模式，即洼边远源、斜坡近源与洼陷源内多类别油气空间序列成藏，常规油气藏、低渗透岩性油气藏、致密砂岩油气、煤岩气及页岩油等常规-非常规资源类型有序分布的成藏模式。