准噶尔盆地南缘下组合成藏条件与大油气田勘探前景

雷德文 张健 陈能贵 向宝力

1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院 2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院地球物理研究所3.中国石油杭州地质研究院

准噶尔盆地南缘下组合成藏条件与大油气田勘探前景

雷德文1张健2陈能贵3向宝力1

1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院 2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院地球物理研究所3.中国石油杭州地质研究院

准噶尔盆地是一个油气资源丰富的叠合含油气盆地，该盆地南缘下部成藏组合贴近准南主要烃源层——中下侏罗统煤系地层，宽缓大中型构造圈闭多，上侏罗统—下白垩统深部规模有效储集层发育，下白垩统吐谷鲁群厚层湖相泥岩及三叠系、中下侏罗统各层组内部湖湘泥岩盖层条件好。研究结果表明：该区圈闭与规模有效储集层空间发育匹配；圈闭形成时间与主生排烃期时间匹配；白垩系吐谷鲁群区域盖层与中上侏罗统储盖组合匹配，油气资源量大、发现程度低。结论认为：该区具备大油气田成藏条件，具有良好的勘探前景。

准噶尔盆地南缘 下部成藏组合 有利成藏条件 大构造发育 规模储集层 大油气田 勘探前景

1 地质概况

准噶尔盆地是一个油气资源丰富的叠合含油气盆地，按地域和成藏特点划分为西北缘、腹部、东部和南缘4大探区，前3个探区都取得了丰富的勘探成果，而唯独资源量巨大、勘探发现最早（1938年发现独山子油田）的南缘探区探明储量最少，经过多轮次艰苦勘探，只发现了几个中、小型油气田。笔者所指准南包括齐古断褶带（俗称第一排构造）、霍—玛—吐背斜带和四棵树凹陷（又称第二、三排构造带）。

图1 准噶尔盆地南缘油气成藏组合划分图

南缘有没有大油气田，平面上分布在哪些区段，纵向聚集在哪套组合等问题一直是研究探索的主题。况军、王绪龙、杨海波等2000年完成的《准噶尔盆地第三次资源评价》认为南缘具有超过5 000×108m3天然气和近10×108t石油的资源量；南缘前陆冲断带具有东西分段、南北分带特征，构造形成、定型晚，但与主生烃灶高峰排烃期共生匹配［1－2］；纵向可划分为上、中、下3大成藏组合（图1），上部成藏组合是指以新近系沙湾组为主要储层，塔西河组泥岩为区域盖层构成的组合。中部成藏组合是指以上白垩统东沟组、古近系紫泥泉子组为储层、古近系安集海河组巨厚泥岩为盖层构成的组合，下部成藏组合则是指白垩系吐谷鲁群及以下地层构成的多个储盖组合［3］。20世纪90年代以来发表的论文一致认为中部成藏组合成藏条件好，大背斜是主要目标，也提到下部成藏组合勘探潜力，但普遍认为埋深大，储层物性条件差或不明。2008年雷德文、唐勇、常秋生认为南缘深部存在优质规模储层并初步分析了其成因。

经过近几年在南缘大范围的野外地面地质调查，整体地震地质解释和成藏条件进一步分析，认为南缘下部成藏组合具备大油气田形成条件，其大构造勘探前景广阔。

2 成藏条件

2.1 烃源条件

2.1.1 烃源岩的分布及评价

1）烃源岩的分布。勘探研究表明，准噶尔盆地南缘发育二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系5套烃源岩。烃源岩的热演化特征、已发现油气的地球化学特征、南缘下部成藏组合配置关系表明［4］，侏罗系烃源岩为盆地南缘最主要的烃源岩，主要分布在南缘山前、沙湾凹陷、阜康凹陷，向西至四棵树凹陷，厚度可逾500 m。

2）侏罗系烃源岩综合评价。已钻揭烃源岩样品分析结果表明，侏罗系烃源岩有机质类型主要为偏腐殖混合—腐殖型；侏罗系泥质烃源岩有机碳平均含量为2.3%，热解生烃潜量平均为4 mg／g；煤的有机碳平均含量为50%，热解生烃潜量平均为93 mg／g，其中三工河组的泥岩、八道湾组的煤岩、西山窑组的煤岩生烃潜力较强，总体上侏罗系烃源岩有机质丰度中等偏高；烃源岩最高热解峰温均值为436℃，镜质体反射率（Ro）均值为0.68%，烃源岩处于低成熟—成熟阶段，实测烃源岩样品多位于构造相对浅部位，凹陷深部烃源岩可达高成熟—过成熟演化阶段。

2.1.2 油气源对比

1）原油地球化学特征。南缘下部成藏组合储层中（侏罗系及白垩系）原油密度小于0.85 g／m3，为轻质油，应来自于较高成熟烃源岩。原油地球化学特征可以分为两类：一类原油碳同位素组成和生物标志物分布特征与盆地东部古牧地侏罗系原油相似，全油碳同位素值组成重，δ13C值一般大于－27.5‰，Pr／Ph在2.0以上，原油甾烷以C29甾烷为主，C28甾烷和C27甾烷的含量低，三环萜烷的含量低，微含或不含伽马蜡烷，具有典型侏罗系烃源特征，应来源于侏罗系烃源岩；第二类原油为齐古油田侏罗系原油，该类原油生物标记化合物特征与第一类原油类似，但全油碳同位素值明显偏轻，δ13C值小于－28‰，介于二叠系原油和典型侏罗系原油之间，具有混源特征，应来源于侏罗系烃源岩和二叠系烃源岩的混源。

2）天然气地球化学特征。南缘天然气组成以甲烷为主，天然气干燥系数C1／C1－5为0.74～0.99，为湿气—偏干气，甲烷碳同位素值为－41.10‰～－34.42‰，天然气为成熟气，乙烷碳同位素值偏重，大于－27‰，表现出明显的腐殖气特征，甲基环己烷指数多大于50%，也显示出偏腐殖的特征，气源为侏罗系烃源岩。

2.1.3 主要生排烃期

侏罗系实测镜质体反射率都不高，表现低成熟—成熟特征。凹陷内随埋深加大，热演化程度必然增加，凹陷区埋深超过6 000 m的地区侏罗系已达到过成熟阶段。根据呼图壁构造呼2井热演化史，南缘侏罗系烃源岩在侏罗纪末已开始生油，白垩纪早中期进入生油高峰，在晚白垩世就已进入生气阶段，古近纪—新近纪达到生气高峰，生、排烃时间持续比较长［4］。

准噶尔盆地第3次资源评价研究认为侏罗系烃源岩生烃强度最大的区位于昌吉凹陷和南缘山前断褶带。侏罗系烃源岩的主要生排烃期始于白垩纪，以昌吉凹陷八道湾组煤岩为例，排油量从早白垩世到现今，各阶段相差并不大，而排气量显然以新近纪至第四纪为最大。

2.2 构造分布特征

南缘构造的形成与造山带演化紧密关联。由山前向盆地形成了3排近东西向延伸的构造带。区域上明显具有南北分带、东西分段的特征。其分段、分带及展布特征受深部构造特征的控制作用比较明显。南北为第一排山前构造楔形带、第二排冲断推覆带、第三排滑脱构造带。东西为西段四棵树高泉背斜群、独卡雁行背斜带，中段为断层转折褶皱，东段为基底卷入的冲断褶皱、推覆逆掩构造样式［5－6］。

2.2.1 下组合圈闭群

笔者首次对南缘下部成藏组合开展统一基准面整体地震地质解释，发现并落实圈闭近40个，总面积达2 140 km2，其中面积大于30 km2的构造圈闭21个、合计面积达1 840 km2，并初步落实了构造圈闭要素，可以说南缘下组合发育构造圈闭群，可供钻探目标多（图2）。

2.2.2 下组合圈闭特征

2.2.2.1 山前构造楔形带

二级构造单元划分为齐古断褶带，背斜构造主要有冲断背斜与反冲背斜两种类型，由西向东包括托斯台背斜、南安集海—南玛纳背斜、清水河—齐古背斜、昌吉背斜—喀拉扎背斜及东部构造带。表层为南缓北陡不对称短轴构造圈闭，深层由一系列断背斜、断鼻圈闭组成。

图2 南缘冲断带下部成藏组合构造圈闭分布与生烃强度图

2.2.2.2 冲断推覆褶皱带

1）四棵树凹陷：独卡雁行背斜带由卡因迪克背斜、西湖背斜、独山子背斜等组成，是受多套断层控制与影响形成的深层断层转折褶皱与浅层断层传播褶皱组成的复合背斜构造。如独山子背斜就是一个复合型背斜，背斜浅层挤压强烈为高陡断背斜，深层则为一个宽缓断背斜。高泉背斜群是由高泉东、高泉南、高泉北背斜组成。

2）霍—玛—吐构造带：划分为浅、中、深3种圈闭类型，霍—玛—吐断裂上盘为出露地表浅部背斜圈闭，霍—玛—吐断裂下盘，以安集海河组泥岩底部的层间滑脱断层及古近系和白垩系内部的反向逆冲断层为界形成上陡下缓构造圈闭，上、下构造高点不一致，这一特征在该区二、三维地震资料及地层倾角测井资料上表现明显。

2.2.2.3 滑脱构造带

由安集海背斜、呼图壁背斜构造组成。安集海背斜两翼不对称，北陡南缓。呼图壁背斜为相对宽缓的长轴背斜构造，构造两翼基本对称，构造以侏罗系滑脱面向上突破，断层没有突破地表，具有滑脱褶皱及剪切断层转折褶皱的特点，为保存完整背斜圈闭（图3）。

2.3 深部储集层品质与规模

图3 过呼图壁背斜南北向大剖面图

南缘下部成藏组合储集层发育层位很多，白垩系、侏罗系、三叠系以及二叠系均有发育且规模大。特别是下侏罗统和三叠系，埋藏深度普遍较大，从储集层物性及勘探现状综合考虑，现阶段南缘下部成藏组合主要以上侏罗统喀拉扎组（J3k）、齐古组（J3q）和下白垩统清水河组底砂岩（K1q）发育3套规模储集层为主要勘探层系。

2.3.1 储集层基本特征及品质

1）储集层基本特征。储集层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，有少量的岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，各层组差异不大，总体上表现为较低成分成熟度、低—中等及中等—较好的结构成熟度。孔隙类型以剩余原生粒间孔为主，有少量的颗粒内溶蚀孔，另有少量的胶结物溶孔。颗粒内溶蚀孔主要是长石颗粒及岩屑中可溶组分选择性溶蚀而形成，而胶结物溶孔主要是充填于粒间的方解石和方沸石遭受溶蚀所形成孔隙，含量少，分布也较为局限［7］。对储集层影响较大的成岩作用有压实作用、胶结作用和溶解作用，清水河组主要处于早成岩的A期和B期，而喀拉扎组、齐古组和头屯河组主要处于早成岩的B期。

2）储集层品质。分析统计表明，喀拉扎组的物性最好，孔隙度大都在15%以上，如地表头屯河剖面，17个样品，平均孔隙度为17.69%，平均渗透率为259.83 mD；其次是齐古组的物性较好，孔隙度主要介于5%～15%，如四参1井的齐古组，埋藏深度3 634～3 868 m，孔隙度平均值为21.5%，渗透率平均值达到161.99 mD，而白垩系清水河组储层物性变化比较大，在芳草湖地区物性最好，如芳2井埋藏深度4 651.16～4 655.96 m，平均孔隙度18.6%，平均渗透率385 mD；芳草1井埋藏深度在5 800 m左右，测井密度为2.38，孔隙度达16%。

3）深部储集层成因与预测。下部成藏组合发育3套深埋优质储层，深部相对优质储层形成主要受沉积作用、成岩作用、构造作用的影响。沉积作用是形成相对优质储层的基本因素，成岩作用是形成相对优质储层的关键，构造作用是形成相对优质储集层的重要因素［8］。

南缘推覆挤压较强，上侏罗统和下白垩统长期处于碱性成岩环境，早期胶结、后期溶蚀、普遍存在异常高压等决定下部成藏组合深部相对优质储集层的发育特征及分布。

2.3.2 储集层规模与分布

1）上侏罗统喀拉扎组。有利储集相带为砂质辫状河，砂体厚，物性好，主要为Ⅰ、Ⅱ类储层，其中古牧地、头屯河剖面、一线天剖面靠山前带地表储层物性最好，根据储集层预测模型［8］，呼图壁背斜埋藏深度近7 000 m，孔隙度超过8%。吐谷鲁背斜、玛纳斯背斜孔隙度仍可超过6%。从沉积体系图上看砂体厚度一般均超过100 m（图4），其中地表头屯河剖面达507 m，是一套非常有利的储集层。

2）上侏罗统齐古组。储集层物性相对较好。南缘靠近山前以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，预测乌奎背斜带储集层物性以Ⅳ类为主，孔隙度小于8%，但对天然气勘探有利。

有利的储集相带有2类：①辫状河河道砂体，特点是厚层状，单砂体厚度大（可达200 m以上），如四棵树地区齐古组；②辫状河三角洲前缘相的分流河道和河口埧砂体，特点是单砂体厚度变化小（2～20 m不等），但累计的砂体厚度有规模。预测霍—玛—吐背斜带砂体厚度普遍在10～50 m之间（图5），其最大埋深预测深度为6 130 m。

图4 准噶尔盆地南缘下组合上侏罗统喀拉扎组沉积体系分布图

3）下白垩统清水河组。下白垩统吐谷鲁群总体以湖相沉积为主，发育薄砂层，储集层不发育。但清水河组底部普遍发育一套储集砂体，露头上主要为砂砾岩，厚度不大（10～20 m不等），最大可达70 m，向上相变为细砂岩、泥岩，过渡为湖相沉积，物性以Ⅲ类为主。因清水河沉积时期受南北两大物源的影响，南部山前的物源影响范围小，而北部物源影响范围大，预测呼图壁背斜底砂岩厚度介于10～50 m，孔隙度介于8%～12%。也是一套比较有利的储层（图6）。

图5 准噶尔盆地南缘下组合上侏罗统齐古组沉积体系分布图

2.4 盖层与保存条件

南缘下部组合发育多套规模大、分布广的盖层，包括三叠系、中下侏罗统各层组内部湖相泥岩及下白垩统吐谷鲁群厚层湖相泥岩等，为油气聚集提供良好的封盖条件。目前第一排构造带齐古油田齐8井在近2 000 m跨度内至少有9套储盖组合，试油获2层气层、5层稀油层，表明保存条件良好（图1）。第一、第二排四棵树凹陷与霍—玛—吐背斜带构造圈闭上清水河底砂岩与喀拉扎组及齐古组巨厚砂岩被吐谷鲁群厚层湖相泥岩封盖，且断裂不发育，是下组合重要区域盖层。

图6 准噶尔盆地南缘下组合下白垩统清水河组沉积体系分布图

3 大气田勘探前景

3.1 资源量大且发现程度低

准噶尔盆地是中国陆上油气当量超过1 000×108t的4大含油气盆地之一。经过半个多世纪的勘探开发，目前石油、天然气探明率仅分别为24%和3.1%，预示着巨大的勘探开发潜力和资源探明空间。同时，亦应客观地看到，目前盆地4大区带勘探程度极不平衡，南缘为勘探程度最低的区带。根据第3次油气资源评价结果，南缘石油资源量为9.398×108t，而探明储量仅为2 967×104t，探明率仅为2.7%；天然气资源量为5 671×108m3，而探明储量仅为434×108m3，探明率仅为7.6%。按照含油气盆地油气资源演化和探明规律，南缘地区仍处于油气勘探的初期。

3.2 下组合匹配关系

3.2.1 大构造与规模储层空间发育匹配

通过叠合喀拉扎组、齐古组、清水河组顶界构造图与沉积相分布图，得出大构造分布与辫状河三角洲、三角洲前缘、有利相带重合分布，背斜圈闭与规模有效储集层发育匹配性好。四棵树凹陷背斜群发育齐古组厚层状储集层，厚度介于250～350 m，深度介于5 000～6 500 m范围内孔隙度为8%～14%，渗透率一般介于0.7～10 mD。霍—玛—吐背斜带中东段背斜包括呼图壁、吐谷鲁、玛纳斯、东湾背斜等发育下白垩统清水河组底部砂岩、喀拉扎组厚层状规模有效储层和齐古组互层状规模有效储层，累计厚度预计介于200～400 m，深度介于5 500～6 800 m范围内孔隙度为6%～15%，渗透率介于0.5～20 mD。西段背斜储层规模相对逊色，包括安集海背斜、霍尔果斯背斜、霍西背斜等可能仅发育齐古组互层状储层，喀拉扎组的缺失，下白垩统底部砂岩是否发育目前缺乏有效依据。值得指出的是近两年南缘下组合发现落实大构造圈闭近40个，研究成果表明生、储、盖时空匹配好，是南缘寻找大油气田突破口。

3.2.2 大构造形成时间与主生排烃期时间匹配

南缘已发现油气的天然气来源于侏罗系烃源岩。侏罗系烃源岩距今10～5 Ma开始大量生气，转化率可达90%。南缘侏罗系沉积以来，南缘经历了多期构造活动，其中以喜山晚期活动最强。根据国际地层年代表10～5 Ma对应中新世中晚期，南缘喜山期构造演化及相应生长地层发育特征表明，南缘目前定型的下组合圈闭主要形成于喜山中期并定型于喜山晚期。可以看出，南缘下组合圈闭形成期与中下侏罗统大量生气期时间匹配，主要形成原生油气藏，油气运移没有经历“中间站”，提高了下组合天然气汇聚效率。

3.2.3 白垩系吐谷鲁群区域盖层与中上侏罗统储盖组合匹配

南缘下组合下白垩统吐谷鲁群盖层为区域盖层，为氧化宽浅湖膏泥岩、灰质泥岩盖层，厚度由东向西变薄，暗色泥岩厚度介于200～600 m，封闭能力较好。南缘野外紫泥泉子组露头剖面白垩系吐谷鲁群绿灰色粉砂质泥岩盖层评价结果显示，吐谷鲁群绿灰色粉砂质泥岩为有效盖层。西湖1井钻探结果显示，钻遇古近系及以下地层时普遍存在异常高压现象；吐谷鲁群累计泥岩厚度近1 000 m，地层压力系数高达1.90，进一步说明吐谷鲁群厚层泥岩具有较强的封闭性。

3.3 与库车冲断带有利条件简要对比

天山南缘的库车冲断带地区和天山北缘的准噶尔盆地南缘早在20世纪中期就发现了依奇克里克（1957年）、独山子（1938年）等油气田。此外，20世纪80年代前陆冲断推覆体下盘的油气勘探曾被引起重视，由于受地质认识、勘探技术的限制，没有成功。直到20世纪90年代后期才将前陆盆地视为中国油气勘探的4大领域之一，特别是构造变形地质理论［9］、地震采集处理和高温高压钻测井技术的发展，推动了天山南北缘前陆冲断带天然气勘探的大突破，并先后在库车冲断带（克拉2、吐孜洛克、迪那2、大北3等气田）、准南冲断带（玛纳斯、呼图壁等气田）发现大中型气田，勘探的突破也促进了前陆盆地油气地质研究的发展。

1）与库车冲断带区域构造背景对比。库车和准南这两个前陆冲断带虽然位于两个不同的古板块边缘，被天山分隔，但是主要含油气层系——中新生界沉积盆地的构造演化与构造变形特征受统一的陆内构造和天山隆升作用控制，具有可对比性［9］。特别是新生代受环青藏高原巨型盆山体系构造域的控制和天山造山带复活的作用，天山南、北缘都发育水平挤压作用为主的前陆冲断构造变形（图7）。

2）与库车冲断带油气地质条件对比。在欧亚板块南缘特提斯构造域演化控制下，天山南北缘经受四期陆内构造演化，决定了两侧盆地的构造演化与沉积充填特征，也奠定了相似的油气地质条件［10］。准南与库车前陆冲断带都以侏罗系为最主要的烃源岩，准南烃源岩发育层系较库车冲断带多，在层段上较库车冲断带薄，但是准南发育上二叠统烃源岩而库车冲断带没有，天山两侧盆地基底为前二叠系，中、新生界沉积厚逾万米的陆相碎屑岩，准南与库车冲断带的沉积地层虽然存在细微的差异，但是整体上4个构造层序之间具有明显的可对比性，同时，准南与库车冲断带具有相似的储盖组合和构造圈闭类型。目前天山南北缘油气勘探现状差异很大，库车冲断带勘探程度高，在盐下构造中发现了具有商业开采价值的大型油气田，而准南下组合勘探程度低，只是早期在一排构造钻探少数井，并发现了下组合侏罗系、三叠系齐古油田。2010年在准南西段西湖背斜钻探西湖1井，见到大段良好油气显示，证实了南缘二、三排下组合大构造发育厚层状规模有效储层，进一步表明准南下组合勘探领域广、潜力巨大。

图7 准南前陆与库车冲断带前陆构造模式对比图

4 结束语

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气资源丰富，油气资源探明程度很低。前期主要以中、上成藏组合的古近系紫泥泉子组、新近系沙湾组及南缘一排地面背斜构造为重点开展油气勘探研究工作。通过多年勘探，发现了以中、上组合为代表的独山子油田、齐古油田、呼图壁气田、玛河气田。从探明储量规模来看，上述油气田仅为中、小型油气田。而下部成藏组合贴近准南主要烃源层中下侏罗统煤系地层，宽缓大中型构造圈闭多，深部规模有效储集层发育，圈闭与规模有效储集层空间匹配；圈闭形成时间与主生排烃期时间匹配；白垩系吐谷鲁群区域盖层与中上侏罗统储盖组合匹配。资源量大且发现程度低，成藏条件优越，具有寻找大油气田，实现储量规模增长的有利勘探领域，勘探前景良好。

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Conditions for gas pooling in the lower assemblage in the southern margin of the Junggar Basin and the exploration prospect of large hydrocarbon fields

Lei Dewen1，Zhang Jian2，Chen Nenggui3，Xiang Baoli1
（1.Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Exploration and Development Research Institute of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Geophysical Research Department of Exploration and Development Research Institute，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Urumqi，Xinjiang 830013，China；3.Hangzhou Geoglogical Research Institute，PetroChina，Hangzhou，Zhejiang 310023，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.16－22，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The Junggar Basin is a superimposed hydrocarbon basin with rich oil and gas resources in the southern marginal area of which there are Middle and Lower Jurassic coal strata as the major source beds in the lower assemblage.Additionally，there are many large and middle structural traps；effective reservoirs are well developed in the deep Upper Jurassic and Lower Cretaceous areas；and good cap rocks are provided by lacustrine mudstone with great thickness in the Middle and Lower Jurassic，the Tertiary and the Lower Cretaceous formations of the Tugulu Groups.It is concluded that the traps match well with the effective reservoirs；the formation time of traps coincides with the time of hydrocarbon generation and charging；the regional cap rocks in the Cretaceous formation of the Tugulu Grousp correspond with the assemblage of the Middle and Lower Jurassic formations.All these above prove that this study area with abundant hydrocarbon resources and low exploration maturity has apparently good pooling conditions for large oil or gas fields，which means a good prospect for hydrocarbon exploration.

Junggar Basin，southern margin，lower assemblage，favorable conditions for gas pooling，reservoir

雷德文，1963年生，教授级高级工程师，博士；研究方向为地球物理勘探。地址：（834000）新疆维吾尔自治区克拉玛依市准噶尔路29号。电话：（0990）6886063。E－mail：leidw＠petrochina.com.cn

雷德文等.准噶尔盆地南缘下组合成藏条件与大油气田勘探前景.天然气工业，2012，32（2）：16－22.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.004

2011－12－15 编辑 赵 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.004

Lei Dewen，professor－level senior engineer，is mainly engaged in research of geophysical exploration.

Add：No.29，Junggar Rd.，Karamay，Xinjiang 834000，P.R.China

Tel：＋86－990－6886 063 E－mail：leidw＠petrochina.com.cn