准噶尔盆地大中型气田（藏）形成条件与勘探方向

胡素云，王小军，曹正林，李建忠，龚德瑜，徐洋

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000；3.中国石油杭州地质研究院，杭州 310023）

0 引言

近年来，准噶尔盆地石油勘探连续获得重大突破，发现了玛湖和吉木萨尔两个10×108t级大油田。然而，除2008年发现克拉美丽大气田外，盆地天然气勘探持续多年未获重大突破。现有油气勘探结果呈现出明显的“油多气少”现象，天然气与石油探明储量之比仅为0.06∶1，与中西部其他大型叠合含油气盆地差异明显。“油多气少”的现象与盆地天然气地质条件存在不匹配：①与主要烃源岩类型不匹配，准噶尔盆地主要发育石炭系、二叠系、侏罗系 3套烃源岩，其中石炭系—下二叠统佳木河组与侏罗系这 2套均为煤系烃源岩，厚度大、分布广，以生气为主，应具规模生气潜力；②与烃源岩超大埋深不匹配，准噶尔盆地石炭系—二叠系烃源岩层系古老、埋深大，中央坳陷带埋深为10 000～12 000 m，最大埋深超过15 000 m，烃源岩热演化程度高，应具规模生气能力；③与天山南、北前陆冲断带勘探领域不匹配，天山南、北前陆冲断带具有相似构造沉积地质背景，宏观油气成藏条件相似，南面库车前陆冲断带已形成万亿立方米大气区，而北面准南缘前陆冲断带仅仅发现 5个中小型油气田，累计探明天然气地质储量 346×108m3，南、北天然气勘探成果相差十分悬殊。

从勘探程度看，盆地天然气探明率非常低，仅为9.0%，仍处于勘探早期。已发现天然气田（藏）虽然以中小型次生气藏为主，但也有石炭系千亿立方米规模的克拉美丽大气田。基于天然气地质条件与分布规律再认识，笔者认为准噶尔盆地仍然具备大中型气田（藏）形成基本地质条件，存在 3大重点天然气勘探领域与方向，天然气勘探潜力仍然值得关注。

1 勘探概况

准噶尔盆地勘探起步较晚，1983年首次提交天然气探明储量，天然气勘探历程大致可划分为3个阶段：①伴随发展阶段（1983—1998年），天然气勘探主要伴随石油勘探的发展而发展，先后发现了夏子街、三台和五彩湾等9个小型气田（藏），累计探明储量353×108m3；②重大发现阶段（1999—2008年），以1999年呼图壁气田的发现为转折点，先后发现了呼图壁、莫索湾、玛河和克拉美丽等 8个大中型气田，累计探明储量1 619×108m3，阶段成果最为丰富；③蓄势突破阶段（2009—2018年），虽仅发现金龙气田，探明储量120×108m3，但近期在滴南凸起南带和东部隆起区多口井获得新发现，提交控制预测天然气储量 1 074×108m3，展现出良好的勘探前景。

历经 30多年的发展，准噶尔盆地累计发现了 18个气田（藏），探明天然气地质储量2 092×108m3，年生产天然气达28.4×108m3。已发现天然气田（藏）包含纯气层气藏5个（储量占75%）、伴生气藏11个（储量占25%）。天然气类型包括煤型气、油型气、混合气和生物降解气，但以煤型气为主，储量占比达70%（见表1）[1-9]。纯煤型气田（藏）发现数量虽然少，但单个气藏储量规模大，为已发现天然气储量主体，因此煤型气是准噶尔盆地寻找大中型气田（藏）的主要目标。

表1 准噶尔盆地已发现天然气田（藏）参数表

2 大中型气田（藏）形成地质条件

2.1 烃源岩条件

准噶尔盆地受海西、印支、燕山、喜马拉雅等构造沉积旋回控制[10-11]，自下而上发育 3套规模优质气源岩。

第 1套为晚海西期洋陆转换阶段形成的石炭系—下二叠统佳木河组煤系烃源岩，主要分布在盆地东北部、西北部和东南部3大活动陆缘带，厚度为100～300 m，预测面积达3×104km2，有机质类型为Ⅲ型，TOC值为0.5%～43.7%（平均4.40%）。下石炭统烃源岩镜质体反射率（Ro）为0.55%～4.21%（平均1.42%），大部分样品处在高—过成熟阶段。上石炭统烃源岩Ro值为 0.54%～1.83%（平均 0.97%），大部分样品处在成熟—高成熟阶段。生烃动力学模拟表明，石炭系烃源岩生烃过程相对滞后，Ro值大于1.2%才开始大量生气，气源灶范围达1.97×104km2。石炭系是准噶尔盆地目前最重要的一套气源岩，盆地西部中拐、五八区和东部克拉美丽气田天然气均来自该套烃源岩。

第 2套为二叠纪断拗期形成的湖相烃源岩，包括风城组和下乌尔禾组，是准噶尔盆地最重要的一套生油岩，目前已发现的绝大部原油均来自该套烃源岩。风城组烃源岩主要分布在盆地西北缘，厚度为0～225 m，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型，TOC值为0.61%～4.01%（平均1.38%），Ro值为0.85%～1.22%，处于生油高峰阶段，推测在凹陷深处已达到裂解生气阶段，气源岩面积达1.71×104km2。下乌尔禾组烃源岩主要分布在盆地中央坳陷带的玛湖、盆 1井西、沙湾和阜康等次级凹陷，厚度为0～200 m，有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，TOC值为 0.50%～9.16%（平均 1.73%），Ro值为 0.7%～1.0%，目前刚刚达到生油高峰阶段，推测在凹陷深部普遍进入生气阶段，Ro值大于 1.6%的气源岩面积达1.55×104km2。中央坳陷带二叠系烃源岩主体埋深 10 km左右，最大埋深超过15 km，具备规模生气的条件与潜力[12-13]，目前在盆地西部、腹部和东部均发现了二叠系烃源岩生成的油型气。

第 3套是中生代聚煤盆地期发育的中、下侏罗统煤系烃源岩，是盆地一套重要的气源岩，主要为浅水湖沼相沉积，厚度为100～800 m，面积为9.4×104km2，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，岩性主要为炭质泥岩和煤，前者TOC值为 6.03%～39.96%（平均 18.22%），后者TOC值为41.79%～91.94%（平均64.73%）。由于喜马拉雅期准噶尔盆地整体向南掀斜，导致侏罗系成熟源灶主要局限在盆地南缘，露头剖面和少量探井实测Ro值为0.61%～0.72%，处在低成熟—成熟阶段。由于这些样品普遍位于构造高部位，因此不能全面反映凹陷深部的实际情况。根据盆地模拟和天然气地球化学特征推算盆地南缘主要构造中、下侏罗统煤系烃源岩都已进入高—过成熟阶段，等效Ro值为1.3%～2.6%。当Ro值大于1.2%时烃源岩开始大量生气，气源灶范围达1.41×104km2（见图1）。南缘呼图壁气田、玛河气田天然气均来自该套烃源岩。

3套烃源岩主力气源灶平面分布具分区性，纵向上不完全叠置，气源灶叠合面积达6.64×104km2，具备大中型气田（藏）形成的坚实基础。另外，准噶尔盆地地温场具有“早热晚冷”的特点。晚古生代以来地温梯度持续下降[13-17]，石炭纪末（距今300 Ma）为5.5 ℃/100 m，早侏罗世为 4.5 ℃/100 m，现今为 2.3 ℃/100 m[14-18]，与中国陆上其他盆地相比，准噶尔盆地现今地温梯度最低。低地温场特点决定烃源岩热演化相对滞后，达到相同成熟度及生气门限需要更大的埋深，导致主生气窗向深层延拓，主力气源灶埋深明显加大。对于天然气而言，目前勘探主要集中在中浅层，发现也以中小型次生气藏为主，大型原生气藏应发育于中深层主力气源灶附近。现有勘探深度及认识程度不足导致盆地呈现出“油多气少”的特点，天然气资源潜力可能被低估。

2.2 储集层条件

准噶尔盆地发育火山岩和碎屑岩两类天然气储集层。火山岩储集层发育于石炭纪—早二叠纪，主要为岛弧或板内裂谷环境中基性熔岩和火山碎屑岩，岩类多，岩性杂，主要包括安山岩、玄武岩、凝灰岩、火山角砾岩、流纹岩等，其中，中基性熔岩分布在西北缘二叠系和腹部、东部石炭系中，火山碎屑岩广泛分布。储集层非均质性强，发育原生气孔、次生溶蚀孔及裂缝等孔隙类型[19]。火山岩储集层物性基本不受埋深影响，主要受控于岩性和风化淋滤时间，各种岩性火山岩经长时间风化均可形成有利储集层。风化淋滤作用是火山岩风化壳有利储集层形成主控因素。模拟表明风化作用经历20 Ma达到平衡，风化壳储集层平衡厚度大致为 550 m，取心证实最大孔隙度可达24%[20]。实际钻揭优质火山岩储集层主要集中在距风化壳顶550 m深度范围内，但若存在断层，风化壳储集层深度还可进一步向下延拓，距离风化壳顶深度可达1 100 m，取心证实最大孔隙度可达32%[20]。火山岩风化壳储集层主要分布在盆地西部、东部和陆梁隆起区。

图1 准噶尔盆地主力气源岩预测厚度及气源灶范围

碎屑岩储集层包括砂砾岩和砂岩两类。砂砾岩储集层主要发育在二叠系、三叠系及第三系，分布在各大沉积体系前缘相带，非均质性强，孔隙类型既有原生粒间孔，又有次生溶蚀孔，一般随埋深加大物性变差，以盆地西北缘二叠系为例，佳木河组、风城组、夏子街组的砂砾岩孔隙度平均为 2.28%～11.19%，从平面上看，西北缘克百断裂带物性稍好，孔隙度一般在10%以上，从西北缘向腹部物性逐渐变差。二叠系下乌尔禾组在盆地东部，除火烧山地区平均孔隙度为10.7%外，其余地区孔隙度为 5.24%～10.79%，西北缘地区的下乌尔禾组储集物性普遍较好，孔隙度为 9.68%～12.11%，往腹部地区普遍变差，玛北—陆西—石西地区孔隙度为 6.28%～10.94%。但深部次生溶蚀孔隙带发育可明显提升储集层质量。如玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩储集层，受次生溶蚀作用控制，深度大于4 500 m时仍然发育有效储集层，孔隙度可达 10%～15%。实际钻探表明，次生溶蚀作用使中央坳陷带6 000 m深度仍可发育孔隙度 10%左右的有效储集层。砂岩储集层主要发育在侏罗系—古近系，总体上非含煤地层砂岩（古近系、白垩系、侏罗系齐古组、头屯河组、三工河组）储集层物性好于含煤地层砂岩（西山窑组、八道湾组）。平面上白垩系孔隙度一般为 12%～28%，其中四棵树凹陷白垩系清水河组砂岩埋深接近6 000 m，孔隙度为16.8%。侏罗系齐古组仅局限分布于盆地边缘，而盆地内部基本被剥蚀，除南缘卡因迪克地区埋藏深，物性较差，孔隙度平均为 8%～11.2%，其他地区由于埋藏浅，物性相对较好，如西北缘埋深基本在1 000 m以上，孔隙度平均为 18%～28%。头屯河组砂岩主要分布于西部、腹部陆西地区和东部，其次为南缘，物性普遍较优，孔隙度一般为 12%～24%，南缘四棵树凹陷砂岩埋深近6 000 m，孔隙度为9%～12%。三工河组二段是侏罗系储集性最好的层段，除东部三台—北三台、彩35井区和石东地区由于砂岩粒级偏细，孔隙度小于12%外，其余地区砂岩孔隙度均为12%～30%。砂岩孔隙类型以原生粒间孔为主，储集层非均质性较弱。

火山岩风化淋滤和砂砾岩次生溶蚀促使中深层发育两类有效储集层，为盆地中深层天然气近源规模聚集创造良好的储集条件。

2.3 盖层条件

图2 准噶尔盆地天然气生储盖组合及成藏剖面图（剖面位置见图1）

准噶尔盆地天然气盖层岩性相对单一，主要为泥质岩。自下而上发育6套泥岩盖层，其中区域性盖层3套（上二叠统上乌尔禾组、三叠系白碱滩组、白垩系吐谷鲁群）（见图2），局部盖层3套（下侏罗统八道湾组二段、下侏罗统三工河组三段、第三系安集海河组）。第 1套区域性盖层为上乌尔禾组褐色、灰褐色泥岩，厚度为50～350 m，主要分布在盆地中央坳陷区，向隆起带超覆减薄直至尖灭。第 2套区域性盖层为白碱滩组深灰色泥岩，厚度为100～800 m，在盆地西部凹陷区和南缘厚度较大，腹部和东部受古隆起影响厚度较薄，整体向古隆起及斜坡部位减薄、尖灭。第 3套区域性盖层为吐谷鲁群深灰、灰绿色泥岩，厚度为200～2 000 m，在盆地内广泛分布，中央坳陷带及南缘厚度最大[21]，向东西两侧减薄直至尖灭。第 1套局部盖层为八道湾组二段深灰色泥岩，厚度为160～260 m，在盆地腹部凹陷区以及南缘厚度较大，向西部以及东部斜坡区减薄。第2套局部盖层为三工河组三段深灰色、灰绿色泥岩，主要发育在盆地中央坳陷带，厚度为150～250 m，向盆地西部、东部以及南缘厚度减薄。第 3套局部盖层为安集海河组灰绿色泥岩，厚度为140～800 m，主要集中发育在中央坳陷带南部及南缘。6套泥岩盖层与下覆储集层配置形成良好储盖组合，一定地质条件下对天然气藏形成有效封盖。变形模拟实验表明，在承压条件下，泥岩盖层对天然气形成有效封堵需要一定的埋深，相同厚度的盐岩、膏岩和泥岩盖层从脆性向半塑性、塑性变化的临界深度均逐渐加深[22-26]。盐岩盖层从脆性到半塑性的临界深度为 600 m，膏岩盖层从脆性到半塑性的临界深度为2 000 m，而泥岩盖层从脆性到半塑性的临界深度为 3 200 m[25-26]。盖层塑性越强，封盖性越好。泥岩盖层对相同气柱形成有效封盖，较盐岩、膏岩盖层需要更大的埋深。单一泥岩盖层特点决定盆地中深层天然气封盖条件较中浅层好，大中型气藏发育主要集中在中深层。

3 大中型气田（藏）形成与分布基本规律

3.1 主力气源灶控制大中型气田近源聚集环凹分布

准噶尔盆地纵向发育石炭系、二叠系和侏罗系 3套主力气源岩，平面上对应形成石炭系、二叠系和侏罗系3大主力气源灶和3大含气系统。各含气系统形成的天然气藏均围绕气源灶近源聚集、环凹分布（见图3）。受烃源岩分布的控制，3大主力气源灶的平面分布具有明显的分区性。石炭系主力气源灶受残余生烃凹陷控制，主要分布在盆地东北部、东南部和西北部 3大活动陆缘带。二叠系主力气源灶受高成熟生烃凹陷控制，分布于盆 1井西、沙湾及阜康凹陷。侏罗系主力气源灶受侏罗系烃源岩分布和晚期深埋控制，主要分布在南缘及阜康凹陷。目前已发现的天然气藏分布均受到主力气源灶控制。如克拉美丽和五彩湾等石炭系天然气田，受滴水泉和五彩湾主力气源灶控制，分布于与其相邻的滴南凸起带。莫索湾和莫北等二叠系为源的中浅层气藏，主要分布在与二叠系高成熟气源灶配置较好的气源断裂附近。呼图壁和玛河等侏罗系为源的天然气田（藏）主要分布于南缘地区侏罗系主力气源灶之上（见图3）。

3.2 稳定构造背景有利于大中型气田形成与保存

图3 准噶尔盆地主力气源灶分布与已知气藏关系

准噶尔盆地属于多期改造型含油气盆地[27]，经历了海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期构造调整改造，对大中型天然气藏的形成与保存不利。相同地质条件下，天然气较石油具有更强的扩散能力，天然气成藏对盖层封盖性要求更高。泥岩盖层在后期构造挤压变形过程中易发生脆变破裂[25-26]，而稳定的构造背景可以避免泥岩盖层因构造改造而脆变破裂，有利于大、中型天然气藏的形成与保存。构造背景的稳定性主要体现在3个方面：①构造继承性或持续性，即成藏期古构造继承性保持为正向构造单元；②后期构造改造弱，即成藏期后构造很少经历抬升剥蚀；③后期断裂对油气藏的破坏少，即成藏期后断裂对早期成藏期构造不破坏或少破坏。如盆地西北缘断阶带和山前冲断带经历多期构造运动的调整改造，早期形成的气藏往往难以规模有效聚集与保存，因此在西北缘断阶带、克拉美丽山前仅仅发现中、小型气田。相反，位于盆地腹部的隆起带在海西期构造抬升后基本上保持持续沉降，早期形成的气藏后期不易被破坏，有利于形成大、中型气田，如克拉美丽气田就位于腹部陆梁隆起东段的滴南凸起带（见图3）。

3.3 储盖组合控制大中型气田（藏）纵向分布

受3套区域性泥岩盖层控制，准噶尔盆地发育下、中、上 3套天然气储盖组合。下部发育上二叠统上乌尔禾组顶部泥岩与二叠系砂砾岩及石炭系火山岩的储盖组合；中部发育上三叠统白碱滩组泥岩与中下三叠统砂砾岩储盖组合及白垩系吐谷鲁群泥岩与侏罗系、白垩系砂岩的储盖组合；上部发育古近系安集海河组泥岩与紫泥泉子组砂砾岩的储盖组合（见图4）。

图4 准噶尔盆地复合含气系统成藏组合划分示意图（据文献[28]修改）

3套储盖组合控制了天然气藏的纵向分布。目前已发现的大、中型气田主要受上、下两套储盖组合控制。上乌尔禾组泥岩超覆于古隆起区之上，控制了石炭系—二叠系天然气藏的分布，克拉美丽、五彩湾和金龙等气田均受该套储盖组合控制。南缘安集海河组超压泥岩与紫泥泉子组砂岩形成优质储盖组合，是目前南缘发现天然气最多的储盖组合，已发现的呼图壁和玛河气田即为此类储盖组合[27]。中央坳陷带三叠系—白垩系发育多套湖相泥岩与砂岩优质储盖组合，控制了中浅层次生气藏的分布，已发现的莫索湾和莫北等气藏即受该套储盖组合控制。尽管目前这套组合中发现的气藏规模较小，但仍值得关注（见图4）。

4 大中型气田（藏）有利勘探方向

基于气源岩、储集层和盖层宏观地质特征与基本控藏规律分析，深化气源灶、规模储集层及控藏关键要素认识，优选石炭系火山岩、南缘下组合、中央坳陷带作为未来天然气勘探的重点方向。

4.1 石炭系火山岩

石炭系火山岩是目前盆地发现天然气储量最多的层系。4次资源评价主要评价了滴水泉、五彩湾和东道海子3大生烃凹陷，石炭系天然气资源量为7 626×108m3，围绕生烃凹陷发现了五彩湾、克拉美丽等气田，探明天然气地质储量1 137×108m3，占盆地总探明天然气地质储量的54.3%。

4.1.1 石炭系3大活动陆缘均发育生烃凹陷且具生气潜力

石炭纪—早二叠世处于洋陆转换阶段，随着东准噶尔洋、西准噶尔洋和北天山—博格达山洋盆关闭，形成了东北部、西北部和东南部3大活动陆缘带。3大活动陆缘均经历了早期沟弧盆、中期前陆和晚期断陷盆地 3个演化阶段[29-31]。其中，东北陆缘的陆东、五彩湾等地区，东南陆缘的阜康、吉木萨尔等地区，西北陆缘的中拐凸起区在前陆盆地和断陷盆地演化阶段均为浅水沼泽环境，广泛发育煤系烃源岩[32]。

3大活动陆缘实钻分析表明，石炭系烃源岩主要由深灰色泥岩、炭质泥岩、凝灰质泥岩组成，厚度可达50～300 m，有机碳含量（TOC）平均大于 2%，总烃含量（S1+S2）平均大于2 mg/g，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，实测Ro平均值为 0.74%～1.67%，有机质处于成熟—高成熟演化阶段，是一套优质煤系气源岩。3大活动陆缘带均已发现以石炭系为气源的煤型气藏。东北陆缘带发现了五彩湾、克拉美丽等气田，气源主要来自下石炭统滴水泉组煤系源岩；东南陆缘带发现了西泉2、西泉10和阜26等气藏，气源主要来自下石炭统松喀尔苏组煤系源岩；西北陆缘带发现了中佳2H、车峰6和金龙43等气藏，气源主要来自上石炭统车排子组和下二叠统佳木河组腐殖型源岩（见表2）。

表2 准噶尔盆地3大活动陆缘带石炭系主要生烃凹陷及烃源岩生烃指标

利用露头、钻井、测井、地震等资料，对 3大活动陆缘带石炭系烃源岩进行了标定、追踪与解释。在4次资源评价落实的滴水泉、五彩湾、东道海子等凹陷的基础上又新落实了大井、阜康、吉木萨尔、玛湖、沙湾等5个石炭系—下二叠统佳木河组残余生烃凹陷。全盆地石炭系—下二叠统佳木河组生烃凹陷面积从原来的7 015 km2增加到14 765 km2，重新估算石炭系—下二叠统佳木河组天然气地质资源量达1.1×1012m3。

4.1.2 有利储盖组合控制石炭系天然气聚集

基于北疆地区剩余磁异常资料分析，准噶尔盆地3大活动陆缘带均发育规模性火山岩体，分布于 3大隆起区，遭受长期风化剥蚀（一般大于20 Ma），距风化壳顶部400 m范围之内广泛发育风化壳储集层[24]，孔隙空间主要为溶蚀孔和裂缝。风化壳之下还发育火山岩内幕储集层，同样为孔隙型和裂缝型储集层，孔隙度为 6.07%～19.10%，渗透率为（0.03～0.28）×10-3μm2，具有较好储集能力。莫深1井石炭系7 000 m以深发育凝灰岩、岩屑凝灰岩、沉凝灰岩，测井解释孔隙度为6.2%～11.0%，在7 134～7 160 m和7 350～7 374 m井段试油为自喷高产水层，证实准噶尔盆地7 000 m以深石炭系仍发育有效储集层。

石炭系规模火山岩储集层与上乌尔禾组湖泛泥岩配置形成优质储盖组合[33]，平面上主要集中分布在4个有利区（见图5）：①滴南凸起区，面积为3 495.8 km2；②东部隆起区，面积为7 064.4 km2；③莫索湾隆起区，面积为593.6 km2；④中拐凸起区，面积为1 831.7 km2。有利区总面积达12 986 km2。

综合分析烃源岩、储盖配置、古隆起背景及后期断裂破坏条件，结合勘探成果资料，优选评价出滴南凸起带、东部隆起带、中拐凸起带、莫索湾隆起带等4大有利区，是寻找石炭系大中型气田（藏）的重点目标区（见图5）。

图5 准噶尔盆地石炭系天然气勘探有利区带综合评价图

4.2 南缘下组合

准噶尔盆地南缘前陆冲断带面积约2.3×104km2，第4次资源评价得到的天然气地质资源量为9 800×108m3、剩余资源量为 9 454×108m3，发育上、中、下 3套成藏组合，勘探工作与油气发现主要集中在中、上组合，下组合勘探程度低，至今无重大突破。综合分析南缘下组合天然气成藏条件好，具有3大有利条件。

一是南缘下组合构造层保持较为完整，有利于形成大中型气田。受安集海河组和吐谷鲁群两套区域性泥岩盖层控制，南缘发育了上、中、下3套构造层和3套成藏组合。上构造层为安集海河组以上地层，以侏罗系、白垩系及第三系烃源岩为源，塔西河组泥岩与沙湾组砂岩形成良好储盖组合，构成上部成藏组合。上部成藏组合埋藏浅，泥岩封盖性差，构造变形破坏严重，天然气不易保存。中构造层为安集海河组和吐谷鲁群两套泥岩之间的地层，以侏罗系、白垩系烃源岩为源，安集海河组泥岩与紫泥泉子组—东沟组砂岩形成良好储盖组合，构成中部成藏组合。中部成藏组合埋藏较深，泥岩盖层具有一定封闭性，下盘构造完整性较好，可形成中型气藏。下构造层为白垩系吐谷鲁群泥岩以下地层，主要以侏罗系烃源岩为源，吐谷鲁群泥岩与下伏清水河组—头屯河组砂岩形成优质储盖组合，构成下部成藏组合。下部成藏组合埋藏深，泥岩盖层封盖性好，构造完整，易形成大中型气田（藏）。

二是南缘下组合发育多套有效碎屑岩储集层，具备大中型气田（藏）形成的储集条件。白垩系吐谷鲁群泥岩以下发育了白垩系清水河组（K1q）、侏罗系喀拉扎组（J3k）和头屯河组（J2t）3套规模碎屑岩储集层[34]，主体构造部位埋藏深度相对较浅。白垩系清水河组为一套厚层块状砾岩及砂岩，厚度为40～80 m，主体构造部位清水河组储集层埋深6 000～6 500 m。侏罗系喀拉扎组为一套厚层块状砂岩、砂砾岩，厚度为200～600 m，主体构造带喀拉扎组储集层埋深6 500～7 000 m。侏罗系头屯河组为一套互层状砂岩，厚度为50～280 m，主体构造带头屯河组砂岩储集层埋深大于7 000 m。根据南缘及邻区储集层孔隙度与深度关系推断南缘主体乌奎构造带埋深6 000～7 000 m的储集层孔隙度为5%～10%（见图6）[35]，对深层天然气成藏来说已达到有效储集层标准。而实际钻探的西湖 1井在5 970～6 171 m井段钻揭201 m头屯河组厚层中细砂层，实测孔隙度为 7%～10%，平均孔隙度 8%，也验证了上述孔渗预测模型。针对该井5 996～6 018 m和6 139～6 160 m井段压裂试油，分别日产水50.29 m3/d和55.3 m3/d，并产少量油，说明南缘下组合主体构造埋深6 000～7 000 m仍然发育规模有效储集层，具备天然气规模成藏的储集条件。

图6 准噶尔盆地南缘恢复剥蚀量之后的孔隙度与深度关系图

三是南缘下组合第Ⅱ排构造中东段圈源时空匹配最优，是重点突破目标。南缘从山前向盆地依次发育了3排构造带（见图7）。第Ⅰ排为山前齐古断褶带，构造圈闭形成时间为距今150 Ma左右；第Ⅱ排为霍玛吐构造带，构造圈闭形成时间为距今8～10 Ma；第Ⅲ排为独山子—安集海—呼图壁构造带，构造圈闭形成时间为距今2.58 Ma左右[36]。中下侏罗统煤系烃源岩以生气为主，八道湾组（J1b）烃源岩生排气高峰期为距今140～65 Ma，西山窑组（J2x）烃源岩生排气高峰期为距今22～6 Ma[37]。从构造形成时间与生排烃高峰期匹配关系看，第Ⅰ、第Ⅱ排构造带圈闭形成时间早，与生排烃高峰期匹配，第Ⅲ排构造带形成时间在两套主力烃源岩生排烃高峰期之后，与生排烃高峰期匹配性差。第Ⅰ排构造带由于山前带构造挤压破碎严重，保存条件差，整体成藏不利。因此，第Ⅱ排构造带圈源时空匹配性最好，保存条件最佳，为最有利构造带。同时，南缘中生代以来沉积沉降中心位于中东段，晚喜马拉雅期前陆冲断带深埋，中下侏罗统烃源岩埋深为6 000～8 000 m，达到成熟—过成熟演化阶段，主生气中心位于南缘中东段。第 4次资源评价结果表明，南缘中东段天然气地质资源量为9 738×108m3，占整个南缘总资源量的99%，其中下组合天然气地质资源量为7 608×108m3，占南缘总资源量的78%。因此，从资源潜力和成藏匹配条件分析，第Ⅱ排构造带中东段下组合天然气成藏条件最好，是南缘天然气勘探重点突破方向[38]。

图7 准噶尔盆地南缘3排构造分布与形成时间

南缘中东段下组合发育了吐谷鲁、玛纳斯和霍尔果斯等 7个大型构造圈闭，圈闭面积为 19.2～211.5 km2，累计达788.2 km2，高点埋深为3 200～7 200 m，潜在圈闭资源量为4 250×108m3，具备形成大型天然气田（藏）的潜力，是下步天然气勘探突破的重点目标。

4.3 中央坳陷带

中央坳陷带位于盆地中央，面积3.81×104km2，由玛湖、盆1井西、沙湾、阜康、东道海子等5个次级凹陷构成，发育石炭系、二叠系、侏罗系等多套烃源岩。烃源岩埋深大，一般为5 000～10 000 m，最大埋深达15 000 m。二叠系风城组和下乌尔禾组是两套主力烃源岩，在中央坳陷带广泛分布。二叠系烃源岩在玛湖凹陷及周缘地区有钻井揭示，风城组烃源岩TOC平均值为1.38%，S1+S2平均值为4.96 mg/g，干酪根为Ⅰ—Ⅱ型，实测Ro值为0.56%～3.95%。下乌尔禾组烃源岩TOC平均值为1.99%，S1+S2平均值为2.68 mg/g，干酪根为Ⅱ—Ⅲ型，实测Ro值为0.54%～2.28%。生烃模拟研究表明，风城组烃源岩以生油为主，当Ro值大于2%时，可生成少量天然气[39]。下乌尔禾组烃源岩早期生油，晚期生气，Ro值大于1%时达到生油高峰，Ro值大于2%时开始大量生气。下乌尔禾组烃源岩生气强度为（5～160）×108m3/km2，生气强度大于 20×108m3/km2的面积达1.5×104km2，第3次资源评价预测天然气地质资源量为8 351×108m3，说明中央坳陷带具有天然气成藏的资源基础[40]。

中央坳陷带发育深层大构造和大型地层岩性两类勘探目标。深层大构造目标主要包括玛湖、玛南、玛北、达1井区等7个大型背斜圈闭，以深层石炭系—二叠系为目的层，圈闭面积达1 784 km2，具新生古储、自生自储两种成藏模式。玛北和玛南背斜圈闭资源量为6 000×108m3，是中央坳陷带深层探索的重点目标。地层岩性圈闭主要分布在三叠系—白垩系，包括中拐凸起断层-岩性圈闭群和石西鼻凸断层-岩性圈闭群，累计面积达5 369 km2，下乌尔禾组烃源岩生成的油气，经过断裂输导，在大型地层岩性圈闭群中次生成藏，潜在资源量为5 000×108m3，是油气兼探的重要领域[41-42]。

5 结论

准噶尔盆地“油多气少”现象与实际天然气地质条件不匹配。气源岩、储集层、盖层等基本条件决定盆地具备大中型气田（藏）形成地质基础。大中型气田（藏）主要存在石炭系火山岩、南缘下组合、中央坳陷带3大有利勘探方向。

石炭系火山岩天然气成藏主要受控于古隆起背景、气源灶和优质储盖组合，综合评价勘探有利区为滴南凸起带、东部隆起带、中拐凸起带、莫索湾隆起带。

南缘下组合天然气成藏主要受控于侏罗系高成熟气源灶、超压泥岩盖层和圈源匹配条件，南缘中东段下组合的吐谷鲁、玛纳斯、霍尔果斯等 7个大型构造圈闭是最有利的勘探目标。

中央坳陷带天然气成藏主要受控于深层圈闭、储集层条件，玛北、玛南深大构造和中拐、石西鼻凸构造-岩性目标是有利勘探方向。