新疆地区含油气盆地深层——超深层成藏组合与勘探方向

匡立春 支东明 王小军 李建忠 刘 刚 何文军 马德波

（1 中国石油科技管理部；2 中国石油吐哈油田公司；3 中国石油新疆油田公司；4 中国石油勘探开发研究院 ）

0 引言

全球深层油气勘探开发呈现加快发展的趋势，2000 年以来在深层—超深层发现的油气藏数量明显增多[1]。据IHS 公司统计分析，截至2020 年年底，全球共发现埋深大于4500m 的油气田（藏）1975 个，大于6000m 的油气田（藏）285 个，深层石油年产量由1990 年的0.18×108t 增长到2.28×108t，深层天然气年产量由1990 年的181×108m3增长到1770×108m3，证实深层油气勘探的重要地位。

中国油气勘探深度不断向深层—超深层拓展，探井平均井深持续增加，尤其是中西部地区探井深度增幅明显[2]，如塔里木盆地的塔北南斜坡，平均井深在7000m 以上，局部地区突破8000m。新疆地区含油气盆地深层—超深层勘探取得重要突破，发现了多个规模储量区，展示出深层—超深层良好勘探前景[3-5]。在海相碳酸盐岩领域，发现了塔北—塔中奥陶系超深层缝洞型碳酸盐岩大油区，呈现连片含油趋势[3]，累计探明石油地质储量约20×108t、天然气地质储量超5000×108m3；近期在轮南地区钻探的轮探1 井，在寒武系盐下获高产工业油流，发现全球最深的古生界油气藏。在陆相碎屑岩领域，一是发现了库车前陆克拉苏、博孜—大北两个万亿立方米大气区，累计探明天然气地质储量超10000×108m3；二是在准南前陆区钻探的高探1 井、呼探1 井获高产油气流[6]，揭示了寻找高产大气田的前景；三是准噶尔环中央坳陷二叠系—三叠系呈现大面积含油气特点[7]，继发现玛湖超10 亿吨级大油田之后，又在沙湾、阜康等凹陷获得新发现；四是吐哈盆地火焰山二叠系—三叠系探明亿吨级规模储量，近期在胜北凹陷钻探的玉探1 井二叠系见到良好油气显示，并钻揭厚层优质烃源岩。因此，新疆地区深层—超深层油气勘探越来越受到重视和关注。相信在不久的将来，新疆地区深层—超深层必将形成数个万亿立方米大油气区，为稳定中国油气战略提供坚实的能源基础和保障。

随着中西部深层—超深层油气勘探的不断突破和发现，推动形成一系列深层油气地质理论认识，有效指导了深层油气勘探发现及规模储量增长，如走滑断裂与流体溶蚀改造控制超深层碳酸盐岩优质储层形成，地层超压控制陆相深层碎屑岩储层原生孔隙保存及次生孔隙形成，“烃源中心、规模储层、膏盐盖层、深大构造”四位一体控制深层油气藏规模，大型坳陷区“常规—非常规有序共生”、岩性—地层型油气藏大面积连片分布等。新疆地区深层—超深层勘探领域多，海相碳酸盐岩、前陆冲断带、深层大构造、陆相碎屑岩、火山岩及非常规页岩油等多种类型领域在新疆地区含油气盆地均有分布，每个领域油气成藏模式及控藏要素不尽相同，给新疆地区深层油气富集规律认识及勘探重点区带选择带来较大难度，迫切需要系统梳理新疆地区深层—超深层勘探领域、潜力及方向。

本文通过对新疆地区大地构造背景及演化过程分析，对比了新疆地区塔里木盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地深层油气地质条件及成藏组合特征，系统梳理新疆地区深层油气勘探领域，剖析了不同盆地、不同领域的油气控藏要素及分布规律，旨在为新疆地区深层—超深层油气勘探提供借鉴与帮助。

1 区域构造背景

新疆地区处于亚欧大陆腹地，面积约为166×104km2，地形地貌复杂，自古生代以来，受多期构造运动影响，发育多个沉积盆地（图1）。新疆地区的沉积盆地是在独特的大地构造环境中形成和发展起来的，多是由克拉通块体与其间不同时代的造山带镶嵌构成的多旋回叠合复合盆地[8-9]。在古特提斯构造域与古亚洲构造域的动力学体系作用下，经历了早古生代洋陆分化对峙、晚古生代大陆板块聚敛拼合与新生代板块内变形的三大演化阶段[10]，发育古生代海相克拉通盆地，以及中、新生代陆相盆地纵向叠置。例如最为典型的塔里木盆地，叠置发育下古生界海相、上古生界海陆过渡相及中、新生界陆相三大套层系，最大沉积厚度超过15000m；准噶尔盆地、吐哈盆地，由于洋陆对峙阶段及洋陆聚敛过程影响，沉积层系从石炭系—二叠系开始，叠置发育上古生界与中、新生界多套沉积地层，最大沉积厚度也超过15000m。整体来看，新疆地区的大地构造演化表现为：早古生代，随着联合古大陆的解体，分化出塔里木克拉通块体，漂浮在宽广大洋中，陆块之上发育克拉通内坳陷与克拉通边缘坳陷盆地。早古生代末期，以塔里木、扬子及华北为核心的几个古陆块发生软碰撞，形成大致统一的中国古大陆，南侧为古特提斯洋被动大陆边缘。由于尚未固结的中国古大陆，在石炭纪—早二叠纪再次伸展，在天山山脉等处发育裂陷槽，沉积了以浅海相为主的沉积组合，包括塔西南及准噶尔石炭纪—二叠纪弧后前陆盆地。至石炭纪中晚期，大陆块体的联合趋势远大于离散作用，新疆地区盆地陆续出现海陆过渡相沉积；中、新生代以来，在古生代克拉通盆地之上或古生代褶皱基底之上叠置发育大型坳陷盆地，包括前陆盆地和陆内挠曲盆地，盆地持续沉降。总之，自显生宙以来新疆地区古大陆经历了多旋回构造发育的历史，造就了该区叠合复合的含油气盆地。

图1 新疆地区大地构造概略图Fig.1 Structure outline of Xinjiang region

塔里木盆地、准噶尔盆地及吐哈盆地不同时期构造演化存在差异性。塔里木盆地与塔吉克盆地、卡拉库姆盆地、南里海盆地同处于特提斯构造域，盆地演化受控于全球性伸展—挤压旋回与特提斯洋、古亚洲洋伸展—聚敛过程[11]，大致经历前震旦纪基底形成、震旦纪—奥陶纪克拉通边缘坳陷、志留纪—泥盆纪周缘前陆盆地、石炭纪—二叠纪克拉通边缘坳陷和裂谷盆地、三叠纪前陆盆地、侏罗纪—古近纪断陷盆地、新近纪—第四纪复合前陆盆地多个演化阶段，经历10 余期构造运动[12]。准噶尔盆地形成于石炭纪，早二叠世为前陆盆地，晚二叠世属于断陷盆地，三叠纪—白垩纪盆地构造运动相对稳定，属于坳陷盆地，进入新生代以后为再生前陆盆地[13]。吐哈盆地具有双重基底，既有寒武纪结晶基底，又有古生代褶皱基底，先后经历了多期构造演化阶段，包括石炭纪弧后裂陷阶段、早二叠世伸展裂陷阶段、中二叠世碰撞挤压阶段、晚二叠世陆内挤压阶段[14]、侏罗纪扩张断陷阶段、白垩纪—第四纪挤压型再生前陆盆地阶段。

多旋回构造运动控制盆地沉积充填，纵向发育上、中、下多套成藏组合，深层—超深层油气勘探主要集中于中部及下部成藏组合。新疆地区，深层—超深层油气勘探主要包含四大领域，分别为深层碳酸盐岩领域，如塔里木盆地台盆区古生界海相碳酸盐岩[15]；深层碎屑岩领域，包括塔里木盆地库车及塔西南前陆冲断带中、上组合，准噶尔盆地南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系，准噶尔盆地及吐哈盆地二叠系—三叠系；深层火山岩领域，包括准噶尔盆地克拉美丽石炭系、吐哈盆地石炭系等；深层页岩油领域，如准噶尔盆地吉木萨尔、玛湖二叠系页岩油[16-18]等。盆地差异性的演化过程决定不同领域油气地质条件及成藏富集规律存在明显差异。

2 成藏组合差异与油气地质条件特征

2.1 塔里木盆地

塔里木盆地是中国陆上面积最大的含油气盆地（面积为56×104km2），南北两侧分别被古亚洲构造系、特提斯构造系环绕，是一个在前震旦纪陆壳基底上发展起来的由古生界海相克拉通盆地与中、新生界陆相前陆盆地组成的多旋回叠合盆地。根据其基底构造形态，划分为“三隆四坳”7 个构造单元，包括塔北隆起、中央隆起、塔东隆起三大隆起和库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷、东南坳陷4 个坳陷（图2）。盆地经历三大构造旋回，每个旋回伸展期发育烃源岩，过渡期发育区域储盖组合，挤压期形成断裂构造带、规模成藏。

图2 塔里木盆地构造单元图Fig.2 Division of structural units in Tarim Basin

塔里木盆地纵向发育上、中、下3 套规模成藏组合，分别被古近系膏盐岩、石炭系膏泥岩及中寒武统膏盐岩3 套区域盖层分隔，上组合储层主要为白垩系、侏罗系砂岩，中组合储层主要为中、下奥陶统石灰岩，下组合储层为下寒武统白云岩（图3a）。盆地3 套储盖组合在深层—超深层领域均有规模油气勘探发现。

图3 新疆地区油气成藏组合图Fig.3 Comparison of hydrocarbon accumulation assemblages in Xinjiang region

塔里木盆地深层—超深层油气主要受控于寒武系、二叠系、石炭系及侏罗系烃源岩[19-21]。不同烃源岩分布范围存在差异，寒武系玉尔吐斯组烃源岩为黑色页岩及暗色泥岩，是盆地台盆区主力烃源岩，烃源岩平均厚度为20m，分布面积约32×104km2，TOC一般介于2%～13%、最高为16%，Ro介于0.8%～3.2%，生烃强度可达（20～40）×108m3/km2。石炭系烃源岩分布在盆地西南坳陷，厚度为20～100m，面积约2.1×104km2，TOC 一 般 介 于0.5%～1.3%，Ro为1.8%～2.7%，生烃强度为（5～15）×108m3/km2。二叠系烃源岩分布在西南坳陷，厚度为50～400m，分布面积为2.2×104km2，TOC 一般为0.5%～1.7%，Ro为0.9%～1.9%，生烃强度为（10～20）×108m3/km2。侏罗系烃源岩主要分布于盆地前陆冲断带区域，是库车万亿立方米大气区的主力烃源岩。

塔里木盆地深层—超深层发育3 套规模储层，分别为下寒武统白云岩储层、奥陶系缝洞型石灰岩储层、库车坳陷白垩系—侏罗系碎屑岩储层。3 套规模储层埋藏深度都超过4500m，厚度大、分布广，为油气提供了优质的储集空间。下寒武统发育肖尔布拉克组、吾松格尔组两套中孔—中低渗白云岩储层，孔隙类型为溶蚀孔洞、晶间溶孔、粒间（内）溶孔、藻格架孔。奥陶系缝洞型石灰岩储层，受碳酸盐台地台缘、台内礁滩两大优势相以及走滑断裂破裂改造控制。侏罗系—白垩系碎屑岩储层，形成于宽浅湖盆大型（辫状河、扇）三角洲沉积，稳定山带供给、水浅坡陡、三角洲前缘砂体叠置连片发育，累计厚度为450～680m，岩性以中—细砂岩为主，受强烈的构造挤压应力影响，地层压力系数高，储层发育裂缝，物性好。

塔里木盆地深层盖层条件优越，发育中寒武统膏盐岩、石炭系膏泥岩及古近系膏盐岩等多套区域性盖层，盖层厚度大、分布广，中寒武统膏盐岩厚度为100～750m，膏泥岩盖层封盖能力强，控制深层油气分布。优越的盖层封盖能力，使盆地深层—超深层富集了大量油气资源，现阶段已发现的大部分储量均位于深层—超深层。

2.2 准噶尔盆地

准噶尔含油气盆地面积为13×104km2，南北两侧被古亚洲构造域环绕，是一个在前寒武纪陆壳基底和古生代褶皱基底上发展起来的由晚古生界与中、新生界组成的多旋回叠合盆地。根据其基底构造形态，划分为6 个一级构造单元，包括西部隆起、中央坳陷、陆梁隆起、乌伦古坳陷、东部隆起、南缘冲断带（图4）。

图4 准噶尔盆地构造单元图Fig.4 Division of structural units in Junggar Basin

准噶尔盆地构造演化过程中形成了三大成藏组合（图3b），（1）下组合：石炭系、二叠系为烃源岩，二叠系为主要储层，二叠系—三叠系泥岩为盖层；（2）中组合：中、下二叠统和三叠系为烃源岩，侏罗系为储层，白垩系泥岩为盖层；（3）上组合：侏罗系煤系为烃源岩，白垩系—新近系为储层，古近系—新近系泥岩为盖层。横向上不同时期、不同地区、不同规模的隆、坳格局相互叠置，不同地区具有不同的结构和充填模式，导致油气聚集与分布存在差异，成藏组合及后期改造特点控制油气分布[22-23]。

以埋深4500m 为限，准噶尔盆地深层—超深层领域主要包括中央坳陷斜坡区下组合二叠系—三叠系、腹部—南缘地区中组合侏罗系—白垩系，以及盆地中央坳陷周缘凸起区下组合石炭系。深层—超深层油气聚集主要受控于石炭系、二叠系烃源岩。石炭系烃源岩主要分布于克拉美丽山前、陆梁隆起东部—五彩湾及北三台地区，以泥岩和碳质泥岩为主；其中中—上石炭统主要分布在盆地边部和中部的张裂凹陷，克拉美丽山前坳陷有机碳含量为0.6%～1.26%，氯仿沥青“A”含量为53～73mg/L，总烃含量为25～46mg/kg，干酪根类型为腐殖型，Ro普遍大于0.9%，为成熟度较高的烃源岩。下二叠统为海陆交互相沉积，盆地西北缘厚度为2000～4000m。玛纳斯湖和克乌断阶带是沉积中心，见到海相特点的生油岩等，有机碳含量为1.26%，氯仿沥青“A”含量为149mg/L，干酪根类型为腐殖—腐泥型。上二叠统是盆地已被证实的好烃源岩，在盆地西北部、中部、东部和南部皆有分布。盆地西北部玛湖凹陷一带，烃源岩厚度为250～375m，有机碳含量平均为1.01%，氯仿沥青“A”含量为283mg/L。盆地东部地区烃源岩厚250～750m，有机碳含量为1.85%～4.15%，氯仿沥青“A”含量为1141～2656mg/L。盆地南部地区烃源岩厚700～1000m，有机碳含量为4.89%～10.02%，氯仿沥青“A”含量为3949～4845mg/L，干酪根类型主要为腐泥型和混合型。

准噶尔盆地深层发育粗碎屑岩类、砂岩类、云质细粒沉积岩类及火成岩4 类储集体。根据盆地地温场特征与演化特点，以及区域性厚层泥岩与广泛分布的异常压力封隔层分布特点，垂向上可划分为上、中、下3 套规模储层：石炭系—二叠系火成岩及碎屑岩储层，三叠系—侏罗系扇三角洲粗碎屑岩及辫状河三角洲砂岩储层，白垩系—古近系河流、三角洲砂岩及扇三角洲粗碎屑岩储层[24]。石炭系—二叠系规模储层在西北缘、腹部及准东等地区均较发育，三叠系—侏罗系规模储层在玛湖、腹部、准东地区广泛发育，白垩系—古近系规模储层在南缘、车排子、腹部及准东地区较发育。3 套规模储层厚度大、分布广，为油气提供了优质的储集空间。

准噶尔盆地深层油气分布受4 套区域性泥岩盖层控制，分别为中二叠统下乌尔禾组、上三叠统白碱滩组、下侏罗统三工河组及下白垩统吐谷鲁群。下乌尔禾组泥岩盖层厚度一般为50～200m，有从山前向斜坡区逐渐加厚的趋势，由该套泥岩盖层封盖形成的油气田（藏）已有玛北油田、火烧山油田、中拐—五八乌尔禾油藏等。上三叠统白碱滩组泥岩盖层形成于湖侵时期，在盆地广泛分布，厚度一般为100～400m，克拉玛依油田、玛湖大油区中—下三叠统油气层主要集中在该套区域性盖层之下。下侏罗统三工河组泥岩盖层主要为滨浅湖相产物，分布范围甚广，沉积厚度具有自北向南和自盆地周边向盆地腹部增厚的趋势，厚度一般为110～270m，彩南、石西、莫北、石南及陆南地区三工河组油藏皆为三工河组泥岩封盖形成。下白垩统吐谷鲁群以湖相泥岩沉积为主，分布范围较为广泛，厚度一般为140～480m，其下封盖形成高探1 井、呼探1 井清水河组油气藏等。

2.3 吐哈盆地

吐哈盆地深层二叠系具有“三凸三凹”构造格局（图5），受布尔加凸起、鲁西凸起、库木—塔克泉凸起演化控制，发育台北凹陷、托克逊残余凹陷，其中台北凹陷保留相对完整，鼻凸区发育大量的构造圈闭群。三叠系沉积时期，盆地经历断陷向坳陷转换，主体应力转变为南北向挤压，受库木古凸起控制，开始发育胜北低凸起，侏罗系沉积时期持续加强，开始发育连木沁鼻凸构造，形成多排近平行库木古凸起的断鼻和断背斜构造。

图5 吐哈盆地构造单元图Fig.5 Division of structural units in Tuha Basin

吐哈盆地自底向顶发育石炭系至新近系多套地层，构成上、下两套成藏组合（图3c），以中—下侏罗统的区域性泥岩盖层为界线。下部成藏组合是深层油气勘探的主要层系，主要包含石炭系、二叠系及三叠系3 套烃源岩[25]。

吐哈盆地深层油气资源受石炭系、二叠系、三叠系烃源岩控制。二叠系—三叠系烃源岩包括下二叠统依尔希土组及中二叠统桃东沟群，是盆地最主力的烃源岩，其中桃东沟群烃源岩厚度大、分布广，沉积中心位于台北凹陷西部，暗色泥岩厚度为100～450m。露头及钻井地区化学指标分析，桃东沟群烃源岩有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，有机碳含量均值普遍在1.5%以上，Ro均值在0.6%～1.17%，台南凹陷成熟度偏低，台北凹陷达到成熟阶段，具有较强生烃能力。此外三叠系郝家沟组烃源岩对深层油气也有贡献，哈密凹陷已发现上三叠统自生自储油气。石炭系烃源岩以中石炭统底坎儿组暗色泥岩及凝灰质泥岩为主，钻井和露头揭示上石炭统发育一套相对稳定的烃源岩层。下石炭统发育多套互层状烃源岩层，厚度在20～120m，以石灰岩、亮晶灰岩、黑色页岩、泥晶灰岩为主，目前揭示的露头偏少，横向连通性较差、落实程度偏低。

吐哈盆地深层勘探领域主力储层包括两套，分别为上二叠统梧桐沟组和三叠系克拉玛依组、上仓房沟组。台北凹陷两套储层厚度大，梧桐沟组砂层组厚度为75～300m。三叠系储层发育南北双向物源的辫状河三角洲砂体，砂层组厚度为240～420m，横向叠合连片，储层物性南好北差、西好东差。整体来看不同区带，三叠系储层储集性能均相对较好，是未来深层油气勘探的重点层系之一。

3 深层—超深层油气成藏模式与控制因素

深层—超深层油气成藏过程复杂，受多期多旋回构造运动影响，深层通常发育多套不同类型的有效烃源岩，因而深层—超深层油气藏普遍呈现多源及混源特征。多套烃源岩的生排烃演化特征必然存在差异，此外叠加多旋回的构造运动，深层—超深层油气藏形成期次通常较多，并且油气藏形成后受晚期构造活动改造强烈[26]。“多源、多期、多改造”的油气成藏演化过程，致使深层油气藏形成的控制因素多变，强化油气成藏过程研究，对认识控藏要素及油气分布规律具有重要的指导作用。

新疆地区三大沉积盆地深层油气勘探主要集中于碳酸盐岩、碎屑岩、火山岩及非常规页岩油四大领域，不同领域油气成藏条件及控藏要素存在明显差异。

3.1 塔里木盆地

塔里木盆地深层油气成藏组合主要为台盆区寒武系—奥陶系碳酸盐岩，库车及塔西南前陆冲断带深层碎屑岩领域，两大领域油气成藏过程、成藏模式及控藏要素存在差异性。深层海相碳酸盐岩勘探领域，油气成藏过程复杂，以塔里木盆地台盆区为例，深层碳酸盐岩油气藏经历加里东晚期、海西晚期—印支期、燕山期—喜马拉雅期3 期成藏，受区域盖层封堵，呈现“早油晚气、沿断裂富集”的特征。

塔里木盆地台盆区深层碳酸盐岩包括中—下奥陶统缝洞型碳酸盐岩、寒武系盐下白云岩两大领域，两者具有不同的成藏模式与控制因素。寒武系盐下白云岩是靠近玉尔吐斯组烃源岩的第一套优质储层，目前已有中深1 井、轮探1 井、柯探1 井获得油气突破，展示其良好的油气成藏条件。以哈拉哈塘油田南部奥陶系为例（图6），深层碳酸盐岩领域油气成藏受断裂控制，主要表现在两个方面，一是油气运移有良好的通道，油气自深部烃源岩生成后，沿断裂向浅层运移；二是岩溶优质储层发育，走滑断裂的破碎作用进一步促进岩溶缝洞体发育，形成断控岩溶型优质储层，为油气聚集提供良好的储集空间。在加里东期—海西期走滑断裂控制下，奥陶系油气藏沿主干断裂向上倾高部位运聚，在断控岩溶储层、层间岩溶储层及白云岩滩体中富集成藏。

图6 塔里木盆地哈拉哈塘地区油气成藏模式图Fig.6 Hydrocarbon accumulation pattern of carbonate reservoir in Halahatang area,Tarim Basin

前陆冲断带深层碎屑岩油气成藏整体较晚，库车前陆冲断带油气成藏条件优于塔西南山前带。库车、大北前陆冲断带普遍发育地层超压，冲断构造成排展布（图7），断裂缝网体系为天然气垂向运移的高速通道，晚期三叠系、侏罗系烃源岩高成熟阶段，生成的大量天然气持续性强充注，形成盐下高丰度超高压大气藏。塔西南山前前陆冲断带勘探程度及认识程度相对较低，存在上新世中晚期、更新世早期两期成藏，上新世中晚期，白垩系、古近系古油气藏形成，更新世早期，凝析气气侵，油气调整成藏，呈现早油晚气特征。更新世以来遭受调整改造强烈，构造带主体破坏严重，斜坡及平缓区保存条件变好。

图7 塔里木盆地库车坳陷油气成藏模式图Fig.7 Hydrocarbon accumulation pattern in Kuqa Depression,Tarim Basin

库车坳陷与塔西南坳陷油气成藏模式存在差异，库车坳陷为“源内油气短距离垂向运聚晚期成藏模式”，塔西南坳陷为“油气长距离垂向运聚与调整（裂解）成藏模式”[27]。喜马拉雅构造运动使库车坳陷大部分早期大断裂倾没于古近系膏岩层中，这些断层直接沟通侏罗系烃源岩和白垩系储层，天然气可以沿着断层直接注入上、下盘储层，天然气垂向运移距离短。塔西南坳陷以石炭系—下二叠统烃源岩为主，侏罗系烃源岩次之；油气来自深部地层，具有典型的“下生上储”特征，油气垂向运移距离远，并且遭受强烈的后期改造调整，这是与库车坳陷油气成藏最为典型的差异，如柯克亚凝析气田、巴什托普油田、和田河气田都经历了“多阶段聚集、古油藏破坏调整、次生油气藏形成”等演化过程[27]。

3.2 准噶尔盆地

准噶尔盆地多年的勘探实践已证实，油气富集主要受控于油气源、盖层及断裂输导条件，三者在整个盆地不同地区的成藏过程中至关重要。总体而言，从已发现油气分布特征分析，平面上，油气分布沿富烃凹陷周缘呈环带状分布；纵向上，盆地南深北浅的“箕状”特征决定了油气向北部高部位运移，受控于通源断裂与中浅层多期的断裂搭接，形成立体高效的输导网络，油气多富集于4 套区域盖层之下。但盆地深层—超深层因埋深、勘探层系、目标类型等不同，成藏组合在不同地区有所差异，成藏控制因素也存在区域性与局部差异性，因此表现出不同的成藏模式。

二叠系—三叠系深层—超深层碎屑岩领域存在源储一体、源储相离两种成藏类型。源储相离的油气成藏模式（图8）主要表现为：中—下二叠统烃源岩生成的油气经过近距离的初次运移—二次运移，于源外二叠系—三叠系砂砾岩储层中聚集。油气藏主要分布在中央坳陷斜坡区，该区深层构造活动相对弱，地层结构稳定，且靠近烃源岩层系，油气成藏受控于断裂、储层及局部微幅度构造。以玛湖凹陷二叠系—三叠系砂砾岩油藏为例，凹陷内二叠系—三叠系储层处于玛湖生烃凹陷中心区，构造简单，基本表现为南东倾的平缓地层，发育搭接连片的扇三角洲沉积，扇体及其控制下的沉积相带控制油气分布与成藏富集。此外，凹陷斜坡区的鼻状构造背景是油气运移有利指向区，高陡断裂贯穿风城组烃源岩和覆于其上的砂砾岩储层，是油气运移高效输导体，油气主要分布在二叠系、三叠系之间不整合面上下的砂砾岩储层中，主要富集在二叠系—三叠系优质扇三角洲前缘相带中。例如，风城组形成的油气经过断裂沟通，发生远距离的垂向运移，至上乌尔禾组、百口泉组扇三角洲前缘砾岩储层中聚集成藏，形成源储相离（源储纵向跨度为2000～3000m）、大跨度源上大面积成藏模式，该类成藏模式的直接体现为玛湖10 亿吨级砾岩大油区的发现。此外，围绕玛湖凹陷风城组还存在局部源储相离的成藏模式，受控于风城组，在盆地边缘为冲积扇砾岩沉积，逐渐过渡到烃源岩发育区，源内生成的油气仅初次横向运移，在边缘区的砾岩中聚集成藏。

而源储一体型主要以中—下二叠统咸化湖相烃源岩层系内的油气聚集为主。中—下二叠统受前陆坳陷活动的影响，形成一套白云质粉砂岩、泥页岩互层型细粒沉积，既富有机质，提供充足油气源，又能形成一定储集空间，聚集油气，进而形成源储一体的页岩油（致密油）油气藏（图8）。

图8 准噶尔盆地玛湖凹陷油气成藏模式图Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern in Mahu Sag,Junggar Basin

对于腹部—南缘地区深层侏罗系—白垩系成藏组合而言，油气成藏主要受断裂及不整合面控制。该区烃源条件优越，但油气源需要经历海西期通源断裂与燕山期次级断裂的纵向接力调整，两期断裂的纵向匹配关系，以及与储层的搭接关系，决定油气成藏的有效性。腹部地区存在深、浅两套断裂体系，来自深部二叠系的油气首先沿二叠系—三叠系中优质储层或不整合面运移，遇到深层断裂后向上运移，沿途在适当部位成藏。当深部断裂与浅部断裂搭接时，油气便运移到浅部侏罗系—白垩系储层中聚集成藏[28-29]（图9）。目前，腹部地区深层中组合的发现主要集中在围绕盆1 井西凹陷东北环带的莫北—莫索湾—莫南一线，构造上主体属于“洼中隆”，油气成藏过程复杂。该类成藏模式以断裂、不整合面、砂体为运移通道，沿古凸起遇圈闭富集，形成古生新储型油气藏。同时，受到高成熟烃源岩的控制[30-31]，多为凝析油气藏。

图9 准噶尔盆地腹部地区断控阶状成藏模式图Fig.9 The terraced fault-controlled hydrocarbon accumulation pattern in the hinterland of Junggar Basin

南缘地区深层油气富集主要受控于烃源岩、断裂，以及具备良好封盖条件的背斜构造，形成源上挤压背斜型油气成藏模式（图10）。南缘地区油气勘探证实该区深层有效的油气源以中、下侏罗统煤系烃源岩为主，但不排除二叠系烃源岩的贡献。南缘山前沙湾—阜康凹陷一带侏罗纪—白垩纪是准噶尔盆地沉积中心，侏罗系烃源岩厚度大、有机质丰度高，热演化程度高，燕山期开始大量生成油气，燕山晚期达到高—过成熟阶段，开始大量生排天然气，一直持续到第四纪。同时，受晚期再生前陆盆地演化的影响，南缘造山带快速隆升，挤压形成近东西向排带状分布的深大构造。构造圈闭主要在燕山末期形成，在喜马拉雅期改造定型，为早期排出的油气提供了有利的聚集场所。目前上组合已发现油气藏，背斜圈闭往往遭受破坏严重，油气藏规模不大。但受白垩系吐谷鲁群厚层泥岩盖层的控制，大规模完整的背斜圈闭伏于其下，呼探1 井部署于呼图壁背斜带，目标为吐谷鲁群泥岩盖层之下的侏罗系与白垩系底部砂岩，清水河组获日产油60m3、日产天然气32×104m3的高产突破，证实南缘中、下组合的巨大勘探潜力。

图10 准噶尔盆地南缘冲断带齐古—呼图壁深层天然气成藏模式图Fig.10 Natural gas accumulation pattern of deep formation in Qigu-Hutubi area in thrust belt of the southern marginal Junggar Basin

3.3 吐哈盆地

吐哈盆地深层油气勘探最重要的领域为二叠系—三叠系碎屑岩领域，油气成藏的认识程度相对较低，但总体来看，二叠系—三叠系深层碎屑岩油气成藏受“源控”及“断控”特征清晰。深层碎屑岩领域最主要的烃源岩是中二叠统桃东沟群，烃源岩呈南北分带特征，主要分布在胜北、火北、鄯善、丘东、胜南、鲁南及沙泉等次洼，南部残余洼陷埋藏浅，成熟度低；北部整体洼陷埋藏深，成熟度高。有利的烃源岩主要分布在盆地北部，平面上存在胜北、火北等多个有利的生烃中心。已发现的油气藏主要以生烃洼陷为中心呈环带状分布，但这种环带状分布是不完整和不对称的，具体表现为生烃中心北部油气田贫乏，而南部则发育良好。这种油气分布特征主要受两个因素控制：一是台北凹陷由北往南是油气运移的优势方向；二是凹陷中南部储集输导层相对发育，加之在南斜坡背景上产生的逆冲断层的倾向与地层倾角趋势一致，有利于油气垂向与侧向接续运移。断裂对吐哈盆地深层二叠系—三叠系碎屑岩油气成藏的控制作用表现在两个方面，一是油气运移的重要通道；二是鼻凸构造及斜坡区发育的断裂，在油气藏的上倾方向构成遮挡，形成一系列断块油气藏（图11）。此外，梧桐沟组顶底板条件及上倾方向的物性封堵对二叠系—三叠系油气成藏具有重要的控制作用，发育3 种目标类型，分别是受鼻隆带控制的早期低成熟的断块稠油油藏、梧三段沟槽充填泥包砂小型构造—岩性稠油油藏、梧一段规模岩性稀油油藏。

图11 吐哈盆地玉东地区二叠系—三叠系油藏地质剖面图Fig.11 Geological section of Permian-Triassic oil reservoir in Yudong area,Tuha Basin

玉北地区二叠系—三叠系油气分布具有分带性，凹陷区为高成熟度的二叠系稀油油藏，呈现大面积连片分布特征，向斜坡区及凸起区，油气成熟度降低，变为稠油油藏，以大型构造—岩性油气藏为主，油气成藏层位也逐渐变浅，从二叠系过渡至三叠系，油气藏分布受断裂控制明显。造成油气分异的主要原因与烃源岩演化与油气成藏过程密切相关，在印支期，二叠系桃东沟群烃源岩进入生烃窗，生成的低成熟度液态油，在砂体及不整合面的侧向输导下，向斜坡区及凹陷周缘的凸起区运移，并在凸起区高部位的构造圈闭及断块圈闭中聚集成藏，受晚期高成熟油气及保存条件的影响，油气藏逐渐转变为稠油油藏。至燕山期，桃东沟群烃源快速埋深，进入高成熟度演化阶段，生成大量的高成熟原油，向凹陷区的岩性—地层圈闭中运聚，形成高成熟的稀油油藏，油气藏分布受近源扇体控制，凹槽区玉北西、连木沁—连东等扇体呈现稀油油藏大面积分布的特征。

4 油气分布特征与勘探方向

4.1 塔里木盆地

区域性优质盖层对深层油气分布具有重要的控制作用，塔里木盆地深层海相碳酸盐岩油气藏受中寒武统膏盐岩、石炭系膏泥岩区域性盖层控制[32]，区域盖层之下已发现大规模油气藏聚集，石炭系膏泥岩分布面积为23×104km2，其下发现了哈得逊油田亿吨级海相碎屑岩油田；中寒武统膏盐岩面积为29×104km2，之下有油气发现，但未发现大规模油气藏，未来勘探潜力大。塔里木深层碎屑岩油气藏受古近系膏泥岩盖层控制，膏泥岩盖层压力系数高，封盖条件极佳，之下勘探发现了库车、大北等万亿立方米大气田。

寒武系盐下，截至目前完钻井21 口，未形成规模接替，但具备形成大油气区的基本地质条件，目前勘探、认识程度仍然很低，未来勘探潜力巨大，近源、储盖组合好的古隆起—斜坡区是下一步勘探突破的主攻方向。肖尔布拉克组丘滩体和吾松格尔台缘是寒武系盐下碳酸盐岩领域的两大重要区带，具体包括塔中北斜坡、古城—肖塘、温宿周缘、麦盖提上斜坡、轮南低凸起等，有利滩体面积达3×104km2，是下一步勘探战略突破有利区。此外最新研究发现：震旦系奇格布拉克组发育微生物丘滩相储层，储集性能较好，是深层—超深层油气勘探的重要领域。奇格布拉克组为南北分异格局，初步识别出塔北丘滩复合带、塔中北斜坡残余颗粒滩带及麦盖提斜坡丘滩带3 个丘滩带，塔中—塔北地区预测有利面积为4.56×104km2。

库车前陆区天然气成藏条件优越，深层—超深层勘探潜力大。前陆冲断带构造控藏特征明显，剩余圈闭丰富，是增储上产重点领域。据初步统计，库车坳陷储备圈闭达60 个，总面积为1450km2，天然气资源量超8000×108m3，克拉苏、中秋、东秋是最现实区带。此外，前陆斜坡区具备形成大面积岩性气藏的有利条件，有利面积约为1700km2，天然气资源量超2×1012m3，是下一步值得探索的重要区带。

塔西南山前冲断带，剩余资源丰富，面积为8.7×104km2，石油资源量超5×108t、天然气资源量近2×1012m3，但现阶段油气探明率及认识程度低，是天然气勘探的重要接替领域，应深化油气成藏及区带综合评价优选研究。深层油气保存条件优越的成排成带构造是油气勘探突破的重点方向。

4.2 准噶尔盆地

准噶尔盆地深层—超深层石油资源量约为27×108t，探明率极低。深层天然气资源量超过2×1012m3，占盆地总资源量的63%，但总体勘探程度极低。结合前述深层油气成藏的主要控制因素：（1）以烃源岩为根本，油气分布沿着有效源灶分布，供烃能力的大小影响着油气富集的规模。（2）区域性盖层对油气分布起着至关重要的控制作用，如南缘地区上组合有着有利的源—圈条件，但往往圈闭遭受破坏，中组合侏罗系、白垩系受到吐谷鲁群厚层泥岩盖层的有效遮挡，形成非常高效的油气藏。（3）断裂对油气纵向调整及油气富集起到了至关重要的作用，如玛湖凹陷斜坡区下组合三叠系—二叠系呈现出“断裂所至，藏之所成”，即通源断裂沟通了风城组烃源岩及二叠系、三叠系砂—砾岩；再如，腹部地区盆1 井西凹陷中组合侏罗系，往往需要多期断裂的纵向有效搭接及断裂与砂体的有效配置，才能形成有效的油气聚集。（4）部分地区局部的古构造、不整合面，以及沉积相带对油气成藏与分布也具有一定影响。未来盆地深层的勘探首先向烃源岩区进军，但深层—超深层领域在不同地区有其特殊性。整体而言，准噶尔盆地深层—超深层油气勘探最重要的领域包括二叠系—三叠系深层碎屑岩、南缘冲断带侏罗系—白垩系及非常规页岩油等。

准噶尔盆地中央坳陷斜坡区二叠系—三叠系勘探潜力巨大，近年来依托盆地级整体研究成果，二维、三维地震资料联合落实有利勘探面积2.5×104km2，该领域剩余石油资源量超20×108t、天然气资源量超8000×108m3，西北部的玛湖凹陷已落实超10×108t的规模储量，并且阜康凹陷、沙湾凹陷、盆1 井西凹陷、东道海子凹陷有望形成10 亿吨级大油气区。二叠系—三叠系深层碎屑岩油气勘探应充分借鉴玛湖凹陷模式，强化沟槽控砂模式及扇体展布特征研究，刻画大型坳陷斜坡区岩性—地层圈闭发育模式，主攻阜康凹陷主沟槽扇体，落实阜康凹陷亿吨级规模储量，同时积极探索沙湾凹陷、东道海子凹陷、盆1 井西凹陷，早日实现二叠系—三叠系大环带深层碎屑岩的整体突破。

南缘冲断带侏罗系—白垩系是盆地深层—超深层天然气勘探突破的首选领域，有利勘探面积为2.3×104km2，剩余石油资源量约10×108t、天然气资源量超5000×108m3。勘探实践证实南缘具备形成千亿立方米大气区的有利条件：（1）大厚度、广泛分布的高成熟侏罗系烃源岩；（2）侏罗系烃源岩之上完整的大型背斜构造群；（3）发育白垩系清水河组，侏罗系喀拉扎组、头屯河组、八道湾组、三工河组多套规模有效储层；（4）白垩系吐谷鲁群500～2000m 巨厚泥岩区域盖层[33-34]；（5）深层—超深层异常高压的发育，埋深6000m 左右的白垩系泥岩异常高压封盖能力强，规模砂体高压有利于原生粒间孔的保存[35]。逼近南缘冲断带中段高成熟源灶中心是深层—超深层寻找规模天然气储量的重要方向，优选源储时空配置好、保存条件优越的深层大构造，是寻找规模天然气藏的首选目标，二维、三维地震资料联合初步落实南缘冲断带发育背斜圈闭群（约22 个），累计圈闭面积达1735km2，有望形成千亿立方米大气区的勘探场面。除此之外，南缘前陆盆地斜坡区具备形成大型岩性—地层油气藏的条件，初步刻画落实侏罗系—白垩系一系列北部尖灭带地层—岩性圈闭目标，累计圈闭面积约2300km2，下步勘探实践中应积极探索该类型目标，有望进一步拓展南缘冲断带深层勘探成果。

值得注意的是，盆地进入中—下组合深层—超深层勘探领域，还具有类型多样的非常规资源。例如，腹部地区中组合致密砂岩气、富烃凹陷斜坡区致密油、页岩油等，均见到良好苗头，盆1 井西凹陷前哨地区侏罗系三工河组致密砂岩相继获得高产油气流；玛湖凹陷下组合风城组白云质砂岩储层中落实亿吨级规模储量，无不显示深层非常规油气良好的勘探前景。尤其下组合中二叠统烃源岩，具备丰富的页岩油资源，达25×108t，勘探潜力巨大，特别是2020 年玛湖凹陷风城组页岩油勘探获得重大突破，为深层非常规油气勘探提供了新领域。但效益动用的技术手段还需探索，需要加快地质工程一体化攻关，形成一体化攻关配套技术，盘活这些非常规领域。

4.3 吐哈盆地

吐哈盆地深层油气勘探最重要的领域是二叠系—三叠系碎屑岩，该领域油气资源量超5×108t，截至2019 年累计探明储量超1×108t，剩余资源量丰富，勘探潜力大。二叠系生烃中心及三叠系区域盖层对吐哈盆地深层油气资源具有重要的控制作用。

吐哈盆地深层二叠系—三叠系碎屑岩领域勘探应兼顾常规与非常规油气资源，强化探索台北凹陷南部源边鲁克沁正向构造的同时，积极探索斜坡区及凹陷内岩性—地层油气藏，台北凹陷南部近凹斜坡区是二叠系迎烃面大型岩性油气藏勘探的主攻方向，托克逊凹陷、哈密坳陷是寻找三叠系规模储量的有利区域。

综合油气成藏要素配置条件及勘探程度分析，认为库木凸起前缘的鲁克沁—红连区带，以及托克逊凹陷、台北凹陷，是二叠系—三叠系深层碎屑岩最有利的富集区带。该区带既有常规构造油气藏，又有非常规致密油气及稠油资源。库木凸起前缘鲁克沁大型复式鼻状凸起紧邻中二叠统桃东沟群生烃中心，烃源充足，鼻状构造是油气有利的汇聚区。此外，鲁西、马场两大古凸起前缘断坡发育扇三角洲砂体，湖相泥岩与砂体间互分布，储盖匹配关系好；鼻状隆起构造背景上易于形成断鼻型、构造—岩性复合型等类型圈闭，是该领域重要目标类型之一。台北凹陷斜坡区，玉北西、连木沁—连东岩性圈闭群是二叠系岩性油藏突破的重点目标。托克逊凹陷南缘斜坡带三叠系源储一体，有利于形成近源充注的砂岩气藏，近洼低凸起是构造—岩性匹配的有利部位，北部逆冲带下盘是中二叠统烃源岩调整充注的有利方向，具备形成构造—地层型油气藏条件。哈密坳陷多口井在上三叠统储层中见到良好油气显示，集中分布在三堡凹陷、四道沟地区，源储一体，砂体多期叠置、具备整体含气成藏条件，构造斜坡—洼陷区是下一步寻找源内自生自储致密油气藏的主要方向。

吐哈盆地深层石炭系领域，勘探程度及认识程度低，有望成为深层油气勘探的重要接替领域。石炭系受沟—弧体系控制，台南凹陷石炭系构造呈近东西向“带状分布、凹凸相间”的特点，发育一系列的背斜、断背斜构造显示，有利区带面积为1.2×104km2，勘探潜力大，是石炭系领域突破的首选区带。综合台南凹陷构造、储层、烃源岩叠合分析，沙泉子洼陷北部陡坡带，构造和储层规模发育，埋藏适中，是目前的主攻方向，有利区带面积约2000km2。

5 结论与认识

（1）新疆地区沉积盆地是在独特的大地构造环境中形成和发展起来的的多旋回叠合复合盆地，盆地性质既有相似性，又存在差异性。塔里木盆地是由古生代海相克拉通盆地，中生代陆内坳陷盆地，新生代再生前陆盆地叠合而成。准噶尔盆地形成于石炭纪，经历早二叠世前陆盆地—晚二叠世断陷盆地—三叠纪至白垩纪坳陷盆地—新生代再生前陆盆地演化过程。吐哈盆地经历石炭纪弧后裂陷—早二叠世伸展裂陷—中二叠世碰撞挤压—晚二叠世陆内挤压—侏罗纪断陷—白垩纪至第四纪前陆盆地演化阶段，不同的构造演化阶段控制沉积盆地充填。

（2）新疆地区沉积盆地发育上、中、下成藏组合，受深层规模源灶及区域泥岩盖层控制，深层—超深层油气勘探主要集中于中部及下部成藏组合。按照岩性及成藏差异性，新疆地区深层—超深层发育多个勘探领域，包括塔里木盆地台盆区古生界海相碳酸盐岩，塔里木盆地库车坳陷、塔西南坳陷、准噶尔盆地南缘前陆冲断带深层大构造，准噶尔盆地及吐哈盆地二叠系—三叠系碎屑岩，准噶尔盆地、吐哈盆地石炭系深层火山岩，准噶尔盆地二叠系页岩油等，是未来寻找规模储量的重要领域，是稳定中国油气战略坚实的能源保障。

（3）受多旋回构造演化影响，新疆地区深层—超深层油气藏受“源控”“断控”“盖层”三大关键要素控制，油气成藏呈现“多源”“多期”“多调整”的典型特征，富烃凹陷周缘、深层大构造及有利于规模储层发育的优势相带是深层油气资源富集的有利区带。

（4）塔里木盆地寒武系盐下、库车前陆冲断带、塔西南山前带，准噶尔盆地中央坳陷二叠系—三叠系、南缘冲断带侏罗系—白垩系，吐哈盆地台北凹陷二叠系—三叠系等区带油气成藏条件优越，勘探程度相对较低，潜力大，是未来深层寻求规模储量及重大突破的重要勘探方向。