新疆地區含油氣盆地深層
——超深層成藏組合與勘探方向

匡立春 支東明 王小軍 李建忠 劉 剛 何文軍 馬德波

（1 中國石油科技管理部；2 中國石油吐哈油田公司；3 中國石油新疆油田公司；4 中國石油勘探開發研究院 ）

0 引言

全球深層油氣勘探開發呈現加快發展的趨勢，2000 年以來在深層—超深層發現的油氣藏數量明顯增多[1]。據IHS 公司統計分析，截至2020 年年底，全球共發現埋深大于4500m 的油氣田（藏）1975 個，大于6000m 的油氣田（藏）285 個，深層石油年產量由1990 年的0.18×108t 增長到2.28×108t，深層天然氣年產量由1990 年的181×108m3增長到1770×108m3，證實深層油氣勘探的重要地位。

中國油氣勘探深度不斷向深層—超深層拓展，探井平均井深持續增加，尤其是中西部地區探井深度增幅明顯[2]，如塔里木盆地的塔北南斜坡，平均井深在7000m 以上，局部地區突破8000m。新疆地區含油氣盆地深層—超深層勘探取得重要突破，發現了多個規模儲量區，展示出深層—超深層良好勘探前景[3-5]。在海相碳酸鹽巖領域，發現了塔北—塔中奧陶系超深層縫洞型碳酸鹽巖大油區，呈現連片含油趨勢[3]，累計探明石油地質儲量約20×108t、天然氣地質儲量超5000×108m3；近期在輪南地區鉆探的輪探1 井，在寒武系鹽下獲高產工業油流，發現全球最深的古生界油氣藏。在陸相碎屑巖領域，一是發現了庫車前陸克拉蘇、博孜—大北兩個萬億立方米大氣區，累計探明天然氣地質儲量超10000×108m3；二是在準南前陸區鉆探的高探1 井、呼探1 井獲高產油氣流[6]，揭示了尋找高產大氣田的前景；三是準噶爾環中央坳陷二疊系—三疊系呈現大面積含油氣特點[7]，繼發現瑪湖超10 億噸級大油田之后，又在沙灣、阜康等凹陷獲得新發現；四是吐哈盆地火焰山二疊系—三疊系探明億噸級規模儲量，近期在勝北凹陷鉆探的玉探1 井二疊系見到良好油氣顯示，并鉆揭厚層優質烴源巖。因此，新疆地區深層—超深層油氣勘探越來越受到重視和關注。相信在不久的將來，新疆地區深層—超深層必將形成數個萬億立方米大油氣區，為穩定中國油氣戰略提供堅實的能源基礎和保障。

隨著中西部深層—超深層油氣勘探的不斷突破和發現，推動形成一系列深層油氣地質理論認識，有效指導了深層油氣勘探發現及規模儲量增長，如走滑斷裂與流體溶蝕改造控制超深層碳酸鹽巖優質儲層形成，地層超壓控制陸相深層碎屑巖儲層原生孔隙保存及次生孔隙形成，“烴源中心、規模儲層、膏鹽蓋層、深大構造”四位一體控制深層油氣藏規模，大型坳陷區“常規—非常規有序共生”、巖性—地層型油氣藏大面積連片分布等。新疆地區深層—超深層勘探領域多，海相碳酸鹽巖、前陸沖斷帶、深層大構造、陸相碎屑巖、火山巖及非常規頁巖油等多種類型領域在新疆地區含油氣盆地均有分布，每個領域油氣成藏模式及控藏要素不盡相同，給新疆地區深層油氣富集規律認識及勘探重點區帶選擇帶來較大難度，迫切需要系統梳理新疆地區深層—超深層勘探領域、潛力及方向。

本文通過對新疆地區大地構造背景及演化過程分析，對比了新疆地區塔里木盆地、準噶爾盆地、吐哈盆地深層油氣地質條件及成藏組合特征，系統梳理新疆地區深層油氣勘探領域，剖析了不同盆地、不同領域的油氣控藏要素及分布規律，旨在為新疆地區深層—超深層油氣勘探提供借鑒與幫助。

1 區域構造背景

新疆地區處于亞歐大陸腹地，面積約為166×104km2，地形地貌復雜，自古生代以來，受多期構造運動影響，發育多個沉積盆地（圖1）。新疆地區的沉積盆地是在獨特的大地構造環境中形成和發展起來的，多是由克拉通塊體與其間不同時代的造山帶鑲嵌構成的多旋回疊合復合盆地[8-9]。在古特提斯構造域與古亞洲構造域的動力學體系作用下，經歷了早古生代洋陸分化對峙、晚古生代大陸板塊聚斂拼合與新生代板塊內變形的三大演化階段[10]，發育古生代海相克拉通盆地，以及中、新生代陸相盆地縱向疊置。例如最為典型的塔里木盆地，疊置發育下古生界海相、上古生界海陸過渡相及中、新生界陸相三大套層系，最大沉積厚度超過15000m；準噶爾盆地、吐哈盆地，由于洋陸對峙階段及洋陸聚斂過程影響，沉積層系從石炭系—二疊系開始，疊置發育上古生界與中、新生界多套沉積地層，最大沉積厚度也超過15000m。整體來看，新疆地區的大地構造演化表現為：早古生代，隨著聯合古大陸的解體，分化出塔里木克拉通塊體，漂浮在寬廣大洋中，陸塊之上發育克拉通內坳陷與克拉通邊緣坳陷盆地。早古生代末期，以塔里木、揚子及華北為核心的幾個古陸塊發生軟碰撞，形成大致統一的中國古大陸，南側為古特提斯洋被動大陸邊緣。由于尚未固結的中國古大陸，在石炭紀—早二疊紀再次伸展，在天山山脈等處發育裂陷槽，沉積了以淺海相為主的沉積組合，包括塔西南及準噶爾石炭紀—二疊紀弧后前陸盆地。至石炭紀中晚期，大陸塊體的聯合趨勢遠大于離散作用，新疆地區盆地陸續出現海陸過渡相沉積；中、新生代以來，在古生代克拉通盆地之上或古生代褶皺基底之上疊置發育大型坳陷盆地，包括前陸盆地和陸內撓曲盆地，盆地持續沉降。總之，自顯生宙以來新疆地區古大陸經歷了多旋回構造發育的歷史，造就了該區疊合復合的含油氣盆地。

圖1 新疆地區大地構造概略圖Fig.1 Structure outline of Xinjiang region

塔里木盆地、準噶爾盆地及吐哈盆地不同時期構造演化存在差異性。塔里木盆地與塔吉克盆地、卡拉庫姆盆地、南里海盆地同處于特提斯構造域，盆地演化受控于全球性伸展—擠壓旋回與特提斯洋、古亞洲洋伸展—聚斂過程[11]，大致經歷前震旦紀基底形成、震旦紀—奧陶紀克拉通邊緣坳陷、志留紀—泥盆紀周緣前陸盆地、石炭紀—二疊紀克拉通邊緣坳陷和裂谷盆地、三疊紀前陸盆地、侏羅紀—古近紀斷陷盆地、新近紀—第四紀復合前陸盆地多個演化階段，經歷10 余期構造運動[12]。準噶爾盆地形成于石炭紀，早二疊世為前陸盆地，晚二疊世屬于斷陷盆地，三疊紀—白堊紀盆地構造運動相對穩定，屬于坳陷盆地，進入新生代以后為再生前陸盆地[13]。吐哈盆地具有雙重基底，既有寒武紀結晶基底，又有古生代褶皺基底，先后經歷了多期構造演化階段，包括石炭紀弧后裂陷階段、早二疊世伸展裂陷階段、中二疊世碰撞擠壓階段、晚二疊世陸內擠壓階段[14]、侏羅紀擴張斷陷階段、白堊紀—第四紀擠壓型再生前陸盆地階段。

多旋回構造運動控制盆地沉積充填，縱向發育上、中、下多套成藏組合，深層—超深層油氣勘探主要集中于中部及下部成藏組合。新疆地區，深層—超深層油氣勘探主要包含四大領域，分別為深層碳酸鹽巖領域，如塔里木盆地臺盆區古生界海相碳酸鹽巖[15]；深層碎屑巖領域，包括塔里木盆地庫車及塔西南前陸沖斷帶中、上組合，準噶爾盆地南緣前陸沖斷帶侏羅系—白堊系，準噶爾盆地及吐哈盆地二疊系—三疊系；深層火山巖領域，包括準噶爾盆地克拉美麗石炭系、吐哈盆地石炭系等；深層頁巖油領域，如準噶爾盆地吉木薩爾、瑪湖二疊系頁巖油[16-18]等。盆地差異性的演化過程決定不同領域油氣地質條件及成藏富集規律存在明顯差異。

2 成藏組合差異與油氣地質條件特征

2.1 塔里木盆地

塔里木盆地是中國陸上面積最大的含油氣盆地（面積為56×104km2），南北兩側分別被古亞洲構造系、特提斯構造系環繞，是一個在前震旦紀陸殼基底上發展起來的由古生界海相克拉通盆地與中、新生界陸相前陸盆地組成的多旋回疊合盆地。根據其基底構造形態，劃分為“三隆四坳”7 個構造單元，包括塔北隆起、中央隆起、塔東隆起三大隆起和庫車坳陷、北部坳陷、西南坳陷、東南坳陷4 個坳陷（圖2）。盆地經歷三大構造旋回，每個旋回伸展期發育烴源巖，過渡期發育區域儲蓋組合，擠壓期形成斷裂構造帶、規模成藏。

圖2 塔里木盆地構造單元圖Fig.2 Division of structural units in Tarim Basin

塔里木盆地縱向發育上、中、下3 套規模成藏組合，分別被古近系膏鹽巖、石炭系膏泥巖及中寒武統膏鹽巖3 套區域蓋層分隔，上組合儲層主要為白堊系、侏羅系砂巖，中組合儲層主要為中、下奧陶統石灰巖，下組合儲層為下寒武統白云巖（圖3a）。盆地3 套儲蓋組合在深層—超深層領域均有規模油氣勘探發現。

圖3 新疆地區油氣成藏組合圖Fig.3 Comparison of hydrocarbon accumulation assemblages in Xinjiang region

塔里木盆地深層—超深層油氣主要受控于寒武系、二疊系、石炭系及侏羅系烴源巖[19-21]。不同烴源巖分布范圍存在差異，寒武系玉爾吐斯組烴源巖為黑色頁巖及暗色泥巖，是盆地臺盆區主力烴源巖，烴源巖平均厚度為20m，分布面積約32×104km2，TOC一般介于2%～13%、最高為16%，Ro介于0.8%～3.2%，生烴強度可達（20～40）×108m3/km2。石炭系烴源巖分布在盆地西南坳陷，厚度為20～100m，面積約2.1×104km2，TOC 一 般 介 于0.5%～1.3%，Ro為1.8%～2.7%，生烴強度為（5～15）×108m3/km2。二疊系烴源巖分布在西南坳陷，厚度為50～400m，分布面積為2.2×104km2，TOC 一般為0.5%～1.7%，Ro為0.9%～1.9%，生烴強度為（10～20）×108m3/km2。侏羅系烴源巖主要分布于盆地前陸沖斷帶區域，是庫車萬億立方米大氣區的主力烴源巖。

塔里木盆地深層—超深層發育3 套規模儲層，分別為下寒武統白云巖儲層、奧陶系縫洞型石灰巖儲層、庫車坳陷白堊系—侏羅系碎屑巖儲層。3 套規模儲層埋藏深度都超過4500m，厚度大、分布廣，為油氣提供了優質的儲集空間。下寒武統發育肖爾布拉克組、吾松格爾組兩套中孔—中低滲白云巖儲層，孔隙類型為溶蝕孔洞、晶間溶孔、粒間（內）溶孔、藻格架孔。奧陶系縫洞型石灰巖儲層，受碳酸鹽臺地臺緣、臺內礁灘兩大優勢相以及走滑斷裂破裂改造控制。侏羅系—白堊系碎屑巖儲層，形成于寬淺湖盆大型（辮狀河、扇）三角洲沉積，穩定山帶供給、水淺坡陡、三角洲前緣砂體疊置連片發育，累計厚度為450～680m，巖性以中—細砂巖為主，受強烈的構造擠壓應力影響，地層壓力系數高，儲層發育裂縫，物性好。

塔里木盆地深層蓋層條件優越，發育中寒武統膏鹽巖、石炭系膏泥巖及古近系膏鹽巖等多套區域性蓋層，蓋層厚度大、分布廣，中寒武統膏鹽巖厚度為100～750m，膏泥巖蓋層封蓋能力強，控制深層油氣分布。優越的蓋層封蓋能力，使盆地深層—超深層富集了大量油氣資源，現階段已發現的大部分儲量均位于深層—超深層。

2.2 準噶爾盆地

準噶爾含油氣盆地面積為13×104km2，南北兩側被古亞洲構造域環繞，是一個在前寒武紀陸殼基底和古生代褶皺基底上發展起來的由晚古生界與中、新生界組成的多旋回疊合盆地。根據其基底構造形態，劃分為6 個一級構造單元，包括西部隆起、中央坳陷、陸梁隆起、烏倫古坳陷、東部隆起、南緣沖斷帶（圖4）。

圖4 準噶爾盆地構造單元圖Fig.4 Division of structural units in Junggar Basin

準噶爾盆地構造演化過程中形成了三大成藏組合（圖3b），（1）下組合：石炭系、二疊系為烴源巖，二疊系為主要儲層，二疊系—三疊系泥巖為蓋層；（2）中組合：中、下二疊統和三疊系為烴源巖，侏羅系為儲層，白堊系泥巖為蓋層；（3）上組合：侏羅系煤系為烴源巖，白堊系—新近系為儲層，古近系—新近系泥巖為蓋層。橫向上不同時期、不同地區、不同規模的隆、坳格局相互疊置，不同地區具有不同的結構和充填模式，導致油氣聚集與分布存在差異，成藏組合及后期改造特點控制油氣分布[22-23]。

以埋深4500m 為限，準噶爾盆地深層—超深層領域主要包括中央坳陷斜坡區下組合二疊系—三疊系、腹部—南緣地區中組合侏羅系—白堊系，以及盆地中央坳陷周緣凸起區下組合石炭系。深層—超深層油氣聚集主要受控于石炭系、二疊系烴源巖。石炭系烴源巖主要分布于克拉美麗山前、陸梁隆起東部—五彩灣及北三臺地區，以泥巖和碳質泥巖為主；其中中—上石炭統主要分布在盆地邊部和中部的張裂凹陷，克拉美麗山前坳陷有機碳含量為0.6%～1.26%，氯仿瀝青“A”含量為53～73mg/L，總烴含量為25～46mg/kg，干酪根類型為腐殖型，Ro普遍大于0.9%，為成熟度較高的烴源巖。下二疊統為海陸交互相沉積，盆地西北緣厚度為2000～4000m。瑪納斯湖和克烏斷階帶是沉積中心，見到海相特點的生油巖等，有機碳含量為1.26%，氯仿瀝青“A”含量為149mg/L，干酪根類型為腐殖—腐泥型。上二疊統是盆地已被證實的好烴源巖，在盆地西北部、中部、東部和南部皆有分布。盆地西北部瑪湖凹陷一帶，烴源巖厚度為250～375m，有機碳含量平均為1.01%，氯仿瀝青“A”含量為283mg/L。盆地東部地區烴源巖厚250～750m，有機碳含量為1.85%～4.15%，氯仿瀝青“A”含量為1141～2656mg/L。盆地南部地區烴源巖厚700～1000m，有機碳含量為4.89%～10.02%，氯仿瀝青“A”含量為3949～4845mg/L，干酪根類型主要為腐泥型和混合型。

準噶爾盆地深層發育粗碎屑巖類、砂巖類、云質細粒沉積巖類及火成巖4 類儲集體。根據盆地地溫場特征與演化特點，以及區域性厚層泥巖與廣泛分布的異常壓力封隔層分布特點，垂向上可劃分為上、中、下3 套規模儲層：石炭系—二疊系火成巖及碎屑巖儲層，三疊系—侏羅系扇三角洲粗碎屑巖及辮狀河三角洲砂巖儲層，白堊系—古近系河流、三角洲砂巖及扇三角洲粗碎屑巖儲層[24]。石炭系—二疊系規模儲層在西北緣、腹部及準東等地區均較發育，三疊系—侏羅系規模儲層在瑪湖、腹部、準東地區廣泛發育，白堊系—古近系規模儲層在南緣、車排子、腹部及準東地區較發育。3 套規模儲層厚度大、分布廣，為油氣提供了優質的儲集空間。

準噶爾盆地深層油氣分布受4 套區域性泥巖蓋層控制，分別為中二疊統下烏爾禾組、上三疊統白堿灘組、下侏羅統三工河組及下白堊統吐谷魯群。下烏爾禾組泥巖蓋層厚度一般為50～200m，有從山前向斜坡區逐漸加厚的趨勢，由該套泥巖蓋層封蓋形成的油氣田（藏）已有瑪北油田、火燒山油田、中拐—五八烏爾禾油藏等。上三疊統白堿灘組泥巖蓋層形成于湖侵時期，在盆地廣泛分布，厚度一般為100～400m，克拉瑪依油田、瑪湖大油區中—下三疊統油氣層主要集中在該套區域性蓋層之下。下侏羅統三工河組泥巖蓋層主要為濱淺湖相產物，分布范圍甚廣，沉積厚度具有自北向南和自盆地周邊向盆地腹部增厚的趨勢，厚度一般為110～270m，彩南、石西、莫北、石南及陸南地區三工河組油藏皆為三工河組泥巖封蓋形成。下白堊統吐谷魯群以湖相泥巖沉積為主，分布范圍較為廣泛，厚度一般為140～480m，其下封蓋形成高探1 井、呼探1 井清水河組油氣藏等。

2.3 吐哈盆地

吐哈盆地深層二疊系具有“三凸三凹”構造格局（圖5），受布爾加凸起、魯西凸起、庫木—塔克泉凸起演化控制，發育臺北凹陷、托克遜殘余凹陷，其中臺北凹陷保留相對完整，鼻凸區發育大量的構造圈閉群。三疊系沉積時期，盆地經歷斷陷向坳陷轉換，主體應力轉變為南北向擠壓，受庫木古凸起控制，開始發育勝北低凸起，侏羅系沉積時期持續加強，開始發育連木沁鼻凸構造，形成多排近平行庫木古凸起的斷鼻和斷背斜構造。

圖5 吐哈盆地構造單元圖Fig.5 Division of structural units in Tuha Basin

吐哈盆地自底向頂發育石炭系至新近系多套地層，構成上、下兩套成藏組合（圖3c），以中—下侏羅統的區域性泥巖蓋層為界線。下部成藏組合是深層油氣勘探的主要層系，主要包含石炭系、二疊系及三疊系3 套烴源巖[25]。

吐哈盆地深層油氣資源受石炭系、二疊系、三疊系烴源巖控制。二疊系—三疊系烴源巖包括下二疊統依爾希土組及中二疊統桃東溝群，是盆地最主力的烴源巖，其中桃東溝群烴源巖厚度大、分布廣，沉積中心位于臺北凹陷西部，暗色泥巖厚度為100～450m。露頭及鉆井地區化學指標分析，桃東溝群烴源巖有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主，有機碳含量均值普遍在1.5%以上，Ro均值在0.6%～1.17%，臺南凹陷成熟度偏低，臺北凹陷達到成熟階段，具有較強生烴能力。此外三疊系郝家溝組烴源巖對深層油氣也有貢獻，哈密凹陷已發現上三疊統自生自儲油氣。石炭系烴源巖以中石炭統底坎兒組暗色泥巖及凝灰質泥巖為主，鉆井和露頭揭示上石炭統發育一套相對穩定的烴源巖層。下石炭統發育多套互層狀烴源巖層，厚度在20～120m，以石灰巖、亮晶灰巖、黑色頁巖、泥晶灰巖為主，目前揭示的露頭偏少，橫向連通性較差、落實程度偏低。

吐哈盆地深層勘探領域主力儲層包括兩套，分別為上二疊統梧桐溝組和三疊系克拉瑪依組、上倉房溝組。臺北凹陷兩套儲層厚度大，梧桐溝組砂層組厚度為75～300m。三疊系儲層發育南北雙向物源的辮狀河三角洲砂體，砂層組厚度為240～420m，橫向疊合連片，儲層物性南好北差、西好東差。整體來看不同區帶，三疊系儲層儲集性能均相對較好，是未來深層油氣勘探的重點層系之一。

3 深層—超深層油氣成藏模式與控制因素

深層—超深層油氣成藏過程復雜，受多期多旋回構造運動影響，深層通常發育多套不同類型的有效烴源巖，因而深層—超深層油氣藏普遍呈現多源及混源特征。多套烴源巖的生排烴演化特征必然存在差異，此外疊加多旋回的構造運動，深層—超深層油氣藏形成期次通常較多，并且油氣藏形成后受晚期構造活動改造強烈[26]。“多源、多期、多改造”的油氣成藏演化過程，致使深層油氣藏形成的控制因素多變，強化油氣成藏過程研究，對認識控藏要素及油氣分布規律具有重要的指導作用。

新疆地區三大沉積盆地深層油氣勘探主要集中于碳酸鹽巖、碎屑巖、火山巖及非常規頁巖油四大領域，不同領域油氣成藏條件及控藏要素存在明顯差異。

3.1 塔里木盆地

塔里木盆地深層油氣成藏組合主要為臺盆區寒武系—奧陶系碳酸鹽巖，庫車及塔西南前陸沖斷帶深層碎屑巖領域，兩大領域油氣成藏過程、成藏模式及控藏要素存在差異性。深層海相碳酸鹽巖勘探領域，油氣成藏過程復雜，以塔里木盆地臺盆區為例，深層碳酸鹽巖油氣藏經歷加里東晚期、海西晚期—印支期、燕山期—喜馬拉雅期3 期成藏，受區域蓋層封堵，呈現“早油晚氣、沿斷裂富集”的特征。

塔里木盆地臺盆區深層碳酸鹽巖包括中—下奧陶統縫洞型碳酸鹽巖、寒武系鹽下白云巖兩大領域，兩者具有不同的成藏模式與控制因素。寒武系鹽下白云巖是靠近玉爾吐斯組烴源巖的第一套優質儲層，目前已有中深1 井、輪探1 井、柯探1 井獲得油氣突破，展示其良好的油氣成藏條件。以哈拉哈塘油田南部奧陶系為例（圖6），深層碳酸鹽巖領域油氣成藏受斷裂控制，主要表現在兩個方面，一是油氣運移有良好的通道，油氣自深部烴源巖生成后，沿斷裂向淺層運移；二是巖溶優質儲層發育，走滑斷裂的破碎作用進一步促進巖溶縫洞體發育，形成斷控巖溶型優質儲層，為油氣聚集提供良好的儲集空間。在加里東期—海西期走滑斷裂控制下，奧陶系油氣藏沿主干斷裂向上傾高部位運聚，在斷控巖溶儲層、層間巖溶儲層及白云巖灘體中富集成藏。

圖6 塔里木盆地哈拉哈塘地區油氣成藏模式圖Fig.6 Hydrocarbon accumulation pattern of carbonate reservoir in Halahatang area,Tarim Basin

前陸沖斷帶深層碎屑巖油氣成藏整體較晚，庫車前陸沖斷帶油氣成藏條件優于塔西南山前帶。庫車、大北前陸沖斷帶普遍發育地層超壓，沖斷構造成排展布（圖7），斷裂縫網體系為天然氣垂向運移的高速通道，晚期三疊系、侏羅系烴源巖高成熟階段，生成的大量天然氣持續性強充注，形成鹽下高豐度超高壓大氣藏。塔西南山前前陸沖斷帶勘探程度及認識程度相對較低，存在上新世中晚期、更新世早期兩期成藏，上新世中晚期，白堊系、古近系古油氣藏形成，更新世早期，凝析氣氣侵，油氣調整成藏，呈現早油晚氣特征。更新世以來遭受調整改造強烈，構造帶主體破壞嚴重，斜坡及平緩區保存條件變好。

圖7 塔里木盆地庫車坳陷油氣成藏模式圖Fig.7 Hydrocarbon accumulation pattern in Kuqa Depression,Tarim Basin

庫車坳陷與塔西南坳陷油氣成藏模式存在差異，庫車坳陷為“源內油氣短距離垂向運聚晚期成藏模式”，塔西南坳陷為“油氣長距離垂向運聚與調整（裂解）成藏模式”[27]。喜馬拉雅構造運動使庫車坳陷大部分早期大斷裂傾沒于古近系膏巖層中，這些斷層直接溝通侏羅系烴源巖和白堊系儲層，天然氣可以沿著斷層直接注入上、下盤儲層，天然氣垂向運移距離短。塔西南坳陷以石炭系—下二疊統烴源巖為主，侏羅系烴源巖次之；油氣來自深部地層，具有典型的“下生上儲”特征，油氣垂向運移距離遠，并且遭受強烈的后期改造調整，這是與庫車坳陷油氣成藏最為典型的差異，如柯克亞凝析氣田、巴什托普油田、和田河氣田都經歷了“多階段聚集、古油藏破壞調整、次生油氣藏形成”等演化過程[27]。

3.2 準噶爾盆地

準噶爾盆地多年的勘探實踐已證實，油氣富集主要受控于油氣源、蓋層及斷裂輸導條件，三者在整個盆地不同地區的成藏過程中至關重要。總體而言，從已發現油氣分布特征分析，平面上，油氣分布沿富烴凹陷周緣呈環帶狀分布；縱向上，盆地南深北淺的“箕狀”特征決定了油氣向北部高部位運移，受控于通源斷裂與中淺層多期的斷裂搭接，形成立體高效的輸導網絡，油氣多富集于4 套區域蓋層之下。但盆地深層—超深層因埋深、勘探層系、目標類型等不同，成藏組合在不同地區有所差異，成藏控制因素也存在區域性與局部差異性，因此表現出不同的成藏模式。

二疊系—三疊系深層—超深層碎屑巖領域存在源儲一體、源儲相離兩種成藏類型。源儲相離的油氣成藏模式（圖8）主要表現為：中—下二疊統烴源巖生成的油氣經過近距離的初次運移—二次運移，于源外二疊系—三疊系砂礫巖儲層中聚集。油氣藏主要分布在中央坳陷斜坡區，該區深層構造活動相對弱，地層結構穩定，且靠近烴源巖層系，油氣成藏受控于斷裂、儲層及局部微幅度構造。以瑪湖凹陷二疊系—三疊系砂礫巖油藏為例，凹陷內二疊系—三疊系儲層處于瑪湖生烴凹陷中心區，構造簡單，基本表現為南東傾的平緩地層，發育搭接連片的扇三角洲沉積，扇體及其控制下的沉積相帶控制油氣分布與成藏富集。此外，凹陷斜坡區的鼻狀構造背景是油氣運移有利指向區，高陡斷裂貫穿風城組烴源巖和覆于其上的砂礫巖儲層，是油氣運移高效輸導體，油氣主要分布在二疊系、三疊系之間不整合面上下的砂礫巖儲層中，主要富集在二疊系—三疊系優質扇三角洲前緣相帶中。例如，風城組形成的油氣經過斷裂溝通，發生遠距離的垂向運移，至上烏爾禾組、百口泉組扇三角洲前緣礫巖儲層中聚集成藏，形成源儲相離（源儲縱向跨度為2000～3000m）、大跨度源上大面積成藏模式，該類成藏模式的直接體現為瑪湖10 億噸級礫巖大油區的發現。此外，圍繞瑪湖凹陷風城組還存在局部源儲相離的成藏模式，受控于風城組，在盆地邊緣為沖積扇礫巖沉積，逐漸過渡到烴源巖發育區，源內生成的油氣僅初次橫向運移，在邊緣區的礫巖中聚集成藏。

而源儲一體型主要以中—下二疊統咸化湖相烴源巖層系內的油氣聚集為主。中—下二疊統受前陸坳陷活動的影響，形成一套白云質粉砂巖、泥頁巖互層型細粒沉積，既富有機質，提供充足油氣源，又能形成一定儲集空間，聚集油氣，進而形成源儲一體的頁巖油（致密油）油氣藏（圖8）。

圖8 準噶爾盆地瑪湖凹陷油氣成藏模式圖Fig.8 Hydrocarbon accumulation pattern in Mahu Sag,Junggar Basin

對于腹部—南緣地區深層侏羅系—白堊系成藏組合而言，油氣成藏主要受斷裂及不整合面控制。該區烴源條件優越，但油氣源需要經歷海西期通源斷裂與燕山期次級斷裂的縱向接力調整，兩期斷裂的縱向匹配關系，以及與儲層的搭接關系，決定油氣成藏的有效性。腹部地區存在深、淺兩套斷裂體系，來自深部二疊系的油氣首先沿二疊系—三疊系中優質儲層或不整合面運移，遇到深層斷裂后向上運移，沿途在適當部位成藏。當深部斷裂與淺部斷裂搭接時，油氣便運移到淺部侏羅系—白堊系儲層中聚集成藏[28-29]（圖9）。目前，腹部地區深層中組合的發現主要集中在圍繞盆1 井西凹陷東北環帶的莫北—莫索灣—莫南一線，構造上主體屬于“洼中隆”，油氣成藏過程復雜。該類成藏模式以斷裂、不整合面、砂體為運移通道，沿古凸起遇圈閉富集，形成古生新儲型油氣藏。同時，受到高成熟烴源巖的控制[30-31]，多為凝析油氣藏。

圖9 準噶爾盆地腹部地區斷控階狀成藏模式圖Fig.9 The terraced fault-controlled hydrocarbon accumulation pattern in the hinterland of Junggar Basin

南緣地區深層油氣富集主要受控于烴源巖、斷裂，以及具備良好封蓋條件的背斜構造，形成源上擠壓背斜型油氣成藏模式（圖10）。南緣地區油氣勘探證實該區深層有效的油氣源以中、下侏羅統煤系烴源巖為主，但不排除二疊系烴源巖的貢獻。南緣山前沙灣—阜康凹陷一帶侏羅紀—白堊紀是準噶爾盆地沉積中心，侏羅系烴源巖厚度大、有機質豐度高，熱演化程度高，燕山期開始大量生成油氣，燕山晚期達到高—過成熟階段，開始大量生排天然氣，一直持續到第四紀。同時，受晚期再生前陸盆地演化的影響，南緣造山帶快速隆升，擠壓形成近東西向排帶狀分布的深大構造。構造圈閉主要在燕山末期形成，在喜馬拉雅期改造定型，為早期排出的油氣提供了有利的聚集場所。目前上組合已發現油氣藏，背斜圈閉往往遭受破壞嚴重，油氣藏規模不大。但受白堊系吐谷魯群厚層泥巖蓋層的控制，大規模完整的背斜圈閉伏于其下，呼探1 井部署于呼圖壁背斜帶，目標為吐谷魯群泥巖蓋層之下的侏羅系與白堊系底部砂巖，清水河組獲日產油60m3、日產天然氣32×104m3的高產突破，證實南緣中、下組合的巨大勘探潛力。

圖10 準噶爾盆地南緣沖斷帶齊古—呼圖壁深層天然氣成藏模式圖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

吐哈盆地深層油氣勘探最重要的領域為二疊系—三疊系碎屑巖領域，油氣成藏的認識程度相對較低，但總體來看，二疊系—三疊系深層碎屑巖油氣成藏受“源控”及“斷控”特征清晰。深層碎屑巖領域最主要的烴源巖是中二疊統桃東溝群，烴源巖呈南北分帶特征，主要分布在勝北、火北、鄯善、丘東、勝南、魯南及沙泉等次洼，南部殘余洼陷埋藏淺，成熟度低；北部整體洼陷埋藏深，成熟度高。有利的烴源巖主要分布在盆地北部，平面上存在勝北、火北等多個有利的生烴中心。已發現的油氣藏主要以生烴洼陷為中心呈環帶狀分布，但這種環帶狀分布是不完整和不對稱的，具體表現為生烴中心北部油氣田貧乏，而南部則發育良好。這種油氣分布特征主要受兩個因素控制：一是臺北凹陷由北往南是油氣運移的優勢方向；二是凹陷中南部儲集輸導層相對發育，加之在南斜坡背景上產生的逆沖斷層的傾向與地層傾角趨勢一致，有利于油氣垂向與側向接續運移。斷裂對吐哈盆地深層二疊系—三疊系碎屑巖油氣成藏的控制作用表現在兩個方面，一是油氣運移的重要通道；二是鼻凸構造及斜坡區發育的斷裂，在油氣藏的上傾方向構成遮擋，形成一系列斷塊油氣藏（圖11）。此外，梧桐溝組頂底板條件及上傾方向的物性封堵對二疊系—三疊系油氣成藏具有重要的控制作用，發育3 種目標類型，分別是受鼻隆帶控制的早期低成熟的斷塊稠油油藏、梧三段溝槽充填泥包砂小型構造—巖性稠油油藏、梧一段規模巖性稀油油藏。

圖11 吐哈盆地玉東地區二疊系—三疊系油藏地質剖面圖Fig.11 Geological section of Permian-Triassic oil reservoir in Yudong area,Tuha Basin

玉北地區二疊系—三疊系油氣分布具有分帶性，凹陷區為高成熟度的二疊系稀油油藏，呈現大面積連片分布特征，向斜坡區及凸起區，油氣成熟度降低，變為稠油油藏，以大型構造—巖性油氣藏為主，油氣成藏層位也逐漸變淺，從二疊系過渡至三疊系，油氣藏分布受斷裂控制明顯。造成油氣分異的主要原因與烴源巖演化與油氣成藏過程密切相關，在印支期，二疊系桃東溝群烴源巖進入生烴窗，生成的低成熟度液態油，在砂體及不整合面的側向輸導下，向斜坡區及凹陷周緣的凸起區運移，并在凸起區高部位的構造圈閉及斷塊圈閉中聚集成藏，受晚期高成熟油氣及保存條件的影響，油氣藏逐漸轉變為稠油油藏。至燕山期，桃東溝群烴源快速埋深，進入高成熟度演化階段，生成大量的高成熟原油，向凹陷區的巖性—地層圈閉中運聚，形成高成熟的稀油油藏，油氣藏分布受近源扇體控制，凹槽區玉北西、連木沁—連東等扇體呈現稀油油藏大面積分布的特征。

4 油氣分布特征與勘探方向

4.1 塔里木盆地

區域性優質蓋層對深層油氣分布具有重要的控制作用，塔里木盆地深層海相碳酸鹽巖油氣藏受中寒武統膏鹽巖、石炭系膏泥巖區域性蓋層控制[32]，區域蓋層之下已發現大規模油氣藏聚集，石炭系膏泥巖分布面積為23×104km2，其下發現了哈得遜油田億噸級海相碎屑巖油田；中寒武統膏鹽巖面積為29×104km2，之下有油氣發現，但未發現大規模油氣藏，未來勘探潛力大。塔里木深層碎屑巖油氣藏受古近系膏泥巖蓋層控制，膏泥巖蓋層壓力系數高，封蓋條件極佳，之下勘探發現了庫車、大北等萬億立方米大氣田。

寒武系鹽下，截至目前完鉆井21 口，未形成規模接替，但具備形成大油氣區的基本地質條件，目前勘探、認識程度仍然很低，未來勘探潛力巨大，近源、儲蓋組合好的古隆起—斜坡區是下一步勘探突破的主攻方向。肖爾布拉克組丘灘體和吾松格爾臺緣是寒武系鹽下碳酸鹽巖領域的兩大重要區帶，具體包括塔中北斜坡、古城—肖塘、溫宿周緣、麥蓋提上斜坡、輪南低凸起等，有利灘體面積達3×104km2，是下一步勘探戰略突破有利區。此外最新研究發現：震旦系奇格布拉克組發育微生物丘灘相儲層，儲集性能較好，是深層—超深層油氣勘探的重要領域。奇格布拉克組為南北分異格局，初步識別出塔北丘灘復合帶、塔中北斜坡殘余顆粒灘帶及麥蓋提斜坡丘灘帶3 個丘灘帶，塔中—塔北地區預測有利面積為4.56×104km2。

庫車前陸區天然氣成藏條件優越，深層—超深層勘探潛力大。前陸沖斷帶構造控藏特征明顯，剩余圈閉豐富，是增儲上產重點領域。據初步統計，庫車坳陷儲備圈閉達60 個，總面積為1450km2，天然氣資源量超8000×108m3，克拉蘇、中秋、東秋是最現實區帶。此外，前陸斜坡區具備形成大面積巖性氣藏的有利條件，有利面積約為1700km2，天然氣資源量超2×1012m3，是下一步值得探索的重要區帶。

塔西南山前沖斷帶，剩余資源豐富，面積為8.7×104km2，石油資源量超5×108t、天然氣資源量近2×1012m3，但現階段油氣探明率及認識程度低，是天然氣勘探的重要接替領域，應深化油氣成藏及區帶綜合評價優選研究。深層油氣保存條件優越的成排成帶構造是油氣勘探突破的重點方向。

4.2 準噶爾盆地

準噶爾盆地深層—超深層石油資源量約為27×108t，探明率極低。深層天然氣資源量超過2×1012m3，占盆地總資源量的63%，但總體勘探程度極低。結合前述深層油氣成藏的主要控制因素：（1）以烴源巖為根本，油氣分布沿著有效源灶分布，供烴能力的大小影響著油氣富集的規模。（2）區域性蓋層對油氣分布起著至關重要的控制作用，如南緣地區上組合有著有利的源—圈條件，但往往圈閉遭受破壞，中組合侏羅系、白堊系受到吐谷魯群厚層泥巖蓋層的有效遮擋，形成非常高效的油氣藏。（3）斷裂對油氣縱向調整及油氣富集起到了至關重要的作用，如瑪湖凹陷斜坡區下組合三疊系—二疊系呈現出“斷裂所至，藏之所成”，即通源斷裂溝通了風城組烴源巖及二疊系、三疊系砂—礫巖；再如，腹部地區盆1 井西凹陷中組合侏羅系，往往需要多期斷裂的縱向有效搭接及斷裂與砂體的有效配置，才能形成有效的油氣聚集。（4）部分地區局部的古構造、不整合面，以及沉積相帶對油氣成藏與分布也具有一定影響。未來盆地深層的勘探首先向烴源巖區進軍，但深層—超深層領域在不同地區有其特殊性。整體而言，準噶爾盆地深層—超深層油氣勘探最重要的領域包括二疊系—三疊系深層碎屑巖、南緣沖斷帶侏羅系—白堊系及非常規頁巖油等。

準噶爾盆地中央坳陷斜坡區二疊系—三疊系勘探潛力巨大，近年來依托盆地級整體研究成果，二維、三維地震資料聯合落實有利勘探面積2.5×104km2，該領域剩余石油資源量超20×108t、天然氣資源量超8000×108m3，西北部的瑪湖凹陷已落實超10×108t的規模儲量，并且阜康凹陷、沙灣凹陷、盆1 井西凹陷、東道海子凹陷有望形成10 億噸級大油氣區。二疊系—三疊系深層碎屑巖油氣勘探應充分借鑒瑪湖凹陷模式，強化溝槽控砂模式及扇體展布特征研究，刻畫大型坳陷斜坡區巖性—地層圈閉發育模式，主攻阜康凹陷主溝槽扇體，落實阜康凹陷億噸級規模儲量，同時積極探索沙灣凹陷、東道海子凹陷、盆1 井西凹陷，早日實現二疊系—三疊系大環帶深層碎屑巖的整體突破。

南緣沖斷帶侏羅系—白堊系是盆地深層—超深層天然氣勘探突破的首選領域，有利勘探面積為2.3×104km2，剩余石油資源量約10×108t、天然氣資源量超5000×108m3。勘探實踐證實南緣具備形成千億立方米大氣區的有利條件：（1）大厚度、廣泛分布的高成熟侏羅系烴源巖；（2）侏羅系烴源巖之上完整的大型背斜構造群；（3）發育白堊系清水河組，侏羅系喀拉扎組、頭屯河組、八道灣組、三工河組多套規模有效儲層；（4）白堊系吐谷魯群500～2000m 巨厚泥巖區域蓋層[33-34]；（5）深層—超深層異常高壓的發育，埋深6000m 左右的白堊系泥巖異常高壓封蓋能力強，規模砂體高壓有利于原生粒間孔的保存[35]。逼近南緣沖斷帶中段高成熟源灶中心是深層—超深層尋找規模天然氣儲量的重要方向，優選源儲時空配置好、保存條件優越的深層大構造，是尋找規模天然氣藏的首選目標，二維、三維地震資料聯合初步落實南緣沖斷帶發育背斜圈閉群（約22 個），累計圈閉面積達1735km2，有望形成千億立方米大氣區的勘探場面。除此之外，南緣前陸盆地斜坡區具備形成大型巖性—地層油氣藏的條件，初步刻畫落實侏羅系—白堊系一系列北部尖滅帶地層—巖性圈閉目標，累計圈閉面積約2300km2，下步勘探實踐中應積極探索該類型目標，有望進一步拓展南緣沖斷帶深層勘探成果。

值得注意的是，盆地進入中—下組合深層—超深層勘探領域，還具有類型多樣的非常規資源。例如，腹部地區中組合致密砂巖氣、富烴凹陷斜坡區致密油、頁巖油等，均見到良好苗頭，盆1 井西凹陷前哨地區侏羅系三工河組致密砂巖相繼獲得高產油氣流；瑪湖凹陷下組合風城組白云質砂巖儲層中落實億噸級規模儲量，無不顯示深層非常規油氣良好的勘探前景。尤其下組合中二疊統烴源巖，具備豐富的頁巖油資源，達25×108t，勘探潛力巨大，特別是2020 年瑪湖凹陷風城組頁巖油勘探獲得重大突破，為深層非常規油氣勘探提供了新領域。但效益動用的技術手段還需探索，需要加快地質工程一體化攻關，形成一體化攻關配套技術，盤活這些非常規領域。

4.3 吐哈盆地

吐哈盆地深層油氣勘探最重要的領域是二疊系—三疊系碎屑巖，該領域油氣資源量超5×108t，截至2019 年累計探明儲量超1×108t，剩余資源量豐富，勘探潛力大。二疊系生烴中心及三疊系區域蓋層對吐哈盆地深層油氣資源具有重要的控制作用。

吐哈盆地深層二疊系—三疊系碎屑巖領域勘探應兼顧常規與非常規油氣資源，強化探索臺北凹陷南部源邊魯克沁正向構造的同時，積極探索斜坡區及凹陷內巖性—地層油氣藏，臺北凹陷南部近凹斜坡區是二疊系迎烴面大型巖性油氣藏勘探的主攻方向，托克遜凹陷、哈密坳陷是尋找三疊系規模儲量的有利區域。

綜合油氣成藏要素配置條件及勘探程度分析，認為庫木凸起前緣的魯克沁—紅連區帶，以及托克遜凹陷、臺北凹陷，是二疊系—三疊系深層碎屑巖最有利的富集區帶。該區帶既有常規構造油氣藏，又有非常規致密油氣及稠油資源。庫木凸起前緣魯克沁大型復式鼻狀凸起緊鄰中二疊統桃東溝群生烴中心，烴源充足，鼻狀構造是油氣有利的匯聚區。此外，魯西、馬場兩大古凸起前緣斷坡發育扇三角洲砂體，湖相泥巖與砂體間互分布，儲蓋匹配關系好；鼻狀隆起構造背景上易于形成斷鼻型、構造—巖性復合型等類型圈閉，是該領域重要目標類型之一。臺北凹陷斜坡區，玉北西、連木沁—連東巖性圈閉群是二疊系巖性油藏突破的重點目標。托克遜凹陷南緣斜坡帶三疊系源儲一體，有利于形成近源充注的砂巖氣藏，近洼低凸起是構造—巖性匹配的有利部位，北部逆沖帶下盤是中二疊統烴源巖調整充注的有利方向，具備形成構造—地層型油氣藏條件。哈密坳陷多口井在上三疊統儲層中見到良好油氣顯示，集中分布在三堡凹陷、四道溝地區，源儲一體，砂體多期疊置、具備整體含氣成藏條件，構造斜坡—洼陷區是下一步尋找源內自生自儲致密油氣藏的主要方向。

吐哈盆地深層石炭系領域，勘探程度及認識程度低，有望成為深層油氣勘探的重要接替領域。石炭系受溝—弧體系控制，臺南凹陷石炭系構造呈近東西向“帶狀分布、凹凸相間”的特點，發育一系列的背斜、斷背斜構造顯示，有利區帶面積為1.2×104km2，勘探潛力大，是石炭系領域突破的首選區帶。綜合臺南凹陷構造、儲層、烴源巖疊合分析，沙泉子洼陷北部陡坡帶，構造和儲層規模發育，埋藏適中，是目前的主攻方向，有利區帶面積約2000km2。

5 結論與認識

（1）新疆地區沉積盆地是在獨特的大地構造環境中形成和發展起來的的多旋回疊合復合盆地，盆地性質既有相似性，又存在差異性。塔里木盆地是由古生代海相克拉通盆地，中生代陸內坳陷盆地，新生代再生前陸盆地疊合而成。準噶爾盆地形成于石炭紀，經歷早二疊世前陸盆地—晚二疊世斷陷盆地—三疊紀至白堊紀坳陷盆地—新生代再生前陸盆地演化過程。吐哈盆地經歷石炭紀弧后裂陷—早二疊世伸展裂陷—中二疊世碰撞擠壓—晚二疊世陸內擠壓—侏羅紀斷陷—白堊紀至第四紀前陸盆地演化階段，不同的構造演化階段控制沉積盆地充填。

（2）新疆地區沉積盆地發育上、中、下成藏組合，受深層規模源灶及區域泥巖蓋層控制，深層—超深層油氣勘探主要集中于中部及下部成藏組合。按照巖性及成藏差異性，新疆地區深層—超深層發育多個勘探領域，包括塔里木盆地臺盆區古生界海相碳酸鹽巖，塔里木盆地庫車坳陷、塔西南坳陷、準噶爾盆地南緣前陸沖斷帶深層大構造，準噶爾盆地及吐哈盆地二疊系—三疊系碎屑巖，準噶爾盆地、吐哈盆地石炭系深層火山巖，準噶爾盆地二疊系頁巖油等，是未來尋找規模儲量的重要領域，是穩定中國油氣戰略堅實的能源保障。

（3）受多旋回構造演化影響，新疆地區深層—超深層油氣藏受“源控”“斷控”“蓋層”三大關鍵要素控制，油氣成藏呈現“多源”“多期”“多調整”的典型特征，富烴凹陷周緣、深層大構造及有利于規模儲層發育的優勢相帶是深層油氣資源富集的有利區帶。

（4）塔里木盆地寒武系鹽下、庫車前陸沖斷帶、塔西南山前帶，準噶爾盆地中央坳陷二疊系—三疊系、南緣沖斷帶侏羅系—白堊系，吐哈盆地臺北凹陷二疊系—三疊系等區帶油氣成藏條件優越，勘探程度相對較低，潛力大，是未來深層尋求規模儲量及重大突破的重要勘探方向。