準噶爾盆地復合含油氣系統與復式聚集成藏

王小軍 宋 永 鄭孟林 任海姣 吳海生 何文軍 王 韜 王霞田趙長永 郭健辰

（1 中國石油新疆油田公司；2 中國石油新疆油田公司勘探開發研究院；3 中國石油新疆油田公司勘探事業部 ）

0 引言

準噶爾盆地位于新疆北部，現今地貌上被依林黑比爾根山、扎依爾山、青格里底山、克拉美利山和博格達山圍限，呈三角形，面積約為13×104km2。構造位置屬于哈薩克斯坦—準噶爾板塊的東部，具有豐富的油氣資源和良好的勘探潛力[1]，已在石炭系至新近系的26 個層位發現工業油氣，發現油氣田36 個，探明石油地質儲量超過30×108t，已經成為中國重要的油氣區之一。受古亞洲洋演化、準噶爾板塊與周緣板塊的相互作用，以及印度板塊向中亞大陸的俯沖擠壓作用等多構造環境轉變的影響，盆地形成演化具有多期疊加性，致使盆地油氣成藏組合復雜[2-3]。前人應用由源到藏的含油氣系統理論對盆地某一層位或重點勘探區的單一因素進行了專項研究[4-6],通過油源對比，將多套烴源巖綜合考慮進行統一的含油氣系統劃分[7]。隨著盆地勘探由淺層走向深層，不斷發現新領域[8]，資料也越來越豐富，盆地結構、地層充填序列及沉積特征與以往認識出現了較大差異[1,9-11],大油氣田賦存層位和有利勘探區帶需要重新研究與評價。本文應用地震、鉆井、測井和地球化學等資料，結合油氣田的分布等，通過石炭系、中—下二疊統和中—下侏羅統烴源巖及其分布等圖件的編制，以及盆地油氣成藏演化研究，并與構造活動相結合，明確不同區域不同烴源巖油氣成藏差異與分布，以期指導盆地的整體勘探與部署。

1 盆地地質背景

準噶爾盆地的基底在石炭系沉積前形成[12-13]，盆地現今劃分為中央坳陷、陸梁隆起、烏倫古坳陷、東部隆起、南緣沖斷帶、西部隆起6 個一級構造單元，42 個二級構造單元，構造區劃反映的是石炭系頂面的隆坳格局（圖1），同時考慮了新生代以來的構造變形影響。盆地自下而上沉積石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系及新生界。

圖1 準噶爾盆地構造區劃與油氣分布圖Fig.1 Structural division and oil and gas distribution in Junggar Basin

盆地的形成與賦存板塊、周緣造山帶的協同演化相一致。泥盆紀末至石炭紀初，準噶爾板塊與西伯利亞板塊會聚拼貼，克拉美麗造山帶形成[12]；石炭紀初，準噶爾板塊與吐哈板塊裂離，形成博格達裂谷[12,14]，在伸展構造背景中形成準噶爾海陸過渡相盆地,沉積一套海陸過渡相含煤巖系，發育中基性火山巖和中酸性火山巖；早石炭世末至晚石炭世早期，塔城板塊與準噶爾板塊會聚拼貼[15]，早石炭世盆地消亡[12]。晚石炭世早期為伸展構造背景的火山巖盆地，晚石炭世中晚期，準噶爾盆地南緣東部、克拉美麗造山帶山前和西準噶爾造山帶山前分別形成了沉降帶，形成一套海陸過渡相的碎屑巖、碳酸鹽巖和含煤巖系。晚石炭世末，伊犁板塊與準噶爾板塊的會聚拼貼結束了準噶爾海陸過渡相盆地演化歷史。早—中二疊世，在盆地周緣造山后的應力松弛環境下，沉積一套咸化湖相的由碎屑巖、碳酸鹽巖組成的混積巖系[16-19]。晚二疊世—三疊紀，大型的坳陷盆地形成[1,13]，為一套由粗變細的碎屑巖建造，將早—中二疊世盆地疊合埋藏。中—下侏羅統八道灣組—西山窯組沉積期，繼承了三疊紀盆地的構造格局，形成一套陸相碎屑巖含煤巖系。中侏羅統頭屯河組—上侏羅統喀拉扎組沉積期，盆地萎縮，沉積區主要在阜康凹陷和烏倫古坳陷的東部，為一套泥巖夾薄層砂巖的淺湖相碎屑巖建造。白堊紀是準噶爾大型坳陷盆地發育期，為一套湖相碎屑巖建造，將前期盆地疊合覆蓋。古近紀—新近紀沉降中心主要在南部，為一套碎屑巖、膏泥巖和碳酸鹽巖建造。

2 復合含油氣系統特征

準噶爾盆地經歷了多旋回的構造運動，可劃分為石炭系、中—下二疊統、上二疊統—三疊系、中—下侏羅統八道灣組—西山窯組、中—上侏羅統頭屯河組—喀拉扎組、白堊系、新生界七大構造層系（圖2），縱向上形成了多套烴源巖[7]。越來越多的勘探資料證實，能夠形成工業油氣流的主要烴源巖為石炭系、中—下二疊統、中—下侏羅統。盆地存在中—下二疊統、上二疊統—三疊系和白堊系3 套區域性蓋層，封蓋了石炭系、中—下二疊統和中—下侏羅統烴源巖形成的油氣，根據源—儲—蓋—圈組合及盆地疊合演化與改造特征[1]，由烴源巖及與其有成生關系的所有油氣的分布空間范圍構成含油氣系統[20]，本文將準噶爾盆地縱向上劃分為石炭系、二疊系和侏羅系三大含油氣系統（圖2）。

圖2 準噶爾盆地多旋回疊合盆地演化與含油氣系統劃分Fig.2 Evolution of multi cycle superimposed basin and division of petroleum system in Junggar Basin

2.1 石炭系含油氣系統

依據地震、鉆探、油源對比等新的勘探資料對石炭系烴源巖分布進行編圖（圖3），石炭系烴源巖并非以往認為的大面積分布，而是呈雞窩狀發育，石炭系含油氣系統可分為滴水泉、大井、石錢灘、東道海子、北三臺、古城、中拐—沙灣、三個泉等多個獨立的含油氣子系統，目前發現的油氣藏受到這套烴源巖分布控制。

圖3 準噶爾盆地石炭系含油氣系統有效烴源巖分布Fig.3 Distribution of effective source rocks of Carboniferous petroleum system in Junggar Basin

2.1.1 石炭系海陸過渡相煤系烴源巖及分布

準噶爾盆地在下石炭統滴水泉組、松喀爾蘇組，上石炭統巴塔瑪依內山組、石錢灘組均發育烴源巖。滴水泉—大井地區存在滴水泉、五彩灣、大井3 個生烴中心，烴源巖為下石炭統滴水泉組、松喀爾蘇組和上石炭統暗色泥巖、碳質泥巖和薄煤層，厚度為20～350m，橫向不穩定，泥巖有機碳含量（TOC）為0.03%～4.04%，碳質泥巖有機碳含量為0.46%～24.61%，平均可達9.81%，煤巖的有機碳含量為17.3%～37.59%，平均為29.51%，有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主，普遍表現出腐殖型特征。滴水泉凹陷及其周緣石炭系烴源巖鏡質組反射率相對較高，為0.41%～2.16%，平均為1.09%，Ro大于1.0%的樣品約占70%，總體處于早生氣階段，部分進入到生氣高峰階段，該區已經發現了克拉美麗、五彩灣氣田。石錢灘生烴凹陷位于盆地東北部大5 井一帶，存在滴水泉組、松喀爾蘇組和石錢灘組烴源巖，主要為一套海陸過渡相暗色泥巖、黑色碳質泥巖和煤線等。石錢灘組烴源巖有機質類型以Ⅲ型為主，為中等—較好烴源巖，有機碳含量為1.42%，氯仿瀝青“A”含量為5.87×10-6，總烴含量為234×10-6，生烴潛量（S1+S2）為1.19mg/g，有機質類型為腐殖型，地面樣品有機質豐度較高，為成熟烴源巖，該區大井1 井、大5 井和石錢1 井都發現天然氣。

阜康—北三臺—吉木薩爾地區，存在東道海子、北三臺、吉木薩爾和古城等生烴中心，石炭系烴源巖的巖性主要為碳質泥巖、泥巖，夾薄煤層或煤線。泥巖TOC 為0.55%～5.83%，生烴潛量（S1+S2）為0.21～13.16mg/g，總體為中等—好烴源巖，部分為差烴源巖。碳質泥巖TOC 為6.19%～41.2%，生烴潛量（S1+S2）為1.10～78.79mg/g，有機質豐度總體較克拉美麗—五彩灣石炭系烴源巖略好，總體屬于中等—好的烴源巖，部分為差烴源巖，有機質類型主要為Ⅲ型，部分為Ⅱ2型，鏡質組反射率（Ro）總體較低，為0.48%～1.87%，平均為0.77%，Ro小于1.0%的樣品占70%，總體處于低成熟—早生氣階段，既生成石油，也生成天然氣。

中拐— 沙灣地區石炭系烴源巖厚度為50～100m，分布于沙灣北部—中拐，為灰色、灰黑色泥巖，有機碳含量為0.05%～5.59%，鏡質組反射率（Ro）為1.5%～2.5%，有機質類型以Ⅲ型為主，屬于高—過成熟烴源巖[21]，以生氣為主。

烏倫古坳陷烏參1 井鉆遇暗色泥巖、凝灰質泥巖，總有機碳含量為0.43%～1.88%，平均為0.85%；氯仿瀝青“A”含量為0.0136%～0.1468%；生烴潛量（S1+S2）為0.04～3.59mg/g，平均為0.5513mg/g。有機顯微組分顯示腐泥組占優勢，平均含量為87.29%，以Ⅰ—Ⅱ型干酪根為主[22]，這與烏倫古坳陷眾多鉆井以原油顯示為主具有一致性。

綜上所述，準噶爾盆地石炭系不同地區烴源巖有機碳含量、有機質類型、成熟度不同，烏倫古坳陷區有機質類型以Ⅰ—Ⅱ型為主，有機碳含量較滴水泉—五彩灣和阜康—北三臺—吉木薩爾地區低，經歷了二疊紀—中三疊世的隆升剝蝕，在晚三疊世才被埋藏。滴水泉—五彩灣地區和阜康—北三臺—吉木薩爾地區有機質類型為Ⅲ型和Ⅱ2型，前者在中二疊世被埋藏，有機質成熟度高，北三臺地區在晚二疊世后才逐漸被埋藏。中拐—沙灣地區有機質類型以Ⅲ型為主，自早二疊世即被埋藏，目前也是埋藏最深地區（圖4），為高成熟烴源巖。

2.1.2 成藏組合與分布

石炭系含油氣系統主要存在兩大成藏組合，第一套成藏組合是以二疊系—三疊系泥巖為蓋層（圖4），以二疊系底砂巖和石炭系火山巖、碎屑巖為儲層構成的成藏組合，形成不整合地層—巖性圈閉，以原生油氣藏為主，以克拉美麗氣田、五彩灣氣田、中拐地區的新光氣田為代表。第二套成藏組合為以白堊系泥巖為區域性蓋層，以三疊系、侏羅系、白堊系內局部泥巖與薄層砂巖形成儲蓋組合，受后期斷裂活動影響，深層原生油氣藏遭受破壞，沿斷裂運移至三疊系、侏羅系、白堊系薄砂層中成藏，為次生油氣藏，如克拉美麗氣田滴西14、滴西18 淺層侏羅系氣藏，滴西12井下白堊統呼圖壁河組氣藏，白家海凸起上的白家1井、彩31 井侏羅系氣藏等。

圖4 準噶爾盆地東西向生儲蓋組合剖面（剖面位置見圖1）Fig.4 Profile of source rock-reservoir-caprock assemblage in Junggar Basin (profile location is in Fig.1)

兩大成藏組合中以第一套成藏組合中儲層特征最為復雜，巖性為玄武巖、安山巖、流紋巖、火山角礫巖、礫巖等，存在火山巖內幕和火山巖頂面風化殼兩類儲層。火山巖分布受深大斷裂控制，在盆地內呈北西向斷續分布，巖性、巖相變化快，火山巖內幕儲層儲集空間以原生孔隙為主，主要為氣孔、粒內孔和粒間孔，儲集性能隨埋深和巖性變化而韻律性變化。火山巖頂面風化殼儲層儲集空間以次生孔隙為主，主要為溶蝕孔，形成于上覆地層沉積前的風化淋濾期，在陸梁隆起和東部隆起以及中央坳陷區的莫索灣凸起、白家海凸起等地區剝蝕、淋濾時間長，風化殼儲層較發育。火山巖儲層整體表現為中—低孔、特低滲儲層。五彩灣氣田火山巖儲層主要為玄武巖、安山巖和火山角礫巖，玄武巖、安山巖裂縫發育，基質孔隙次之，孔隙度一般為2%～8%，最大為11%，平均為5.05%，滲透率一般小于0.02mD,平均為0.012mD。火山角礫巖發育溶蝕孔隙，孔隙度為4%～14%，平均為9.99%，滲透率一般小于0.64mD。大井生烴中心的大7 井火山角礫巖裂縫發育，測井解釋儲層有效孔隙度為3.48%～13.05%，滲透率為24.1～508.38mD。

2.1.3 圈閉形成與油氣成藏

石炭系火山巖與烴源巖呈互層，構成源儲相鄰的成藏組合。二疊系沉積前，北天山造山帶形成、博格達裂谷閉合，石炭系受到南北向構造擠壓作用[1]，形成了北西向展布的背向斜構造。向斜核部殘存上石炭統巴塔瑪依內山組，如滴水泉凹陷、五彩灣凹陷和吉木薩爾凹陷都存在上石炭統，背斜核部為下石炭統（滴水泉組、松喀爾蘇組），如滴南凸起和莫索灣凸起等為下石炭統，與上覆二疊系不整合接觸，石炭紀末的構造事件使得石炭系內幕構造—巖性圈閉初步形成。

早二疊世盆地首先在西部的瑪湖、沙灣、盆1 井西地區形成，沙灣凹陷的上石炭統烴源巖是最早被埋藏的地區（圖5），同時二疊系向中拐凸起方向超覆沉積，形成地層超覆不整合圈閉，特別是上二疊統—三疊系在該區的大面積超覆沉積，將中拐凸起不整合覆蓋，在不整合面附近形成地層—構造—巖性圈閉。流體包裹體和成藏演化史顯示[21,23]，盆地西部上石炭統烴源巖在二疊紀末進入生烴階段，至早白堊世達生氣高峰，在不整合面附近的地層—構造—巖性圈閉中聚集成藏，新近紀盆地向南的傾伏作用導致了油氣成藏的最后一次調整。

圖5 準噶爾盆地油藏演化剖面（剖面位置見圖1）Fig.5 Profile of oil reservoir evolution in Junggar Basin (profile location is in Fig.1)

中二疊世開始，夏子街組和下烏爾禾組在盆地中央坳陷區大面積沉積，將中央坳陷莫南凸起—莫索灣凸起—莫北凸起以東地區石炭系不整合覆蓋[1]，形成瑪湖、盆1 井西、沙灣、烏魯木齊山前、吉木薩爾、東道海子和大井等沉積凹陷，由凹陷區向莫索灣凸起、白家海凸起、阜康凹陷東斜坡—北三臺凸起、東道海子凹陷北斜坡及陸梁隆起南坡方向超覆沉積，形成了大型地層不整合圈閉。上二疊統—三疊系自中央坳陷向陸梁隆起區進一步超覆沉積，滴水泉凹陷南部和夏鹽凸起南部被上烏爾禾組不整合覆蓋，滴水泉凹陷北部至滴北凸起及西部的三個泉凸起被三疊系覆蓋，烏倫古坳陷的石炭系被中—上三疊統覆蓋，局部高部位被侏羅系覆蓋。因此，石炭系與上覆蓋層形成的地層不整合圈閉自南向北存在40～80Ma 的時間差。目前發現的五彩灣氣田、克拉美麗氣田即為被上二疊統—三疊系埋藏后形成的不整合地層—巖性圈閉。油氣成藏與上覆巖層的埋藏過程密切相關，由中拐—沙灣、五彩灣向滴北方向，成藏期由海西晚期—印支期延遲至滴北地區的燕山中晚期[24]。新近紀的盆地掀斜構造作用導致了油氣沿斷裂向侏羅系、白堊系運移調整形成次生油氣藏。

白家海—阜康凹陷東斜坡—北三臺地區石炭系被中二疊統夏子街組、下烏爾禾組和上二疊統自西向東、自南向北逐步超覆覆蓋，形成了超覆不整合地層—巖性圈閉。石炭系烴源巖在阜康凹陷區自中二疊世以來經歷了持續埋藏，生烴模擬證實，三疊紀末期（208Ma），烴源巖在凹陷區進入生烴門限（Ro>0.8%），最深處Ro可達1.0%以上（地溫大于130℃），可以生成濕氣和少量的液態烴，但北三臺凸起高部位烴源巖還未成熟。白堊紀末（65Ma），烴源巖在凹陷區已經達到高—過成熟階段，Ro為1.5%～2.5%，煤系烴源巖大量生成凝析氣和干氣，地溫為150～190℃，北三臺凸起高部位烴源巖處于未成熟—成熟階段早期。

綜上所述，石炭系烴源巖的埋藏生烴演化在盆地東部、西部，以及凹陷區和凸起區存在差異，盆地西部、東部、北部的含油氣子系統的石油地質演化不同，盆地西部烴源巖埋藏時間早，熱演化程度高，主要形成天然氣藏；東部烴源巖埋藏時間較晚，既生成石油也生成天然氣；北部的烏倫古地區烴源巖埋藏時間最晚，有機質類型與前述地區也存在差別，以生成石油為主。

2.2 二疊系含油氣系統

2.2.1 中—下二疊統烴源巖及分布

中—下二疊統沉積受盆地周緣造山后應力松弛作用影響，早二疊世首先在盆地西部和北天山山前形成凹陷，盆地西部沿西準噶爾山前形成瑪湖、盆1 井西、沙灣、四棵樹等沉積、沉降中心，發育一套機械、化學、生物作用形成的咸化湖相混積巖，稱為風城組。盆地東部在北天山山前的烏魯木齊—博格達地區形成凹陷，發育一套砂巖、泥巖互層沉積。中二疊世繼承早二疊世多沉降凹陷格局，受到北東向構造的控制[25]，沉降中心從盆地西部向東部擴展遷移，發育眾多的沉積凹陷[1]，西部為一套淡水環境的以機械作用為主的砂泥巖建造，東部為一套機械、化學、生物作用形成的咸化湖相混積巖，稱為下烏爾禾組。中—下二疊統構成二疊系含油氣系統主要烴源巖，形成瑪湖、盆1井西、沙灣、四棵樹、東道海子、大井、吉木薩爾、古城、梧桐窩子等含油氣子系統（圖6）。

圖6 準噶爾盆地二疊系含油氣系統有效烴源巖分布Fig.6 Distribution of effective source rocks of Permian petroleum system in Junggar Basin

風城組烴源巖主要分布于瑪湖、盆1 井西、沙灣和四棵樹等凹陷,盆地東部缺少該套烴源巖。瑪湖凹陷鉆井已經揭示了該套烴源巖。具有紋層沉積結構，富含有機質和分散狀黃鐵礦，烴源巖累計厚度超過200m，是凹陷內最主要的烴源巖[16]。該套烴源巖形成于堿湖環境，巖性為獨特的云質混積巖，生烴母質為藻類，細菌發育，有機質豐度高（TOC>2.0%），類型為Ⅰ—Ⅱ1型。風城組堿湖烴源巖顯微組分區別于其他湖相烴源巖顯微組分，以生油為主，且生油能力高[26]。

中二疊統下烏爾禾組烴源巖主要賦存在盆1 井西、沙灣、大井、東道海子、吉木薩爾、古城、梧桐窩子、博格達山前等多個沉積、沉降中心。該套烴源巖在盆地西部僅瑪湖凹陷鉆遇差烴源巖，烴源巖有機質類型主要為Ⅲ型，少量的Ⅱ型[27]。陸梁—盆1 井西東環帶和車排子—中拐地區發現的原油地球化學特征指示源于腐殖型、腐泥型烴源巖[28]，推測沙灣、盆1 井西凹陷的下烏爾禾組烴源巖為一套腐殖型、腐泥型烴源巖。該套烴源巖在盆地東部博格達山前廣泛出露，北三臺凸起及吉木薩爾、大井、東道海子等凹陷也普遍鉆遇，為一套黑灰色的泥巖、頁巖、油頁巖夾薄層碳酸鹽巖、粉—細砂巖，縱向上呈薄韻律性互層狀。頁巖、碳酸鹽巖和粉—細砂巖都具有生烴能力。頁巖類為主力烴源巖，泥質碳酸鹽巖部分具有一定生烴能力，頁巖絕大部分樣品有機碳含量大于1%，最高可達13.86%，生烴潛量一般大于6mg/g，最高可達254.43mg/g，而粉—細砂巖則生烴潛力低[17]。

綜上所述，以莫北凸起—莫索灣凸起—莫南凸起為界，西部的瑪湖地區缺少中二疊統優質烴源巖，沙灣凹陷、盆1 井西凹陷存在下二疊統和中二疊統兩套有效烴源巖，厚度在300m 以上，盆地東部缺少下二疊統烴源巖，僅存在中二疊統烴源巖，厚度一般為50～200m，阜康凹陷的烴源巖主要在博格達山前（圖6）。

2.2.2 成藏組合與分布

二疊系含油氣系統存在3套油氣成藏組合（圖4），第一套成藏組合以上二疊統—三疊系泥巖為蓋層，以石炭系火山巖、碎屑巖,中—下二疊統礫巖、砂巖、云質巖,上二疊統—中三疊統礫巖、砂巖為儲層，構成該含油氣系統的原生油氣成藏組合。石炭系火山巖主要分布在盆地西北緣的斷裂帶上盤，與瑪湖凹陷、沙灣凹陷中—下二疊統烴源巖以斷裂方式對接，上部被中—上三疊統泥巖不整合覆蓋。盆地腹部的石西凸起和阜康凹陷東斜坡作為烴源巖沉積的邊緣隆起區，其發育的石炭系火山巖被中—上二疊統和三疊系不整合覆蓋，構成了二疊系含油氣系統近源成藏組合。

上二疊統—三疊系不整合于中—下二疊統和石炭系之上，為統一的大型坳陷湖盆沉積期，底部自盆地邊緣、陸梁隆起向坳陷區發育大型扇三角洲沉積，形成礫巖、含礫粗砂巖和砂巖儲集體，該套儲集體與上覆上二疊統—三疊系泥巖構成了二疊系含油氣系統另一類成藏組合。

眾多含油氣子系統中的中—下二疊統沉積具有由凹陷邊緣粗粒沉積向凹陷區的細碎屑泥巖、石灰巖、云質巖沉積過渡，由此構成了凹陷邊緣的常規儲層到凹陷中心區非常規儲層的有序變化[29]。

第二套油氣成藏組合是以白堊系泥巖為區域性蓋層，以三疊系、侏羅系和白堊系碎屑巖為儲層組成的成藏組合。在瑪湖凹陷克拉瑪依組、白堿灘組、侏羅系，陸梁隆起—莫索灣凸起侏羅系、白堊系，阜康凹陷東斜坡侏羅系，北三臺凸起三疊系、侏羅系、白堊系，滴南凸起東部滴水泉油田侏羅系[30]等發現的油氣藏，是該套成藏組合的代表，主要表現為次生油氣藏。

第三套成藏組合為新生界薄砂巖與局部性泥巖蓋層構成的成藏組合，主要在車排子凸起東翼的盆地邊緣，中新統沙灣組向盆地邊緣超覆于古近系、白堊系和石炭系之上，在不整合面之上的沙灣組薄砂層內成藏，這是二疊系含油氣系統發現的最上部成藏層位。

2.2.3 圈閉形成與油氣成藏

二疊系含油氣系統以上二疊統—三疊系厚100～1000m 的泥巖區域性蓋層為界，該泥巖蓋層以下存在3 種類型大型圈閉，形成大型油氣藏，該泥巖蓋層以上為與斷裂、巖性相關的中小型圈閉，形成次生油氣藏。

第一類大型圈閉受上二疊統—三疊系與下伏地層形成的不整合面控制（圖4），不整合面之上，由盆地邊緣到坳陷區，扇三角洲相礫巖、砂巖廣泛分布[31]。盆地西北緣斷裂帶上克拉瑪依組沖積扇疊置在石炭系之上，被上三疊統不整合覆蓋，瑪湖凹陷北部下三疊統百口泉組大型扇三角洲沉積體不整合疊置在中二疊統下烏爾禾組之上，瑪湖凹陷南部、中拐凸起、石西凸起—滴南凸起南斜坡、阜東斜坡區等環中央坳陷區,由上烏爾禾組大型扇三角洲沉積體不整合疊置在中—下二疊統或石炭系之上，這些大型沖積扇、扇三角洲沉積體被克拉瑪依組、白堿灘組泥巖超覆沉積，形成了大型的地層—巖性圈閉。

第二類大型圈閉位于不整合面之下，中—下二疊統沉降中心之間存在達巴松、中拐、北三臺、莫索灣、白家海等古凸起，中—下二疊統向這些古凸起超覆沉積(圖5)，形成超覆不整合地層—巖性圈閉和深大古構造圈閉。

第三類大型圈閉形成于中—下二疊統，從沉積凹陷邊緣向沉降中心區，沉積巖性由粗粒巖向細粒巖和化學沉積巖有序變化，如瑪湖凹陷下二疊統風城組，斜坡區為沖積扇礫巖，向凹陷中部漸變為扇三角洲前緣的砂巖、細砂巖，沉降中心區為泥巖、頁巖、碳酸鹽巖、蒸發巖等，構成了凹陷內源儲相鄰、源儲一體的生儲蓋組合[29]。

根據流體包裹體均一溫度測試、埋藏史及古地溫資料、烴源巖熱演化模擬和伊利石測年數據[29,32-33]，盆地東、西部各含油氣子系統的石油地質演化存在差異，盆地西部沉降幅度大，埋藏深，存在4 期油氣聚集成藏（圖5）。第一期在晚三疊世，成熟原油向斷裂帶的石炭系、克拉瑪依組礫巖地層—巖性圈閉、凹陷周緣古凸起部位運移成藏，形成克拉瑪依百里油區，對應的流體包裹體均一溫度均值為50.41℃。第二期高成熟原油發生在侏羅紀中晚期[32]，對應的流體包裹體均一溫度均值為66.23℃。瑪湖凹陷風城組烴源巖生成的油氣在高陡斷裂輸導下向坳陷區不整合面之上的上烏爾禾組—下三疊統百口泉組地層—巖性圈閉運移成藏[31]。盆1 井西凹陷二疊系烴源巖成熟油氣在三疊系蓋層之下儲層中聚集[6]。第三期成藏事件在晚白堊世,由于白堊系沉積前的侏羅系中形成了一系列的高陡斷裂，并與深層斷裂溝通，盆1 井西凹陷生成的油氣沿腹部斷階帶向莫北、石西、陸梁地區運移成藏。新近紀，受喜馬拉雅構造擠壓作用和盆地整體向南掀斜作用的影響，油氣藏進一步調整，車排子凸起西北緣沙灣組形成次生油藏，克—烏地區三疊系—白堊系油藏破壞形成稠油帶，腹部地區油藏進一步調整，在陸梁油田的白堊系成藏。

盆地東部東道海子、大井、吉木薩爾等凹陷的二疊系烴源巖為下烏爾禾組，是一套以腐泥型為主的富有機質烴源巖[17]。該套烴源巖在阜康凹陷于早—中侏羅世已經進入成熟階段[34-35]，生成的油氣主要在三疊系泥巖蓋層之下的中二疊統、上二疊統上烏爾禾組及其不整合面之下的石炭系形成地層—巖性油氣藏，具有原生油氣藏特征。早白堊世末和晚白堊世，烴源巖處于高成熟生油階段，生成的油氣沿白堊系沉積前形成的高陡斷裂在侏羅系和白堊系底不整合面附近成藏，東道海子凹陷生成的油氣向滴南凸起東部滴水泉油田方向的侏羅系運移成藏，主要成藏期在早白堊世末[36]。新近紀，盆地掀斜構造作用，導致油氣進一步的調整。

綜上所述，盆地自二疊紀以來的成盆演化使得二疊系烴源巖在盆地內的發育程度存在差異，莫北凸起—莫南凸起以西的下二疊統和中二疊統都發育烴源巖，厚度大，埋藏深（圖4），存在4 期成藏，烴源巖生成的油氣具有遠距離運移成藏的特征，如盆1 井西含油氣子系統由源到藏的距離在60km 以上。盆地東部只在中二疊統發育烴源巖，埋藏淺，主要存在兩期成藏，烴源巖生成的油氣運移距離小于40km。對于二疊系含油氣系統應該圍繞第一套成藏組合進行勘探，特別是上二疊統—三疊系底部普遍發育的礫巖、砂巖層系，被泥巖覆蓋，是發現原生大油氣田的層位；中央坳陷區分隔各含油氣子系統古構造凸起區是尋找深層近源大油氣田的有利地區。

2.3 侏羅系含油氣系統

2.3.1 中—下侏羅統有效烴源巖及分布

侏羅系發育下侏羅統八道灣組和中侏羅統西山窯組兩套煤系烴源巖，有效烴源巖主要分布在盆地南部，存在南緣中部和四棵樹凹陷兩個生烴中心（圖7）。八道灣組烴源巖最大厚度可達300m 以上，最厚區域位于南緣中部一帶，暗色泥巖烴源巖有機碳含量為0.17%～10.6%，碳質泥巖和煤層有機碳含量較高，為2.4%～91.94%。西山窯組烴源巖主體分布于南緣凹陷區，最大厚度在200m 以上，四棵樹凹陷烴源巖厚度為100～250m，暗色泥巖烴源巖有機碳含量為0.39%～4.67%，碳質泥巖和煤層有機碳含量為15.7%～75.48%[10]。侏羅系暗色泥巖烴源巖和碳質泥巖、煤層烴源巖有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主。

圖7 準噶爾盆地侏羅系含油氣系統有效烴源巖分布Fig.7 Distribution of effective source rocks of Jurassic petroleum system in Junggar Basin

2.3.2 成藏組合特征與分布

侏羅系含油氣系統以白堊系泥巖區域性蓋層為界，可劃分為上、下兩大成藏組合（圖4）。下部成藏組合存在兩種類型，是侏羅系含油氣系統尋找原生大油氣田的方向。第一類成藏組合與地層之間的不整合面相關，三疊系、八道灣組—西山窯組、頭屯河組—喀拉扎組、白堊系之間都存在盆地級大型不整合面（圖4），不整合面之上都存在一套全盆地分布的河流相、三角洲相礫巖、砂巖，與上覆大面積分布的泥巖構成有效成藏組合。侏羅系與三疊系不整合面之上八道灣組河流相、三角洲相礫巖、砂巖，孔隙度為4.8%～13.2%，平均為7.9%，滲透率為0.01～7.2mD，平均為0.36mD，與八道灣組煤系烴源巖相鄰分布，構成侏羅系含油氣系統第一套成藏組合。白堊系與侏羅系不整合面之上清水河組底砂巖，全區發育，厚度為8～100m，為礫巖、含礫砂巖、細砂巖、粉—細砂巖，成分成熟度較高，孔隙度介于11.35%～18.58%之間，滲透率為37.90～313.62mD。盆地南緣高產油氣井高探1 井測井孔隙度為18%，呼探1 井粉—細砂巖孔隙度為5%～10%,莫索灣地區盆參2 井、盆5 井、莫北10 井在該層位也獲得油流[37]。第二類成藏組合為下侏羅統三工河組砂巖與八道灣組、西山窯組煤系烴源巖形成“夾心餅”型成藏組合，三工河組中段以長石砂巖為主，橫向分布穩定，成分與結構成熟度相對較好，儲層孔隙度為5.1%～17.28%，平均為11.2%，滲透率為0.04～25.3mD，平均為0.89mD。

上部成藏組合以古近系—新近系砂巖、含礫砂巖為儲層，以古近系膏泥巖和新近系各層組中的泥巖為局部蓋層，形成該含油氣系統最上部的油氣成藏組合，在南緣和車排子凸起西翼勘探成果豐富。從古近系紫泥泉子組到新近系獨山子組，存在多套河流三角洲相砂巖儲層，單層厚數米。古近系紫泥泉子組粉砂巖、細砂巖在霍爾果斯、瑪納斯、吐谷魯、呼圖壁等背斜鉆遇，孔隙度為8.73%～19.8%,滲透率在0.60～89mD 之間，為中低孔、中低滲儲層。新近系沙灣組、塔西河組細砂巖孔隙度為15.2%～19.2%，滲透率為9～233mD。

2.3.3 圈閉形成與油氣成藏

盆地腹部和南緣，圍繞侏羅系含油氣系統存在兩種類型的圈閉。在盆地腹部，以大型不整合面為界，不整合面之上發育的低位體系域的粗碎屑巖被上覆泥巖封蓋在大型不整合面之上，形成超覆不整合地層—巖性圈閉，如永進油田的白堊系油藏和盆參2油藏等。

盆地南緣主要發育與構造變形相關的大型圈閉（圖7），這類圈閉具有疊加復合性，頭屯河組沉積前的構造事件，在南緣山前表現為擠壓—走滑作用，山前形成了寬緩的斷背斜構造，新近紀晚期北天山造山帶向盆地的逆沖作用，一方面形成準噶爾前陸盆地和山前沖斷帶，巨厚的新生代地層將侏羅系埋藏，另一方面前陸沖斷帶與早期構造繼承、疊加，并整體疊置在侏羅系烴源巖生烴中心之上，形成了盆地南緣最優的成藏配置。

侏羅系烴源巖現今Ro大于0.6%區域主要在莫索灣—白家海以南及四棵樹凹陷，熱演化史顯示，八道灣組烴源巖在早白堊世末期開始進入生油門限，在新近紀末期才進入生油高峰期，與南緣構造帶定型于新近紀晚期構成了良好的配置。

綜上所述，石炭系、二疊系、侏羅系3 套烴源巖分別形成了眾多的含油氣子系統，這些子系統既存在相對的獨立性，在橫向和縱向上也存在疊合復合性，總結起來存在3 種類型的疊置與復合。第一類表現為橫向相鄰、縱向交叉的復合含油氣系統，主要表現為部分的上下疊置。這種類型主要為瑪湖、沙灣、盆1 井西二疊系含油氣子系統與中拐—沙灣石炭系含油氣子系統的疊置，沙灣—阜康侏羅系含油氣子系統與沙灣二疊系含油氣子系統的疊置，阜康二疊系含油氣子系統與北三臺石炭系含油氣子系統的疊置。第二類主要表現為上、下含油氣系統具有較好的疊合復合性，東道海子、大井、吉木薩爾、沙南、梧桐窩子、古城、博格達山前等二疊系含油氣子系統基本疊置在石炭系含油氣子系統之上，四棵樹侏羅系含油氣子系統疊置在二疊系含油氣子系統之上。第三類為相對單一的含油氣子系統，盆地北部的滴水泉、三個泉、滴北、倫5 等石炭系含油氣子系統則具有相對單一性。三大含油氣系統的疊置復合性主要表現在盆地陸梁及以南地區。

3 復合含油氣系統的油氣聚集特征

3.1 油氣聚集的控制因素

油氣聚集首先受到各含油氣系統及其子系統的富烴凹陷控制，其次二疊系、三疊系、白堊系區域性蓋層將石炭系、二疊系和侏羅系三大含油氣系統進行了有效分隔，多期斷裂在盆地構成了立體輸導網絡，將三大含油氣系統生成的油氣縱向溝通（圖4），形成了既相互獨立又相互關聯的原生油氣藏與次生油氣藏有序分布的復雜油氣成藏系統（圖5、圖8）。

圖8 準噶爾盆地東西向油藏剖面（剖面位置見圖1）Fig.8 EW trending oil reservoir profile in Junggar Basin (profile location is in Fig.1)

石炭系、中—下二疊統、侏羅系與上覆地層存在大型不整合面（圖4），大型不整合面之上儲集體廣泛發育，是油氣聚集的重要層位，這些儲集體與烴源巖相鄰接觸，或通過斷裂與烴源巖溝通，構成油氣成藏的重要條件。滴水泉凹陷及周緣發現的克拉美麗氣田、五彩灣凹陷發現的五彩灣氣田的成藏層位主要在石炭系頂部的火山巖風化殼附近[38]，上被上二疊統—三疊系泥巖覆蓋。西北緣斷裂帶和瑪湖凹陷上二疊統—三疊系與下伏地層的不整合面控制了克拉瑪依油田、瑪湖大油田的形成。

盆地自石炭紀以來的疊合演化過程中發育了多期斷裂，可劃分為4 套斷裂體系，第一套斷裂體系形成于二疊系沉積前，是石炭紀盆地成盆、改造過程中形成的以北西向為主的斷裂體系，控制了盆地火山巖的帶狀展布及石炭系烴源巖的分布，這些斷裂被二疊系、三疊系不整合覆蓋，部分在后期具有多期活動性，錯斷二疊系，該套斷裂成為石炭系烴源巖生成的油氣向石炭系頂不整合面附近運移的重要通道。第二套斷裂體系形成于早—中二疊世盆地發育期和上二疊統—三疊系沉積前（圖4），存在北東向和北西向兩組方向，控制了盆地瑪湖、盆1 井西、沙灣、四棵樹、東道海子、大井、烏魯木齊山前、吉木薩爾等多凹相間分布的構造格局和中—下二疊統的分布。中—下二疊統生成的油氣沿這些斷裂向上運移至中—下二疊統頂不整合面之上的上二疊統—三疊系儲層中成藏。第三套斷裂體系形成于白堊系沉積前（圖4），為北東向、北西西向、近東西向的雁列組合斷裂[1,13]。斷裂為兩期，一期形成于頭屯河組沉積前、另一期形成于白堊系沉積前，是石炭系、二疊系深層斷裂在剪切應力作用下對淺層的三疊系—侏羅系產生的撕裂作用而形成。由于該斷裂體系與深層斷裂成因上的關聯性，垂向上的橋接性，將深層石炭系、二疊系、侏羅系烴源巖形成的油氣輸導至侏羅系及白堊系等各層組中成藏，形成了三大含油氣系統在縱向上的復式聚集、成藏。第四套斷裂體系主要發育在盆地南緣（圖8），具有構造變形的垂向疊加性，新近紀形成的山前斷褶帶疊加在中侏羅統頭屯河組沉積前的剪切擠壓構造變形帶之上，二疊系、侏羅系烴源巖生成的油氣沿斷裂運移至侏羅系、白堊系、古近系、新近系的斷背斜中成藏。此外，在盆地西北緣的車排子、烏爾禾、腹部陸梁地區，受深層斷裂再活動影響，在淺層發育一組錯斷白堊系、新生界的斷裂，油氣沿斷裂向上運移，在白堊系、古近系或新近系成藏，烏爾禾地區雁列組合的瀝青脈就是深層油氣運移至淺層，遭受破壞形成。

3 套主力烴源巖生成的油氣沿上述斷裂、不整合面運移，在中拐—車排子、莫索灣—莫南、白家海、滴南、北三臺等地區形成多源混生油氣藏。中拐—車排子地區源于石炭系腐殖型天然氣、下二疊統風城組腐泥型油氣和中二疊統下烏爾禾組腐殖型、腐泥型油氣雖然具有一定的分區性，但更多地區具有混源成藏特征[39]；永進油田（永1 井）原油源于中—下二疊統和侏羅系[40]；白家海凸起發現的彩南油田原油主要源于侏羅系，混有下烏爾禾組原油[41]；滴南凸起中西段原油主要源于下烏爾禾組，混有侏羅系原油，東道海子滴南8 井油氣源于石炭系和下烏爾禾組[42]。

3.2 油氣聚集特征

石炭系含油氣系統形成的原生油氣藏位于二疊系—三疊系泥巖蓋層之下，在石炭系內部和頂部不整合面附近成藏，具有規模性，如發現的克拉美麗、五彩灣等氣田，白堊系泥巖蓋層和二疊系—三疊系泥巖蓋層之間發現的源于石炭系烴源巖的油氣都與斷裂有關，也與深層原生油氣藏位置緊密相連，為深層原生油氣藏調整后在上部形成的次生油氣藏，為小型油氣藏。

二疊系含油氣系統形成的原生油氣藏位于上二疊統—三疊系蓋層之下，具有油藏規模大、連片分布特點，克拉瑪依、瑪湖等大油田都在該套蓋層之下。上二疊統—三疊系蓋層之上發現的與二疊系烴源巖相關的油氣，與斷裂或地層不整合面相關，或與深層原生油氣藏的位置相關，具有由深層調整到上部成藏的特征，如腹部的盆1 井西東環帶到陸梁油田發現的一系列油藏，車排子凸起東翼不整合面之上新近系油藏等，油藏具有一定的獨立性。

侏羅系含油氣系統形成的原生油氣藏位于白堊系泥巖蓋層之下，近期在盆地南緣6000～7000m 深層獲得的重大發現，證實了其規模和勘探潛力都較大。南緣構造帶新生界發現的油氣藏是深層原生油氣藏油氣沿斷裂運移至上部形成的次生油氣藏。

綜上所述，準噶爾盆地的二疊系—三疊系泥巖蓋層之下是石炭系、二疊系含油氣系統原生油氣藏發育層位，白堊系泥巖之下是侏羅系含油氣系統原生油氣藏和石炭系、二疊系含油氣系統次生油氣藏發育層位，新生界是三大含油氣系統次生油氣藏發育層位。

4 結論

（1）準噶爾盆地三大含油氣系統各子系統在空間上存在三種類型的復合特征，第一類表現為橫向相鄰、縱向交叉的復合含油氣系統，主要為盆地西部、南部的石炭系、二疊系和侏羅系含油氣子系統之間的復合。第二類表現為上、下含油氣系統具有較好的疊合復合性，主要為盆地東部的石炭系和二疊系含油氣子系統之間的復合。第三類為相對單一的含油氣子系統，主要分布在陸梁北部和烏倫古地區，為石炭系含油氣子系統。

（2）準噶爾盆地石炭系含油氣子系統在盆地西部主要形成天然氣，東部具有油氣共生特征，北部以石油為主，二疊系—三疊系蓋層之下是石炭系含油氣系統原生油氣藏分布層位，之上是次生油氣藏分布層位。二疊系含油氣系統在盆地西部既生油也生氣，盆地東部以生成石油為主，上二疊統—三疊系泥巖之下是其原生油氣藏分布層位，之上是次生油氣藏分布層位。侏羅系含油氣系統被新生代前陸盆地埋藏，以生成天然氣為主，白堊系泥巖蓋層之下是其原生油氣藏分布層位，之上為次生油氣藏分布層位。

（3）中—下二疊統、上二疊統—三疊系和白堊系泥巖三大區域性蓋層控制了三大含油氣系統原生油氣藏的分布與聚集，三大地層不整合面（石炭系頂面、前上二疊統、前白堊系）控制了原生油氣藏的聚集層位。盆地油氣勘探應該以尋找三大含油氣系統的原生油氣藏為主，兼探原生油氣藏之上的次生油氣藏。西部交叉復合區圍繞生烴凹陷區上傾斜坡區，以主要含油氣系統的原生大型油氣藏為目標，東部的疊置復合區應該綜合不同含油氣系統的原生油氣藏進行統一勘探部署。南緣山前斷褶帶應該重點針對白堊系泥巖蓋層之下的白堊系底砂巖和侏羅系落實目標，尋找原生油氣藏。