0 引言
盆1井西凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷，是盆地重要的富烃凹陷之一，勘探潜力大。该区油气勘探始于20世纪50年代初，前期勘探主要立足中浅层侏罗系和白垩系，以寻找次生高效油气藏为主，在周缘凸起区发现了莫索湾、莫北、石西及石南等多个浅层高效油气田，勘探程度相对较高，难以发现规模油气藏。二叠系、三叠系贴近烃源层、发育规模扇体，是寻找规模油气的战略接替层系，但该层系埋深普遍较大（整体大于4 000 m），是否发育有效储层尚不明确，由于缺乏针对性理论认识与配套技术，致使勘探进展缓慢。近年来，玛湖凹陷二叠系、三叠系勘探整体获得突破，发现了多个亿吨级规模储量区，成为准噶尔盆地规模增储与快速上产的新基地［1-6］。玛湖地区的成功勘探带来了深层勘探地质认识的转变，表现在由以前扇体沿盆缘分布到凹陷区发育“大型退覆式浅水扇三角洲沉积，砾岩优质储层埋深从3 500 m拓展到5 000 m以深；贯穿下二叠统烃源岩与下三叠统砾岩储层的高角度断裂体系，可实现油气垂向跨层长距离运移；上乌尔禾组底界与百口泉组底界两大不整合面控制油气的富集”。在玛湖地区勘探理论与实践经验的指导下，针对中央坳陷迎烃面二叠系、三叠系开展重新认识与整体部署，相继在沙湾凹陷、东道海子凹陷及阜康凹陷获得重大突破，展现出良好的勘探前景［7］。然而与玛湖凹陷类似的盆1井西凹陷斜坡区是否也具备规模成藏的条件，值得进一步探索。
前期针对该区二叠系、三叠系部署了盆东1井和盆探1井，2口井在百口泉组失利，盆东1井在二叠系下乌尔禾组获油，虽然没有获得大突破，但对该区油气勘探具有重要的指示意义。2口井钻探证实斜坡区发育扇三角洲前缘有利相带，在埋深4 800 m到5 300 m条件下仍发育相对优质储层，孔隙度平均达9.62%，同时具有较好的含油气性及产液能力，揭示了深层具有良好的勘探前景。前人针对该区中浅层侏罗系—白垩系开展了油气源［8-10］、沉积储层［11-12］、油气成藏条件及富集规律［13-15］等方面的研究工作，并取得了一系列的成果及认识，而对于该区二叠系、三叠系尚未开展系统研究，该区是否具备与玛湖凹陷类似的成藏条件和规模勘探的潜力尚不明确。因此，对盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系进行油气成藏条件与勘探潜力的研究，为该区下一步油气勘探和规模油气的发现意义重大。本文综合运用地震、地质及分析化验等资料，系统分析盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系油气成藏条件、成藏组合特征及成藏模式，并指出了有利勘探方向和勘探突破口，以期为该区油气战略发现提供支撑。
1 区域地质概况
盆1井西凹陷自石炭纪—二叠纪以来，发育二叠系佳木河组（P1 j）、风城组（P1 f）、夏子街组（P2 x）、下乌尔禾组（P2 w）、上乌尔禾组（P3 w），三叠系百口泉组（T1 b）、克拉玛依组（T2 k）、白碱滩组（T3 b），侏罗系（J），白垩系（K）及新生界。其中二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均为不整合接触。盆1井西凹陷二叠系沉积期，整体发育多期水进退积沉积旋回，中下二叠统发育多期叠置的超覆型砂层组，岩性以砂泥互层为主。下三叠统与上二叠统为退覆式扇三角洲沉积体系，发育规模砾岩储层。上二叠统与下伏和上覆地层均呈角度不整合接触，由斜坡区向北东方向二叠系、三叠系逐渐超覆沉积，具备形成大型地层圈闭背景。
2 油气成藏条件
2.1 多套优质烃源岩
盆1井西凹陷是中央坳陷五大次级生烃凹陷之一，纵向发育石炭系、二叠系、侏罗系等多套烃源岩，油气供给来源多样、烃源充足，资源基础雄厚。油气源对比分析结果表明，目前已发现油气源主要来自二叠系下乌尔禾组和风城组烃源岩，已发现油气藏主要围绕盆1井西凹陷周缘分布。
表1 准噶尔盆地盆1井西凹陷主要烃源岩地球化学特征Table 1 The geochemical characteristics of the main source rocks in the Well Pen-1 Western Depression of Junggar Basin |
| 层位 | TOC/% | R O/% | (S 1+S 2)/(mg/g) | 氯仿沥青“A”/% | 氢指数/(mg/g) | 干酪根类型 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| C | （0.03~19.8）/1.63 | 0.54~1.21 | （0.02~19.97）/0.84 | （0.001~0.351 5）/0.031 | （1.63~365.06）/52.45 | Ⅲ型 |
| P1 j | （0.1~14.04）/2.38 | 1.38~1.9 | （0.01~17.60）/1.81 | （0.002 5~0.453 9）/0.052 | （1.64~507.89）/55.85 | Ⅲ型 |
| P1 f | （0.03~4.43）/0.93 | 0.85~1.16 | （0.01~59.84）/4.66 | （0.000 4~1.893 3）/0.250 7 | （3.33~1 872.37）/306.54 | Ⅱ型 |
| P2 w | （0.18~14.03）/1.69 | 0.5~1.7 | （0.01~37.52）/2.06 | （0.000 7~0.802 4）/0.069 2 | （1.20~950.00）/74.16 | Ⅲ型 |
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根据已发现油气藏分析，盆1井西凹陷周缘油气相态有序分布，原油以挥发油和轻质油为主，天然气多为成熟煤型气，向凹陷区油气成熟度逐渐增大、密度降低、气油比升高，更深层主要为凝析气藏和天然气藏。盆1井西凹陷主力烃源岩主体埋深超过6 500 m，达到了大量干酪根裂解及油裂解生气演化阶段，目前在斜坡区浅层发现了前哨三工河组气藏，天然气主要来自高成熟的下乌尔禾组烃源岩。深层发现了盆东1井下乌尔禾组油藏，地球化学分析结果表明，油气主要来自腐泥型的高成熟风城组烃源岩。根据中国石油四次资源评价结果，盆1井西凹陷生气量是玛湖凹陷的2倍，目前探明率不足10%，周缘发现了多个浅层高效气藏，预测斜坡区及凹陷区发育规模气藏。
2.2 规模有效砾岩储层
盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系主要发育碎屑岩类储层，岩性主要为砾岩和砂岩，仅在风城组发育云质岩类储层，主要岩性为云质岩、云质砂岩及云质泥岩。研究区储层埋藏深度普遍大于4 500 m，属于深层或超深层［21］，储层孔隙类型主要为次生溶蚀孔隙，发育少量微裂缝。
通过对研究区及其周缘1 504块样品统计与分析，孔隙度为0.41%~23.31%，平均值为9.3%；渗透率为（0.01~1 043.92）×10-3 μm2，平均值为0.41×10-3 μm2，总体为特低孔—低孔、低渗—特低渗储层。通过物性测试数据，利用孔隙度最大演化趋势线、平均演化趋势线与实测包络线相结合，明确了储层物性发育特征。根据孔隙度实测最大孔隙度包络线，采用“横向分带、纵向分段”的对比方法，分析不同孔隙度储层的特征及控制因素（图2）。根据孔隙度与深度的关系，纵向上划分为孔隙度正常深度段和孔隙度异常深度段，横向上划分为低孔隙度带、高孔隙度带和异常高孔隙度带，并将高孔隙度带、异常高孔隙度带储层定义为优质储层，主要发育在埋深3 600~4 300 m和4 450~5 300 m异常高孔段之间，在4 300~4 450 m正常孔隙度段和大于5 300 m深度段也有少量发育。
基于铸体薄片观察，结合岩心分析、扫描电镜等分析手段对孔隙特征进行研究，结果表明：储层储集空间以次生孔隙为主，发育有少量原生孔隙，局部发育微裂缝，共同组成油气运移的部分通道和储集空间。图像分析数据表明，垂向上正常高孔带中次生孔隙含量大都高于50%；异常高孔带中次生孔隙含量基本高于60%，且有少量原生孔隙保存。垂向上相同孔隙段的不同孔隙带间的成岩作用及储集空间特征也存在一定差异，深度介于3 600~4 300 m之间的异常高孔段Ⅰ中，低孔带储层孔隙度低，杂基含量高，溶蚀作用较弱，仅见少量沸石溶孔，正常高孔带储层中胶结作用发育，部分沸石溶蚀，异常高孔带中浊沸石胶结物的次生溶孔发育；深度介于4 300~4 450 m之间的孔隙度正常段储层，低孔带孔隙度低，压实作用强，正常高孔带，部分微裂缝发育，改善了原始储集物性相对较差的储层；深度介于4 450~5 300 m之间的异常高孔段Ⅱ中，低孔带普遍为强压实、强胶结特征，正常高孔带部分粒间杂基次生溶孔发育，异常高孔带储层粒间杂基、局部沸石胶结物以及部分岩屑颗粒发生强烈溶蚀，储层物性好。同时深度在6 000 m与6 500 m左右储层部分原生孔隙保存，粒间溶孔发育，也能够形成优质储层。
2.3 立体高效输导体系
盆1井西凹陷斜坡区经历了多期构造运动，形成了多期不整合面及断裂体系，与砂体共同构成了该区立体输导体系，控制着油气在中浅层和深层的运聚和成藏。研究区先后经历了二叠纪—三叠纪断陷挤压、侏罗纪坳陷拉张、白垩纪—第四纪坳陷萎缩等3大构造演化阶段［22］，主要发育2期断裂，对油气运聚起到关键性作用。第Ⅰ期为海西期深层逆断裂，断开层位从石炭系至三叠系，走向以北东向和北西向为主，规模较大，横向延伸远，纵向断距大，多围绕继承性古凸起边缘发育，是二叠系、三叠系与二叠系烃源岩沟通的最重要通道；第Ⅱ期断裂发生在晚燕山期，主要表现为扭动走滑和正断裂特征，走向以北东向为主，断开层位为三叠系—白垩系。该期断裂的形成导致早期聚集油气发生大规模的调整，油气沿该期断裂及与其相通的不整合和砂体输导体系在三叠系及上覆地层中重新运移和聚集成藏（图3）。
盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系纵向上发育石炭系与二叠系、二叠系与三叠系2个区域性不整合面，同时在二叠系内部也发育局部不整合面（例如上乌尔禾组与下乌尔禾组、夏子街组与风城组）。受石炭系古凸起控制，二叠系及三叠系在构造高部位的超覆、剥蚀特征明显，结合不整合面上、下地层接触关系，认为在坡度较陡区域多发育削蚀不整合面，随着角度变缓以超覆不整合为主，向凹陷区逐渐变为平行不整合，局部发育断褶不整合。区域性不整合面长期经受风化淋滤，与不整合面上、下前缘相渗透性砂体形成良好的输导层，是深层油气侧向运移的主要通道。上述2期断裂与不整合面、砂体共同构造了立体输导体系，控制了油气在盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系的分布。
2.4 多重封盖保存条件
规模油气聚集与盆地纵向上发育的区域盖层和广泛的侧向油气遮挡层密切相关，玛湖凹陷内由上乌尔禾组顶部泥岩盖层、百口泉组顶部泥岩盖层以及构造高部位广泛发育的平原相致密遮挡层形成的区域油气封堵层是百口泉组和上乌尔禾组大油区规模油气聚集的根本条件。与玛湖凹陷相似，纵向上，盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系发育多套湖侵泥岩沉积，构成了油气遮挡的区域和局部盖层，分别是二叠系下乌尔禾组和三叠系白碱滩组2套区域厚层泥岩盖层和二叠系夏子街组上部、上乌尔禾组顶部以及百口泉组顶部—克拉玛依组3套局部泥岩盖层。上述泥岩盖层与中下二叠统砂岩、上乌尔禾组中下部厚层砾岩、百口泉组厚层砾岩以及中上三叠统互层砂岩段形成多套二叠系、三叠系有利储盖组合（图4），为盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系规模油气成藏提供了储盖组合条件。侧向上，盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系物源均来自凹陷北部古凸起，因此在凹陷北部构造高部位多发育致密的平原相沉积，对油气在凹陷斜坡区的聚集起到了良好的侧向遮挡。受纵向上多套区域及局部泥岩盖层和构造高部位平原相侧向遮挡，为凹陷斜坡区二叠系、三叠系提供了有利的封盖保存条件。同时斜坡区二叠系、三叠系紧邻烃源岩，具有近源特征，良好的储盖组合可形成原生油气藏，更具有大规模成藏的潜力。
3 油气成藏模式
3.1 源上下生上储型成藏模式
盆1井西凹陷斜坡区发育海西期深层逆断裂（第Ⅰ期），断开层位从石炭系至三叠系，可有效沟通二叠系下乌尔禾组、风城组主力烃源岩与上覆二叠系、三叠系储层，成为源外跨层运聚主要路径，同时二叠系上乌尔禾组与上覆三叠系百口泉组及二叠系下乌尔禾组2套不整合面及渗透性砂体为油气横向运移也提供了有效通道，为多层系立体成藏奠定良好输导条件。二叠系上乌尔禾组与三叠系百口泉组为退覆式扇三角洲沉积，发育厚层规模优质储层，断裂与不整合面沟通油源，在前缘有利砂体富集成藏，结合上覆泥岩盖层，易于在凹陷及斜坡区形成规模油气藏，是盆1井西凹陷斜坡区最主要的成藏模式。同时，当深层通源逆断裂与中浅层正断裂“接力”时，烃源岩新生油气及早期二叠系、三叠系油藏油气向上调整，在中浅层聚集成藏，目前在斜坡区中浅层已经发现了前哨三工河组气藏。
3.2 源侧新生古储型成藏模式
盆1井西凹陷斜坡区在构造挤压作用下，周缘发育多个石炭系古凸起，向古凸起方向二叠系超覆、断削特征明显。石西凸起石炭系储层与风城组和下乌尔禾组烃源岩均直接侧向对接，风城组烃源岩供烃窗口可达700 m，下乌尔禾组烃源岩供烃窗口达500 m，2套烃源岩生成的油气可以直接向石炭系火山岩储层提供烃源，这种侧向对接供烃的方式是火山岩潜山成藏最有利的供烃方式。海西期深层断裂断距大，断裂两侧不同地层大跨度对接，烃源层与断裂另一侧地层易形成源侧新生古储型成藏模式。例如风城组烃源岩位于佳木河组侧向，下乌尔禾组烃源岩位于夏子街组侧向，油气通过断裂侧向输导，或者通过断裂和渗透性砂体侧向接力输导，形成源侧油气藏，该类成藏组合主要分布在古凸起地区。近期在莫北鼻凸带优选源储大跨度侧向对接有利目标，部署的石西16井在石炭系获重大突破，两层均获高产油气流，进一步证实了盆1井西凹陷古凸起源侧新生古储型油气藏的勘探潜力。
3.3 源内自生自储型成藏模式
盆1井西凹陷斜坡区二叠纪断拗期形成的风城组和下乌尔禾组湖相烃源岩是最重要的生油岩，其中下乌尔禾组烃源岩为浅湖—半深湖相沉积，发育大套有机质丰度高的暗色泥岩，纵向上与砂岩储层互层发育，具有源内自生自储的优势，在凹陷内形成非常规油气藏，向斜坡区及高部位形成常规油气藏。
盆1井西凹陷斜坡区二叠系风城组发育优质成熟烃源岩，烃源岩主体是海陆过渡环境的残留海—潟湖相沉积，岩性主要为灰黑色泥岩、灰黑色白云质泥岩，与湖相云质岩及云质砂岩互层，烃源岩与云质岩储层直接接触，源储一体，含油性受源岩与云质岩分布控制，表现为纵向上整体含油，平面上大面积连续分布的特点，广泛分布于斜坡区和凹陷内，为典型的源内自生自储型油气藏，是盆1井西凹陷斜坡区重要的油气潜力区。
4 油气勘探领域
盆1井西凹陷斜坡区二叠系、三叠系油气资源丰富，整体勘探程度低，仅在凹陷周缘钻遇部分井，且在多层系见良好油气显示。该区普遍发育异常高压，压力系数大于1.40，油质轻、气油比高，具备形成高产的条件。在油气成藏条件、成藏组合及油气分布规律分析的基础上，认为该区具有“多层系纵向叠置、规模储层平面连片、多成藏类型”特征，具备形成大中型油气田的条件。结合目前勘探进程及埋深，优选斜坡区三叠系百口泉组、二叠系上乌尔禾组和下乌尔禾组作为目前最现实的勘探层系（图6）。
4.1 三叠系百口泉组勘探领域
盆1井西凹陷斜坡区三叠系百口泉组位于二叠系风城组和下乌尔禾组2套主力优质烃源岩之上，发育规模砾岩储层，与上覆区域盖层形成良好的储盖组合，深层通源断裂发育，具备良好的成藏条件。百口泉组在凹陷区超覆不整合在上乌尔禾组之上，在斜坡区及凸起区超覆于下乌尔禾组或石炭系之上，整体表现为湖侵扇退沉积序列，发育扇三角洲沉积体系，与玛湖凹陷具有相似的沉积背景。研究区沉积环境较为稳定，物源供给充足，在沉积的早中期，从斜坡区到湖盆中心，由扇三角洲平原亚相过渡为扇三角洲前缘亚相，发育扇三角洲前缘亚相水下分流河道，岩性为灰色砾岩和含砾砂岩，前缘储层搭接连片分布，具备规模储层条件，是研究区重要的储集层；靠近物源方向，砂体逐渐退积，以扇三角洲平原亚相沉积为主，岩性为褐色块状砾岩，发育平原致密带，在上倾方向和侧翼形成良好的致密遮挡带，与沉积晚期湖相泥岩及断裂共同形成多面遮挡，为油气成藏提供了良好封闭条件，结合沉积相平面展布，确定前缘相有利面积约为2 950 km2［图6（a）］。
4.2 二叠系上乌尔禾组勘探领域
盆1井西凹陷斜坡区上乌尔禾组为由“前陆”向“坳陷”转换期填平补齐式的沉积，上二叠统之下为区域性大型不整合面，代表统一坳陷型湖盆沉积的开始，发育广覆式扇三角洲沉积，是寻找规模储量最重要的勘探层系。上乌尔禾组在凹陷区分布稳定，向斜坡区逐层超覆尖灭，平面上沿莫索湾、莫北、石西及达巴松等古凸起区呈“半环带”分布，油气由西向东北方向运移，在凸起区弧形尖灭的大型地层圈闭中聚集，具备形成大型地层圈闭背景下的岩性油气藏群条件。
与玛湖凹陷沉积类似，盆1井西凹陷二叠系上乌尔禾组发育退覆式扇三角洲沉积，纵向上表现为湖侵层序内3个次级上升旋回，其中乌一段发育块状砾岩，乌二段呈砂泥互层，在斜坡区及坡下凹陷区发育水下分流河道规模砾岩储层，具有横向搭接连片，纵向叠置分布的特征。随着湖侵砂体由凹槽到斜坡至凸起有序分布，砂体规模逐步减小，古地貌控制作用逐步减弱，在大型地层圈闭背景下，晚期乌三段湖侵泥岩封堵超覆于周围古凸之上，在上倾方向形成环绕古凸泥岩围堵带，在斜坡区及凹陷区低位砂体富集成藏，具备形成地层型油气成藏的潜力，结合沉积相平面展布，确定前缘有利相带面积约为2 300 km2［图6（b）］。
4.3 二叠系下乌尔禾组勘探领域
盆1井西凹陷斜坡区二叠系沉积时期，整体以水进退积为主，二叠系与三叠系不整合之下的二叠系发育多期超覆型砂层组，砂体叠置连片，具备形成大型地层圈闭背景，数量多、面积大，具备良好的勘探潜力。二叠系下乌尔禾组沉积期为断—拗过渡期，地层超覆、断削特征明显，下乌尔禾组纵向发育4期水进，底部下乌尔禾组一段在夏盐凸起下倾方向超覆尖灭，乌二段、乌三段、乌四段在夏盐凸起、石西凸起、莫北凸起高部位断缺，具备形成断层岩性及地层岩性油气藏的条件。二叠纪断拗期形成的风城组和下乌尔禾组湖相烃源岩是最重要的生油岩，下乌尔禾组不仅具有源上成藏的特征，同时还具有源内自生自储的优势，在凹陷内形成非常规油气藏，向斜坡区及高部位形成常规油气藏。下乌尔禾组为扇三角洲—湖泊沉积背景，以牵引流岩相为主，整体呈现水下分流河道沉积特征，多见冲刷构造以及交错层理，岩石类型主要为砾岩、细砂岩和中砂岩。下乌尔禾组埋深普遍大于4 500 m，属于超深层储层，在沉积成岩时期经历过多期的酸碱成岩环境交替，溶蚀作用相对强，发育有岩屑和长石颗粒溶孔、凝灰质等杂基以及浊沸石填隙物溶蚀形成的粒间溶孔，物性相对较好。同时由于受多期次构造活动等作用的影响，局部发育微裂缝，不仅有效改善了储层物性，还可为部分油气运移提供通道。盆1井西凹陷下乌尔禾组向高部位超覆或者断缺，具备形成断层岩性及地层岩性油气藏的条件，结合沉积相展布，确定前缘相有利面积约为2 200 km2［图6（c）］。
4.4 勘探突破口选取
源上下生上储型油气藏的分布主要受垂向输导体系分布的控制，北东向展布的莫北凸起西侧断裂、石西凸起翼部断裂以及达巴松凸起断裂是研究区最重要的垂向油气输导断裂，与上述断裂相匹配的三叠系百口泉组、二叠系上乌尔禾组以及下乌尔禾组是该类油气藏最有利的层系，在上述区带优选有利目标可作为该类油气藏二叠系、三叠系立体勘探的突破口。
源侧新生古储型油气藏已经发现有石西油田和石西16井石炭系等油气藏，该类油气藏的发育与凹陷周缘古凸起有关，盆1井西凹陷斜坡区除上述已发现油气藏外，在莫索湾凸起、莫北凸起西翼达巴松凸起石炭系具备该类油藏的成藏条件，可优选古潜山作为该类油藏勘探的突破口。
源内自生自储型油气藏主要与二叠系风城组和下乌尔禾组有关，凹陷斜坡区具有鼻状构造背景的风城组，特别是发育规模储层的下乌尔禾组可作为该类油气藏勘探的首选区带，其中莫北凸起、石西鼻凸均可作为该类油气勘探的突破口。
5 结论
（1）盆1井西凹陷斜坡区发育下乌尔禾组和风城组2套优质烃源岩，油源条件优越，二叠系、三叠系规模有效砾岩储层发育，物性较好，断裂、不整合面及砂体构成立体输导体系，区域、局部泥岩盖层、平原相致密遮挡带广泛发育，具备形成大油气田的有利条件。
（2）基于有效烃源岩、规模储层、输导体系构成的源储配置关系，建立了源上下生上储型成藏、源侧新生古储型成藏、源内自生自储型成藏3种油气成藏模式，并总结了3种油气成藏模式下的油气成藏富集规律。
（3）根据规模储层发育的条件，优选三叠系百口泉组、二叠系上乌尔禾组及下乌尔禾组3个层系作为下一步规模油气勘探的最现实层系，同时分别针对3种油气成藏类型，优选了各自油气勘探的突破口。
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