0 引言
准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘油气勘探始于20世纪90年代，主要以探寻中浅层高效油气藏为目的，勘探成果主要集中在石炭系、侏罗系和白垩系，相继发现了石西油田、莫北油气田、莫索湾油气田、莫西庄油田，对深层二叠系尚未开展系统研究［1-5］。随着油气勘探成果的不断丰富，盆1井西凹陷呈现多层系立体成藏态势，东北环带二叠系风城组多井获高产工业油气流，展现出良好勘探潜力 ［6-8］。风城组油气勘探始于玛湖凹陷北部，目前已拓展至玛湖凹陷南部和盆1井西凹陷。针对玛湖凹陷风城组，以“源储耦合，有序聚集”的视角，按照“非浮力”成藏找油思路，“水区”之下发现了准连续型致密油、夹层型页岩油、纹层型页岩油“规模纯油区”。经过30多年的持续探索，玛湖凹陷风城组已形成一个以火山岩油藏、常规碎屑岩油藏、致密油、页岩油多资源并存的常规—非常规大油区［9-15］。
盆1井西凹陷及周缘风城组刚进入勘探初期，主要集中于东北环带石西—莫北地区，基础研究比较薄弱，目前钻遇风城组的井只有5口。其中，PD1井只钻揭了风城组顶部，未试油，SX18井、SX16井、SX161_H井风城组试油均获高产工业油气流，SX24井钻遇良好油气显示，待试。其中，SX161_H井水平段仅500余米，试油获超千方工业油气流，打破盆地单井高产历史记录，标志着盆1井西凹陷发现了新的含油气层系。虽然盆1井西凹陷风城组已获重大突破，且为天然气高效勘探领域，但埋深大、实钻井少，未系统开展研究，是否具有与玛湖凹陷风城组类似的成藏条件和勘探潜力，尚不明确。因此，亟需加大油气地质特征、成藏要素、成藏模式及勘探潜力等研究力度。本文综合运用地质、测井、地震、实验分析等资料，应用构造恢复、沉积演化、井震结合、类比分析等手段和方法，对风城组进行了地质特征研究、油气富集规律分析，提出了构造演化模式、沉积演化模式、储层成因模式、油气成藏模式，并明确了资源类型、勘探潜力和有利勘探方向，以期对该区勘探发现与规模增储上产提供有利支撑。
1 区域地质概况
盆1井西凹陷为二级构造单元，属于准噶尔盆地西部坳陷，整体为北东向展布，周缘斜坡区主要包括莫北凸起和滴南凸起西侧、石西凸起西南部、达巴松—夏盐凸起南翼、莫索湾凸起西北翼，目前钻遇风城组的5口井均位于盆1井西凹陷东北环带石西凸起西南部（图1）。
盆1井西凹陷东北环带石西—莫北凸起位于准噶尔盆地陆梁隆起与中央坳陷交接处，系海西期构造运动的产物，下泥盆统—石炭系发育大套岛弧火山岩建造，钙碱性火山岩系列广泛分布［16-17］。石炭纪—早二叠世活跃的火山活动和构造运动，奠定了陆梁隆起内部的构造格局，构造高部位缺失二叠纪—早三叠世的沉积，而在低部位则接受了厚度差异较大的二叠纪—早三叠世沉积，这一时期为盆地填平补齐阶段［18-20］。晚三叠世，准噶尔盆地整体下降，开始泛盆地沉积，在凸起区沉积了厚度超过200 m的上三叠统湖相泥岩，为一套厚度大、分布较稳定的区域盖层。三叠纪末构造活动减弱，早—中侏罗世构造相对稳定，发育厚度近800 m的河湖—沼泽相含煤砂泥岩地层。燕山运动晚期，石西地区再一次抬升，侏罗系内部不整合和张性断裂从而形成，在局部高部位，白垩系不整合覆盖于侏罗系西山窑组之上。白垩纪以来，盆地北部抬升南部沉降的掀斜更加强烈，但断裂活动较为微弱，构造运动强烈的区域逐渐移至北天山山前，盆1井西凹陷东北环带的构造活动已十分微弱 ［21-23］。
2 油气地质特征
2.1 地层发育特征
依据盆1井西凹陷周缘钻遇风城组的5口井资料，结合地震地质解释成果，盆1井西凹陷东北环带自下而上依次发育下石炭统（C1）、上石炭统（C2），二叠系风城组（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），侏罗系八道湾组（J1 b）、三工河组（J1 s）、西山窑组（J2 x），白垩系（K），古近系（E）和第四系（Q），其中石炭系与二叠系、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区域性不整合接触（图2）。
基于区域格架线统层，建立了玛湖凹陷—盆1井西凹陷风城组地层对应关系，明确了盆1井西凹陷风城组地层展布。通过精细井震标定、解释及连井对比，建立了盆1井西凹陷石炭系—二叠系统一地层层序格架，东北环带风城组一段（P1 f 1）、二段（P1 f 2）、三段（P1 f 3）沿北东向逐层超覆于石炭系之上，形成大型地层圈闭背景，PD1井、SX18井、SX16井、SX161_H井、SX24井均钻遇P1 f 3，高部位风城组受风化剥蚀减薄，与上覆上乌尔禾组不整合接触［图3（a）］。PD1井钻遇与SX18井上部对应的细粒岩，下部砾岩段未钻揭，SX18井、SX24井风城组上部钻遇细粒沉积岩，中下部钻遇大段砾岩，SX16井风城组残留与SX18井上部类似的细粒岩性，风城组在SX16井北东方向附近尖灭，特征清晰［图3（b）］。
2.2 沉积相特征
2.2.1 沉积相类型及特征
准噶尔盆地西部坳陷在挤压—稳定—冲断的前陆演化背景下，构造上整体呈现“西断东超”的格局，风城组物源体系及沉积表现为“西进东退”的特征［24］。西部盆缘冲断带快速隆升，物源供给充足，发育进积式扇三角洲沉积，风城组向凹陷进积，沉积中心逐步向凹陷中心迁移，整体呈反旋回沉积，东部隆起区物源供给少，缓坡带发育退积式扇三角洲沉积，沉积中心逐渐向物源方向迁移，呈现“下粗上细”的正旋回沉积特征。
西部坳陷玛湖凹陷风城组研究已比较深入，岩性岩相序列完整，整体表现为“高部位发育砾岩，斜坡区发育云质砂岩，凹陷区发育云质泥岩”的特征［25-26］。盆1井西凹陷风城组向东部较平缓的陆梁隆起逐级超覆，发育退积式扇三角洲，在东北斜坡形成了上倾尖灭的退积型沉积，P1 f 1、P1 f 2、P1 f 3逐级超覆沉积于下伏石炭系之上（图3）。通过地震相对比，盆1井西凹陷风城组与玛湖凹陷类似，相序完整，高部位砾岩为强反射连续特征，斜坡区云质砂岩为杂乱中弱振幅特征，凹陷区云质泥岩为连续中强振幅特征，该认识在目前已钻的5口井中均得到证实。盆1井西凹陷东北斜坡整体发育三大物源体系，风城组主要为退积式扇三角洲沉积，纵向上以“下粗上细”正韵律沉积为主，平面上高部位近物源区为内前缘砾岩区，斜坡区为外前缘云质砂岩区，凹陷区为湖相云质泥岩区。此外，通过地震地质解释剖面和古地貌恢复，下伏石炭系凹凸相间构造格局控制了风城组沉积，凸起区风城组变薄或被剥蚀，凹槽区风城组变厚，特征清楚。
2.2.2 沉积演化
基于西部坳陷风城组沉积特征、构造演化研究，结合盆1井西凹陷地震相特征与演化分析，提出了盆1井西凹陷东北斜坡风城组沉积演化模式。东北斜坡风城组发育退积式扇三角洲，P1 f 1、P1 f 2、P1 f 3逐级超覆沉积并尖灭于石炭系之上，风一段沉积时期，湖岸线远离物源区，物源供给不足，以湖相细粒沉积为主，高部位已钻的5口井均未钻遇风一段；风二段沉积时期，水进砂退，湖岸线逐渐靠近物源区，物源供给渐续充足，斜坡区沟槽内发育粗粒沉积，向凹陷区逐渐过渡为细粒沉积，高部位已钻的5口井均未钻遇风二段；风三段沉积时期，进一步水进砂退，湖岸线接近物源区，物源供给充足，高部位发育砾岩沉积，向凹陷逐渐过渡为细粒沉积，高部位已钻的5口井均钻遇风三段（图4）。其中SX16井构造位置相对最高，位于扇三角洲内前缘侧翼，相对细粒沉积物较多，沉积厚度较小，且沉积后遭受了严重风化剥蚀，残余厚度小，SX18、SX24井风城组中下部沉积了大段内前缘粗粒沉积，向上过渡为细粒沉积，但顶部也遭受了风化剥蚀，PD1井位于相对较低部位，风化剥蚀较少，与SX18井类似，下部发育粗粒沉积，向上渐变为细粒沉积。
2.3 储层特征
盆1井西凹陷周缘目前只钻遇风城组的风三段，风一段、风二段暂未钻揭，钻遇风城组的4口直井和1口水平井中，SX18井、SX24井在储层段各取心1筒，SX24井刚完钻，暂未分析化验，但从录井综合分析和取心情况来看，与SX18井类似，故本文的储层特征分析以5口实钻井岩屑和SX18井岩心资料结合区域地质特征分析为主。
2.3.1 岩石学特征
盆1井西凹陷周缘目前钻遇风城组的井只有SX16井、SX161_H井、SX18井、SX24井和PD1井，通过岩心、岩屑观察和岩石薄片分析，东北环带风城组下粗上细、下砾上泥，整体呈正旋回沉积。下部发育大段灰色砾岩，粒度粗、灰质含量高，咸化作用强，上部发育灰色含云泥岩、粉细砂岩，粒度细、云化作用强。
储层段砂体主要来源于水下分流河道，岩性以含泥含砂砾岩、灰质含砂砾岩、砂质砾岩为主，其次为含灰细砂岩和含砾中—粗砂岩，夹少量灰质粉砂岩，灰质含量整体较高，加酸起泡—强起泡，胶结相对致密，见少量砂屑灰岩，岩石中局部含泥晶方解石团粒。砾石主粒径>2 mm，砾石成分较单一，主要为来自安山岩、凝灰岩、霏细岩等中酸性火山岩的岩屑，应为下伏石炭系火山岩剥蚀物。砂粒成分以岩屑为主，石英、长石次之。颗粒分选中等，呈次圆—次棱角状，支撑类型以颗粒支撑为主，接触方式主要为线接触，成分成熟度和结构成熟度中等。此外可见碳酸盐岩颗粒和灰泥，可能与同沉积期弱固结碳酸盐岩薄层被冲刷再沉积有关。填隙物主要为泥质杂基，普遍发生绿泥石化，同时多见泥晶方解石，见少量亮晶方解石和方解石交代碎屑颗粒现象（图5）。
2.3.2 物性特征
SX18井砾岩储层孔隙度为4.5%~11.59%，平均为8%，渗透率为（0.014~0.281）×10-3 μm2，平均为0.05×10-3 μm2，渗透率较低，整体属于特低孔特低渗储层（图6）。通过碳酸盐矿物含量与储层物性关系分析，两者整体呈负相关关系，储层碳酸盐矿物主要以胶结物形式存在，其含量越高，胶结越严重，储集空间充填越严重，物性越差。研究区无云质砂岩、云质泥岩储层实测数据，参照邻区玛湖凹陷风城组，云质砂岩孔隙度主体为3.80%~10.44%，平均为5.44%，渗透率主体为（0.011~9.76）×10-3 μm2，平均为0.1×10-3 μm2，为特低孔特低渗储层，云质泥岩孔隙度主体为0.7%~10.5%，平均为3.1%，渗透率主体为（0.012~3.51）×10-3 μm2，平均为0.17×10-3 μm2，为特低孔特低渗储层。
2.3.3 储集空间特征
铸体薄片分析发现，SX18井砾岩储层段储集空间主要为粒间溶孔和粒内溶孔，其次为剩余粒间孔与微裂缝（图7）。整体储层段溶蚀孔较发育，分析认为盆1井西凹陷东北环带高部位砾岩储层经历早埋藏期、抬升暴露期、晚埋藏期，最终才形成现今溶蚀孔大量发育的优质储集层。早埋藏期，凝灰质、泥质等细粒沉积物充填孔隙空间，砾岩段地层物性急剧降低；抬升暴露期，在构造运动作用下，地层抬升暴露，遭受风化剥蚀，同时受大气水淋滤，形成大量溶蚀孔；晚埋藏期，在钙质胶结成岩作用下，部分储集空间被胶结充填物性变差，但由于地层碳酸盐含量相对较高，岩石脆性较好，在构造应力作用下，发育大量微细裂缝，进一步改善了储层物性，最终形成了风城组现今优质储集层的面貌（图7）。
4 油气成藏特征及成藏潜力分析
4.1 油气藏特征
盆1井西凹陷二叠系风城组目前已发现的气藏位于东北环带莫北鼻凸带，于2020年9月SX16井风城组、石炭系合试获日产油124 t、日产气21.6×104 m3高产工业油气流而发现，为被断裂分割的断块气藏群。发现风城组气藏后，勘探评价一体化部署，评价井和外甩预探井相继获高产工业油气流，原油密度为0.790 9~0.789 8 g/cm3，50 ℃原油黏度为1.58~2.22 mPa·s，凝固点为6~10 ℃，天然气相对密度为0.670 8~0.690 5，甲烷含量为79.31%~84.98%。钻遇风城组有利储层的3口井均获高产工业油气流，且以高熟的凝析油和天然气为主，标志着盆1井西凹陷发现新的规模含气层系。
在试油过程中，2个断块的井均油气水同出，综合分析认为，SX16井主要因为和石炭系合试，沟通了石炭系地层水，导致出水，而SX18井试油过程中，随着油嘴放大，压力相对稳定，含油率基本不变，无明显边底水特征。SX18井风城组试油出水原因，主要是储层非均质性造成气水分异不明显，物性决定含气饱和度高低，从而造成油气水同出。砾岩储层非均质性强，粒度粗的层段物性好、孔喉大，赋存自由水和吸附水，油气充注可以快速排水，含气饱和度较高，粒度细的层段方解石含量高，物性差、孔喉小，赋存毛管水和束缚水，不易被驱替排出，含气饱和度相对较低，为准连续型气藏。根据气藏性质判断方法，SX16井区风城组为带油环的断块凝析气藏，SX18井区风城组为无油环的断块凝析气藏。
4.2 油气成藏过程分析
4.2.1 油气来源
4.2.2 盖层及生储盖组合
良好储盖组合配置是风城组油气藏得以保存的重要基础和前提。盆1井西凹陷东北环带风城组发育退积式扇三角洲沉积，风城组P1 f 1、P1 f 2、P1 f 3逐层超覆沉积于石炭系之上，形成了大型地层尖灭背景，且退积式沉积下粗上细，下部发育粗粒储集层，上部发育沉积的细粒致密盖层，从而形成了层内的良好储盖配置关系，目前已证实SX18井风城组上部细粒岩封盖性可靠，在盖层封堵下已聚集成藏。此外，风城组上部发育相对稳定的区域盖层，对深层油气聚集也具有重要封盖作用，已得到SX16井、SX161_H井钻井证实。SX18井风城组砾岩储层段上部发育细粒含云泥岩、泥质粉砂岩等细粒沉积岩，可作为SX18井区油气藏局部盖层，封挡条件好，SX16井风城组砂岩储层上部发育区域性上乌尔禾组泥岩、粉砂质泥岩等细粒岩性，可作为SX16井区油气藏的良好盖层，储盖配置关系好，源岩生成的油气经运移调整至有利圈闭可被封挡聚集成藏。
4.2.3 成藏模式
盆1井西凹陷风城组实钻井较少，但同属于西部坳陷的玛湖凹陷实钻井多且研究较为深入，玛湖凹陷由凸起区—斜坡带—凹陷区依次发育砾岩常规浮力油藏、云质砂岩致密油与云质泥岩页岩油。盆1井西凹陷烃源岩成熟度较高，以凝析油与天然气为主，地震相特征表明，盆1井西凹陷风城组与玛湖凹陷地震相特征类似，预测由凸起区—斜坡带—凹陷区依次发育砾岩、云质砂岩与云质泥岩3类储层，凸起区砾岩储层已实钻证实，特征一致。盆1井西凹陷风城组油源充足、成熟度高、3类储层有序分布、储盖组合匹配关系好，凸起区砾岩常规浮力凝析气藏、斜坡带云质砂岩致密气和凹陷区云质泥岩页岩气潜力巨大，高部位已获实钻证实，获重大突破。
基于盆1井西凹陷风城组实钻井成藏研究，结合邻井其他层系和相邻的玛湖凹陷风城组油气成藏特征，建立了盆1井西凹陷风城组大型地层背景下“凹陷区源内页岩气、斜坡带邻源致密气、凸起区近源常规气”的油气成藏模式（图8）。风城组烃源岩于早二叠世进入生烃门限，在中三叠世进入生油高峰［28］，早期生成的未熟油—成熟油经运移调整，形成了类似玛湖凹陷现今的油气藏富存模式，由凸起区—斜坡带—凹陷区依次发育砾岩常规浮力油藏、云质砂岩致密油与云质泥岩页岩油。但随着埋深不断增大，盆1井西凹陷风城组烃源岩经热演化成熟度不断升高，晚侏罗世进入生气阶段，至晚白垩世达到生气高峰［28］，现今已达高成熟—过成熟阶段，主要生成轻质油与天然气。燕山运动晚期，石西地区受挤压抬升，一期张性断裂形成，前期生成的原油不断被后期生成的高熟油和天然气驱替排出，沿不整合面、张性断裂疏导运移调整至中浅层有利位置聚集成藏。
白垩纪以来，盆1井西凹陷东北环带断裂活动已较为微弱，断裂逐渐封闭，风城组内部则富集了晚期生成的轻质油和天然气，从而形成了现今风城组“凹陷区源内页岩气、斜坡带邻源致密气、凸起区近源凝析气”的油气富存状态。凹陷区云质泥岩、斜坡带云质砂岩储层致密，与源岩较近，油气充注度高，以纯油气藏为主，凸起区砾岩储层非均质性强，气藏主要以准连续型为主，油气水同出，无明显边底水特征，但受浮力作用，高部位含油气饱和度高，低部位含水明显（图8）。
4.3 勘探潜力分析
盆1井西凹陷风城组烃源岩面积约为5 400 km2，主体厚度介于100~300 m之间，TOC值大于1.2%的好—极好烃源岩面积约为1 130 km2，烃源岩主体已进入生凝析油—干气阶段，生气强度大于20×108 m3/km2气源灶面积达3 500 km2，有利于天然气大面积富集成藏。盆1井西凹陷剩余资源潜力巨大，目前仍处于勘探早期，探明率不足17%，剩余未发现资源量约为7.6×108 t，勘探潜力巨大。
玛湖凹陷风城组岩性岩相序列完整，井震结合表明，盆1井西凹陷与之类似。基于测井相、地震相特征，建立了盆1井西凹陷及周缘二叠系风城组砾岩、云质砂岩、云质泥岩识别模式（图9）。
高部位砾岩地震上整体表现为“低频、中强振幅、连续”反射特征，测井上表现为“高GR、平直高RT”特征；斜坡带云质砂岩地震上整体表现为“中低频、弱振幅、杂乱—较连续”反射特征，测井上表现为“低GR、平直或锯齿状中高RT”特征；凹陷区云质泥岩地震上表现为“高频、中强振幅、连续”反射特征，测井上表现为“高GR、锯齿状高RT”特征。
通过地震相预测及建立的盆1井西凹陷及周缘二叠系风城组砾岩、云质砂岩、云质泥岩3类岩性识别模式，分别落实了风城组P1 f 1、P1 f 2、P1 f 3 3个层段内前缘砾岩、外前缘云质砂岩、湖相云质泥岩3类储层展布范围，叠合有利面积分别为734 km2、1 202 km2、1 768 km2，预计可落实常规浮力砾岩凝析气资源约为1 250×108 m3、云质砂岩致密气资源量约为5 020×108 m3、云质泥岩页岩气资源量约为6 230×108 m3，勘探潜力巨大（图10）。
5 结论
（1）准噶尔盆地盆1井西凹陷东北环带风城组P1 f 1、P1 f 2、P1 f 3向北东方向逐层超覆于石炭系之上，高部位仅发育P1 f 3，且受风化剥蚀地层减薄，在SX16井北东方向附近尖灭，整个风城组形成大型地层尖灭背景。
（2）盆1井西凹陷风城组发育退积式扇三角洲—湖泊沉积体系，整体呈“下粗上细”的正旋回沉积，由高部位—斜坡带—凹陷区依次发育内前缘砾岩、外前缘云质砂岩和湖相云质泥岩。砾岩储层砾石主要为中酸性火山岩，砂粒成分以岩屑为主，成分成熟度、结构成熟度中等，填隙物主要为泥质杂基，储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主，整体属于特低孔特低渗储层。
（3）盆1井西凹陷风城组烃源岩已达高成熟—过成熟阶段，已发现油气以高熟的凝析油和天然气为主，非均质性造成油气水分异不明显，试油过程油气水同出，整体为准连续型气藏，又被断块分割为多个断块气藏。通过成藏分析，建立了风城组“凹陷区源内页岩气、斜坡带邻源致密气、凸起区近源凝析气”的油气成藏模式，预测资源量分别为1 250×108 m3、5 020×108 m3、6 230×108 m3，天然气勘探潜力巨大。
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