塔北隆起西部地区碎屑岩油气资源丰富，发育中、新生界陆相含油气系统，碎屑岩有利储层沉积厚度大、分布广，白垩系巴西改组—舒善河组发育2套高成熟度烃源岩，构造与岩性圈闭广泛发育，具有良好的油气勘探前景^[1]。近年来，在“甜点”勘探区天山南及顺北地区有多口井在白垩系碎屑岩钻遇高产油气，如天山南东部QG1井在巴西改组底部钻遇气层，日产气13×10⁴ m³，QG101井在舒善河组底部厚层砂岩中获得高产气流^[2]，西南部XH1井在舒善河组顶部薄层砂岩钻遇3层油气显示累计厚度16.8 m，XH6井在舒善河组底部砂岩段钻遇油层，日均产油11.5 m^3[3]；顺北地区SHB2井在舒善河组顶部薄层砂岩中有油气发现，SHB51X井在白垩系DST测试中也获得高含水油样^[4]。随着勘探开发的深入，学者们对该区白垩系碎屑岩的成藏模式做了大量的研究，韩强等^[5]、李本亮等^[6]通过对白垩系碎屑岩构造特征及油气成藏模式开展研究，认为天山南地区主体位于雅克拉断裂带上，受断裂活动影响较大，高角度断裂有利于深部海相油气向上运移，并聚集成藏；白垩系砂岩沉积厚度大、横向连续性好，有利于北部库车坳陷陆相油气的远距离运移；侯晓阳^[7]、刘露等^[8]从油气输导体系进行分析，认为天山南主要油气运移路径是由连通深部烃源岩的断裂及横向连续性好的厚层砂体构成，高效的运移网络使得该地区发育多个构造-岩性圈闭；林波等^[9]、谷茸等^[10]通过对高产油气井开展油气富集规律研究，指出顺北地区具有海相和陆相2套油气系统双向聚集的条件，油气分布的层系多；邓尚等^[11]对不同类型断裂带油气富集特征开展分析，认为顺北地区深部以海相油气为主，烃源岩分布在底部三叠系，油气藏规模与断裂类型存在较大关系，而浅部以陆相油气为主，油气来源于库车坳陷侏罗系烃源岩远距离运移；云露等^[12]在几何学和运动学方面对顺北地区主干走滑断裂带活动特征开展分析，认为走滑断裂的内部结构受断裂活动强度控制，随着活动强度增大，碎屑岩储集体规模也逐渐增大。然而，目前对天山南和顺北地区油气成藏规律及模式仍认识不足，缺乏对碎屑岩油气藏的系统研究。

以天山南和顺北地区白垩系钻井岩心分析测试资料、测井资料以及地震解释资料为基础，通过单井、连井沉积相分析、地震精细解释及优势砂体识别等方法，从油气来源、油气充注特征、输导体系与储盖组合等4个方面对碎屑岩油气成藏规律及模式进行分析，总结油气成藏特征及规律，明确有利区带，以期为研究区下一步勘探开发提供地质依据。

塔北隆起西部地区是指塔里木盆地北部以沙雅隆起为主体隆起区的西部地区，北部毗邻库车坳陷，南部紧邻阿瓦提坳陷。主要研究区为“甜点”勘探区天山南地区及顺北地区，其中天山南地区位于沙雅隆起北部，被多期断裂切割，横跨了整个雅克拉断裂带^[13-14]，受构造运动影响强烈，区域内分布了北北东向主干断裂及大量分支小断裂，受主干断裂控制，还广泛发育了雁式断裂及扫帚状断裂，错综复杂的断裂网络为该地区油气的运移提供了输导通道^[15-16]。白垩纪天山南地区受准平原化作用的影响，地层发生了轻微隆升，部分区域存在水下古隆起，但整体仍为一个大型坳陷盆地，沉积相类型多样，以湖泊相和三角洲相为主，总体为广阔的浅水湖泊—退积型辫状河三角洲沉积^[15]。顺北地区位于沙雅隆起南部，西部紧邻阿瓦提坳陷，边界断裂活动相对较强，早期受加里东运动影响基本定型，为由南向北一直延伸的区域性斜坡，北部高、南部低，后受到海西运动的长期影响，北部地层持续沉积，厚度较大，南部地层逐渐隆升，同时受到多期构造运动影响，地层厚度变小，最终形成现今北高南低、北厚南薄的斜坡构造^{[11, 17-19]}。

研究区白垩系碎屑岩整体沉积厚度较大，天山南地区受早期充填沉积和晚期剥蚀作用的影响，地层呈“南厚北薄”的特征，顺北地区为“东厚西薄”且南北向厚度变化不明显。白垩系下统自下而上发育的舒善河组、巴西改组和巴什基奇克组是目前油气发现的主要层段，舒善河组顶部以泥质粉砂岩为主，底部发育薄层细砂岩与厚层泥岩，上部砂岩厚度小，仅有5~10 m，下部厚度大，为20~80 m，顶、底部砂岩中均有油气显示；巴西改组以细砂岩为主，发育厚层泥岩，砂岩单层厚度为5~10 m，累计厚度为30~70 m，油气显示主要在底部砂岩段；巴什基奇克组以厚层细砂岩、长石中砂岩为主，厚20~ 60 m，泥岩厚度较小，目前钻遇的油气层主要位于底部砂岩，且以凝析气为主（图 1）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 塔北隆起西部地区白垩系构造特征（a）及典型井岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural features of Cretaceous (a) and stratigraphic column of typical wells (b) in western Tabei uplift

从烃源岩特征，油气充注、运移和储盖组合等4个方面对塔北隆起西部天山南及顺北地区白垩系碎屑岩的成藏特征进行分析。

研究区三叠系黄山街组发育一套泥质烃源岩，根据岩石热解分析可知，该套烃源岩有机碳含量较低，TOC值一般小于1.5%，热解烃小于2.00 mg/g，产油潜量（S₁+S₂）低于2.30 mg/g，氢指数（HI）普遍低于195.00 mg/g，烃指数（HCI）小于48.00 mg/g，生烃潜力较差（表 1）。此外，热解峰温度最高仅为436 ℃，尚未达到高成熟阶段，生烃量较少。因此，认为该套烃源岩对白垩系油气藏的贡献较小。

表 1(Table 1)

表 1 塔北隆起西部天山南及顺北地区三叠系烃源岩热解测定 Table 1 Pyrolysis determination of Triassic source rocks in southern Tianshan Mountains and Shunbei area, western Tabei uplift 工区 井名 深度/m TOC/% Tmax/℃ S1/（mg·g-1） S2/（mg·g-1） S1+S2/（mg·g-1） HI/（mg·g-1） HCI/（mg·g-1） 天山南 XH5 5 848.15 0.52 436 0.12 0.94 1.06 175.76 15.90 XH5 5 852.13 0.79 430 0.32 1.53 1.85 183.24 30.17 XH5 5 854.25 0.88 433 0.23 1.47 1.70 146.77 29.46 XH5 5 856.67 1.41 429 0.29 1.68 1.97 127.28 19.78 XH5 5 858.49 1.01 434 0.31 1.70 2.01 171.36 33.51 顺北 SHBP2 4 142.67 0.98 429 0.39 1.89 2.28 183.79 47.62 SHBP2 4 149.67 0.83 431 0.24 0.72 0.96 96.88 25.47 SHBP2 4 168.21 0.77 429 0.18 0.49 0.67 65.17 13.08 SHBP2 4 171.67 1.35 435 0.22 1.06 1.28 84.81 15.16 SHBP2 4 175.32 1.02 431 0.05 0.19 0.24 — —

下载CSV 表 1 塔北隆起西部天山南及顺北地区三叠系烃源岩热解测定 Table 1 Pyrolysis determination of Triassic source rocks in southern Tianshan Mountains and Shunbei area, western Tabei uplift

研究区北部库车坳陷发育的2套优质烃源岩：一是三叠系克拉玛依组与黄山街组泥岩，该套烃源岩厚度较大，TOC值约为3.0%，为优质烃源岩，以生油为主，目前在库车和塔北中新生界发现的原油主要来自这套烃源岩^[20-21]；另一套为侏罗系阳霞组和克孜勒努尔组泥岩，以生气为主，TOC值约4.0%，为生气潜力巨大的气源岩^[22-23]。2套烃源岩均在新近纪开始成熟生烃，为研究区长距离运移提供了充足的油气源^[24-25]。

（1）饱和烃色质特征。采集天山南地区白垩系碎屑岩原油饱和烃样品5块（XH5井，XH1井，QG102井，QG1井及QG3井各1块），另有以往他人采集的该区白垩系样品数据8个，顺北地区白垩系碎屑岩原油饱和烃样品1块（SHBP2井）用于开展研究区饱和烃色质特征研究。此外，还采集塔北其他地区原油饱和烃样品123块，其中大涝坝地区白垩系—古近系样品7块，跃进地区奥陶系样品8块，雅克拉地区震旦系—白垩系样品6块，塔河地区奥陶系—古近系样品102块用于开展饱和烃色质特征对比分析。

王培荣等^[26]的研究指出陆相烃源岩与海相烃源岩的饱和烃色质特征存在较大差异，陆相烃源岩三环萜烷以C₁₉和C₂₁化合物为主，而海相烃源岩以C₂₃三环萜烷为主，且C₂₁TT/C₂₃TT值能够较好反映2类烃源岩的饱和烃色谱差异。当C₂₁TT/C₂₃TT> 1.0时，烃源岩类型以陆相为主，C₂₁TT/C₂₃TT < 1.0时，烃源岩以海相为主。结合采集的原油饱和烃样品，绘制C₂₁TT/C₂₃TT饱和烃色质图版（图 2）可知：研究区4个样品（XH5井，XH1井，QG3井和SH‐ BP2井）及原有的白垩系8个样品数据均为陆相原油，与塔河地区古近系陆相油来源一致；2个样品（QG1井和QG102井）为海相原油，与大涝坝白垩系—古近系、跃进地区奥陶系、雅克拉地区震旦系—白垩系及塔河地区奥陶系—白垩系海相油来源一致，分析认为极少部分海相原油可能是来自于深部三叠系海相烃源岩。综合分析认为研究区白垩系以陆相原油为主。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 塔北隆起西部烃源岩C21TT/C23TT饱和烃色质特征 Fig. 2 C21TT/C23TT saturated hydrocarbon color characteristics of source rocks in western Tabei uplift

（2）生物标志物特征。研究区陆相原油的生物标志物可分为2类。一类为富含重排生物标志物，C₁₉—C₂₆化合物呈现降低趋势，C₂₇重排甾烷和伽马蜡烷含量较高，如YT5井和卡普沙良剖面。根据杨舒越^[27]的研究，卡普沙良剖面侏罗系岩样中伽马蜡烷与重排甾烷含量较高，C₂₇—C₂₉甾烷呈非正态分布，这与库车坳陷侏罗系烃源岩来源一致，而YT5井白垩系烃源岩甾萜烷类化合物特征与卡普沙良剖面侏罗系烃源岩特征一致（图 3a）。因此，可以认为该类原油来源为库车坳陷侏罗系烃源岩。另一类生物标志化合物中C₂₁与C₂₃三环萜烷含量最高，其他三环萜烷含量普遍较低，其中C₁₉，C₂₀，C₂₁含量具有上升的趋势，重排甾烷相对较少，但C₂₇与C₂₉甾烷含量较第1类更高，如库车河剖面和YM7井。库车坳陷三叠系黄山街组烃源岩生物标志化合物中C₁₉—C₂₆三环萜烷系列中C₂₃与C₂₁含量明显高于其他三环萜烷含量，甾烷组成上C₂₇—C₂₉呈“V”形分布，重排藿烷系列含量中等，重排甾烷含量较低^[21]，与该类原油生物标志化合物特征整体吻合度较高（图 3b）。因此，认为该类原油来源为库车坳陷三叠系烃源岩。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 塔北隆起西部地区2类陆相原油甾萜烷类生物标志化合物特征对比分析 Fig. 3 Comparison of the characteristics of steroid terpenoid biomarker compounds in two kinds of continental crude oil in western Tabei uplift

从对样品进行流体包裹体均一温度测试、库车坳陷烃源岩生烃过程及油气成藏等3个方面分析研究区油气充注过程。

（1）流体包裹体测试。选取天山南地区白垩系75个样品开展油包裹体与盐水包裹体均一温度测试（图 4a），从测试结果可知：①油包裹体均一温度为75~135 ℃，盐水包裹体均一温度为90~ 180 ℃，包裹体均一温度均连续分布，这说明油气供给持续时间长。②盐水包裹体的均一温度可分为2期，第1期为78~114 ℃，平均为95 ℃，第2期均一温度为121~143 ℃，平均为130 ℃，这说明油气成藏可分为2期。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 塔北隆起西部天山南地区包裹体均一温度（a）及埋藏史-热史（b） Fig. 4 Homogenization temperature of inclusions(a)and burial history-thermal history(b)in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

结合天山南地区埋藏史与热史（图 4b）可知：随着埋藏深度的增大，地层温度持续升高，在海西晚期第1次达到峰值，随后地层温度降低，并在喜山早期基本稳定，在喜山晚期地层温度再次升高，第2次达到峰值，根据埋藏史与热史可以确定其油气成藏分为2期，大致对应喜山晚期阶段的初期、中期（古近系）。这一时期也与库车坳陷侏罗系烃源岩排烃高峰期吻合，是该套烃源岩大量的煤型气向天山南运移并且成藏时期，也是天山南地区的最主要的成藏期次。

（2）烃源岩生烃过程分析。库车坳陷三叠系烃源岩在新近世（22.0 Ma）之前热演化程度较低，早中新世11.0~22.0 Ma时进入成熟阶段，开始生油，在晚中新世4.0~11.0 Ma时（新近系吉迪克组、康村组和库车组沉积期）全部进入生油阶段，尤其是康村组和库车组沉积期间，大范围的烃源岩有机质转化率迅速提高，生烃潜力在这一阶段大量释放，大量油气在这一时期开始运移、聚集^[28]。在2.0~ 4.0 Ma时继续快速生烃，大部分烃源岩处在过成熟阶段，在0~2.0 Ma时烃源岩成熟度继续升高，形成了现今的格局。

库车坳陷侏罗系烃源岩在晚中新世5.0~12.0 Ma开始进入大规模生气阶段，生烃速率为（3~4）×10⁹ t/Ma，保持在较高的水平，在上新世—早更新世1.0~5.0 Ma时达到生烃高峰，生烃速率最高可达6×10⁹ t/Ma，此阶段生成的天然气向塔北隆起西部地区大规模运移和充注，从而形成了研究区早期生油，晚期生气的格局^[29-30]。

（3）油气成藏时期分析。从油气成藏时期看，研究区油气表现为“晚期成藏”的特点。在新近系库车组沉积早期以前，研究区总体呈由北向南倾斜的斜坡构造，库车坳陷中的油气沿断裂进入不整合面及砂岩层中，由北向南沿斜坡长距离运移；在库车组沉积晚期（2.6~3.5 Ma），库车坳陷侏罗系生成的油气被隆升构造阻隔，无法完全运移至前缘隆起带，导致研究区未捕获到侏罗系更高成熟度烃源岩生成的油气。

综合分析认为，研究区油气成藏具有供烃时间持久，早期（4.0~22.0 Ma）生油为主、晚期（3.5~12.0 Ma）生气为主，成藏时期晚的特征，这也与以往对该地区油气成藏模式分析所得出的结论一致^[31-33]。

研究区油气是由北部库车坳陷向南远距离运移而来，这种远距离油气运移与该区的构造背景及输导条件密切相关。

（1）构造条件。研究区和库车坳陷之间的秋里塔格构造带形成的时间较晚，主要隆升时期为新近系库车组沉积后期，而此时库车坳陷三叠系烃源岩已处于大量生油阶段，油气沿着深大断裂从烃源岩排出并进入不整合面和砂岩输导体，自北向南斜坡区运移，油气运移通道畅通；库车组沉积后期，库车坳陷侏罗系烃源岩也普遍进入了生气阶段，但秋里塔格构造带开始形成，造成输导体系堵塞，因此在研究区未捕获到该套烃源岩在高演化阶段形成的高成熟干气，成熟度相对较低。

（2）油气输导条件。断裂、不整合面与输导层共同构成了油气立体的运移通道网络，即输导条件。天山南地区受秋里塔格构造带的影响大量发育高角度断层，这些断层在垂向上构成了油气的运移通道，深部烃源岩生成的油气通过这些高角度断层逐渐向上运移，遇到圈闭则聚集成藏。此外，还存在加里东晚期至海西期形成的逆冲断裂、燕山期形成的张扭性断裂，喜山晚期形成的小型逆冲断层^[9]，这些断裂系统中的一些主干断裂可以直接沟通生油岩与储集岩的油源断层（图 5），是油气运移特别是外供油气运移的良好通道。同时，该区位于库车坳陷与沙雅隆起的过渡区，地层遭到严重剥蚀，发育多套不整合面，这些不整合面与连续砂体共同组成了油气的输导体系（图 6）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 塔北隆起西部天山南地区中新生界断裂分期活动特征 Fig. 5 Fracture features in Mesozoic and Cenozoic in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 塔北隆起西部天山南地区油气运移输导体系 Fig. 6 Oil and gas migration and transportation system in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

通过对顺北地区进行连井剖面及地震精细解释（图 7）发现，白垩系巴西改组砂岩虽然整体厚度不大，但是横向连续性很好，砂岩粒度较小且分布在不整合面附近，油气通过断裂沟通不整合面以及巴西改组的薄层砂体，沿着薄砂体进行侧向远距离运移。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 塔北隆起西部顺北地区油气运移输导体系 Fig. 7 Oil and gas migration and transportation system in Shunbei area, western Tabei uplift

区域内虽然断裂发育较少，由白垩系连通深部三叠系—奥陶系的高角度断裂更少，纵向来源的油气明显不足，但巴西改组砂岩顶面呈一低幅度平缓构造，油气可以自西北向东南呈面状运移。同时，由于区域内圈闭小且少，缺少拦截和聚集条件，所以油气可以不断向南推进，这也是白垩系大面积见到油气显示的主要原因（图 7）。

综上所述，研究区白垩系碎屑岩油气主要来自于库车坳陷三叠系及侏罗系烃源岩，前者大量生油，后者大量生气，油气沿斜坡自北向南运移至研究区，主要的运移通道为不整合面及横向连续的砂体。天山南地区在白垩系大量发育北东向断裂，油气运移至主体区域后继续沿断裂运移至区域XH5井和QG2井所在地区。顺北地区白垩系断裂发育较少，油气向南沿不整合面及横向连续的砂体运移至SHBP2井所在地区（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 塔北隆起西部地区油气运移平面特征 Fig. 8 Plane characteristics of oil and gas migration in western Tabei uplift

研究区白垩系油气主要分布于巴什基奇克组底部厚层砂岩段、巴西改组底部砂岩段和舒善河组上部薄层砂岩段及底部厚层砂岩段，其中巴什基奇克组储层的盖层为上覆库姆格列木群膏盐岩，巴西改组和舒善河组盖层均为组内泥岩。通过开展储层特征与沉积相研究，发现优质储层主要集中在巴西改组和舒善河组，且与沉积相类型密切相关，以辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝，扇三角洲前缘砂坝及湖泊滩坝为主。

（1）纵向特征。巴西改组与舒善河组储层砂岩厚度普遍较大，上部有连续泥岩发育，构成了研究区重要的储盖组合（图 9）。舒善河组沉积时期构造运动强烈，盆地发生了剧烈沉降，盆地范围较大，盆内湖水较深，物源供给不足，受湖水改造，发育砂泥互层，在舒善河组上、下段各发育有多套优质储层，其中下部主要为辫状河三角洲前缘河口坝和扇三角洲前缘砂坝，厚度为7~38 m；上部发育扇三角洲前缘砂坝、湖泊滩坝砂及辫状河三角洲河口坝，厚度为7~40 m，与各自顶端泥岩组成良好的储盖组合。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 塔北隆起西部地区白垩系优质砂体沉积相连井剖面 Fig. 9 Well-tie section of sedimentary facies of Cretaceous high-quality sand bodies in western Tabei uplift

巴西改组沉积时期处于前陆盆地逆冲减弱—停滞期，盆地形态相对宽缓，辫状河三角洲分布广泛，砂体的厚度较小，但含砂率较高，横向连续性好，总体形态呈朵叶状，由南向北推进，在辫状河三角洲前缘末端发育河口坝和席状砂，厚度为5~ 20 m，与组内上部泥岩组成较好的储盖组合。

（2）平面分布特征。天山南XH1，XH3及QG4井区舒善河组上段含砂率高于60%，沉积相以扇三角洲前缘砂坝及湖泊滩坝为主；XH1，XH3及QG1井区舒善河组下段含砂率高于60%，沉积相以扇三角洲前缘砂坝为主，部分地区发育近岸水下扇，分布面积略大于舒善河组下段，为优质储层分布区；XH3和QG4井区在巴西改组含砂率较高，在QG1井区含砂率较低，沉积相以扇三角洲前缘砂坝及细粒辫状河三角洲前缘砂坝为主。由此可知，天山南地区优质储层主要分布在XH3，QG1及QG4井区，舒善河组上段分布面积最小，巴西改组面积最大。

顺北地区舒善河组和巴西改组的整体含砂率均较高，普遍高于60%，沉积相均以粗粒辫状河三角洲前缘砂坝为主。该区与天山南地区桥古区块在巴西改组辫状河三角洲沉积连成一片，整体砂岩的面积和粒度都更大，属于优质储层（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 塔北隆起西部地区白垩系储层含砂率及沉积相平面分布特征 Fig. 10 Sand ratio and sedimentary facies of Cretaceous in western Tabei uplift

将研究区白垩系下统巴西改组—舒善河组储层孔渗资料按辫状河三角洲、扇三角洲和滩坝相3类沉积相分别进行统计（图 11）可知：①储层整体物性较好，孔隙度和渗透率分布范围较大，孔隙度普遍大于6%，渗透率大于0.1 mD，均呈单峰分布，且二者呈正相关关系。②辫状河三角洲相储层物性更好，孔隙度和渗透率均较大，其中孔隙度主要为10%~14%，渗透率主要为10.0~100.0 mD；扇三角洲相储层的物性相对较差，孔渗参数均较小，孔隙度主要为6%~10%，渗透率主要为0.1~1.0 mD；储层的平均孔喉半径为0.10~1.00 μm，辫状河三角洲相储层的平均孔喉半径次分布区间较大，为1.00~ 10.00 μm；扇三角洲相及滩坝相储层的平均孔喉半径次分布区间较小，为0.01~0.10 μm。③辫状河三角洲前缘沉积的砂岩中泥质含量较低，颗粒粒度较大，呈次棱角状—次圆状，孔隙类型以原生粒间孔和剩余粒间孔为主；扇三角洲相和滩坝相砂岩则主要发育溶蚀孔和粒间孔隙，颗粒粒度中等，呈次棱角状—次圆状。④辫状河三角洲为主的顺北地区储层物性更佳。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 塔北隆起西部地区白垩系巴西改组—舒善河组组储层物性特征 Fig. 11 Reservoir physical properties of Cretaceous Baxigai-Shushanhe Formation in western Tabei uplift

塔北隆起西部地区整体为由北西向南东方向逐渐增高的单斜构造，在低缓的构造背景下，大型构造圈闭不发育，主要发育低幅构造圈闭、岩性圈闭和构造-岩性复合圈闭，其中低幅构造圈闭以天山南地区XH3井区及XH5井区为代表；岩性圈闭以顺北地区SHB8井区及SHB5-1井区为代表；构造-岩性复合型圈闭以天山南地区XH6井区及顺北地区SHBP2井区为代表^[34-35]（图 12）。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 塔北隆起西部地区圈闭类型 Fig. 12 Trap types in western Tabei uplift

（1）低幅构造圈闭XH5井区。目前XH5井所在构造发育区在白垩系下统巴什基奇克组顶部砂岩中见高产气流，在6 mm油嘴，油压41.1 MPa条件下测试显示日产气18.3×10⁴ m³，日产油5.04 m³，未见水；在4 mm油嘴，油压42.3 MPa条件下，日产气10.5×10⁴ m³，日产油6.2 m³，未见水，油密度为0.779 g/cm^3[15]。由地震剖面可知，该区油气输导条件较好，不整合面和砂体对油气的横向运移起到了重要的作用，断裂发育，不仅在油气的垂向输导中发挥控制作用，在横向上也能够对油气起到阻隔作用；此外，储层上覆古近系库姆格列木群泥岩作为盖层，对油气的保存也起到了重要作用。该区域在中新生代整体北倾，促使库车坳陷三叠系和侏罗系烃源岩生成的油气沿不整合面向南部横向运移，同时在加里东晚期—海西期形成的逆冲断裂、燕山期—喜山早期形成的张性或张扭性断裂，喜山晚期形成的小型逆冲断层的纵向沟通输导作用下，油气在中新生界碎屑岩低幅度构造、地层-岩性圈闭中聚集成藏（图 13）。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 塔北隆起西部天山南地区XH5井区油气成藏模 Fig. 13 Oil and gas accumulation model of XH5 well area in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

（2）构造-岩性复合型圈闭XH6井区。目前XH6井已钻遇油气显示，在古近系库姆格列木群（5 893.0~5 895.0 m）射孔测试日产油6.5 m³，日产气6.2×10⁴ m³，含水率为20%，在舒善河组（6 387.5~ 6 393.0，6 397.0~6 402.0 m）放喷口点火成功，火焰长度10 cm，高度为50 cm^[15]。由地震剖面可知，该区断裂较发育，既可以作为库车坳陷三叠系烃源岩产生油气后向上运移的通道，也可以在横向上作为油气的遮挡，有利于油气聚集；同时断层的下降盘被舒善河组上部泥岩封堵，进一步保证了油气的聚集成藏，在构造高部位形成构造-岩性复合圈闭（图 14）。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 塔北隆起西部天山南地区XH6井区油气成藏模式 Fig. 14 Oil and gas accumulation model of XH6 well area in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

综上分析，天山南地区在烃源岩生油气高峰期之前，断裂系统和各种类型的圈闭已经开始发育成型，而前中生界不整合面的长期广泛发展，也为匹配良好的圈源条件提供了足够的运移通道，使得油气在中新生界碎屑岩低幅度构造、构造-岩性圈闭中聚集成藏（图 15）。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 塔北隆起西部天山南地区油气成藏模式 Fig. 15 Oil and gas accumulation model in southern Tianshan Mountains, western Tabei uplift

SHBP2井和SHB5-1井均在白垩系厚层泥岩下伏砂岩储层中钻遇油气显示，均有油气流，但油气产量都很低，其中SHB5-1井测试结论为含油水层^[16]。从地震剖面可知，2口井所在井区都可以识别出辫状河三角洲前积层结构，指示为一套厚层沉积砂体，横向连续性好，大面积分布的砂体为库车坳陷油气侧向运移提供了良好的条件（图 16）。砂岩上部有一套稳定的泥岩盖层也保证了油气能够被有效隔挡，该套砂泥组合也是顺北地区油气聚集的主要场所。

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 塔北隆起西部顺北地区有利砂体分布 Fig. 16 Distribution of favorable sand bodies in Shunbei area, western Tabei uplift

对顺北地区及相邻的英买力地区、热普地区油气藏开展调查后发现，这些地区都是以凝析气藏为主，且古近系和白垩系油气藏充满度高（如英买力地区YM7井和YM19井），油气均是在高点运移聚集。因此，认为SHBP2井区和SHB5-1井区的砂体分布位置并不在朵体最高部位，油气只是少部分聚集，大量的油气可能继续向高部位运移，这也是区域内有油气显示，但产量却不高的主要原因。

综合分析认为，顺北地区的油气主要是通过断裂沟通不整合面以及巴西改组的薄层砂体，沿着薄砂体进行侧向长距离运移而来，断裂和连通的砂体是主要控制因素，优质砂体及内幕小断层对油气输导起关键作用，油气来源多样，以库车坳陷及下伏烃源岩为主，油气藏以岩性油气藏为主（图 17）。

图 17

Fig. 17

下载原图 图 17 塔北隆起西部顺北地区油气成藏模式 Fig. 17 Oil and gas accumulation model in Shunbei area, western Tabei uplift

通过剖析典型油气藏（图 18）可知，研究区油气富集特征在平面上存在明显的差异。天山南地区油气藏主要沿断裂分布且面积较大，储层主要集中在巴西改组，以构造-岩性复合油气藏为主；顺北地区油气藏规模较小，储层主要集中在舒善河组上段，以岩性油气藏为主。

图 18

Fig. 18

下载原图 图 18 塔北隆起西部地区油气成藏类型分布 Fig. 18 Distribution of oil and gas accumulation types in western Tabei uplift

分析认为产生差异的原因主要与研究区断裂活动及储盖组合有关。天山南地区断裂非常发育，白垩系下部烃源岩生成的油气沿断裂向上运移至巴西改组底部发育的厚层砂岩中，顶部泥岩作为盖层能有效封堵油气。此外，北部库车坳陷的陆相油气也能够沿断层及不整合面远距离运移而来，在巴西改组储层聚集成藏。顺北地区断裂发育较少，且中新生界断裂活动与古生界断裂总体上关联性不强，其下部寒武系—奥陶系生成的油气无法通过断裂向上运移，且该区深部三叠系烃源岩生烃能力不足，无法为白垩系储层提供充足油气。此外，巴西改组和舒善河组上部均发育厚层泥岩，北部库车坳陷远距离运移来的油气沿不整合面进入舒善河组上部砂岩，在2套厚层泥岩的遮挡下聚集成藏。

（1）塔北隆起西部地区油气类型主要为陆相原油，油源为北部库车坳陷三叠系烃源岩，气源为库车坳陷侏罗系烃源岩，少部分海相油气来源于区域内深层烃源岩，含油气性较差；油气主要沿断裂、不整合面及输导层砂体远距离向南运移，充注时间较长，油气成藏可分为2期，早期以生油为主，晚期以生气为主，成藏时期较晚。

（2）天山南地区裂缝发育，油气从库车坳陷沿裂缝和不整合面运移，该区优质储层以扇三角洲前缘砂坝为主，砂体厚度小但含砂率较高，与上部泥岩组成了优越的储盖组合；顺北地区断裂不发育，油气从库车坳陷沿不整合面和断裂运移，优质储层以辫状河三角洲前缘砂坝为主，与组内上部厚层泥岩组成了优越的储盖组合；顺北地区优质储层的物性要优于天山南地区。

（3）天山南与顺北地区油气藏类型存在明显差异，天山南地区油气藏主要集中在巴西改组，沿断裂分布且面积较大，以低幅度构造、构造-岩性复合油气藏为主，而顺北地区油气藏集中在舒善河组上段，规模较小，以岩性油气藏为主。