编者按: 寻找油气突破发现、落实规模优质资源，是保障国家能源安全、缓解油气供应压力和对外依存度的必由之路，也是中国石油人的使命与担当。然而，随着国内油气勘探深度不断加大、勘探对象日趋复杂，特别是前陆盆地冲断带深层，地质结构多层叠置、构造样式复杂多变，选区选带和圈闭落实难度大，准噶尔盆地南缘下组合即是这样“难啃的硬骨头”。大油气田何处寻？勘探靶点何处选？是准噶尔盆地南缘下组合勘探实现战略突破亟需回答的问题。面对问题与挑战，中国新疆油田几代石油人解放思想、迎难而上，开展了锲而不舍的深耕探索、艰苦卓越的技术攻关，在高泉背斜部署的高探1井测试获日产千吨油、30万立方米气，实现了准噶尔盆地南缘下组合大构造勘探的首次突破，开启了南缘前陆深层大型油气富集区勘探的新里程。“明月出天山、苍茫云海间”，本文即是对上述历程的回顾与总结，介绍了油气战略发现的启示、研究认识的创新、技术瓶颈的突破，以期为勘探家和研究人员提供借鉴。
2. 中国石油新疆油田公司;
3. 中国石油勘探开发研究院
, Zhi Dongming2
, Lei Dewen2
, Yang Disheng2
, Xiao Lixin2
, Yuan Bo2
, Qi Xuefeng3
, Zhao Jinyong2
2. PetroChina Xinjiang Oilfield Company;
3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development
半个多世纪以来，天山北麓的准南前陆冲断带因丰富的地面油气苗、成排成带的构造及多套烃源层而被几代石油人关注与看好[1]。准南油气勘探历史悠久，自独山子油田发现以来，已经历70多年勘探历程，进行过多轮次的研究与勘探，1996—2006年发现呼图壁气田与玛河气田，总计探明天然气储量313.88×108 m3。准南中组合压力大、单井产量高，但砂层厚度相对较薄，大构造高部位成藏，以中小型油气田为主，未能发现大型油气田。
随着地质认识的不断深化和勘探技术的日臻成熟，2008年之后准南油气勘探逐步转向下组合。2008—2010年系统组织开展下组合关键成藏要素研究，明确侏罗系5套3类烃源岩，确定3套规模储层展布特征，锁定40个构造圈闭，总面积达2140 km2[2]。2010—2012年针对下组合在准南西湖背斜、独山子背斜、呼图壁背斜先后钻探了西湖1井、独山1井及大丰1井。由于西湖1井与独山1井未钻遇构造高点、大丰1井断钻具工程报废，勘探未获突破，但西湖1井、独山1井及大丰1井钻遇下组合规模储层且均见良好油气显示，展示了良好的勘探潜力与前景，坚定了持续开展勘探研究的信心。
2019年高探1井下组合获油气勘探重大突破，开启了准南前陆冲断带大型油气富集区勘探新里程。高探1井的战略突破进一步表明，深化下组合大构造成藏条件认识，优选有利钻探目标，对确保准南下组合油气勘探持续突破具有重要的指导意义。
1 区域地质概况准南构造的形成与北天山造山带演化紧密相联，准南前陆冲断带经历了二叠纪前陆盆地、三叠纪─古近纪陆内坳陷及新近纪—第四纪再生前陆盆地3期构造演化阶段，形成多个相互叠加的复合油气系统。逆冲推覆变形是准南前陆冲断带的主要构造变形方式[3]，由山前向盆地形成了3排近东西向延伸的构造带，区域上明显具有南北分带、东西分段的特征构造。准南喜马拉雅期沿三叠系泥岩、中—下侏罗统煤系、白垩系吐谷鲁群泥岩层及古近系安集海河组泥岩层冲断滑脱，背斜构造具有多滑脱层冲断叠置的构造样式，受不同滑脱层冲断控制，浅、中、深构造层变形特征与强度差异较大。
准南油气勘探目的层系根据3套区域性盖层（白垩系吐谷鲁群泥岩层、古近系安集海河组泥岩层及塔西河组膏泥岩层）与其下伏储层的配置关系，可划分为上、中、下3个成藏储盖组合（图 1）[4]。三大成藏储盖组合与构造样式的叠加控制了准南深、浅构造层构造与成藏特征的差异性（图 2）。
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图 1 准南生储盖组合综合柱状图 Fig. 1 Assemblage geogram of the southern margin of Junggar Basin |
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图 2 准南中段油气成藏储盖组合地质构造剖面 Fig. 2 Seismic-geological section of the hydrocarbon accumulation in the southern margin of Junggar Basin |
准南作为准噶尔盆地油气勘探的战略接替区，目前各背斜构造中部、上部成藏组合均已钻探，但石油探明储量只占石油资源量的2.7%，天然气探明储量只占天然气资源量的7.6%。准南下组合背斜构造多、圈闭面积大，勘探程度低，是寻找规模油气储量的重要勘探领域。
2 高探1井的战略突破与启示 2.1 高探1井的突破准南四棵树凹陷经历70余年勘探历程，1937年发现独山子新近系油田，2000年发现卡因迪克古近系与侏罗系油田，其后油气勘探一直未取得突破。2003年在四棵树凹陷高泉背斜开展下组合的探索，钻探高泉1井（图 3），但受钻井技术限制，侧钻3次未能钻至侏罗系目的层，工程报废。2010年针对西湖背斜钻探西湖1井，2012年针对独山子背斜钻探独山1井，均由于圈闭落实程度低及井点地表条件限制，未钻遇构造高点，钻探失利。西湖背斜三维叠前深度偏移资料表明，该背斜侏罗系头屯河组圈闭面积为11.5 km2，西湖1井钻在头屯河组圈闭溢出点；独山1井侏罗系头屯河组钻井取心地层倾角为45°~55°，与地震剖面不符，二维资料圈闭不落实。但两口井均钻遇侏罗系头屯河组规模储层并见良好油气显示，坚定了四棵树凹陷下组合的勘探信心。
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图 3 高泉背斜清水河组底砂岩油藏顶界构造图 Fig. 3 Top structure of the sandstone reservoir at the bottom of the Qingshuihe Formation in Gaoquan anticline |
2012年以后通过系统开展下组合关键成藏要素整体研究，锁定高泉背斜作为四棵树凹陷下组合规模发现的首选突破口；强化地震与钻井工程技术攻关，准确落实圈闭，优化钻井工程方案。2018年上钻高探1井，2019年该井白垩系吐谷鲁群清水河组日产油1213 m3，日产气32.17×104 m3。
2.2 高探1井突破的意义与启示准南前陆冲断带油气资源丰富，油气资源探明程度低，高探1井作为准南下组合勘探第一口高产井，实现了准南下组合大构造的首次突破，具有重要里程碑意义。该历史性重大突破，也是几代新疆石油人坚持战略定位不动摇、持续不懈探索的结果。
综合分析认为高探1井油藏属层状、背斜型油藏。高泉背斜清水河组底砂岩油藏顶界圈闭面积为71.4 km2（图 3），闭合度为500 m；高探1井在白垩系清水河组测井解释油层11.5 m，解释孔隙度为18%，钻揭侏罗系头屯河组储层厚度为103 m，测井解释油层91.6 m。
高探1井产量大、压力高、试产稳。2019年1月6日，对高探1井清水河组采用13 mm油嘴试油，日产油1213 m3，日产气32.17×104 m3，试采产量高、能量充足。截至2019年2月19日，高探1井4 mm油嘴日产油194 m3，日产气7×104 m3，油压为88.25 MPa，累计产油超过1×104 m3。
四参1井取样分析表明，四棵树凹陷中—下侏罗统发育较好的烃源岩。四棵树河露头区煤岩金管—高压釜生烃模拟实验表明，该区煤岩Ro在0.8%~1.2%为有效排油期，煤岩产油率达到100 mg/g，煤岩Ro大于1.3%进入生气阶段。八道湾组烃源岩热演化分析表明，八道湾组烃源岩在新近纪中晚期Ro达到1.3%，进入生干气阶段。高探1井白垩系清水河组油质轻、含气，油气源地球化学对比结果显示，饱和烃色谱无β-胡萝卜烷以及轻烃组成均反映为偏腐殖型母质，油气来源于侏罗系煤系烃源岩，证实了侏罗系主力烃源灶的现实性。
露头、钻井及地震资料沉积体系综合研究表明，四棵树凹陷侏罗纪时期具有继承性沉降的古地形，侏罗系头屯河组主要发育北部物源体系，白垩系清水河组主要发育南部物源体系。高泉背斜位于两大物源体系的交会处，发育头屯河组规模储层与清水河组优质储层。高泉背斜侏罗系储层具有早期长期浅埋、后期快速深埋的特征，成岩作用更弱，物性好。埋藏史分析预测高探1井头屯河组储层孔隙度在6000 m深度可达10%~12%。高探1井清水河组埋深达到5770 m，但测井解释孔隙度仍达18%，证实下组合深埋储层的有效性。
高泉背斜具有燕山期洼中隆的古构造背景，圈闭定型早、汇烃时间长，紧邻四棵树凹陷生气中心，是油气运聚的长期指向区（图 4），后期持续稳定、改造弱、保存条件好。高探1井的突破证实了四棵树凹陷下组合关键成藏要素配置好，成藏条件优越。
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图 4 四棵树凹陷过高探1井—西湖1井油气成藏模式 Fig. 4 Reservoir pattern across Well Gaotan 1 - Well Xihu 1 in Sikeshu sag |
准南位于天山与博格达山山前, 东西长400 km，南北宽40 km，是盆地大型背斜构造发育区。依据山前和盆地中发育的褶皱轴向及构造特征的不同, 可将准南划分为东、中、西3段，平面上划分为四棵树凹陷、霍玛吐背斜带(图 5)、齐古断褶带及阜康断裂带4个次级构造单元。该区多个构造滑脱层控制了逆冲推覆断裂展布和相关褶皱类型[5]，多个滑脱断层叠加造成构造样式复杂，背斜构造往往是几个滑脱层构造的叠置组合。四棵树凹陷与霍玛吐背斜带是下组合油气勘探的主攻区带。
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图 5 过高探1井—大丰1井地震地质解释剖面 Fig. 5 Seismic interpretation section across Well Gaotan 1 - Well Dafeng 1 |
四棵树凹陷位于准噶尔盆地西北缘与南缘构造体系的交会区，经历中生代走滑、新生代逆冲推覆两期构造演化变形，以白垩系吐谷鲁群泥岩、古近系安集海河组泥岩滑脱层为界，发育深、浅两个构造层。中生代深层构造发育艾卡断裂、高泉断裂和南缘断裂3条北西—南东向高陡走滑断裂及相关褶皱；新生代浅层构造发育逆冲推覆构造，发育低角度逆冲断裂和断层传播褶皱；两期构造垂向叠置，平面展布继承中生代雁列式构造格局。
四棵树凹陷受艾卡断裂和高泉断裂控制形成艾卡构造带、高泉构造带两个雁列式背斜构造带，各构造带背斜平面分布特征展示右旋压扭构造特征。艾卡构造带自西向东依次发育卡西背斜、卡因迪克背斜、卡东背斜、西湖背斜和独山子背斜；高泉构造带自西向东依次发育高泉北背斜、高泉背斜、高泉东断鼻、托斯台北断鼻。艾卡构造带深部构造层主要发育断鼻圈闭、断块圈闭及断层—地层圈闭，圈闭面积小；高泉构造带深部构造层主要发育背斜圈闭、断背斜圈闭、断鼻圈闭，圈闭面积大。背斜构造下组合圈闭具燕山期古构造背景，后期持续稳定，新生代喜马拉雅期南北向挤压改造弱。
3.1.2 霍玛吐背斜带构造特征准南中段深部受地震资料品质限制，中生代及以前古构造格局不明确，但部分地震剖面展示了燕山期（齐古背斜、昌吉背斜）与海西期（安集海背斜、呼图壁背斜）古构造背景特征。从中—上侏罗统厚度看，霍玛吐背斜带侏罗纪末期整体为一向北削蚀的单斜背景，背斜构造主要形成定型于喜马拉雅期。
霍玛吐背斜带3套关键构造滑脱层控制了准南逆冲推覆断裂的发育特征[6-8]。上三叠统泥岩具有厚度大、分布广的特点，是准南区域性的构造滑脱层，准南逆冲推覆主要沿该层向北传递；吐谷鲁群为一套厚度约400~3000 m的湖相泥岩地层，往往是局部性构造滑脱层；古近系安集海河组为一套厚度达500~1200 m的巨厚泥岩沉积，泥岩层异常高压、塑性强，是一套重要的区域性构造滑脱层[9]。
受喜马拉雅期逆冲推覆及多套滑脱层控制，霍玛吐背斜带具有多滑脱层复合叠置背斜的构造样式（图 6）。由于滑脱层发育与叠置构造特征的差异，霍玛吐背斜带背斜构造类型分为呼图壁型和霍玛吐型两种。霍玛吐型沿上三叠统泥岩、下白垩统泥岩及古近系安集海河组泥岩3个滑脱层发育滑脱冲断断裂（图 6）；呼图壁型沿上三叠统泥岩与下白垩统泥岩2个滑脱层发育滑脱冲断断裂，前者变形强度明显强于后者。
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图 6 齐古背斜—东湾背斜—吐谷鲁背斜地震地质解释剖面 Fig. 6 Seismic interpretation section across Qigu anticline-Dongwan anticline-Tugulu anticline |
喜马拉雅期沿上三叠统泥岩滑脱层发育叠瓦状滑脱冲断断裂，霍玛吐背斜带下组合从南向北依次发育齐古隐伏构造带、东湾构造带、霍玛吐构造带及呼安构造带4个背斜构造带，各构造带具前列式发育特征。
根据构造演化特征，结合新生界生长地层分析，霍尔果斯背斜、玛纳斯背斜和吐谷鲁背斜由深至浅明显具有喜马拉雅运动3期构造演化的特点。
从图 7可以看出，吐谷鲁背斜与齐古背斜具燕山期古构造背景（图 7a），白垩纪与古近纪时期地层稳定沉积（图 7b），现今背斜构造形成定型于喜马拉雅期。
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图 7 齐古背斜—东湾背斜—吐谷鲁背斜构造演化剖面 Fig. 7 Tectonic section across Qigu anticline-Dongwan anticline-Tuguru anticline |
喜马拉雅早期（24—5.5 Ma）受北天山向北推覆作用，沿上三叠统泥岩滑脱层发育的叠瓦状断裂向上突破至白垩系，由南向北形成4排冲断褶皱背斜构造带，该时期下组合构造主体形成背斜雏形（图 7c）。
喜马拉雅中期（5.5—2.58 Ma），主要在白垩系内部发育滑脱冲断断裂，断裂活动主要对中组合古近系构造进行改造，对下组合构造影响不大。霍玛吐背斜带南北两翼新近系独山子组向背斜明显变薄，呈收敛状（图 7d）。
喜马拉雅晚期（2.58 Ma至今），构造运动加剧，山前发育的基底卷入式的深部大断裂向北突破，在山前和霍玛吐构造带之间突破至古近系安集海河组，沿安集海河组泥岩层滑脱，在霍尔果斯背斜、玛纳斯背斜、吐谷鲁背斜南翼突破地表[10-12]，浅层地表构造直立倒转，构造高部位新近系与部分古近系被削蚀（图 7e）。该时期生长地层对应第四系西域组。
构造演化分析及地质解释表明，准南中段下组合背斜构造主要形成定型于喜马拉雅期，平面上均具有由山前向盆地前列式发育特征，纵向上具有由深向浅的喜马拉雅3期构造演化序列，下组合构造具有形成早、后期改造弱的特征，与中上组合相比构造相对宽缓。
3.2 成藏条件 3.2.1 烃源条件准南发育古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系等多套烃源岩[13-14]，其中侏罗系为主力烃源岩。准南地区中—下侏罗统发育3组烃源岩，主要分布在八道湾组、三工河组和西山窑组，岩性主要为暗色泥岩、碳质泥岩和煤，可分为泥质和煤系两类5套烃源岩。
准南中—下侏罗统烃源岩厚度大、分布广，生烃中心位于阜康凹陷、沙湾凹陷、山前冲断带及四棵树凹陷，生烃中心烃源岩厚度为600~800 m。其中八道湾组暗色泥岩最厚，烃源岩厚度大于100 m的分布面积约为4.6×104 km2（图 8）。从热演化程度看，侏罗系烃源岩于白垩纪末期进入生油高峰，新近纪末期进入生气高峰，八道湾组暗色泥岩Ro值大于1.3%的分布面积约为1.4×104 km2。总体来看，准南侏罗系烃源岩现今以生气为主，西段成熟度相对较低，以生油为主。高探1井天然气组分中甲烷含量为72.39%~75.14%，干燥系数为0.75~0.78，甲烷碳同位素值为-40.49‰，乙烷碳同位素值为-29.14‰，丙烷碳同位素值为-26.90‰，天然气组分碳同位素偏轻，反映天然气为烃源岩成熟阶段所形成。
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图 8 准南侏罗系八道湾组烃源岩厚度及侏罗系圈闭分布图 Fig. 8 Thickness of Jurassic source rocks and distribution of Jurassic traps in Badaowan Formation |
准南中—下侏罗统烃源岩总生烃量为3973×108 t，总排烃量为1403×108 t，总排油量为389×108 t，总排气量为127×1012 m3，其中八道湾组泥质烃源岩的生排烃量最大，其生烃量占总生烃量的49.9%，排烃量占总排烃量的63%。
3.2.2 储盖条件准南下组合主力勘探层系主要发育白垩系清水河组、侏罗系头屯河组和喀拉扎组3套规模有效储层[15-16]。其中，清水河组发育中低孔、中高渗透储层，头屯河组以低孔、低渗透储层为主，喀拉扎组属中低孔、中低渗透储层。
清水河组储层主要集中发育于清水河组一段，厚度为20~100 m，以辫状河三角洲和扇三角洲前缘砂体为主，有利相带面积约15000 km2。清水河组发育南、北两个物源体系，控制砂体分布。准南中段以南部物源体系为主；东、西两段则受南、北两个物源体系影响，南、北沉积体系交会处砂体厚度更大。清水河组储层储集空间以原生剩余粒间孔为主，连通性较好。芳草1井5792~5812 m井段清水河组测井解释孔隙度为16.2%。
头屯河组储层以辫状河三角洲前缘砂体为主，同样发育南、北两个物源体系，前缘相带面积超过15000 km2。准南中段以南部物源体系为主，砂体规模大，厚度为60~384 m；西段以北部物源体系为主，砂砾岩厚度为100~236 m。头屯河组储层岩性主要为砂砾岩、含砾不等粒砂岩以及粉砂岩、细砂岩，细砂岩物性最好，井下样品平均孔隙度为7%~12%，最高为13%~14%。高探1井头屯河组岩屑镜下见到大量微细的网状裂缝，有利于改善深层储层物性。
喀拉扎组储层主要分布于准南中东段，范围相对局限，以南部物源体系为主，发育大型冲积扇和辫状河三角洲沉积体系。喀拉扎组储层总体为一套巨厚的块状砂砾岩、砂岩沉积，露头区砂砾岩厚度在150 m以上，喀拉扎地区最厚可达860 m。钻井揭示喀拉扎组砂岩厚度为210~450 m，分布面积约10000 km2。喀拉扎组储层以中低孔、中低渗透储层为主，物性变化较大，局部发育优质储层。长山1井喀拉扎组岩心分析孔隙度最高可达23.4%，渗透率为22 mD；大丰1井喀拉扎组岩屑分析孔隙度达19.1%。
白垩系吐谷鲁群是准南下组合最重要的区域性盖层[17]。吐谷鲁群自下而上分为清水河组、呼图壁组、胜金口组和连木沁组，整体以泥岩为主，厚度为500~2000 m。吐谷鲁群厚层泥岩普遍发育异常高压，压力系数一般在1.8以上，高探1井白垩系泥岩压力系数达到2.2，超压进一步提升了封盖能力[18-20]。
3.3 勘探领域评价 3.3.1 关键成藏要素匹配关系准南下组合大构造规模储层发育，贴近烃源岩，上覆巨厚白垩系泥岩盖层，生储盖匹配关系好。下组合大型构造圈闭处于侏罗系高成熟烃源灶内或紧邻生烃中心，圈源空间匹配良好，同时逆冲断裂构成了下组合源储之间良好的油气输导网络。
准南霍玛吐背斜带经历了喜马拉雅期3期构造演化阶段，下组合构造形成早（24—5.5 Ma）。烃源岩热演化模拟显示霍玛吐背斜带中—下侏罗统烃源岩在12 Ma进入大量生排烃阶段，生气动力学和同位素动力学模拟显示侏罗系烃源岩晚期快速生烃，12 Ma转化率可达90%。研究认为，霍玛吐背斜带下组合圈闭形成期与中—下侏罗统大量生气期时间匹配，主要形成原生油气藏，油气运移没有经历中间站，提高了下组合天然气汇聚效率；晚期构造变形运动对中、上组合改造作用强，对下组合改造弱，保存条件好[21-23]。
准南四棵树凹陷“两期、双层”叠置构造深部构造层纵向近源，发育燕山期古构造，长期汇烃，喜马拉雅期改造弱、保存条件好。
3.3.2 目标评价准南下组合烃源岩、储层、圈闭空间匹配，构造演化与中—下侏罗统大量生烃时间匹配，具备形成规模油气藏的成藏条件。准南西段与中段烃源岩演化程度、规模储层层位、构造叠置样式与演化特征存在差异；各构造带构造样式、圈闭特征及落实程度存在差异。综合前述关键控藏要素将进一步对准南下组合各类圈闭（图 8）开展成藏条件评价。
准南下组合圈闭生储盖静态成藏要素配置关系好，动态要素构造形成期与主力烃源岩生排烃高峰期匹配关系较好，具备形成大油气田的成藏条件。由于下组合断裂均只断至白垩系，中—上侏罗统断距小，中—上侏罗统储层厚度大，断裂两侧储层有效封堵性目前不落实，背斜型圈闭是勘探的首选目标。优选近源背斜型圈闭吐谷鲁背斜、呼图壁背斜及东湾背斜作为准南中段油气勘探的突破口。
4 结语高泉背斜战略突破展示了准南下组合巨大勘探前景，新疆油田公司针对准南前陆冲断带下组合大构造的各项研究与部署已全面展开，高泉背斜2019—2020年加快探明，四棵树凹陷集中力量扩大场面，中段寻求战略突破。研究工作应借鉴其他盆地类似结构，加快地质研究，理清天山山盆结构；三维地震超前整体部署、分步实施，可靠落实钻探目标；做细钻井方案优化工作，确保准南探井打成打好；按照勘探开发一体化理念抓好现场组织实施，确保准南早日探明，早日建产，为国家能源安全提供资源与经济保障。
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