塔西南山前地区位于塔里木盆地西南坳陷的西部和西南部，主要发育石炭系—二叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系等多套含油气层系。根据第四次油气资源评价结果，塔西南山前地区石油地质资源量为4.5×10⁸t，天然气资源量为1.9×10¹²m³，油气资源丰富，勘探潜力大，但勘探程度整体较低^[1-9]。勘探早期，以白垩系为主要勘探目的层，2001年阿克1井在白垩系获得工业气流，日产气43×10⁴m³，发现阿克莫木气田^[10]；2010年柯东构造带柯东1井在白垩系取得重大突破，日产气9×10⁴m³，发现柯东1凝析气藏^[11]；2021年甫沙8井在侏罗系获工业油流，日产油20.6m³，发现甫沙8油藏。截至目前，塔西南山前地区已发现油气藏（田）5个，探明石油地质储量2998×10⁴t、天然气地质储量845×10⁸m³。近10年来，先后钻探10余口探井，塔西南山前地区白垩系一直没有取得新的突破和发现，勘探进入瓶颈期，急需寻找新的勘探接替发现和领域。

前期塔西南山前地区石炭系—二叠系的研究主要聚焦二叠系烃源岩的系统分析^[12]，而针对烃源岩之下的碳酸盐岩，长期以来未作为主要的勘探目的层系。塔西南山前地区仅有7口井钻遇上石炭统—下二叠统碳酸盐岩有效储层，其中乌恰1井钻遇二叠系碳酸盐岩风化壳，发育溶蚀孔洞型储层；八盘1井在上石炭统—下二叠统碳酸盐岩段测井解释Ⅰ类储层5m，孔隙度为8.8%，Ⅱ类储层3m，孔隙度为3.9%；中国石化桑株1井在上石炭统—下二叠统发育裂缝型白云岩储层^[13]，孔隙度最大值为7.2%，并见到良好油气显示；桑株剖面上石炭统—下二叠统发育串管海绵—珊瑚点礁，礁灰岩孔隙度最大值为18.81%，平均值为9.91%；昆探1井钻遇上石炭统—下二叠统高能颗粒滩相储层，见到良好气测显示，均说明石炭系—二叠系碳酸盐岩具有较好的勘探潜力。

为探索西天山冲断带逆掩叠置带的含油气性，实现阿克深层油气勘探突破，2021年部署恰探1风险探井，在石炭系—二叠系塔哈奇组获得重大油气发现，标志着塔西南山前地区发现一个全新的勘探层系，打开了石炭系—二叠系近源勘探的新局面。本文以恰探1井的发现为契机，系统分析塔西南山前地区烃源岩特征、储盖组合分布和成藏要素的时空配置关系，旨在进一步揭示石炭系—二叠系的油气成藏条件和富集特征，明确其勘探潜力和方向，为该地区的深化勘探和西南坳陷其他地区的拓展勘探提供有益的参考和借鉴。

西南坳陷位于塔里木盆地西南部，北与南天山山脉西段相邻，西南侧为昆仑山山脉，东接中央隆起，具有以古生界—新生界沉积为主的叠合型前陆盆地特征^[14-16]，总面积约为14×10⁴km²，是塔里木盆地油气勘探战略接替区之一。

塔西南山前地区主要包括西昆仑山冲断带、西天山冲断带两大冲断带和喀什凹陷、叶城—和田凹陷^[17]；西昆仑山冲断带在该区自西向东主要划分为乌泊尔构造带、苏盖特构造带、柯克亚构造带等8个构造带；西天山冲断带主要包括乌恰构造带、克拉托构造带、阿图什构造带等5个构造带（图 1）。塔西南山前冲断构造带主体表现为向帕米尔东缘抬升、倾向盆地方向的单斜构造，构造带分层变形特征明显。海西期（石炭纪），塔里木盆地位于古特提斯洋北部，处于被动大陆边缘，在泥盆系古地貌之上，沉积了厚层石炭系阿孜干组—二叠系克孜里奇曼组碳酸盐岩。印支期（三叠纪末），塔里木板块的西昆仑山和西天山山前受构造挤压整体抬升，缺失三叠系，山前普遍发育多排古生界逆冲断裂带，构造逆掩叠置，古生界主体受印支期高角度逆冲（可能兼有走滑）断裂控制，形成一系列叠瓦冲断构造（图 2），发育局部背斜或断背斜。燕山期，受印支期古地貌影响，中生界沿石炭系—二叠系古冲断带之间填平补齐沉积，为断陷—凹陷沉积，沿山前冲断带呈不规则带状分布。喜马拉雅期运动使构造复杂化，向盆地方向逆冲断层发育，下部沿寒武系膏盐层存在明显滑脱现象，中新世以来，受印度板块与欧亚板块挤压远程效应的影响，盆山过渡带开始发生挠曲构造变形，但变形强度不大，中新统各地层沉积厚度变化不大。上新世至今，随着昆仑山、天山不断挤压，山前中浅层形成多排构造带并不断破碎、复杂化，深部古生界在多排印支期冲断构造的基础上形成复式断裂褶皱带，断鼻或断背斜构造幅度增大。新生界构造相对简单，受晚期构造活动影响，单斜背景上发育局部背斜构造，并伴生走滑断裂。

图 1

图 1 塔西南山前地区构造单元划分与勘探成果图 Fig. 1 Division of structural units and exploration results in the piedmont southwestern Tarim Basin

图 2

图 2 塔西南山前地区典型叠瓦冲断构造地质结构样式剖面图 Fig. 2 Geological structural style of typical imbricated thrust structures in the piedmont southwestern Tarim Basin N2a—阿图什组；N1p—帕卡布拉克组；N1a—安居安组；N1k—克孜洛依组；P2q—棋盘组；C2a—阿孜干组；P1kz—克孜里奇曼组；D2k—卡拉乌依组

受海西期构造运动和海平面变化影响，石炭系—二叠系沉积时期，塔西南山前地区经历了一个较为完整的“海侵—海退”旋回^[18-19]。早石炭世时期，塔西南山前地区自西向东开始出现海侵，为浅海陆棚环境。中—晚石炭世时期，继承早石炭世沉积格局，开始发育碳酸盐开阔台地相。晚石炭世—早二叠世初期，海侵达到最大，整体上为东高西低的古地貌沉积格局，发育多套亮晶颗粒灰岩、泥晶灰岩、白云岩等岩相组合类型，地层自下而上划分为阿孜干组、塔哈奇组、克孜里奇曼组（图 3），阿孜干组岩性主要为灰色泥晶—亮晶砂屑灰岩，少量泥晶灰岩，塔哈奇组主要发育灰色亮晶砂屑灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶含云颗粒灰岩，克孜里奇曼组岩性以灰色亮晶生屑砂屑灰岩夹薄层灰色泥晶灰岩为主，上部发育少量灰色粉晶白云岩，该时期碳酸盐台地沉积达到最大规模。中二叠世时期，塔西南山前地区开始海退，演变为海陆过渡相沉积，地层主要为棋盘组，岩性以灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩为主，局部夹薄层灰色泥质粉砂岩，为主力烃源岩发育层系。晚二叠世时期，海水全面退出塔西南山前地区，完全进入了陆相沉积阶段。

图 3

图 3 塔西南山前地区地层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column in the piedmont southwestern Tarim Basin

恰探1井于2021年2月6日开钻，2023年1月9日完钻，完钻井深为6909m，完钻层位为泥盆系，石炭系—二叠系碳酸盐岩段钻厚650m。恰探1井在石炭系—二叠系碳酸盐岩段见197m/74层气测显示，最好显示井段为5697~5715m，厚18m，岩性为褐灰色生屑砂屑灰岩；测井解释石炭系—二叠系碳酸盐岩差气层和气层共79m/9层，平均测井孔隙度为4.6%。在恰探1井石炭系—二叠系塔哈奇组下段5702~5760m进行酸压测试，5mm油嘴，油压为24.168MPa，日产气79174m³（图 4）。

图 4

图 4 恰探1井石炭系—二叠系碳酸盐岩段四性关系图 Fig. 4 Four-property relationship of the Carboniferous-Permian carbonate rocks in Well Qiatan 1

以恰探1井在石炭系—二叠系取得勘探重大突破为契机，分别从冲断构造带特征、烃源岩条件、有利储集体分布、盖层条件、成藏模式等方面开展了石炭系—二叠系油气地质特征及勘探潜力与方向的重新认识，明确塔西南山前地区发育石炭系—二叠系碳酸盐岩储层且紧邻烃源岩，生储盖组合配置优越，说明具备较大勘探潜力。

根据新的钻井分析资料，结合区域构造背景和前人研究成果^[20-22]，对塔西南山前地区二叠系棋盘组的烃源岩进行了系统分析，落实了烃源岩分布及生烃中心。研究结果表明，海西期古冲断带和区域断裂控制二叠系沉积与烃源岩的分布, 棋盘组沉积时期，在昆仑山前地区形成呈北西—南东向展布的海湾潟湖，恰探1井的北部发育广海陆棚（图 5），均为主要烃源岩发育的有利沉积环境。通过地震相特征识别，预测了烃源岩的空间分布，塔西南山前地区自喀什凹陷周缘至齐美干周缘均发育二叠系棋盘组烃源岩，厚度可达200m，分布面积为2.6×10⁴km²，其中底部为海相咸水局限贫氧还原环境，是烃源岩集中发育段。在乌恰构造带东段发育一个二叠系棋盘组烃源岩的生烃中心（图 6），厚度可达500m，长约85km，宽30km，面积为0.26×10⁴km²，为乌恰构造带油气源。

图 5

图 5 塔西南山前地区二叠系棋盘组沉积相图 Fig. 5 Sedimentary facies map of the Permian Qipan Formation in the piedmont southwestern Tarim Basin

图 6

图 6 塔西南山前地区二叠系棋盘组烃源岩厚度图 Fig. 6 Thickness map of source rock in the Permian Qipan Formation in the piedmont southwestern Tarim Basin

恰探1井钻遇二叠系棋盘组海相泥质烃源岩，累计厚度为467m，集中发育在棋盘组底部，烃源岩成烃生物以藻类体和无定形体为主（图 7），有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型；有机碳含量为0.52%~1.84%，平均为1.12%；生烃潜量多在0.39~1.3mg/g之间，平均为0.69mg/g；氯仿沥青“A”平均为0.12%；氢指数（I_H）为15~166mg/g，平均为43mg/g；烃源岩镜质组反射率（R_o）为1.13%~1.36%；最高峰温T_max为437~633℃，平均为488℃，处于高成熟凝析气阶段。恰探1井石炭系—二叠系天然气组分具有干燥系数高、非烃含量高、甲烷碳同位素重、氦气含量高的特征，根据甲烷碳同位素及C₁/C₂₊₃组分成因图版判识，天然气气源母质偏腐殖型，与阿克莫木气田特征基本一致（图 8）；天然气样品测试δ¹³C₁为-28‰~-26‰，折算烃源岩成熟度镜质组反射率R_o为2.05%~2.46%，为过成熟阶段产物，与阿克莫木气田天然气特征相似（表 1），根据R_o与埋深关系推测烃源岩埋深大于10000m，说明恰探1井油气来自下盘深部二叠系棋盘组烃源岩。

图 7

图 7 恰探1井二叠系棋盘组烃源岩荧光照片 Fig. 7 Fluorescent photos of source rock in the Permian Qipan Formation in Well Qiatan 1

图 8

图 8 甲烷碳同位素及C1/C2+3组分成因判识图版 Fig. 8 Natural gas genetic identification chart by methane carbon isotope and C1/C2+3 components

表 1

表 1 恰探1井、阿克莫木气田天然气碳同位素折算成熟度数据表 Table 1 Natural gas carbon isotope converted source rock maturity in Well Qiatan 1 and Akemomu Gasfield 井号/区块 产气层位 天然气相对密度 碳同位素平均值/‰ 氦气/% 干燥系数 （C1/C1-5） 推测烃源岩成熟度Ro/% CH4 C2H6 C3H8 nC4H10 最小值 最大值 恰探1井 C—P 0.6277 -27.75 -20.17 -18.41 -18.06 0.107 0.991 2.05 2.46 阿克莫木气田 K 0.7006 -24.9 -21.7 -20.3 — 0.134 0.995 2.44 3.06

表 1 恰探1井、阿克莫木气田天然气碳同位素折算成熟度数据表 Table 1 Natural gas carbon isotope converted source rock maturity in Well Qiatan 1 and Akemomu Gasfield

上石炭统—下二叠统塔哈奇组沉积时期，塔西南山前地区发生广泛海侵，发育半局限台地、台地边缘、斜坡、广海陆棚4种主要沉积相类型（图 9）。塔哈奇组岩性以灰色、浅灰色厚层生屑砂屑灰岩、礁灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩为主，少量白云岩。沿塔西南山前发育宽缓“马蹄形”台地边缘带，长450km，面积为1.8×10⁴km²，高能台缘颗粒滩储层广泛发育，包括砂屑滩、鲕粒滩、生屑滩等，局部发育点礁、台缘藻丘；向台盆内发育半局限台地相沉积，广泛发育台内滩储层，包括砂屑滩、鲕粒滩、生屑滩。塔里木盆地广泛发育晚石炭世—早二叠世内幕不整合面^[23-24]，向塔西南山前不整合幅度减小，塔哈奇组内部发育短期暴露岩溶作用，高能滩叠加不整合岩溶改造，储层规模分布。另外，晚石炭世—早二叠世发育3~4个高频旋回，优质储层主要分布在高频旋回中上部，以高能生屑滩、砂屑滩为主，主要为裂缝—孔洞型储层。

图 9

图 9 塔西南山前地区上石炭统—下二叠统塔哈奇组沉积相图 Fig. 9 Sedimentary facies map of Tahaqi Formation in the Upper Carboniferous-Lower Permian in the piedmont southwestern Tarim Basin

从恰探1井实钻来看，晚石炭世—早二叠世发育台地边缘相—半局限台地相互层沉积。自下而上，阿孜干组GR值整体相对较低，上部岩性以泥晶灰岩、泥晶—亮晶生屑灰岩、亮晶砂屑生屑灰岩互层为主，为半局限台地滩间海和台内滩互层沉积，中下部为亮晶砂屑生屑灰岩、亮晶生屑灰岩（图 10a），以高能台缘生屑滩沉积为主；塔哈奇组主要为亮晶砂屑灰岩、泥晶生屑灰岩（图 10b、c），可见大量生物碎屑，为台缘颗粒滩相；克孜里奇曼组岩性为灰色泥晶灰岩、亮晶生屑灰岩（图 10d），夹灰黑色含生屑泥质灰岩条带，GR值整体相对较高，泥质含量较重，为相对低能的台缘内侧半局限台地沉积。储层类型主要为高能颗粒滩相储层，储集空间以裂缝和孔洞为主；岩心及井壁取心可见明显的构造缝、溶蚀缝（图 10e），岩心裂缝处见气泡冒出。塔哈奇组下段5700~5835m裂缝密度可达0.67条/m，岩心及薄片可见裂缝沟通溶蚀孔洞（图 10f），沿裂缝见明显溶蚀扩大，说明晚石炭世—早二叠世主要发育裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层。岩心实测孔隙度为0.2%~3.92%、平均孔隙度为1.41%；测井解释克孜里奇曼组平均孔隙度为1.41%、平均渗透率为0.13mD，塔哈奇组平均孔隙度为1.21%、平均渗透率为0.11mD。

图 10

图 10 恰探1井上石炭统—下二叠统碳酸盐岩储层岩心与薄片照片 Fig. 10 Core and thin section photos of carbonate rock reservoir in the Upper Carboniferous-Lower Permian in Well Qiatan 1

塔西南山前地区泥岩类盖层的厚度较大，连续分布，分布范围广。二叠系棋盘组以海湾潟湖沉积为主，泥岩厚度大，是一套区域稳定盖层，封盖能力强。露头区棋盘组以灰色厚层、块状泥岩为主，夹灰绿色薄层粉—细砂岩，泥岩最大单层厚度约40m。二叠系沉积中心位于塔西南山前地区阿图什以北及泽普以西地区，主要分布在恰探1井和昆探1井周缘，厚度为1500~4000m，其中恰探1井厚度为3669m，昆探1井厚度为1517m，岩性以泥岩为主，偶见薄层粉砂岩，砂地比低，是区域优质盖层。

乌恰构造带属西天山冲断带，近东西向展布，长约160km，面积约为2400km²，表现为分层变形特征，南天山和昆仑山对冲结构明显，向东昆仑山挤压作用逐渐减弱。海西期古构造、古断裂控制古生界发育多排冲断构造雏形；喜马拉雅期受南天山强挤压构造作用的影响，构造由北向南逆冲推覆，发育基底卷入为主的断裂，断距大，地层高陡甚至发生倒转，向上可断至地表。空间上发育多条北倾逆断裂，构造逆掩叠置样式清楚，其中主断裂发育多条派生次级断裂，古生界发育叠瓦式冲断构造，深层石炭系—二叠系构造相对稳定，发育多排叠瓦叠置冲断构造，形成背斜、断背斜圈闭，冲断构造高部位往往形成碳酸盐岩潜山构造（图 11）。浅层为宽缓单斜及背斜形态，中—新生界揉皱变形剧烈，形成浅部的复杂垒带，发育倒转—高陡背斜，地表见地层倒转。

图 11

图 11 乌恰构造带阿北线束叠后时间偏移剖面地震解释图 Fig. 11 Post stack time migration seismic interpretation profile of Abei swath in Wuqia structural zone

乌恰石炭1号构造表现为受F1、F2两条近东西走向北倾断裂夹持的断背斜构造，断背斜构造走向为近东西向，构造高部位南北两翼发育4条次级断裂（图 12），形成突发构造，恰探1井位于突发构造高部位附近，地震剖面上南北向、东西向回倾清晰，背斜背景下的高部位突发构造较落实。乌恰石炭1号圈闭面积为78.5km²，幅度为750m，高点埋深为5400m。

图 12

图 12 恰探1井二叠系克孜里奇曼组顶面构造图 Fig. 12 Top structural map of the Permian Keziliqiman Formation in Well Qiatan 1

乌恰构造带石炭系—二叠系碳酸盐岩气藏的油气主要来自深部下盘的二叠系棋盘组烃源岩，储层主要发育在台缘高能礁滩和台内高能滩相带内，以裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层为主。下盘二叠系烃源岩生成的天然气，沿边界逆冲断裂垂向运移至断裂带上倾方向的石炭系—二叠系碳酸盐岩圈闭中成藏，上覆棋盘组泥岩提供了良好的区域盖层条件，油气成藏条件有利（图 13）。恰探1井石炭系—二叠系气藏主要特征：天然气干燥系数为99%，天然气相对密度为0.6277，表现为干气气藏，综合分析认为恰探1井石炭系—二叠系碳酸盐岩气藏为边水层状干气气藏。

图 13

图 13 塔西南山前地区乌恰构造带油气成藏模式图 Fig. 13 Hydrocarbon accumulation pattern in Wuqia structural zone in the piedmont southwestern Tarim Basin

乌恰构造带圈闭形成时间与烃源岩生油气阶段时空匹配良好，具备良好的成藏条件。乌恰石炭1号圈闭在三叠纪末形成多排冲断构造，此时，下盘逆掩叠置二叠系烃源岩，埋藏浅，还未进入生烃阶段；上新世末期，下盘二叠系烃源岩进入生气高峰期，构造挤压进一步强烈，但古生界乌恰石炭1号圈闭变形弱，保存条件好，气藏未遭受破坏。上述分析表明，乌恰石炭1号圈闭的成藏匹配条件良好。

结合区域构造背景，开展塔西南山前构造建模研究，明确古生界构造叠瓦冲断，断裂上盘发育断背斜、背斜，构造相对完整，向南第三排构造变形弱，埋深适中，保存条件好，二叠系厚层烃源岩强烈逆掩叠置，构成空间上“下生上储、断裂输导、近源成藏”新模式，明确了石炭系—二叠系的油气成藏特征和分布规律。

恰探1井石炭系—二叠系取得战略突破，证实了二叠系厚层烃源岩与上石炭统—下二叠统碳酸盐岩储层在山前多排逆掩叠置带可形成优质近源生储盖组合，配置优越，开创了石炭系—二叠系近源勘探的新局面。重新开展石炭系—二叠系油气综合评价，提出乌恰构造带、齐美干构造带、柯东断裂构造带，落实埋深小于8000m有利勘探面积近7050km²。其中，乌恰构造带埋深小于8000m有利勘探面积1440km²，齐美干构造带埋深小于8000m有利勘探面积3230km²，柯东断裂构造带埋深小于8000m有利勘探面积2380km²。

塔西南山前地区石炭系—二叠系叠瓦冲断构造圈闭成排成带，断背斜圈闭发育、资源规模大、可部署性强，展示出塔西南山前地区石炭系—二叠系巨大的勘探潜力。目前评价优选出乌恰石炭1号、乌恰石炭2号、齐美石炭1号、齐美石炭2号、柯深石炭1号、柯深石炭2号、柯深石炭3号等7个有利圈闭，总面积为358.5×10⁴km²，预测圈闭天然气资源量2045×10⁸m³。目前乌恰构造带已部署阿北1JS井加深，柯东断裂构造带已部署叶探1井，计划齐美干构造带部署昆探2预探井。通过整体评价与钻探部署，有望实现塔西南山前地区石炭系—二叠系天然气勘探的持续突破，使其成为该地区天然气资源的重要接替领域。

（1）塔西南山前地区晚石炭世—早二叠世主要发育半局限台地、台地边缘、斜坡、广海陆棚4种主要沉积相类型，台地边缘高能滩体沿塔西南山前地区呈宽缓“马蹄形”展布，长450km，面积为1.8×10⁴km²，叠加不整合岩溶改造，裂缝—孔洞型储层层状规模分布。

（2）塔西南山前地区古生界发育叠瓦逆冲构造，断裂上盘发育断背斜、背斜，构造相对完整，二叠系厚层泥岩强烈逆掩叠置，构成空间上“下生上储、断裂输导、近源成藏”新模式。下盘二叠系烃源岩生成的天然气，沿边界逆冲断裂向上倾方向运移至圈闭中成藏，具较好的生储盖配置条件。

（3）恰探1井的突破证实了二叠系厚层烃源岩与晚石炭世—早二叠世碳酸盐岩储层在山前多排逆掩叠置带可形成近源生储盖组合，配置优越。重新落实埋深小于8000m有利勘探面积近7000×10⁴km²，发现圈闭显示7个，总面积为358.5×10⁴km²，预测天然气资源量2045×10⁸m³。