库车坳陷位于塔里木盆地北部^[1]，油气资源非常丰富，是塔里木盆地油气勘探的重要地区^[2-5]，1998年克拉2获得高产气流后，发现了克拉3、大北、吐孜洛克、迪那、克拉苏等油气田^[3]。截至目前，已形成西起博孜、东至吐孜洛克的长度超300km的大油气区，天然气地质储量超过万亿立方米^[6-9]，有力支撑了西气东输工程，保障了国家能源安全。

库车陆源油气不仅通过通源断裂垂向运聚成藏，同时存在侧向输导、向南供给，库车南斜坡区是最重要的油气富集区，自西向东已发现新温地2、却勒1、玉东1、玉东2、英买46、英买32和牙哈等油气藏，多具“小而肥”的特点^[9-10]。温宿—西秋地区是库车南斜坡重要的古隆起区，勘探早期以中—新生界构造、地层—岩性圈闭勘探为主，多为低幅度构造，仅岩性圈闭获得零星发现（古木1井新近系油气藏、却勒1井古近系油气藏），勘探程度低。尝试探索古生界碳酸盐岩潜山勘探，先后部署钻探佳木1井和佳木2井，均钻遇二叠系火成岩，且构造圈闭不发育而失利。总之，温宿—西秋地区受地表条件的限制，地震资料品质差，断裂发育复杂，地层结构认识不清、地层落实困难，是制约本区油气勘探进展的关键因素。

2022年提出“库车油气远源供烃、不整合面输导、潜山岩溶成储、迎烃面成藏”的油气成藏新模式，明确了加强构造建模研究，重点探索白云岩潜山领域的勘探思路。在构造物理模拟实验指导下建立区域构造格架剖面，开展二维、三维资料断裂和层位联合解释、构造演化分析、储盖组合分析和成藏条件分析等系统研究工作。

特别在构造研究方面，明确温宿—西秋地区是由沙井子—西秋断裂和乌什南断裂控制的背冲式构造，沙井子—西秋断裂为其前冲断裂，乌什南断裂和拜城南断裂为其反冲断裂。背冲构造被多条次级断裂复杂化，在温宿—西秋地区主要发育3条反冲次级断裂，控制形成了3排古生界潜山带。其中南部第3排潜山带位于构造转换带，构造相对整体平缓，发育局部背斜构造，优选佳木1号圈闭部署托探1井，于2023年5月10日在寒武系潜山白云岩获重大突破。

库车坳陷东西长约400km，南北宽50~90km，面积约为4×10⁴km²，构造位置属于天山褶皱带南麓前陆盆地^[11]，主要经历了古生代被动大陆边缘、中生代台内坳陷和新生代天山逆掩—冲断3个重要的地质变革期^[12-14]。尤其是始新世末期印藏碰撞的远程效应，古天山造山带再生复活，产生由南向北的挤压应力场，导致坳陷内发育冲断—褶皱构造^[15]，断裂系统复杂。从南天山向库车南斜坡方向，依次为北部构造带、克拉苏—迪那构造带、阳霞凹陷、拜城凹陷、乌什凹陷等二级构造单元（图 1）。库车坳陷中生代台内坳陷期沉积的三叠系厚层泥岩和侏罗系煤层为烃源岩，白垩系巴什基奇克组厚层砂岩为储层；新生界始新统—中新统库姆格列木群、苏维依组和吉迪克组的厚层泥岩及膏盐岩为盖层；上新世—更新世南天山南缘快速隆升，形成多排冲断—褶皱变形构造，使库车坳陷具备良好的源储配置、储盖配置，造就了库车富油气区带。

图 1

图 1 库车含油气系统构造单元分布图 Fig. 1 Division of structural units of Kuqa oil and gas system

库车南斜坡以库车坳陷陆相含油气系统为依据命名，区别于塔北隆起海相含油气系统。库车南斜坡在海西—印支期的逆冲推覆作用下形成了“北高南低”的古构造格局；喜马拉雅期南天山的隆起及库车冲断带的形成，在重力均衡作用下，库车坳陷持续沉降，形成了现今“北低南高”的构造格局。

库车南斜坡主要指库车前陆冲断构造下盘部分的南部延伸，其构造主要经历海西晚期、印支期、燕山期和喜马拉雅期4期活动。其中燕山期和喜马拉雅期活动较弱，海西—印支期是重要的断裂活动期，构造具叠加发育特征，形成了斜列状展布的逆冲—褶皱带，分别是温宿—西秋潜山断裂带、新和—牙哈潜山断裂带（图 2）。

图 2

图 2 库车南斜坡古生界断裂纲要图 Fig. 2 Outline of the Paleozoic faults on the south slope of Kuqa Depression

重点研究区佳木段位于温宿—西秋潜山断裂带中段，西侧温宿段古生代地层南倾；东侧西秋段受喜马拉雅期库车冲断带隆升所引起的重力均衡作用，北部沉降，古生代地层北倾；佳木段位于温宿段和西秋段的转换带，古生代地层相对平缓，形成多个背斜构造。

温宿—西秋地区受构造多期隆升影响，自下而上缺失泥盆系、石炭系（图 3），现存地层也存在明显的剥蚀或超覆特征，其中古近系向温宿凸起超覆尖灭；白垩系、侏罗系和三叠系向温宿凸起存在超覆和剥蚀双重作用下尖灭；前三叠系向古隆起依次剥蚀尖灭，形成二叠系、志留系、奥陶系和寒武系潜山。

图 3

图 3 库车南斜坡及邻区综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column on the south slope and adjacent areas in Kuqa Depression

由于海西—印支期断裂活动强度的差异和构造位置的不同，库车南斜坡白垩系沉积前从隆起核心部位向翼部依次发育变质岩潜山（新温地1、温6等井区）、震旦系—寒武系—奥陶系白云岩潜山（红26-3、英买32和牙哈7等井区）、奥陶系石灰岩潜山（英买322井区）、志留系碎屑岩潜山（英买34井区）和二叠系火成岩潜山（英买469、英买46-1和沙42井区）6个层系、5种类型的潜山油气藏^[16-19]。勘探证实，白云岩潜山发育优质规模储层，具有良好的求产效果。

已发现油藏均具库车坳陷烃源岩供烃、不整合面输导和潜山风化壳成储的共同点。成圈和盖层方面存在差异：成圈方面，温宿凸起以地层型圈闭（红26-3井区）和岩性型圈闭为主，温宿凸起向东以局部构造成圈为特点；盖层方面，温宿凸起为新近系吉迪克组泥岩，东部为白垩系舒善河组泥岩。

上寒武统下丘里塔格组白云岩在塔里木盆地广泛发育，多表现为开阔台地砂屑滩相沉积，在风化壳岩溶作用下可形成优质储层，已发现的英买32和牙哈5等潜山白云岩油藏均获高产油气流，具有良好的勘探价值。

2021年以来，通过从构造建模和地震资料解释两方面入手，建立背冲构造控隆、反冲断层控制潜山的构造模型。如图 4所示，佳木区块主要为受西秋断裂和乌什南断裂控制形成的背冲构造，F1和F2两条次级反冲断裂使得背冲构造复杂化。受乌什南断裂、F1断裂和F2断裂3条断裂控制，形成了3排潜山，靠近反冲断裂潜山地层较老，远离反冲断裂地层较新。其中佳木1井和佳木2井钻遇F2断裂所控制的断块，属于F1断裂的下盘，钻遇二叠系火成岩且圈闭不落实而造成勘探失利。

图 4

图 4 温宿—西秋地区过托探1井地震解释剖面图（剖面位置见图 1） Fig. 4 Seismic interpretation profile cross Well Tuotan 1 in Wensu-Xiqiu area (section location is in Fig. 1) O3s—桑塔木组；E1-2km—库姆格列木群；E2-3s—苏维依组；N1j—吉迪克组；N1-2k—康村组；N2k—库车组

层位解释方面，本区受地震资料限制，古生代—中生代同相轴连续性较差，可识别性差。而寒武系底面为强振幅地震反射，依据断裂模型，落实了寒武系底面反射特征。同时根据区域地层厚度变化趋势，对古生代—中生代进行了推测（图 4）。

F1断裂上盘地层相对平缓，潜山白云岩分布面积大，通过解释落实了古生界碳酸盐岩潜山圈闭群，优选佳木1号圈闭部署托探1井（图 5）。佳木1号圈闭寒武系呈南倾特征，顶部存在剥蚀，碳酸盐岩顶面与古近系膏盐岩盖层底面形成背斜圈闭，圈闭面积为45km²，幅度为280m，高点海拔为-4380m，托探1井位于圈闭西部高点。

图 5

图 5 佳木区块古生界碳酸盐岩潜山顶面构造图 Fig. 5 Top structural map of the Paleozoic carbonate buried hill in Jiamu block

托探1井完钻井深为5815m，完钻层位为寒武系下丘里塔格组。目的层下丘里塔格组顶面实钻深度为5677.5m，厚度为137.5m。托探1井寒武系下丘里塔格组白云岩气测录井显示有7层，最好显示井段为5678~5680m，气测全烃值为0.1%~0.5%，其中，甲烷含量为0.01%~0.26%，天然气组分全，钻井液密度为1.66g/m³。托探1井寒武系下丘里塔格组测井资料解释油层28.5m/10层，差油层21m/6层。测试阶段选用7mm油嘴放喷求产，油压为15.42MPa，日产油167m³，日产气38668m³，累计产油459m³，累计产气112606m³（图 6）。实现了库车南斜坡寒武系潜山白云岩油藏的勘探突破和高产稳产。

图 6

图 6 温宿—西秋地区托探1井寒武系下丘里塔格组测井解释图 Fig. 6 Logging interpretation results of the Cambrian Lower Qiulitag Formation in Well Tuotan 1 in Wensu-Xiqiu area

托探1井寒武系下丘里塔格组油藏类型为常压裂缝—孔洞型潜山白云岩油藏，地层压力系数为1.07，气油比为231m³/m³，原油密度为0.816g/cm³，天然气相对密度为0.95。

托探1井紧邻库车坳陷三叠系—侏罗系多套烃源岩生烃中心，为多套烃源岩供给油气的有利指向区。库车坳陷三叠系和侏罗系烃源岩呈东西向展布^[20]，受印支期断裂影响，三叠系烃源岩成排分布，西段博孜—大北地区发育多个烃源岩厚值区，厚度为100~300m（图 7a），侏罗系烃源岩厚度较大，可达200~700m（图 7b）。根据北部露头区烃源岩岩石热解分析，三叠系黄山街组烃源岩有机碳含量为0.7%~1.78%，平均为1.06%，生烃潜量S₁+S₂平均仅0.08mg/g，低含量的生烃潜量与较高的成熟演化有直接关系，三叠系烃源岩整体为中等—好级别。侏罗系阳霞组和克孜勒努尔组煤系烃源岩有机碳含量平均大于2%，生烃潜量为2.5~3.5mg/g，氯仿沥青“A”含量为0.4‰~0.6‰，烃源岩属中等级别。侏罗系恰克马克组湖相烃源岩有机碳含量为0.87%~3.44%，平均为2.1%，生烃潜量平均为1.48mg/g，属于中等—好级别烃源岩。露头区三叠系烃源岩实测镜质组反射率大于2.0%，处于生气高峰期阶段。与三叠系相比，侏罗系烃源岩成熟演化较低，恰克马克组烃源岩实测镜质组反射率为0.8%~1.2%，正处于生油高峰期阶段。

图 7

图 7 库车坳陷博孜—大北地区三叠系、侏罗系烃源岩厚度图 Fig. 7 Thickness maps of the Triassic and Jurassic source rocks in Bozi-Dabei area in Kuqa Depression

温宿—西秋断背斜整体表现为乌什南断裂断距大、南部沙井子—西秋断裂断距小的特点，地层北部抬升高，在剥蚀作用下形成的潜山总体表现为自北向南地层由老变新^[21-23]。此外温宿—西秋断背斜之上发育多条次级断裂，其中佳木段发育3条反冲断裂（包括乌什南断裂），形成了叠瓦构造。各断片地层靠近断层区域抬升较高，剥蚀程度大，自近断层到远断层区潜山地层由老变新，依次发育寒武系—震旦系、奥陶系、志留系和二叠系（图 8）。

图 8

图 8 库车坳陷过阿瓦—佳木—玉中地区南北向地质结构剖面图（剖面位置见图 1） Fig. 8 N-S direction geological structural section cross Awa-Jiamu-Yuzhong areas in Kuqa Depression (section location is in Fig. 1)

温宿—西秋潜山断裂带埋藏深度自西向东依次增加，构造主体部分埋深在3000~7000m，埋深适中。该区构造相对宽缓，其南北宽度超40km，东西长约170km，总面积约为7000km²，寒武系（白云岩）潜山面积约为1500km²，有利储层大面积分布，勘探潜力大。

托探1井钻揭上寒武统下丘里塔格组137.5m，通过85个岩石薄片分析，其岩性以灰色白云岩为主，局部发育含硅云岩（硅质含量为5%~25%）。测井GR值自上而下普遍在20API左右，反映出上下岩性比较均一，泥质含量低。钻井及地震资料综合揭示晚寒武世塔里木盆地为镶边型碳酸盐台地，台地边缘位于轮南—古城地区，主要发育藻丘和颗粒滩复合体（图 9）。台地内部水体较浅，颗粒滩广泛发育，但由于受台地边缘控制，台内水体相对局限，蒸发作用较强，为台内颗粒滩广泛白云石化奠定了基础^[24-26]；钻井和露头均揭示下丘里塔格组发育巨厚白云岩，如轮深2井钻揭下丘里塔格组约348m厚白云岩，英买33井钻揭下丘里塔格组约147m厚白云岩（未见底）和肖尔布拉克剖面下丘里塔格组实测约316m厚白云岩。

图 9

图 9 库车南斜坡上寒武统下丘里塔格组沉积相图 Fig. 9 Sedimentary facies map of the Upper Cambrian Lower Qiulitag Formation on the south slope of Kuqa Depression

托探1井寒武系下丘里塔格组白云岩储集空间类型主要为构造裂缝和溶蚀孔洞。从岩心上看（图 10a、b），高角度裂缝十分发育，局部破碎严重呈角砾状，溶蚀孔洞多沿裂缝非均质分布，孔径为0.5~10mm，大小不均，缝洞边缘呈褐色，为明显的油气侵染特征；根据成像测井分析（图 10c、d），暗色高角度裂缝非常发育，共解释裂缝115条，裂缝密度接近1条/m，暗色溶蚀孔洞多沿裂缝分布，与岩心特征具有一致性；根据岩心薄片显微特征（图 10e、f），晶间溶孔和网状裂缝发育，局部缝洞中残留沥青，整体面孔率为0.3%~1.5%，微裂缝率为0.1%~1.0%；测井解释储层厚度累计为73.5m，储层厚度占比达52.3%，孔隙度为3.3%~5.8%。

图 10

图 10 温宿—西秋地区托探1井上寒武统下丘里塔格组储层特征图 Fig. 10 Reservoir characteristics of the Upper Cambrian Lower Qiulitag Formation in Well Tuotan 1 in Wensu-Xiqiu area （a）5688.7m，灰色白云岩，不规则网状裂缝发育；（b）5695.4m，灰色白云岩，溶蚀孔洞沿裂缝非均质分布，孔径为0.5~10mm；（c）5690~5695m，电成像测井解释成果图，中高角度裂缝及溶蚀孔洞均发育；（d）5696~5701m，电成像测井解释成果图，网状裂缝及溶蚀孔洞均发育；（e）5695.84m，残余砂屑云岩，微裂缝发育，面孔率为1.5%，蓝色铸体；（f）5695.07m，细—中晶白云岩，晶间溶孔发育，面孔率为0.6%，蓝色铸体

古近系库姆格列木群（E_1-2km）自下而上依次为下膏泥岩段、膏盐岩段和上膏泥岩段，整体可以作为盖层。特别是膏盐岩段，厚度大，岩性以巨厚层状白色盐岩和膏盐岩不等厚互层为主，夹薄层石膏岩、泥岩和含膏泥岩^[27-28]。区域上分布范围广，封盖条件好，为优质区域盖层，是库车坳陷油气富集的关键。

库车南斜坡古近系库姆格列木群（E_1-2km）普遍发育，沉积期厚度大。喜马拉雅期库车坳陷褶皱变形，在库车南斜坡形成前缘冲断—褶皱带，其应力受构造变形得以释放，膏盐岩聚集、泥膏岩变形使得地层加厚，膏盐岩厚度为200~3000m（图 11）。

图 11

图 11 温宿—西秋地区佳木区块古近系膏盐岩盖层厚度图 Fig. 11 Thickness map of the Paleogene gypsum salt cap rock in Jiamu block in Wensu-Xiqiu area

佳木区块寒武系潜山上覆盖层为古近系库姆格列木群膏盐岩和泥膏岩，托探1井钻遇上膏泥岩段392m、膏盐岩段172m、下膏泥岩段19.5m，其所在圈闭盖层厚度北厚南薄，厚度分布在500~2000m之间，具有良好的保存条件。整体而言，温宿—西秋区带古近系库姆格列木群具有良好的盖层条件，其分布区域广，保存条件优越。

托探1井周缘已发现油气藏的油源对比结果表明，油气主要来源于北部库车凹陷三叠系、侏罗系烃源岩^[29-30]。托探1井寒武系潜山原油生物标志化合物具有高丰度的C₁₉三环萜烷、C₂₄四环萜烷、C₃₀未知藿烷、C₃₀重排藿烷、重排甾烷，全油碳同位素值为-28.3‰，生物标志化合物与同位素特征与南部的却勒1井、羊塔克原油生物标志化合物特征相似，具有同源性，已有的研究认为却勒—羊塔地区原油主要来源于侏罗系恰克马克组烃源岩^[31-32]。除此之外，三环萜烷中C₂₃三环萜烷含量较高，这一特征在英买力地区原油多见，以三叠系湖相烃源岩贡献为主^[33]，指示出托探1井原油也有三叠系湖相烃源岩贡献（图 12）。

图 12

图 12 托探1井及周缘原油与烃源岩地球化学特征图 Fig. 12 Geochemical characteristics of crude oil and source rocks in Well Tuotan 1 and its periphery

据前人相关研究，库车坳陷三叠系湖相烃源岩自吉迪克组沉积期（23Ma）开始成熟生烃，在新近系康村组沉积期（12—5Ma）左右达到生烃高峰；侏罗系湖相烃源岩于新近纪尤其是进入库车组沉积期（5Ma）在喜马拉雅期剧烈构造活动导致的前陆盆地快速沉降、深埋时期进入大量生烃阶段，至今仍具备较大供烃潜力^[34-35]。托探1井寒武系白云岩裂缝中见蓝色、黄绿色荧光油包裹体，伴生流体包裹体均一温度以120~130℃为主峰正态分布，反映出寒武系潜山油气成藏为一期原油连续充注，充注时间为4—1Ma，成藏时期为喜马拉雅晚期，与佳木区块周缘却勒1等井成藏时期相近（图 13）。

图 13

图 13 库车南斜坡部分井油气成藏期示意图 Fig. 13 Schematic diagram of hydrocarbon accumulation periods in some wells on the south slope of Kuqa Depression

利用储层颗粒定量荧光（QGF）指数及储层萃取液定量荧光（QGF-E）强度可快速、简便地对现今油层、残留油层和古油层进行识别，或追踪古今油气运移路径，QGF指数主要用于判断古油层的存在或是否曾有油气经过，QGF-E强度用于指示现今油层^[36]。

托探1井寒武系下丘里塔格组油藏类型为常压裂缝—孔洞型潜山白云岩油藏，地层压力系数为1.07，浮力为油气主要驱动力，油气自凹陷排出后趋于沿斜坡带向凸起运聚成藏。利用单井QGF指数和QGF-E强度结合关键成藏期平衡演化剖面分析可得，康村组沉积末期油气自凹陷烃源岩排出后经佳木1井沿前中生界顶部不整合面一路侧向运移至温宿凸起，在温参1井寒武系—奥陶系潜山顶发生油气聚集；随着喜马拉雅期剧烈构造活动油气藏发生调整，现今温参1井为水层，但QGF-E强度指示仍有油气经过，可能由于埋深浅保存条件不佳或盖层封堵性不佳使油气散失而未能最终成藏（图 14）。即油气向温宿凸起的运移具有继承性，无论是康村组沉积时期还是喜马拉雅运动改造地层结构之后，前中生界顶部不整合面均为油气运移的优势通道，不整合面之下古潜山具有良好的成藏背景。

图 14

图 14 温宿—西秋地区QGF/QGF-E示踪油气运移路径示意图 Fig. 14 Schematic section of QGF/QGF-E tracing hydrocarbon migration pathway in Wensu-Xiqiu area

潜山油气成藏受烃源岩、潜山类型、地层结构、储盖组合、输导体系等成藏要素的共同控制。库车南部斜坡带不同层系油气是不同来源的油气沿不同的输导体系运移输导的结果^[10]。基于前文成藏要素分析及相关失利井分析，认为丰富的油气源供应、有利且稳定发育的储盖组合、圈闭与优势运移通道相匹配及多期差异构造活动是温宿—西秋地区多层系潜山油气成藏的主控因素。丰富的油气源供应决定了周缘潜山巨大的成藏潜力；储层、盖层的质量及其匹配程度控制了油气聚集的规模；油气优势运移通道决定了油气聚集的可能性，处于优势运移通道上的圈闭才能有效聚集油气；奥陶纪以来塔北地区多次构造活动叠加，致使库车南斜坡前中生界不同程度出露地表遭受风化剥蚀，形成区域性不整合面，中—新生界上覆于元古宇到志留系的一系列地层之上，造成了南斜坡多层系潜山聚油的构造格局。此外，温宿—西秋地区反冲断层控制了构造圈闭的形成，其伴生构造裂缝又显著改善了储层储渗能力，是该区块具备潜山成藏潜力的关键因素。托探1井寒武系潜山油藏位于博孜—大北生烃中心以南，属典型源外油藏。根据源储配置关系及前人认识^[10]，建立托探1井远源斜坡带断层—不整合面输导断控背斜潜山油气成藏模式（图 15），由于构造活动导致的断层断穿层位差异性，北部博孜—大北地区三叠系—侏罗系烃源岩生成的油气沿油源断裂分别向上运移至白垩系底和古近系底不整合面后沿斜坡带选择构造脊及物性优势通道向上运移，至白垩系岩性尖灭处两类油气发生混合，沿古近系底部不整合面继续向温宿凸起方向运移，遇圈闭成藏。

图 15

图 15 温宿—西秋地区潜山油气成藏模式图（剖面位置见图 1） Fig. 15 Hydrocarbon accumulation pattern of buried hill oil and gas reservoirs in Wensu-Xiqiu area (section location is in Fig. 1)

此外，库车南斜坡中、东部已发现的英买力、牙哈地区潜山油气藏主要分布在寒武系—奥陶系碳酸盐岩储层及志留系海相碎屑岩储层中，其成藏模式整体与托探1井相近，属远源断层—不整合面输导型潜山油气藏。由于构造带的差异化活动导致的地层结构空间差异性，其成藏要素与托探1井略有差别：油气主要来自北部库车坳陷三叠系湖相烃源岩，自油源断裂垂向输导后沿白垩系底部不整合面侧向运移至潜山圈闭成藏，直接盖层为白垩系舒善河组泥岩。

总体而言，库车南斜坡紧邻库车生烃凹陷，油气资源丰富，古近系底面、白垩系底面两大不整合面为油气横向运移提供通道，存在多层系、大范围的古生界潜山，盖层条件有利，在优势输导路径上的圈闭具有形成油气藏的有利条件。因此库车南斜坡是油气储量增长的重要领域。

托探1井的勘探突破，在库车南斜坡温宿—西秋地区发现了一个新的富油气区带。证实该区发育大面积的寒武系潜山白云岩有利储层，重新刻画其分布面积为1500km²。托探1井油气源对比表明油气来自库车陆相烃源岩，证实了该区“库车油气远源供烃、不整合面输导”的油气供给条件，奠定了可形成富油气区的成藏基础。托探1井的成功钻探初步验证了“反冲断裂控制三排潜山带”的地质认识，重新刻画寒武系白云岩潜山圈闭总面积近840km²，构造主体部分埋深在3000~7000m，评价石油资源量约2.0×10⁸t、天然气资源量约590×10⁸m³，将直接推动白云岩潜山大油气区建设。

库车南斜坡除寒武系白云岩潜山外，还存在多套潜山地层（震旦系白云岩潜山、奥陶系碳酸盐岩潜山、志留系潜山及二叠系潜山）和多类型储盖组合。托探1井采取常规酸压改造工艺即实现了超深层油气高产，将引领库车南斜坡多目的层潜山油气藏的高效勘探开发进程。基于潜山油气成藏研究认识，本文重新优选库车南斜坡潜山带有利勘探面积4700km²，评价石油资源量约5.7×10⁸t、天然气资源量约1560×10⁸m³，为库车坳陷亿吨级石油接替区建设夯实了资源基础。

（1）温宿—西秋地区为沙井子—西秋断裂和乌什南断裂控制的背冲式构造，沙井子—西秋断裂为其前冲断裂。背冲构造之上次级断裂复杂，在佳木区块主要发育3条反冲断层，反冲断层依次冲断，形成了3排东西向展布的古生界潜山带。冲断带高部位出露震旦系—寒武系—奥陶系潜山，在低部位保留有志留系和二叠系。

（2）温宿—西秋地区邻近库车坳陷博孜—大北生烃中心，油气源供应充足，寒武系潜山呈北东东向大面积展布，寒武系下丘里塔格组开阔台地白云岩储层稳定分布、规模连片，古近系巨厚泥膏岩—膏盐岩形成优质区域盖层，成藏条件优越。

（3）托探1井油气来源于北部博孜—大北生烃凹陷三叠系、侏罗系烃源岩，生成的油气于距今4—1Ma向南斜坡持续强充注形成构造型油藏，白垩系底面、古近系底面两大不整合面是油气主要的运移通道，属典型源外成藏。研究认为丰富的油气源供应、有利且稳定发育的储盖组合、圈闭与优势运移通道相匹配及多期差异构造活动是库车南斜坡潜山油气成藏的主要控制因素。

（4）托探1井的勘探突破，在库车南斜坡温宿—西秋地区发现了一个全新的勘探层系和富油气区带，证实了库车南斜坡迎烃面多目的层潜山巨大的勘探潜力。重新优选库车南斜坡潜山带有利的勘探面积为4700km²，评价石油资源量约5.7×10⁸t、天然气资源量约1560×10⁸m³。