准噶尔盆地是新疆北部最大、最富集的含油气盆地，早期勘探以中上组合为主，集中在正向构造单元，主要针对中浅层三叠系及以上地层的构造油气藏^[1]。近年来，随着对盆地地质认识和油气分布规律研究的不断深入，勘探逐渐由中上组合次生调整油气藏走向深层下组合原生规模油气藏，在玛湖凹陷、沙湾凹陷、盆1井西凹陷、南缘及阜康凹陷屡获重大突破，发现了多个亿吨级储量区^[2-11]。特别是盆地南部的沙湾凹陷、盆1井西凹陷周缘及南缘地区下组合埋藏深度大（4500~8000m）、烃源岩演化程度高，具备形成大型天然气藏的地质条件，是目前盆地最重要的三大天然气勘探领域。

盆1井西凹陷及周缘下组合石炭系—二叠系的勘探开始于20世纪80年代，前期主要针对陆梁隆起之上的构造类型目标，发现了石西油田（石炭系）^[12]；近年来随着勘探的不断深入，逐步转向近源斜坡区，获得了一系列重要天然气发现。2021年SX16井石炭系两层获高产油气，埋深4812~4822m日产气8.63×10⁴m³、日产油57.62t；埋深4723~4738m日产气21.61×10⁴m³、日产油124.14t。SX18井二叠系风城组5003~5018m日产气10×10⁴m³、日产油69t，开辟了下组合天然气勘探新领域。

勘探实践已证实盆1井西凹陷及周缘成藏条件优越，近源深层下组合石炭系—二叠系具备形成大型天然气区的潜力，但前期的研究主要针对中上组合三叠系—白垩系和凸起区石炭系^[13-16]。2020年以后开始对下组合逐步开展研究，取得的认识主要集中在烃源岩和油气成藏方面，包括进行了风城组和下乌尔禾组两套烃源岩的展布特征预测和品质类型评价，明确了埋藏史、生烃演化史、成藏期次、天然气地球化学特征，以及油气源对比等^[17-18]，还缺少对于天然气成藏规律和有利区优选方面的研究，导致下一步的勘探领域不明确。对此本文综合前期烃源岩的研究成果，结合储层、盖层、运移条件等多方面成藏要素，总结天然气的形成和分布规律，进行盆1井西凹陷下组合天然气潜力评价和有利区预测，进一步明确后续的部署思路和研究方向。

研究区位于准噶尔盆地腹部地区，构造上属于中央坳陷和陆梁隆起，主要包括盆1井西凹陷、莫北凸起、石西凸起、夏盐凸起、达巴松凸起和莫索湾凸起（图 1）。盆1井西凹陷及周缘沉积在石炭系火山岩基底之上，石炭纪的火山和断裂活动决定了整体的凹隆格局；二叠纪—早三叠世为构造填平补齐阶段，低部位凹陷区接受沉积，形成了1200~2000m厚的地层，高部位则缺失部分或全部地层；晚三叠世盆地整体沉降，白碱滩组形成了厚度在200m以上的泥岩，成为区域上稳定分布的一套盖层；早—中侏罗世构造活动减弱，主要为河流/湖泊—沼泽相含煤砂泥岩沉积；燕山运动晚期周缘凸起区再次抬升，形成中生界内幕不整合及张性断裂；喜马拉雅运动期间，受前陆挤压造山运动影响，准噶尔盆地北升南降的整体掀斜作用强烈，从而形成了现今整体北高南低、凹隆相间的构造格局。

图 1

图 1 盆1井西凹陷及周缘构造单元分布图（左）及地层综合柱状图（右） Fig. 1 Division of structural units in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area (left) and comprehensive stratigraphic column (right)

本文根据构造演化、储盖组合并结合勘探实际情况将研究区地层划分为上、中、下3个组合，上组合为侏罗系及以上地层，中组合为三叠系，下组合为石炭系—二叠系（图 1）。研究目的层为下组合，主要包括石炭系及二叠系风城组、夏子街组、下乌尔禾组和上乌尔禾组5套地层，其中风城组和下乌尔禾组发育烃源岩，石炭系、风城组和上乌尔禾组分布规模储层，是重要的含气层系。

SX16井和SX18井分别在石炭系和二叠系风城组获得突破，SX16井位于石西油田下倾方向，受到断裂和岩性共同控制，具有局部背斜构造背景，发育构造—岩性气藏。SX16井石炭系整体为中酸性火山岩，厚度为47~124m，可划分为4期火山旋回，旋回早期为爆发相火山角砾岩、后期为溢流相安山岩和英安岩，火山角砾岩整体物性较好，上部受风化作用改造，溶蚀孔、裂缝发育，平均孔隙度为13.59%，最高可达20.6%，平均渗透率为0.08mD。油气显示主要集中在火山角砾岩段，两层试油获得高产油气，天然气分析甲烷含量为85.53%，庚烷含量为0.20%，甲烷碳同位素值为-36.1‰，乙烷碳同位素值为-28.9‰，丙烷碳同位素值为-27.9‰，干燥系数为0.89，气源对比表明天然气主体来自二叠系风城组烃源岩。SX16井与凹陷区之间发育大型断裂，风城组烃源岩形成的天然气沿断裂向上运移，在石炭系聚集成藏，形成新生古储型气藏（图 2a）。

图 2

图 2 研究区突破井地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of breakthrough well in the study area

SX18井仅钻遇风城组三段，气藏受断裂和地层尖灭线控制，为构造—地层型气藏。风城组三段整体为正旋回，下部为78m厚的浅灰色砂砾岩储层，上部为深灰色泥岩、泥质粉砂岩盖层。砂砾岩颗粒大小混杂，储集空间以次生溶蚀孔为主，平均孔隙度为8.0%，平均渗透率为0.04mD，整体见荧光和气测显示，顶部试油获高产油气（图 2b）。气源分析表明SX18井天然气来自风城组烃源岩，甲烷含量为84.54%，甲烷碳同位素值为-36.1‰，乙烷碳同位素值为-28.7‰，丙烷碳同位素值为-27.5‰，干燥系数为0.88，属于自生自储型气藏。

结合已经突破的SX16井和SX18井，综合区域地质认识，开展烃源岩生气条件、储层等成藏要素研究，认识到石炭系—二叠系发育优质烃源岩，已达到规模生气阶段，多层系普遍发育多种类型的储层，断裂起到高效的天然气输导作用，整体具有良好的天然气成藏条件。

研究认为盆1井西凹陷发育石炭系及二叠系风城组、下乌尔禾组多套烃源岩，其中区域上风城组和下乌尔禾组最为落实^[19-20]。最近获得突破的SX16井、SX18井，以及在盆1井西凹陷周缘凸起区发现的石西油田和浅层莫北油气田，其油气均来自风城组和下乌尔禾组^[21]，证实了两套烃源岩的可靠性。

凹陷主体区钻井相对较少，且均为浅层井，尚未钻遇到有效烃源岩，但由于盆1井西凹陷与相邻的玛湖凹陷在构造、沉积背景上十分相似，两个凹陷二叠系烃源岩在地震上同相轴连续、反射特征一致，有很强的对比性。凹陷区风城组烃源岩岩性主要为灰黑色、黑色云质泥岩、泥质云岩、灰质泥岩和泥岩等，有机质类型以Ⅰ、Ⅱ₁型为主，厚度在120~200m之间；下乌尔禾组烃源岩为灰黑色泥岩，有机质类型为Ⅲ —Ⅱ₂型，厚度为80~150m。

根据盆1井西凹陷烃源岩热演化史^[17]，风城组和下乌尔禾组烃源岩目前均已经入高成熟—过成熟阶段，以湿气—干气为主。其中风城组埋深大、成熟度较高，在早白垩世末期烃源岩进入高成熟阶段（1.3%＜R_o＜2.0%），以生湿气为主；现今为高成熟阶段末期—过成熟阶段，凹陷中心进入过成熟阶段（R_o＞2.0%），以干气为主。下乌尔禾组在古近纪末期进入高成熟生凝析油阶段（1.3%＜R_o＜1.5%），开始大量生气；现阶段大部分区域处于高成熟生湿气阶段末期（R_o≈2.0%），为其主力供烃期（图 3）。

图 3

图 3 盆1井西凹陷烃源岩热演化特征图 Fig. 3 Thermal evolution characteristics of source rocks in West Well Pen 1 Sag

玛湖凹陷风城组有机碳含量为0.42%~4.01%，主要为0.5%~2.0%，平均为1.18%；生烃潜量S₁+S₂为0.47~25.64mg/g，平均为5.55mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.004%~0.650%，平均为0.162%^[22]。孔隙热压模拟实验表明，风城组烃源岩温度超过400~425℃，生气强度可达20×10⁸m³/km²（图 4a、b），即可达到大中型气田的标准^[23-24]；据实验温度与R_o的关系，烃源岩实验温度400~425℃对应的R_o为1.45%~1.72%（图 4c）；考虑超压对烃源岩演化的抑制，弱超压抑制下（压力系数1.6），R_o在1.45%~1.72%时对应的深度为6100~6400m, 最强超压下（压力系数大于2.0），对应的深度为6850~7000m（图 4d）。盆1井西凹陷风城组和下乌尔禾组主体埋深在7000~10000m之间，已经达到了规模生气阶段，具备形成大中型气田的气源条件。

图 4

图 4 盆1井西凹陷及周缘烃源岩特征图 Fig. 4 Source rock characteristics in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系发育3套规模储层，主要分布在石炭系及二叠系风城组、上乌尔禾组，储层类型包括火山岩、碎屑岩和非常规云质岩3类，和上覆盖层匹配在纵向上形成了良好的储盖组合（图 1），为常规和非常规天然气规模成藏奠定了基础。

石炭纪火山活动形成了巨厚的火山岩地层，研究区以中酸性火山岩为主，岩相以溢流相和爆发相为主，溢流相包括安山岩、英安岩、流纹岩及少部分玄武岩，爆发相包括火山角砾岩和凝灰岩，溢流相和爆发相在纵向上呈互层状，表现出多期次火山活动的特征（图 2a）。不同岩性和岩相的火山岩储层物性相差较大，其中气孔（杏仁）状溢流相火山岩和爆发相火山角砾岩储层物性相对较好（图 5a、b），有效厚度在60~110m之间，根据531块储层样品，孔隙度为3.8%~28.94%，平均为13.59%，渗透率为0.01~270.3mD，平均为0.44mD。溢流相火山岩储层孔隙以原生气孔和次生杏仁溶孔为主（图 5g），可占到总孔隙的46.5%，其他为基质溶孔20.1%、粒间孔12.4%、粒内溶孔11.3%、微裂缝9.5%，以及少量收缩缝和次生矿物溶孔。火山角砾岩颗粒成分为安山质和英安质，孔隙类型主要为基质溶孔、粒间孔和微裂缝，可占到总孔隙的50%以上（图 5h、表 1）。

图 5

图 5 盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系储层岩心、镜下照片 Fig. 5 Core and microscopic photos of the Carboniferous-Permian reservoirs in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area （a）石炭系，SX18井，5180.86~5181.04m，杏仁状溢流相安山岩，风化网状缝；（b）石炭系，SX16井，4816.73~4816.95m，爆发相火山角砾岩；（c）风城组，SX18井，5000.71~5000.98m，砂砾岩；（d）风城组，PD1井，壁心，5352m，致密粉—细砂岩；（e）风城组，PD1井，壁心，5385m，泥质粉砂岩；（f）上乌尔禾组，PZ1井，5897.35~5897.53m，中砂岩，底部见泥砾、冲刷面；（g）石炭系，SX4井，4605.5m，气孔状溢流相安山岩，溶蚀孔；（h）石炭系，SX16井，4812.67m，爆发相火山角砾岩，粒间孔；（i）SX16井，4815.35m，安山质火山角砾岩，半充填气孔；（j）SX17井，4861.85m，内幕型安山岩，孔隙不发育；（k）SX3井，4723.52m，安山岩，裂缝、溶蚀孔；（l）风城组，SX18井，5005.31m，砂砾岩，粒间孔、粒内溶孔；（m）风城组，PD1井，5352m，云质粉—细砂岩；（n）风城组，PD1井，5394m，纹层状云质粉砂岩；（o）上乌尔禾组，SX16井，4459.62m，中砂岩，粒间孔、浊沸石溶孔

表 1

表 1 盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系储层特征表 Table 1 Characteristics of the Carboniferous-Permian reservoirs in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area 地层 沉积相/火山岩相 储层类型 孔隙类型 储层物性 地震响应 储层厚度 有利面积 上乌尔禾组 扇三角洲 中砂岩、细砂岩、含砾砂岩 （原生）粒间孔 孔隙度5.91%~18.20%，平均10.45%；渗透率0.02~20.40mD，平均0.07mD 中强振幅、连续反射特征 34~58m 2200km2 风城组 扇三角洲、湖泊 砂砾岩 粒间孔、粒内溶孔 孔隙度4.50%~11.59%，平均7.97%；渗透率0.011~0.281mD，平均0.040mD 低频、中强振幅、连续反射特征 40~100m 600km2 非常规致密云质砂岩 溶蚀孔、晶间孔、微裂缝 孔隙度小于6%；渗透率小于0.01mD 低频、弱振幅、杂乱—较连续反射特征 130~280m 1070km2 非常规云质页岩 溶蚀孔、晶间孔、微裂缝 孔隙度小于6%；渗透率小于0.01mD 高频、中强振幅、连续反射特征 160~350m 1340km2 石炭系 爆发相火山岩 火山角砾岩 粒间孔、基质溶孔 孔隙度3.80%~28.94%，平均13.59%；渗透率0.01~270.3mD，平均0.44mD 强波峰、强波谷连续反射、低阻抗 60~100m 1750km2 溢流相火山岩 气孔状安山岩英安岩、流纹岩 原生气孔、次生杏仁溶孔

表 1 盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系储层特征表 Table 1 Characteristics of the Carboniferous-Permian reservoirs in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

石炭系与上覆的二叠系之间存在区域不整合面，长期的风化淋滤作用对火山岩储层有明显改善作用，特别是气孔火山岩和角砾岩最易受风化改造。总体上相同岩性，石炭系顶部火山岩储层物性最高，随着距顶部距离的增大物性明显降低，孔隙度大于10%和渗透率大于0.1mD的优质储层主要分布在距离石炭系顶部不整合面150m以内的深度范围。此外，受构造作用影响石炭系储层裂缝整体较发育，裂缝密度一般为1~10条/m，包括长距离的直劈缝和短距离高角度缝、网状缝和低角度缝，一般高角度缝和网状缝张开度大、连通性好，缝宽主要在20~50μm之间，对储层的储集空间和渗透性起重要作用。

石炭系储层受到火山岩岩相、风化作用和裂缝发育程度等因素的综合影响，靠近不整合面、裂缝发育的气孔状溢流相火山岩和爆发相火山角砾岩是最有利的储层（图 5a、i—k）。根据地震资料，研究区物性好的高孔火山岩体一般沿大型断裂分布，呈强波峰强波谷、连续反射、低阻抗特征，结合古地貌（风化作用强度）、相干曲率（识别裂缝发育程度）等可以确定有利火山岩储层范围（图 6），研究区内广泛分布优质储层，面积可达1750km²。

图 6

图 6 石西—莫北地区石炭系有利岩相预测图（波形聚类分析） Fig. 6 Prediction of favorable lithofacies in the Carboniferous in Shixi-Mobei area (waveform clustering analysis)

盆1井西凹陷及周缘风城组整体属于半封闭扇三角洲沉积体系，云化作用较强，主要包括内前缘、外前缘和前扇三角洲（滨浅湖—半深湖）亚相，高部位扇三角洲平原后期已被剥蚀。受物源和云化作用影响由内前缘—外前缘—前扇三角洲岩性呈砂砾岩—云质砂岩—云质页岩的变化规律（图 7），3类岩性平面上有序分布，具备形成常规气和非常规致密气、页岩气的储层条件。

图 7

图 7 二叠系风城组地震相（左）及沉积相平面图（右） Fig. 7 Seismic facies (left) and sedimentary facies map (right) of the Permian Fengcheng Formation

砂砾岩储层主要分布在扇三角洲内前缘亚相，颜色为灰色和浅灰色，颗粒最大粒径主要在2~15mm之间，最大颗粒可达60mm×110mm，成分以火山岩岩屑为主，分选差，磨圆半棱—棱角状，颗粒不接触—点接触，杂基支撑为主，杂基主要为砂质，方解石孔隙式胶结（图 5c）。储层物性相对较差，以粒间孔和粒内溶孔为主（图 5l），孔隙度在4.50%~11.59%之间，平均为7.97%，渗透率在0.011~0.281mD之间，平均为0.040mD，为特低孔特低渗储层。但储层厚度普遍较大，表现为巨厚的块状，单砂体厚度在40~100m之间，其中SX18井底砂岩厚度达78m。砂砾岩在地震上呈低频、中强振幅、连续反射特征，平面上分布面积约为600km²，是风城组常规气藏勘探领域。

扇三角洲外前缘和前扇三角洲亚相沉积物粒度细、云化作用强，岩性以灰色和深灰色云质细砂岩、云质粉砂岩为主（图 5d、e、m、n），频繁薄互层，单层厚度小，但储层层数多、累计厚度大；碳酸盐矿物含量一般为13%~25%，岩性致密、孔隙不发育，孔隙度整体小于6%，渗透率小于0.01mD；云质砂岩孔隙直径主要在0.5~10μm之间，云质页岩常小于0.5μm。云质砂岩在地震上呈中低频、弱振幅、杂乱—较连续发射特征，云质页岩表现为高频、中强振幅、连续反射特征，非常规致密储层和页岩储层分布在广大凹陷区，有利面积超2000km²（表 1）。

盆1井西凹陷上乌尔禾组沉积时期物源来自北部的陆梁隆起，属扇三角洲沉积，具有明显的洼槽控扇特征，自西向东夏盐洼槽、前哨洼槽和莫北洼槽控制了三大扇体的展布（图 8）。上乌尔禾组整体为水进沉积，由下而上粒度逐渐变细，砂体主要分布在下部的上乌尔禾组一段和上乌尔禾组二段，上乌尔禾组一段发育低位体系域块状砂体，上乌尔禾组二段为砂泥互层状，上部的上乌尔禾组三段以泥岩为主（图 9）。

图 8

图 8 二叠系上乌尔禾组厚度图（左）及沉积相平面图（右） Fig. 8 Thickness map of the Permian Upper Wuerhe Formation (left) and sedimentary facies map (right)

图 9

图 9 MS1井—SX16井二叠系上乌尔禾组沉积相对比图 Fig. 9 Sedimentary facies section of the Permian Upper Wuerhe Formation across wells MS1-SX16

上乌尔禾组优质储层主要分布在上乌尔禾组一段和上乌尔禾组二段的扇三角洲前缘亚相，岩性包括灰色中砂岩、细砂岩、中—粗砂岩及含砾砂岩，颗粒成分以长石和岩屑为主，分选较好，磨圆次圆—次棱角状，点—线接触（图 5f），压嵌型胶结，胶结物多为浊沸石、方解石。在高压保孔和溶蚀作用下，4600m以深仍发育较好的“原生—溶蚀型孔隙”，孔隙类型主要为原生粒间孔和粒间溶孔（图 5o），占总孔隙的87%，孔隙分选较好，偏粗歪度，以中细孔喉为主，储层物性较好，孔隙度为5.91%~18.20%，平均为10.45%，渗透率为0.02~20.40mD，平均为0.07mD。储层主要为河道砂，常见冲刷面、槽状交错层理和平行层理等沉积构造，单砂体厚度一般在4~10m之间，最大达20m以上，累计厚度为34~58m，前缘有利相带面积约为2200km²（表 1）。

在盆地及区域构造作用的控制下，盆1井西凹陷及周缘地区主要在海西期和燕山晚期发育断裂体系，对于天然气的运聚具有重要作用。海西期断裂是影响构造格局的大型基底断裂，延伸距离为40~132km，断距大，最大可达上千米，主要有北东向和北西向两组，以逆向断裂为主，控制了二级构造单元和多个大型鼻隆构造带的形成，包括石西鼻隆带、莫北鼻隆带、达巴松鼻隆带及莫索湾鼻隆带（图 10），海西期深大断裂断开层位为石炭系—三叠系，起到了重要的沟通二叠系烃源岩的作用，目前已经发现的油气藏大多沿海西期断裂分布。燕山期断裂以正断裂和走滑断裂为主，规模相对较小，延伸距离一般为几千米到十几千米，断开了三叠系—白垩系，该期断裂与海西期深大断裂相互搭接，构成了纵向上的输导体系，海西期断裂决定了下组合的油气运聚方向，燕山期断裂起到调整作用，控制了中上组合的运移和成藏。

图 10

图 10 盆1井西凹陷及周缘石炭系顶界构造立体显示图 Fig. 10 Stereoscopic structural map of the top Carboniferous in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

在大型断裂体系以外，区域不整合面也是天然气运移的重要通道，起到横向上输导的作用。研究区下组合石炭系—二叠系主要存在两个大的区域不整合面，包括了石炭系与二叠系之间的不整合面、下乌尔禾组和上乌尔禾组之间的不整合面。石炭系与二叠系之间为构造不整合面，火山岩古潜山长期接受风化剥蚀，可形成良好的输导层，之上披覆了二叠系沉积岩地层。二叠纪晚期是盆地转入统一坳陷沉积的开始，形成了大型不整面，该不整合面削截下伏地层，对油气运移成藏具有至关重要的作用，在不整合面之上的上乌尔禾组是盆地级勘探领域，各大富烃凹陷均已成藏。海西期深大断裂体系与不整合面相互匹配形成了立体输导体系，有利于下组合天然气规模成藏。

基于二叠系深埋高成熟烃源岩、3套规模有利储层及油气运移输导体系等有利条件，结合有效圈闭和盖层条件等成藏因素，构建了下组合石炭系—二叠系3类天然气成藏模式。

凹陷区石炭系位于二叠系优质烃源岩之下，油气难以向下充注成藏，而鼻隆带在构造作用下地层向上抬升，其石炭系构造位置高于凹陷区二叠系，具备形成古潜山型油气藏的条件。研究区近源的一系列鼻隆带均通过海西期深大断裂与凹陷区对接，石炭系储层位于凹陷区二叠系烃源岩之上，并且在垂向上具有较大的供烃窗口，距离风城组烃源岩一般为200~900m，莫北鼻凸带最大的供烃窗口可达1700m，距离下乌尔禾组烃源岩一般为100~800m，风城组和下乌尔禾组两套烃源岩生成的天然气可沿断裂向上运移至石炭系储层形成天然气藏，近期突破的SX16井就是该类型的凝析气藏。按鼻隆带与凹陷区烃源岩的对接关系可划分为大跨度对接型和双源侧接型两种类型（图 11），大跨度对接型为鼻隆带一侧与烃源岩对接，具有较大的供烃窗口，如石西鼻隆带、莫北鼻隆带和莫索湾鼻隆带；双源侧接型为鼻隆两侧均发育与烃源岩沟通的断裂，如达巴松鼻隆带通过断裂与盆1井西凹陷和玛湖凹陷侧向对接，在两个方向接受油气供给。

图 11

图 11 盆1井西凹陷及周缘石炭系成藏模式图 Fig. 11 Hydrocarbon accumulation pattern of the Carboniferous in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

鼻隆带石炭系之上为风城组上部、上乌尔禾组，岩性均以细粒的泥岩和泥质粉砂岩为主，可以作为石炭系的有效盖层，和部分封闭性断裂起到良好的封挡作用。石炭系圈闭以构造圈闭为主，包括背斜圈闭、断鼻型圈闭和断块圈闭，天然气进入鼻隆带后在圈闭聚集成藏形成构造型天然气藏，各个构造气藏独立成藏，具有不同的油水界面和压力系统。构造型气藏内天然气的分布又受到储层岩性的控制，主要分布在石炭系上部受风化作用改造强的储层，风化壳之下的天然气在优质储层的影响下呈层状分布，表现出韵律性，总体含气饱和度向下逐渐变低，最终过渡为水层。

风城组不仅分布优质烃源岩，还发育常规—非常规的砂砾岩、云质砂岩和云质页岩3类储层，烃源岩与储层呈互层状或在侧向上直接接触，具有源内成藏的条件，天然气近距离运移，有利于整体富集成藏，形成常规砂砾岩气、非常规致密气和非常规页岩气3类气藏。邻区的玛湖凹陷风城组已经获得全面突破，斜坡区—凹陷区的砂砾岩、云质砂岩和云质页岩均能形成规模油气藏，研究区内的SX18井也已经在砂砾岩储层中发现高产天然气。

研究区风城组的成藏受岩性控制，斜坡区高部位—凹陷区低部位常规砂砾岩气—非常规致密气—非常规页岩气有序分布（图 12）。砂砾岩常规气藏在侧向上与烃源岩接触，油气通过储层和不整合面发生运移，在岩性圈闭和断层—岩性圈闭聚集成藏，形成单体式的岩性气藏或集合式的岩性气藏群。砂砾岩气藏遵循浮力成藏机制和达西定律，高部位以气为主，低部位为水区，由于气藏储层厚度大、物性差，中部的气水过渡带分异作用不显著，普遍气水共存，但整体上单个气藏上部含气饱和度高于下部。

图 12

图 12 盆1井西凹陷及周缘二叠系成藏模式图 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation pattern of the Permian in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

云质砂岩致密气藏主要分布在扇三角洲外前缘相带，紧邻烃源岩，表现为准连续式，分布面积广，岩性以云质细砂岩、云质极细砂岩为主，主要为活塞式成藏方式，依靠浮力和生烃压力为天然气运移动力。页岩气的岩性包括云质粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质云岩等细粒沉积，整体呈现连续式，属于源内滞留成藏，生烃压力是主要的成藏动力。非常规天然气的分布主要受到储层物性和烃源岩条件的控制，储层条件好（厚度相对较大、物性相对较好）、烃源岩品质优、天然气更为富集，可以形成区域上的甜点区和纵向上的甜点段。

上乌尔禾组为退覆式扇三角洲沉积，上乌尔禾组三段逐渐向上超覆在不整合面之上，在湖侵水进作用下，下部上乌尔禾组一段到上部上乌尔禾组三段岩性逐渐由厚层含砾砂岩和砂岩过渡到以泥岩为主，凹陷区低部位到凸起区高部位砂体规模逐渐变小，规模储层主要分布在凹陷区之内，顶部的上乌尔禾组三段泥岩和古凸起组合可以对天然气起到封挡作用，在地层、不整合面、古地貌和岩性等因素综合作用下，整个上乌尔禾组具备了形成大型地层—岩性圈闭背景。凹陷区上乌尔禾组一段发育低位体系域厚层砂体，多个砂体间互相叠置连片，形成了岩性圈闭群，上乌尔禾组二段及凸起区的砂体规模较小，厚度薄、延伸距离短，相互之间连通性较差，通常表现为孤立的单个圈闭。

上乌尔禾组的油气来源路径主要有两种类型，一种是源储接触直接供烃、不整合面侧向输导，烃源岩主要为上乌尔禾组下伏的下乌尔禾组；另一种是下生上储，断裂垂向调整、不整合面横向输导成藏，烃源岩主要为风城组。二叠系烃源岩生成的充足高成熟油气，以及上乌尔禾组底部不整合面和印支期断裂形成的立体输导体系，保证了油气能够在垂向上和横向上长距离、高效运移充注，使得上乌尔禾组整体大面积成藏。凹陷区上乌尔禾组一段形成了大型规模岩性油气藏群，上乌尔禾组二段和凸起区形成了多个相对孤立的中小型岩性油气藏（图 12）。

盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系目前已展现出巨大的天然气勘探潜力，但勘探程度较低，急需结合石炭系、风城组和上乌尔禾组三大层系的成藏特征和成藏模式，为下一步勘探指明方向，推进下组合天然气的全面突破。

鼻隆带是石炭系成藏最为有利的区域，莫北鼻隆带、石西鼻隆带、达巴松鼻隆带以及莫索湾鼻隆带总面积达3960km²。其中莫北鼻隆带SX16井已经获得高产，证实了成藏的可靠性；石西鼻隆带高部位发现了石西油田，低部位为天然气的成藏领域；达巴松鼻隆带构造位置非常有利，紧邻盆1井西和玛湖两个富烃凹陷，油气源充足；而莫索湾鼻隆带浅层侏罗系三工河组已经发现了小型调整型油气藏，预计深层石炭系—二叠系为原生型的规模天然气藏。受油气源的影响，鼻隆带通常靠近凹陷的一侧油气优先充注，成藏条件更为有利，因此鼻隆带靠近凹陷一侧的构造型圈闭是石炭系勘探下一步的重点，结合优质火山岩储层的分布，目前识别了背斜和断块圈闭26个共1472km²，圈闭资源量近万亿立方米（图 13）。石炭系气藏主要受构造控制，高部位、局部背斜区成藏条件最为有利，油气藏较为可靠；低部位以受断层控制的断块气藏为主，上倾方向遮挡断层的有效性对气藏的形成具有决定性作用，断层遮挡作用较差的断块可能存在一定的勘探风险。

图 13

图 13 盆1井西凹陷及周缘下组合勘探领域图 Fig. 13 Favorable exploration fields of the lower combination in West Well Pen 1 Sag and its peripheral area

风城组包括常规气藏和非常规气藏两个勘探领域，常规砂砾岩气藏主要分布在扇三角洲内前缘亚相，受浮力和分异作用控制，高部位含气饱和度较高，因此扇三角洲前缘亚相的高部位是风城组常规气藏勘探的有利区，有利面积近400km²（图 13）。风城组常规、非常规两类储层厚度大、分布面积广，但储层物性较差，能否获得相对高的产量是目前勘探面临的主要风险。盆1井西凹陷局部发育异常高压，压力系数在1.7~1.9之间，在压力和构造应力的作用下，能够产生大量微裂缝。同时受到沉积环境控制，强碱湖条件下储层云化作用强，云质含量高导致脆性大，后期经过工程上压裂改造易于高产，因此寻找高地层压力条件下物性相对好的有利甜点区是下一步研究和勘探方向。

上乌尔禾组具有大面积成藏的特征，规模岩性油气藏群主要分布在凹陷区上乌尔禾组一段，夏盐洼槽、前哨洼槽和莫北洼槽三大洼槽区的扇三角洲前缘亚相是整体勘探的重点，目前已识别出了有利目标38个共1250km²（图 13）。凸起区上乌尔禾组岩性油气藏规模相对较小，但仍具备较大勘探前景，SX16井在上乌尔禾组二段中也获得了工业油气流，因此凸起区上乌尔禾组可以作为石炭系和风城组重要的兼探目的层。邻区玛湖凹陷上乌尔禾组物源来自西北缘造山带，物源规模大，扇体分布面积广，斜坡区均钻遇厚层砂砾岩储层；而盆1井西凹陷物源主要来自陆梁隆起，物源体系较小，储层主要分布在主沟槽，能否钻遇规模储层是盆1井西凹陷上乌尔禾组勘探的主要风险。

（1）研究证实盆1井西凹陷二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩具备大量生气条件，深层发育石炭系及二叠系风城组、上乌尔禾组发育规模储层，断裂和不整合面形成立体输导体系，整体具备良好的天然气成藏条件。

（2）盆1井西凹陷前期以浅层石油勘探为主，通过本次研究，明确了盆1井西凹陷深层为天然气勘探的重点领域，鼻隆带靠近凹陷一侧的构造型圈闭是石炭系勘探的重点，风城组内前缘砂砾岩常规气藏高部位和非常规致密气、页岩气甜点区为下一步研究和勘探的方向，三大洼槽凹陷区是上乌尔禾组规模整体勘探的领域。

（3）由于目前盆1井西凹陷深层勘探程度低，研究资料较少，建议今后结合最新地震、钻井、测井、分析化验数据做进一步深化研究。