2. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院;
3. 中国石油大学(华东)深层油气重点实验室;
4. 内生金属矿床成矿机制研究国家重点实验室(南京大学)
2. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company;
3. State Key Laboratory of Deep Oil and Gas, China University of Petroleum (East China);
4. State Key Laboratory of Research on Metallogenic Mechanism Endogenetic Mental Deposits, (Nanjing University)
准噶尔盆地油气资源丰富，是我国西部第二大含油气盆地，盆地油气勘探历史悠久。自20世纪50年代以来，累计探明石油地质储量超27×108t、天然气地质储量近1800×108m3 [1-2]，为我国经济发展提供了重要的能源保障。然而，由于准噶尔盆地构造背景复杂、地质条件多变，油气勘探历程呈现阶段性特点[3-4]。盆地早期勘探以“源控论”为指导（1955—2000年），重点围绕富烃凹陷周缘正向构造带开展勘探工作，发现了克拉玛依油田，形成了“一扇一体、逐级成藏、沿阶富集”的“扇控成藏”理论[5-8]。21世纪初（2001—2018年），勘探重点逐渐转向斜坡区，形成了“下坡源上、由源到圈”的勘探理念，发现了玛湖凹陷区源上砾岩10×108t大油田[9-15]。随着斜坡区勘探的不断深入，逐步确认了二叠系风城组具有常规—非常规油气藏有序聚集的成藏规律[8, 16-17]，提出“下凹进源、常非并重”的勘探思路，发现了源内常规—非常规十亿吨级大油田，并在玛湖凹陷确认了世界唯一一个以碱湖烃源岩为油气来源的全油气系统[2, 18-21]。通过以往的勘探历程不难发现，准噶尔盆地的油气勘探是一个“由浅入深”“由缘到凹”的过程。然而，受复杂地质条件的影响，准噶尔盆地深层勘探难度极大，目前勘探层位仍以三叠系以上的中、浅部地层为主，油气综合探明率仅为24.3%[2]。勘探现状分析表明，准噶尔盆地深层—超深层勘探程度低、剩余资源量巨大[22-24]，在深层—超深层剩余石油资源量达32.79×108t，占比62%，剩余天然气资源量达1.97×1012m3，占比69%。近年来，针对准噶尔盆地深层—超深层先后部署多口风险井并获得突破，达巴松凸起之上盆北1井在6000m以深石炭系试油获得高产油气流，日产气52.13×104m3、日产油27.11m3；霍玛吐背斜带天湾1井在8000m以下深层白垩系清水河组钻遇工业油气流，日产油105.34m3、日产气75.82×104m3，表明盆地深层—超深层具有极大的勘探潜力。
随着勘探研究工作的不断深入，突破传统油气成藏理论，“向深部进军”成为油气勘探的共识。准噶尔盆地在长期演化过程中形成了“多隆多坳”的构造格局，盆地沉积地层最大埋深超过9000m，是我国陆上碎屑岩地层埋深最大的盆地之一。基于对盆地成藏规律的把握，目前已确认石炭系、二叠系和侏罗系3套烃源岩具有形成大规模油气聚集的潜力，提出了盆地深层具有原型海相盆地油气、二叠系风城组源内非常规油气藏、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系构造油气藏四大深层油气勘探新领域。
本文结合多年勘探实践，对这四大勘探领域新进展及勘探方向进行了总结，以期为揭示准噶尔盆地深层油气富集规律提供参考。
1 盆地基本地质特征准噶尔盆地位于中亚造山带核心位置，受西北缘西准噶尔界山、南缘北天山山系、东北缘阿尔泰山山系三大界山围限，盆地整体呈三角形，面积达13.7×104km2。盆地内部可划分一级构造单元6个（西部隆起、东部隆起、陆梁隆起、南缘冲断带、中央坳陷和乌伦古坳陷）和44个二级构造单元（图 1a）。自加里东晚期以来，准噶尔盆地受海西期、印支期、燕山期及喜马拉雅期等多次构造作用影响，经历了4个演化阶段，即泥盆纪—早石炭世残留海湾、晚石炭世—中二叠世前陆盆地、晚二叠世—白垩纪坳陷盆地、新近纪以来的再生前陆盆地，4个阶段形成的盆地垂向叠置，构成了“四层楼”式的大型叠合盆地（图 1b）。
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图 1 准噶尔盆地构造单元（a）及盆地结构剖面（b） Fig. 1 Division of structural units (a) and structural section (b) of Junggar Basin 四大深层—超深层勘探新领域分布：①原型海相盆地油气领域；②西部坳陷二叠系风城组源内非常规油气藏领域；③富烃凹陷大型地层油气藏；④南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系构造油气藏 |
上古生界石炭系主要发育火山岩、碎屑岩及碳酸盐岩3种岩石类型（图 2）。其中，火山岩在全盆地广泛分布，盆地西部以中—基性火山岩为主，东部则主要发育中—酸性火山岩；碎屑岩在太勒古拉、包古图等野外露头可见出露，主要为冲积扇、扇三角洲等砂砾岩、深海重力流等砂岩沉积；盆地南缘柳树沟、博格达等露头可见生物碎屑灰岩、石灰岩，发现有珊瑚、有孔虫等台地边缘相化石组合。早—中二叠世是准噶尔盆地及周缘地区重要的构造转换期[25-29]。一方面，受周缘板块聚敛作用影响，盆地内部隆坳格局定型，将盆地分隔为具有多个沉积中心的前陆坳陷[30-32]。另一方面，二叠纪时期，北疆完成从海向陆的重大转变，以准噶尔盆地为中心，盆地周缘发育10余个中小型盆地，形成北疆盆地群，其中富津盆地、塔城盆地、伊犁盆地向西延伸至哈萨克斯坦东部。受二叠纪构造背景影响，二叠系整体展现出西部厚、地层完整，东部薄、普遍缺失下二叠统的地层分布规律。早—中二叠世发育前陆盆地，充填陆相碎屑岩。下二叠统佳木河组与下伏石炭系呈不整合接触，分布较为局限，以中—酸性火山岩夹冲积扇粗碎屑岩为典型岩性组合。下二叠统风城组为持续沉降背景下形成的一套由粗到细的含碳酸盐岩混积岩，主要分布在中央坳陷西部，以扇三角洲和湖泊两种沉积相类型为主。中二叠世，构造作用增强，夏子街组、下乌尔禾组（盆地东部对应芦草沟组）以扇三角洲、辫状河及湖泊沉积为主。至晚二叠世，随着构造活动减弱，盆地逐渐结束前陆盆地沉积转为坳陷阶段，在上乌尔禾组形成以扇三角洲和湖泊为主的沉积体系。三叠纪，准噶尔盆地为坳陷沉积，以三角洲和湖泊相沉积为主。侏罗纪，盆地仍以坳陷沉积为主，形成了冲积扇、河流、三角洲、扇三角洲、湖泊、沼泽等多种沉积相类型。白垩纪，盆地仍延续坳陷沉积，局部处于弱伸展环境，发育小型伸展断裂，形成冲积扇、辫状河、冲积平原、三角洲、滨浅湖、半深湖等沉积相类型。
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图 2 准噶尔盆地地层柱状图 Fig. 2 Stratigraphic column in Junggar Basin |
盆地发育3套主力烃源岩，包括石炭系海相烃源岩、二叠系湖相烃源岩及侏罗系煤系烃源岩。其中，上石炭统烃源岩TOC平均为1.16%，生烃潜量（S1+S2）为0.41mg/g，干酪根类型为Ⅲ型，Ro普遍大于1.35%，以生气为主。二叠系烃源岩主要为风城组和下乌尔禾组，以生油为主，TOC平均为3.45%，生烃潜量（S1+S2）达3.5mg/g，干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ型，在盆地南部凹陷区埋深超过6500m（Ro > 1.35%），已进入生气阶段。侏罗系烃源岩主要为八道湾组和西山窑组，以生气为主，TOC平均为2.35%，生烃潜量（S1+S2）为1.09mg/g，干酪根类型为Ⅲ型，受盆地南低北高的构造格局影响，南缘埋深超过9000m（Ro > 2.0%），地温梯度大，烃源岩达到过成熟，进入生干气阶段。受准噶尔南缘北天山及博格达山隆升影响，盆地新生代以来形成了“南深北浅”的盆地结构，这是导致烃源岩演化出现差异的根本原因，南部烃源岩埋深大、演化程度高，普遍进入生气阶段，从而形成了准噶尔盆地“北油南气”的油气分布基本格局（图 3）。
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图 3 准噶尔盆地南北向剖面及3套烃源岩体系图（剖面位置见图 1a） Fig. 3 N-S direction geological section and three sets of source rock systems in Junggar Basin (section location is in Fig. 1a) |
近年来，准噶尔盆地逐步加大富烃凹陷勘探力度，相继发现了包括玛湖砾岩大油区、二叠系风城组非常规大油区、吉木萨尔页岩油3个原油富集区，以及沙湾—盆1井西、南缘侏罗系—白垩系两大天然气富集区在内的5个十亿吨级油气富集区，并在盆地深层—超深层显示出具有大规模油气富集的可能。基于对宏观成藏规律把握并结合近年来的勘探实践，认为准噶尔盆地深层—超深层存在原型海相盆地油气、西部坳陷二叠系风城组源内非常规油气藏、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系构造油气藏四大勘探领域。
2.1 原型海相盆地油气领域海西期是准噶尔盆地重要的成盆期，也是由海相盆地转换为陆相湖盆的过渡时期。受多向板块会聚作用影响，在包括准噶尔盆地在内的广大北疆地区形成了多岛洋的古构造格局，微陆块、岛弧、陆缘弧、洋岛、海山、蛇绿岩和增生杂岩体等构造单元拼贴增生[26, 33]，形成了北疆地区复杂的构造—沉积背景。在这种古构造格局的控制下，准噶尔洋被多个构造单元分割，在盆缘和盆内形成了一系列泥盆纪—石炭纪残余洋盆，并沉积相对独立的海相烃源岩。这些海相残余盆地通常具有烃源岩品质高、储层类型丰富等优越的成藏条件，围绕相对独立的烃源灶可形成常规—非常规多种类型油气藏。成盆期前发育的原型海相残余盆地是准噶尔盆地深层持续探索的重要新领域。
2.1.1 石炭系油气成藏条件 2.1.1.1 烃源岩条件早石炭世岩相古地理研究表明，中拐—莫索湾、陆梁隆起、东部隆起、克拉美丽等在早石炭世可能处于残留岛弧环境，准西北哈拉阿拉特山、玛湖凹陷、扎伊尔山至车排子凸起广大地区以深海相为主。向准东、准南水体逐渐变浅，五彩湾、石树沟、石钱滩等凹陷处于半深海—深海沉积环境，南部吉木萨尔凹陷、阜康凹陷则主要处于半深海—滨浅海相沉积环境。受古地理环境控制，准东下石炭统烃源岩在陆东—五彩湾、滴水泉、三个泉等地区发育，烃源岩有机质丰度较高，TOC平均为3.40%，生烃潜量平均为7.86mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.1504%，总体属于较好烃源岩（表 1）。准中地区下石炭统烃源岩主要分布在滴水泉等地区，有机质丰度中等—较高，TOC平均为1.48%，生烃潜量平均为0.78mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.1236%，总体也属于较好烃源岩（表 1）。西北缘下石炭统烃源岩有机质丰度中等—较高，TOC平均为1.27%，生烃潜量平均为0.56mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.0876%，为差—较好烃源岩，品质较好区主要发育于车排子断裂带下盘与中拐五八区（表 1）。
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表 1 准噶尔盆地石炭系烃源岩综合评价表 Table 1 Comprehensive evaluation of the Carboniferous source rocks in Junggar Basin |
晚石炭世，北疆地区总体上呈北陆南海的岩相古地理格局。准噶尔盆地北部陆梁、准东阜康、准西克拉玛依等地区发育湖相沉积，准西达尔布特及准南博格达、北天山仍为深海—半深海—滨浅海沉积，复杂的古地理格局在上石炭统巴塔玛依内山组、石钱滩组、六棵树组形成了暗色泥岩、煤岩、碳质泥岩及沉凝灰岩等多种类型的烃源岩。准东上石炭统烃源岩有机质丰度高，主要分布在陆东—五彩湾地区、北三台凸起—吉木萨尔凹陷及石钱滩凹陷（表 1），整体上为好烃源岩。例如，从石钱滩凹陷多口钻井揭示的数据显示（图 4），TOC最大可达6.68%，生烃潜量最大为9.93mg/g，氢指数最大为136.9（mg/g)(HC/岩石），氯仿沥青“A”最大可达0.51%（表 2）。准中地区上石炭统烃源岩有机质丰度也较高，TOC平均为2.42%，生烃潜量平均为4.07mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.3355%，主要分布在滴水泉等地区，总体为好烃源岩。准西北上石炭统烃源岩有机质丰度较高，TOC平均为1.47%，生烃潜量平均为1.72mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.1218%，主要分布在车排子断裂带南段，属较好—好烃源岩（表 1）。
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图 4 图 4准噶尔盆地石钱滩凹陷石钱滩组烃源岩评价图版 Fig. 4 Evaluation plates of Shiqiantan Formation source rock in Shiqiantan Sag, Junggar Basin |
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表 2 准噶尔盆地石钱滩凹陷重点井上石炭统石钱滩组烃源岩地球化学分析化验参数表 Table 2 Geochemical experimental parameters of source rock in the Upper Carboniferous Shiqiantan Formation in key wells, Shiqiantan Sag, Junggar Basin |
整体上，准噶尔盆地石炭系烃源岩有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，且以Ⅲ型为主，干酪根碳同位素值介于-25.96‰~-21‰。石炭系烃源岩成熟度分布较为复杂，空间变化快、成熟度差异大，准东地区石炭系烃源岩的成熟度以五彩湾凹陷东部帐北断褶带火烧山背斜帐3井附近为中心，围绕该中心石炭系烃源岩成熟度较高，多处于高成熟阶段，Ro介于1.25%~1.83%；沿这个中心向南、向北石炭系烃源岩的成熟度降低。南部东道海子北凹陷—白家海一带Ro为0.84%~1.04%，处于成熟阶段；北三台一带Ro为0.65%~1.13%，处于低成熟—成熟阶段。准噶尔盆地西北缘克—夏地区石炭系烃源岩成熟度较高，钻井揭示成熟度在百口泉—白碱滩一带最高可达3.34%；中拐五八区及红车断裂带Ro多介于0.7%~1.5%，属于成熟阶段。总体上盆地边缘老山地区石炭系烃源岩成熟度高，向盆地方向逐渐降低。
综合分析表明，准噶尔盆地石炭系烃源岩发育条件较好，生烃潜力巨大。这一点在具有相似地质背景的滨里海、中亚等地区的含油气盆地中得到了证实[34-37]，显示了中亚造山带多岛洋构造环境下，残留海相盆地普遍发育高质量烃源岩，为形成大规模油气聚集区提供了物质基础。
2.1.1.2 储层条件海西期，准噶尔盆地经历了“沟弧盆”—断陷—前陆等复杂的构造演化过程，石炭系主要发育3种类型的储层，即岛弧相关的火山岩、外源碎屑岩及岛弧周缘的台缘生物礁和碳酸盐岩建造。
准噶尔盆地岛弧相关的火山岩储层是石炭系主要的储层类型。研究表明，盆地火山岩类型丰富，主要为以玄武岩、玄武质安山岩、安山岩、流纹岩为主的火山熔岩，以及火山碎屑岩、沉火山岩和中—酸性、基性侵入岩等。在储集空间类型上，主要包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝3类。储集空间的形成与多种因素有关。就火成岩自身而言，其通常发育原生的微裂隙、孔隙，是储层发育的基础。石炭系受后期强烈构造作用改造和长期风化淋滤、溶蚀作用影响，有利于形成风化壳型储层，所形成的次生孔隙和裂缝决定了优质储层的发育。统计结果显示，在盆地西北缘，距石炭系顶部200m以内均为有利风化壳储层发育段，有效储层孔隙度变化范围大，为0.61%~27.59%，渗透率多小于1mD，总体上以中—较高孔隙度、低—中渗透率、强非均质性为主。储层埋藏深度变化范围大，自146~6010m均有发育，而孔隙度、渗透率与埋藏深度没有明显相关性，埋深超过4500m仍有较好储层发育，主要与火山岩质地坚硬、抗压实性强、孔隙易于保存有关，这也为深层—超深层油气藏形成提供了重要的储层条件。
在盆地周缘露头及盆内深层石炭系均发现粗碎屑岩沉积，沉积类型包括冲积扇、扇三角洲等砾岩和砂砾岩及深海重力流等砂岩沉积，具有发育规模储层的基础（图 5）。达巴松凸起盆北1井6300m以下深层发现数百米厚沉积岩层，岩性主要为砂砾岩、泥质细砂岩等，在6545~6625m处发现厚达70余米的砂砾岩储层，平均孔隙度为9.43%，最大可达18.3%，平均渗透率为0.332mD，为致密砂砾岩储层（图 5b、c）。石钱滩凹陷石炭系石钱滩组发育扇三角洲、重力流等沉积类型，在石钱2井、石钱3井等近物源区以厚层砂砾岩为主，石钱1井、石钱4井洼陷区以薄层细砂岩为主，规模砂体主要发育在低位体系域和水进体系域早期。储集空间以粒内溶孔及微裂缝为主，孔隙度主体为3.0%~9.3%，平均为4.7%，渗透率为0.0012~1.3900mD，平均为0.12mD，为典型的致密砂砾岩储层（图 5d—f）。石钱5井石钱滩组储层物性较差，有效储层孔隙度分布在3.1%~10.3%之间，平均为5.4%；有效储层渗透率分布在0.002~8.578mD之间，平均为0.487mD，为特低孔致密储层。
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图 5 准噶尔盆地石炭系主要储层类型发育特征图 Fig. 5 Characteristics of main types of reservoirs in the Carboniferous, Junggar Basin (a) 盆1井西凹陷，石西4井，4721.8m，安山岩，气孔构造及溶蚀孔；(b) 达巴松凸起，盆北1井，6407m，砂质细砾岩；(c) 达巴松凸起，盆北1井，6580m，细—中粒岩屑砂岩，孔隙度为18.3%；(d) 石钱滩凹陷，石钱3井，3833.07m，砂砾岩，发育砾缘缝及岩屑溶蚀孔；(e) 石钱滩凹陷，石钱3井，3836.17m，砂砾岩，发育砾缘缝、岩屑溶蚀孔及晚期黄铁矿交代；(f) 石钱滩凹陷，石钱3井，3559.22m，含内碎屑中—细砂岩，见裂缝及少量溶蚀孔钙质胶结 |
岛弧周缘的台缘生物礁和碳酸盐岩是准噶尔盆地尚待探索的新储层类型，在盆地南缘柳树沟、博格达山及西北缘哈山等石炭系露头均有石灰岩出露，岩性包括生物碎屑灰岩、厚层石灰岩等，可见海百合、珊瑚、有孔虫、腕足类化石。在与准噶尔盆地具有相似地质背景的滨里海盆地同样发育石炭系石灰岩类、白云岩类、云灰岩/灰云岩类等储层类型，储层孔隙度为4%~12%，渗透率普遍小于1mD，为中、低渗孔洞—孔隙型储层，发育岩性油气藏[38]，这也为准噶尔盆地石炭系碳酸盐岩储层的勘探提供了参考。
总体来看，准噶尔盆地石炭系储层多样、非均质性强。风化壳型火山岩储层为主要类型，在全盆地广泛分布，碎屑岩和碳酸盐岩是石炭系重要的探索类型，丰富的储层类型为深层油气成藏提供了重要的条件。
2.1.2 原型海相盆地勘探发现对石炭系烃源岩展布规律的研究表明，烃源岩的分布受泥盆纪—石炭纪残留海湾这一独特构造背景影响较大，烃源岩分隔性强，明显受到残余凹陷的控制[39]。石炭系烃源岩没有统一沉积中心，而是呈多沉积中心分散状展布。因此，独立的残留海湾可能形成各自独立的油气成藏组合。2021年石钱滩凹陷石钱1井揭示了石炭系石钱滩组一段发育优质海相烃源岩，并在石钱滩组二段海相砂岩储层中获天然气日产63000m3，在准噶尔盆地发现了以海相碎屑岩为储层的致密天然气藏。在此之后，相继发现了石钱2井构造—岩性油气藏、缓坡带石钱3井致密气藏，并在洼陷区石钱1井、石钱4井石钱滩组一段烃源岩发现了气测异常，表现出页岩气藏特征。
石钱滩凹陷的勘探实践表明，围绕凹陷石炭系烃源岩形成了相对独立的全油气系统成藏体系（图 6）。在平面上，自内向外形成了源内页岩气—源边致密气—源上常规气的常规—非常规油气藏有序分布的特征。在剖面上，石钱1井烃源岩气测异常，具有源储一体的页岩气藏特征，凹陷源内仍存在滞留烃，且呈大面积连续分布。在石钱滩凹陷东北缓坡带，石钱5井、石钱3井揭示源边致密砂岩中大面积含气，气藏与烃源岩相邻，致密砂岩包裹甜点层，属于源储紧邻的致密砂岩岩性气藏；沉积相带、裂缝发育区、源内超压是导致东北缓坡带高产气藏形成的主控因素。凹陷西南陡坡带石钱201H井在下二叠统金沟组砂岩中发现常规气藏，源储关系上位于烃源岩之上，为源储分离的源上气藏。断裂体系为重要的输导体系，是沟通源储的主要通道，构造—岩性是主要圈闭类型，良好的保存条件是气藏形成的关键。石钱滩凹陷全油气系统的发现证实了围绕残留海湾独立烃源岩形成油气聚集的可能。
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图 6 准噶尔盆地石钱滩凹陷全油气系统平面图（a）及剖面图（b） Fig. 6 Plane distribution (a) and section (b) of the whole petroleum system in Shiqiantan Sag, Junggar Basin |
准噶尔盆地多个凹陷区均已证实具有晚海西期海相残余盆地发育，并广泛存在石炭系烃源岩，如玛湖凹陷上石炭统阿拉德依科赛组、中拐—车排子凸起上石炭统车排子组、四棵树凹陷下石炭统包谷图组、准中上石炭统巴山组、乌伦古坳陷下石炭统姜巴斯套组等，围绕这些烃源岩具有形成大规模油气聚集的可能，原型海相盆地也成为持续探索的重要勘探风险领域。
2.2 西部坳陷二叠系风城组源内深层非常规油气藏勘探领域二叠系风城组在准噶尔盆地西部坳陷普遍分布，是一套含碳酸盐岩的由粗粒砂砾岩到细粒云质泥岩全粒序序次分布的混积岩沉积，也是西部坳陷最重要的烃源岩。巨大的生烃能力、全粒序储层、有效的源储耦合关系形成了风城组常规油—致密油—页岩油有序成藏的全油气系统。洼陷内部风城组源内存在大量滞留烃类，是深层非常规油气勘探的重要领域。
2.2.1 成藏条件 2.2.1.1 烃源岩条件风城组是世界上已经发现的最古老的优质碱湖烃源岩[2, 18, 21]，为风城组全油气系统提供了重要的资源基础。风城组烃源岩具有独特性及巨大的生烃能力，具体表现在以下4个方面。
（1）多样的岩性与广泛的分布。风城组烃源岩由泥岩类、白云岩类、凝灰岩类和粉砂岩类组成，钻井显示，泥岩类、白云岩类及凝灰岩类有机质丰度较高，粉砂岩类也具有一定的生烃能力（表 3），表明不同类型的岩性均为有效的烃源岩。在分布上，准噶尔盆地中央坳陷西部均发育风城组，分布面积广，且厚度较大，尤其以玛湖凹陷厚度最大，烃源岩厚度最大可超过300m。
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表 3 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组烃源岩不同岩性地球化学指标统计表[16] Table 3 Statistics of geochemical indicators of Fengcheng Formation source rocks with various lithologies in Mahu Sag, Junggar Basin [16] |
（2）丰富的有机质和高生烃能力。风城组烃源岩有机质丰度较高，玛湖凹陷风城组最高有机碳含量（TOC）可达4.08%（表 3），并且具有非常高的生烃能力（S1+S2最大值可达25.29mg/g）及高氢指数（IH=S1/TOC；IH最大可达981.82mg/g），表明风城组为一套中等—好的烃源岩。模拟实验表明，风城组总生油量可达143×108t，总排油量为83×108t，剩余未排出的滞留量约60×108t[16]，生烃和残余烃类含量巨大。
（3）独特的沉积环境与地质背景。大量证据表明，风城组形成于高盐度的碱湖环境，伴随有强烈的火山—热液活动，形成了碳酸氢钠石、天然碱、苏打石、碳酸钠钙石、氯碳钠镁石、碳镁钠石等丰富的碱性矿物，这与澳大利亚Observatory Hill组和美国Green River组等单一蒸发成因的碱湖烃源岩有很大区别[19, 40-41]。高盐度、强烈的火山—热液活动为有机质的保存和向烃类的转化提供了重要的条件。
（4）生烃具有多期性和高效性。烃源岩热解实验表明，风城组具有3个生烃高峰，包括两期生油高峰和一期生气高峰（图 7）。第一个生烃高峰位于3500m处，产出暗色重质成熟原油，IH最大值为470mg/g，Ro约为0.8%。第二个生烃高峰也以产油为主，深度为4500m左右，为黄褐色、轻质高成熟原油，IH最大值大于800mg/g，Ro为1.3%。第三个生烃高峰深度为5700m左右，Ro约为2.0%，主要以生成天然气为主，IH为200mg/g。与正常湖相烃源岩相比，风城组烃源岩具有两个独有的特征：一是，存在两期生油高峰，并且以产出成熟、过成熟原油为主；二是，生烃效率高，尤其是在第二个生烃高峰，IH是其他典型湖相烃源岩的两倍[21, 42-43]。
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图 7 玛湖凹陷风城组烃源岩有机地球化学剖面（a）和生烃模型（b） Fig. 7 Organic geochemical profile (a) and hydrocarbon generation model (b) of Fengcheng Formation source rock in Mahu Sag |
总体来看，风城组碱湖云质混积岩与传统湖相烃源岩相比，在基础地球化学特征上优势并不显著，但其生烃具有多期性和高效性，存在两期生油高峰和一期生气高峰，成熟—高成熟连续生烃，高效生烃，总有机碳产烃率大，并且烃源岩展布范围广，为玛湖凹陷大规模油气聚集提供了重要的物质基础。
2.2.1.2 储层条件风城组碱湖混积岩形成了丰富的储层类型，目前已经揭示泥质岩类、云质岩类、粉砂岩类、砂砾岩及火山岩等多种储层类型。储层的分布受岩相控制明显，由湖盆边缘向凹陷粒度依次出现由粗到细的变化，进而导致储层物性和喉道序次变化，孔喉结构由大到小，形成了多种储层类型。全粒序的岩相是控制全类型储层的重要原因（图 8）。湖盆边缘主要发育冲积扇扇中、扇三角洲平原及部分扇三角洲前缘的砂砾岩储层，储层厚度大、泥岩夹层不发育，储层平均孔隙度为6.3%，平均渗透率为2.3mD，压汞喉道为160~1600nm，有效储集空间主要为残余粒间孔、溶蚀孔和裂缝；下斜坡区发育粉砂岩类、云质岩类和泥质岩类储层，平均孔隙度为4.4%，平均渗透率为0.09mD，压汞喉道主要分布在2.5~ 160nm，储集空间多样，包括原生孔、次生溶孔及微裂缝。
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图 8 玛湖凹陷风城组全油气系统常规—非常规油气有序成藏模式平面图（a）及剖面图（b） Fig. 8 Plane map (a) and section (b) of orderly accumulation pattern of conventional-unconventional oil and gas in Fengcheng Formation in Mahu Sag |
储层喉道大小的序次变化决定了储层内流体的动力学机制，从而控制油气聚集方式的有序性。对于常规储层，孔喉半径普遍大于1μm，储层条件较好；凹陷风城组作为烃源岩，排出的油气在浮力作用下，油气水重力分异运移，向斜坡区上倾方向封闭，并在构造、岩性圈闭的高部位富集成藏。对于致密、非常规储层，孔喉半径小于0.5μm，源储压差是主要成藏动力，此时浮力已基本不起作用，油气连续分布，成藏机制主要为油气自封闭作用[20, 44]。当储层流体压力大于某一阈值，储层开放，流体可以自由进入和排出，形成源储紧邻致密油气藏；而当储层流体压力小于该阈值，由于毛细管力作用，储层处于自封闭状态，流体基本无法排出，形成源储一体滞留油气藏。后期当储层渗透率再次增大或储层流体压力增大时，自封闭状态被破坏，流体可继续排出。
2.2.2.2 成藏过程受早二叠世前陆构造背景影响，玛湖凹陷形成并在湖盆边缘到凹陷区形成全粒序沉积，有机质在凹陷内快速堆积，形成优质烃源岩。至中二叠世末期（图 9a），风城组进入成岩早期，由砂砾岩—云质砂岩—云质泥页岩构成的全序列储层孔喉半径普遍大于10μm，为高效渗透层。根据生烃热模拟结果，此时烃源岩成熟度Ro为0.50%~0.75%，已进入生烃期，由凹陷烃源岩排出的烃类在浮力作用下以达西流—管流的方式沿斜坡上倾方向运移，并在断裂、岩性圈闭中聚集，形成常规油气藏。晚二叠世（图 9b），风城组埋深进一步加大，烃源岩成熟度变高，Ro为0.75%~1.00%，烃源岩进入生烃高峰期，大量烃类被排出。在成岩上，风城组进入成岩早—中期，湖盆边缘砂砾岩孔喉半径普遍大于10μm，渗透率较高，为渗透层，烃类仍以浮力方式成藏，而在斜坡和凹陷区，云质砂岩、泥页岩储层发生致密化，孔喉半径小于50nm，烃类在储层自封闭作用影响下发生滞留。早三叠世（图 9c），随着埋深进一步加大，风城组烃源岩进入持续生烃期，Ro为1.0%~1.2%，储层进入成岩中—后期，砂砾岩储层中烃类在浮力作用下维持稳定成藏，云质砂岩、泥页岩继续致密化，受自封闭作用影响，烃类滞留成藏，云质泥页岩随着埋深增大及烃源岩成熟度增高，生烃继续，导致源内压力增大，烃类在源内沿微裂缝发生微运移并聚集形成页岩油藏。
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图 9 玛湖凹陷风城组不同油藏源储耦合动态封闭过程模式图（剖面位置见图 8a） Fig. 9 Source rock and reservoir coupling dynamic sealing process of various oil reservoirs in Fengcheng Formation in Mahu Sag (section location is in Fig. 8a) （a）初次排烃期，中二叠世末，成岩早期；（b）生烃高峰期，晚二叠世，成岩早—中期；（c）持续生烃期，早三叠世，成岩中—后期 |
玛湖凹陷在“下坡源上、由源到圈”的勘探理念指导下，突破了陡坡洪积扇成藏的传统认识，提出了三叠系百口泉组缓扇三角洲前缘相大面积连片分布控藏的新认识，发现了源上砾岩十亿吨级大油区，呈现出“满凹含油”的态势[7-8, 21]。在探索砾岩大油区油气来源的过程中，确认了玛湖凹陷风城组为主要烃源岩。继玛湖源上砾岩大油区发现后，人们开启了对下一个大油区的探索。在前期的勘探思路中，受含油气系统理论的指导，重点围绕烃源岩形成了源外“由源到圈”的常规找油理念，在盆地边缘超削带发现了多个高效的砂砾岩常规油气藏，如检乌3井、白251井、白585井等，但在向斜坡带甩开探索的过程中，钻遇水带，常规油气勘探思路受阻，斜坡带的勘探一度进入停滞期。随着非常规油气藏概念的引入[45-46]，人们认识到风城组存在源内油气聚集的可能。按照沉积相带展布规律，构建了常规—非常规油气藏有序共生的勘探新思路，以“源储耦合、有序共生”全序列成藏的视角重新审视了风城组已发现油气藏，在油水过渡带的下斜坡区甩开部署，在水区之下发现了非常规致密油成藏区，2019年玛页1井的突破进一步证实致密油藏区之下存在非常规页岩油藏，揭示玛湖凹陷深层风城组整体含油、局部富集、大面积连续分布的特点。由此，系统地建立了包括盆缘常规砂砾岩地层岩性油藏、斜坡内前缘源储紧邻致密油藏、凹陷碱湖中心源生源储页岩油藏在内的常规—非常规全序列成藏模式，为全油气系统理论提供了典型实证。
伴随着玛湖西环带石油勘探的整体突破，以常规—非常规油气藏有序共生的全油气系统理论为指导，西部坳陷风城组源内深层非常规油气藏十亿吨级大油区基本得到控制，目前已进入择优动用阶段。在这一思路的指引下，西部坳陷南部盆1井西凹陷、沙湾凹陷勘探已展现大规模非常规致密气聚集的轮廓，盆1井西凹陷南部湾探1井风一段已获工业气流（图 10），气测异常段达170m；风一段底部致密砂岩日产气14.07×104m3、日产凝析油37.27m3；顶部以云质砂泥岩为主，日产气4.329×104m3、日产凝析油15.6m3，实现了风一段非常规天然气勘探的新突破，证实了凹陷深层是重要的天然气勘探领域。这些勘探新发现为进一步拓展西部坳陷南部深层的勘探提供了有力支撑，有望成为寻找南部万亿立方米大气区的现实领域。
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图 10 过盆1井西凹陷湾探1井—莫深1井风城组气藏成藏模式图（剖面位置见图 1a） Fig. 10 Hydrocarbon accumulation pattern of gas reservoirs in Fengcheng Formation cross wells Wantan1-Moshen 1 in Pen 1 West Sag (section location is in Fig. 1a) |
准噶尔盆地盆1井西凹陷、阜康凹陷等富烃凹陷上二叠统的勘探发现揭示，凹陷边缘的大型地层超覆背景是深层地层油气藏勘探的重要领域。有利的烃源岩条件、有效的输导体系和良好的圈闭是发育大型地层油气藏的有利成藏条件。
2.3.1 成藏条件 2.3.1.1 烃源岩条件晚古生代以来，受盆地周缘克拉美丽洋、准噶尔洋及北天山洋依次闭合造山作用的影响，海水自西北向东南退出盆地，盆地南部博格达海槽呈现自西向东渐次关闭，盆地富烃凹陷早—中二叠世发育两期咸化湖盆。受不同封闭阶段、蒸发作用及淡水补给的影响，湖盆的咸化程度有所差异，自西北向东南水体的盐度逐渐降低，烃源岩发育层位也由盆地西部的下二叠统转变为中二叠统，烃源岩发育表现出自下而上、自西向东的时空迁移规律（图 11）。在分布上，下二叠统风城组烃源岩主要在西部坳陷的玛湖凹陷、沙湾凹陷、阜康凹陷西部发育，中二叠统芦草沟组和平地泉组烃源岩主要分布在盆地南部阜康凹陷、东道海子凹陷、吉木萨尔凹陷等区域。其中，盆地西部下二叠统风城组盐度最高，东部中二叠统芦草沟组其次，中二叠统平地泉组再次，水体依次呈现出盐水—咸水—微盐水咸化程度降低的特点。地球化学证据和勘探实践表明，上乌尔禾组的油气主要来自风城组和芦草沟组烃源岩[21]，两套烃源岩均具有有机质丰度高、生烃母质特殊、生烃量较高的特点，且生烃持续，为优质的碱湖和咸化湖盆烃源岩[16, 18, 21]。上乌尔禾组直接覆盖或靠近这两套烃源岩，具有优越的成藏物质条件。
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图 11 玛湖凹陷—盆1井西凹陷—沙湾凹陷—阜康凹陷—吉木萨尔凹陷二叠系岩相剖面图（剖面位置见图 1a） Fig. 11 Permian lithofacies section cross Mahu Sag-Pen 1 Well West Sag-Shawan Sag-Fukang Sag-Jimsar Sag (section location is in Fig. 1a) |
多阶段的构造演化过程和强烈的构造作用在准噶尔盆地形成了以断裂、不整合为主要类型的输导体系。盆地内部凸起边缘发育的大型逆冲断裂及凹陷内部广泛发育的高角度走滑断裂体系是沟通烃源岩与储层的重要输导通道。以盆1井西凹陷为例，石西凸起边缘发育系列逆冲断裂，主要活动时间为海西晚期—印支期，断裂活动时间长，连通石炭系—三叠系，可以有效地沟通二叠系烃源岩（图 10）。凹陷内发育走滑断裂体系，较高的倾角有利于油气的快速输导和调整，两者共同构成了油气垂向输导组合。在凹陷周边的地层超覆区，不整合为重要的地层构造类型，上乌尔禾组顶部和底部发育的两大盆底级不整合（图 12），为油气的侧向运移提供了重要的通道。在玛湖凹陷，多个油气藏沿上乌尔禾组顶底不整合富集，形成广泛分布的地层油气藏。高效的垂向断裂及广泛分布的侧向不整合共同构成了富烃凹陷深层有利的油气输导网络。
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图 12 准噶尔盆地不整合分布与油气成藏地质剖面图（剖面位置见图 1a） Fig. 12 Unconformity and oil and gas reservoir distribution section in Junggar Basin (section location is in Fig. 1a) |
准噶尔盆地自晚二叠世进入坳陷发育阶段以来，中央坳陷在上二叠统发育大型退覆式三角洲，盆地西部主要为退覆式河流—扇三角洲沉积，盆地东部白家海凸起及其周缘发育辫状河三角洲，而东部其他区域主要为退覆式扇三角洲（图 13）。受盆地隆坳格局的影响，中央坳陷多被古隆起分割，沉积地层超覆分布在古凸起周缘，形成古沟槽，是沉积物搬运、卸载的有利通道，砂体主要富集在沟槽内，并向凸起区尖灭[47]。平面上，沟槽的展布控制了扇体中河道的走向，具有“大沟槽发育大砂体”的特点[47-48]。对阜康凹陷东部地区二叠系上乌尔禾组的研究表明[47]，沟槽区发育厚层块状砂砾岩体，厚度可达上百米，凸起区泥质含量明显增加，呈泥包砂结构。上乌尔禾组一段沟槽区为厚层砂岩夹薄层泥岩，向斜坡区为砂砾岩沉积；上乌尔禾组二段沟槽区为砂岩、泥岩互层，向斜坡和凸起区沉积物粒度加粗；上乌尔禾组三段整体岩性变细，沟槽区以厚层状泥岩为主，向斜坡和凸起为泥岩夹薄层砂岩。上乌尔禾组不同阶段沉积物的变化，反映了随着湖侵砂体由凹槽到斜坡至凸起有序分布，随着古地貌控制作用逐步减弱，砂体规模逐步减小，晚期上乌尔禾组三段湖侵泥岩整体封盖，古凸间沟槽区砂体可形成有效地层圈闭群。这一发现明确了砂体和地层圈闭分布受古地貌和湖平面升降共同控制，晚期高成熟油气沿不整合面向上倾方向运移，在弧形超覆尖灭带的围堵下截流而聚，凹槽区地层圈闭可以集群式规模成藏。
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图 13 准噶尔盆地阜东地区上乌尔禾组沉积体系平面及剖面图 Fig. 13 Plane map and section of sedimentary system of Upper Wuerhe Formation in Fudong area, Junggar Basin （a）上乌尔禾组一段沉积体系平面图；（b）对应（a）中剖面位置沉积体系剖面图；（c）上乌尔禾组二段沉积体系平面图；（d）对应（c）中剖面位置沉积体系剖面图；（e）上乌尔禾组三段沉积体系平面图；（f）对应（e）中剖面位置沉积体系剖面图 |
准噶尔盆地多次构造作用造成了盆地在石炭系至第四系发育4个区域不整合和20个局部不整合。复杂的地层接触关系表明，准噶尔盆地具有地层油气藏的发育基础。因此，前期勘探中，遵照单个凹陷边缘超削带寻找地层油气藏的传统理念，针对准西北、准东等地区开展了地层油气藏勘探，但发现的油气藏规模相对较小，潜力有限。然而，古地理恢复结果表明，准噶尔盆地南部中央坳陷在晚二叠世以来已经成为统一坳陷区，其覆盖面积可达3.3×104km2，勘探面积数倍于盆缘带，并且坳陷区更靠近烃源岩中心，尤其是上乌尔禾组，在盆内多个古隆起形成大规模地层超覆，具备发育地层油气藏的基础。近年来，在古地貌与湖平面耦合控藏新模式的指导与支撑下，在中央坳陷内部凸起的超覆地层中已相继获得勘探突破。自2017年中拐凸起北斜坡金龙54井突破以来，在中央坳陷风险井整体布控，2018年沙湾北斜坡湾探1井、2019年东道海子凹陷东斜坡滴南15井、2020年沙湾凹陷西斜坡沙探2井和阜康东斜坡康探1井、2021年盆1井西凹陷北斜坡石西16井及2022年沙湾凹陷沙湾1井相继获得重大突破，形成中拐北斜坡油藏群、沙湾凹陷油藏群、盆1井西凹陷油气藏群、东道海子北斜坡油气藏群及阜康凹陷油藏群等五大油气藏聚集区。至此，在中央坳陷发现首个横跨五大富烃凹陷的盆地级地层型油藏群，新落实石油三级储量6.5×108t、天然气700×108m3，上二叠统盆地级重大深层领域整体突破的态势基本形成。
2.4 南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系构造油气藏勘探领域准南前陆冲断带因发育多排背斜带及丰富的地表油气苗出露，历来为油气勘探的重要目标区。然而，受构造活动强烈、浅层储层薄等客观条件影响，准南的油气勘探尚面临诸多问题需要解决。近年来，对准南深层侏罗系—白垩系的勘探表明，该区具有烃源岩品质高、储层发育条件好、圈闭规模大等有利成藏条件，是探索规模天然气富集区的重要领域。
2.4.1 成藏条件侏罗系是南缘的主力烃源岩，为一套黑色泥岩夹碳质泥岩与灰绿色砂岩互层，沉积相类型为辫状河—三角洲—湖沼相[49]，发育有中—下侏罗统西山窑组、三工河组和八道湾组3套烃源岩，具有品质好、分布广、资源量大的特点。其中，以八道湾组暗色泥岩最为主要[50]，有机碳含量平均为1.72%，最大可达5.86%，生烃潜量最大可达29.67mg/g，氯仿沥青“A”最大为0.79%，总烃最大为0.54×10-6，整体上为中等—好烃源岩[49]。在有机质类型上，有机质主要来源于陆源高等植物，主要为Ⅲ型、Ⅱ2型。侏罗系烃源岩在南缘分布广泛（图 14），基本覆盖整个南缘地区，尤其以南缘中段北天山山前烃源岩厚度最大，八道湾组暗色泥岩在南缘中段厚度最大可超过300m，西段和东段逐渐变薄。烃源岩埋藏深度大，普遍在7000~9000m，最大可超过9000m。热演化程度上，越靠近天山山系，热演化程度越高，Ro在南缘中段最大，可超过2.0%，西段和东段Ro稍低，为1.2%~1.6%（图 14a）。资源评价结果表明，准噶尔盆地南缘天然气资源量为2.11×1012m3，石油资源量为6.11×108t，具有形成大规模非常规油气聚集区的地质条件和物质基础。
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图 14 准噶尔盆地南缘构造带平面图（a）及剖面图（b） Fig. 14 Plane map (a) and section (b) of southern marginal structural belt, Junggar Basin |
在储层发育上，南缘深层自下而上发育侏罗系八道湾组（J1b）、三工河组（J1s）、头屯河组（J2t）、喀拉扎组（J3k）及白垩系清水河组（K1q）5套规模储层，其中白垩系清水河组与侏罗系储层形成“平面互补、垂向叠置”的空间组合关系。钻井和露头剖面均揭示，储层岩性为厚层砂岩—砂砾岩，单层厚度为30~115m，累计厚度为200~420m，储层物性普遍较致密，清水河组孔隙度为3.8%~11.7%，平均为4.8%；喀拉扎组孔隙度为3.0%~7.2%，平均为4.2%。
准噶尔盆地南缘受天山山系隆升的影响，发育了一系列褶皱—冲断带，是准噶尔盆地现今构造最复杂的地区。盆地南北向测线揭示盆地的格局为“南深北浅”（图 3），南部地层埋深大，北部地层相对埋深变浅，地层逐渐减薄、尖灭，形成楔状地层，是典型的前陆盆地。地震资料证实，准噶尔盆地南缘发育了四排八个背斜构造带（图 14a），包括强烈变形的边界逆冲断裂下盘隐伏构造带、霍玛吐构造带、独安构造带、高泉构造带及相对弱变形的东湾构造带、呼南构造带、呼图壁构造带和艾卡构造带。这些构造带的发育受南缘地区大规模逆冲断裂控制，沿三叠系泥岩、白垩系泥岩、古近系泥岩发育三期逆冲滑脱。深部滑脱大致形成于晚古近纪，浅部滑脱发生在中新世晚期。多期逆冲断裂体系在剖面上形成叠瓦状构造，控制了褶皱—冲断带变形及盆内构造活动，形成了多个构造圈闭。目前，已在准噶尔盆地南缘中段北天山山前坳陷落实背斜、断鼻、断块等多类型构造圈闭42个，面积达2420km2，圈闭目标多、规模大，且与高成熟烃源灶中心相邻，拓展勘探潜力较大。
2.4.2 南缘冲断带超深层勘探发现前期勘探认识认为，准噶尔盆地南缘白垩系—新近系高效油气藏规模较小。这主要是由于传统的观点认为，南缘构造活动强烈、构造变形时代新，虽然形成了良好的圈闭，但受烃源岩生烃量及运移条件等影响，可能会导致圈闭充满度较低，形成大圈闭、小气藏；此外，构造的强烈作用可能导致圈闭破碎严重、裂缝体系发育，油气藏保存条件差，圈闭成藏条件不足。近年来的勘探表明，准噶尔盆地南缘白垩系巨厚泥岩滑脱层之下的侏罗系—白垩系大构造相对完整，且更贴近中—下侏罗统煤系烃源岩，白垩系泥岩盖层厚度可达2000m，封盖条件优越。因此，深层侏罗系—白垩系大型构造理应成为南缘寻找大油气田的勘探方向。与准南褶皱冲断带地质条件大致相似的塔里木盆地库车坳陷发育三叠系、侏罗系两套煤系烃源岩，在迪北、吐孜等地区形成了规模油气藏[51-52]，在与准噶尔盆地具有类似地质条件的吐哈盆地煤系烃源岩中也已发现了大规模煤岩气。相比之下，准噶尔盆地南缘同样具有中—下侏罗统煤系烃源层发育，地质条件更优，具有更丰富的致密气、页岩气或煤岩气聚集的可能性。目前，已在呼图壁构造带呼探1井7367~7382m白垩系清水河组钻遇高产油气层，日产气61×104m3、日产油106.5m3，且稳产效果好；天湾1井白垩系清水河组8066~8092m发现油气层，日产气75.82×104m3、日产油127.2m3；呼西背斜呼101井、呼102井在侏罗系喀拉扎组相继突破，开辟了全新的侏罗系勘探层位，气藏高度达353m，控制储量为5080×108m3，南缘大规模油气聚集区已初步显现。
3 油气勘探启示近几年准噶尔盆地油气勘探进入深层新的历史阶段，认真总结与梳理其油气宏观富集特征，不仅对把握未来油气发现规律与勘探方向意义重大，同时对油气产量的走势及其构成将起着方向标的作用。系统总结准噶尔盆地的勘探进展，为今后深层—超深层油气勘探提供了重要启示。
（1）准噶尔盆地已进入以富烃凹陷深层勘探为主的新时代。准噶尔盆地深层—超深层剩余资源量巨大，虽然在勘探过程中偶有失利，但不可否认的是盆地富烃凹陷深层已经显现了大规模油气聚集的苗头，良好的烃源岩条件、优质的储盖组合和成藏条件为揭示盆地深层大规模油气聚集提供了重要地质基础，这就要求在勘探实践中保持战略定力。同时，准噶尔盆地深层油气不仅规模大，而且具有高产、高效的特点，在盆地深层可以形成大规模油气聚集，如玛湖风城组大面积连片非常规油气聚集、中央坳陷深层大规模地层油气藏等。随着技术手段的不断提升，准噶尔盆地深层势必会成为重要的油气勘探接替领域。
（2）油气资源赋存表现为常规—非常规有序共生的特征。玛湖风城组大油区、石炭系海相凹陷的勘探表明，准噶尔盆地的油气资源赋存普遍具有常规—非常规有序共生的特征，围绕优质烃源岩形成了全油气系统。尤其是玛湖全油气系统的提出，不仅为全油气系统理论提供了典型实证，也为指导下一步勘探提供了思路。在勘探中要树立全油气系统找油理念，进一步推动准噶尔盆地深层油气勘探的大突破。准噶尔盆地烃源岩类型丰富、有机质丰度高、生烃能力大，受埋藏深度等因素的影响，盆地深层烃源岩普遍具有较高的演化程度，基本进入轻质油、天然气生成阶段，这也就决定了深层的油气勘探应侧重轻质油和天然气的勘探（图 15），尤其是南缘及中央坳陷深层。
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图 15 准噶尔盆地西部坳陷二叠系风城组深层非常规油气藏勘探领域图 Fig. 15 Exploration fields of deep unconventional oil and gas reservoirs in the Permian Fengcheng Formation in Western Depression, Junggar Basin |
（3）加强基础理论研究，突破传统认识，为盆地深层油气勘探提供全新视角。以往的研究认为，地层油气藏具有成藏条件复杂、隐蔽性高、成藏规律不清等特点。不整合面之上古地貌控砂、控圈、控藏作用明显。准噶尔盆地中央坳陷的勘探表明，坳陷区具有发育大规模地层油气藏的条件，古沟槽和湖平面联合控制砂体展布、地层圈闭发育及油气聚集。寻找古地貌控制下的大型地层与岩性油气藏是富烃凹陷深层重要的勘探新领域。石钱滩凹陷等石炭系的勘探成功表明，泥盆世—早石炭世以海相沉积为主，围绕古隆起周缘，发育多个残留海相沉积凹陷，每个凹陷均可能自成一套油气系统（图 16）。准噶尔盆地形成了隆坳相间的构造格局，古亚洲洋被古隆起分割形成了多个残留海湾并发育优质烃源岩。受地形的影响，每个残留海湾形成的凹陷均具有独立的烃源灶，形成了不同凹陷各自独立的油气系统。因此，在进行深层石炭系油气勘探时，应跳出准噶尔盆地，从原型盆地恢复等基础研究的角度持续研究、大胆探索。
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图 16 准噶尔盆地二叠系上乌尔禾组地层油气藏勘探领域分布图 Fig. 16 Exploration fields of stratigraphic oil and gas reservoirs in the Permian Upper Wuerhe Formation, Junggar Basin |
（1）准噶尔盆地已全面进入以深层勘探为主的时代，原型海相盆地油气、西部坳陷二叠系风城组源内非常规油气藏、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系是盆地深层—超深层油气勘探的四大新领域。
（2）全油气系统理论有效地指导了准噶尔盆地深层油气勘探，并持续获得突破。围绕盆地石炭系、二叠系和侏罗系3套烃源岩，有望形成常规—非常规有序共生的三大全油气系统，对揭示复杂叠合盆地全油气系统及深层油气富集规律具有重要意义。
（3）近年来勘探实践表明，准噶尔盆地深层具有规模大、高产、高效的特点，受深层烃源岩高演化程度的影响，轻质油和天然气将是盆地深层未来油气勘探的重点。
（4）石钱滩凹陷的勘探揭示了原型海相盆地新领域，从盆地原型恢复等基础研究的角度出发，有望为深层油气勘探提供新思路。
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