近年，“近源勘探”“进源找油”已成为油气勘探的重要方向^[1]，中石油在准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区下三叠统百口泉组砂砾岩储层中发现了世界上规模最大的源外“准连续型”轻质油气藏^[2]之后，又相继在玛湖、沙湾、东道海子、阜康凹陷斜坡区上二叠统上乌尔禾组发现并落实了扇控大面积砾岩岩性油藏群大油区^[1]。生烃凹陷二叠系—三叠系油气的持续发现，已成为准噶尔盆地近三年储量增长主体，特别是二叠系中的油气储量占比达92.1%，已成为最重要的规模增储层系。

中石化在准噶尔盆地中部(后文简称准中)凹陷区针对二叠系—三叠系领域早年部署2口预探井后，近年又集中部署了4口风险井，目前尚未获得重大突破。鉴于多口井钻探失利且原因不清，钻后认识不统一，准中凹陷区二叠系—三叠系成藏主控因素及下步勘探方向亟待明确。本文从成藏条件入手，分析钻探失利原因，提出成藏主控因素，建立二叠系—三叠系成藏模式，以期为准中二叠系—三叠系下步勘探指明方向。

1.   区域地质与勘探概况

1.1   区域地质概况

准噶尔盆地自下而上沉积了石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和新生界，经历了5次大的盆地演化阶段，是一个多旋回叠加的复合型含油气盆地^[3-4]。现今盆地划分为6个一级构造单元和44个二级构造单元(图 1)^[5]；石炭纪以来地质条件的复合与叠加形成了现今纵向跨越26个层位^[6]的立体含油气特征。

图  1  准噶尔盆地构造区划与研究区位置

据何文军等(2019)^[5]。

Figure  1.  Tectonic units of Junggar Basin and location of study area

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上二叠统上乌尔禾组(P₃w)沉积前，准噶尔盆地经历了强烈的抬升和剥蚀，形成了盆地级区域性大型不整合面，晚二叠世是盆地由“前陆”向“坳陷”转换期填平补齐式的沉积^[1]，沉积的上乌尔禾组超覆于盆地级不整合面之上，代表统一坳陷型湖盆沉积的开始，发育了盆地首套广覆式扇三角洲沉积^[1]。二叠纪末的盆地级区域构造活动强烈，导致三叠系与前三叠系之间形成大型不整合^[7]。三叠纪与晚二叠世具有一致的成盆构造环境^[8]，沉积范围逐步扩大，下三叠统百口泉组(T₁b)发育了盆地第二套广覆式扇三角洲沉积。

1.2   勘探概况

在经历了从南缘到西北缘、再到盆地东部的战略转移^[9]后，准噶尔盆地的油气勘探于20世纪90年代转到盆地腹部，但当时的勘探目的层是侏罗系、白垩系，并且目标均位于凸起带上，直至21世纪，全盆地转向下凹勘探^[9]，目的层转向二叠系、三叠系和石炭系、侏罗系，最终形成了东、西环带大突破和南缘冲断带大突破。其中，东西环带油气勘探主要集中于上二叠统和下三叠统，钻探区域主要位于各凹陷的外环斜坡区。

中石化近年在准噶尔盆地中央坳陷沙湾、盆1井西、东道海子和阜康4个生烃凹陷的主体区集中开展勘探(图 1)，早期部署的2口预探井(庄2、沙12)主探下三叠统百口泉组，均未见到良好效果；近年受东西环带勘探启示又相继部署4口风险探井，主探上二叠统上乌尔禾组和下三叠统百口泉组(表 1)。其中，沙15、成6井两口井主探目的层效果不佳, 但成6井在下乌尔禾组烃源岩层压裂获低产气流，发现了“源储一体”油气藏；沙湾凹陷近中心区部署的征10井于二叠系—三叠系钻遇明显连续油气显示，并于上乌尔禾组小型压裂获低产油气流，极大提振了对研究区二叠系—三叠系的勘探信心。

表  1  准噶尔盆地中部凹陷区二叠系—三叠系已钻井钻探结果统计

Table  1.  Drilling results in Permian-Triassic in central sag area of Junggar Basin

凹陷	井名	主探目的层	完钻层位	二叠系—三叠系录井显示	二叠系—三叠系综合解释	二叠系—三叠系试油层及结果	部署年份
盆1井西	庄2	T1b	T1b	无	无	未试油	2003
	沙12	T1b	P3w	T1b一级荧光	T1b油层4.8 m/2层	未试油	2015
	沙15	T1b，P3w	P2w	无	T3b差油层，T2k气水同层	T2k试油未见油气	2018
东道海子	成6	P3w，T1b	P2w	T3b荧光，T2k、P2w一级荧光	T3b油水同层，T2k油层，P2w气层、差气层	P3w峰值气100 m3/d；P2w日产气4 000 m3左右，峰值3.4×104 m3/d；T2k待试	2019
沙湾	征10	P3w	P2w	T3b、T1b、P3w见显示	T3b、T1b、P3w解释气层31.8 m	P3w日产油1 m3、气600 m3，峰值油13 m3、气4.1×104 m3，试油未完	2020
阜康	董深1	P3w，P2w			正钻		2021

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2.   二叠系—三叠系成藏条件

2.1   多套优质烃源岩

根据准噶尔盆地烃源岩研究和钻探揭示，准中凹陷区前三叠系主要发育中二叠统下乌尔禾组(P₂w)、下二叠统风城组(P₁f)和石炭系3套烃源岩，供烃条件优越。

下乌尔禾组是准噶尔盆地重要的烃源岩。盆地沉积演化研究表明，中二叠世，下乌尔禾组沉积由西准噶尔山前向盆地内迁移，在盆内陆梁隆起以南的中央坳陷和东部隆起一级构造单元广泛分布，被凸起分隔出多个沉积、沉降中心^[8]，准中凹陷区4个凹陷均有下乌尔禾组烃源岩分布^[7]。沙湾凹陷征1井、永1井侏罗系原油证实来自下乌尔禾组源岩^[10]。阜康凹陷中心区的董3井侏罗系原油来自下乌尔禾组源岩^[7]；斜坡区的康探1井上二叠统与下三叠统的轻质原油来自中二叠统芦草沟组(相当于下乌尔禾组)；阜康凹陷周缘芦草沟组烃源岩分析表明，这套烃源岩为中等—好、成熟—高成熟的规模油源岩(表 2)^{[1, 7]}。东道海子凹陷的成6井，钻遇下乌尔禾组高成熟好烃源岩(钻入下乌尔禾组582 m，未穿)(表 2)。盆1井西凹陷的沙15井钻遇下乌尔禾组差烃源岩，但该井仅钻入下乌尔禾组137 m，尚未钻揭好烃源岩段。生排烃史研究表明，下乌尔禾组烃源岩于中侏罗世开始排油，早白垩世达到排油高峰，中白垩世末达到排气高峰^[5]。

表  2  准噶尔盆地中部凹陷区烃源岩指标统计

Table  2.  Parameters of source rocks in central sag, Junggar Basin

位置/井	地层	样品类型	ω(TOC)/%	(S1+S2)/ (mg·g-1)	有机质类型	Ro/%	数据出处
阜康凹陷周缘	芦草沟组(P2l)		$\frac{0.65 \sim 6.72}{2.16}$	$\frac{0.36 \sim 26.28}{7.0}$	Ⅱ1—Ⅱ2	0.83~1.52	据文献[1, 7]
东道海子凹陷/成6井	下乌尔禾组(P2w)	岩屑	${\frac{{0.41\sim 4.3(179)}}{{1.27}}}$			${\frac{{1.24\sim 1.31(4)}}{{1.27}}}$
		岩心	${\frac{{1.23\sim 1.37(9)}}{{1.27}}}$			${\frac{{1.3\sim 1.31(2)}}{{1.31}}}$
阜康凹陷周缘凸起	石炭系	煤系泥岩	${\frac{{0.54\sim 5.83}}{{2.12}}}$	${\frac{{0.21\sim 20.30}}{{2.83}}}$	Ⅱ2—Ⅲ		据文献[1]
		碳质泥岩	${\frac{{8.74\sim 28.32}}{{13.50}}}$	${\frac{{9.06\sim 71.58}}{{38.1}}}$	Ⅱ2—Ⅲ		据文献[1]
注：表中分式意义为$\frac{\text { 最小值~ 最大值(样品数 })}{\text { 平均值 }}$。

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风城组是全球迄今最古老的碱湖优质烃源岩，以富菌藻类有机质、生烃能力强为特色，具有“成熟”和“高熟”双峰式高效生烃模式，生烃能力近2倍于传统湖相烃源岩^[7]；晚二叠世中晚期开始生油，三叠纪进入生气阶段，存在2个生排烃高峰，其中排油高峰分别为三叠纪末和早白垩世早期，排气高峰分别是早侏罗世末和早白垩世末^[5]，主要分布于玛湖、沙湾、盆1井西凹陷和南缘山前。目前，准中凹陷区虽无钻井揭示该套地层，但据区域二维地震大剖面判断，沙湾凹陷、盆1井西凹陷、阜康凹陷风城组烃源岩最大厚度可达200~300 m，甚至更厚^[7]，且因其属于高熟—过成熟烃源岩，具备大规模供气基础。

此外，准中凹陷区还有一套可能普遍存在的石炭系气源岩。区域研究表明，石炭系海陆交互相烃源岩分布于盆地大部分地区，其有机质丰度在不同地区存在较大差异，有机质类型以Ⅱ₂型、Ⅲ型为主，不同地区成熟度差异较大^{[7, 11]}。盆地东部阜康凹陷周缘凸起石炭系烃源岩已证实是一套中等—好的规模气源岩(表 2)，康探1井等多井、多层已见石炭系来源的腐殖型天然气，且产量高。东道海子凹陷东缘白家海凸起上的彩探1H井侏罗系西山窑组(J₂x)试获的高产煤岩气也证实来源于石炭系源岩的腐殖型高熟气，其地化参数与准东典型石炭系来源的天然气特征相近(表 3)。

表  3  准噶尔盆地白家海凸起彩探1H井与准东诸井天然气地球化学参数对比

Table  3.  Comparison of natural gas geochemical parameters between well Caitan 1H on Baijiahai Uplift and wells in eastern Junggar Basin

天然气来源	井号	层位	天然气组成					C7轻烃组成/%				天然气碳同位素/‰
			N2/ %	CH4/ %	C2H6/ %	干燥系数		正庚烷	甲基环己烷	二甲基环戊烷		CH4	C2H6	C3H8
高熟石炭系	彩探1H	J2x	3.09	94.07	1.51	0.98		35	50	15		-30.20	-26.08	-25.56
	彩17	J1b	1.90	96.79	0.89	0.99		37	60	3		-33.83	-25.67	-23.93
	彩504	J2x	2.32	92.50	2.37	0.95		43	46	11		-30.22	-26.02	-26.53
	滴西10	C	3.67	91.67	2.54	0.96		38	45	17		-30.06	-27.73	-24.47
	家探1	C	3.81	93.70	1.38	0.98						-30.30	-27.66	-25.71
注：表中数据据参考文献[12]。

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2.2   扇三角洲前缘砂体储层发育

研究表明，在上乌尔禾组与百口泉组沉积期，准噶尔盆地具有盆边陡、盆内缓的古地形特点，盆地西、北、东缘持续隆升的老山和稳定的水系为盆内扇三角洲的沉积提供了充足物源^[13-15]。在整体坡缓水浅的沉积背景下，准中凹陷区内发育受水平面升降控制的退覆式扇三角洲沉积，往往在坡下平台区或凹槽区卸载沉积，形成优质的低位域扇三角洲前缘砂砾岩多期叠置，横向连片，广覆式分布；同时，受较长距离搬运和湖浪淘洗作用，砂体较纯净，孔隙结构好，厚度大^[16]。随湖盆范围扩大，平原相致密岩性在三面凸起形成围限，顶部分别被上乌尔禾组三段和百口泉组三段湖侵泥岩整体封盖，形成大面积岩性圈闭(图 2)，上覆稳定沉积的中上三叠统区域泥岩盖层，圈闭总体有效。

图  2  准噶尔盆地西部金龙35—金探1—沙15井上二叠统上乌尔禾组储层沉积模式

剖面位置见图 1。

Figure  2.  Depositional model of Upper Wuerhe Formation in Upper Permian crossing wells Jinlong 35, Jintan 1 and Sha 15, western Junggar Basin

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目前，准中凹陷区钻揭二叠系—三叠系物性总体偏差，属于特低孔、低渗储层。斜坡区钻井揭示，上乌尔禾组储层以砂砾岩为主，表现为砾石、砂和泥的混杂堆积特征，结构成熟度和成分成熟度都很低，其次为含砾砂岩、中砂岩、细砂岩等，填隙物以泥质杂基为主；储集空间以剩余粒间孔为主，其次为粒间黏土微孔、粒内溶孔、粒间溶孔及微裂缝等(图 3)。准中凹陷区储层埋藏深，上乌尔禾组普遍埋深超过6 000 m，压实作用明显，但盆地多期次、多方向构造运动的叠加造缝作用、早期浅埋—油气充注—后期快速深埋的保孔作用、烃类充注后有机酸的溶蚀改造作用以及异常高压下孔隙成岩过程中的岩体抗压性好等，使得目的层仍可发育有效储层^[17]。如沙15井上乌尔禾组取心所获灰色砂砾岩岩心2.5 m，平均孔隙度11.61%，渗透率2.813×10^-3 μm²(图 3a)。百口泉组多口井物性更好，如庄2井最好段储层孔隙度11.2%，渗透率3.9×10^-3 μm²；沙15井孔隙度13.3%；沙12井孔隙度13.9%，渗透率8.29×10^-3 μm²；征10井孔隙度13.2%，渗透率8.89×10^-3 μm²(物性指最好段储层)。以上储层段除征10井外均为薄层，但较已获油气发现的玛湖23、石西16和康探1井(图 3b-f)物性更好，可见准中凹陷区不缺乏较优质储层。

图  3  准噶尔盆地中部凹陷区及斜坡区上乌尔禾组储层岩心及铸体薄片

据参考文献[1-2, 5]。

Figure  3.  Reservoir cores and casting films of Upper Wuerhe Formation in central sag and neighboring slope area, Junggar Basin

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2.3   输导网络的关键——通源断裂

从源储关系来看，凹陷区烃源岩位于储层下方甚至相距甚远，决定了准中凹陷区二叠系—三叠系油气充注主要依靠通源断裂垂向输导，辅之以不整合面及渗透层侧向运移。

准噶尔盆地周缘造山带形成过程中多期向盆地的逆冲挤压伴随了盆内断裂的形成^[18-19]。上二叠统沉积前，盆地强烈抬升，导致盆地西部山前逆冲断裂进一步向盆地冲断，盆地凹陷区及凸起翼部的早期断裂发生反转，形成高陡逆冲断裂；三叠纪末盆地受到强烈挤压发生整体隆升，诱发盆地内早期形成的高陡断裂再次活动，部分断裂断至三叠系下部，为深层油气运移至三叠系提供了通道^[9]。以玛湖凹陷为例，多期断裂发育保证了烃源岩上部垂向跨层2 000~3 000 m甚至更远距离的上乌尔禾组、百口泉组得以大面积成藏并富集(图 4)^[17]，也造就了玛湖纵向上深中浅油气藏“断裂所至—藏之所成”^[5]和平面上主要含油气带沿断裂分布^[20]的特点。

图  4  准噶尔盆地玛湖凹陷百泉1—达探1连井油藏剖面

据何海清等(2021)^[1]；剖面位置见图 1。

Figure  4.  Reservoir section from well Baiquan 1 to Datan 1, Mahu Sag, Junggar Basin

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相比斜坡区，准中凹陷区断裂的发育程度略低。据中西部4大盆地的勘探与构造解释，发育高角度走滑断裂的区域，其地震剖面常常可见地层横向被挤压迹象，表现为纵向多个构造层同相轴破碎、扭断、扭错等现象。但准中凹陷区这种迹象不甚普遍，征10井区地震剖面上同相轴扭曲、错断的现象较为明显(图 5a)，而成6井区地震剖面二叠系—三叠系直至侏罗系同相轴则表现较为舒展，断层不甚发育(图 5b)。

图  5  准噶尔盆地过征10井、成6井3D地震解释剖面

Figure  5.  3D seismic interpretation crossing wells Zheng 10 and Cheng 6, Junggar Basin

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2个大型不整合面(下乌尔禾组/上乌尔禾组、上乌尔禾组/百口泉组)与目的层内的砂砾岩等渗透性储层成为油气侧向运移的重要通道，并与通源断裂共同构成了准中二叠系—三叠系油气运移的输导网络。

3.   成藏主控因素与成藏模式

3.1   典型井失利原因

3.1.1   局部通源断裂不发育难成藏

将准中凹陷区沙15、庄2、成6井目的层物性及钻探结果与周边井进行对比(表 4)，有如下结果：

表  4  准噶尔盆地中部及周边钻井百口泉组、上乌尔禾组储层平均孔隙度及油气发现情况对比

Table  4.  Comparison of average porosity of target formations and oil and gas drilling results of wells drilled in and around central Junggar Basin

储层物性及油气		准中凹陷区				沙湾、玛湖凹陷斜坡区
		沙15井	沙12井	庄2井	成6井	沙探1井	玛131井	玛13井	夏201井
平均孔隙度/%	T1b3	9.7	13.9	6.9~12.5	3.3~8.0	4.0~6.0		9.5
	T1b2		7.5				8.8		7.1
	T1b1
T1b油气发现		无油气显示	T1b3解释油层4.8 m/2层	未钻穿，无油气显示	无油气显示	试油自喷日油1.22 m3, 水13.99 m3	日产油11.1 m3	日产油1.24~6.29 m3，气2 010~8 640 m3	T1b2成藏，数据不详
储层物性及油气		准中凹陷区				沙湾、玛湖凹陷斜坡区
		沙15井	沙12井		成6井	沙探1井	沙探2井	玛湖1井	玛湖23井
平均孔隙度/%	P3w3		未钻穿		2.8~7.2		7~9
	P3w2	11.6				9.1		6.7	10.6
	P3w1	6.7						9.1
P3w油气发现		无油气显示	无油气显示		无油气显示	日产油30.25 m3	日产油106 m3、气6 842 m3	试油分别获得日产油12.84 t和5.54 t	试油日产10.84 t

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(1) 3口井百口泉组储层物性与斜坡区对比井相当，但均无油气显示。周边百口泉组已经成藏的储层最低孔隙度是玛湖凹陷斜坡区的夏201井，为7.1%。沙湾凹陷斜坡区的沙探1井距沙15井约40 km，孔隙度4%~6%，取心获得油斑级岩心3.1 m，试油自喷日产1.22 m³；而准中沙15井储层孔隙度平均9.7%，最高13.3%，庄2井孔隙度最高12.5%，成6井孔隙度最高8.0%，均未见油气显示。

(2) 沙15和成6井上乌尔禾组物性总体偏差，最好层优于表 4中斜坡区的4口工业油气流井，但均无油气显示。斜坡区玛湖1井上乌尔禾组二段平均孔隙度6.7%，获工业油流，而准中沙15井上乌尔禾组一段平均孔隙度6.7%，上乌尔禾组二段平均孔隙度11.6%，成6井最高7.2%，均未见油气显示。以上情况说明，沙15、庄2、成6井百口泉组、上乌尔禾组储层未发生经通源断裂运移而至的油气充注，局部通源断裂不发育是这3口井二叠系—三叠系失利的直接原因。

准中凹陷区处于各生烃凹陷的主体区，地质条件与凹陷边缘斜坡区存在差异。盆缘造山带形成时期，逆冲挤压应力从山前带向盆内传递的过程中逐渐减弱，导致凹陷主体区断裂发育程度较山前斜坡区弱且不均衡。

3.1.2   储层物性差难富集

对成6井上乌尔禾组底部6 146.6~6 276.9 m井段进行了试油，仅获峰值日产气100 m³左右。该井段储层孔隙度4.15%~5.7%，渗透率(0.1~0.188)×10^-3 μm²，属于特低孔特低渗储层，录井未见显示。该储层位于上乌尔禾组底界，鉴于上方物性稍好储层未见油气显示，推测该层油气为紧邻其下的下乌尔禾组烃源岩生成的油气经微裂缝运移而至。

上乌尔禾组沉积前的古地貌图(图 6)可见，成6井位于古地貌的局部凸起，而非扇三角洲前缘优质砂体沉积的古地貌凹槽中，尽管上覆于优质烃源岩之上，但因其物性差，导致油气难以在该层富集。埋藏深也是导致该段储层物性差的原因之一。总之，储层物性差是该层仅获低产气流的原因。

图  6  准噶尔盆地东道海子凹陷上乌尔禾组沉积期古地貌凹槽分布及成6井位置

Figure  6.  Distribution of paleogeomorphologic grooves when Upper Wuerhe Formation deposited and location of well Cheng 6 in Dongdaohaizi Sag, Junggar Basin

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3.2   通源断裂与优质砂体“二元”控藏

基于以上成藏条件与失利原因分析可知，通源断裂和优质砂体是准中凹陷区二叠系—三叠系油气成藏的主控因素。海西—印支期发育的通源断裂是准中凹陷区二叠系—三叠系油气成藏的关键控制因素，也是准中凹陷区上乌尔禾组、百口泉组成藏的先决条件；而优质砂体不仅控制了有效储层的分布，也控制了圈闭的范围，上乌尔禾组和百口泉组低位扇三角洲前缘优质砂体主要分布于古地貌凹槽中。

位于沙湾凹陷的征10井基本具备“二元”控藏条件。由过征10井的地震剖面(图 5a)可见，井周边发育贯穿自下二叠统至中上三叠统的通源断裂。该井上乌尔禾组经小型压裂获峰值日产油13 m³、日产气4.1×10⁴ m³，也证实了通源断裂的存在。该试油层段厚度4.5 m，储层孔隙度平均8.24%，渗透率平均0.95×10^-3 μm²，目前放喷排液，平均日产油1 m³左右、气600 m³左右，待下步大型压裂，可望获得更好的试油结果。征10井百口泉组顶部荧光显示段储层15.7 m/2层，平均孔隙度13.2%，渗透率8.89×10^-3 μm²，物性较好，有望获得重大突破。

3.3   下生上储成藏模式

综上所述，受控于源岩与储层空间关系以及断裂发育特征，准中凹陷区二叠系—三叠系成藏模式可以概括为下生上储模式：中—下二叠统下乌尔禾组、风城组及石炭系烃源岩生成的油气，经海西—印支期通源断裂向上运移，经下乌尔禾组至百口泉组之间2个大的不整合面以及目的层内的渗透性储层侧向运移，在主要目的层——上乌尔禾组和百口泉组扇三角洲前缘优质砂体的岩性圈闭中聚集成藏，储层上覆的湖侵泥岩直接盖层及中上三叠统区域泥岩盖层提供了良好的保存条件(图 7)。

图  7  准噶尔盆地中部凹陷区二叠系—三叠系成藏模式

Figure  7.  Hydrocarbon accumulation pattern of Permian-Triassic in central sag of Junggar Basin

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4.   勘探方向

准中凹陷区二叠系—三叠系烃源条件、储层及圈闭条件、保存条件优越，发育通源断裂，圈源时空匹配，二叠系—三叠系无疑有着巨大的勘探潜力，有利领域主要考虑断裂与优质储层的配置关系，主要有以下2个方向：

(1) 大型地层超覆背景下的上乌尔禾组、百口泉组低位扇三角洲前缘砂体岩性油气藏是首选的勘探方向。该方向在生烃凹陷斜坡区已获重大发现，在准中凹陷区通源断裂与优质砂体“二元”控藏。将精细的古地貌图中的凹槽圈出，确定优质砂体发育区，再沿海西—印支期断裂带圈定通源断裂发育区，二者叠合区域内8 500 m埋深以浅的区域为勘探有利区，面积共计约3 600 km²(图 8)。其中，埋藏相对较浅者为Ⅰ类有利区，可作为勘探主攻领域；较深者为Ⅱ类有利区，可作为勘探准备领域。

图  8  准噶尔盆地中部凹陷区上乌尔禾组勘探区带评价

Figure  8.  Evaluation of exploration zones in Upper Wuerhe Formation, central sag area of Junggar Basin

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(2) 中—下二叠统烃源岩层系内的非常规油气和源外多层系常规油气综合勘探是未来主要的勘探方向，包括下乌尔禾组和风城组中的致密砂岩油气与页岩油气，中下二叠统夏子街组和佳木河组中的常规油气等。北部玛湖凹陷的研究认为，虽然玛湖凹陷风城组烃源岩目前已达到成熟—高成熟生气演化阶段，层系内常规—非常规油气有序共生^{[13, 21]}，但并未发现规模气藏，不排除凹陷中心区可能存在较大规模的油气藏^[22]。成6井下乌尔禾组试油获瞬时峰值日产气3.4×10⁴ m³，已证实“源储一体”油气藏的存在。深层、凹陷区、天然气、页岩油是盆地未来勘探的关键词^[21]，准中凹陷区这一领域应成为未来主要的勘探方向。

5.   结论

(1) 准噶尔盆地中部凹陷区二叠系—三叠系成藏条件优越，发育中二叠统下乌尔禾组、下二叠统风城组和石炭系多套优质烃源岩，供烃条件优越；上二叠统上乌尔禾组、下三叠统百口泉组叠置连片的低位域扇三角洲前缘砂体与上覆湖泛泥岩盖层配置，形成有效岩性圈闭；海西—印支期断裂沟通油源，辅以大型不整合面与渗透性储层，构成良好的油气输导网络；区域盖层为中—上三叠统的稳定泥岩。

(2) 通源断裂和优质砂体是准中凹陷区二叠系—三叠系油气成藏的2个主控因素。局部通源断裂不发育导致多口井钻探失利，储层物性差是另一个原因，古地貌凹槽中沉积了扇三角洲前缘优质砂体。

(3) 准中凹陷区地层超覆背景下的上乌尔禾组、百口泉组低位扇三角洲前缘砂体岩性油气藏是下步的首选勘探方向，中—下二叠统烃源岩层系内的非常规油气和源外多层系常规油气综合勘探是未来的主要勘探方向。