0.   引言

准噶尔盆地的油气勘探是理论指导实践的最成功案例。2012年在源上砾岩大油区成藏理论的指导下，跳出断裂带老油区、走向凹陷区，发现了全球迄今规模最大的10亿吨级整装砾岩大油区（雷德文等，2014，2017；曹剑等，2015）；在凹陷区大型地层油气藏勘探思路指导下，在玛湖之外找到了上乌尔禾组大油区（支东明等，2018；唐勇等，2019）；在非常规油气理论指导下，发现了玛湖风城组非常规大油区（王小军等，2018；支东明等，2019a）。贾承造、支东明、唐勇等人在系统梳理玛湖凹陷的勘探历程后，提出了全油气系统的概念，认为自富烃凹陷周缘到凹陷区，呈现成熟常规油藏、中高成熟致密油、中高成熟页岩油气有序共生特征（Jia， 2017；支东明等，2021；唐勇等，2021；何文军等，2021）。常规油气藏的发现预示着烃源岩发育区有非常规油气共生，而非常规油气的发现预示着富烃凹陷围斜带有常规油气藏共存，这一理念为富烃凹陷的油气勘探提供了全新的勘探思路。近年在这一思想指导下，准噶尔盆地油气勘探从在玛湖凹陷之外的富烃凹陷成效显著，盆1井西凹陷和沙湾凹陷多口井获得重大突破。

准噶尔盆地东部地区（以下简称“准东地区”）经过多期构造叠加改造，形成“棋盘格”式构造格局，以残留凹陷为主，凹陷面积小，一直以来被认为油气难以规模生成和保存。2010年以前准东地区只有零星的油气发现，仅在吉木萨尔凹陷东部斜坡区发现了吉7、吉17等上二叠统梧桐沟组岩性油藏（丁超和王佳玮，2015；谭强等，2018）。随着非常规油气勘探开发突破，在吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组烃源岩层系内发现了10亿吨级的页岩油聚集（匡立春等，2015；支东明等，2019b），近两年又在芦草沟组之下井井子沟组发现了吉新2井等致密型岩性油藏（支东明等，2023）。同时，在阜康断裂带下盘吉南凹陷发现了萨探1井井子沟组亿吨级规模油藏（梁世君等，2021）、石树沟凹陷芦草沟组石树5井致密油，展现了准东地区多个凹陷二叠系良好的油气勘探前景。文章借鉴全油气系统的思路和准噶尔盆地玛湖凹陷油气勘探的经验，解剖吉木萨尔凹陷全油气系统成藏特点，构建准东地区富烃凹陷全油气系统成藏模式，提出准东地区二叠系未来勘探方向建议。

1.   区域地质背景

准东地区包括东部隆起区（一级构造单元）的14个凸起和凹陷，以及属于南缘冲断带（一级构造单元）的阜康断裂带等构造单元（图1），是在石炭纪—二叠纪东西向的克拉美丽山前凹陷、博格达山前凹陷及沙奇凸起、北三台凸起的基础上，于晚侏罗世压扭改造形成的一系列北东、北北东向凸起和凹陷，各凸起和凹陷间互分布，形成“棋盘格状”。新近纪—第四纪因博格达山强烈隆升并向北冲断，准东地区向南掀斜，呈“残余”隆起，整体表现为西南低东北高的构造背景（郑孟林等，2018）。

图  1  准东地区构造单元划分图

Figure  1.  Structural unit map of the Eastern Junggar Basin

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准东地区自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系与新生界（图2）。石炭系为海相−海陆过渡相环境，发育滨浅海、海陆交互相泥岩、炭质泥岩、火山岩、碎屑岩和碳酸盐岩（支东明等，2024）。二叠系为陆相碎屑岩沉积建造，以沙奇凸起为界，北部为将军庙地层小区，南部属于吉木萨尔地层小区，2个地层小区二叠纪地层组命名不同，但具有可对比性（表1）。北部将军庙地层小区二叠系自下而上包括下二叠统金沟组（P₁ j）、中二叠统将军庙组（P₂ j）、平地泉组（P₂ p）、上二叠统泉子街组（P₃q）、梧桐沟组（P₃wt）；南部吉木萨尔地层小区二叠系自下而上包括下二叠统石人子沟组（P₁s）、塔什库拉组（P₁t）、中二叠统乌拉泊组（P₂w）、井井子沟组（P₂ jj）、芦草沟组（P₂l）、红雁池组（P₂h）和上二叠统泉子街组（P₃q）、梧桐沟组（P₃wt）。中二叠统乌拉泊组主要是滨海相的灰绿色长石砂岩、粉砂岩；井井子沟组主要为三角洲、扇三角洲沉积，发育灰色砾岩、砂砾岩、凝灰质砂岩；中二叠统平地泉组/芦草沟组主要为连续厚层灰黑色泥页岩、白云岩，为最主要的优质烃源岩发育层系；红雁池组在乌鲁木齐、阜康、吉木萨尔等地区附近局限分布，下部为不等厚玄武岩夹凝灰岩，上部为褐色泥岩夹粉砂岩。上二叠统泉子街组为紫红色砾岩、砂岩和棕色泥岩；梧桐沟组发育扇三角洲砂砾岩、砂岩，上部发育厚层泥岩。

图  2  准东地区岩性柱状图

Figure  2.  Lithologic column of the Eastern Junggar Basin

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表  1  准东地区将军庙地层小区和吉木萨尔地层小区二叠系对比关系

Table  1.  Correlation of Permian system between the Jiangjunmiao community and the Jimusaer community in the Eastern Junggar Basin

将军庙地层小区			吉木萨尔地层小区
群	组		群	组
下仓房沟群P3ch	梧桐沟组P3wt		下仓房沟群P3ch	梧桐沟组P3wt
	泉子街组P3q			泉子街组P3q
上芨芨槽群P2 jj	平地泉组P2 p			红雁池组P2h
				芦草沟组P2l
	将军庙组P2 j			井井子沟组P2 j
				乌拉泊组P2w
下芨芨槽群P1 jj	金沟组P1 j			塔什库拉组P1t
				石人子沟组P1s

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2.   油气地质条件

2.1   构造特征及演化

准东地区受博格达山向北的推覆作用及克拉美丽山北西—南东向的右旋走滑应力的控制，纵向上主要经历了海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期4次强烈的构造运动（郑孟林等，2018；马超等，2019；任新成等，2023），可分为3个构造演化阶段。

（1）晚海西期前陆盆地阶段（晚石炭世—中二叠世末）

石炭纪准东地区主要处于板块碰撞拼接阶段，南部博格达地区为海槽，往北至克拉美丽地区主要发育海陆过渡相。晚石炭世末期—早二叠世，因北部克拉美丽增生带褶皱成山并向南逆冲推覆，在山前形成北西走向北低南高的前陆盆地，沙奇凸起为前陆隆起带，前陆盆地沉降中心在石钱滩凹陷一带。在南部博格达地区，晚石炭世末博格达山隆升在南部山前形成了前陆盆地。早二叠世以沙奇凸起为前隆，形成了近东西走向南厚北薄的二叠系楔形沉积体，普遍沉积了将军庙组、平地泉组（图3）。

图  3  准东地区南北向构造演化剖面（剖面位置见图1 A-A’）

a—早石炭世构造剖面；b—晚石炭世构造剖面；c—早二叠世构造剖面；d—中二叠世构造剖面；e—晚二叠世构造剖面；f—三叠纪；g—早—中侏罗世构造剖面；h—中—晚侏罗世构造剖面；i—白垩纪构造剖面；j—古近纪构造剖面；k—现今构造剖面

Figure  3.  North−south tectonic evolution profile of the Eastern Junggar Basin

(a) Early Carboniferous tectonic profile; (b) Late carboniferous tectonic profile; (c) Early Permian tectonic profile; (d) Middle Permian tectonic profile; (e) Late Permian tectonic profile; (f) Triassic tectonic profile; (g) Early and Middle Jurassic tectonic profile ; (h) Middle and Late Jurassic tectonic profile; (i) Cretaceous tectonic profile; (j) Paleogene tectonic profile;(k) Nowadays

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（2）晚印支期—燕山期陆内凹陷阶段（晚二叠世—白垩纪沉积期）

晚二叠世，随着碰撞挤压作用逐渐变强，克拉美丽地区和博格达地区的海槽关闭、隆升造山，准东地区不断抬升，山前前陆盆地的沉降中心向西、向南迁移，到中—晚二叠世时沉积中心已迁移至火烧山一带。

三叠纪开始南部博格达地区与北部克拉美丽地区进入坳陷湖盆演化阶段。构造相对稳定，以纵向隆升、沉降为主。三叠纪末期克拉美丽山及古西凸起区发生构造掀斜，三叠系—二叠系被逐层剥蚀。

侏罗纪构造活动弱，八道湾组、西山窑组为河流、湖沼相沉积，煤层发育。到西山窑组沉积末期，北三台凸起再次隆升（张丽辰等，2018），造成下侏罗统在凸起区被逐层剥蚀。侏罗纪末期东部地区大范围隆升，北三台凸起、沙帐断褶带、沙奇凸起整体抬升造成侏罗系再次遭受强烈剥蚀，沿沙帐−沙奇−北三台凸起区侏罗系被剥蚀殆尽。

白垩系向东超覆沉积，到白垩纪末期东部再次抬升剥蚀，形成与古近系的不整合接触。

（3）喜马拉雅期再生前陆盆地阶段（古近纪—第四纪）

南缘博格达山又开始向北强烈逆冲推覆，形成新生代再生前陆盆地，地层南厚北薄；此时克拉美丽山一带为前陆隆起，克拉美丽山前部分地层剥蚀，构造仍以差异升降为主，形成了现今的“棋盘格”构造格局。

2.2   烃源岩发育特征

准东地区二叠系芦草沟组/平地泉组烃源岩非常发育，但不同凹陷、不同层位烃源岩的岩性组合及分布特征具有一定差异（张林等，2021），其中吉木萨尔凹陷、吉南凹陷、古城凹陷及石树沟凹陷二叠系烃源岩岩性主要为泥岩、白云质泥岩、泥质白云岩，以泥岩和白云质泥岩为主，泥岩、白云质泥岩呈互层分布；石钱滩凹陷烃源岩岩性为泥岩、炭质泥岩；梧桐窝子凹陷烃源岩主要为泥岩，砂岩含量相对增多（图4）。

图  4  准东地区不同凹陷二叠系烃源岩岩性对比图

Figure  4.  Lithology correlation map of Permian source rocks in different depressions in the Eastern Junggar Basin

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从单井及地震预测的烃源岩厚度分布特征来看，准东地区二叠系烃源岩受沙奇、吉南、三台凸起分割，形成沙帐−石树沟、吉木萨尔、吉南、阜康等多个沉积中心。沙奇凸起以南烃源岩厚度相对较大，其中阜康断裂带露头区芦草沟组烃源岩厚度甚至能达到1000 m，阜康断裂带下盘的吉南凹陷烃源岩厚度也在400 m左右；其次为吉木萨尔凹陷，烃源岩厚度最大可达300 m左右，古城凹陷烃源岩厚度相对较小；而沙奇凸起以北地区烃源岩厚度则相对较小，整体小于100 m。从东西向来看，中二叠统烃源岩由西向东逐渐减薄（图5）。

图  5  准东地区中二叠统烃源岩厚度图

Figure  5.  Middle Permian source rock thickness map of the Eastern Junggar Basin

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准东地区中二叠统受咸水湖泊的影响，碳酸盐岩含量高，3种岩性均形成了中等—极好的烃源岩，以I型倾油型有机质为主，其中吉南凹陷、吉木萨尔凹陷、石树沟凹陷、沙帐断褶带中二叠统烃源岩有机质丰度相对较高，优质烃源岩主要集中发育在芦草沟组一段中部和芦草沟组二段中下部；古城凹陷、木垒凹陷、石钱滩凹陷、梧桐窝子凹陷中二叠统烃源岩有机质丰度相对较低。吉南凹陷、吉木萨尔凹陷和沙帐断褶带TOC主体介于2.0%~6.0%之间，S₁+S₂主要介于6.0~60.0 mg/g；古城凹陷、石钱滩凹陷、梧桐窝子凹陷芦草沟组烃源岩TOC小于1.0%的烃源岩样品占比分别可达60%左右，S₁+S₂大部分样品小于6.0mg/g。

根据准东地区芦草沟组烃源岩镜质体反射率以及C₂₉规则甾烷异构化参数等指标来看（图6a），阜康断裂带上盘的烃源岩成熟度最高，露头测得R_O为0.70%~1.28%。上盘博达1井成熟度最高，最高可达1.50%，平均1.30%；新吉参1井测得Tmax平均461℃，R_O最高测得1.71%，表明已进入高成熟演化阶段（杨有星等，2022）。断裂的下盘的吉南地区、吉木萨尔凹陷烃源岩R_O分布特征较为相近，主要介于0.7%~0.9%，处于成熟阶段（王剑等，2024）；石树沟凹陷烃源岩R_O整体相对较低，主要介于0.6%~0.8%，这一范围处于低熟−成熟阶段。从准东地区二叠系烃源岩深度与R_O / Tmax关系图可以看出（图6b），烃源岩埋深约2500 m时进入成熟阶段，3600 m达到生油高峰，2500~3600 m处于成熟阶段早期，对应R_O范围介于0.7%~1.0%；埋深大于3600 m时，处于成熟阶段后期，R_O整体大于1.0%。从地震剖面上看，吉木萨尔凹陷芦草沟组埋藏深度较大，除了凹陷东部和北部边缘地区外，大部分区域芦草沟组烃源岩均已进入成熟阶段（R_O = 0.7%），凹陷西部部分区域已进入生油高峰期（R_O >1.0%）；石树沟凹陷平地泉组烃源岩成熟度相对偏低，除了南部和西部局部区域达到成熟阶段外，凹陷内大部分地区未达到成熟阶段，进入成熟阶段的优质烃源岩分布范围相对局限。

图  6  准东地区二叠系烃源岩成熟度图

Figure  6.  Permian source rock maturity chart for the Eastern Junggar Basin

(a) Characteristics of sterane maturity parameters of source rock C₂₉; (b) Relationship between source rock depth and R_O

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2.3   二叠系储层发育特征

二叠系发育中二叠统将军庙组（井井子沟组、乌拉泊组）、平地泉组（芦草沟组）、上二叠统梧桐沟组砂岩、砾岩储层，以及凹陷区中二叠统芦草沟组（平地泉组）湖相云质砂岩、页岩两种类型储层。下面以吉南−吉木萨尔凹陷为例，阐述该区中二叠统井井子沟组—上二叠统梧桐沟组的沉积相及储层特征（图7）。

图  7  吉木萨尔凹陷二叠系岩心单偏光铸体微观照片

a—吉2801，P₂l，3055.01 m，含碳酸盐粉砂岩，构造−溶蚀缝；b—吉2801，P₂l，3056.62 m，云质粉砂岩，构造缝、溶孔；c—吉3301，P₂l，3546.38 m，晶屑岩屑细粒凝灰岩，溶孔；d—吉3801，P₂l，2685.06 m，凝灰质含灰砾质砂岩，构造缝、贴粒缝；e—吉3801，P₂l，2695.38 m，含砾粗粒岩屑砂岩，构造缝、贴粒缝；f—吉新2，P₂ jj，4592.47 m，细粒长石岩屑砂岩，粒间孔；g—吉新4，P₂ jj，4526.82 m，粗中粒岩屑砂岩，粒间孔；h—吉1901，P₃wt，2117.54 m，中粗粒岩屑砂岩，粒间孔、粒内溶孔；i—吉1901，P₃wt，2117.73 m，不等粒岩屑砂岩，粒间孔、粒内溶孔、构造缝

Figure  7.  Photomicrographs of Permian core in the Jimusaer Depression

(a) Ji 2801, P₂l, 3055.01 m, carbonate siltstone, structure-corrosion fracture; (b) Ji 2801, P₂l, 3056.62 m, clouded siltstone, structural fractures, solution pores; (c) Ji 3301, P₂l, 3546.38 m, crystalline debris fine grained tuff, solution pore; (d)Ji 3801, P₂l, 2685.06m, tuffaceous gravelly sandstone, structural fracture, granular fracture; (e) Ji 3801, P₂l, 2695.38 m, coarse-grained lithic sandstone with gravel, structural fracture and plastered fracture; (f) Jixin 2, P₂ jj, 4592.47 m, fine-grained feldspar lithic sandstone, intergranular pore; (g) Jixin 4, P₂ jj, 4526.82 m, coarse and medium-grained lithic sandstone, intergranular pores; (h) Ji 1901, P₃wt, 2117.54 m, medium coarse-grained lithic sandstone, intergranular pore, intra granular pore; (i)Ji 1901, P₃wt, 2117.73 m, unequal grained lithic sandstone, intergranular pores, intra granular pores, structural fractures

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井井子沟组根据泥岩颜色可分为上下2个段，下段为灰绿色、褐红色凝灰质砂岩、厚层致密凝灰岩与黄灰色泥岩互层，上段为深灰色泥岩、砂页岩、粉砂岩、细砂岩。砂体为扇三角洲−辫状河三角洲沉积（张驰等，2017），受沙奇凸起、吉南凸起、古西凸起、北三台凸起等控制，环绕吉木萨尔、吉南凹陷周缘发育多个扇三角洲、辫状河三角洲扇体。井井子沟组储层以砂砾岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主，岩屑成分主要为火山碎屑，孔隙度为2.7%~15.5%，平均9.9%；渗透率为0.01×10⁻³～1.69×10⁻³ μm²，平均0.30×10⁻³ μm²。储集空间以次生溶孔为主，含少量残余粒间孔，核磁测井显示T2谱有明显的大孔。

中二叠统芦草沟组沉积时期构造继承了井井子沟组的隆坳格局，是最大湖泛期，沉积体系萎缩，仅在主要的物源区发育辫状河三角洲、扇三角洲沉积，并向凹陷内提供异重流等沉积体，在凹陷区形成咸化湖盆背景下的粉细砂岩、泥岩、碳酸盐岩的混积沉积。芦草沟组的储层从斜坡高部位到凹陷区表现为常规砂砾岩储层、致密云质砂岩储层、页岩储层有序共生的特点。常规储层分布于吉木萨尔凹陷边缘，埋深较浅，以扇三角洲平原和前缘亚相为主，砂体单层厚度3～20 m，累计厚度30～174 m；储层孔隙度平均为8.32%，渗透率平均为0.17×10⁻³ μm²，储集空间以微孔、粒内溶孔、构造缝、贴粒缝为主（支东明等，2023）。斜坡区扇三角洲前缘外带主要发育含砾砂岩、云质砂岩，储层孔隙度平均为11.26%，渗透率平均为0.49×10⁻³ μm²。凹陷区发育粉细砂岩、泥岩和碳酸盐岩混合堆积的混积岩储层，页理发育，被认为是异重流携带陆源碎屑颗粒与有机质在深湖区快速堆积形成。储层单层厚度3～8 m，累计厚度42～84 m，储层孔隙度2.0%～14.9%，平均为8.1%，渗透率0.005×10⁻³～6.31×10⁻³ μm²，平均为0.02×10⁻³ μm²，储集空间有残余粒间孔、粒内溶蚀孔、晶间孔以及大量微纳米孔粒间溶孔，孔径一般为1～50 μm，具有一定的连通性。

梧桐沟组发育灰绿色厚层块状细砾岩、棕红色、灰绿色中厚层状细粒砂岩，暗色泥岩夹团块状泥灰岩，整体表现为水进过程，具有下粗上细、下厚上薄的特征。储集层单层厚度为9~36 m，储集空间主要为粒间孔和粒内溶孔，连通性较差。储集层孔隙度为4.0%～22.3%，平均值为15.8%，渗透率为0.25×10⁻³～17.00×10⁻³ μm²，平均值为3.02×10⁻³ μm²。

2.4   成藏组合

准东地区二叠系发育中二叠统芦草沟组泥页岩、上二叠统梧桐沟组顶部湖泛泥岩2套主要的区域性盖层，其中芦草沟组泥页岩厚度150~1000 m，大部分区域厚度都超过200 m；梧桐沟组顶部湖泛泥岩厚度150 m左右，均能形成有效的遮挡，与井井子沟组、芦草沟组、梧桐沟组储层形成3套主要的储盖组合。依靠芦草沟组烃源岩生烃，准东地区3套储盖组合可划分为新生古储、自生自储、古生新储3套成藏组合。

新生古储成藏组合以中二叠统井井子沟组砂体为储层，上覆芦草沟组云质泥岩既是优质烃源岩，也是区域性盖层。该套组合在吉南凹陷发现了吉康油田，是吉南凹陷最主要的成藏组合，在吉木萨尔凹陷也发现了吉新2、吉新4等高产区。自生自储成藏组合发育在芦草沟组内部，既有盆缘扇三角洲砂砾岩体依靠边界断裂或者平原相致密储层遮挡形成的常规油藏，也有前扇三角洲云质粉细砂岩或湖相泥页岩形成的致密油气、页岩油，在石树沟凹陷、吉木萨尔凹陷均有该类油藏发现。下生上储成藏组合由芦草沟组供源，油气沿油源断裂向上短距离运移至梧桐沟组储层，以梧桐沟组顶部的湖相泥岩为盖层封挡成藏。

3.   吉木萨尔凹陷全油气系统勘探实践

吉木萨尔凹陷是准东地区二叠系构造最稳定、保存条件最好的凹陷。芦草沟组烃源岩的岩性主要为碳酸盐岩类、泥页岩类，烃源岩TOC为2.9%~3.8%，S₁+S₂为24.28~29.36 mg/g，有机质类型绝大多数为I型，极少数为II型。烃源岩在凹陷中心厚度最大，向周边逐渐减薄，厚度50~400 m。围绕芦草沟组优质烃源岩，纵向上发育井井子沟组致密砂岩储层、芦草沟组混积岩−砂砾岩、梧桐沟组砂砾岩−砂岩储层，形成多套储盖组合，成藏条件非常有利。在不同地质理论和勘探思路指导下，吉木萨尔凹陷二叠系勘探大概分为3个阶段。

吉木萨尔凹陷油气勘探始于20世纪50年代，早期按照“源控论”的思路，在凹陷东斜坡发现了吉7井区、吉17井区梧桐沟组砂砾岩油藏，该类油藏为浮力成藏，有明显的油水界面，储层物性好（陈春勇2015）。2010年在非常规油气勘探思路的指导下，发现了二叠系芦草沟组页岩油大油区（杨智等，2018；王小军等，2019），该类油藏主要是在芦草沟组烃源岩生烃增压的驱动下，在泥页岩的层理缝、晶间孔等微纳米孔喉中短距离初次运移成藏，后续历经“探索发现、先导试验、动用突破、扩大试验”4个阶段，建成了中国首个陆相页岩油示范区。

2019年，按照走滑断裂控制油气成藏的思路，在凹陷区双吉构造带芦草沟组烃源层之下发现了中二叠统井井子沟组新油层。该类油藏主要是芦草沟组生成的油气在超压驱动下，沿断裂向下运移成藏。实测地层压力数据表明，双吉构造带梧桐沟组的压力系数为1.7，芦草沟组压力系数为1.6～1.8，井井子沟组的压力系数为1.5，芦草沟组的压力系数高于下伏井井子沟组，超压是油气向下运移的动力（支东明等，2022）。2020年，吉36−6井井井子沟组压裂试油，压后最高日产油10.2t工业油流。近期针对井井子沟组新部署吉新2−2H井，完钻井深5830 m，水平段长1065 m。用2.5 mm油嘴放喷求产，目前单井日产液80 m³，日产油51.8 m³，含油率65%，进一步证实了吉木萨尔凹陷井井子沟组砂岩油藏规模勘探和效益开发的潜力。

支东明等（2023）根据吉木萨尔凹陷油气勘探历程和不同油气藏的成藏机理、分布规律，提出吉木萨尔凹陷二叠系油气分布具有常规−非常规全油气系统有序共生和序次成藏的特征，建立了以芦草沟组为源，以梧桐沟组顶部湖泛泥岩、井井子沟组底部泥岩形成的“箱体式”全油气系统。平面上，凹陷边缘的常规砂砾岩稠油油藏与斜坡区的高熟致密油、凹陷区的页岩油有序共生。纵向上，在上二叠统梧桐沟组湖泛泥岩顶板和中二叠统井井子沟组泥岩底板围限下，形成以芦草沟组烃源岩为系统的“箱体”油气成藏组合，上部梧桐沟组以常规砂砾岩油藏为主，下部井井子沟组发育致密砂岩油藏，芦草沟组发育源内页岩油、近源致密油和源边常规油藏（图8）。

图  8  吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统成藏模式（剖面位置见图1 B-B’）

Figure  8.  Hydrocarbon accumulation model of Permian whole oil and gas system in the Jimusaer Depression

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以全油气系统理念为指导，在吉木萨尔北斜坡区扇三角洲前缘外带部署了奇探1风险井，在芦草沟组发现了以云质粉砂岩为储层的致密油。芦草沟组储层微米−纳米晶间孔发育，脆性矿物含量较高，微裂缝发育，孔隙度平均10.8%，渗透率平均0.75×10⁻³ μm²，含油饱和度80%。奇探1井芦草沟组获日产66 m³高产油流。同年部署的奇2井解释油层58/29层，两段分压合采，获得日产油157.6 m³的高产，试采效果比奇探1更好。该类油藏单层厚度2～10 m，累计厚度46~74 m，与凹陷区页岩油对比，具有单层厚度大、物性好，直井即可获工业油流等特点。

4.   准东地区全油气系统勘探潜力分析

按照准噶尔盆地玛湖凹陷、吉木萨尔凹陷全油气系统的勘探实践，准东地区立足二叠系生烃凹陷，围绕芦草沟组/平地泉组烃源岩，按照全油气系统有序成藏模式，吉南凹陷、石树沟凹陷还有较大勘探前景（图9）。

图  9  吉南凹陷−吉木萨尔凹陷−石树沟凹陷近南北向地震地质解释剖面（剖面位置见图1 C-C’）

Figure  9.  Seismic geological interpretation section of the Jinan−Jimusaer−Shishugou Depressions

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4.1   吉南凹陷二叠系勘探潜力

吉南凹陷是近几年新发现的二叠系生烃凹陷，也是准东勘探的热点地区，过去认为吉南地区属于阜康断裂带的山前冲断体系，经过精细构造解释和分区研究，在阜康断裂带下盘发现二叠系保存完整，地层厚度大，是山前凹陷。2021年在吉南凹陷斜坡区针对二叠系部署风险探井萨探1井，在芦草沟组烃源岩之下的井井子沟组钻遇厚层砂岩，常规试油获日产油31 m³。随后多口预探井、评价井在该层段均获得高产油流，进而发现了井井子沟组亿吨级构造岩性型吉康油田，证实吉南凹陷芦草沟组具备规模生烃潜力。

根据烃源岩评价和岩性分析，吉南凹陷芦草沟组同样形成于咸水环境（李建忠等，2023），也具备混积岩形成条件。芦草沟组烃源岩的品质与吉木萨尔凹陷相当，厚度远大于吉木萨尔凹陷，吉南凹陷当前只有一口井针对芦草沟组页岩测试，北斜坡萨3井在芦草沟组解释油层厚度26.4 m，取芯测试孔隙度5.3%～22.4%，平均14.7%，压裂试油获油流。在凹陷南部博格达山露头区发育芦草沟组砂岩，通过芦草沟组沉积体系刻画，寻找近物源砂砾岩、砂岩储层，还能找到芦草沟组常规砂岩油藏，吉南凹陷也具备发育芦草沟组全油气系统潜力。

4.2   石树沟凹陷二叠系勘探潜力

石树沟凹陷中二叠统平地泉组烃源岩品质与吉木萨尔凹陷烃源岩基本一致，TOC为0.34%~14.34%，平均4.06%，生烃潜量0.21~249.72 mg/g，平均为21.88 mg/g，氯仿A在0.0042‰~4.78‰，平均1.17‰，R_O平均为0.77%，已达到规模生油阶段。从勘探历程看，已经初步展现出全油气系统全序列成藏的苗头。1984年按照构造油气藏勘探思路，火1井在平地泉组获高产工业油流，发现火烧山构造型油藏，储量丰度高达300×10⁴ t/km²以上。油藏埋深1300~1800 m，压力系数0.95~1.0；储层为中粗砂岩、含砾不等粒砂岩，孔隙度8.72%~33.5%，平均20.04%，渗透率0.01×10⁻³~73.04×10⁻³ μm²，平均9.34×10⁻³ μm²。

2019~2022年按照页岩油勘探思路，在石树沟凹陷区部署的石树1井在平地泉组获油流，发现了石树沟油田平三段页岩油；2022年针对平二段页岩油层部署石树5H井，压后日产油19.88 m³，长期稳产，证实石树沟凹陷二叠系具有规模的油气资源基础。

石树沟凹陷北部发现了火烧山常规油藏，凹陷区发现了页岩油气，但凹陷南部斜坡迟迟未能突破。从全油气系统角度而言，南部斜坡如果发育物源体系，在砂岩发育区寻找合适的圈闭也能发现常规油气藏。在这一思路指导下，通过对南部沙奇凸起构造演化分析，认为沙奇凸起从石炭纪开始持续隆升，长期为石树沟凹陷南部和吉木萨尔北部提供物源，吉木萨尔凹陷北斜坡钻井已经证实芦草沟组发育多个扇三角洲规模沉积体系，推测石树沟凹陷南部同样发育砂砾岩、砂岩等扇体沉积（图10）。通过地震相精细刻画石树沟凹陷南斜坡平地泉组前缘相带，为了探索近源致密油成藏潜力，2023年部署树探1风险井，钻遇278.6 m平地泉组，其中发育多套3 m左右泥质粉砂岩、细砂岩，荧光显示活跃。综合解释I类油层2.2m/1层，Ⅱ类油层4.9 m/2层，III类油层27.7 m/15层，压裂试油获5.46 m³工业油流，验证了全油气系统理论指导的正确性。

图  10  石树沟−吉木萨尔凹陷芦草沟组综合评价图

Figure  10.  Comprehensive evaluation map of the Lusaogou Formation in the Shishugou-Jimusaer Depression

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5.   结论

（1）全油气系统是一种新的勘探理论，也是一种新的找油哲学，从玛湖凹陷到吉木萨尔凹陷，再到石树沟凹陷、吉南凹陷等，很多勘探实践都表明，这一勘探思路几乎适用于所有的富烃凹陷；聚焦凹陷内的烃源层系，常规油气的发现预示着近源、源内有致密油气、页岩油气等非常规油气共生，而非常规油气的发现预示着周围发育常规油气。

（2）准东地区经历3期构造演化，形成多个相互独立的二叠系富烃凹陷，其中石树沟、吉木萨尔、吉南凹陷等二叠系烃源岩品质最好、规模最大，环绕凹陷周围发育多个继承性古凸起，形成环凹分布的沉积体系，具备全油气系统全序列成藏的条件。

（3）按照全油气系统勘探思路，指出石树沟凹陷南斜坡平地泉组致密油和高部位常规油藏、吉南凹陷芦草沟组页岩油、斜坡区致密油和常规油藏是值得下步探索的勘探方向。