文章据号 : 0253-2697(2025 H03-1510-22 DCI; 10. 7623/syxb202503003
宋永庞志超”李静”陈建平王绪龙”孙永革”倪云燕”
（1.中国石油勘探开发研究院北京100083：2.中国石油新疆油田公司新疆克拉玛依834000：3.浙江大学地球科学学院浙江杭州310027：4.中国石继大学（北京）地球科学学院北京102249）
摘要：准嗜尔金地南缘中部地区呼西背斜呼探1井和东湾背斜天湾1并在734~8100m深度段下白圣统一上除罗统获得了高产源及成因成为认识超深层下组合油气成蓝规律、控制因素和油气资源潜力的关健.基于呼西青料和东薄背斜超深层凝析油物理化 油气流，超深层油气物探获得重大突破，泉现了准嗜尔盆地南缘冲断带超深层下组合良好的油气哲探前景.这些油气藏的油气来学和地球化学特征的精细分析，探讨了凝新油的来源与成因.研究结果表明，呼报1井和天请1井的凝析油密度低、黏度小、含始量和凝固点低，低碳数烷经、环烷经和劳香经舍量较高.中一高碳数正构烷经含量也较丰富，属于低窖度、低婚、低凝轻质油.这些 凝析油具有轻的碳同位素组成，全油的aC为-341.7%~-28.6%nC -nC正构烷经分子的碳同位素组成轻，尤其是nCs-mC分子的碳网位素组成特别轻，和应的aC为-29%~-33%.类异成二烯统经丰度较高，显示姥熊统（Pr）和植统（Ph）含量均富aa-20iR构型的C、CC~笛烷呈V”型分布C留统的异构化成然度参数20S/（20S201R）和g3/（aαBB>分别大于01. 45和 势或Ph含量占优费，Pr/Ph为0.69~1.27.坐物标志物组成中.C、C、C规则留烷和重排留统含量本富，C甲基留烷含量较丰0.60，三环商烷含量丰富且呈以C三环烷最高的近正态分布，18a（H）-三降董烷（Ts） CTs、C重排董烷和C重排董烷含量非常丰富，伽马蜡烷含量商且明显含有异构体，指示凝析油由半成水一咸水湖和富土矿物沉积环境下的有机质所生成.慈体上，准喝尔盆地南缘中部地区超深层呼报1井和天湾1井凝析油的地球化学特征与该地区霍尔果斯背料等中一线层油气藏的原油/凝析 油非常相似，油源为下白坚统清水河组湖相经源暑，凝析油为首期油藏遗受后期天然气气侵/气洗改造作用百形成.
关键词：准嗜尔金地：南缘：超深层下组合：凝析气威；凝析油：油源：气侵/气洗作用
中图分类号：TE122.1文献标识码：A
Genesis and source of ultra-deep condensate oil in the central part of southern margin of Junggar Basin
Song Yong' Pang Zhichao? Li Jing? Chen Jianping' Wang Xulong²SunYongge' Ni Yunyan*
(1. PetroChina Reseurch Iestirute of Petroleum Explorazion and Decelopmest Beijing 100083 China ; 2.. PetroChineXinjiang Oil field Company Xinjiang Karumey 834000 China : 3. School of Earth Sciewce Zhejiang Uwisersirty . ZhejiaxgHangzhou 310027 China: 4 College of Geosciemces China University of Petrolewm - Beijiwg 102249 China)
Abstraet In the central part of southem margin of Junggar Basin Well Hutan1 at the Huxi anticline and Well Tinwan1 at the Dong- wan anticline hve obtaine highyield il-gas flows frm the Lower Cretaceus to Uer Jurasic resenvirs at a brial depth fro 730m to8 10t m which has made a major breakthrough in ultra-deep oil-gas exploration showing a good prospeet for hydrocarbon explora-tion in the ultra-deep lower assemblage of the thrust belt in the southern margin of Junggar Basin The source and genesis of oil and gas in reservoirs are vital for understanding the hydrocarbon accumulation regularity and controlling factors as well as hydrocarbonresource potential in the ultra-deep lower assemblage Based on the fine analysis and study of pbysicochemical and geochemical char-acteristics of ultra-deep condensate oil at the Huxi anticline and Dongwan anticline the source and genesis of condensate oil was ex- plored The results show that tbe condensate oils in Well Hutan1 and Well Tianwanl are characterized by low densities low viscosi-ties low wax contents and freezing points. and high contents of alkanes naphthenes and aromatics with low carbon numbers aswell as rich contents of n-alkanes with midll-high carbon numbers and thus they are classified as light oils with low densities. low wax contents and low freezing points The condensate oils have a light carbon isotope position the a° C value of whole oil isfrom 30. 7% to 28. 6% and nfC-nC nralkanes have light carbon isotope positions especially nfis-sCs n-alkanes and thecorresponding 8 C value is from 29% to 33% The condensate oils have a relatively high abundance of isoprenoids which show equalizing pristine (Pr and phytane ( Ph)contents or having a dominant Ph content : with Pr/Ph ratio from 0. 69 to 1. 27 In the -
positions of biomrkers C C and C steranes and diasteranes are abundant C methylsteranes are relatively abundant and C C> and C>s αas-20R steranes show a V-shaped distribution. The 20S/(20S 20R>ratio and β3/ratio of C sterane are grea- ter than 01. 45 and 0. 601 respectively The condensate oils have abundant tricyclic terpenes showed a near-normal distribution withC: terpane as the highest have very abundant 18a- trisnorneohopane (Ts * C> Ts Cs diabopane and Cs diahopane and havea high content of gammacerane with an isomers indicating that the condensate oil is generated by organic matters deposited in semi-saline to saline lacustrine clay-rich environment As a whole the condensate oils from Well Hutan1 and Well Titanwan1 inthe ultra-deep reservoir of the central part of southern margin of Junggar Basin have very similar geochemical characteristics withthe crude oil/condensate oil from the midle to shallow reservoirs at the Horgos anticline The condensate oils are derived from the lacustrine source rocks of the Lower Cretaceous Qingshuihe Formation and are formed by later gas invasion/washing in theearly oil reservoirs.
Key words:Junggar Basin; southerm margin; ultra-deep lower assemblage; condensate gas reservoir; condensate oil; oil source; gas invasion/gas washing
引用：宋永，庞志超，李静，陈建平.王绪龙，孙永革.倪云燕.准嘎尔盆南缘中部翘深层凝析油成因与油源[J].石油学报，2025. 46(31 ;510-531 Cite :SONG Yong PANG Zhichao LI Jing CHEN Jianping WANG Xulong SUN Yongge NI Yunyan Genesis and souree of ultra-deep condensate oil in the central part of southerm margin of Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica 2025 46(3) :510-531
玛吐背斜构造带、齐古断褶带、四棵树凹陷和阜康断褶39.23×10m²/d、凝析油产量为51.05t/d；呼102井 带，其面积为2.3×10km².其中，南缘中部地区指在上侏罗统喀拉扎组获得的天然气产量为80.03×霍玛吐背斜构造带和齐古断褶带.纵向上，依据塔西10*m²/d、凝析油产量为87.47t/d.2022年，在盆地河组、安集海河组和吐谷鲁群3套区域盖层，依次分为上、中、下3个储-盖组合.准噶尔盆地南缘地区的构造圈闭十分发育，目前在山前冲断带中一浅层已 发现圈闭45个，并在70多年的油气勘探历史中先后发现了独山子油田、齐古油田、卡因迪克油田、呼图壁气田和玛河气田等一批中一小型油气田.此外，在很多背斜圈闭中均有探井获得油气流，如安集海背斜、霍等，但油气勘探很少取得重大突破，尤其是在超深 尔果斯背斜、吐谷鲁背斜、小渠子背斜和古牧地背斜层，始终没有获得重大勘探突，盆地南缘地区不仅在浅层发育大量圈闭，在深层也发育大量背斜圈闭.已落实圈闭的面积为2486km2.因此，准噶尔盆识已成为油气勘探决策面临的关键问题，面高探1井、 目前在深层已识别出40～46个构造圈闭，其中21个勘探潜力的地区
泉背斜构造，高探1井在深层白垩系底部获得原油产气资源潜力评价和勘探决策.高产油气流，由此在盆地南缘地区展开了深层一超深探1井的原油和天然气，多数学者*认为其均来源西背斜呼探1井7367～7382m深度段下白垩统底部自侏罗系和二叠系烃源岩的贡献约各占50%.对于产量为87.101/d的高产油气流.此后，在呼西背斜，垩统清水河组一上侏罗统喀拉扎组油气藏，其天然气 清水河组获得天然气产量为61.0×10m/d、凝析油盆地南缘中部地区呼探1井和天湾1井的超深层下白围绕呼探1井钻探的呼101井和呼102井也获得了高来源的认识比较一致，主要来源于侏罗系煤系烃源产油气流.其中，呼101井在上保罗统喀拉扎组获岩15；而对于凝析油的来源则有多种不同观点.
南缘中部东湾背斜天湾1井8066~8092m深度段下白垩统底部清水河组砂联岩中获得天然气产量为75.82×10m²/d、凝析油产量为105.34t/d的高产油 气流，这些探井的成功展现了准噶尔盆地南缘冲断带深层一超深层良好的油气勘探前景.然而，盆地南缘地区也有许多深层一超深层目标探井没有获得成功，如西湖1井、独山1井、大丰1井、乐探1井、天安1故，有些则可能主要是对油气成藏的控制因素认识 井和呼6井等，这些探井的失利有些是因为工程事不清，这反映了南缘深层一超深层油气成藏的复杂性与油气勘探的巨大风险.因此，盆地南缘地区深层一超深层油气的资源潜力、成藏控制因素和成藏规律认地南缘地区始终被认为是最具有油气，特别是天然气呼探1井和天湾1井这些成功探井的油气成因和来源则是认识油气成藏控制因素的基础，其中的地质与地2019年初，在准噶尔盆地南缘西部四棵树凹陷高球化学问题直接影响着盆地南缘地区深层一超深层油
得的天然气产量为23.35×10m²/d、凝析油产量为向宝力等13-1和米巨磊等基于类异戊二烯的姥植
比（Pr/Ph）、C三环菇烷与四环烷含量低的特征认为，呼探1井凝析油属于混源原油，轻烃部分来源于休罗系煤系烃源岩，重烃部分来源于二叠系湖相烃源岩， 为两期原油混合充注成藏.齐雪峰等认为呼探1井凝析油由二叠系湖相经源岩生成成熟原油，在燕山期古构造中形成古油藏，在喜马拉雅期随构造转换迁移调整至现今构造，并与晚期的侏罗系高成熟油气混合富集成藏.何新等基于呼探1井和天湾1井凝 析油中的18a（H）-三降董烷（Ts）、CTs、C重排灌烷含量高，C，留烷含量较高且含有微量C留烷的特征认为，其主要来源于三叠系湖相烃源岩，可能有二叠系经源岩的少量贡献.准噶尔盆地南缘中部地区超深层凝析油的主要来源究竞是侏罗系煤系烃源岩，还是二叠系、 三叠系或白垩系湖相经源岩？笔者基于准噶尔盆地南缘地区大量烃源岩和原油/凝析油地球化学特征的精细分析以及典型原油/凝析油的油源与成因研究2-2，重凝析油的地球化学特征、油源及成因，以期深人认识该地 点探讨了盆地南缘中部地区呼西背斜和东湾背斜超深层区深层一超深层油气成藏的控制因素和成藏规律，为深层一超深层油气勘探决策与目标优选提供参考.
区域地质背景
1.1 基本构造特征
准噶尔盆地南缘东起阜康断褶带，西至四棵树凹陷，北与沙湾凹陷、莫南凸起和阜康凹陷相接，南邻北天山，其东西长为500km，南北宽为40~60km，面积为23×10km²，构造位置属于北天山山前冲断带（图1），盆地期3个构造运动期.其中，新生代喜马拉雅期构造变 南缘地区经历了海西晚期、印支期一燕山期、喜马拉雅形最为强烈，发育3~4排递冲叠加褶皱[2].按构造形成机理和结构特征将盆地南缘地区划分为4个二级构造单元，分别为四棵树凹陷、霍玛吐背斜带、齐古断褶带和阜康断褶带（图1）.齐古断褶带一霍玛吐背斜 带由南向北依次发育3排背斜构造：第1排构造带包括托斯台背斜、南安集海背斜、红沟背斜、清水河背斜和齐古背斜等：第2排构造带包括霍尔果斯背斜、玛纳斯西背斜和呼图壁背斜等根据构造特点及差异，盆 背斜和吐谷鲁背斜等；第3排构造带包括安集海背斜、呼地南缘地区可分为西、中、东3部分：独山子以西为西部，独山子到乌鲁木齐为中部，乌鲁木齐以东为东部.
图1准晒尔盆地南缘中部构造与油气分布
Fig. 1 Tectonic and oil-gas distribution in the central part of southern margin of Jungar Basin
为600~1600m；上二叠统主要发育河流相-半深湖 一套河流相、浅湖亚相、半深湖一深湖亚相沉积，厚度亚相沉积，厚度为200~700m.中一下三叠统主要发育河流相-浅湖亚相粗碎屑沉积，厚度为200~1100m：上三叠统发育滨/浅湖亚相一半深湖亚相沉积，夹有沼泽相的碳质泥岩薄层和煤线，厚度为300~800m.中一 下株罗统八道湾组、三工河组、西山窑组和头屯河组发
1.2沉积地层
准噶尔盆地南缘地区发育二叠系、三叠系、株罗系、白垩系、古近系和新近系6套沉积地层（图2）.其中，中部地区沉积地层厚度最大可达15km，西部和东部地区沉积地层厚度为8~12km；中部地区休罗向腹部隆起逐渐变薄.盆地南缘地区的中二叠统发育 系以上的沉积地层最大厚度超过12km，由南缘坳陷
育一套河沼相、湖沼相含煤沉积，厚度一般为1000～2000m，最大厚度近3000m；上休罗统发育一套红色浅水湖相和河流相沉积，厚度一般为2000~2300m.一套半深湖一浅湖亚相沉积，最大厚度约为1600m； 粗碎屑沉积，厚度一般在600m以上.下白垩统发育上白垩统主要发育河流相粗碎屑沉积，厚度为80～800m，古近系主要发育河流相、浅湖亚相、半深湖一中一东部.
深潮亚相沉积，厚度为50~1600m，新近系主要发育砂砾岩沉积，广泛分布于盆地南缘地区，厚度为350~ 第四系西域组发育山麓洪积一冲积扇一河流相砾岩、2046m，一般厚度在1300m以上，西部的厚度大于
注：P-二叠系：T-三叠系：J-下保罗统；Jx-中保罗统西山窑组：J:t-中休罗统头屯河组：J4-上休罗統胜金口组连本沁组：Kd-上白墨統东沟组；Ez-古新统-始新統紫泥泉子组；E a-始新统-浙新 统齐古组：Jk-上休罗统喀控扎组：Kq下白垩统清水河组；Kh-下白垩统呼图壁组；KsK1-下白垩统安集海河组：Ns-中新统沙湾组：N1-中新统塔西河组；NdQ-上新統独山子组第四系.
图2准晒尔盆地南缘中部过呼探1并的地震-地质解释剖面（剖面位置见图1）
Fig . 2 Seismic geological interpretation setion across Well Hutanl in the central part of southerm margin of Junggar Basin
为200~300m，碳质泥岩厚度为1~10m，煤层厚度为准噶尔盆地南缘地区发育二叠系、三叠系、侏罗5~60m；三工河组暗色泥岩厚度为50～300m；中株南缘地区重要的烃源岩发育层系之一，尤其是中二叠泥岩厚度为2~15m，煤层厚度为5~30m.株罗系煤系烃源岩的有机质丰度高，以Ⅱ：型和型有机质为主，主要生成天然气，也可以生成一定数量的原油4，是盆地南缘地区非常重要的油气源岩.盆一般为50~250m，以中部地区烃源岩最为发育，厚度一般在150~250m；烃源岩的有机质丰度总体不是很高，有机碳含量平均约为1.0%，有机质类型以I型和Ⅱ：型为主.在盆地南缘中部地区，清水河组发育厚 度超过50m的泥岩，其有机碳含量基本在1.0%以地区广泛分布，下株罗统八道湾组暗色泥岩厚度通常统一渐新统安集海河组经源岩主要分布在盆地南缘西
1.3烃源岩
系、白垩系和古近系5套经源岩[119.二叠系为盆地罗统西山窑组暗色泥岩厚度一般为75~150m，碳质统芦草沟组烃源岩，广泛分布于盆地南缘中一东部地区：经源岩厚度一般为50~250m，在东部博格达山前碳（T0C）含量为0.50%~34.27%、平均为6.60%，热地南缘地区下白垩统清水河组湖相泥岩的烃源岩厚度 经源岩的最大厚度达700m以上：烃源岩的总有机解生烃潜量为0.40~226.43mg/g、平均为36.99mg/g，是一套有机质丰度很高的优质烃源岩3.三叠系烃源岩主要发育在上三叠统黄山街组，为一套黑色泥岩夹碳质泥岩互层沉积，在盆地南缘地区的分布和厚度 还不是很清楚，其有机碳含量为0.50%~8.38%、平均为1.78%；热解生烃潜量为0.08~17.94mg/g、平上，TOC含量平均为1.43%，热解生烃潜量平均为均为2.84mg/g）.保罗系煤系烃源岩在盆地南缘7.19mg/g，属于中等一好烃源岩[119.5].古近系始新
井和呼102井钻遇同一背斜的凝析油气藏，储集层均为下白垩统底部清水河组和上侏罗统喀拉扎组[图3（a）、图3（c）].东涉背斜目前仅天湾1井在下白垩统底部 清水河组砂砾岩获得高产油气流[图3（b）、图3（d）].这2个凝析油气藏中的凝析油具有十分相似的物理化学与地球化学特征及成因.
部地区，其厚度一般为50~200m，TOC含量平均为1.03%，热解生烃潜量平均为4.07mg/g，为四棵树回 陷重要的烃源岩之-[*.].
2凝析油的地球化学特征及成因
准噶尔盆地南缘中部呼西背斜呼探1井、呼101
（b）天湾1井区清水河组一段预测气藏顶面构造
（a）呼操1井区清水河组一段气藏顶面构造
河组一段；Kq-清水河组一段上亚段：Kq-清水河组一段中亚段；Kq-清水河组一段下亚段；Kq-下 注：Jq-上休罗统齐古组；Jk-上保罗统喀拉扎组一段；Jk-上保罗统喀拉扎组二段；Kq-下白垩统清水白垩统清水河组二段.
图3呼西背斜、东湾背斜气藏质面构造和气藏剖面
在温度为 20C时的密度为 0. 815 3~0.834 1g/cm²、平均为0.8247g/cm²：在温度为50C时的黏度为1.86~2.72mPas、平均为2.39 mPas；凝析油的含蜡量为 2.06%~8. 93%、平均为 6.08%;凝固点为 10. 0~14. 0 ℃、平均为12.5C.天湾1井凝析油气藏的埋深虽然大于呼探1井凝析油气藏，但前者凝析油的密度、黏度、凝固点和含蜡量均较后者高一些，这可能意味着二者的成熟凝析油的密度均很低，与盆地南缘中部地区许多背斜构 度或成藏过程略有差异.总体上，呼探1井和天湾1井造中一浅层油藏中的原油相似，属于轻质油.
2.1凝析油的基本物理、化学特征
在呼西背斜呼探1井7367~7382m深度段下白146.07MPa，地层静止温度为158.63C，地层温度下 垩统清水河组凝析油气藏中部，地层静止压力为的露点压力为53.76MPa，气油比为8662m²/m².呼探1井凝析油在温度为20C时的密度为0.8022~0.8140g/cm²、平均为0.8085g/cm²：在温度为50C时的黏度为1.59~1.73mPa8、平均为1.66mPa*s； 凝析油的含蜡量为1.70%~3.30%、平均为2.33%，凝固点为-10.0~-8.0C、平均为-9.3C，属于低密度、低蜡、低凝轻质油，在同一背斜构造，呼101井7604~7616m深度段上保罗统喀拉扎组凝析油与呼探1井清水河组凝析油在物性上很相似.
2.2凝析油的碳同位素组成
全油的oC为-29.4%~-28.6%、平均为-28.8%； 呼探1井清水河组凝析油的碳同位素组成比较轻，呼101井喀拉扎组凝析油全油的oC为-29.5%~-29.1%、平均为-29.3%；呼102井喀拉扎组凝析油全油的C为-29.4%~-29.1%、平均为-29.3%;天湾1井清水河组凝析油全油的aC为-30.7%~
在东湾背斜天湾1井8066~8092m深度段清水河组凝析油气藏中部，地层静止压力为171.78MPa，地层静止温度为170.13C，地层温度下的露点压力为84.48MPa，气油比为5960m²/m².天湾1井凝析油
