吐哈探区地处新疆维吾尔自治区东部，涉及3个盆地或地区，包括吐哈盆地、三塘湖盆地和准噶尔盆地准东地区，自南向北，觉罗塔格山、博格达山—哈尔里克山和卡拉麦里山—麦钦乌拉山3排山脉呈近东西向展布，或小角度相交；山脉之间依次为吐哈盆地、巴里坤盆地、三塘湖盆地和准东地区。吐哈盆地面积为5.35×10⁴ km²，是探区油气发现主体分布区；三塘湖盆地面积为2.30×10⁴ km²；准东地区面积为2.41×10⁴ km²。盆地内部海拔一般为400~1 200 m，周围山地相对高差一般为400~3 000 m，探区属典型的温带内陆性干旱气候，地表地貌多样，包括戈壁、沙漠、农田等^[1]。

2020年以前，吐哈探区3个区域的油气勘探研究相对独立，认识以单个地区为主，随着勘探程度的不断提高以及勘探技术的不断进步，油气勘探逐渐由正向构造向负向构造、构造油气藏向岩性油气藏、常规油气藏向致密油气藏和页岩油气藏转变^[2⇓-4]。随着勘探向深层、山前复杂构造带、逆掩推覆带下盘及凹陷区逐步展开，已有地质认识不能适应勘探的需要，亟需对盆地、烃源岩和已知油藏重新展开认识，并聚焦于新盆地、新区带、新层系和新油气藏类型，重点开展3个盆地间关系、盆山演化及原型盆地特征的研究，重新对探区油气藏成藏规律梳理，重点突出资源战略，努力寻找战略接替资源和优质储量。第4次油气资源评价结果表明，吐哈探区剩余油气资源量大，各领域勘探程度不均衡。因此，整体研究认识吐哈探区各区域油气分布规律，梳理其勘探潜力和方向，对推动吐哈探区油气资源勘探持续发展具有重要意义。

吐哈油气勘探区主要集中在吐哈盆地、三塘湖盆地和准东地区（图1），已发现9个生烃凹陷，即吐哈盆地台北凹陷、托克逊凹陷、三堡凹陷，三塘湖盆地马朗凹陷、条湖凹陷，准东地区吉木萨尔凹陷、石树沟凹陷、石钱滩凹陷和吉南凹陷，在石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系均获得工业油气流。

吐哈盆地经过六十多年的油气勘探，截至2021年底，在二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系和古近系5套层系获得工业油气流。在台北凹陷、托克逊凹陷和三堡凹陷，共发现了丘陵—温吉桑、葡北—雁木西、胜北—红连、红台—疙瘩台、七泉湖—鄯勒、火焰山—七克台、鲁克沁、伊拉湖和四道沟9个含油气区带，发现并探明19个油气田，探明石油天然气地质储量约5.4×10⁸ t。中侏罗统及其以上层系勘探程度相对较高，其下层系勘探程度低。

三塘湖盆地经过二十多年的油气勘探，落实了马朗凹陷和条湖凹陷2个富烃凹陷，发现了上石炭统、二叠系和三叠系—侏罗系3套油气成藏组合；在石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系均获得工业油气流，证实了条山凸起前缘、北小湖鼻状隆起和马朗—条湖凹陷南缘冲断带3个油气聚集区带，发现了三塘湖油田、牛东油田及北小湖油田，石板墩和黑墩2个含油气构造；探明石油地质储量为1.68×10⁸ t，石油探明率为17.16%，常规石油资源探明率为28.29%，非常规石油资源探明率为6.4%，常规石油勘探程度整体较高^[5⇓⇓-8]。

准噶尔盆地东部可分为6个凹陷、6个凸起和1个断褶带，凹陷走向多为近南北向或北东—南西向，发育北东—南西向和北西—南东向2组断裂。发育中二叠统芦草沟组和平地泉组深水湖相、上石炭统石钱滩组海相和下石炭统松喀尔苏组滨—浅海相3套烃源岩^[9⇓-11]，二叠系和石炭系2套含油气层系，常规砂岩、页岩及火山岩3类油藏，勘探程度整体较低。

吐哈探区具有多期不同的原型盆地与沉降类型，平面上发育多个生烃凹陷，垂向上发育多套生烃层系，储集体类型多样，具有含油气层位多、资源类型多等特点，包括吐哈盆地侏罗系煤成烃^[12⇓-14]油气藏与二叠系—三叠系超深稠油油藏，三塘湖盆地的古生界火山岩油藏、二叠系凝灰岩致密油藏^[8]及侏罗系低压砂岩油藏，准东地区二叠系芦草沟组和平地泉组页岩油藏、石炭系海相砂岩油藏等^[15]。因此，吐哈探区盆地面积虽然不大，但叠合盆地特点决定了多个含油气领域可以不断突破和接力，探区具可稳定发展的资源基础。

吐哈探区位于与古亚洲洋有关的3大板块会聚部位，见证了哈萨克斯坦—准噶尔地块与北部的西伯利亚增生体系和南部的塔里木板块边缘的碰撞拼合历史^[16⇓-18]。本文基于钻井、露头、地震等资料，开展研究区原型盆地恢复，确定其不同时期构造演化特征、岩相古地理特征及其相互关系。在古生代早期，由于板块拉张作用，形成了卡拉麦里有限洋盆和北天山洋盆，整体呈多岛洋的构造格局。晚泥盆世晚期，海水向东退去，卡拉麦里洋盆逐渐消亡，在碰撞带前形成陆表海；南部的北天山洋发生双向俯冲，洋壳俯冲到准噶尔地块下，地块拉张，形成博格达裂谷。石炭纪—二叠纪，是东疆地区洋陆转换的关键构造转折期，该时期东疆地区构造-沉积演化主要受控于哈萨克斯坦—准噶尔地块南、北两侧洋盆（卡拉麦里洋和北天山洋）俯冲增生造山作用，形成了2个边界构造带（卡拉麦里缝合带和北天山缝合带）和1个内部构造带（博格达构造带）。吐哈探区在石炭纪—二叠纪为统一沉积盆地，具有相似的沉积环境和沉积建造，三叠纪—侏罗纪，由于博格达山回返隆升，研究区被分割，形成各自独立的3个前陆盆地。

石炭纪是洋陆转换的重要时期，总体表现为北陆南海的格局。卡拉麦里洋于晚泥盆世—早石炭世自东向西剪刀式闭合，导致东疆北部多岛碰撞拼贴，逐渐形成陆相沉积环境，准噶尔—吐哈地块东北缘进入前陆盆地演化阶段，并于早石炭世—晚石炭世中期，自西向东先后进入后碰撞伸展阶段。与此同时，南天山洋进入俯冲消减阶段，其北向俯冲，导致中天山地块成为岩浆盆弧区，而以北的广大区域发生弧后伸展作用。受强烈的后造山和弧后双重伸展作用的影响，在准噶尔盆地和吐哈盆地发育多个断陷区，同时博格达裂谷也发生火山作用，北天山洋继续双向俯冲。晚石炭世发生海侵，海水从博格达西南口进入，海侵范围延伸至大井凹陷，准东地区及博格达地区为海相环境，而三塘湖盆地则已经进入陆内断陷阶段（图2a、图2b）。

早二叠世，南天山洋和康古尔有限洋盆闭合，彻底结束了东天山古洋盆的演化历程，从此进入陆内演化。受北天山洋闭合的影响，东疆地区进入后碰撞伸展阶段，在吐哈盆地及准噶尔盆地东缘，发育一系列断陷。此时，博格达地区为残余海，准东地区和吐哈盆地具有相同的古地理环境，吐哈盆地发育残留的半深海—滨浅海火山岩、火山碎屑岩与陆源碎屑岩建造，准东地区发育河流相与湖相陆缘碎屑岩建造，三塘湖盆地则为古隆起。

中—晚二叠世，研究区再次发生陆内挤压变形，并于晚二叠世早期进入演化高峰期，中二叠世形成的一系列湖盆面积明显缩小，水体变浅，构成了东疆地区广泛的陆相碎屑岩沉积建造。晚二叠世发生强烈隆升，导致三塘湖盆地等地区缺失上二叠统，可见二叠系与三叠系不整合接触（图2c、图2d）。

三叠纪—现今，研究区经历了印支运动、燕山运动、喜马拉雅运动等多期构造运动，盆缘造山带强烈挤压冲断，导致盆地边界收窄，同时改造了石炭系—二叠系的构造。晚三叠世，东疆地区开始进入挤压后的松弛环境，具有相对独立的、内部相对统一的断—拗型沉积盆地发育时期。侏罗系是晚三叠世在剥蚀夷平、填平补齐准平原化的古地理背景下，发育的一套泛湖盆环境下的含煤沉积。侏罗纪，东疆地区盆缘褶皱山系普遍趋于活跃，如博格达山、卡拉麦里山等都开始造山活动。燕山运动晚期，区域挤压造山作用和周缘山系褶皱与逆冲活动趋强，造成侏罗系—白垩系内多套区域性不整合。喜马拉雅运动期，周缘造山带呈间歇性增强的特征，造山带前缘发育强烈的逆冲造山活动，盆山结合带普遍挠曲沉降，沉积了巨厚的新生界。造山带构造活动时限相比较之下，印支运动期，觉罗塔格山与卡拉麦里山早于博格达山和哈尔里克山构造活动，燕山运动期则相反。

与构造-岩相古地理演化相对应，吐哈探区形成了石炭系海相—海陆过渡相、二叠系湖相和侏罗系湖相—煤系3套烃源岩，构成3大含油气系统。

吐哈探区早石炭世为滨浅海相沉积，晚石炭世为海陆过渡相沉积，发育海相、海陆过渡相烃源岩。纵向上，准东地区下石炭统松喀尔苏组、上石炭统巴塔玛依内山组和石钱滩组均发育烃源岩，岩性为暗色泥岩、碳质泥岩和薄煤层，厚度为20~350 m，泥岩总有机碳含量为0.03%~4.04%，碳质泥岩总有机碳含量为0.46%~24.61%，煤岩总有机碳含量为17.3%~37.59%，有机质以Ⅱ₂型—Ⅲ型为主，普遍表现出腐殖型特征。镜质体反射率为0.41%~2.16%，主体处于早生气阶段。该区已发现克拉美丽、五彩湾、北三台、吉木萨尔等多个油气田^[11,19]。

三塘湖盆地已发现的油气，主要来源于上石炭统哈尔加乌组烃源岩，烃源岩为暗色泥岩、碳质泥岩和凝灰质泥岩，厚度为100~160 m。其中，泥岩总有机碳含量为0.30%~13.55%，有机质以Ⅱ₁型—Ⅱ₂型为主，镜质体反射率为0.60%~1.20%。该区已发现牛东火山岩风化壳油气藏。

吐哈盆地石炭系勘探程度较低，已揭示的烃源岩主要分布于上石炭统底坎尔组，有机质丰度低，品质较差。如艾参1井，底坎尔组烃源岩总有机碳含量为0.01%~0.76%，镜质体反射率为0.79%~0.87%，品质总体较差。

平面上，吐哈探区石炭系烃源岩围绕卡拉麦里山、博格达山周缘不均匀分布，如准东地区石树沟凹陷、石钱滩凹陷、古城凹陷及阜康断裂带东段，三塘湖盆地南缘、马朗凹陷，吐哈盆地沿博格达山南缘一线及盆地南部等，整体具有“鸡窝状”的分布特点（图3）。

吐哈探区石炭系含油气系统主要以二叠系—三叠系泥岩为盖层，以二叠系底部砂岩和石炭系火山岩、碎屑岩为储集层，构成的成藏组合，形成不整合地层-岩性圈闭，以原生油气藏为主，以石钱滩气藏、北三台油藏、吉15块油藏和牛东油藏为代表。储集层岩性为玄武岩、安山岩、火山角砾岩、砂砾岩等，具风化壳型和内幕型2种类型。其中，风化壳型储集层岩性为玄武岩和安山岩，孔隙度为4.2%~15.8%，渗透率大部分小于0.050 mD，为中—低孔特低渗储集层。储集空间以次生孔隙为主，主要为溶蚀孔，形成于上覆地层沉积前的风化淋滤作用。油藏分布受烃源岩分布、火山岩剥蚀淋滤带和深大断裂控制。火山岩内幕型储集层岩性为火山角砾岩、玄武岩、安山岩等，孔隙度为2.0%~9.1%，渗透率小于0.050 mD，具裂缝-孔隙双重介质的储集渗流空间，各种孔隙与裂缝交织发育，具有很强的非均质性。内幕型油藏主要受烃源岩分布、火山岩岩相、岩性、成岩后生作用等因素控制。另外，石钱滩气藏碎屑岩储集层岩性主要为砂砾岩，孔隙度为2.6%~8.2%，渗透率为0.010~4.900 mD，石钱滩组砂体为海侵期沉积，属于西南陡坡和东北缓坡2类扇三角洲沉积体系，凹陷区前缘水下分流河道和滑塌扇砂体发育，受搬运距离及压实作用影响，储集层整体较致密，烃源岩与储集层沉积相带控制着气藏的分布。

研究表明，吐哈探区石炭系烃源岩自中二叠世以来持续埋藏，三叠纪末期，凹陷区烃源岩进入生烃门限，白垩纪末，已经达到高—过成熟阶段，煤系烃源岩大量生成凝析气和干气，油气成藏期主要在印支运动晚期，新近纪的构造运动导致了油气沿断裂向侏罗系和白垩系运移调整，形成次生油气藏。

吐哈探区中二叠世整体处于拉张构造背景，受近海陆缘湖环境及前陆隆起分割作用，形成多个相对独立的咸化湖盆，普遍发育一套湖相暗色泥岩与白云质岩和凝灰岩互层为主的烃源岩。三塘湖盆地及准东地区发育中二叠统咸化湖盆相烃源岩^[20]（表1），烃源岩厚度一般为120~650 m，有机质母源以藻类为主，干酪根为Ⅱ₁型—Ⅱ₂型，生油母质好；总有机碳含量为0.34%~20.08%，平均大于4.00%，镜质体反射率为0.62%~1.83%，处于大量生油—生气阶段。吐哈盆地为中二叠统桃东沟群湖相烃源岩，烃源岩厚度一般为50~200 m，有机质母源以藻类为主，干酪根为Ⅱ₁型—Ⅲ型，如艾参1井总有机碳含量为1.83%，镜质体反射率为0.82%，处于成熟阶段。钻井揭示，吐哈探区中二叠统发育吐哈盆地台北凹陷—西北缘、三塘湖盆地南缘和准噶尔盆地阜康断裂带东段三大生烃中心（图4），萨探1井、玉探1井、跃进1井等均钻遇中二叠统优质厚层烃源岩，相继发现了萨探1块、吉28块和条34块高产油藏^[21]。

中二叠统烃源岩所生油气在吐哈盆地台北凹陷、三塘湖盆地马朗—条湖凹陷及准东地区均有发现。吐哈盆地以二叠系和三叠系油气成藏组合为主，储集层为上二叠统梧桐沟组、中三叠统克拉玛依组扇三角洲前缘水下分流河道砂体，以构造-岩性油气藏为主。三塘湖盆地以二叠系、侏罗系油气成藏组合为主，中二叠统—侏罗系均有油藏分布。在马朗凹陷及南缘冲断带下盘，中二叠统芦草沟组和条湖组中段分别发育纹层型白云质岩油藏、凝灰岩页岩油藏和凝灰岩致密油藏，均具有大面积分布、不受构造控制及含油饱和度高的特点；条山凸起条湖组顶部发育火山岩油藏，储集层以风化淋滤型玄武岩和安山岩为主；上三叠统—侏罗系储集层为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体，以构造油气藏为主。准东地区油气主要分布在中二叠统，吉木萨尔凹陷—阜康断裂带下盘井井子沟组发育新生古储型构造-岩性油藏，储集层为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体；在石树沟凹陷、吉木萨尔凹陷和吉南凹陷，芦草沟组以纹层型或夹层型页岩油藏为主，储集层为白云屑砂岩、砂屑白云岩和泥晶白云岩，纵向上发育2套“甜点”段，页岩油满凹分布，横向上油藏连通性好；上二叠统梧桐沟组及芦草沟组上段发育构造-岩性油藏，储集层以砂砾岩—粉细砂岩为主。

研究表明，吐哈探区二叠系烃源岩在侏罗纪末期进入生油门限，早白垩世中期进入成熟阶段，油气成藏期普遍为燕山运动晚期，喜马拉雅运动对油气的调整具有重要作用，三塘湖盆地受影响较大，纵向上形成了多套成藏组合。喜马拉雅运动对准东地区及吐哈盆地影响相对较小。

早—中侏罗世气候温暖潮湿，植物繁盛，新疆地区进入板内变形阶段，呈现出弱伸展和强聚敛的特征，形成了一系列范围广阔的浅水湖盆，湖相沼泽广泛发育，是地质历史上最主要的聚煤期。吐哈探区发育厚度1 000 m以上的中—下侏罗统，其中吐哈盆地台北凹陷最厚，最大厚度超过3 000 m，是侏罗系烃源岩最主要的发育区。

吐哈盆地台北凹陷侏罗系水西沟群纵向上发育下侏罗统八道湾组—三工河组和中侏罗统西山窑组2套烃源岩，岩性以煤岩和暗色泥岩为主^[22⇓-24]。下侏罗统暗色泥岩在胜北洼陷腹部和丘东洼陷北部最发育，厚度可达500~600 m，具多个湖沼沉积中心；下侏罗统煤主要分布于胜北洼陷，最大厚度达40 m。中侏罗统西山窑组暗色泥岩在台北凹陷广泛发育，且以胜北洼陷腹部、丘东洼陷北部及小草湖洼陷最发育，厚度可达500~600 m，表现出多湖沼沉积中心的特点；西山窑组煤系主要分布于台北凹陷北部山前带，以柯柯亚—鄯勒地区厚度最大，可达100 m左右。台北凹陷水西沟群泥岩为较好的烃源岩，既生油又生气；煤岩为较好气源岩，烃源岩有机质丰度高，类型好。烃源岩镜质体反射率普遍大于0.70%，进入成熟阶段，胜北洼陷、丘东洼陷和小草湖洼陷中心区高于0.90%，进入生油—生气阶段。

台北凹陷水西沟群发育辫状河三角洲—湖泊沉积体系，洼陷区以辫状河三角洲前缘沉积为主，具“满洼含砂”特征（图5）。储集层以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度较低，在埋藏压实和构造挤压背景下，孔隙度为4.0%~6.0%，平均为5.2%；渗透率为0.002~85.000 mD，平均为0.010 mD。储集空间以基质微孔、溶蚀微孔和微裂缝为主，成岩演化达到中成岩阶段B期，整体具特低孔低渗—特低渗特征。

研究表明，水西沟群煤系烃源岩在侏罗纪末开始成熟，燕山运动中—晚期大量成藏，喜马拉雅运动期也是重要的成藏时期。前者如鄯善油田、温米油田南部等，后者如丘陵油气藏、米登—丘东油气藏等。

晚石炭世，准东地区和博格达地区为海相沉积环境，石炭系烃源岩围绕卡拉麦里山和博格达山周缘差异性分布。2020年，按照下洼找海相近源岩性油气藏的思路，在石钱滩凹陷腹部部署石钱1井，在上石炭统石钱滩组海相碎屑岩中获高产工业气流，6 mm油嘴最大日产天然气量为72 088 m³，稳定日产天然气量为63 000 m³。石钱1井石钱滩组纵向上为从低位体系域、海侵体系域到高位海退体系域的完整序列，发育2套优质海相泥岩烃源岩，最大厚度达700 m，以深海—半深海相泥岩为主，镜质体反射率普遍高于1.50%，为一套高熟气源岩。石钱滩组砂体发育在海侵期，形成于西南陡坡和东北缓坡2类扇三角洲沉积体系，凹陷区前缘水下分流河道和滑塌扇砂体发育，受搬运距离及压实作用影响，储集层整体较致密，烃源岩与储集层沉积相带控制着气藏的分布（图6）。

石炭纪，准东—三塘湖地区发育弧后和陆内裂谷盆地，以火山岩建造为主；其南缘发育博格达和北天山海槽，以海相碎屑岩或砂屑灰岩建造为主，整体具“北陆南海”的格局，形成了石炭系火山岩及海相碎屑岩和碳酸盐岩2大有利油气成藏体系。

火山岩油气藏分布受优质烃源岩、风化壳储集层和有效盖层共同控制，近源古凸起前缘是寻找火山岩油藏的有利区。石炭纪末期—早二叠世，受海西运动影响，构造抬升强烈，在沙奇、吉南等大型古凸起前缘形成大型风化淋滤带，具备形成火山岩风化壳储集层的条件。石炭系之上发育中二叠统乌拉泊组泥岩盖层，盖层厚度为200~700 m，分布稳定，利于油气保存。沙奇凸起—吉南凸起前缘带是准东地区火山岩油气藏勘探突破的有利方向；石钱滩凹陷海相碎屑岩油气藏以自生自储为主，受优质烃源岩和有利砂体控制，在凹陷区广泛分布，并且已获得勘探突破。石钱滩—大井地区上石炭统石钱滩组海相烃源岩分布广泛，为南北双物源体系沉积，近洼斜坡的扇三角洲前缘为油气成藏的有利相带，也是下一步勘探的有利方向。

吐哈盆地整体为海相环境，发育洋盆、弧前和弧后盆地沉积，盆地南部石炭系烃源岩发育，根据周缘露头剖面，下石炭统雅满苏组为一套海相沉积，为生物碎屑灰岩和灰岩组合，厚度为530~2 000 m，中部发育暗色泥岩。艾参1井钻遇上石炭统底坎尔组烃源岩240 m，平均总有机碳含量为0.62%，平均镜质体反射率为0.81%，属于低熟—成熟烃源岩。石炭纪，北天山洋与大南湖岛弧间发育弧前盆地，钻井及露头剖面上均见到海相生屑灰岩等滨—浅海沉积标志，岛弧边缘具备形成大规模礁滩体的条件。吐哈盆地南缘石炭系受沉积沟槽控制，东西方向上存在多个沉积中心，滨—浅海相碳酸盐岩与烃源岩叠置发育区，是海相碳酸盐岩油气藏勘探的有利区域。

（1）阜康冲断带下盘吉南凹陷 阜康断裂带经历了海西、燕山和喜马拉雅运动的3期强烈改造，形成了以阜康断裂带为界、南北迥异的现今构造格局。上盘为高角度的逆冲推覆带，逆冲断层对油气成藏具有较大的破坏作用；下盘吉南凹陷形成一系列向南倾的逆冲断层，往北逆冲规模逐级减少，断背斜和断鼻构造发育，是最重要的油气聚集区。海西运动期，吉南凹陷与吉木萨尔凹陷连通，后期吉南凸起抬升，又被分割成南北2个独立凹陷，石炭纪—中二叠世，2个凹陷沉积背景一致，发育以中二叠统芦草沟组为烃源岩的含油气系统。基于该认识，2021年在吉南凹陷斜坡区部署风险探井萨探1井，在中二叠统井井子沟组和芦草沟组、上二叠统梧桐沟组、下三叠统韭菜园子组及下侏罗统八道湾组均有油气显示^[21]，在井井子沟组获高产油流，用5 mm油嘴试油，日产油量为20.30 m³。萨探1井的成功具有3方面重要意义：①证实了阜康断裂带发育规模芦草沟组烃源岩，有机质类型为Ⅰ型—Ⅱ型，平均总有机碳含量为6.03%，有机质丰度及热演化程度高；②证实吉南凹陷井井子沟组发育厚层砂岩储集层，储集层厚度为10~80 m，孔隙度为2.7%~15.5%，渗透率为0.010~1.690 mD，具备大规模勘探的储集层条件；③证实芦草沟组新生古储型大规模成藏，吉南凹陷发育多组北西—南东向和南北向断裂，形成了一系列向北依次升高的断背斜、断鼻等圈闭，芦草沟组生成油气沿断裂与井井子沟组砂体侧向对接，向高部位运移聚集，形成大面积构造-岩性油气藏（图7）。油气资源评价结果表明，吉南凹陷总资源量为19.3×10⁸ t，其中常规石油资源量为4.8×10⁸ t，非常规石油资源量为14.5×10⁸ t，勘探潜力巨大。

（2）吉木萨尔凹陷和石树沟凹陷 2019年以来，通过预探和评价，在吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组和石树沟凹陷平地泉组，针对页岩油部署多口探井，均获得成功。石树102H井实施水平段体积压裂，日产油量为22.54 m³，吉28井、吉2801H井等均获得高产工业油流，落实了2个五千万吨级页岩油大规模储量区。

吉木萨尔凹陷和石树沟凹陷二叠系发育混积型和夹层型2类页岩油藏，具有源储一体、整体含油、局部富集的特征。烃源岩厚度为170~280 m，岩性以灰黑色、灰色泥岩夹粉砂质泥岩为主，有机质类型为Ⅱ₁型—Ⅱ₂型，总有机碳含量大于4.00%，镜质体反射率大于0.70%，处于成熟阶段。储集层为白云屑砂岩、砂屑白云岩和泥晶白云岩，平均孔隙度为11.0%、平均渗透率为0.260 mD。纵向上，二叠系发育2套页岩油“甜点”，页岩油藏满凹分布，油藏厚度稳定，横向连通性好（图8）；吉木萨尔凹陷发育上、下2个“甜点”段，石树沟凹陷“甜点”段较为集中，均具有多层含油的特点。

（3）三塘湖盆地 2018年以来，为探索条湖凹陷南缘芦草沟组含油气性，部署条34井，芦草沟组一段白云质凝灰岩和二段凝灰质白云岩储集层日产油量分别为21.46 m³，和25.87 m³，预测石油地质储量为2 206×10⁴ t，三塘湖盆地二叠系页岩油勘探获重大突破。条34块芦草沟组油藏属于近源聚集型页岩油藏，岩性和物性是含油性的主要影响因素。芦草沟组发育一套咸化湖盆背景下的富有机质细粒混积岩，受间歇性火山喷发及水体环境频繁变化的影响，凝灰质、碳酸盐及有机质纹层纵向上呈互层状分布，这些互层状组合不仅形成生产力较高的烃源岩，也形成致密背景下的“甜点”储集层，纵向上芦草沟组发育上、下“甜点”段。凝灰岩和白云岩均能形成良好储集层，块状凝灰岩储集性能最好，孔隙度为9.0%~13.6%、渗透率一般大于0.080 mD，发育长英质颗粒粒间孔、脱玻化微孔等微米—纳米级孔隙，是芦草沟组下“甜点”的主要岩性；块状凝灰质白云岩、纹层状凝灰质白云岩是芦草沟组“甜点”的主要岩性。

据“十三五”全国油气资源评价结果，吐哈探区二叠系剩余石油资源量为22.94×10⁸ t，勘探潜力巨大。吐哈探区山前带发育一系列大型叠瓦掩伏构造，是寻找常规构造-岩性油气藏、非常规油气藏的有利区，其二叠系发育3大油气勘探潜力区。

（1）阜康断裂带东段是寻找规模发现的重点区域 位于中二叠统残留凹陷，受燕山运动推覆挤压作用影响，下盘褶皱抬升形成多种类型圈闭，油气持续运移并聚集，是寻找二叠系构造-岩性油气藏及页岩油的有利目标区；上盘在中二叠世—白垩纪始终位于沉降中心，芦草沟组烃源岩持续深埋，处于生气高峰期。因此，构造变形较弱的部位是实施风险勘探、寻找战略突破的重点区（图9）。

（2）三塘湖盆地南缘逆冲推覆带是寻找规模储量接替的新区域 位于中二叠世沉积中心，受海西—燕山多期构造运动影响^[25]，南缘遭受强烈改造，形成逆冲推覆带上、下盘2套构造单元。其中，下盘掩伏带发育2~3排背斜和断背斜构造圈闭，碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩等优质储集层与芦草沟组烃源岩配置关系好，马6井、条17井、条5井等先后在芦草沟组、条湖组及石炭系获得工业油流，说明该区带具备形成构造型油藏、非常规油藏及火山岩油藏的条件，是三塘湖盆地重要的勘探接替区。

（3）吐哈盆地西缘和洼陷斜坡区是持续深化勘探的重要区域 吐哈盆地二叠系烃源岩具“三面环凸、凹凸相间、残余分布”的格局，发育南北两大沉积中心，台南凹陷相对局限，台北凹陷内部受低突起控制，发育多个次级洼槽，主体呈北西—南东向展布，烃源岩沿洼槽分布，埋深大，面积广，成熟度高，具有北厚南薄的特点。油源对比证实，玉探1井及鄯深2井三叠系稀油来自二叠系桃东沟群烃源岩，且台北凹陷侏罗系原油及油砂中与二叠系混源特征广泛存在，进一步证实了台北凹陷桃东沟群已经成熟并发生油气运移，沿着鼻隆脊线向凸起区运移，聚集成藏。基于托克逊凹陷及台北凹陷二叠系成熟—高熟烃源岩及二叠系和三叠系良好的储盖组合，吐哈盆地西缘、洼陷斜坡区上二叠统梧桐沟组砂砾岩以及三叠系砂岩油藏，是下一步勘探的目标。

吐哈探区侏罗系油气勘探主要围绕吐哈盆地展开，近年来，按照“近源、进源”的勘探思路，整体评价台北凹陷洼陷区中—下侏罗统水西沟群源储一体致密油气藏。以下侏罗统三工河组为主要目的层，开展沉积相精细研究和储集层预测，提出了台北凹陷发育五大辫状河三角洲体系，其中，胜北洼陷三工河组受坡折带控制，坡折之下洼陷区储集层厚度增大，发育岩性圈闭且规模大。2021年部署实施风险探井沁探1井、预探井吉7H井均获得重大突破，吐哈盆地侏罗系下洼勘探获重大发现。

沁探1井水西沟群见良好油气显示，共见22层174.3 m荧光级油气显示，其中三工河组6层42.7 m。针对三工河组5 548—5 570 m井段试油，压裂后2 mm油嘴日产气量为1 354~1 888 m³，证实洼陷区发育大面积岩性油气藏。其后，在丘东洼陷针对三工河组部署吉7H井，水平段长度为745 m，实施14 段46 簇压裂改造，压裂后7 mm油嘴日产气量为51 283 m³，日产油量为40.37 m³，进一步证实了油气不仅能在洼陷区致密砂岩中成藏，而且可以获得高产。

台北凹陷区下侏罗统发育致密砂岩气藏，已发现油气藏处在环洼正向构造带，后期改造调整强^[25]，洼陷区构造平缓稳定，是形成近源规模气藏的有利区域。下侏罗统三工河组普遍发育浅水辫状河三角洲砂体，坡折控砂，沟槽输砂，延伸距离远，北物源砂体向南斜坡逐渐超覆尖灭，在洼陷区易形成大规模岩性油气藏。因此，按照“富烃灶、大型岩性圈闭”控藏要素，开展区带优选，评价胜北洼陷、丘东洼陷及小草湖洼陷三工河组油气勘探潜力，优选出葡东、红北、陵北、丘东和疙北5个主力砂体，有利勘探面积为1 010 km²，圈闭天然气资源量为3 877×10⁸ m³。其中，葡东及红北砂体位于胜北洼陷，陵北和丘东砂体位于丘东洼陷，疙北砂体位于小草湖洼陷。

在台北凹陷水西沟群煤系烃源岩评价的基础上，重点开展下侏罗统沉积古地貌、砂地比、沉积微相、地震属性、储集层反演等综合研究，落实沉积期古地貌与沉积体叠合关系以及沉积砂体的平面展布。研究表明，3个洼陷具有相似的沉积特点，即洼陷南部表现为古斜坡背景，物源匮乏，洼陷北部博格达山快速隆升，物源充足，搬运距离远，沟槽和坡折控砂特征明显。砂体具有“北厚南薄”的特征，北部厚度为60~200 m，南部厚度为40~100 m。总之，葡东砂体是北西物源体系进入胜北洼陷的辫状河三角洲前缘相沉积，为长轴物源体系，砂体搬运距离长，储集层物性好，有利勘探面积为400 km²，圈闭天然气资源量为843×10⁸ m³；红北砂体来自北物源，沁探1 井处于三角洲前缘外带，岩性较细，向物源区方向的有利勘探面积为230 km²，圈闭天然气资源量为554×10⁸ m³；陵北砂体物源位于北部，未有井钻遇下侏罗统，有利勘探面积为80 km²，圈闭天然气资源量为422×10⁸ m³；丘东砂体物源位于南部，辫状河三角洲前缘砂体大面积分布，储集层物性较好，吉7H 井已获高产油气流，有利勘探面积为120 km²，圈闭天然气资源量为1 233×10⁸ m³；疙北砂体物源主要位于南部，未有井钻遇下侏罗统，有利勘探面积为180 km²，圈闭天然气资源量为825×10⁸ m³，下一步重点开展胜北洼陷和小草湖洼陷油气藏勘探，实现洼陷区岩性油气藏勘探的整体突破。

（1）受哈萨克斯坦—准噶尔地块南北两侧洋盆俯冲的影响，吐哈探区构造-沉积和岩相古地理演化具有自生的演化规律。石炭纪—二叠纪，吐哈探区为统一沉积盆地，具有相似的沉积环境和沉积建造；三叠纪—侏罗纪，由于博格达山隆升，3个盆地被分割，具独立的前陆盆地沉积特点。

（2）与构造-岩相古地理演化相对应，吐哈探区形成了石炭系海相—海陆过渡相、二叠系湖相和侏罗系湖相—煤系三套烃源岩，构成3大含油气系统。吐哈盆地主要发育二叠系及侏罗系含油气系统；准东地区及三塘湖盆地主要发育石炭系及二叠系含油气系统。

（3）针对吐哈探区叠合盆地油气分布规律，勘探思路的转变促使了深层勘探的重要进展，准东地区石钱滩组海相碎屑岩油气藏、二叠系页岩油、常规砂岩油藏以及吐哈盆地中—下侏罗统大面积致密砂岩气藏等取得了重大突破，大规模的优质储量，实现了战略资源的有序接替。

（4）吐哈探区应按照勘探战略，聚焦10个有利油气勘探方向，分别是三塘湖盆地南缘逆冲推覆带及吐哈—准东地区石炭系油气勘探；阜康断裂带东段构造-岩性油气藏及吐哈盆地西缘、洼陷斜坡区上二叠统砂砾岩以及三叠系砂岩油藏勘探；台北凹陷胜北洼陷、丘东洼陷及小草湖洼陷三工河组岩性油气藏以及三塘湖—准东地区二叠系页岩油勘探。