準噶爾盆地南緣高探1井重大發現及下組合勘探前景展望

杜金虎，支東明，李建忠，楊迪生，唐勇，齊雪峰，肖立新，魏凌云

（1.中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產公司，北京 100007；2.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

1 研究背景

準噶爾盆地南緣（以下簡稱“南緣”）位于北天山山前，為新近紀—第四紀形成的大型再生前陸盆地[1-3]（見圖1）。南緣油氣勘探歷史悠久，是中國最早開展勘探的地區之一，上世紀30年代獨山子油田的發現標志著準噶爾盆地現代石油工業正式起步[4]。南緣發育新近系塔西河組、古近系安集海河組和白堊系吐谷魯群3套區域分布的泥巖（膏泥巖）蓋層，相應地構成上、中、下 3套儲蓋組合。其中，上組合是由新近系獨山子組、塔西河組儲集層與新近系塔西河組灰色、灰綠色泥巖蓋層形成的儲蓋組合；中組合是由安集海河組和紫泥泉子組儲集層與安集海河組區域蓋層形成的儲蓋組合；下組合是由侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組、白堊系清水河組等儲集層與白堊系吐谷魯群蓋層形成的儲蓋組合。長期以來，南緣勘探以中、上組合為主要對象，發現了獨山子、齊古、卡因迪克等3個油田以及呼圖壁、瑪河等2個氣田，并發現了吐谷魯、霍爾果斯、安集海等含油氣構造，累計探明石油地質儲量2 719.5×104t、天然氣地質儲量329.6×108m3?？傮w看，中、上組合具備油氣成藏條件，但構造相對破碎、儲集層橫向變化大、圈閉充滿程度較低，以中小型油氣田為主。因此，探索下組合成為在南緣尋找大油氣田的重要勘探方向，寄托著幾代石油人的夢想。自2008年開始，中國石油持續探索下組合有利圈閉，先后鉆探西湖1井、獨山1井和大豐1井，均見良好油氣顯示，雖因圈閉或工程原因失利，但鉆后分析認為下組合具備形成大油氣田的有利條件，進一步堅定勘探信心，開展更為細致的綜合地質研究、技術攻關和勘探目標評價，于2018年部署風險探井——高探1井。2019年1月6日高探1井試油，在白堊系清水河組獲日產油 1 213×104m3、日產氣32.17×104m3的高產油氣流，實現了南緣下組合油氣勘探首次突破。由于南緣下組合勘探程度仍然很低，分析高探 1井突破帶來的啟示意義，解剖下組合油氣成藏條件，對南緣下組合加快勘探具有重要指導作用。

2 南緣下組合勘探歷程與高探1井突破意義

2.1 勘探歷程回顧

一個世紀以來，位于天山北麓的準噶爾盆地南緣因豐富的地面油氣苗、成排成帶的大構造及發育多套烴源層而被關注與看好，在南緣尋找大油氣田是幾代石油人的夢想。概況起來，南緣勘探歷程可以劃分兩大階段：

中、上組合為主勘探階段（2008年以前）。先后經歷了地面構造淺井鉆探（1936—1960年）、新近系為主要目的層鉆探（1979—1994年）、以大構造中組合為目的層鉆探（1996—2008年）等幾個時期，每個時期的勘探實踐都伴隨地質認識和勘探技術的不斷進步而獲得勘探進展。例如，早期認識到淺層構造與深層構造具有對應關系，開始關注滑脫層之下較為完整的構造，但受地震勘探技術制約無法有效確定構造高點偏移位置，同時復雜高壓、高陡構造勘探又受鉆探技術條件限制，勘探工作主要針對山前上盤構造，發現了獨山子、齊古等小油田；之后認識到霍-瑪-吐背斜帶中組合紫泥泉子組構造相對完整、埋深適中，鎖定為主力勘探層系，由于山地二維地震勘探技術進步可有效落實中組合目標及高點位置，山前復雜構造鉆井技術能力已經能夠突破異常高壓帶、高陡帶，因此推動中組合油氣勘探取得突破，發現了呼圖壁、瑪納斯這 2個中型氣田[5]，氣田地層壓力大、單井產量高，為高效氣田。該階段勘探實踐表明，中組合儲集層厚度相對較薄，構造圈閉面積大，但主要是高部位成藏，難以形成大型油氣田。期間也對下組合進行了偵查探索，2003年在四棵樹凹陷高泉背斜鉆探高泉 1井，但受鉆井技術限制，側鉆3次未能鉆至侏羅系目的層，工程報廢。

下組合勘探階段（2008年至今）。該階段將下組合作為尋找大油氣田的主要勘探方向，開展針對性的地質研究、工程技術攻關以及鉆探，持續進行探索。①開展下組合關鍵成藏要素研究，明確了烴源巖、儲集層和圈閉條件，有利圈閉面積達2 140 km2；②強化地震攻關，開展二維寬線、高密度三維以及復雜構造疊前深度偏移處理，取得明顯進展，為目標落實奠定了基礎；③針對復雜構造、多套壓力系統、巨厚塑性泥巖層，開展鉆井工程技術攻關試驗，深井復雜井鉆井能力逐步提高；④針對下組合部署探井進行探索，先后鉆探了西湖1井、獨山1井、大豐1井，雖然由于圈閉或工程兩方面原因未獲突破，但鉆探發現下組合發育規模儲集層且均見良好油氣顯示，進一步堅定了勘探信心；⑤在深化地質認識基礎上，科學決策部署高探1井，終于獲得重大發現。

2.2 下組合突破口選擇

西湖1井、獨山1井、大豐1井鉆探之后，突破口選擇成為南緣下組合勘探的關鍵。經過2016—2018年歷時 3年持續攻關研究，最終確定以南緣西段的四棵樹凹陷作為下組合突破首選地區，并最終將目標鎖定在高泉背斜構造，確定了高探 1井井位，主要有以下4個方面的依據：

①四棵樹凹陷烴源條件落實。主力烴源巖為侏羅系八道灣組、三工河組和西山窯組的煤系，具有良好生烴潛力，有效烴源巖面積約3 500 km2，是南緣2個主生烴凹陷之一。發育印支—燕山期古構造、古斷裂，控制高泉、艾卡 2個構造帶呈北西—南東向展布，后期持續穩定，喜馬拉雅期構造活動改造較弱，西湖 1井測試已見到油氣，說明具備成藏條件。四棵樹凹陷燕山期古構造繼承性發育，且下組合埋深適中，與中段相比埋深整體較淺，侏羅系頂面埋深為4 000～6 000 m，鉆井等工程技術難度相對較小。

②研究認為四棵樹凹陷白堊系清水河組發育南部物源體系，儲集層條件有利。應用露頭、鉆井、地震等資料，系統開展沉積體系研究及儲集層預測，首次明確白堊系清水河組發育南部物源體系，為辮狀河三角洲沉積，前緣相砂體受兩凹一凸古地貌控制規模分布。此外，還發育侏羅系頭屯河組儲集層，為湖盆萎縮期沉積，儲集層厚度大，為另一重要勘探目的層。

③高泉背斜具有古構造背景，繼承性發育，呈大型“凹中隆”特征，圈閉落實程度高。高泉構造位于凹陷南部，受滑脫斷裂控制發育深淺 2個構造層，深層下組合發育燕山期壓扭沖斷背斜，后期構造穩定，繼承性發育。通過井震一體分層二維擬三維速度建模，以及基于多構造樣式疊加的變速成圖與正演模擬，消除了上覆巨厚高速礫石層與膏巖層橫向變化的影響，落實高泉背斜侏羅系頂面構造面積 71.4 km2，圈閉形態與高點可靠（見圖2）。

圖2 準噶爾盆地南緣四棵樹凹陷過高泉東背斜地震剖面（剖面位置見圖1）

④綜合評價認為，高泉背斜緊鄰生烴中心，是油氣運聚有利指向區，且侏羅系—白堊系儲集層發育、構造圈閉面積大，是下組合勘探首選突破口。在精細標定基礎上，確定了高探 1井井位，作為風險探井實施鉆探。

高探 1井在白堊系清水河組、侏羅系頭屯河組共解釋油層103.4 m，其中清水河組解釋油層11.5 m、解釋孔隙度18%。2019年1月6日，高探1井對清水河組采用13 mm油嘴試油，日產油1 213×104m3、日產氣32.17×104m3，試采產量高、能量充足。截至2019年2月19日，高探1井4 mm油嘴日產油194 m3、日產氣 7×104m3，油壓 88.25 MPa，累產油超過 1×104m3。高探1井原油密度為0.824 4 g/cm3，20 ℃下黏度為4.2 mPa·s，含水0.373%，凝固點-4.7 ℃，含蠟量7.42%，析蠟點19.2 ℃，天然氣相對密度0.736，5 768～5 775 m井段天然氣樣品測試組分含量見表1。

表1 高探1井天然氣組分數據表

2.3 高探1井突破意義

高探 1井作為南緣下組合勘探第一口高產井，也是中國陸上碎屑巖勘探產量最高的探井，在南緣勘探史上具有重要里程碑意義。

證實了侏羅系主力烴源灶的現實性，堅定了南緣下組合勘探信心。油氣源對比結果顯示，飽和烴色譜無β-胡蘿卜烷以及輕烴組成均反映為偏腐殖型母質，油氣來源于侏羅系煤系烴源巖。高探 1井能夠獲得千方高產，且試采產量穩定，表明侏羅系源灶油氣源充足，供烴能力強，為大油氣田形成奠定了物質基礎。從熱演化程度看，侏羅系烴源灶富油更富氣，其中南緣中段演化程度高，以氣為主，西段以油為主。

揭示下組合具備發育規模優質儲集層的地質條件。高探 1井鉆探結果顯示，白堊系清水河組以細砂巖為主，盡管埋深達到5 770 m，但測井解釋孔隙度達18%，說明下組合仍可發育優質儲集層?？傮w看，南緣清水河組物性普遍較好，儲集層厚度60～100 m，孔隙度 15%～20%，是重要勘探目的層。侏羅系發育喀拉扎組、頭屯河組等多套厚儲集層，孔隙度6%～10%，最高可達13%～14%，含油氣潛力值得探索。

南緣發育多套厚層超壓泥巖，具備良好的封蓋條件。共有 3套區域性泥巖蓋層，除新近系塔西河組發育膏泥巖外，古近系安集海河組、白堊系吐谷魯群以泥巖為主，均為超壓泥巖，壓力系數1.5～2.2，壓力系數由淺向深逐漸增大。高探 1井鉆探結果顯示，白堊系吐谷魯群為一套巨厚超壓泥巖，厚度為500～2 000 m，壓力系數2.2，具有很好的封蓋能力。

3 南緣下組合成藏條件

3.1 烴源巖條件

南緣發育古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系等多套烴源巖[6-7]，其中侏羅系、二疊系為主力烴源巖，為南緣形成規模油氣聚集提供了資源基礎。

侏羅系烴源巖。目前認為是南緣主力烴源巖，主要分布于中下侏羅統，發育 3組兩類烴源巖。層系上主要分布在八道灣組、三工河組和西山窯組，巖性主要有暗色泥巖、炭質泥巖和煤；類型上可分為泥質烴源巖和煤兩大類。生烴中心位于阜康凹陷、沙灣凹陷、山前沖斷帶及四棵樹凹陷[8-10]，烴源巖厚度為 600～800 m，其中八道灣組暗色泥巖厚度最大、分布范圍最廣，烴源巖厚度大于 100 m的面積約為 4.6×104km2（見圖3）。從熱演化程度看，侏羅系烴源巖于白堊紀末期進入生油高峰，新近紀末期進入生氣高峰，八道灣組暗色泥巖熱成熟度（Ro值）大于1.3%的分布面積約為1.4×104km2?？傮w來看，侏羅系烴源巖現今以生氣為主，西段成熟度相對較低，以生油為主。高探 1井原油 Pr/Ph值為 3.16、Pr/nC17值為 0.22、Ph/nC18值為0.07，原油碳同位素組成值為-26.83‰，原油地球化學特征反映其母質來源于偏氧化環境的腐殖型，具有典型侏羅系烴源特征。天然氣組分甲烷含量為72.39%～75.14%，干燥系數為0.75～0.78，CH4碳同位素組成值為-40.49‰、C2H6碳同位素組成值為-29.14‰、C3H8碳同位素組成值為-26.90‰，天然氣組分碳同位素組成偏輕，反映天然氣為源巖成熟階段形成。

圖3 準噶爾盆地南緣侏羅系烴源巖厚度分布圖

二疊系烴源巖。發育在中二疊統，主要分布在南緣中東部，自齊古到烏魯木齊以東乃至阜康斷裂帶均有分布，在博格達山前有優質油頁巖出露，西部地區二疊系烴源巖有待落實。烴源巖厚度中心主要集中在阜康—烏魯木齊一帶，厚度一般為50～250 m?？傆袡C碳含量為1.08%～26.66%，普遍大于2.00%，平均值為7.60%。二疊系烴源巖在早侏羅世進入生油階段，中侏羅世進入生油高峰，早白堊世開始大量生氣，對南緣油氣成藏的貢獻需要進一步深入研究。

關于南緣油氣資源潛力需要加強評價研究，目前針對侏羅系烴源巖開展了生、排烴量評價。評價結果顯示，侏羅系總生烴量為 3 973×108t、總排烴量為1 403×108t，其中總排油量 389×108t、總排氣量127×1012m3。如果考慮三疊系、二疊系等潛在烴源巖層系的貢獻，南緣生烴總量和資源潛力將進一步提升。

3.2 儲集層條件

露頭剖面和鉆井資料揭示，南緣下組合主要發育白堊系清水河組、侏羅系頭屯河組和喀拉扎組 3套規模有效儲集層[11-12]。其中，清水河組發育中低孔、中高滲儲集層，頭屯河組以低孔、低滲儲集層為主，喀拉扎組屬中低孔、中低滲儲集層（見表2）。

表2 準噶爾盆地南緣白堊系、侏羅系主要儲集層物性一覽表

白堊系清水河組儲集層主要集中發育于清水河組一段，厚度為20～100 m，以辮狀河三角洲和扇三角洲前緣砂體為主，有利相帶面積約15 000 km2。清水河組發育南、北兩個物源體系，控制砂體分布（見圖4）。南緣中段以南部物源體系為主，東、西兩段則受南北兩個物源體系影響，南、北沉積體系交匯處砂體厚度更大，如董 1井鉆揭清水河組砂巖厚度逾百米。清水河組儲集層物性普遍較好，孔隙度 9.0%～18.6%（平均 15%～18%），滲透率 97.75～186.00×10-3μm2。其中，高探1井5 767.5～5 774.7 m井段清水河組測井解釋孔隙度13.4%～18.4%，芳草1井5 792～5 812 m井段清水河組測井解釋孔隙度16.2%?？紫额愋鸵栽Ｓ嗔ｉg孔為主，連通性較好。此外，高探 1井侏羅系—白堊系巖屑樣品中見到網狀裂縫，推測為高應力背景下形成的壓碎縫，可有效改善儲集層滲透性。

圖4 準噶爾盆地南緣白堊系清水河組一段沉積相圖

侏羅系頭屯河組儲集層以辮狀河三角洲前緣砂體為主，同樣發育南、北兩個物源體系，前緣相帶面積超過15 000 km2（見圖5）。南緣中段以南物源為主，砂體規模大，厚度為60～384 m；南緣西段南物源體系規模相對較小，以北物源體系為主，砂礫巖厚度100～236 m；南緣東段以南物源為主，但受東北物源影響，為小型緩坡型辮狀河三角洲沉積，砂巖、泥巖薄互層，疊合分布面積大。頭屯河組巖性主要為砂礫巖、含礫不等粒砂巖以及粉、細砂巖，以細砂巖物性最好，井下樣品平均孔隙度為7%～12%，最高達13%～14%。高探1井頭屯河組巖屑鏡下見到大量微細的網狀裂縫，有利于改善深層儲集層物性。

侏羅系喀拉扎組儲集層主要分布于南緣中東段，范圍相對局限，以南部物源體系為主，發育大型沖積扇和辮狀河三角洲群?？傮w為1套巨厚的塊狀砂礫巖、砂巖沉積，露頭區砂礫巖厚度超過150 m，喀拉扎地區最厚可達860 m。鉆井揭示砂巖厚度210～450 m，分布面積約10 000 km2（見圖6）?？M以中低孔、中低滲儲集層為主，物性變化較大，局部發育優質儲集層。長山1井巖心分析孔隙度最高可達23.4%，滲透率22×10-3μm2；大豐1井巖屑分析孔隙度達19.1%。

圖5 準噶爾盆地南緣侏羅系頭屯河組沉積相圖

圖6 準噶爾盆地南緣侏羅系喀拉扎組砂體對比圖（剖面位置見圖1）

3.3 蓋層條件

白堊系吐谷魯群是南緣下組合最重要的區域性蓋層。吐谷魯群自下而上分為清水河組、呼圖壁組、勝金口組和連木沁組，整體以泥巖為主，厚度為 500～2 000 m，普遍發育超壓，具有良好封蓋能力。清水河組以灰綠色、棕紅色泥巖為主，夾薄層泥質粉砂巖，底部發育1套厚層底礫巖，泥地比50%～100%，鉆井揭示泥巖累計厚度為188 m，最大單層厚度78 m。呼圖壁組以灰綠色和棕紅色泥巖為主，泥地比 80%～95%，泥巖厚度300～700 m，最大單層厚度138 m。勝金口組主要為泥巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖薄互層，泥地比 30%～100%，泥巖厚度 57 m。連木沁組主要為泥巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖薄互層，泥地比 40%～90%，泥巖厚度 157 m，最大單層厚度124 m[12-13]。根據前人實驗分析結果[14-15]，無論是泥質巖還是膏鹽巖蓋層，隨著埋藏深度的增加，成巖程度、物性及溫壓環境發生改變，將經歷脆性、脆—韌性和韌性 3個過程，當泥巖圍壓達到 70 MPa出現脆性向半塑性變形轉化，蓋層不易破裂，可以有效地封蓋油氣。白堊系吐谷魯群泥巖埋深普遍超過4 000 m，地層壓力大于 70 MPa，因此具備作為有效蓋層的條件。此外，白堊系吐谷魯群厚層泥巖普遍發育異常高壓，壓力系數一般在 1.8以上，高探 1井白堊系泥巖壓力系數達到 2.2，超壓進一步提升了封蓋能力[16-18]，但這也成為南緣下組合鉆井難點之一（見圖7）。

圖7 準噶爾盆地南緣重點探井壓力系數對比圖

3.4 構造圈閉條件

南緣前陸沖斷帶東西長約 400 km，南北寬約 40 km，是準噶爾盆地大型背斜構造最發育的地區，強烈擠壓沖斷作用形成了成排成帶的大型構造圈閉。此外，北部斜坡區侏羅系與白堊系不整合面上下普遍存在下削上超現象，是潛在的大型地層巖性圈閉發育區。目前，山前沖斷帶初步識別出40個構造目標，其中21個較落實，圈閉面積 2 486 km2，估算圈閉石油資源量 15.77×108t、天然氣資源量 2.42×108m3，已鉆探4個圈閉，具備發現大油氣田的圈閉條件（見表3、表4）。

根據構造形成演化、構造變形及構造復合疊合特征，將南緣沖斷帶構造劃分為 3種類型：①高泉構造型，早期（燕山期）存在古凸起背景，晚期（喜馬拉雅期）擠壓構造繼承性疊加，此類構造還有獨山子、獨南等背斜，該類構造早、晚期構造繼承性發展，油氣充注條件及時間更具優勢；②霍-瑪-吐構造型，構造形成及定型時間較晚，主要在晚喜馬拉雅期，除第 2排霍-瑪-吐構造帶外，還有第3排安集海構造帶、呼圖壁構造帶及第1、第2排之間的東灣構造帶等，該類構造規模大且比較完整，處于侏羅系高成熟烴源灶中心（見圖8）；③齊古構造型，位于盆山結合部，是沖斷作用最早發生部位，俗稱第 1排構造帶，東起喀拉扎構造、西至托斯臺構造群皆屬此范疇。位于主沖斷層下盤的楔入構造和三角帶，限于地震成像質量，目前構造刻畫和落實程度較低，發現新圈閉的潛力較大。

表3 南緣下組合構造圈閉油資源量估算表

圖8 準噶爾盆地南緣中段齊古背斜—呼圖壁背斜帶構造地質剖面圖（剖面位置見圖1）

3.5 成藏匹配條件

靜態要素方面，下組合大構造目的層的規模儲集層貼近侏羅系烴源巖，上覆厚1 000～2 000 m的下白堊統超壓泥巖，源-儲-蓋縱向匹配良好[19]。下組合大型構造圈閉處于侏羅系高成熟烴源灶內或緊鄰生烴中心，圈-源空間匹配良好，而逆沖斷裂構成了下組合源-儲之間良好的油氣疏導網絡。因此，南緣下組合靜態成藏要素配置關系好。

動態要素方面，南緣各排構造帶形成時間雖然存在差異，但主體構造形成時間大致在距今 24.0～5.5 Ma，晚期持續發育并最終定型[3,20]。沖斷帶主體經歷了早期深部斷層轉折褶皺發育期、中部反向斷裂發育期及晚期淺層斷裂沖斷改造期 3個演化階段，下組合構造變形時間早。因此，晚期構造變形和沖斷作用對中上組合改造和破壞作用強，對下組合改造和破壞作用較弱。烴源巖熱演化模擬顯示，侏羅系烴源巖在距今12 Ma進入大量生排烴階段，烴轉化率可達90%?？傮w看，下組合構造形成期與主力烴源巖生排烴高峰期匹配關系較好，有利于形成大油氣田。

4 南緣下組合勘探方向

綜上分析表明，南緣下組合更貼近烴源巖，具有良好儲-蓋組合條件，且構造更完整，具備形成大油氣田的有利地質條件。依據地質條件、目標準備程度及勘探現實性，提出南緣下組合具有3個有利勘探方向。

南緣西段四棵樹凹陷有利勘探方向，是增儲現實領域。高探 1井鉆探證實下組合具備富集高產條件，是近期現實勘探領域。目前，高泉構造帶初步發現圈閉 6個，此外西湖構造、獨山子構造及山前掩覆帶還有一批有利圈閉待落實，具備加快勘探條件?？碧矫媾R的難點是該地區以二維地震資料為主，構造形態及高點落實程度較低，需要加強三維地震技術攻關，準確落實圈閉。下一步勘探重點是：①加快評價高探 1井區白堊系儲量規模，實現快速建產；②落實侏羅系頭屯河組儲集層含油氣性，并積極預探侏羅系三工河組、八道灣組新層系，為南緣整體部署提供重要依據。

中、東段大構造有利勘探方向，是重點突破領域。位于山前坳陷主體部位，面積近2×104km2，處于侏羅系烴源巖主生烴中心，是尋找戰略性突破的重要領域。中段霍-瑪-吐構造帶發育雁列式成排展布的大型構造，目前發現8個背斜圈閉，面積918.5 km2，此外還發育山前隱伏構造，可供鉆探的目標多，目前僅鉆探了大豐 1井，雖然工程報廢但在白堊系—侏羅系均見良好油氣顯示，證實具備成藏條件；東段阜康斷裂帶為博格達山前帶，下盤隱伏構造規模大，九運 1井已見油氣顯示?？碧诫y點是以二維地震和部分常規三維地震為主，且埋深較西段更大，鉆井難度大，需要加強高密度寬方位三維地震采集和疊前深度偏移技術攻關，并通過多信息構造建模有效指導構造解釋，同時要突破復雜超深井鉆井瓶頸技術。下一步勘探重點是：①優選有利圈閉實施風險勘探，突破高產關；②在戰略突破基礎上加強預探，實施戰略展開，落實中、東段主體構造區儲量規模。

北部斜坡地層巖性油氣藏有利勘探方向，是潛在接替領域。北部斜坡區面積為2.34×104km2，為一個由山前深淵向北抬升形成的大型斜坡帶，緊鄰侏羅系高成熟氣源灶，是油氣向北輸導運移的有利指向區，可能發育大型地層巖性油氣藏，主力目的層為白堊系、古近系和新近系，是南緣勘探潛在接替領域?？碧诫y點是地層巖性目標隱蔽性強，刻畫及預測難度很大。下一步勘探重點是：①開展二維地震格架線部署和技術攻關，加強綜合地質評價明確有利靶區；②評價優選有利目標，通過風險探井或預探井堅持探索，力爭早日獲得突破。

5 結論

高探 1井于白堊系獲日產千方高產油氣流，具有重要里程碑意義，證實了侏羅系主力烴源灶，揭示深層下組合發育規模優質儲集層，白堊系超壓泥巖具備良好的封蓋條件。

南緣下組合具備形成大油田的有利成藏條件，主要表現在：①發育多套烴源巖，其中侏羅系、二疊系為主力烴源巖，烴源灶規模大；②發育白堊系清水河組、侏羅系頭屯河組和喀拉扎組等多套規模有效儲集層；③發育白堊系吐谷魯群區域性巨厚泥巖蓋層，普遍發育異常高壓，具備良好封蓋能力；④發育成排成帶分布的大型背斜構造，北部斜坡區還具有形成大型地層巖性圈閉的條件，為形成大油氣田提供了良好圈閉條件；⑤烴源巖、儲集層、蓋層等靜態要素匹配良好，動態演化有利于油氣規模聚集。

南緣下組合具有 3個有利勘探方向：①西段四棵樹凹陷是增儲現實領域，通過加強預探有望快速落實規模效益儲量；②中、東段大構造是重點突破領域，是尋找大油氣田重點戰場，通過加強風險勘探有望獲得新突破；③北部斜坡地層巖性油氣藏是潛在接替領域，目標隱蔽性強，需要加強準備和探索，尋找后備資源。

符號注釋：

J1b——八道灣組；J1s——三工河組；J2x——西山窯組；J2t——頭屯河組；K——白堊系；E1—2z——紫泥泉子組；E2—3a——安集海河組；N1s——沙灣組；N1t——塔西河組；K2d——東溝組；K1tg——吐谷魯群；N2d——獨山子組；J——侏羅系；GR——自然伽馬，API；Rt——電阻率，Ω·m；SP——自然電位，mV；Δt——聲波時差，μs/m。