前陆盆地油气富集特征

PAGEPAGE254中国西部前陆盆地油气成藏与聚集特征本章在前人研究基础上，结合前4章的论述，即从古生代洋盆和陆块聚会与离散演化过程中，论证了中国大陆构造形成的复杂地质构造背景。抓住中-新生代中国大陆构造活动中陆内俯冲（C-型俯冲）对盆地构造活动的关键作用，阐明它对中国地质构造理论、前陆盆地形成、找矿和灾害地质等方面的重要性。从国内外前陆盆地特征对比中，认识到中国前陆盆地形成的特殊性，因而提出中国前陆盆地或陆内俯冲前陆盆地（C-型前陆盆地）命名的建议，供同行参考。盆山系统的耦合作用是大陆构造活动的主要矛盾，通过单向（L-型）和双向（T-型）陆内俯冲的典型实例分析，从大陆地球动力学的理论上阐明了前陆盆地成因机制。在前述5章分析和前人研究基础上，我们对中国中西部前陆盆地形成和机制，以综合思维从理论上概括几个关键问题进行分析和讨论，为进一步认识中国西部前陆盆地成藏条件、聚集特征和含油气远景预测提供地质理论依据。第一节中国西部前陆盆地分布及勘探现状和形成的地质构造背景一、中国中-新生代前陆盆地区域地理分布从近20多年来发表的文献统计，对中国前陆盆地的名称、个数和分布认识很不统一。早在1994年罗志立等在论述C-型俯冲带对中国中西部造形成作用时，提出与C-型俯冲有关的8个前陆盆地，它们是：①四川盆地西缘；②鄂尔多斯盆地西缘；③酒泉盆地南缘；④柴达木盆地北缘；⑤准噶尔盆地西缘；⑥准噶尔盆地南缘；⑦塔里木盆地北缘；⑧塔里木盆地西南缘。2001年翟光明等，在<<板块构造演化与含油气盆地形成和评>>中，提出中国西部有油气资源潜力的前陆盆地有15个：即①）库车；②塔西南；③塔东南；④）准噶尔南缘中西段；⑤博格达山前（乌鲁木齐以东）；⑥喀什；⑦博格达山南吐哈盆地北缘；⑧柴北缘；⑨祁连山前；⑩柴西缘；（11）鄂尔多斯西缘北段；（12）鄂尔多斯西缘南段（？）；（13）龙门山前；（14）大巴山前；（15）楚雄盆地。也有一些学者认为在中国东部的大别山造山带南、北两侧存在两个中生代的前陆盆地，南侧称下扬子沿江前陆盆地（T3h-J2）（闫吉柱等，1999），北侧称合肥前陆盆地（J-K1）（周进高等，1999）；也有少数学者在中国南方把南盘江和十万大山盆地也称前陆盆地（周庆凡等，1996）。据前述地学者发表文献对中国前陆盆地不完全的统计，中国前陆盆地共有20个。若以大兴安岭-太行山-雪峰山重力梯度带为界，或以东经110°东西两侧的岩石圈、软流圈结构差异，划分的中国东西两部为界，中国前陆盆地在西部有18个，东部只有2个，中国前陆盆地在中国西部占90%，而中国西部前陆盆地又主要集中在六盘山-龙门山-横断山以西地区，占全中国前陆盆地的60%。为什么中国前陆盆地主要分布在中国西部（占90%）？这就是我们要讨论和总结的中国前陆盆地形成的基本地质问题。图6-1中国板块构造、盆地分类和前陆盆地分布图1—准西前陆盆地；2—库车前陆盆地；3—准南前陆盆地；4—酒泉前陆盆地；5—川西前陆盆地；6—川东北前陆盆地；7—塔西南前陆盆地；8—鄂西前陆盆地；9—柴北前陆盆地；10—柴西前陆盆地；11—吐哈前陆盆地；12—塔东南前陆盆地；13—楚雄前陆盆地；14—合肥前陆盆地；15—下扬子前陆盆地。二、中国前陆盆地油气勘探现状上述15个前陆盆地经过不同程度的勘探，取得巨大的成果。有在20世纪50年代准西前陆盆地发现的克拉玛依特大型油田；有20世纪90年代塔里木盆地北缘库车前陆盆地中发现的特大型克拉2号气田；有在川西前陆盆地的侏罗—白垩纪红层中发现浅层次生大气田；其中除塔东南、楚雄、下扬子和合肥等前陆盆地未获油气勘探成果，尚需进一步工作外，其余8个前陆盆地均获得有工作价值的油气层和许多油气田(图6-2)。如在鄂西前陆盆地发现8个中、小型油田；酒泉前陆盆地勘探逾半个世纪，发现几个古近-新近系次生油田，近年来又在酒西盆地窟窿山变质岩推覆体之下喜获白垩系大油田。这说明中国前陆盆地虽结构复杂、勘探难度大，但还是有很大的油气资源潜力，值得进一步的关注和研究。图6-2中国前陆盆地构造演化及油气显示三、中国西部前陆盆地形成的地质构造背景及动力学机制（一）中国前陆盆地是中国大陆构造表现的一种特殊形式在中国大陆中-新生代拼接过程或拼接完成后，地壳变动和岩石圈演化异常活跃，产生一些独特地质现象，如西部青藏高原的隆升，东部古近-新近纪裂谷剧烈沉降等。其中前陆盆地发育于造山带与陆相盆地之间，为一种重要的特殊地质构造现象，它的形成与陆内俯冲（C-型俯冲）有关，又与陆内造山作用对应。三者成生关系非常密切。中国大陆拼接后并不稳定，大陆地壳不断受挤压缩短，因陆内俯冲和抬升形成许多正向的雄伟年轻山脉（即陆内造山），也因陆内俯冲形成许多负向的深陷前陆盆地（俯冲造盆），故中国前陆盆地代表中国大陆构造表现的一种特殊构造形式。我们说它有特殊性，因它在中国大陆构造样式中占有重要位置；在中国中-新生代陆相沉积盆地中，赋存着丰富的油气资源可与东部裂谷盆地攀比；它表现的独特地质构造现象，在全球其他大陆板块构造中是少见的。（二）对中国陆内俯冲形成前陆盆地名词的介定近十年来国内学者发表的文章，对中国西部前陆盆地名词认识之分歧，莫衷一是。本书所称的前陆盆地，从以下特征介定：①在时间上，多发生在中-新生代陆相盆地形成过程中，底部有不整合面和底砾岩与大陆边缘海相地层或下伏地层分界；②在空间上，位于克拉通或地块边缘和造山带之间的压性构造单元，有别于坳拉槽闭合形成的沉积盆地，如中国南方钦州海槽或南盘江海槽关闭形成的沉积盆地；③在构造关系上，因前陆不明显，与相邻的克拉通盆地无明显的分界线；④在地史演化上，受陆内脉式俯冲作用时强时弱的影响，陆内造山作用也表现为时强时弱，因而前陆盆地沉积特征有时有巨厚的陆相磨拉石沉积，表现为前陆盆地特征，有时表现为克拉通陆相盆地边缘细粒沉积，具湖—沼相沉积特征。这在川西前陆盆地和库车前陆盆地在中-新生界表现最明显；故国内许多学者对它们划分出不同时期的前陆盆地。（三）微陆块拼接中国现在看起来是完整的大陆，它位于亚洲大陆的东南部，但从地史演化上看，它是以塔里木、中朝和扬子三个古板块为核心，和38个微陆块拼合形成，它们均具有前寒武纪基底，任纪舜称为古中华陆块群（1999）。这些小陆块少数是从劳亚古陆或冈瓦纳古陆分离出来的，如羌塘和拉萨陆块等。这些陆块规模均很小，即使最大的中朝板块，其面积只有北美板块的6%，中国最大的中朝、扬子和塔里木三个古板块面积总合也不过北美板块的13%。由此可见，中国古板块规模小，无法与世界其他大型板块比拟；因其规模小，在板块运动过程中，则稳定性差、活动性大，在古板块演化格局中发生多次分裂和拼接，在地史演化中表现为多旋回构造运动；因而在中国前陆盆地中，留下许多特殊的地质记录，如多期不整合、多套磨拉石堆集、无明显的前隆等，这对前陆盆地中油气的生成和聚集产生重要影响。（四）中国陆内俯冲（C-型俯冲）是前陆盆地-陆内造山带转换的内在原因20世纪70年代在造山带及其前缘深部发现低速高导层，是一个很大的贡献。由于这一地球物理特征的发现，陆内俯冲作用才成为可能，盆-山转换机制才能形成。在岩石圈底部有软流圈，可产生层圈滑脱。青藏高原及其周缘山系（昆仑-阿尔金-祁连-龙门山-喜马拉雅山脉）普遍发育壳内高导层，深度在15～20km范围内，周缘山系在45～60km还发育另一高导层，形成双层高导层；上地幔低阻层顶面为120～180km(图6-3)。天山山系在地壳内发育有多个低速薄层，高导层分布与山系走向一致，上地幔低阻层顶面为160km左右。塔里木盆地岩石圈成楔状向天山下插，可深达160km，即与此转换关系有关。此外，上地壳变质岩和沉积岩盖层中的非能干层（如千枚岩、页岩、石膏层等），也是地壳折离滑脱的构造条件。在上述动力学条件下，陆内俯冲发生时，就在盆-山之间发生能量流和物质流的转换和迁移，前陆盆地得以形成。如前陆盆地中地壳物质因俯冲、潜滑迁移到造山带腹部；而造山带因推覆、滑覆和蚀顶作用，物质流向前陆盆地聚集。故盆-山系统耦合关系主要表现为：①造山带楔进作用（Wedging）和盆地挠曲；②造山带的滑脱作用（Detachment）或拆层作用（Delamination）与盆地变形；③造山带的蚀顶作用（Deroofing）和盆地充填。（五）特提斯洋关闭和印度板块持续推挤，是中国西部前陆盆地形成的构造动力学背景羌塘-昌都陆块于印支期与欧亚大陆碰撞，使金沙江洋关闭，它向北的远端效应可达准噶尔、塔里木和中朝与扬子板块，形成中国西部许多前陆盆地的雏形，如准噶尔盆地西缘、鄂尔多斯盆地西缘和四川盆地西缘,楚雄、合肥和下扬子等前陆盆地，在中国东部古西太平洋板块联合作用下基本定型。金沙江洋关闭后，拉萨地块从冈瓦纳大陆分裂出来，并继续北上，在其间形成班公-怒江-澜沧江东特提斯洋，发展到晚三叠世-早、中侏罗世开始萎缩、消亡，于早白垩世完全关闭，代表全球板块运动一次大的构造事件，结束中国西北地区许多J1+2的断陷湖盆群，并诱使准噶尔盆地西缘的阿尔泰山、南缘的天山、塔里木盆地西缘的西昆仑山和东缘的阿尔金山，以及祁连山、秦岭和龙门山等山脉再次上升，使其前缘的前陆盆地继续发育。印度板块于中白垩世（100Ma）脱离冈瓦纳大陆向北漂移，于始新世（52Ma）与欧亚大陆碰撞，自52Ma碰撞以来缩短距离500～1000km，产生的南北向挤压、缩短作用，除使青藏高原隆升和地壳加厚外，所产生的强大远程效应，使高原周边断裂俯冲、走滑、抬升；同时触发陆内俯冲，使西昆仑山、天山、阿尔金山、祁连山、龙门山于新近纪不断抬升，分布前缘的前陆盆地剧烈沉降到发育完成。据上所述，就可略知中国西部前陆盆地形成的地质构造背景异常复杂，也可回答为什么中国中-新生代前陆盆地主要分布在中国西部的原因。第二节中国西部前陆盆地油气成藏特征一、烃源岩发育以陆相有机质为主烃源岩层的类型、丰度、厚度、分布范围和成熟度等特征，是前陆盆地油气产能的关键因素；而烃源层类型与沉积相类型关系密切。国际上前陆盆地的沉积相类型在前陆盆地形成前，多为被动陆缘环境下形成的海相页岩和碳酸盐岩，其中所夹的烃源岩厚度大、层系多；洋壳向大陆俯冲和大陆-大陆碰撞形成的弧后前陆盆地和周缘前陆盆地，虽有陆相地层形成，但浅海相页岩、碳酸盐岩和蒸发岩仍占较大的比重。这些烃源岩多为Ⅱ型海相有机质，总有机碳含量可达3%～30%；世界产油最多的扎格罗斯前陆盆地从寒武系到始新统均有海相烃源层分布，烃源层系最多可达12层。这就是国外前陆盆地沉积-构造期中海相烃源岩特别发育，油气资源丰富，以产油为主的地质背景原因。中国西部前陆盆地形成于大陆拼接之后，接拼前的稳定大陆边缘海相沉积，如天山、祁连山、西昆仑山和龙门山等小洋盆在古生代也有海相烃源岩，但因多旋回的造山运动和后期洋盆关闭的变质等作用，海相烃源岩多受破坏，难能成为前陆盆地主要的烃源层。晚古生代到中-新生代形成中国西部前陆盆地，多为河、湖、沼泽相沉积(图6-3)，其中又以三叠系和侏罗系烃源岩贡献大，一般厚200～800m，丰度高，有机碳为1.5%～3.5%，均值大于1.5%，为中、高丰度烃源岩(图6-4)。受陆内俯冲和造山带脉动的影响，活动性大，岩相变动频繁，只有较稳定期形成的湖相和沼泽含煤相为较好的烃源岩，以Ⅲ型陆相有机质为主；加之深埋藏，有机质演化程度高，因而近10年来勘探的前陆盆地多以产气为主，如川西前陆盆地、库车前陆盆地等。这是与国外前陆盆地成藏条件最大的不同特征，在油气资源评估和勘探工作中应充分重视。图6-3中西部前陆盆地中生界烃源岩发育对比图图6-4中国中西部前陆盆地中生界烃源岩柱状对比图二、储盖层条件及其组合特征中国大陆中-新生代拼接后，可以六盘山-龙门山造山带和阿尔金山断裂带为界，将中国西部划分为川陕区、甘青区和新疆区，其间的前陆盆地可因区域构造稳定性不同，在油气成藏组合和分布时代上有较大的差异，一般可以分为4套储、盖组合，即下部储、盖组合（组合Ⅰ、组合Ⅱ）和上部储、盖组合（组合Ⅲ、组合Ⅳ）(图6-5)。图6-5中国中西部不同类型前陆盆地储盖组合的差异划分为下部储盖组合（组合Ⅰ、组合Ⅱ）和上部储盖组合（组合Ⅲ、组合Ⅳ）的四套储盖组合，且不同类型前陆盆地储盖组合具有一定的差异（图6-3）。（一）川陕区存在三套储盖组合，下部储盖组合（组合Ⅱ）和上部储盖组合（组合Ⅲ）是油气勘探的重点储盖组合。组合Ⅰ：主要发育于中、下三叠统以下层系。如川西前陆主要发育一套二叠系台地相碳酸盐岩和海陆交互相煤系为烃源岩，中、下三叠统碳酸盐岩为储层，储层孔渗低，如中三叠统雷口坡组平均孔隙度在5%左右，上三叠统煤系为盖层的生储盖组合，为下生上储型，如在前缘斜坡带的磨溪气田可见该组合的气藏。组合Ⅱ：川西主要发育于上三叠统，储层属于裂缝改造致密型，平均孔隙度一般为3%～8%，盖层为上三叠统泥岩，如中坝上三叠统须二气藏、平落坝上三叠统香三、香四段气藏。组合Ⅲ：川西主要发育于侏罗系。储层是侏罗系宽浅湖相砂岩，储层孔隙度比较好，平均孔隙度一般为5%～13%，储层上覆的侏罗系泥岩为盖层，如南部白马庙、平落坝、新场侏罗系气藏。（二）甘青区存在三套组合，上部储盖组合（组合Ⅲ）是油气勘探的重点储盖组合，但是也要注意下部储盖组合（组合Ⅱ）的油气勘探。组合Ⅱ：柴北缘发育一套以中、下侏罗统煤系为烃源岩，中、下侏罗统为储盖层的组合，如冷湖三号、冷湖四号侏罗系油藏。该组合主要位于冲断带靠山前，由于储层的抬升改造，可具有较好的储集条件，如冷湖三号下侏罗统储层孔隙度一般在10%～20%。组合Ⅲ：柴北缘主要发育于古近系。储层为下干柴沟组下段，储层物性较好，平均孔隙度一般为9%～14%，下干柴沟组上段为区域盖层，如南八仙古近系油气藏、马海气田、马北1古近系油气藏。组合Ⅳ：柴北缘发育于上干柴沟组及其以上层系，储层为上干柴沟组和油砂山组，储层物性很好，平均孔隙度一般为16%～23%，高者可达28%，下干柴沟组上段为区域盖层，如南八仙新近系油气藏、冷湖四号、五号N1油藏。（三）新疆区下部储盖组合（组合Ⅰ、组合Ⅱ）和上部储盖组合（组合Ⅲ、组合Ⅳ）的四套储盖组合都存在，但储盖组合Ⅲ是大型、特大型油气藏勘探的重点储盖组合。组合Ⅰ：塔西南前陆石炭系-下二叠统为被动陆缘相沉积，形成前陆盆地早期海相或海陆交互相烃源岩，可形成一套以石炭系、下二叠统为烃源岩的自生自储生储盖组合，海相膏盐岩或海陆交互相的泥质岩为区域盖层。组合Ⅱ：在广泛发育的中生界煤系烃源岩和泥质区域盖层之下构成了一套生储盖层互相叠置，以自生自储组合为主要特点的生储盖组合。如库车三叠-侏罗系生储盖组合；准南发育一套中、下侏罗统煤系为烃源岩，其间的砂岩为储层，侏罗系八道湾组为盖层的组合，如齐古油气田侏罗系油藏。该组合储层物性普遍较差，库车、准南储层平均孔隙度一般为6%～11%。组合Ⅲ：主要发育于白垩-古近系，库车发育三叠-侏罗系为烃源岩，白垩系和古近系为储层，储层孔渗性好，平均孔隙度一般为12%～16%，在其之上，库姆格列木组发育的巨厚干旱盐湖环境的膏盐（泥）岩是其盖层，克拉2、大宛齐、牙哈等白垩系气藏，英买7古近系气藏属于该组合。准南前陆白垩系、古近系储层物性也比较好，平均孔隙度一般为10%～17%，古近系安集海河组为区域盖层，呼图壁紫泥泉子组气藏、吐谷鲁古近系油藏是该组合油气藏。组合Ⅳ：主要分布于新近系，库车前陆盆地储层主要为吉迪克组、康村组和库车组砂岩，储层物性好，平均孔隙度达13%～20%，吉迪克组发育一套好的盖层，迪那气田吉迪克组气藏、大宛齐康村组油藏属于该组合。塔西南中新统为主要储层，储层平均孔隙度一般为13%～18%，盖层为中新统泥岩，柯克亚中新统气藏属于该组合。准南前陆该组合在安集海河组区域盖层之上，储层为新近系沙湾组和塔西河组，储层物性好，平均孔隙度为10%～22%，盖层为塔西河组泥岩，独山子沙湾组油藏为该组合。三、前陆盆地油气藏富集特征（一）油气藏类型分布特征前陆盆地的构造特征决定了盆地内油气藏类型的多样性，主要包括构造、地层、岩性及复合油气藏（图6-6）。由于前陆盆地内不同构造带变形样式不同，圈闭类型差异也非常明显，决定了在不同构造带存在着不同的油气藏类型组合。一般而言，在前陆盆地中，邻近构造活动带一侧多发育与冲断作用有关的构造油气藏，而另一侧前渊、斜坡或前缘隆起区则多发育岩性、地层和复合类型的油气藏。1.褶皱冲断带油气藏类型以背斜圈闭为主冲断带构造挤压作用明显，圈闭类型众多，以构造圈闭为主，包括背斜油气藏、断层油气藏和复合油气藏。不同类型前陆冲断带油气藏类型有所不同，新疆地区前陆冲断带以发育背斜油气藏为特征，如库车前陆冲断带、准南前陆冲断带、塔西南前陆冲断带等；而川陕地区前陆冲断带以发育复合、岩性和断层型油气藏为特征，如川西龙门山前陆冲断带等；甘青地区前陆冲断带类型较复杂，除与背斜相关的油气藏外，断层、岩性、地层和复合油气藏也占有很大的比例，如柴北缘前陆冲断带和酒泉前陆冲断带等。图6-6前陆盆地油气藏类型分布示意图前陆冲断带背斜油气藏是前陆冲断带常见的油气藏类型，也是主要的油气藏类型，包括挤压背斜油气藏、断层复杂化的背斜油气藏、盐拱背斜油气藏等。受挤压作用而成，背斜的分布一般平行于造山带成带状，形态上背斜两翼一般不对称，造山带一侧平缓，而向坳陷一侧比较陡，有的甚至为平卧褶皱。较为典型的背斜气藏为川西龙门山冲断褶皱带的中坝背斜气藏、塔西南的柯克亚背斜油气藏及吐哈台北缘的鄯善三叠系油气藏等。由于前陆冲断带构造挤压强烈，断层发育，背斜多与断裂相伴并被断层所切割，形成断背斜油气藏，如呼图壁气藏、老君庙油藏、克拉2气藏等，其中呼图壁气藏为被断层切割背斜油气藏，老君庙油藏为断层传播褶皱背斜油气藏，克拉2气藏为被动顶板双重构造背斜油气藏。在我国西部前陆盆地中，由于挤压作用及厚层古近系膏盐变形作用的影响，盐拱背斜油气藏也是背斜油气藏类型之一，如库车前陆盆地大宛齐油藏等。断层油气藏主要有断鼻和断块油气藏。断块油气藏是由若干断层相互切割形成的油气圈闭，如柴北缘冲断带中冷湖-南八仙构造带的冷湖四号、鱼卡等均为断块油气藏，另外在吐哈前陆盆地断块油气藏比较发育，占该区油藏总数的37％，其储量占总储量的31%（袁明生，2002），其中比较典型的有巴喀油田的柯7、柯10和巴21断块油藏，温西10、温南2、玉东1断块油藏等。受构造和岩性等叠合作用的影响，中西部前陆盆地复合型油气藏也较发育，主要包括构造-岩性油气藏、岩性-构造油气藏及其他复合油气藏等。准噶尔西北缘克拉玛依油田以发育复合油气藏为特征。在复合油气藏中构造-岩性油气藏指在一定构造背景上以岩性为主的圈闭形成的油气藏，如准噶尔盆地南缘卡因迪克背斜卡6井安集海河组、紫泥泉子组油藏等，另外在吐哈盆地同样存在此类油气藏，如丘东气田的七克台-三间房组、西山窑组气藏和温吉桑1号的温2块七克台-三间房组油藏等。岩性-构造油气藏是以构造圈闭为主，岩性又使圈闭复杂化，造成油水或气油边界不在同一等高线上，如吐哈的丘东气田X2气藏。2.前渊坳陷-斜坡带中西部前陆盆地的前渊坳陷-斜坡带构造变形虽然较弱，但由于受到挤压作用较强的影响，最为发育的油气藏类型为复合型油气藏，包括背斜岩性油气藏、断层岩性油气藏等，如川西白马庙气田、大兴西气田及平落坝侏罗系次生气藏，鄂尔多斯西缘前陆坳陷—斜坡带和中拐凸起斜坡带油气藏等，部分前陆盆地在前渊坳陷-斜坡带发育深盆气藏。3.前缘隆起带前缘隆起是前陆盆地的重要组成部分，它是岩石圈闭受构造负载产生挠曲变形的均衡补偿，整体表现为拱张背形，且往往伴随张性正断层的发育。由于中西部前陆盆地具有多期叠合的特点，对于早期前陆盆地形成的前缘隆起往往为后期构造所改造或叠加，使得早期形成的前缘隆起结构复杂化，从而导致其油气藏的类型也多样化，但仍以构造油气藏为主，也有不整合有关的地层油气藏（周新源，2002），如库车前陆盆地前缘隆起发育的牙哈凝析气藏等。（二）油气相态类型的分布特征前陆盆地不同构造带的沉积层系厚度、褶皱断层的发育程度以及烃源岩分布有所差别，使得油气相态在不同构造带不同。前陆冲断带由于前陆层序厚度较薄，烃源岩成熟度低，再加上冲断带受改造破坏较强，使得前陆冲断带发育油藏或残余油藏为特征，只有在靠近坳陷的前排冲断带才发育气藏。前陆坳陷中生界煤系烃源岩成熟度高，且下部被动陆缘时期的近海湖相烃源岩油气难以运移到中生界以上的储盖组合中，油气相态以高过成熟的天然气为主。前缘斜坡由于烃源岩成熟度低，以发育凝析油气藏为特征。前缘隆起由于烃源岩成熟度低、且有克拉通盆地海相或近海湖相烃源岩的影响而使得此区以发育油藏或凝析油藏为特征。我国中-新生代前陆盆地沉积期间，由于前陆盆地有一个为造山带环绕的内流水系的沉积背景，加上造山带在碰撞效应下显著上升和扩大，导致物源区供应充足，因而往往形成较高的沉降速率。沉降速率在川西北、鄂尔多斯西缘（T3）和库车分别为150m/Ma、180m/Ma和300m/Ma以上，而在塔西南喀什凹陷第四系的沉积速率超过了500m/Ma。前陆盆地形成期高速巨厚的沉积对烃源岩生烃起了很关键的作用。受到前陆盆地造山带挤压逆冲作用的影响，前陆坳陷沉积物厚度大，其次为前陆逆冲带和斜坡带，这种不同构造带上沉积物厚度的差异最终导致烃源岩成熟度也平行于造山带分布，沉降凹陷的烃源岩成熟度较高，而在逆冲带和斜坡带烃源岩成熟度较低，造成油气在平面上呈环带状分布，沉积凹陷以产气、凝析气为主，而逆冲带和斜坡带和前缘隆起油/气比增大。以库车前陆层序的沉积引起的烃源岩成熟作用的差异为例，说明油气相态类型的区域分布特征(图6-7)。图6-7库车坳陷烃源岩成熟度及油气藏类型平面分布图库车前陆盆地的烃源岩为中侏罗统的恰克马克组、克孜勒努尔组和杨霞组，中、上三叠统的塔里奇克组和黄山街组。由于沉降中心平行于造山带，中生界坳陷型盆地（J-K）沉降中心的方向与新生代前陆盆地沉降中心的方向较一致，只是新生代前陆盆地沉积期的吉迪克组-库车组沉降中心平行向盆地位移，沉积期间厚度大，对烃源岩成熟起的作用也大，使得现今烃源岩的成熟度分布趋势基本与新生界前陆盆地期间新近系的沉降中心较一致。库车前陆盆地拜城凹陷中侏罗统烃源岩Ro可达1.8％，中三叠统黄山街组Ro可达2.0%以上，形成了一个高-过成熟的生气中心，在逆冲带及斜坡带烃源岩成熟度Ro多低于1.3%，以生油为主。库车前陆盆地油气分布基本上与烃源岩成熟度的分布相吻合。围绕生气中心分布有克拉2气田、大北1气藏，天然气成熟度较高，为干气；由沉降坳陷向逆冲带和斜坡带，油气藏演变为凝析气藏、挥发性油藏和油藏，如依南2湿气藏、提尔根凝析气田、牙哈凝析气田、英买7凝析气田、羊塔克凝析气田和玉东2凝气藏等。四、中国西部中-新生代构造运动对前陆盆地成藏期的控制作用（一）中国西部自三叠纪以来存在7次主要构造褶皱运动中国西部自三叠纪以来存在7次主要构造褶皱运动,即印支晚期（T3末）、燕山中期（J2末、J3末）、燕山晚期和末期（K1末和K2末）及喜马拉雅晚期（N1末和N2末），并形成许多重要的区域性不整合面。同时，构造运动的性质、强弱程度及特征，不仅随时而异，而且在地域上也有差异。它们对前陆盆地形成、改造、构造圈闭及油气藏的保存均有重要作用。1.印支晚期运动主要是羌塘地块向北俯冲、碰撞产生的远程效应。它使楚雄、川西和鄂尔多斯盆地西缘等前陆盆地形成并发生第一次冲断推覆作用，形成的侏罗系与三叠系不整合是从冲断带的不整合向盆地内假整合到整合的演变，可称为“递变型不整合”，这在川西前陆盆地的北段特别清楚。主要油、气产层在晚三叠世河、沼相沉积中。2.燕山中期运动第1幕（J2末）中侏罗世末在东特提斯、拉萨地块北上，与羌塘地块对接，使班公-怒江洋关闭，代表冈瓦纳大陆与欧亚大陆碰撞，是全球板块运动中一次大的地质事件。其远程效应，在准噶尔盆地西缘、准噶尔盆地南缘、库车、塔西南、吐哈盆地北缘以及鄂尔多斯盆地西缘等前陆盆地形成冲断推覆，可见上侏罗统与其下的中侏罗统呈不整合，或可见K1与J1-2之间呈平行不整合。但在川西前陆盆地北段，可见J2与J1以下地层不整合、J3厚层块状、莲花口砾岩与J2（遂宁组）成假整合。这次运动对中国西部前陆盆地油气田形成有重要作用，准噶尔盆地西缘前陆盆地的克拉玛依特大型油田（T）及百口泉、乌尔禾等油田（C-J2）的主要产层，均发生在燕山中期运动。其他准噶尔盆地南缘、吐哈盆地北缘、柴达木盆地北缘、鄂尔多斯盆地西缘前陆盆地，J1+2均为主要产层。3.燕山中期运动第2幕（J3末）在酒泉前陆盆地可见K1与J1-2角度不整合，在准南吐哈、库车和鄂尔多斯西缘等前陆盆地，可见递变型超覆不整合。上侏罗统因气候变化以红色碎屑岩为主，仅在准西前陆盆地在克拉玛依油田和准南前陆盆地三台油田为产层。4.喜马拉雅晚期运动（N2/N1、Q/N2）因印度板块和欧亚板块强烈碰撞和持续向北推挤作用，由于陆内俯冲作用，使东-西昆仑山、南-北天山、博格达山、南-北祁连山、龙首山等再度活动，不断上升，前陆盆地不断沉降，新生代的沉积速率显著增大，特别是N2-Q比N1增加数倍到10倍，如塔西南N2-Q：842m/Ma（N1：331m/Ma）、库车N2-Q：789m/Ma（N1：118m/Ma），准南N2-Q：224m/Ma（N1-E2：50m/Ma）、酒东N2-Q：692m/Ma（N1：51m/Ma），柴北尤为突出，N2：561m/Ma、Q：1829m/Ma（N1：221m/Ma）。与N2-Q同时发生冲断和背斜褶皱，在K-N中形成次生大气田和油田，如库车前陆盆地中的克拉2号气田和前隆中的牙哈等油田，其他如柴北冷湖油田（E-N）和吐哈台北油田（K-E）；在川西前陆盆地J-K红层中的次生气田，也形成于喜马拉雅期。喜马拉雅晚期运动，对中国西部前陆盆地急剧沉降、圈闭形成和油气运聚起了重大作用，因而许多学者提出中国西部前陆盆地“晚期成藏”的论点；而油气多来自下伏陆相地层烃源岩，通过断层和裂缝向上运移聚集的，也可称为“晚期次生成藏”。“晚期成藏”根本原因决定于下述2点地质因素：（1）新近纪再生前陆冲断作用下构造圈闭发育。前陆盆地冲断带发育有大量与断坪（断坡）逆冲断层相关的褶皱，其中又形成断层转折褶皱、断层传播褶皱、滑脱褶皱、断层传播-滑脱混生褶皱、双重逆冲构造、突发构造、断层转折-滑脱混生褶皱、复合楔状构造、断层转折-传播叠加构造等，这就为完整的大型构造圈闭的形成打下了基础（贾东等，1997）。如克拉苏双重逆冲构造由3～4条切穿白垩系和侏罗系向南逆冲的台阶状逆断层和一条大型发育于古近系盐膏层顶部的被动顶板反向逆断层组成，构造全部被古近系覆盖。背斜隆起的高度受断层的条数、每条断层倾角及断距大小和下盘断坡所在层位切过地层的厚度等因素共同控制，形成克-深构造带、克拉苏背斜构造带和巴-深构造带。完整的克拉2背斜就位于克拉苏构造带东段（魏国齐等，1998；宋岩等，2002）。表6-1喜马拉雅晚期前陆盆地发育对中生界烃源岩成熟度的影响地区烃源岩N沉积前Ro（％）N沉积后Ro（％）川西上三叠统1.8～2.51.8～2.5柴北缘下侏罗统0.7～1.52.0～4.0中侏罗统0.5～1.31.5～2.5准南中-下侏罗统0.7～1.11.5～2.4库车中-下侏罗统0.5～1.01.3～2.4中-上三叠统0.7～1.31.5～2.6喀什中-下侏罗统0.5～1.01.8～3.0吐哈中-下侏罗统0.4～0.90.7～1.5叶城中-下侏罗统0.4～0.91.3～2.2（2）新近纪再生前陆盆地的成盆期加速了烃源岩热演化。中西部前陆盆地发育多套烃源岩，不同的烃源岩在埋藏过程中所处的演化阶段不同，从而在前陆盆地发育时造成前陆盆地具有多期成藏的特征,并且由于前陆盆地沉积的特殊性从而造成即使是同一套烃源岩也具有生烃的多期性和成藏的多期性。通过对重点盆地川西、柴北缘和准南缘主要烃源岩不同时期的主要烃源岩演化过程的研究，认为前陆发育时巨厚的沉积是加速烃源岩演化的根本原因；中部川西盆地成盆期发育的烃源岩的热演化直接受成盆期的埋藏史控制，西部成盆期前的烃源岩在成盆前或初期主要处于低成熟-成熟阶段，成盆期使其迅速达到高成熟-过成熟阶段（表6-2）。（二）燕山期构造运动对中国西部前陆盆地油气富集有重要作用中生代以来，班公湖—怒江特提斯洋在早-中侏罗世进入扩张鼎盛时期，这一区域性时代准西北准南伊宁焉耆吐哈库车塔西南塔东南柴西柴北缘酒泉鄂西川西QNEK2K1J3J2J1T3T2T1注：角度不整合平行不整合剥蚀或缺失早期前陆晚期逆冲图6-8中国中西部中-新生代前陆盆地构造变形期次构造作用波及整个中西部地区，普遍沉积一套暗色细粒湖沼相煤系地层，奠定中西部前陆盆地油气勘探的资源基础；晚侏罗世—白垩纪时期班公湖—怒江特提斯洋向北俯冲关闭，拉萨微地块与羌塘拼贴碰撞，其北缘的中西部诸盆地普遍发育了一期值得重视的燕山期构造运动。它在中国西部地区有普遍性，对油气聚集有重要意义。例如川西、鄂尔多斯西缘、库车、塔东、准南等地区的白垩系与下伏地层不整合接触，柴北缘、塔里木盆地等地区的古近系与下伏地层不整合接触；同时在上侏罗统-白垩系形成粗粒沉积，甚至磨拉石堆积。燕山期古构造圈闭对油气成藏也具有普遍的意义，在中国西部油气勘探中不可忽视。1.燕山期构造运动的普遍性从侏罗纪到白垩纪这段地质时期，晚侏罗世到白垩纪期间强烈的燕山中、晚期运动，在中国西部盆地中普遍存在。首先表现在地层的接触关系上：白垩系的剥蚀、缺失或者白垩系与侏罗系不整合接触，甚至第三系直接与侏罗系不整合接触（图6-8）。燕山期古构造在各个盆地中都有反映：①川西地区发育邛莱、巴中、河湾场等3个燕山期的古构造。②库车坳陷白垩纪晚期发育依奇克里克-吐格尔明、温宿-大宛齐2个古构造凸起带；准噶尔盆地南缘侏罗系在准南坳陷内部地层最厚，向南、北方向依次减薄，最后完全缺失；卡因迪克构造的南翼侏罗系与白垩系整合接触，从翼部向构造核部，白垩系逐渐减薄，直到构造顶部消失。③吐哈盆地的丘陵-温吉桑弧形构造带、吐鲁番坳陷西部的胜南-葡北构造带都发育侏罗纪末-白垩纪的古构造。④柴达木盆地北缘北东向展布的马海-南八仙地区据最近研究其构造雏形发育于早白垩世，在柴北缘的苏干湖盆地中，古近系与侏罗系或白垩系不整合接触。⑤鄂尔多斯盆地晚侏罗世-早白垩世发生明显的逆冲推覆构造，盆地格局东边抬升西边沉降，例如在盆地内乌审旗东北35km的内蒙新街南面，下白垩统呈水平产状与向西南倾斜的中侏罗统不整合接触。2.燕山期构造运动对中国西部前陆盆地油气成藏的重要意义1）燕山期为中国西部前陆盆地的主要生烃期燕山期构造不仅在造山带中发生局部的岩浆活动，热液侵入也可能影响到盆地内部，加速烃源岩的热演化。如图6-9所示，中国西部的准噶尔盆地、塔里木盆地周边的前陆盆地中，二叠系烃源岩在早中侏罗世开始生烃，白垩纪末达到生烃高峰期；侏罗系烃源岩在白垩纪-古近纪开始生烃。例如库车坳陷依南2井三叠-侏罗系烃源岩热演化史图显示库车坳陷烃源岩在晚侏罗世-白垩纪开始演化成熟（地温达到90oC），新近纪成熟度快速增高（VRo增高1%～2%），进入生排烃高峰期。西部的柴北缘、吐哈盆地中的下-中侏罗统烃源岩几乎同样在古近纪开始生烃，新近纪进入生排烃高峰期。而在中国中部的鄂尔多斯盆地上古生界和川西坳陷上三叠统的煤系烃源岩热演化史显示，烃源岩在侏罗纪开始生烃，晚侏罗世到白垩纪进入生排烃高峰期。例如鄂尔多斯盆地天1井石炭-二叠系烃源岩热演化史显示烃源岩在早白垩世成熟度快速增高（Ro增幅可达1.3%），导致快速大量生排烃。图6-9中国中西部前陆盆地主要烃源岩热演化史示意图通过各个盆地的烃源岩热演化史研究显示，西部前陆盆地中大部分上古生界和上三叠统-中下侏罗统两套主要的烃源岩在晚侏罗世-新近纪已经进入生排烃时期（Ro为0.6%～1.2%）。特别是针对西部地区中下侏罗统的煤系烃源岩，在热演化的低-中等成熟阶段（Ro为0.5%～0.8%）就进入生油高峰期，其中的树脂体和木栓质体在未成熟-低成熟阶段（Ro为0.35%～0.7%）即可进入生排烃高峰期(赵长毅,1994)。所以在白垩纪时期中国西部前陆盆地是重要的生油时期，新近纪以后成为主要的生气高峰期。而在中部的鄂尔多斯、四川盆地，白垩纪为主要的生排烃高峰期（图6-10），这主要因为在白垩纪由于燕山运动致使岩浆侵入，烃源岩受热加速热演化，达到生排烃高峰。在鄂尔多斯盆地上古生界主要的煤系烃源岩总生气量约为512×1012m3，而在早白垩世时期的生气量达到357×1012m3，占各个时期生气总量的70％（图6-10A）；在川西地区上古生界主要的煤系烃源岩总生气量约为274×1012m3，而在早白垩世时期的生气量达到125×1012m3，占各个时期生气总量的46％（图6-10B）。例如川西白马庙地区Ⅲ型干酪根生烃范围TTI为15～180之间，高峰期TTI为75，烃源岩在白垩纪进入生排烃高峰期。图6-10中国中部地区主要烃源岩生烃阶段图2）燕山期形成的古构造圈闭对油气成藏有重要意义中国中西部地区在印支期和喜马拉雅期发育的两期前陆盆地中分别沉积了上古生界和上三叠统-中下侏罗统两套主要的烃源岩。上古生界烃源岩在燕山期已经进入生排烃高峰期，上三叠统-中下侏罗统烃源岩在燕山晚期也开始生烃。燕山期古构造适时地圈闭了这期生成的油气，聚集成早期的油气藏。中国中西部地区在燕山期普遍发生构造隆升，形成一定幅度的古构造或构造雏形，该期古构造对油气成藏具有明显的意义。晚侏罗—早白垩世形成的构造圈闭成为该时期凝析油（气）运移聚集的良好场所，例如吐哈、库车、川西、川北（渡5井区）等J3-K1古构造圈闭是早期成藏的关键。（1）古构造圈闭与早期生烃形成合适的时间配置，利于油气早期聚集成藏。中生代早期前陆盆地的的烃源岩生烃高峰期主要集中在燕山期，形成的古构造圈闭能够及时地圈闭油气，川西、准南、吐哈、柴北缘等前陆盆地中的古构造对早期成藏的意义明显。川西上三叠统烃源岩在侏罗纪进入成熟期，白垩纪进入生排烃高峰期，同期形成燕山古隆起控制了油气的富集，在白马庙、平落坝、中坝、孝泉-新场等燕山期古隆起部位发现天然气三级储量1225×108m3。①中坝-海棠铺印支-燕山期古隆起，中坝气田位于古隆起高点，由于受古构造控制，含气范围超过了现今构造最低圈闭线；②峨眉-蒲江印支-燕山期古鼻状隆起，平落坝气田位于古局部构造高点上，平落坝气田的含气范围也超过了现今构造最低圈闭线，白马庙、观音寺、苏码头、盐井沟等含气构造均在该古隆起上；③鸭子河燕山期古鼻状隆起，中石化新星公司发现的新场侏罗系大气田就位于该隆起上，最近在该构造所钻851井在须二段获高产工业气流。准南二叠系烃源岩生运聚的有效期在侏罗-白垩纪，侏罗系烃源岩生运聚的有效期在侏罗纪的晚期-白垩纪末期，准南古构造是油气运聚的主要方向，发现的油气成藏与古构造相关。卡6井油气藏处于四棵树凹陷二叠-侏罗系烃源向车排子古隆起上倾方聚集区；呼图壁气藏与印支-燕山期古断裂有关，断裂成为天然气运聚的主要通道，在继承燕山期古构造基础上形成喜马拉雅期气藏圈闭。吐哈盆地二叠-侏罗系中相当一部分烃源岩在晚侏罗世-早白垩世进入生烃高峰期。吐哈盆地构造圈闭多形成于燕山期，定型于喜马拉雅期。根据地震资料对73个构造圈闭形成时期的研究，其中形成于燕山期的圈闭有18个，形成于燕山-喜马拉雅期的构造圈闭34个，形成于印支-燕山期的3个，与燕山期古构造相关的圈闭占总数的71％，充分体现了吐哈盆地燕山期构造是重要的圈闭形成期(吴涛等，1997)。这些燕山期形成的构造圈闭主要分布在巴喀至红山一线以东地区，特别是丘陵-温吉桑弧形构造带，另外在吐鲁番坳陷西部的胜南-葡北带上也发育侏罗纪末-白垩纪的古构造，这些古构造在燕山期充分接受了油气充足，形成保存至今的油气藏。鄂尔多斯盆地上古生界煤系烃源岩在侏罗纪-早白垩世开始大量生气，这时整个盆地呈现北高南低的格局，天然气从南向北运移；到早白垩世达到生气高峰期，这时盆地由北高南低逐渐过渡为东边高，西边低的格局，天然气运移趋势改为由西向东、由南向北运移。盆地内上古生界南北向展布的河道砂体在东西方向上由于储集物性差异形成侧向封堵，聚集成气藏（王涛，2003）。所以鄂尔多斯盆地上古生界的储层条件决定了气藏的产量高低，燕山期古构造实际上控制了含气丰度的高低，早白垩世的古构造也在一定程度上控制了天然气的运聚。在柴北缘地区，现今通过古构造研究和油气成藏分析，显示马海-南八仙油气田也主要受北东向展布的燕山期古构造控制。（2）燕山期古构造背景之上叠加新生代构造圈闭，利于次生气藏的形成。燕山期的古构造圈闭及时地捕获早期形成的油气，但是在后来新生代构造运动的重新调整后，早期成藏的天然气发生二次运移，重新在邻近的新圈闭中聚集成藏。例如川东北三叠系飞仙关组鲕滩储层在燕山期构造圈闭中形成气藏，然后再次改造成藏。坡2-渡1井一线以南、坡3-金株1-鹰1井一线以北的地区在晚三叠世末，上二叠统烃源岩进入生油高峰期；坡1-朱家1-月溪1-紫1-罗家2、渡1井一线为古构造高点，聚集形成油藏（井下普遍见沥青）；晚侏罗世末，上二叠统烃源岩进入湿气阶段；朱家1-渡5-东安1井一线转为古构造低部位，周围的铁山坡、罗家寨、渡口河构造为古构造高部位，聚集形成现今的油气藏。川西地区峨眉-蒲江印支-燕山期古鼻状隆起首先在上三叠统须家河组中形成原生气藏；喜马拉雅期构造剧烈，断裂发育，下伏须家河组早期形成的气沿断层向上运移至沙溪庙组、蓬莱镇组的砂体中聚集，形成白马庙、观音寺、苏码头、盐井沟等构造岩性圈闭气藏。（3）燕山期古构造的发育有利于粗粒碎屑物质沉积，形成良好的储集砂体。中西部地区构造抬升，湖平面降低，以滨浅湖相、三角洲相、河流相沉积为主，沉积的粗粒碎屑物质形成良好的储集砂体，成为有利的成藏场所。陆相沉积的层序地层学特征受构造影响明显，白垩纪时由于挤压隆升引起水退，沉积低位体系域，发育很好的储层。例如库车坳陷下白垩统巴什基奇克组主要为低位体系域，发育辫状河、三角洲、河流、滨浅湖相，储层厚度大、分布稳定、连通性好，储集物性好，形成中孔中渗和中孔高渗储层。五、中国西部前陆盆地超压异常与油气分布特征中国西部一些前陆盆地存在超高压异常。横向上多分布在前渊坳陷中部，如库车前陆盆地在克-依构造带和秋里塔格构造带间的坳陷区；准南前陆盆地的坳陷区普遍存在异常高压；川西前陆盆地北部坳陷为异常高压区。纵向上，中-新生代主体层系均发育异常高压，库车坳陷古近系膏岩层以下各层系均发育异常压力；准南地区古近系至上白垩统普遍存在异常高压；川西北部坳陷侏罗系至上三叠统也为异常高压层段。3个前陆盆地坳陷区经钻井压力测试，在一些特殊井获得超压异常的压力系数(表6-2)。中国西部前陆盆地超压异常不仅影响钻井工程的成效，也影响油气分布和开采工程，是中国西部前陆盆地油气勘探值得重视和认真对待的问题。（一）异常压力概述1.概念和分类由于沉积物的压实作用，地层中孔隙流体（油、气、水）所承受的压力称之为孔隙流体压力（或地层压力）。正常压实情况下，孔隙流体压力与静水压力一致，其大小取决于流体的密度、液柱高度，凡是偏离静水压力的流体压力，即称之为异常地层压力。孔隙流体压力高于静水压力时称异常高压（或超压，即实测压力/静水压力比值大于1者），低于静水压力时称为异常低压（或欠压,即实测压力/静水压力比值小于1者）。国内有些学者根据国外260个油气田统计资料将地层压力分为5类(表6-3)。表6-2中国西部前陆盆地压力测试数据井号圈闭层位绝对压力(MPa)产层中深(m)压力系数龙1九龙山T360.513178.01.96文1文兴场T366.063613.01.85关6老关庙T388.064107.02.02金2金华镇T358.713093.51.90克拉2克拉2E75.263495.662.00克拉3克拉3E66.823469.771.78依南2依南2J181.794452.341.70东秋5东秋5E94.284325.52.00吐谷1吐谷鲁E35.961785.492.05安6安集海K285.964159.02.11表6-3国内油气田压力系数分类表压力系数压力分类<0.75超低压0.75～0.9低压0.9～1.1常压1.1～1.5高压>1.5超高压（二）引起异常压力主要因素异常压力形成因素多种多样，包括地质的、物理的、地球化学的和动力学等因素，其成因可能是以某一种因素为主，其他因素为辅。1.烃类生成作用（Barkerc,1990）在逐渐埋深期，沉积物中的有机质在温度达到93.3℃的条件下，生油母质Ro大于0.6%和生气母质Ro大于0.7%时，转化为烃类过程是引起超压异常的重要因素。Hunt（1990）指出，世界大量油气生成于被流体封存箱封闭的、埋深大于3000m的生烃岩中，形成超压异常基本因素有两个，一是此过程生成的烃类，尤其是低分子烃生成会造成体积膨胀；二是所生成的油气和水在一起，在地层中变单向流动为多向流动，从而降低了流体渗透率，导致孔隙流体排出速率降低，地层压力升高。Illing（1938）还指出：有机质生成烃类，其体积增大，可提高已压实岩层中的压力。2.液态烃类的热裂解作用据研究位于生油窗以下的液态烃类，因深埋或构造变动形成了高温条件，会因受催化反应、放射性衰变及细菌作用而热解为气态烃的过程中，其体积可增加到原来的2-3倍或更大而导致高压。3.欠压实作用（Osborne和Swacbrick,1997）欠压实作用是指在沉积过程中，由于压实与排水作用不均衡导致的欠压实现象。由统计资料得出欠压实常具备的条件：①有巨厚的沉积物；②厚层泥质岩的存在；③形成砂泥岩互层；④快速沉降和快速充填；⑤欠压实多发生在海退层序的大套泥、页岩及砂质泥岩层序中。4.构造作用（SleepN.H.,BlanpiedM.L.,Creep,1992）构造作用包括区域性抬升、断裂、褶皱、滑坡、崩塌和刺穿等。区域性抬升可使处于某一深度的正常压力系统保持原状而低于后期静水压力的梯度，形成浅层超高压系统。断裂发育由于泄漏作用可导致低压异常，还可作为高压流体的输导层而产生超压异常。底辟作用可将深层的高温-高压流体带至浅层，促使高压异常形成。褶皱、滑坡、崩塌、刺穿作用均可使压力失去平衡而导致超压。水平挤压构造作用亦可形成异常压力，但研究还不够。5.黏土矿物成岩作用（TigertV.,AlshaiebZ.,1990）在成岩过程中从蒙皂石转化为伊利石时，三个方面因素可促使流体压力增加：一是伊利石对孔隙喉道产生填塞，增加了泥质岩的非渗透性；二是伴随着过程大量脱水，释放出水的体积可达原始孔隙体积的15%；三是蒙皂石层间吸附水的密度一般高于自由水的孔隙度，蒙皂石吸附水脱出后必然要膨胀，致使地层产生附加孔隙压力。6.水热增压（LuoXR,VasseurG.,1992;夏新宇等2001）地层随深度增加而温度升高，会引起岩层骨架及孔隙流体膨胀，石英的膨胀为水的1/15，故温度增加可促使孔隙水运移，若受阻，也会提高孔隙流体的压力。Barker（1972）等指出，在固定体积封闭含水系统中，温度每变化0.56℃，内部压力变化范围为0.76MPa（饱和盐水）～0.86MPa（淡水）。这样，在一个含淡水地层中，当温度升高4.4℃时，可产生6.90MPa的过剩压力。（三）超压异常与油气关系据不完全统计，全球已发现超压盆地180多个，其中160多个为富含油气盆地，而我国已发现30多个盆地或地区存在异常压力。这充分说明，异常压力与油气富集、分布关系密切。表现在以下3个方面。1.超压体系为烃类初次运移提供了动力条件母岩中生烃数量使水饱和并能满足克服颗粒和有机质吸附力时，在孔隙空间形成连续的游离烃相，超高压使泥岩与邻近储层和输导层孔隙流体间压差增大，迫使油气从母岩中排出。同时异常压力还会减缓泥岩压实的进程，使泥岩在深部仍保留相对较大的孔隙度和渗透率，进而加快烃类排驱的作用。2.超压体系可在垂向上形成幕式排烃模式Hunt（1990）认为：随着沉积盆地下沉，超压体系中烃类不断生成，加之温度升高等因素，使空隙压力不断升高。当达到地层破裂压力梯度时，垂直裂缝产生，烃类和其他孔隙液体向上运移进入上覆较低压层中，并聚集在最近的构造或地层圈闭中；伴随此过程推进，超压体积中的孔隙压力下降，裂缝闭合，烃类排烃停止。随着盆地不断下降充填，烃类继续生成而逐渐形成新的超压体系，当压力恢复到破裂力时，新的一幕排烃作用又开始。这种循环往复的幕式排烃过程，在快速沉降的盆地中约数千年发生一次。3.与超压油气藏有关的类型超压盆地油气主要富集于超压顶面附近，确定超压顶面的位置，确定温度场、压力场的低势区和低势层的位置，这有利于选准勘探的突破方向和发现大油气田。一般与超压有关的油气藏有以下几种类型：①位于超压体系内的低渗超压油气藏；②位于超压体系内礁灰岩（或浊积砂岩体）超压油气藏；③位于退覆型三角洲平原及分流河道沉积体系中的常压或稍超压油气藏；④位于超压体系上部或下部的超压油气藏；⑤远离超压体系的泄压区的常压油气藏。（四）中国西部前陆盆地超压异常分析前陆盆地逆冲推覆构造与异常高压的关系，Hubbert和Rubey（1959）早已注意到，并作为解释逆冲断层形成的机制。产生异常高压流体的地质条件包括：①具有厚层泥页岩或类似的岩石；②上覆有厚度较大的砂泥岩，作为低孔渗层的“封堵带”；③快速沉积增加的负荷；④有横向挤压力的作用；⑤地层产状平缓，未发生明显的翘起或褶皱。这些地质条件在前陆盆地造山期发育的同造山期和后造山期后均存在，易形成高压异常的流体压力。中国西部已发现有异常高压的前陆盆地有：川西前陆盆地、准噶尔南缘前陆盆地、库车前陆盆地等数个，其中研究较多的有3个前陆盆地，分别讨论于下。1.川西前陆盆地在北部的梓潼坳陷，从南缘的隆丰场、丰谷镇至中部的老关庙、枳坝场、文兴场，再到北部的九龙山等构造的上三叠统，钻进过程中常遇到高压异常，并引起井喷、井涌等显示。压力系数为1.6～2.2，属超高压区。本区向西到龙门山前缘的中坝-双鱼石-河湾场等构造地层压力降低为常压区。向南的西部邛崃以南为正常压力区，包括大兴-汶玉、周公山、平落坝等构造；但其东部的龙泉山、苏码头为异常高压带。引起异常高压的因素，据分析主要有以下3种。（1）欠压实作用。梓潼坳陷沉积的上三叠统厚度巨大，最大达1900m；T3x1、T3x3和T3x5都有厚层泥、页岩存在，如隆丰1井T3x3-T3x5厚达900m，其中泥岩厚约540m；本区无论是T3x或侏罗系都具快速堆集特征。因而梓潼坳陷完全具备了产生欠压实的地质条件。此外，上三叠统砂岩致密，孔渗性差，妨碍地层流体在压实过程中排除，从而有助欠压实的发生。（2）生烃作用。上三叠统发育巨厚的泥质岩和煤层，烃源岩丰富，生烃强度在20×108～50×108m3/km，烃类气体体积膨胀，成为异常高压主要因素，已为四川地学者所共识。（3）构造活动强度。从前述沉积-构造响应分析和变异规律，可知龙门山造山带北段活动期早，为印支期，其后的燕山-喜马拉雅期不如中段和南段强烈；对应的川西前陆盆地北部的梓潼坳陷高压异常压力得不到释放，因而形成高压异常区。异常地层压力与大、中型油气田的关系密切。据统计全球180个沉积盆地中具有超压地层体系，其中160个形成了大、中型油气田。这些大、中型油气田中，压力系数小于0.96的低压异常占15.7%；常压（0.96～1.06）占33.8%;高压（1.06～1.38）占38.1%;异常高压占12.4%（黄大忠，1998）。川西前陆盆地北部须家河组（T3x）为超压异常气田，属于异常压力封存箱成藏模式，但当岩石孔隙流体压力达到上覆地层静压力的70%时，超压体系开始产生微裂缝，使天然气沿裂缝向上渗流，成幕式迁移，但仍保持超压状态，称为“晚期超压”，如川西前陆盆地中的孝泉-新场侏罗系至白垩系的红层中的次生气藏。向上迁移到最高层位形成的气藏，可与下伏须家河组烃源岩距离超过2000m。形成的气藏地质储量规模可达数百亿立方米。2.准噶尔南缘前陆盆地（1）在准噶尔盆地南缘西部托斯台构造的中、上三叠统小泉沟群（T3q）、下侏罗统三工河组（J1s）泥岩层，独山子、霍尔果斯、安集海、吐谷鲁、呼图壁、玛纳斯背斜古近系安集海河组（E2-3a）泥岩层为超压层(图6-3)。1996年新疆石油管理局钻的呼2井、四川石油管理局钻的安6井、吐谷1井和川玛1井，均进一步证实准南西部地区存在高压异常。各构造和钻井地层压力分布状况见表6-4。图6-11准噶尔盆地南缘前陆盆地含油气系统分布图（据李耀华等，2001）表6-4准噶尔盆地南缘各井实测地层压力分布统计表（据李耀华等，2001）构造井号层位井深（m）地层压力（MPa）压力系数含油气情况安集海安4N1t-N1s2078.0～2187.024.891.16微气安6E1-2z3325.5～3872.075.94～83.982.14～2.33微气、水K2d3932.1～4057.383.59～84.942.13～2.18微气、水吐谷鲁吐谷1E2-3a1764.4～2357.533.09～44.461.89～2.05油气层E1-2z2467.5～2797.045.61～52.451.72～1.89微气、水K2d3013.2～3034.654.90～58.421.85～1.98微气、水玛纳斯川玛1E2-3a2645.2～3182.941.36～53.651.58～1.79水、微气E1-2z3287.5～3776.054.38～63.461.64～1.71/呼图壁呼2E1-2z3562.0～3568.533.4～33.60.96气层独山子独深1E2-3a1863.1～1901.730.571.62/独1N1s-E2-3a1437.0～1536.022.85～26.421.59～1.72/独2N1s-E2-3a952.0～1793.013.7～28.691.45～1.60/霍尔果斯霍8aN1t1703.0～1800.016.701.02/西湖西参2N1t3565.4434.920.96/N1s3611.5～3633.535.330.98含油水层西3N1t3305.2～3481.235.34～33.600.94～1.04/齐古齐8J1b2010.0～2030.025.911.28油层T2-3xq2715.0～2736.033.281.22油气层清水河清1J2x2361.92～2642.027.721.11/②齐8井、安6井、呼2井和四参1井进行压力演化史模拟表明，不同区带有不同的压力演化史。齐8井代表靠近造山褶皱带第一排构造（包括托斯台背斜等6个构造），在地史演化中分别在T-J存在异常高压，但自燕山运动以来，抬升剥蚀、断裂发育，高压经断裂泄压，现今异常高压已不存在。安6井代表第2排和第3排构造带的霍尔果斯背斜和卡因迪克等背斜，古近-新近纪为超高压；其中呼图壁背斜上的呼2井因断层泄漏，紫泥泉3组为常压。从沉积-构造演化史分析，准南自白垩纪以来，经历了K-E拉张沉积期，沉积速率慢，不具备形成高压的条件，N-Q为挤压造山沉积剥蚀期，天山强烈隆升，前陆盆地迅速沉降，造成塔西河组（N1t）、安集海河组（E2-3a）和吐谷鲁群（K1tg）大套厚层泥岩的欠压实黏土矿物脱水和水热增加等作用，导致本区超高压的形成。③据钻探资料推测，本区可能存在压力封存箱，上封隔层为安集海河组（E2-3a）泥质岩层，推测吐谷鲁群（K1）泥质岩层为下封隔层，箱内无主要烃源岩层，油气必须来源于中、下侏罗统煤系地层的烃源岩，在第2～3排构造带，因裂缝贯通，可形成高压次生气藏。此外,呼图壁背斜在异常压力封闭层之下存在常压带，是高压体系找油气中的一个“甜点”，有利于油气聚集，在勘探上应注意。3.库车前陆盆地已有多口井钻遇异常高压地层，它们主要分布在盆地北部克依构造带和秋里塔格构造带（图6-12）。层位上显示有古近系底部砂、砾岩、白垩系（克拉苏构造带，压力系数最高2.2），新近系吉迪克组、侏罗系阿合组和阳霞组（依奇克里克构造带，压力系数为1.6～1.9）。异常压力主要分布在古近系区域盖层之下，平面上主要分布在库车坳陷北部，纵向上异常压力顶部所在层位由西向东，从白垩系向新近系吉迪克组逐渐升高；盆地南缘的井基本不存在异常高压。图6-12库车前陆盆地异常压力分布图（据贾进华等，2001）通过15口探井的测井和试井资料分析，在平面上白垩系中的异常压力主要发生在克拉苏构造带及向东延至依南2井区以及秋里塔格构造带，过剩压力分布在15～40MPa之间，其中以克拉苏构造带最高(图6-13)。古近系异常压力分布的范围比白垩系大得多，但过剩压力并不高，多在5～20MPa之间，主要分布在盆地中西部以及盆地南缘，其形成与分布与其中所夹的巨厚膏盐泥岩有关(图6-14)。新近系在盆地东部的阳霞至提而根和西部的西塔克地区分布有两个高压异常区，过剩压力分别为30MPa和25MPa，其他地区为5～20MPa之间(图6-15)。其形成与此时盆地沉降幅度最大，堆集了大量碎屑岩有关。引起克拉2气田高压异常的原因，据分析与一般超压异常成因不同。白垩系砂岩厚度巨大，分布稳定，孔渗条件好，不存在欠压实形成因素；气藏也不具备生烃作用及原油裂解形成异常高压的环境，克2号气田恢复埋深不超过6000m，换算地层压力最大为60MPa左右，远达不到现今地层压力74.4MPa，因此与抬升造压因素无关。克拉2号气田超高压的形成，主要与以下三个因素有关。图6-13库车前陆盆地白垩系泥岩过剩压力等值线图图6-14库车前陆盆地古近系泥岩过剩压力等值线图（据贾进华等，2001）图6-15库车前陆盆地新近系泥岩过剩压力等值线图（据贾进华等，2001）(1)天山向南推挤作用，是产生异常压力的主要因素。中新世以来，天山造山带向南推挤，使克拉2号气田“盐下”层的封闭-半封闭系统增压；使“盐上”层大规模滑脱应力释放，地层压力正常。随着远离天山造山带方向，构造应力减弱，异常压力相应减小，至南缘隆起带，“盐下”地层压力已趋于正常。克拉2号气田井眼为椭圆形，井眼长轴方向平行于构造走向，短轴方向近于南北，反映现今还受南北方向的挤压力。室内试验结果也表明，地应力作用强度是地层静压力的1～5倍，如克拉2号气田压力系数为1.95～2.22，是地层静压力2倍左右，可见克拉2号气田超高压异常与挤压应力关系密切。(2)巨厚的膏盐盖层为高压异常形成提供了条件。在靠近天山北部单斜带，区域盖层剥光，中生界出露地表，无异常压力；依南地区由于邻近依奇克里克构造，区域盖层“开天窗”，侏罗系地层压力明显降低（压力系数低于1.5）。克拉2号气田古近系发育一套膏盐（泥）岩，厚100～1000m，且很致密，一般泥岩的自然破裂压力相当的压力系数为1.96，而膏盐盖层具有强烈的塑性流变，对下伏超高压气层具更严密的封堵作用，并使深部许多断层消失于膏泥岩地层中，成为盐下层超高压异常不可缺少的条件。(3)充分的供气（强充注）条件，是克拉2号气田超高压形成的主要因素。克拉2号气田处于最大生气强度中心，具备了强充注的基础，按依南五井中生界实测压力数据推算，气源岩埋藏到7000～9000m，地层压力可达116～148MPa，这正是克拉2号气田气源区气源岩最低压力状态，而克拉2号气田产层压力为73～76MPa，二者压差高达40～70MPa，可使天然气源源不断的注入。克拉2号气田为两条逆冲断层夹持的背斜构造，逆冲断层下切侏罗系煤系烃源层，上通白垩系储层并止于上膏盐泥岩，成为天然气向上强充注的直接通道。库车前陆盆地白垩系储层内大范围分散的天然气可向圈闭内间接式的强充注，如只需500km2供气面积，排烃系数为2.5%，即可达到气田探明储量的2506×108m3。据包裹体均一温度推算，克拉2号气田始于2Ma左右，现今地表有油气苗及浅层油气显示，表明气田存在充注与扩散的动态富集过程，克拉2号气田有如此高的储量丰度，推测其强充注作用仍在进行。第三节中国西部典型前陆盆地油气聚集规律经过近10年来对中国西部前陆盆地的油气勘探，已取得良好的效果，积累了不少经验。但也显示其沉积特征和变形结构异常复杂，无相同的规律，只有相似的油气聚集特征。本节选择研究程度较高又有一定认识的4个前陆盆地（库车、准南、川西、柴北），分别代表双侧向俯冲（T-型俯冲）和单侧向俯冲（L-型俯冲）形成前陆盆地的成藏特征和油气聚集规律，以飨读者。一、库车前陆盆地油气聚集规律库车前陆盆地位于塔里木盆地北部，近东西向展布，东西长550km，南北宽30～80km，面积2.7×104km2。北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南部紧邻塔北隆起（图6-16）。库车坳陷自1935年开始进行路线地质调查，1952年开始重磁电及区域地面地质调查，油气勘探始于1954年。1954-1986年先后在10个地面构造钻探了63口探井，共发现46个地面构造，一个潜伏构造，其中11个地面构造在古近-新近系、白垩系、侏罗系、三叠系发现油苗、油砂和沥青。1959年发现依奇克里克油田，产层为中侏罗统，探明石油地质储量347×104t，采出原油110×104t，于1987年枯竭废弃。1986年由于勘探力量转移暂停钻探。随着地质理论认识的提高、勘探技术的进步、钻井技术的改善，进一步逼近了盐下构造带的勘探目标。1995年发现大宛齐盐拱构造上的浅层油藏后，在依奇克里克油田依南断裂带下盘的侏罗系发现了依南2高产油气藏，在构造带西段的克拉2井于盐下三角带构造白垩-古近系获得高产气流，证实为高压、高产、高丰度的大气田，即克拉2大气田，探明储量2840.29×108m3。后来又在大宛齐北、吐孜洛克及秋里塔格等构造上发现了多个大中型气田。2001年又在秋里塔格构造带取得重大突破，先后发现了迪那1、2凝析气藏和却勒1油藏。其中迪那1构造天然气控制地质储量241.88×108m3，凝析油158×104t；迪那2构造东高点探明天然气地质储量807.61×108m3，凝析油584.8×104t，西高点控制天然气地质储量352.23×108m3，凝析油253.9×104t。迪那构造带的油气发现，特别是却勒1油藏的发现，证实秋里塔格构造带巨大的勘探潜力。此外，乌参1井在新近系吉迪克组见到多层气测显示，显现出较好的勘探前景。（一）前陆盆地盆地演化及构造单元划分库车坳陷是一个以中-新生代沉积为主的前陆坳陷，中生界广泛发育线状褶皱、逆冲断层和推覆构造，地层倾角较大。构造特征为一强烈变形的山前逆冲带。库车前陆盆地中-新生代主要经历了三个演化发展阶段，即：三叠纪前陆盆地、侏罗纪-古近纪断陷-坳陷盆地以及新近纪-第四纪再生前陆盆地演化阶段，其中新近纪库车期以来是库车前陆盆地构造变形与盆地格局变迁的主要时期（魏国齐等，2000；杨树锋等，2002；贾承造等，2002）。库车坳陷在三叠纪古特提斯洋向北强烈俯冲活动产生的挤压构造背景控制下进入前陆盆地构造发展阶段；侏罗纪-古近纪时，由三叠纪的挤压构造环境进入应力松弛的断陷-坳陷盆地构造发展阶段。侏罗纪的库车前陆盆地属伸展条件下的断陷盆地性质，白垩纪-古近纪沉降曲线平缓，新近纪-第四纪印度板块与欧亚板块发生了强烈碰撞，远程效应发生持续挤压，在塔里木北部形成了一个北断南超、不对称箕状坳陷型再生前陆盆地，接受了厚达6000m的沉积。总体上，库车前陆盆地体现了两期前陆盆地叠加的特征，经历了多期的构造运动，但主要受两期构造运动的影响：第一期为白垩纪的燕山运动，使北部天山抬升，向南形成较大的水平挤压力，形成一系列北倾逆断层，是坳陷内断裂和构造的重要发育期；第二期为新近纪的喜马拉雅运动，北部天山继续抬升，燕山期断裂继续活动，形成了天山山前大型逆冲褶皱带及一系列逆冲断层，其运动结果使得库车坳陷形成了4带3凹的现今构造格局，即：北部单斜带、克依构造带、秋里塔格背斜带、南部平缓背斜带及拜城凹陷、阳霞凹陷、乌什凹陷（图6-16）。图6-16库车坳陷二级构造单元及主要井位分布图1-一级构造单元;2-二级构造单元;3-剖面位置;4-井位（二）油气地质条件及成藏匹配关系库车坳陷以中-新生界陆源碎屑沉积为主，厚度达8000m以上，分布较完整，发育2期、2大类、6套烃源岩。2期烃源岩一是早期前陆盆地发育期形成的中、上三叠统烃源岩，另外一期是早、晚期前陆盆地间发育的中、下侏罗统烃源岩；2大类烃源岩为煤系和湖相泥岩，其沉积环境分别为沼泽相和湖相两类；6套烃源岩分别是侏罗系恰克马克组、克孜勒努尔组和阳霞组，三叠系塔里奇克组、黄山街组和克拉玛依组。其中，克孜勒努尔组、阳霞组、塔里奇克组主要是煤系烃源岩，恰克马克组、黄山街组和克拉玛依组为湖相烃源岩。烃源岩总厚度较大，多数地区厚度可达1000m。从烃源岩演化程度来看，不同地区差别很大。总体上Ro大约在0.6％～2.5％之间。凹陷中心演化程度大大高于凹陷边缘。阳霞凹陷中心烃源岩Ro达1.4％，拜城凹陷则更高，达2.2％以上（秦胜飞等，2002）。总体上，侏罗系泥质烃源岩以Ⅲ1-Ⅲ2型为主，三叠系泥质烃源岩以Ⅲ1-Ⅱ型为主。由于库车前陆盆地的叠合特征，因此存在三叠系（组合Ⅰ）、侏罗系（组合Ⅱ）、白垩系和古近系（组合Ⅲ）及新近系（组合Ⅳ）等4套储盖组合，其中组合Ⅲ是最重要的储盖组合，其次为组合Ⅱ和Ⅳ。组合Ⅲ为古近系膏盐岩、膏泥岩与古近系底砂岩-白垩系巴什基奇克组砂岩组成的储盖组合，古近系膏盐岩、膏泥岩盖层是库车前陆盆地区域优质盖层（周兴熙等，2000），古近系底砂岩-白垩系巴什基奇克组砂岩是库车前陆盆地最好的一套区域分布的储层（贾进华等，2001；贾承造等，2002），因此构成的储盖组合无疑是库车前陆盆地最好的储盖组合。这套储盖组合广泛分布于库车前陆盆地，是克拉苏构造带、秋里塔格构造带的主要勘探目的层，如克拉2、克拉3、大北1、迪那2等气田和却勒1油田；南部前缘隆起许多油气藏如英买7、牙哈等也主要发育于该套储盖组合中。组合Ⅳ为吉迪克组膏泥岩与砂泥岩段组成的储盖组合，主要分布在坳陷的东部，如迪那2和吐孜洛克气藏。组合Ⅱ是侏罗系克孜勒努尔组、阳霞组组成的储盖组合，是依奇克里克构造带重要的储盖组合，已发现依南2气藏。（三）油气成藏过程及主控因素多期成藏、晚期聚气是库车前陆盆地的主要成藏特征。库车前陆盆地的天然气主要源自中、下侏罗统煤系烃源岩，原油主要源自三叠系湖相泥岩，也有少量煤系烃源岩生成原油的混入（秦胜飞等，2002；梁狄刚，2002；赵孟军2002）。两期前陆盆地叠合的演化特征，决定了库车前陆盆地的多期成藏过程，而强烈的晚期再生前陆盆地的发育决定了其晚期的天然气聚集，这为成藏地球化学研究所证明（赵孟军，2003）。晚白垩世-古近纪末已经形成的构造圈闭，主要聚集源自三叠系烃源岩的油气。中新世以来的构造变形作用最强烈，主要是自北向南依次变新地形成前展式冲断构造和多种类型的断层相关褶皱，是库车前陆盆地主要构造的定型期。晚期的构造变形作用一方面对早期形成的油气藏进行破坏和调整，另一方面与烃源岩主要的生气、排气期相匹配，这就决定了此时形成的圈闭以聚集天然气为主（图6-17）。图6-17库车前陆盆地两期成藏过程（四）油气资源潜力及勘探前景从烃源岩显微组分来看，库车坳陷煤系烃源岩有机显微组分组成以镜质组、半镜质组和半惰性组为主，最显著特点是过渡显微组分含量较高，属于倾气型烃源岩。在三叠-侏罗系各组段沉积时期，基底总沉降速率以晚三叠世和中侏罗世（以及早侏罗世阳霞期）较高，这些时期在相对较深水环境下发育湖沼相烃源岩，这些湖沼相烃源岩主要分布于拜城凹陷，分布面积远小于煤系烃源岩。因此,从成烃母质的组成和分布看，库车坳陷以成气为主，成油为辅。根据库车坳陷第三次油气资源评价，库车坳陷油、气资源量分别为74100×104t、33995.81×108m3，资源潜力巨大；原油和天然气探明储量分别为8199×104t、4980×108m3，勘探势头不减。与资源量相比，库车前陆油和气的探明率都很低，油的探明率为11.06％，天然气为14.65％，显示出很大的勘探潜力。库车属于叠加型复合前陆盆地，从北向南共发育北部单斜带、克依构造带、秋里塔格构造带等大型逆冲构造带。目前在秋里塔格构造带充分展现了却勒、东秋、康村、迪那、阳北等构造带油气勘探的巨大潜力，通过多年研究，该带已发现或落实了构造圈闭28个，其中却勒地区发现或落实构造圈闭10多个，勘探前景十分广阔。二、准噶尔南缘前陆盆地油气成藏特征与聚集规律准南前陆盆地发育于盆地的南部，包括前陆冲断带、前渊坳陷、前隆沉积带和隆后沉积带四个构造单元。其中前陆冲断带主要指习惯上的盆地南缘地区，前渊沉积带指以昌吉凹陷为主体的坳陷区，而前隆沉积带包括以陆梁隆起为主体的腹部隆起区，隆后沉积带则以乌伦古坳陷为主体。本书指的地理范围北起莫索湾地区盆参2井，南至北天山图6-18准南前陆盆地的盆地结构及其构造单元划分山前，西起独山子西段，东到阜康断裂带西段，东西长约300km