石好果

(中國(guó)石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院 西部分院，山東 東營(yíng) 257000)

準(zhǔn)噶爾盆地腹部阜康深凹帶侏羅系成藏規(guī)律

石好果

(中國(guó)石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院 西部分院，山東 東營(yíng) 257000)

準(zhǔn)噶爾盆地腹部阜康深凹帶地層埋藏較深，斷層不易識(shí)別，圈閉隱蔽，與凸起帶以大型構(gòu)造圈閉為主的油氣藏在成藏規(guī)律上存在顯著差異。在對(duì)阜康深凹帶油氣來(lái)源、運(yùn)移通道、運(yùn)移動(dòng)力及成藏時(shí)間等成藏過(guò)程研究的基礎(chǔ)上，分析油氣運(yùn)聚過(guò)程和成藏主控因素。首先應(yīng)用地質(zhì)與地球化學(xué)的分析方法，發(fā)現(xiàn)阜康深凹帶的油氣主要來(lái)自于八道灣組淡水環(huán)境下形成的煤系烴源巖；然后結(jié)合異常壓力、運(yùn)移輸導(dǎo)特征及油氣成藏期次的分析，認(rèn)為油氣從八道灣組排出之后，在八道灣組和三工河組砂體中發(fā)生過(guò)長(zhǎng)距離側(cè)向運(yùn)移，之后通過(guò)走滑斷層，垂向運(yùn)移至上部的頭屯河組圈閉中聚集成藏。通過(guò)對(duì)阜康深凹帶成藏主控因素的分析，認(rèn)為頭屯河組油氣藏的形成主要受超壓、斷裂、圈閉及三者良好匹配的控制，并在此基礎(chǔ)上，建立了該區(qū)的油氣成藏模式。

異常超壓；走滑斷層；成藏模式；侏羅系；阜康深凹帶；準(zhǔn)噶爾盆地

阜康深凹位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部，在“源控論”和“梁聚論”等油氣勘探理論的指導(dǎo)下[1-4]，盆地腹部發(fā)現(xiàn)了石西、石南和莫北等油氣田，多分布在盆地腹部凸起及其邊緣之上，具有“沿梁富集”的特點(diǎn)(圖1)。但隨著盆地油氣勘探的發(fā)展，凸起部位有利地帶減少，在深凹帶內(nèi)部尋找隱蔽油氣藏逐漸成為腹部地帶油氣勘探的重要方向。阜康深凹內(nèi)中4區(qū)塊就是在這樣的勘探背景下發(fā)現(xiàn)的油氣田，它遠(yuǎn)離腹部凸起和斜坡地帶，是腹部地帶發(fā)現(xiàn)的位于深凹帶內(nèi)部的為數(shù)不多的油氣田之一。目前在阜康深凹帶中4區(qū)塊內(nèi)完鉆探井8口，其中董1和董701井在侏羅系頭屯河組中獲得高產(chǎn)工業(yè)油流，其他鉆井也均見較好的油氣顯示[5-6]，說(shuō)明該區(qū)油氣資源豐富，勘探潛力巨大。由于深凹帶所處的構(gòu)造位置與凸起帶存在一定的差異性，其油氣成藏規(guī)律必然與凸起帶存在明顯不同，因此深入研究中4區(qū)塊侏羅系油氣成藏規(guī)律，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地腹部無(wú)凸起地帶油氣勘探具有重要的借鑒意義。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造單元區(qū)劃及已發(fā)現(xiàn)油氣田分布

1 研究區(qū)石油地質(zhì)特征

準(zhǔn)噶爾盆地是我國(guó)西部含油氣大型疊合盆地，其構(gòu)造沉積演化具有多旋回多階段的特點(diǎn)[9]，總體上可以分為4個(gè)階段，即晚石炭世—早二疊世的海相或殘留海相裂陷盆地階段、中—晚二疊世的陸相前陸盆地階段、三疊紀(jì)—白堊紀(jì)的陸內(nèi)坳陷階段、古近紀(jì)—第四紀(jì)的類前陸盆地階段。相對(duì)應(yīng)于盆地的多旋回多階段的演化特征[10-12]，準(zhǔn)噶爾盆地油氣分布也就具有多層系含油、油氣藏類型多樣的特點(diǎn)。阜康凹陷是準(zhǔn)噶爾盆地內(nèi)一個(gè)持續(xù)沉降的凹陷，沉積地層厚度過(guò)萬(wàn)米。在深凹帶內(nèi)，現(xiàn)鉆穿地層主要為侏羅系及以上地層，侏羅系油氣顯示層位主要為三工河組和頭屯河組，產(chǎn)工業(yè)油流的地層為頭屯河組。侏羅系又可進(jìn)一步劃分為下侏羅統(tǒng)八道灣組(J1b)、三工河組(J1s)和中上侏羅統(tǒng)西山窯組(J2x)、頭屯河組(J2t)、齊古組(J3q)。齊古組在深凹帶北部被剝蝕，僅在南部存在。八道灣組沉積期，沉積水體相對(duì)較深，沉積了一套分布廣泛的含煤地層，暗色泥巖發(fā)育，分布較穩(wěn)定，為該區(qū)較好的烴源巖層。三工河組沉積期，主要發(fā)育辮狀河三角洲和濱淺湖沉積，砂體發(fā)育，為該區(qū)較好的儲(chǔ)層(圖2)。西山窯組沉積期，沉積范圍變小，水體變淺，主要發(fā)育濱淺湖和沼澤相的細(xì)碎屑巖夾煤層沉積。頭屯河組沉積期，氣候趨于干燥，下部為三角洲前緣沉積，上部為三角洲平原及曲流河沉積，該沉積期發(fā)育的沉積砂體為該區(qū)較好的油氣儲(chǔ)層。而侏羅系以下三疊系、二疊系及石炭系在凹陷邊部凸起地帶揭露/鉆遇較多，在二疊系及三疊系中產(chǎn)工業(yè)油流。

阜康深凹的中4區(qū)塊整體為一個(gè)向西南傾斜的單斜，單斜上斷層發(fā)育，斷層性質(zhì)主要為走滑斷層，見少量的孤立分布的逆斷層，斷層主要沿北西西向、南北向展布，少數(shù)斷層沿北東向展布。區(qū)內(nèi)斷層絕大部分只斷至侏羅系頂部(圖3)，僅在董8井附近見少數(shù)斷層斷至白堊系底，白堊系及以上地層中斷層不發(fā)育。

中4區(qū)塊從上往下在侏羅系共鉆遇頭屯河組、三工河組及八道灣組3套儲(chǔ)層，三工河組和八道灣組儲(chǔ)集砂體主要為辮狀河三角洲前緣分支流河道砂體，穩(wěn)定性和連續(xù)性較好。頭屯河組下部?jī)?chǔ)集砂體主要為三角洲分支流河道砂體，上部?jī)?chǔ)集砂體演變?yōu)榍骱舆厼┥绑w，曲流河砂體側(cè)向穩(wěn)定性和連續(xù)性較差，容易形成巖性圈閉，是深凹帶內(nèi)最主要的儲(chǔ)油圈閉。在儲(chǔ)集物性方面，具有隨埋藏深度增加物性變差的特點(diǎn)，三工河組儲(chǔ)層孔隙度介于4.2%～10.7%之間，平均值為7.3%，滲透率為(0.04～6.05)×10-3μm2，平均為0.45×10-3μm2，為低孔、低滲儲(chǔ)層。頭屯河組儲(chǔ)層由于儲(chǔ)集砂體類型的差別，非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔隙度介于2.5%～18.1%之間，平均值為11.1%，滲透率為(0.02～466)×10-3μm2，相對(duì)來(lái)看頭屯河組儲(chǔ)層物性較好，更利于油氣的儲(chǔ)集。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊侏羅系沉積及地層發(fā)育柱狀圖

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊斷層分布及典型地震剖面

阜康深凹帶遠(yuǎn)離凸起地帶，沒(méi)有明顯的正向構(gòu)造圈閉，具有地層埋藏較深、斷層不易識(shí)別、缺少大型構(gòu)造圈閉、圈閉隱蔽等特點(diǎn)[13-15]。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育4類隱蔽圈閉，即斷層封堵型、斷塊型、上傾尖滅型及孤立型。從實(shí)際勘探結(jié)果來(lái)看，在4類圈閉類型之中，上傾尖滅型和斷塊型圈閉是深凹帶有效的圈閉。

2 油氣來(lái)源

通過(guò)對(duì)阜康深凹帶三工河組和頭屯河組油樣和油砂樣品所做的飽和烴色質(zhì)譜及全油碳同位素分析，發(fā)現(xiàn)2個(gè)層位樣品的姥植比多大于2(表1)，三環(huán)萜烷含量相對(duì)較低，以C19三環(huán)萜烷為主，伽馬蠟烷指數(shù)較低，降霍烷含量較高，升霍烷含量較低，大部分樣品甾烷多以C29規(guī)則甾烷為主(圖4，圖5a)，且2個(gè)層位樣品所測(cè)的成熟度相近，甾烷C29ββ/(ββ+αα)比值主要介于0.50～0.66之間(圖5b)，甲基菲指數(shù)(MPI1)介于0.42～0.84之間，成熟度對(duì)應(yīng)于Ro在0.75%～0.9%之間，這些都說(shuō)明三工河組和頭屯河組原油為同一類型的原油，為典型的淡水環(huán)境下煤系烴源巖形成的原油。

2個(gè)層位樣品的全油碳同位素均主要介于-26‰～-28‰之間(表1)，而二疊系湖相原油的全油碳同位素值通常小于-29‰[16-19]，與二疊系湖相原油碳同位素相比，其總體偏重，這是與二疊系湖相原油最典型區(qū)別之處；再者腹部二疊系原油具有較低的姥植比并富含C21和C23三環(huán)萜烷[20-21]，這與該區(qū)的原油特征不符(圖4)，而該區(qū)的原油特征與侏羅系原油特征相近[5]，所以認(rèn)為該區(qū)原油不是來(lái)自二疊系，而是來(lái)源于侏羅系。另外，在三工河組內(nèi)所采集的油砂樣品分布在三工河組的底部，與西山窯組之間存在一套200多m砂泥互層沉積，結(jié)合三工河組油砂樣品的產(chǎn)出地質(zhì)背景，綜合考慮不同層位烴源巖熱演化史(圖6)、全油碳同位素、有機(jī)質(zhì)來(lái)源類型等方面的分析結(jié)果，認(rèn)為研究區(qū)內(nèi)三工河組和頭屯河組原油不是來(lái)自西山窯組，而是主要來(lái)自于侏羅系八道灣組。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊部分原油樣品分析測(cè)試結(jié)果統(tǒng)計(jì)

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊典型油樣生物標(biāo)志化合物譜圖

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊烴源巖和原油樣品生物標(biāo)志化合物參數(shù)對(duì)比

從生烴潛力上來(lái)看，八道灣組烴源巖為較好烴源巖(表2)。八道灣組烴源巖在研究區(qū)及西南側(cè)發(fā)育較厚，分布穩(wěn)定，暗色泥巖殘留有機(jī)碳分布在0.21%～5.1%之間，平均值為1.83%，生烴潛量平均值2.66 mg/g，有機(jī)質(zhì)類型多為Ⅱ-Ⅲ型；碳質(zhì)泥巖和煤的殘留有機(jī)碳及生烴潛量較暗色泥巖的高，有機(jī)質(zhì)類型多為Ⅱ型；在成熟度上，八道灣組烴源巖均已達(dá)到成熟階段。

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊頭屯河組流體包裹體均一溫度及董701井熱史和埋藏史模擬

表2 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊侏羅系八道灣組烴源巖殘留有機(jī)碳及熱解參數(shù)

Table 2 TOC and pyrolysis parameters of source rocks in Badaowan Formation of block 4 in Junggar Basin

井名井深/m巖性w(TOC)/%Tmax/℃S1/(mg·g-1)S2/(mg·g-1)(S1+S2)/(mg·g-1)IH/(mg·g-1)董25750～5755深灰色泥巖0.95460.000.040.480.5250.53董25730～5735深灰色泥巖1.35465.000.110.790.9058.52董25620～5625深灰色泥巖1.55455.000.281.481.7695.48董25540～5546深灰色泥巖1.72454.000.172.042.21118.60董25530～5538深灰色泥巖2.66450.000.342.993.33112.41董25469～5475深灰色泥巖3.16446.000.514.605.11145.57董25610～5616碳質(zhì)泥巖7.04448.002.3115.8418.15225.00董25548～5554碳質(zhì)泥巖9.88451.002.4626.9929.45273.18董25373.5煤62.02433.0018.50244.97263.47394.99

3 油氣運(yùn)聚過(guò)程

阜康深凹帶三工河組和頭屯河組原油類型相同，均是來(lái)自于侏羅系底部的八道灣組煤系烴源巖。原油從八道灣組烴源巖排出之后，在什么運(yùn)移動(dòng)力作用下進(jìn)行運(yùn)移，經(jīng)過(guò)什么運(yùn)移路徑進(jìn)行運(yùn)移，以及運(yùn)移動(dòng)力與運(yùn)移路徑是怎么樣匹配的，弄清這些問(wèn)題，是弄清阜康深凹帶頭屯河組油氣成藏過(guò)程的關(guān)鍵。

3.1 油氣運(yùn)移動(dòng)力

阜康深凹帶中4地區(qū)普遍存在異常超高壓，從中4區(qū)塊現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的油氣層及油氣顯示來(lái)看，產(chǎn)工業(yè)油氣流的層位均處于超壓界面附近，說(shuō)明異常高壓的分布對(duì)油氣的分布具有重要的控制作用。例如董1井產(chǎn)工業(yè)油氣流層位位于超壓界面以下，而董701井產(chǎn)工業(yè)油氣流的層位位于超壓界面以上的常壓帶內(nèi)(圖7)。中4區(qū)塊異常壓力在垂向上和順層上傾方向具有壓力梯度的特點(diǎn)，這種分布特點(diǎn)為油氣的垂向和側(cè)向運(yùn)移提供運(yùn)移動(dòng)力。根據(jù)實(shí)測(cè)地層壓力及測(cè)井和地震計(jì)算地層壓力顯示[22-25]，頭屯河組底部及其以下地層普遍存在異常壓力，且在八道灣組烴源巖中發(fā)育超高壓帶，具有順層分布的特點(diǎn)；而八道灣組是該區(qū)的有效烴源巖，異常高壓的存在有利于烴源巖生成的烴類排出并向儲(chǔ)層中運(yùn)移。另外，順層從深部向淺部具有一定的壓力梯度，這為油氣在側(cè)向上向上運(yùn)移提供了動(dòng)力?？傮w來(lái)看，頭屯河組以下地層普遍存在的超壓不僅對(duì)烴源巖初次排烴有利，而且也為油氣在儲(chǔ)集砂體內(nèi)側(cè)向運(yùn)移和沿?cái)鄬哟瓜蜻\(yùn)移提供了動(dòng)力。

3.2 輸導(dǎo)體系

研究區(qū)油氣在從烴源巖中排出之后，在異常壓力的作用下，在三工河組和八道灣組輸導(dǎo)層中經(jīng)歷過(guò)長(zhǎng)距離的側(cè)向運(yùn)移。研究區(qū)內(nèi)三工河組和頭屯河組原油及油砂樣品的C29甾烷的αββ20R/ααα20R比值均在1.18以上，最高達(dá)到1.92(圖7)，不僅遠(yuǎn)高于源巖的實(shí)測(cè)值，而且明顯超過(guò)了該參數(shù)的異構(gòu)化終點(diǎn)，這是油氣側(cè)向運(yùn)移引起的色層效應(yīng)造成的結(jié)果。另外，三工河組和八道灣組頂部砂體厚度較大且穩(wěn)定性較好，分布范圍廣，是八道灣組下部有效烴源巖排烴充注的主要對(duì)象，也是油氣發(fā)生側(cè)向運(yùn)移的優(yōu)質(zhì)輸導(dǎo)層。而當(dāng)油氣充注之后，在異常壓力和浮力作用下，油氣沿砂體向淺部運(yùn)移，從而形成現(xiàn)今的甾烷參數(shù)分布特征。

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊異常壓力及甾烷運(yùn)移參數(shù)分布

有效性較好的斷層是油氣垂向運(yùn)移的通道，也是頭屯河組中形成油氣藏的關(guān)鍵。中4區(qū)塊內(nèi)現(xiàn)今產(chǎn)工業(yè)油流的層位是頭屯河組，而它與有效烴源巖之間隔了三工河組和西山窯組2套地層，八道灣組生成的油氣要運(yùn)移到頭屯河組中儲(chǔ)集，必然要經(jīng)過(guò)斷層的垂向輸導(dǎo)才能實(shí)現(xiàn)[25]。該區(qū)斷層多為高角度走滑斷層(圖7)，大傾角使作用在斷層面上的正壓力變小，使斷層開啟輸導(dǎo)的有效性大大增加，從而使該區(qū)斷層成為油氣垂向運(yùn)移的良好通道。一旦斷層開啟，三工河組和八道灣組中的高壓流體就會(huì)沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移，并在頭屯河組有效圈閉中聚集成藏。

3.3 成藏時(shí)間

研究區(qū)油氣藏具有圈閉定型時(shí)間早、充注時(shí)間晚的特點(diǎn)。該區(qū)斷層絕大部分只斷至侏羅系頂部，而未斷至白堊系，這說(shuō)明斷層主要活動(dòng)時(shí)間是白堊紀(jì)之前，因此侏羅系發(fā)育的構(gòu)造巖性圈閉及孤立砂體圈閉在白堊紀(jì)之前均已形成。頭屯河組儲(chǔ)層流體包裹體熒光薄片分析顯示頭屯河組油氣經(jīng)歷2期充注：第一期流體包裹體均一溫度主要集中在80～90 ℃之間，第二期集中在100～115 ℃之間。結(jié)合該區(qū)的地層埋藏史及烴源巖熱演化史(圖6)，頭屯河組油氣充注主要發(fā)生在45～15 Ma和8 Ma至現(xiàn)今2個(gè)階段，具有油氣充注時(shí)間相對(duì)較晚的特點(diǎn)。

綜上所述，阜康深凹帶中4區(qū)塊的油氣從八道灣組排出之后，首先充注在八道灣組和三工河組砂體內(nèi)，在異常壓力及浮力作用下，沿辮狀河三角洲砂體向淺部運(yùn)移。當(dāng)運(yùn)移過(guò)程中遇到高角度走滑斷層時(shí)，油氣發(fā)生垂向運(yùn)移，并運(yùn)移至上部的頭屯河組圈閉中進(jìn)行聚集成藏，最終形成現(xiàn)今的油氣分布格局。

4 油氣成藏模式

通過(guò)對(duì)頭屯河組油氣藏特征的精細(xì)研究，發(fā)現(xiàn)中4區(qū)塊頭屯河組油氣藏的形成主要受超壓、斷層及有效圈閉的綜合控制。超壓和斷層良好匹配是頭屯河組油氣成藏的關(guān)鍵因素。侏羅系在垂向發(fā)育八道灣組和西山窯組2套比較穩(wěn)定的泥巖，且二者均發(fā)育高壓。在高壓的驅(qū)動(dòng)下八道灣組生成的油氣首先充注在八道灣組和三工河組儲(chǔ)集層中，在上覆西山窯組區(qū)域分隔層的封蓋下，油氣主要在儲(chǔ)集砂體中順超壓降低方向進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移。只有當(dāng)遇到溝通頭屯河組圈閉的斷層時(shí)，在超壓的驅(qū)使下才向上運(yùn)移，并充注到頭屯河組圈閉中。

斷層和儲(chǔ)集砂體良好匹配形成的有效圈閉是頭屯河組油氣成藏的另一關(guān)鍵因素。中4區(qū)塊發(fā)育的走滑斷層絕大部分只斷穿侏羅系及以下地層，因此深部油氣順斷層只能運(yùn)移至頭屯河組，并充注到頭屯河組河道砂體中進(jìn)行聚集。另外由于中4區(qū)塊是一個(gè)埋深向東北變淺的單斜，如果儲(chǔ)集砂體連續(xù)性較好，油氣將順砂體向上運(yùn)移，并充注在有效圈閉中成藏。

總體來(lái)看，在西山窯組封隔層之下側(cè)向運(yùn)移層面，超壓是油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿χ唬辉谟蜌饨?jīng)斷層垂向運(yùn)移層面，超壓流體和斷層的良好匹配是頭屯河組油氣來(lái)源的關(guān)鍵環(huán)節(jié)；在頭屯河組油氣充注聚集層面，與輸油斷層良好溝通的儲(chǔ)集砂體是主要的充注對(duì)象。因此，阜康深凹帶源—斷—圈的有機(jī)耦合和超壓的運(yùn)移驅(qū)動(dòng)是形成深凹帶油氣藏的關(guān)鍵，進(jìn)而建立了該區(qū)的斷—壓控藏模式(圖8)。

圖8 準(zhǔn)噶爾盆地中4區(qū)塊油氣斷-壓控藏模式

5 結(jié)論

(1)通過(guò)對(duì)阜康深凹帶侏羅系原油和油砂碳同位素及生物標(biāo)志化合物的分析，認(rèn)為阜康深凹帶中4區(qū)塊油氣藏的油氣主要來(lái)自侏羅系八道灣組淡水環(huán)境下的煤系烴源巖。

(2)中4區(qū)塊侏羅系普遍發(fā)育異常高壓，并具有順層分布和沿順層上傾方向具有壓力梯度的特點(diǎn)，這種特點(diǎn)是該區(qū)油氣發(fā)生長(zhǎng)距離側(cè)向運(yùn)移和垂向運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。在輸?dǎo)體系方面，三工河組和八道灣組砂體側(cè)向穩(wěn)定性較好，是側(cè)向運(yùn)移的主要通道，而斷層是油氣進(jìn)行垂向運(yùn)移的主要通道。

(3)中4區(qū)塊的油氣在八道灣組和三工河組砂體內(nèi)經(jīng)過(guò)長(zhǎng)距離側(cè)向運(yùn)移，然后在高壓的驅(qū)動(dòng)下順高角度走滑斷層運(yùn)移至頭屯河組圈閉中進(jìn)行聚集成藏。

(4)頭屯河組油氣成藏主要受源—斷—圈的有機(jī)耦合及超壓驅(qū)使的控制，其中超壓提供運(yùn)移動(dòng)力，斷層提供輸導(dǎo)路徑，有效圈閉提供充注場(chǎng)所，并據(jù)此建立了斷—壓控藏模式。

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(編輯 徐文明)

Jurassic reservoir development in Fukang Deep Sag, Central Junggar Basin

Shi Haoguo

(WesternInstitute,ExplorationandDevelopmentInstitute,SINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257000,China)

Jurassic reservoirs were deeply buried in the Fukang Deep Sag, where faults are difficult to identify, and traps are subtle, leading to significant differences in reservoir-forming controls where they are dominated by large structural traps in the uplift zone. The process of oil and gas migration and accumulation and the main factors controlling hydrocarbon accumulation were analyzed based on the study of oil and gas source, migration pathway, migration agent and timing of reservoir development. Geological and geochemical analyses showed that oil and gas in the Fukang Deep Sag mainly came from coal-measure source rocks which were deposited in a freshwater environment in the Badaowan Formation. Combined with the analyses of abnormal pressure, oil and gas migration characteristics and reservoir-forming stages, it was deduced that, after discharge from the Badaowan Formation, oil and gas laterally migrated for a long distance in sand bodies of the Badaowan and Sangonghe formations, and then, through strike slip faults, vertically to traps in the Toutunhe Formation. The analyses of the main factors controlling hydrocarbon accumulation in the Fukang Deep Sag indicated that the formation of oil and gas reservoirs in the Toutunhe Formation was controlled by overpressure, fault, trap and the good matching of them. A reservoir development model of the study area was established.

abnormal overpressure; strike-slip fault; hydrocarbon accumulation model; Jurassic; Fukang Deep Sag; Junggar Basin

2016-09-07；

2017-02-06。

石好果(1966—)，男，高級(jí)工程師，從事油氣勘探綜合研究。E-mail：shihaoguo.slyt@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05022-002)和國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41372129，41072096)聯(lián)合資助。

1001-6112(2017)02-0238-09

10.11781/sysydz201702238

TE122.3

A