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1、安息國和波斯國有區別嗎？

安息國和波斯國不是一個國家。區別如下：

1、國家體制與地理位置不同

波斯國，是位於西亞伊朗高原地區以古波斯人為中心形成的君主制帝國。安息國，是亞洲西部伊朗高原地區古典時期的奴隸制王國。

2、時間不同

波斯國始於公元前550年居魯士大帝開創阿契美尼德王朝，公元前334年，馬其頓王國的亞歷山大大帝揮軍東征，擊敗大流士三世，波斯國滅亡。

安息國建於公元前247年，開國君主為阿爾撒息。公元226年被波斯薩珊王朝代替。

(1)維依亞網店擴展資料：

安息國（波斯語：امپراتوریاشکانی、Emperâturi Ashkâniân；公元前247年-公元224年），又名阿薩息斯王朝，是亞洲西部伊朗地區古典時期的奴隸制帝國。

全盛時期的安息國疆域北達小亞細亞東南的幼發拉底河，東抵阿姆河。安息國位於羅馬帝國與漢朝中國之間的絲綢之路上，成為了商貿中心，與漢朝、羅馬、貴霜帝國並列為當時亞歐四大強國之一。

安息國是一個由不同文化組成的國家，它在很大程度上吸納了包括波斯文化、希臘文化及其他地區文化的藝術、建築、宗教信仰及皇室標記。隨著安息國的擴張，帝國首都的所在地也沿著底格里斯河由尼薩遷往泰西封，其他多個城市也曾成為首都。

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3、歐美民謠歌曲

01
Amazing
Grace
奇異恩典（美國早期黑人歌謠）
02
Edelweiss
Aus
雪絨花（電影《音樂之聲》插曲）
03
Das
Wandem
Lst
Des
Mullers
Lust
流浪是磨房小伙最大的快樂
04
Sakura
櫻花（江戶時期日本民歌）
05
Sur
Le
Pont
D』
Avignon
在亞維依橋上（法國普羅旺斯民歌）
06
Tiritomba
蒂妮托姆巴（西西里民歌）
07
Auld
Lang
Syne
友誼天長地久（17或18世紀蘇格蘭民歌）
08
Wien,Wien,Nur
Du
Allein
維也納，維也納
09
Santa
Lucia
桑塔·露西亞（義大利那波里民歌）
10
Kalinka
卡林卡（俄羅斯民歌）
11
Greenslieeves
綠袖子（英國伊麗莎白一世時代的情歌）
12
Im
Prater
blüh'n
wieder
die
Bäume
普拉特游樂場的樹之花再次盛開
13
Hevenu
Shalom
Aleichem
天上平安賜給你（以色列民歌）
14
Muss
i
denn
zum
Städtele
Hinaus
木頭心（德國斯瓦比亞傳統民歌）

4、雅克拉－輪台油氣區塊油氣分布特點及主要控制因素

李國政　王梅玲　楊宏　馬慧明

（西北石油局規劃設計研究院　烏魯木齊　830011）

摘要　雅克拉－輪台區塊為塔里木盆地最重要的油氣聚集帶之一，目前已發現13個油氣田， 6個含油氣構造，共50個油氣藏。通過系統研究區塊內各油氣田（藏）的成藏特點，歸納、總結了區塊油氣田（藏）展布、油氣藏類型、成藏期、成藏模式，進一步完善了對該區油氣分布規律及其主要控制因素的認識。

關鍵詞　塔里木盆地　雅克拉－輪台區塊　油氣分布　主控因素

雅克拉－輪台區塊（簡稱雅－輪區塊）位於塔里木盆地北部沙雅隆起，范圍包括雅克拉斷凸、庫車坳陷南緣、沙西及外圍地區，為塔里木盆地最重要的油氣聚集帶之一，為「西氣東輸」主要氣源區。該區塊石油地質條件復雜，勘探程度相對較高，深入研究油氣分布規律，對該區油氣勘探尤其是天然氣勘探具重要意義。

1　油氣田（藏）展布

目前，雅－輪區塊已發現13個油氣田：雅克拉凝析氣田、牙哈油氣田、東河塘油氣田、英買7號油氣田、紅旗油氣田、英買1號油田、英買2號油田、羊塔克1號凝析氣田、羊塔克5號油田、玉東2號油氣田、提爾根凝析氣田、輪台凝析氣田和丘里凝析氣田；6個含油氣構造：群巴克（台2井N1s）、輪西1（輪西1井

—O）、托乎拉1號（沙53井AnZ天然氣）、牙哈2～3號（N2k）、輪北構造提3井（K2—E）及提2井（K2—E），共50個油氣藏（圖1）。

累計探明地質儲量：石油為5822.4×104t，溶解氣為 65.88×108m3，天然氣為930.69×108m3，凝析油為3894.78×104t，總油氣當量為19742.68×104t。

控制地質儲量：石油為3747×104t，溶解氣為65.88×108m3，天然氣為386.74× 108m3，凝析油為610.2×104t，總油氣當量為8852.5×104t。

1.1　油氣田（藏）平面分布

雅－輪區塊工區范圍內油氣田藏主要分布於受大斷裂控制的局部構造帶，平面上集中分布於以下4個地區：雅克拉斷凸西南沿（紅旗，東河塘－雅克拉），庫車坳陷南緣（牙哈－丘里－群巴克台2井），沙西凸起西北部（玉東－羊塔克－英買7），雅克拉斷凸中部輪台一帶（輪西1、輪台－提爾根）。

圖1　雅克拉－輪台區塊油氣分布圖　Fig.1　Distribution of oil-gas in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1—登記區塊；2—油藏；3—氣藏；4—鑽井；5—侵入岩體；6—斷層；7—含油氣系統

1.2　油氣田（藏）縱向分布

雅－輪區塊在前震旦系、震旦系、寒武系、奧陶系、石炭系、侏羅系及下白堊統卡普沙良群、上白惡統—老第三系、中新統蘇維依組、上新統庫車組等10個層位發現油氣藏及工業油氣流（表1、圖2），縱向上斷層和儲蓋組合控制了油氣的分布。

表1　雅－輪區塊各層位儲量分布　Table1　Reserves distribution of different-horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

圖2　雅克拉—輪台各層位油氣儲量分布　Fig.2　Reserves distribution of different horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1.2.1　前中生界

油氣主要分布於寒武系—奧陶系及下石炭統。寒武系—奧陶系以潛山油氣藏為主，儲層為碳酸鹽岩，下石炭統以擠壓背斜油氣藏為主，儲層為東河砂岩。油氣資源類型以原油為主，凝析氣次之。其他層位儲量較小。前中生界各層位油氣在本區塊的橫向分布如下：（1）前震旦系（AnZ）：工業天然氣流目前只發現於雅克拉斷凸西端托乎拉地區。位於托乎拉1號構造的沙53井於1998年3月在前震旦系變質二長岩裂隙儲層進行DST測試，獲工業氣流；天然氣10870m3/d，油微量。按容積法計算托乎拉1號構造前震旦系天然氣預測儲量為5.29×108m3。

（2）震旦系（Z）：工業油氣流產自雅克拉沙4井，在5416.58～5428.19 m井段震旦系中統白雲岩中裸眼中途測試日產油13.32 m3，氣為12×104m3，水為71.04m3。該「氣藏」可能為地層不整合底水塊狀氣藏。

（3）寒武系（

）：工業油氣流產自雅克拉沙7井。

（4）奧陶系（O）：雅克拉下奧陶統凝析氣藏，英買7號油氣田下奧陶統油藏，英買1號、英買2號構造下奧陶統油藏及牙哈油氣田牙哈5～7井區寒武系—奧陶系凝析氣藏。

（5）石炭系（C）：東河塘下石炭統油氣田。

1.2.2　中、新生界

油氣主要分布於下白堊統卡普沙良群、上白堊統—老第三系及中新統蘇維依組。下白堊統卡普沙良群以擠壓背斜油氣藏為主，儲層主要為下白堊統卡普沙良群底塊砂岩；上白堊統—老第三系及中新統蘇維依組以斷背斜油氣藏為主，儲層主要為蘇維依組、上白堊統—老第三系砂岩，物性好，厚度大。中、新生界油氣藏形成期為喜馬拉雅期。油氣資源類型以凝析氣為主，原油少量。中、新生界各層位油氣在本區塊的橫向分布如下：

（1）侏羅系（J）：雅克拉沙4井、沙7井下侏羅統氣藏。

（2）下白堊統卡普沙良群（K1kp）：雅克拉下白堊統凝析氣藏、東河塘下白堊統油藏及輪西1號下白堊統油藏。

（3）上白堊統—老第三系（K2—E）：提爾根、輪台、玉東2、羊塔1、羊塔2號上白堊統一老第三系凝析氣藏；羊塔5、英買9號上白堊統—老第三系油藏。

（4）中新統蘇維依組（N1s）：牙哈、紅旗、提爾根、英買7號、群巴克（台2井）凝析氣藏。

（5）上新統庫車組（N2k）：牙哈2、3號構造YH303於1995年10月15～16日，在2731.2～2850.54 m井段試獲工業油流，日產油9.5m3。

1.3　海、陸油氣的分布及含油氣系統劃分

雅－輪區塊由於存在南北海陸兩個油源，故其油氣按成因可分為兩大類：一類是以腐泥型乾酪根為生油母質的海相油氣，另一類是以腐殖型乾酪根為生油母質的陸相油氣。海相油氣主要分布於區塊南部，沿輪台斷裂—沙西南部一線分布，且油氣主要分布於古生界（O1、C1）及中生界（K1kp），以擠壓背斜油氣藏（上古生界、中生界）及潛山油氣藏為主（下奧陶統）。陸相油氣主要分布於區塊中北部，大致分布在英買7號—紅旗—托乎拉—牙哈—輪台一線以北，油氣主要分布於新生界（N1 s、K2—E），下古生界（O1）次之，以斷裂背斜油氣藏為主，潛山油氣藏次之（O1）。

根據本區油氣的分布特點及與源岩的關系，結合「九五」研究成果，可將本區塊劃分為兩大含油氣系統：北部陸相含油氣系統和南部海相含油氣系統。海相含油氣系統分布於區塊南沿，英買1、2—東河塘—雅克拉—輪西1一線，其北部均屬陸相含油氣系統范圍，兩系統結合部均存在一定程度的海陸兩相來源油氣的摻混，如英買7號下奧陶統，托平拉沙53井前震旦系，輪西1號下白堊統卡普沙良群的油氣藏。海相油氣主要產出於中生界及古生界，陸相油氣產出於新生界及下古生界。兩大含油氣系統具以下基本特點：

1.3.1　南部海相含油氣系統

烴源岩為寒武系—奧陶系海相碳酸鹽岩、泥質岩，有機質豐度低，母質類型為腐泥型，海西期為主生油期，喜馬拉雅期「二次」生油。儲層為下古生界碳酸鹽岩、下古炭統東河砂岩及下白堊統卡普沙良群底塊砂岩；部分下古生界碳酸鹽岩儲層。蓋層主要為奧陶繫上部灰岩、灰質泥岩，下石炭統上部泥岩和下白堊統卡普沙良群中上部泥岩。圈閉類型為背斜圈閉和潛山圈閉。油氣資源類型以原油為主，凝析氣次之。油氣主要沿

區域不整合面從南向北運移。油氣保存條件沙西的早期油藏因受多期構造運動影響而較差，向東保存條件變好。油氣具以下基本特點：

（1）輕烴組成以高正構烷烴、低環烷烴為特徵，MCH＜45％。

（2）飽和烴中環烷烴＞鏈烷烴，具姥鮫烷、植烷均勢，w(Pr)/w(Ph）分布於0.80～1.20之間。

（3）芳烴族組成富含高硫芳烴

（4）同位素分布富含輕碳同位素、重硫同位素，δ13C分布在－31‰～－34‰，硫同位素δ34S＞15‰，族組分碳同位素芳烴δ13C＞-30‰。

（5）生物標記化合物以富含長鏈三環萜烷為特徵。

（6）原油微量金屬元素絕對含量高，V可達n×10-5,Ni可達n×10-6(S13、S16、YM1奧陶系原油），w(V)/w(Ni)＞1。

（7）原油成熟度以高成熟為主。

（8）西部沙西原油經歷了較強的水洗氧化降解，其輕烴水洗指標 TOL＜10；富含金屬V、Ni。

1.3.2　北部陸相含油氣系統

烴源岩為庫車坳陷三疊系—侏羅系泥質岩及煤系地層，有機質豐度高，母質類型以腐殖型為主，喜馬拉雅期為主生油期（老第三紀進入生烴期，新第三紀達到生烴高峰）。儲層主要為蘇維依組、上白堊統—老第三系砂岩，物性好，厚度大；部分下古生界碳酸岩鹽儲層、前震旦變質岩裂縫儲層。蓋層主要為吉迪克組泥岩、蘇維依組中部泥岩及上白堊統—老第三系泥岩、下白堊統泥岩。圈閉類型以斷背斜為主，形成期為喜馬拉雅期。也有潛山圈閉。油氣資源類型以凝析氣為主，原油少量。油氣主要沿區域蓋層（N1j）之下的良好儲層（疏導層）及古風化面從北向南運移，油氣保存條件好。油氣具以下基本特點：

（1）以凝析油為主，以高蠟（＞10%）、高凝固點（＞20℃）、低硫（＜0.5%）為特點，密度一般小於0.9g/cm3。

（2）輕烴組成以低正構烷烴、高環烷烴為特徵，MCH＞45％。

（3）飽和烴中鏈烷烴＞環烷烴，具明顯的姥鮫烷優勢，Pr/Ph＞1.5。

（4）同位素分布富含重碳同位素、輕硫同位素，δ13C一般＞-30‰，硫同位素δ34S一般＜10％‰，族組分碳同位素芳烴δ13C＜-30‰。

（5）生物標記化合物缺乏三環萜烷，可檢測出γ－蠟烷和奧利烷。

（6）原油微量金屬元素絕對含量較低，均低於0.1×10-6，貧釩富鎳，w(V)/w(Ni)＜1。

（7）成熟度較低。

（8）原油後生變化小，其輕烴水洗指標 TOL為30～50。

1.4　油氣資源類型及分布

雅－輪區塊油氣資源類型為原油及凝析氣。油氣儲量相當，氣略多。

1.4.1　原油

主要分布於牙哈5號、7號寒武系—奧陶系，英買1號、英買2號、英買7號下奧陶統，英買9號上白堊統一老第三系，牙哈1號、紅旗1號中新統蘇維依組底砂、東河塘下石炭統、下白堊統卡普沙良群及輪西1號下白堊統卡普沙良群等15個油藏，此外，在英買7和羊塔克氣田底部存在黑油環。地質儲量：原油為9361.4×104t，溶解氣為110.18×108m3，總油氣當量為14000.74×104t。

1.4.2　凝析氣

分布廣泛，全區塊已發現35個凝析氣藏。地質儲量：天然氣為1317.43×108m3，凝析油為4504.98×104t，總油氣當量為19131.38×104t。

2　油氣藏類型

本區油氣藏可分為構造油氣藏、地層油氣藏、岩性油氣藏等三大類。

2.1　構造油氣藏

為雅－輪區塊主要的油氣藏類型，進一步劃分為兩個亞類：背斜構造油氣藏亞類和斷層油氣藏亞類。

2.1.1　背斜油氣藏亞類

依據背斜的成因有可細分為擠壓背斜、斷裂背斜、滑脫背斜等三類。

擠壓背斜油氣藏：雅克拉凝析氣田下白堊統氣藏、東河塘油氣田石炭系油藏、英買9號油氣田上白堊統—老第三系油藏、玉東2號上白堊統—老第三系凝析氣藏等。

斷裂背斜油氣藏：雅－輪區塊背斜油氣藏幾乎均伴隨有斷裂發育，這些斷裂對油氣藏有不同程度的控製作用。斷裂背斜油氣藏系指斷裂通過背斜軸部附近而形成的半背斜，或背斜一翼被斷裂切割，斷層為此類油氣藏的主要控制因素之一。為本區塊新生界主要油氣藏類型，上白堊統—老第三系，中新統蘇維依組頂、底砂油氣藏幾乎均屬此類，為雅輪區塊一大特徵。具體有如下特點：油氣藏均發育於NNE、EW走向的南傾正斷層北盤（下盤），斷層傾角較大，多在50°～70°之間。南盤（上盤）吉迪克組厚層泥岩、含膏泥岩，中新統蘇維依組中部泥岩、含膏泥岩，上白堊統—老第三系中上部泥岩、岩鹽、膏岩與對盤中新統蘇維依組頂、底砂岩，上白堊統—老第三系砂岩對接造成封擋，形成斷裂背斜圈閉。

滑脫背斜油氣藏：英買2號油氣田下奧陶統油氣藏。

2.1.2　斷層油氣藏亞類

斷鼻油氣藏：鼻狀構造上傾方向被斷層切割形成，如輪西1號下白堊統卡普沙良群油藏等。

2.2　層油氣藏

（1）單斜型潛山油氣藏。雅克拉下奧陶統凝析氣藏。

（2）削蝕不整合油氣藏。雅克拉沙7井中寒武統氣藏，英買7號下奧陶統油藏。

2.3　岩性油氣藏

雅－輪區塊有砂岩透鏡體油氣藏及裂縫體油氣藏，後者因其儲集體由儲層儲集性能變化決定，故將其劃入此類。

（1）砂岩透鏡體油藏。雅克拉凝析氣田沙7井下侏羅統「氣藏」。

（2）裂縫體油氣藏。托乎拉1號構造（沙53井）前震旦系變質岩裂縫氣藏。

3　成藏期

雅－輪區塊油氣主要有兩大成藏期：海西晚期和喜馬拉雅期，以喜馬拉雅期最為重要，為區塊主要成藏期。這是由塔北晚古生代和新生代兩大生油期以及本區海西晚期和喜馬拉雅期兩大構造運動所決定的。

3.1　海西晚期成藏期

英買1號、2號下奧陶統油藏為該期代表，東河塘下石炭統油氣田成藏期為海西晚期—印支期，均屬海相油藏，圈閉主要為古生界內幕背斜構造。特點為古生界本身發育完整的儲蓋組合，加里東期—海西期褶皺形成圈閉，聚集同期寒武系—奧陶系烴源岩生成的油氣成藏。平面上發育於雅－輪區塊古生界剝蝕相對較少的西南部，沙西凸起南部、哈拉哈塘凹陷北部及雅克拉斷凸西南部。

3.2　喜馬拉雅期成藏期

雅－輪區塊多數油氣藏均屬該期產物，油氣產層廣，有前震旦系、寒武系—奧陶系、下白堊統卡普沙良群、上白堊統—老第三系、中新統蘇維依組、上新統庫車組，資源結構以氣為主，海陸兩相來源油氣均有發育。平面上新生界油氣藏（包括上白堊統—老第三系）全區分布；中生界油氣藏主要分布於輪台斷裂西段，東河塘—雅克拉—輪西1號—帶；前中生界油氣藏分布於區塊中西部沙西、雅克拉、牙哈及托乎拉等地。該成藏期特點為圈閉形成較晚，油氣為喜馬拉雅期產物，新生界以斷背斜油氣藏為主，中生界為擠壓背斜油氣藏。喜馬拉雅期成藏期形成的前中生界油氣藏多與

不整合面有關，具有①圈閉類型多樣：有單斜潛山、削蝕不整合、裂縫體及滑脫背斜等。②前中生界受長期風化剝蝕，儲層發育於

風化面附近，本身無蓋層或蓋層條件不完備，只有當中生界尤其是白堊系沉積後，形成相應的蓋層條件，儲油圈閉方形成。③喜馬拉雅期庫車坳陷三疊系、侏羅系陸相油氣和南部下古生界寒武系—奧陶系源岩「二次」生油，油氣在上述圈閉聚集成藏。

此外，英買7號下奧陶統削蝕不整合油藏形成於燕山晚期—喜馬拉雅早期。

4 　成藏模式

根據區塊油氣藏源岩、產層及成藏期，劃分出雅－輪區塊4種成藏模式：古生古儲，後生古儲，新生古儲，新生新儲。

4.1　古生古儲

海相下古生界寒武系—奧陶系源岩古生代生油（古生），在古生界碎屑岩和碳酸鹽岩儲層儲集（古儲），古生代成藏。分布於南部海相含油氣系統。自加里東晚期開始，寒武系—奧陶系烴源岩便開始生油，在海西早、中期達到生油高峰，海西期成藏，油氣儲集於古生界，其圈閉類型主要為古生界大型內幕背斜主要分布於沙西凸起中南部，如英買1號、英買2號下奧陶統油藏，玉東2號下奧陶統油藏。區域上柯吐爾勝利1井巨厚瀝青砂岩（古油藏）也屬此類。

4.2　後生古儲

海相下古生界寒武系—奧陶系源岩後期（新生代）「二次」生油（後生），在古生界碎屑岩和碳酸鹽岩儲層、中生界碎屑岩儲層內儲集（古儲），新生代成藏。分布於南部海相含油氣系統。海西晚期後，由於區域大規模抬升剝蝕，至燕山期後，隨中、新生界沉積，寒武系—奧陶系烴源岩再深埋進入生油門限而二次生油，油氣儲集於古生界，其圈閉類型主要為古生界潛山及內幕背斜。主要分布於雅克拉斷凸南部，雅克拉下奧陶統、下白堊統卡普沙良群、東河塘下石炭統、下白堊統卡普沙良群油氣藏、輪西1號油藏等屬此類。

4.3　新生古儲

庫車坳陷陸相三疊系—侏羅系為烴源岩，喜馬拉雅期生油（新生），油氣儲集於古生界及更老地層，油氣主要沿

整合面向南運移，在該不整合面之下古生界碳酸鹽岩儲層及前震旦系裂隙儲集體等之中聚集成藏。分布於北部陸相含油氣系統。英買7號下奧陶統油藏、牙哈5～7號下奧陶統油藏、托乎拉1號（沙53井）前震旦系氣藏屬此類。

4.4　新生新儲

庫車坳陷陸相三疊系—侏羅系為烴源岩，喜馬拉雅期生油（新生），油氣儲集於新生界碎屑岩儲層，主要是中新統蘇維依組、上白堊統—老第三系。分布於北部陸相含油氣系統。雅－輪區塊所有新生界油氣藏均屬此類。

5　油氣分布的主要控制因素

5.1　南、北兩大油氣源區提供了豐富的油氣資源，控制了油氣的分布范圍，油氣供給充足。形成海、陸兩大含油氣系統

5.2　晚古生代—中生代長期的古隆起及新生代持續單斜上傾區域構造部位成為海陸相油氣的長期運移指向

本區經歷了多期構造運動。塔里木運動後塔北地區普遍接受了厚度不等的震旦系—寒武系地台型沉積。在加里東中期，該區褶皺隆起，形成受輪台斷裂控制的雅克拉斷凸，使寒武系—奧陶系遭受不同程度的剝蝕，東北部隆升幅度大，大部分地區缺失震旦系—奧陶系。在加里東晚期到海西早期，該區仍為繼承性隆起。僅在西南部接受了志留系—泥盆系的沉積，並向隆起方向形成超覆。之後，又接受了石炭系—二疊系的超覆沉積。海西晚期構造運動導致整個塔北區域性抬升，地層普遍遭受剝蝕。印支期該區繼續保持隆起狀態，為海相下古生界寒武系—奧陶系早期油氣運移指向區。到燕山期，本區開始下降接受沉積。喜馬拉雅構造運動使該區南部地區抬升，北部庫車坳陷劇烈下降，沉積了巨厚的新生界。形成中新生界向北傾的單斜。接受北部庫車坳陷三疊系—侏羅系陸相油氣及南部海相下古生界寒武系—奧陶系喜馬拉雅期所生成油氣成藏。

5.3　較晚的圈閉形成期及油氣生成期決定了區塊油氣絕大部分為晚期成藏

5.4　儲層及其橫向變化是控制油氣的產出地質層位及平面展布的重要決定因素

5.4.1　雅－輪主要儲層為下奧陶統，下石炭統，下白堊統卡普沙良群，上白堊統—老第三系，中新統蘇維依組，現已發現油氣地質儲量幾乎全部集中在這些層位。

5.4.2　各時代儲層的平面展布及沉積相決定了其中油氣藏的分布。

（1）下古生界碳酸鹽岩儲層主要分布於雅克拉斷凸兩側及沙西地區，因此寒武系—奧陶系在牙哈5～7，下奧陶統在雅克拉、英買7、英買1、英買2等處形成油氣田（藏）。上古生界下石炭統分布於雅克拉斷凸西南沿、哈拉哈塘凹陷北部、沙西凸起南部，在東河塘地區成藏。

（2）中生界下白堊統卡普沙良群底塊砂岩在雅克拉—東河塘、輪台南一帶為扇三角洲平原沉積，儲集條件好，形成油氣聚集。已發現雅克拉下白堊統卡普沙良群凝析氣藏，東河1號下白堊統卡普沙良群油藏、東河23號油藏，輪西1號下白堊統卡普沙良群油藏。

（3）上白堊統—老第三系為雅－輪區塊厚度最大、儲集物性較好的儲層，在區塊中部雅克拉斷凸西部（牙哈—東河塘及以西地區）為辮狀三角洲前緣砂坪沉積，此處上白堊統—老第三系具有區塊最好的儲集性能，沙53井5437～5474 m井段取心分析，孔隙度為15.7％～23.5％，平均20.9％；滲透率為114×10-3～5245×10-3μm2，平均為1321.2× 10-3μm2，為中孔特高滲儲層，但因上白堊統—老第三系與其上中新統蘇維依組底砂岩之間無非滲透性隔層，二者互相連同構成同一儲集體，且因中新統蘇維依組底部圈閉幅度及油氣柱高度多小於中新統蘇維依組底砂岩厚度，所以此區上白堊統—老第三系並無油氣田（藏）發現。東部為辮狀三角洲平原沉積，頂部發育為15～30m的泥岩、粉砂質泥岩蓋層，形成了該區的局部儲蓋組合，在構造條件配合下，形成提爾根，輪台2個凝析氣田，並在提北構造提3井及輪台縣城以北的提2井形成凝析氣藏。西部沙西凸起西北部上白堊統—老第三系為鹽湖與沙坪交互沉積，中上部發育大段含膏泥岩及鹽岩，與其下砂岩儲層構成良好儲蓋組合，在羊塔1、羊塔2、羊塔5及玉東2形成油氣藏。

（4）中新統蘇維依組底砂儲層為雅－輪區塊最主要油氣產層，分布穩定、儲集物性良好，基本繼承了上白堊統—老第三系的沉積面貌。已發現油氣藏最多，在牙哈、紅旗、英買7、丘里、群巴克（台2井）等地共形成12個凝析氣藏。

（5）中新統蘇維依組頂砂儲層為雅－輪區塊另一最主要油氣產層，分布較穩定、儲集物性好，在區塊中部雅克拉斷凸主體部位為扇緣沙坪沉積，油氣藏分布也明顯受其控制。已發現油氣藏主要分布於雅克拉斷凸北側牙哈—丘里—提爾根一線，在牙哈、紅旗、丘里、群巴克（台2井）、提爾根等地共形成8個凝析氣藏。

5.5　斷裂主要控制新生界斷背斜及牽引背斜圈閉的分布，進而控制了油氣的分布，斷裂是此類圈閉遮擋油氣的主要因素

雅－輪油氣的分布表明，幾乎所有油氣田藏在平面上均出現在大斷裂附近，在縱向上油氣田藏出現的最高層為這些斷層斷開的最高層位。有研究表明，斷層在流體運移過程中的作用呈現出易變性和周期性，斷層在靜止狀態下主要起封閉作用，在活動期及其後短時期內主要為開啟作用（王平，1994;Hipper,1993;Hooper,1991）。因此，與油氣運移同期活動的斷層主要做油氣運移通道，此時的斷層對油氣的遮擋作用無效。

庫車坳陷（拜城凹陷、陽震凹陷）油氣運移主要時間在距今5Ma以來，即庫車組（N2k）沉積以來。

雅－輪區塊新生界發育的斷層斷開的最新層位吉迪克組（N1j），表明其主要活動其在康村組沉積以前，因此，在庫車坳陷油氣主要運移期（庫車組沉積以來）之前該區的斷裂就停止了活動，對油氣主要起封堵與遮擋作用。區塊因此形成了眾多的斷背斜油氣藏。斷裂的圈閉機理主要為中新統吉迪克組、蘇維依組厚層泥岩、含膏泥岩，上白堊統—老第三系厚層泥岩、鹽岩與斷層對盤砂岩儲層對接封閉。

Distribution of oil-gas bearing and main controlling factor in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

Li Guozheng Wang Meiling Yang Hong Ma Huiming

(Academy of Designing ＆ planning,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi　830011)

Abstract:Yakela-Luntai zone is one of the most important oil-gas abundance zone in Tarim basin.13 oil-gas fields,6 oil-bearing strctures and 50 hydrocarbon reservoirs has beenfound at present.By means of researching systematically characteristic of every reservoir's formation,we have summarized the distributions,typies,forming time and forming modes,of every oil-gas field and have a correct understanding of distribution and it's major controlling factor.

Key words:Tarim basin　Yakela-luntai zone　distribution of petroleum　main controlling factor

5、古近系成岩相劃分及分布

1.強膠結擠壓緻密型成岩相

此類成岩相主要分布在庫車坳陷古近系東北部山前帶，以沖積扇-扇三角洲沉積體系為主，由於靠近北部造山帶，受構造應力影響儲層顆粒堆積緻密，儲層整體密度比較大，顆粒間多以線接觸為主。強膠結緻密型成岩相在北部由西向東可分為3個帶:方解石強膠結緻密帶、白雲石-硬石膏強膠結緻密帶和方解石-硬石膏強膠結緻密帶(圖5-26)。

1)方解石強膠結緻密帶:以烏參1井為代表，其方解石平均含量可達18.1%。蘇維依組平均孔隙度為3.65%，平均滲透率為0.367×10-3μm2，成岩演化相對弱，處於中成岩階段A1亞期。

2)白雲石-硬石膏強膠結緻密帶:主要分布在大北、吐北、克拉、克孜井區。此相帶成岩作用最強，成岩作用處於中成岩階段A2亞期。由於較強的構造擠壓作用和膠結作用，使其儲層物性變差。此帶除克拉2井庫姆格列木群下部儲層物性較好外，其他井的岩石物性都很差。如克拉2井蘇維依組平均孔隙度為9.2%，平均滲透率為3.26×10-3μm2;克拉202井庫姆格列木群平均孔隙度為4.2%，平均滲透率為0.026×10-3μm2;吐北2井平均孔隙度為8.46%，平均滲透率為4.49×10-3μm2。

3)方解石-硬石膏強膠結緻密帶:主要分布在依南、迪那和吐孜井區。此帶成岩演化較白雲石-硬石膏強膠結緻密帶弱，處於中成岩階段A1亞期，儲層比較緻密。如迪那201井平均孔隙度為2.65%，平均滲透率僅0.067×10-3μm2;迪那22井平均孔隙度為3.59%，平均滲透率為0.16×10-3μm2;吐孜2井蘇維依組平均孔隙度為8.46%，平均滲透率為4.49×10-3μm2。迪那201井古近系方解石平均含量為15.92%，硬石膏平均含量為4%。迪那201井和吐孜2井由於壓實與膠結作用所剩的原生孔隙度非常低，幾乎為零或1%;溶解作用使儲層局部有所改善，但整體儲層物性較差。但也不排除局部的強溶解作用可以大大地改善儲層物性，如克拉2井庫姆格列木群下部10個樣品的平均孔隙度可達12.34%，平均滲透率高達276.4×10-3μm2。克拉2井優質儲層的形成應進一步研究其成因機理。

圖5-26 庫車坳陷古近系膠結物分布

2.中等膠結溶解型成岩相

此類成岩相主要分布在塔里木北部地區的中南部和東部，主要為辮狀三角洲和濱淺湖相沉積體系。此帶受北部構造應力擠壓明顯減弱，顆粒堆積密度明顯小於北部，因此其儲層物性也明顯優於北部。

從區域上可以分為兩個帶:硬石膏-白雲石中等膠結帶主要包括卻勒、羊塔克、東秋井區;方解石-硬石膏中等膠結帶主要分布在牙哈、提2井、台2井和野雲2井區。

1)硬石膏-白雲石中等膠結帶:卻勒1井白雲石平均含量為2.6%，硬石膏平均含量為6.8%，平均孔隙度為7.77%，平均滲透率為12.11×10-3μm2。羊塔5井庫姆格列木群平均孔隙度為13.18%，平均滲透率為215.25×10-3μm2。東秋8井庫姆格列木群平均孔隙度為11.93%，平均滲透率為4.96×10-3μm2。

2)方解石-硬石膏中等膠結帶:分布在此帶中的牙哈4井方解石平均含量為9%，硬石膏平均含量為11.4%;蘇維依組平均孔隙度為7.52%，平均滲透率為2.85×10-3μm2。提2井蘇維依組平均孔隙度為13.69%，平均滲透率為26.98×10-3μm2。

3.弱膠結強溶解型成岩相

此類成岩相主要分布在塔里木北部地區南部的塔北隆起地區英買力低凸起帶，以濱岸淺灘和濱淺湖沉積體系為主。此成岩相膠結物含量低，主要為方沸石和細晶白雲石，方沸石多呈斑塊狀分布。孔隙發育，孔隙類型以粒間孔、粒間溶孔為主，孔隙連通性好，為優質儲層分布區。英買21井方沸石平均含量為3%，白雲石平均含量為2%;庫姆格列木群平均孔隙度為15.95%，平均滲透率為184.3×10-3μm2。英買19井方沸石平均含量為4.25%，白雲石平均含量為4.5%;庫姆格列木群平均孔隙度為19.75%，平均滲透率為339.6×10-3μm2。輪南1井蘇維依組平均孔隙度為24.02%，平均滲透率為335.47×10-3μm2。此成岩相成岩演化程度比較低，處於早成岩階段B期和中成岩期A1亞期。

總體上，古近系在克拉蘇構造帶上堵塞砂岩孔隙的膠結物是方解石和硬石膏組合，但東西部存在著差異，西部以方解石膠結為主，東部以硬石膏膠結為主。硬石膏形成最晚，可以晚於長石加大形成之後。卻勒、羊塔、牙哈和秋里塔格構造帶古近系的砂岩中以硬石膏和白雲石組合膠結為主;英買力構造帶古近系以方沸石和白雲石組合膠結為主;陽北構造帶自生礦物種類單一，主要是以方解石膠結為主。不同膠結物組合對儲層物性的影響存在明顯差異，其中英買力構造帶以方沸石和白雲石組合膠結為主的古近系儲層物性最好。

6、儲層、蓋層及組合特徵

6.2.1 儲層發育特徵

塔里木盆地儲層從震旦繫到新近系各層系中均有分布。在中新生界、志留系、泥盆系主要發育碎屑岩儲層，上震旦統、寒武系、奧陶系主要發育碳酸鹽岩儲層，二疊系、石炭系既有碳酸鹽岩儲層，又發育有碎屑岩儲層。由於地層的沉積環境，構造作用等影響，盆地內碳酸鹽岩儲層和碎屑岩儲層的分布與發育情況有各自不同的特徵。

6.2.1.1 碳酸鹽岩儲層

（1）震旦系儲層

震旦系儲層主要發育在上震旦統的上部，據沙雅隆起沙4井資料，儲層岩性為藻白雲岩、細晶白雲岩、礫屑白雲岩。孔隙類型以晶間孔和晶間溶孔為主，溶孔直徑在50μm～1.6mm，溶孔之間連通性較好，裂縫發育程度中等，縫寬10～35μm，局部有方解石充填。儲層類型為裂縫、孔、洞型。基質孔隙度在0.56%～13.3%之間，平均為4.45%，屬於較好—好的儲層。

（2）寒武系儲層

寒武系儲層主要發育在中寒武統。據沙雅隆起沙7井、英買34井等資料，儲層岩性為細—粉晶白雲岩、泥質白雲岩夾礫屑白雲岩及白雲質泥岩。儲集空間主要為晶間孔及晶間溶孔、溶洞，微裂隙較為發育。物性分析的基質孔隙度為2%～6%，平均5.79%，屬於中等—較好的儲層。

（3）奧陶系儲層

奧陶系儲層主要發育在下奧陶統。儲層岩性有灰岩和白雲岩兩大類。在盆地中，白雲岩儲層大范圍展布，是一套細—中晶為主的白雲岩、砂礫屑白雲岩和硅質白雲岩，儲集空間均以溶蝕孔、洞、縫為主，由於埋深普遍較大，已經在卡塔克隆起、沙雅隆起區鑽遇較好的儲層段。根據目前的鑽探能力，有效的白雲岩儲層主要分布在這大型隆起區。灰岩儲層岩性主要為微晶灰岩、礫砂屑灰岩及球粒灰岩。以沙雅隆起阿克庫勒地區最具代表性的14口鑽井1093個岩心物性樣品分析結果，灰岩儲層的基塊孔隙度和滲透率都很低，以差儲層為主。由於塔里木盆地在加里東期、海西期以及印支—燕山期的構造抬升剝蝕，在沙雅隆起等地區中下奧陶統地層受到長期的不同程度的暴露、溶蝕，在風化面以下150～300m內形成了孔、洞、縫十分發育的古岩溶儲層體，不僅可以作為油氣運移的有利通道，同時也為油氣聚集提供了良好儲集空間，塔河地區最為典型。

（4）石炭—下二疊統儲層

石炭系和下二疊統的碳酸鹽岩儲層主要發育在下石炭統巴楚組生屑灰岩段、上石炭統小海子組和下二疊統南閘組。巴楚組生屑岩段屬於濱岸灘壩、台地淺灘和潮坪相沉積，儲層中溶孔較發育，孔隙度一般可達3%～8%。巴楚組生屑灰岩在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度一般為30～40m，分布比較穩定，往西到巴楚隆起、麥蓋提斜坡變厚到50～70m，岩性主要為生屑灰岩、礫屑灰岩、砂屑灰岩、鮞粒灰岩及泥岩白雲岩和泥晶灰岩。

上石炭統小海子組地層主要為台地相泥晶灰岩和顆粒灰岩，在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度50～120m，在滿加爾坳陷厚度在100～200m之間，巴楚隆起和麥蓋提斜坡厚度為150～250m。在卡塔克隆起巴楚組生屑灰岩儲層厚度在10～36m之間，孔隙度類型以粒間溶孔、晶間溶孔為主，物性分析孔隙度在0.41%～26.43%之間，平均為9.2%。在巴楚隆起～麥蓋提斜坡地區，小海子組儲層為濱岸灘壩相和台內淺灘相的顆粒灰岩、泥晶灰岩及白雲岩，顆粒包括生物碎屑、鮞粒、砂屑、礫屑等。孔隙類型主要為粒間溶孔，孔隙度可達14.28%。

下二疊統南閘組碳酸鹽岩儲層主要分布在塔西南坳陷、巴楚隆起，屬於淺海碳酸鹽岩台地相和台地邊緣相沉積。在巴楚隆起地區，南閘組儲層主要為台地邊緣相沉積，包括台緣生物礁和台緣淺灘亞相沉積。儲層孔隙類型以晶間孔為主，孔隙度為2%～14%，滲透率在1.1×10－3～8.6×10－3μm2之間。

6.2.1.2 碎屑岩儲層

塔里木盆地碎屑岩儲層以砂岩為主，岩石類型以低成熟度的長石砂岩和岩屑砂岩為主，其次是岩屑石英砂岩和長石石英砂岩。

（1）志留—泥盆系儲層

志留系和泥盆系砂岩儲層主要發育在中上志留統塔塔埃爾塔格組和上泥盆統東河塘組。中上志留統砂岩儲層主要分布於沙雅隆起和卡塔克隆起等地區，為海相臨濱～前濱相沙灘沉積，砂體總厚度為100～300m左右，最大單層厚度可達38m。物性分析砂岩的孔隙度為2.99%～21.97%，一般為10%～11%，滲透率0.01×10－3～167.4×10－3μm2。上泥盆統東河砂岩段儲層主要分布在沙雅隆起的東河塘—哈拉哈塘凹陷，草湖凹陷及卡塔克隆起。儲層厚度在滿參1井最大可達388.5m，在順托果勒隆起地區為100～150m（圖6-13），屬於障壁濱岸和前濱、臨濱沉積。東河砂岩的礦物成熟度和結構成熟度都很高，以中、細粒石英砂岩、粉—細粒石英砂岩為主，含有少量岩屑石英砂岩。物性分析孔隙度在1.5%～22.86%，一般為14%～16%，滲透率0.30×10－3～1915.9×10－3μm2，屬良好儲層。

（2）石炭—二疊系儲層

石炭系碎屑岩儲層主要分布在下石炭統的下砂泥岩段和上砂泥岩段。下砂泥岩段儲層在沙雅隆起的厚度為13～36m，最厚可達42m，在順托果勒低隆和卡塔克隆起厚度為5～32m，屬於砂質辮狀河流相沉積。儲層岩性主要是含礫粗砂岩、中砂岩、砂質礫岩、粉細砂岩。儲層物性分析的孔隙度為3.2%～11.5%，滲透率為0.01×10－3～1914×10－3μm2。上砂泥岩段主要分布在沙雅隆起—卡塔克隆起，儲層厚度變化大，在10～250m之間，單個砂體一般為2～9m，最厚可達15m。儲層沉積環境主要為潮坪、潟湖相，儲層孔隙度為3.6%～17.55%。另外二疊系碎屑岩十分發育，物性中—差，也是塔里木盆地主要儲層之一。

圖6-13 塔里木盆地泥盆系東河砂岩厚度分布圖

（3）三疊—侏羅系儲層

三疊系、侏羅系碎屑岩儲層為陸相成因的河流、沖積扇、濱湖及扇三角洲相沉積。三疊系儲層主要分布在庫車坳陷、阿瓦提斷陷和順托果勒隆起地區，砂岩厚度為33～750m，儲層物性孔隙度為8%～28%，一般為15%～25%。

侏羅系砂岩儲層主要分布在庫車坳陷，厚度可達191～1473m，儲層孔隙度為10%～28%，在沙雅隆起、順托果勒隆起的儲層厚度50～200m。此外，在塔西南的喀什凹陷侏羅系也有890～1556m的巨厚砂岩。砂岩孔隙度10%～20%，滲透率1×10－3～100×10-3μm2。

（4）白堊—古近系儲層

白堊系和古近系儲層主要發育在下白堊統的卡普沙良群和新近系蘇維依組及上白堊統—古近系。卡普沙良群砂岩儲層厚度為141～469m，在沙雅隆起分布較穩定，屬於陸相扇三角洲、濱湖相、三角洲相沉積，儲層孔隙度為1.59%～33.68%，一般為11%～14%，滲透率5×10－3～100×10－3μm2。

蘇維依組砂岩儲層為扇三角洲砂體和曲流河—三角洲砂體，主要分布在沙雅隆起和庫車坳陷、塔西南地區，厚度為50～200m。儲層孔隙類型以粒間孔為主，粒間溶孔其次，物性分析的孔隙度為10.5%～37%，滲透率10×10－3～150×10－3μm2。在阿克庫勒凸起地區的物性相對較差。

白堊系—古近系砂岩儲層的分布情況與蘇維依組的大致相似，沉積環境主要為扇三角洲和沖積扇、曲流河及三角洲，儲層物性總體相對較好，儲層厚度200～500m。在沙雅隆起南部的沙參1井—沙21井—沙30井一帶儲層物性最好，其次是雅克拉斷凸及阿克庫勒凸起地區。

6.2.1.3 儲層空間分布

塔里木盆地儲層空間分布表現出以下特徵：

①下古生界海相碳酸鹽岩。儲層主要分布於西部半閉塞地區及開闊台地內緣灘相。垂向上主要集中在上寒武統和中奧陶統淺水沉積白雲岩、灰岩分布段。

②有較豐富陸源供給的情況下，海侵初期或海侵穩定期，在濱海地帶形成儲集性能良好的海灘和障壁砂壩沉積。

③新生界儲集層的分布完全取決於沉積相帶的分布，儲集空間基本上都為原生粒間孔，儲層分布較廣，但由於新生界沉積時地形高差大，沉積速率高，分選較差，儲集性能中等—較差。

④碳酸鹽岩儲層受後期成岩作用影響，孔隙度低，為1.49%～3.73%，只有構造運動抬升後，在淡水作用下溶蝕形成溶洞、溶孔後，儲集條件才得以改善。

6.2.2 蓋層發育與分布特徵

油氣的聚集和保存依賴於蓋層的發育，尤其膏鹽地層發育。由於塔里木盆地具有復雜漫長的沉積發育歷史，在不同的地層層位和不同的構造部位發育了不同的蓋層。下古生界蓋層以泥岩為主，砂質泥岩次之，主要分布於盆地東部。上古生界蓋層以泥岩為主，夾砂質泥岩和薄層灰岩，局部膏泥岩和鹽岩，盆地的西部及滿加爾坳陷中心區為其主要發育區。中生界蓋層仍以泥岩為主，分布於滿加爾坳陷和庫車坳陷內。新生界蓋層的岩性主要為含膏泥岩或膏泥岩，部分鹽岩，分布在盆地南北兩側的庫車坳陷和西南坳陷內。

6.2.2.1 鹽岩石膏蓋層

塔里木盆地最好的蓋層為鹽岩、石膏層。在古近系阿爾塔什組發育的鹽岩、石膏層，分布於和田河以西、瑪扎塔克斷裂以南的廣大地區，最厚480m，最薄100m。在阿瓦提和庫車坳陷的西端，相當阿爾塔什組層位的庫姆格列木群下部，也發育了一套鹽岩、石膏層，厚度100～200m。古近系烏拉根組上部，在喀什以西卡巴加特隆起帶發育了一套10～20m的結晶石膏層。古近系卡拉塔爾組在玉力群—克里陽之間主要是灰白色結晶石膏層，但分布局限。在下石炭統上部及上石炭統下部，以沙10井為中心，近3×104km2的范圍內，由於障壁砂壩的遮擋，水體交換不暢且常年有海水淹沒，海水蒸發量大，導致鹽岩、石膏沉積，岩性暗紫褐色泥岩、含膏泥岩及純的結晶鹽岩。沙10井的鑽探揭示該段地層總厚260m，其中棕褐色、灰綠色泥岩佔20.7%，石膏層佔6.4%，岩鹽層佔72.9%，厚達189.6m。另外，在巴楚降起—卡塔克隆起等地區，於中下寒武統發育有二套膏鹽層，面積大22×104km2。上述三套膏鹽層是塔里木盆地重要優質蓋層。

6.2.2.2 膏泥岩蓋層

石膏膏泥岩蓋層在塔里木盆地的發育比較廣泛，它們主要分布於新生界和石炭系。新生界，在盆地東部有庫姆格列木群、蘇維依組和吉迪克組；西部有白堊系烏依塔克組，新生界齊姆根組、巴什布拉克組、克孜洛依組等。

庫姆格列木群主要岩性是石膏、膏泥岩層，分布於輪台—新和連線以北的庫車坳陷內及柯1井以西阿瓦提斷陷腹部地區，厚300～500m，最厚達800m。

蘇維依組主要岩性為膏泥岩夾石膏層，分布於阿瓦提斷陷和庫車坳陷的內部，厚200～600m。

吉迪克組主要岩性是薄層石膏與膏泥岩、泥岩互層，局部夾鹽岩層，分布於躍參1井—庫車連線以東，野雲溝和英吉蘇連線以西地區，厚300～500m，最厚1500m。

白堊系烏依塔克組的主要岩性為棕紅色砂泥岩、膏泥岩夾石膏與白雲岩薄層，分布於疏附—莎車連線以西的地區，厚50～110m。

古近系齊姆根組的主要岩性為灰綠色泥岩、棕紅色膏泥岩夾石膏質灰岩和白雲岩薄層，分布於瑪扎塔克斷裂以南、和田以西的地區，厚100～300m。

古近系巴什布拉克組的主要岩性是灰綠色、棕紅色泥岩、膏泥岩夾石膏層、灰岩層與砂岩層、泥岩膏泥岩，分布於和田河以西、麥蓋提—西房連線以南的區域內，厚400～800m。

新近系的克孜洛依組由灰綠色、棕紅色泥岩、膏泥岩夾石膏層組成，分布於克拉托—伽師—色力布亞連線的兩側，大致相當於中新世安居安組所在區域范圍，厚300～500m。

下石炭統上部的卡拉沙依組，為一套以台地蒸發岩為主的膏泥岩地層。因有較厚的蒸發岩而具備良好的蓋層條件。在巴楚小海子剖面上可見石膏層、膏白雲岩及膏泥岩，累計厚度達146.9m。盆地內的鑽探結果表明，這套區域性蓋層西至麥蓋提的曲苦恰克、東抵滿加爾坳陷西部均有分布，曲1井和巴4井分別鑽遇石膏層18m和膏白雲岩192m，至和田河這套地層厚度為百餘米；在滿加爾坳陷西部僅為60m，岩性以灰岩為主夾膏泥岩。說明石炭紀巴楚隆起部位為較高的蒸發台地環境，而滿加爾坳陷則為半閉塞台坪環境。

另外，在盆地西部的中寒武統阿瓦塔格組中發育雜色泥岩、膏泥岩和石膏層互層或石膏泥質白雲岩，為蒸發台地沉積，厚度143～161m。

6.2.2.3 泥岩蓋層

塔里木盆地的泥岩蓋層，無論從時代上，還是從空間上，分布都很廣泛。新近系、白堊系、侏羅系、三疊系都發育良好的地區性和區域性蓋層。

石炭系下統上部及上統下部地層發育一套半閉塞台地和開闊台地的沉積，分布於和田河以西地區，以及滿加爾坳陷中西部，其總厚度在400～600m之間，是上古生界的主要生油層和蓋層。奧陶紀盆地東部深海槽盆中，沉積了泥岩的總厚達1500～3000m。

6.2.2.4 砂質泥岩蓋層

塔里木盆地砂質泥岩蓋層發育在上新統、上二疊統和志留系等地層內。

除上述4種類型的蓋層以外，碳酸鹽岩及灰質泥岩也可成為地區性蓋層。

6.2.2.5 蓋層封閉性綜合評價

根據表6-3標准，對塔里木盆地五套主要蓋層進行區域性評價（周興熙等，1998）。好、中、差分別對應Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級，Ⅱ級蓋層為Ⅰ、Ⅲ級間的過渡類型，還可以分為ⅡA、ⅡB，分別對應中—好、中—差級。

奧陶系蓋層分布的總面積約24萬km2，其中Ⅰ級封蓋區佔40%，Ⅱ級封蓋區佔50%，Ⅲ級封蓋區佔10%。Ⅰ級封蓋區主要分布在塔里木東部地區，Ⅱ級在阿瓦提—塔中—哈拉哈塘等地區，中間有一窄長的南北向Ⅲ級封蓋區。

石炭系蓋層分布於塔西南、阿瓦堤、塔中及滿加爾坳陷西部地區，面積約33萬km2。其中Ⅰ級區在滿加爾坳陷及周緣、塔中地區和西南坳陷，約佔65%；Ⅱ級區在阿瓦提斷陷西部至阿圖什以北的環形地帶，約占總面積的20%，Ⅲ級封蓋區分布在南部和北部邊緣以及巴楚附近的小范圍地區。

表6-3 塔里木盆地蓋層綜合評價分級表

三疊系蓋層分布在塔里木盆地中部和庫車坳陷一帶，總面積約22.44萬km2，其中Ⅰ級封蓋區主要分布於阿參1至躍至躍參1井以南一帶，約佔25%；ⅡA級封蓋區主要在庫車坳陷中心部位，面積佔3.8%，ⅡB級封蓋區主要分布在盆地中心Ⅰ級封蓋區周圍，約占總面積的71.2%。

侏羅系蓋層主要分布在塔里木盆地東北區，總面積約24.7萬km2。Ⅰ級封蓋區只分布在QKI井和LH1井以南地區，面積非常小，約占總面積的3.8%；ⅡA級封蓋區主要分布於LX2井和YH7井以北地區，面積小，僅占總面積的4.0%；Ⅱ級封蓋區主要分布於Ⅰ級區和ⅡA區之間過渡地帶或周圍，面積佔29.8%；ⅡB封蓋區主要分布於上述Ⅱ級區的南部，面積約佔35.30%；Ⅲ級封蓋區主要分布於上述各區的邊緣，面積約佔27.1%。

新近系吉迪克組幾乎遍布整個盆地，面積約50.5萬km2，Ⅰ級封蓋區主要分布於庫車坳陷、塔北隆起和西南坳陷，面積大，約占總分布面積的56%，ⅡB級封蓋區主要分布在巴楚—中央隆起帶以及東南斷階區，並延伸到西南方向的窄條形帶狀區，面積占總44%。

據上述，石炭系蓋層的品質最好，其次為奧陶系蓋層和吉迪克組（蘇維依組上部）蓋層，考慮各蓋層分布面積後評價認為：吉迪克組和石炭系為Ⅰ級區域性蓋層；奧陶系為ⅡA級區域性蓋層；三疊系為Ⅱ級局部性蓋層；侏羅系為ⅡB級局部性蓋層。

6.2.3 生儲蓋組合特徵

勘探實踐證明，生油層、儲集層和蓋層的配置關系.對於油氣富集，特別是大油氣田的形成至關重要。考慮到盆地構造及沉積發育的歷史旋迴性，將盆地內生儲蓋組合概括分為自生自儲自蓋、古生新儲新蓋和新生古儲新蓋三種基本類型。

6.2.3.1 自生自儲自蓋組合

①寒武—奧陶系型：該類組合在塔北、塔中地區鑽遇。

②石炭系型：該類組合在麥蓋提、塔中地區鑽遇。

③侏羅系型：該類組合在庫車坳陷鑽遇。

6.2.3.2 古生新儲新蓋組合

①寒武—奧陶系生，石炭系、志留系、三疊系儲、蓋型：該類組合在塔北、塔中地區鑽遇。

②寒武—奧陶系生、侏羅系儲、蓋型：該類組合在英買力地區鑽遇。

6.2.3.3 新生古儲新蓋組合

庫車坳陷侏羅系生，奧陶系、志留系儲，新生界蓋組合是這種類型的典型例子。

6.2.3.4 克拉通區儲蓋組合主要特徵

（1）三套連續型儲蓋組合（圖6-14）

圖6-14 塔里木盆地克拉通區海相油氣系統儲蓋組合和油氣分布

①石炭系膏鹽岩、泥岩與石炭系砂礫岩、東河砂岩之間的儲蓋組合；

②上奧陶統泥岩與中下奧陶統碳酸鹽岩之間的儲蓋組合；

③中下寒武統膏鹽層、膏雲岩、泥岩與下寒武統、震旦系白雲岩之間的儲蓋組合。

（2）三套不連續型儲蓋組合

①侏羅系紅色泥岩和寒武—奧陶系碳酸鹽岩潛山、元古宇變質岩潛山之間的儲蓋組合；

②石炭系巨厚膏、泥岩與奧陶系碳酸鹽岩潛山之間的儲蓋組合；

③三疊系泥岩與奧陶系碳酸鹽岩之間的儲蓋組合。

（3）古生界生儲蓋組合成藏特點

克拉通成藏體系已發現的油氣藏發育有連續式和間斷式儲蓋組合。

塔中地區，勘探成果反映連續式儲蓋組合中存在兩種主要成藏模式：自生自儲型（中上奧陶統泥岩—奧陶系碳酸鹽岩內幕）和下生上儲型（石炭系膏泥岩、泥岩—石炭系砂岩），其次是間斷式自生自儲型（石炭系膏鹽岩、泥岩—奧陶系）。

塔中1號斷裂帶鄰近滿加爾坳陷深凹部分，發育寒武—下奧陶統高—過成熟烴源岩區和中上奧陶統泥灰質烴源岩區，構成了塔中地區有效烴源岩；中上奧陶統泥岩和石炭系膏鹽岩、泥岩構成了良好的蓋層；中上奧陶統泥岩區域性蓋層之下的碳酸鹽岩儲層和石炭系砂岩為主要儲層。目前油氣主要產自於上述石炭—石炭和石炭—奧陶系兩種組合，主要探明儲量分布於石炭系（塔中4億噸級油田），油氣十分富集。石炭系主要通過斷裂和中上奧陶統蓋層「天窗」向上泄露成藏。由此也可以判斷，自生自儲組合中以中上奧陶統泥岩區域性蓋層之下的碳酸鹽岩內幕存在形成更大規模油氣田的可能性。

6.2.3.5 前陸區儲蓋組合特徵

（1）庫車陸相油氣系統有利儲蓋組合分布

庫車坳陷最主要的區域性蓋層是古近系泥岩和膏鹽岩，其次是侏羅系泥岩蓋層、新近系吉迪克組、康村和庫車組泥岩蓋層和白堊系舒善河組泥岩蓋層，另外，三疊系也發育一套巨厚泥岩蓋層，但該套泥岩蓋層之下尚未發現工業油氣（圖6-15）。根據庫車坳陷儲層和蓋層發育特徵，大致可將中新生界劃分出五套有效儲蓋組合。

圖6-15 庫車油氣系統儲蓋組合和油氣分布層位

1）白堊系巴什基奇克組—古近系儲蓋組合

該套儲蓋組合以古近系泥岩和膏鹽岩為蓋層，以下白堊統巴什基奇克組為儲層，它主要分布在克拉蘇構造帶，為好—較好儲蓋組合。北部和南部邊緣因儲層變差，為中等—較差儲蓋組合，中部拜城凹陷一帶因埋深＞6000m，為差儲蓋組合。

2）侏羅系儲蓋組合

該套儲蓋組合以侏羅系阿合組和陽霞組中部砂岩為儲層，以陽霞組、克孜勒努爾組、帕克馬克組泥岩為蓋層。該套儲蓋組合細劃分出2套一級儲蓋組合；一是阿合組儲蓋組合，以陽霞組下部泥岩做蓋層；二是陽霞組儲蓋組合，以陽霞組上部及其以上泥岩做蓋層。平面上，該套儲蓋組合主要分布在北部克—依構造帶，其中以依奇克里克構造帶東部較好，中西部屬中等—較差儲蓋組合。

3）白堊系卡普沙良群—古近系儲蓋組合

該套儲蓋組以古近系泥岩和膏鹽岩為蓋層，以下白堊統卡普沙良群砂岩為儲層，它主要分布在庫車坳陷南部邊緣和南秋里塔格構造帶。

4）古近系儲蓋組合

該套儲蓋組合以古近系底砂岩為儲層，以古近系泥岩和膏鹽岩為蓋層，它主要分布在庫車坳陷南部邊緣，其中以南部邊緣的輪台斷隆構造帶北緣儲蓋組合最好，其他為較好，中部地區為中等—差儲蓋組合。

5）新近系吉迪克組儲蓋組合

該套儲蓋組以吉迪克組薄層砂岩為儲層，以吉迪克組及其以上層位的泥岩為蓋層，它也主要分布在庫車坳陷的南北邊緣。好儲蓋組合主要分布在南緣英買力—紅旗構造帶，南部邊緣的其他構造帶和北部克—依構造帶為較好儲蓋組合，其他地區為中等—較差儲蓋組合。

（2）塔西南油氣系統儲蓋組合

1）古生新儲型

主要表現為上古生界、中生界生油，新生界儲油。侏羅系或石炭系—下二疊統生油，第三系砂岩儲油，第三系膏鹽岩、泥質岩為蓋層，構成古生新儲蓋組合，柯克亞油氣田屬此種類型（圖6-16）。

柯克亞油氣田是新近紀形成的背斜構造，古近—新近系厚達5000m以上，油氣產層為中新世西和甫組的粉細砂岩，蓋層為泥岩和砂質泥岩。整個古近—新近系幾乎全為紅層沉積，屬內陸乾燥氣候條件下的河流相，不具備生油條件，即柯克亞油田不可能是自生自儲型。經油源對比，大多認為是侏羅系油源，有石炭系油氣混入。

石炭系—下二疊統和侏羅系油氣源既然能運移到新近系中，也必然可以運移到古近系，構成另一種古生新儲生儲蓋組合，柯深1井鑽探在古近系中獲高產油氣流，證明存在此種組合。

2）自生自儲型

塔西南坳陷迄今尚未發現自生自儲型油氣田，侏羅系井下未鑽遇，據喀什地區地面資料分析，侏羅系有形成自生自儲的條件。

喀什地區侏羅系厚約1500m以上，與下伏地層和上覆白堊系皆為不整合接觸。下侏羅統為粗碎屑沉積。生油層為中侏羅統，儲集層是生油層中所夾中、下侏羅統的砂岩，蓋層為中、上侏羅統中的泥質岩（圖6-17）。

圖6-16 塔西南油氣系統古生新儲組合

圖6-17 塔西南油氣系統自生自儲組合

（3）前陸區油氣系統生儲蓋組合模式

前陸體系成氣組合主要分布於中、新生界的4個層位中，儲蓋組合以連續式為主，間斷式為次，潛山式間斷組合在前陸前緣隆起區存在（如牙哈構造帶）。

7、古近系儲層

1.儲層橫向對比

(1)庫姆格列木群

在迪那井區庫姆格列木群二、三段Ⅱ和Ⅲ類儲層有少量分布，Ⅳ類儲層平均佔60%以上;一段3口井均為Ⅳ類儲層。庫姆格列木群第二岩性段有效儲層厚7.5～21.9m，占本段儲層總厚度的17.2%～27.6%，整體上有從迪那22井附近向東部和西部變薄的趨勢，迪那22井北部為最厚區域，西部為薄區;在圈閉范圍內表現為由西向東變厚的分布趨勢，構造西高點有效儲層分布穩定，厚度為8m左右，東高點有效儲層厚度為8～22m。庫姆格列木群第三岩性段僅在迪那201井、迪那22井有少量的Ⅲ類儲層分布。

圖7-8 塔里木盆地北部地區白堊系巴什基奇克組儲層評價

(2)蘇維依組

迪那2氣田古近系儲層分布比較穩定，在各岩性段中Ⅳ類儲層均占較大比例，但第一、二、三岩性段中Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層均有一定比例的分布。縱向上第一、三岩性段儲層相對較好;橫向上各岩性段儲層物性變化不大，迪那22井第一岩性段物性相對較好，而迪那202井第二岩性段物性相對較好。

蘇維依組第一岩性段有效儲層厚29.3～43.1m，占本段儲層總厚度的46.4%～68%，有效儲層厚度展布特徵與地層厚度展布特徵基本一致，最厚區位於構造主體部位的迪那22井以北，最薄區位於庫車東部西北角;在圈閉范圍內表現為東厚、西薄的特點，構造西高點厚度十分穩定，為20m，東高點厚度變化范圍為25～50m。

蘇維依組第二岩性段有效儲層厚度為3.5～15m，占本段儲層總厚度的8.6%～26.4%，整體表現為西北厚、東南薄的特點，最大厚度在庫車東部西北角，最小厚度位於迪那22井附近;在圈閉范圍內由西向東變薄，構造西高點厚度為15～25m，構造東高點有效儲層分布穩定，厚度為5～10m。

蘇維依組第三岩性段有效儲層厚13～20.3m，占本段儲層總厚度的61.9%～83.1%，總體上由北部向南部減薄;在構造主體部位由西向東變厚，構造西高點有效儲層厚度為8～10m，東高點有效儲層厚度為12～20m。

2.儲層綜合評價

(1)庫姆格列木群

庫姆格列木群儲層性質差異非常大，包括砂礫岩段與白雲岩段兩套儲層(表7-10)。

表7-10 庫姆格列木群一段儲層物性統計

續表

據王招明(2004)對阿瓦特、卡普沙良、克拉蘇、庫車河4條基幹剖面樣品的分析，下段平均孔隙度為6.81%，平均滲透率為13.28×10-3μm2;上段平均孔隙度為4.24%，平均滲透率為0.73×10-3μm2。

北部山前帶井下庫姆格列木群底砂礫岩段孔隙度分布范圍為0.67%～21.8%，平均8.87%，孔隙度小於4%的區間分布集中，大於4%的區間分布比較分散，呈明顯負歪度;滲透率分布范圍為0.001×10-3～2340×10-3μm2，平均84.87×10-3μm2，具多峰、略負歪度的特點。孔隙度和滲透率具有正相關性，相關系數R2=0.6474(圖7-9)。

圖7-9 庫姆格列木群砂礫岩段孔隙度、滲透率分布直方圖及其相關關系

相對來說，克拉、吐北井區儲集性較好，如克拉2井平均孔隙度為12.34%，平均滲透率為276.4×10-3μm2;而大北、迪那、吐孜井區儲層儲集性差，如迪那201井平均孔隙度為2.66%，平均滲透率為0.067×10-3μm2，吐孜3井平均孔隙度為3.31%，平均滲透率為0.215×10-3μm2，大北1井平均孔隙度為3.18%，平均滲透率為0.095×10-3μm2。

在克拉2氣田的克拉201井、克拉202井白雲岩段儲層平均孔隙度為11.7%，范圍為1.93%～20.53%;平均滲透率為1.87×10-3μm2，范圍為0.02×10-3～30×10-3μm2。

坳陷區內東秋8井、亞肯3井儲集性較好，如東秋8井平均孔隙度為11.93%，平均滲透率為4.96×10-3μm2，亞肯3井平均孔隙度為8.45%，平均滲透率為18.764×10-3μm2;而東秋5井儲集性較差，平均孔隙度為4.45%，平均滲透率為1.06×10-3μm2。

玉東、南喀、卻勒、羊塔克井區砂礫岩段儲集性中等，平均孔隙度為7.77%～13.18%，平均滲透率為1.02×10-3～60.38×10-3μm2;而英買力、東河塘地區具有非常好的儲層物性，如英買31井平均孔隙度可達26.96%，平均滲透率為3067.5×10-3μm2，英買19井平均孔隙度為19.75%，平均滲透率為339.6×10-3μm2，東河12井平均孔隙度為19.61%，平均滲透率為2393.41×10-3μm2。

按前述評價標准，克拉2井儲層厚12m，Ⅰ類儲層佔41.7%，Ⅱ類儲層佔58.3%;大北2井儲層厚12m，Ⅰ類儲層佔8.3%，Ⅱ類儲層佔91.7%;卻勒1井儲層厚35m，Ⅰ類儲層佔65.8%，Ⅱ類儲層佔17.1%，Ⅲ類儲層佔17.1%;東秋5井儲層厚31m，Ⅰ類儲層佔32.3%，Ⅲ類儲層佔25.8%，Ⅳ類儲層佔41.9%;迪那11井儲層厚52m，Ⅱ類儲層佔30.7%，Ⅲ類儲層佔3.8%，Ⅳ類儲層佔65.4%。

庫姆格列木群砂礫岩段Ⅰ類儲層分布在英買力和東河塘地區部分井區，如英買19井、英買21井、英買31井、東河12井等，為濱岸淺灘沉積，成岩演化階段為早成岩B期，屬有機質未成熟階段，處於原生孔隙發育帶，膠結物以白雲石-方沸石組合為主，平均孔隙度為12.45%～26.95%，平均滲透率為126.70×10-3～3067.5×10-3μm2。

庫姆格列木群砂礫岩段Ⅱ類儲層主要分布在卻勒1井、羊塔克、玉東2井、亞肯3井及牙哈、齊滿部分井區，主要沉積相為扇三角洲前緣、辮狀三角洲前緣，成岩演化階段處於A1亞期，屬次生孔隙帶，孔隙類型以粒間孔和粒間溶孔為主，少量粒內溶孔，主要膠結物為硬石膏和方解石，膠結物含量明顯高於Ⅰ類儲層，平均孔隙度為8.58%～13.16%，平均滲透率為12.11×10-3～215.25×10-3μm2。克拉2井區庫姆格列木群砂礫岩段局部也發育Ⅱ類儲層，成岩演化處於中成岩A2亞期，為有機質成熟階段，屬次生孔隙發育帶。由於北部造山帶的影響，克拉2井裂縫發育，孔隙與裂縫的發育有利於成岩流體在儲層中的流動，更進一步加強了對儲層的溶解。克拉2井最高孔隙度為18.1%，最高滲透率可達2342.54×10-3μm2，也進一步證明由於裂縫的存在對改善儲層滲透率是非常有利的。控制優質儲層的主要因素是後期的成岩改造和構造裂縫的存在。

東秋8井、克拉3井、克拉1井、吐北、卻勒、南喀1井區總體為Ⅲ類儲層發育區，吐北1井儲層厚33m，吐孜2井儲層厚65m，卻勒6井儲層厚31m，卻勒4井儲層厚20m。成岩演化在北部為中成岩A2亞期，卻勒-南喀井區處於中成岩A1亞期。北部以方解石、硬石膏膠結為主;卻勒-南喀井區為混合孔隙發育帶，由於泥晶白雲石膠結強烈，僅保留有少量的粒間孔，孔隙連通性差。北部平均孔隙度為8.46%～13.63%，平均滲透率為4.49×10-3～5.36×10-3μm2;卻勒-南喀井區平均孔隙度為8.57%～10.34%，平均滲透率為2.5×10-3～9.06×10-3μm2。

圖7-10 塔里木盆地北部地區古近系庫姆格列木群儲層評價

北部吐孜、迪那、依南、庫車河及卡普沙良河和西部庫爾干、烏參1井區為Ⅳ類儲層發育區，大北1井區也處於Ⅳ類儲層發育區(圖7-10)。大北2井庫姆格列木群儲層非常薄，厚僅6.5m，大北1井儲層厚43m;東北部儲層相對增厚，吐孜1井庫姆格列木群儲層厚70m，迪那11井儲層厚87.5m。這些井區處在扇三角洲前緣沉積環境中，成岩演化已進入中成岩A2亞期，由於處於北部山前帶，受晚期構造擠壓的影響，顆粒緊密接觸，大量方解石、硬石膏緻密膠結。在裂縫不發育的地區儲層物性非常差，庫姆格列木群儲層在北部山前帶幾乎均屬於此類儲層，如迪那井區平均孔隙度為2.65%～3.59%，平均滲透率為0.02×10-3～0.16×10-3μm2;大北井區平均孔隙度為3.18%～3.95%，平均滲透率為0.095×10-3～0.15×10-3μm2;吐孜井區平均孔隙度為3.31%～4.05%，平均滲透率為0.21×10-3～0.58×10-3μm2。如果有裂縫存在，對儲層改造是非常有利的，如克拉2井的庫姆格列木群。

在庫車東部地區井下，庫姆格列木群進一步劃分為4個岩性段，其儲層特徵在各岩性段有一定差異。庫姆格列木群一段儲層質量差，在東秋5井區為淺湖砂壩區，局部有溶蝕孔發育，評價為Ⅱ類儲層區，其他大部分地區為Ⅲ和Ⅳ類儲層區;庫姆格列木群二段儲層質量差，在亞肯3井區為淺湖砂壩區，平均孔隙度為7.26%，平均滲透率為15.49×10-3μm2，評價為Ⅲ類儲層區，其他大部分地區為Ⅳ類儲層區;庫姆格列木群三段儲層質量差，總體評價為非儲層區;庫姆格列木群四段儲層質量差，分析資料少，總體為Ⅲ和Ⅳ類儲層區。

(2)蘇維依組

據王招明(2004)對阿瓦特、卡普沙良、克拉蘇、庫車河、吐格爾明5條基幹剖面樣品的分析，平均孔隙度為8.73%，平均滲透率為10.19×10-3μm2。據張柏橋(2001)對吐格爾明3條剖面和依礦2條剖面共119塊樣品的分析，依礦剖面(14塊樣品)平均孔隙度為10.47%，平均滲透率為7.157×10-3μm2;吐格爾明剖面(105塊樣品)平均孔隙度為6.21%，平均滲透率為2.74×10-3μm2。

北部山前帶井下孔隙度分布范圍為0.86%～21.8%，平均8.1%，孔隙度分布在小於4%區間最集中，大於4%的各個區間較為分散;滲透率分布范圍為0.006×10-3～2340×10-3μm2，平均51.48×10-3μm2，滲透率分布具多峰，相對集中的滲透率分布區間為＜0.1×10-3，0.1×10-3～1×10-3，1×10-3～10×10-3，100×10-3～1000×10-3μm2。孔隙度和滲透率具正相關關系(圖7-11;表7-11)。

圖7-11 蘇維依組孔隙度、滲透率分布直方圖及其相關關系

表7-11 蘇維依組儲層物性統計

烏參1井儲層總體上屬於特低孔隙度-特低滲透率儲層，孔隙度一般為2%～6%，平均為4.0%;滲透率一般小於0.1%，平均值僅為0.537×10-3μm2。

從迪那2氣田蘇維依組的物性分布特徵來看，縱向上蘇維依組的三段物性存在非均質性，總的來說一段和三段物性較好，二段較差。迪那201井蘇維依組一段平均孔隙度為8.4%，平均滲透率為1.29×10-3μm2;二段平均孔隙度為4.21%，平均滲透率為0.32×10-3μm2;三段平均孔隙度為7.35%，平均滲透率為1.32×10-3μm2。迪那202井蘇維依組一段平均孔隙度為11.09%，平均滲透率為0.685×10-3μm2;二段平均孔隙度為7.1%，平均滲透率為0.68×10-3μm2;三段平均孔隙度為7.01%，平均滲透率為0.66×10-3μm2。迪那22井蘇維依組一段平均孔隙度為8.15%，平均滲透率為0.17×10-3μm2;二段平均孔隙度為2.45%，平均滲透率為0.14×10-3μm2;三段平均孔隙度為5.8%，平均滲透率為0.59×10-3μm2。

東河塘、牙哈、提爾根井區儲層物性中等。如東河1井平均孔隙度為8.51%，平均滲透率為1.21×10-3μm2;牙哈6井平均孔隙度為10.34%，平均滲透率為16.24×10-3μm2;台2井平均孔隙度為10.12%，平均滲透率為9.04×10-3μm2;提2井平均孔隙度為13.69%，平均滲透率為26.98×10-3μm2。

相對來說，輪南1井具有最好的儲集性，平均孔隙度為24.02%，平均滲透率為335.47×10-3μm2。

按前述評價標准，蘇維依組的Ⅰ類儲層主要分布在輪南井區，以輪南1井為代表，系辮狀河三角洲平原沉積，成岩演化階段為早成岩B期，處於原生孔隙發育帶，平均孔隙度為24.2%，平均滲透率為335.47×10-3μm2。優質儲層的形成受原始沉積環境所控制，好的原生孔隙發育帶保存至今。

蘇維依組的Ⅱ類儲層主要分布在牙哈、提2井區，為辮狀河三角洲平原、前緣沉積，處於早成岩B期，屬原生孔隙帶，主要膠結物為方解石，平均孔隙度為10.34%～13.69%，平均滲透率為16.24×10-3～26.98×10-3μm2。如牙哈4井蘇維依組一段厚50m，粉砂岩厚1.5m，砂岩厚3.5m，單層厚1～3.5m，佔地層百分比為10%，為淺湖席狀砂沉積;蘇維依組二段厚91m，粉砂岩厚9.5m，砂岩厚26m，含礫砂岩厚22m，礫岩厚8m，佔地層百分比為71.9%，單層厚0.5～10m，為辮狀三角洲前緣沉積，岩石類型以含灰質、膏質中、細粒岩屑砂岩為主，孔隙以粒間溶孔為主、少量粒間孔，孔隙度為1.16%～14.50%，平均7.19%，滲透率為小於0.01×10-3至110.00×10-3μm2，平均2.90×10-3μm2，儲層分級為Ⅱ類。台2井蘇維依組一段厚35.0m，粉砂岩厚7.0m，砂岩厚1.5m，單層厚度1.0～3.5m，共發育4層砂層，佔地層百分比為32.8%，為淺湖砂壩沉積，岩石孔隙度為3.80%～8.06%，平均5.45%，滲透率為0.26×10-3～16.30×10-3μm2，平均3.44×10-3μm2，儲層分級為Ⅲ類;蘇維依組二段厚84.0m，粉砂岩厚10.0m，砂岩厚48.0m，含礫砂岩厚18.5m，礫岩厚2.0m，佔地層百分比為93.4%，單層厚0.5～17.0m，為辮狀三角洲前緣沉積，岩石類型以中、細粒岩屑砂岩為主，孔隙為粒間孔和次生溶孔各佔50%，岩石孔隙度為5.01%～16.10%，平均11.40%，滲透率為1.40×10-3～60.00×10-3μm2，平均14.45×10-3μm2，儲層分級為Ⅱ類。提2井蘇維依組一段厚13.0m，砂岩厚2.0m，佔地層百分比為15.3%，單層厚2.0m，為辮狀三角洲平原沉積;蘇維依組二段厚178.0m，粉砂岩厚1.0m，砂岩厚145.0m，礫岩厚32.0m，佔地層百分比為100%，單層厚1.0～30.0m，為辮狀河沉積，岩石類型為含灰質細粒岩屑砂岩、中粒岩屑砂岩和不等粒岩屑砂岩，孔隙以粒間孔、粒間溶孔為主，岩石孔隙度為2.79%～20.48%，平均13.74%，滲透率為0.54×10-3～169.00×10-3μm2，平均26.92×10-3μm2，為Ⅱ類儲層，是提2井的主力儲集層段。

迪那、吐孜至克拉2井區一帶為蘇維依組Ⅲ類儲層發育區，總體處於扇三角洲前緣帶。如迪那201井蘇維依組第一岩性段儲層總厚度為69.0m，其中Ⅰ類儲層5.0m(占儲層總厚度的7.2%)，Ⅱ類儲層11.0m(佔16.0%)，Ⅲ類儲層16.0m(佔23.2%)，Ⅳ類儲層37.0m(佔53.6%);蘇二段儲層總厚度為46.0m，其中Ⅱ類儲層5.0m(佔10.8%)，Ⅲ類儲層厚6.0m(佔13.1%)，Ⅳ類儲層35.0m(佔76.1%);蘇三段儲層總厚度為21.0m，其中Ⅰ類儲層4.0m(佔19.1%)，Ⅱ類儲層3.0m(佔14.3%)，Ⅲ類儲層6.0m(佔28.5%)，Ⅳ類儲層8.0m(佔38.1%)。迪那22井蘇一段儲層總厚度為63.3m，其中Ⅰ類儲層12.5m(佔19.7%)，Ⅱ類和Ⅲ類儲層厚30.6m(佔48.3%)，Ⅳ類儲層20.2m(佔31.9%);蘇二段儲層總厚度為40.7m，其中Ⅱ類和Ⅲ類儲層3.5m(佔8.6%)，Ⅳ類儲層37.2m(佔91.4%);蘇三段儲層總厚度為20.5m，其中Ⅰ類儲層3.1m(佔15.1%)，Ⅱ類儲層6.7m(佔32.7%)，Ⅲ類儲層5.8m(佔28.3%)，Ⅳ類儲層4.9m(佔23.9%)。迪那202井蘇一段儲層總厚59.0m，其中Ⅰ類儲層8.1m(佔13.7%)，Ⅱ類儲層11.0m(佔18.6%)，Ⅲ類儲層10.2m(佔17.3%)，Ⅳ類儲層29.7m(佔50.3%);蘇二段儲層總厚度為56.7m，其中Ⅰ類儲層僅0.1m(佔0.2%)，Ⅱ類和Ⅲ類儲層14.9m(佔26.2%)，Ⅳ類儲層41.7m(佔73.4%);蘇三段儲層總厚度為20.3m，其中Ⅰ類儲層4.4m(佔18.0%)，Ⅱ類儲層6.5m(佔26.6%)，Ⅲ類儲層9.4m(佔38.5%)，Ⅳ類儲層4.1m(佔16.8%)。

北部吐格爾明至依奇克里克地區為蘇維依組Ⅳ類儲層發育區。據沉積相帶預測，在博孜1井區及卡普沙良剖面附近也發育有Ⅳ類儲層(圖7-12)。

在庫車東部地區井下，蘇維依組3個岩性段的儲層分布與儲層質量有明顯差異。

1)蘇維依組一段總體儲層物性差，南部的牙哈和北部的依奇克里克地區為Ⅱ類儲層發育區。南部的亞肯、牙哈井區處於濱淺湖砂壩沉積區，平均孔隙度為9.1%～10.16%，平均滲透率為0.66×10-3～20.1×10-3μm2，總體為Ⅱ類儲層發育區。北部的依奇克里克地區處於扇三角洲平原帶，水動力條件強，物性相對較好，平均孔隙度為10.89%～13.1%，平均滲透率為1.12×10-3～30.04×10-3μm2，評價為Ⅱ類儲層區。迪那井區總體處於三角洲前緣帶，水動力條件較強，但由於受到膏質、鈣質膠結作用的影響，儲層物性比北部露頭區稍差，平均孔隙度為6.54%～8.84%，平均滲透率為0.17×10-3～1.29×10-3μm2，總體評價為Ⅲ類儲層區。東部總體為辮狀河沉積，儲層物性差，大部分地區為非儲層發育區。

2)蘇維依組二段為蘇維依組最好的儲層發育段，南部提爾根、牙哈、輪台井區為Ⅰ和Ⅱ類儲層發育區。北部露頭和吐孜、迪那、東秋井區，沉積相帶總體處於扇三角洲及淺湖沉積區，泥質雜基含量高，儲層物性較差，總體評價為非儲層發育區。南部總體處於辮狀河三角洲發育區，儲層物性好，牙哈、輪台、提2井、提3井區平均孔隙度為9.32%～13.74%，平均滲透率為2.51×10-3～66.28×10-3μm2，總體評價為Ⅱ類儲層區;其中提101井區平均孔隙度可達17.17%，平均滲透率可達47.4×10-3μm2，評價為Ⅰ類儲層區。

3)蘇維依組三段儲層質量差，在迪那2井區為Ⅲ類儲層發育區。蘇三段總體處於沖積扇、扇三角洲及濱淺湖沉積相帶，儲層北部粒度粗，以礫岩、含礫砂岩為主，泥質雜基含量高，物性差。該層段由於分析資料少，僅在迪那2井區有資料。迪那2井區處於扇三角洲前緣帶，平均孔隙度為6.48%～7.35%，平均滲透率為0.66×10-3～1.79×10-3μm2，評價為Ⅲ類儲層區。吐孜3井處於扇三角洲平原帶，平均孔隙度為3.77%，平均滲透率為0.302×10-3μm2;處於淺湖區的東秋5井平均孔隙度為4.63%，平均滲透率為0.03×10-3μm2;據此推斷總體為非儲層發育區。

圖7-12 塔里木盆地北部地區古近系蘇維依組儲層評價

8、歐美民謠歌曲

01 Amazing Grace 奇異恩典（美國早期黑人歌謠）

02 Edelweiss Aus 雪絨花（電影《音樂之聲》插曲）

03 Das Wandem Lst Des Mullers Lust 流浪是磨房小伙最大的快樂

04 Sakura 櫻花（江戶時期日本民歌）

05 Sur Le Pont D』 Avignon 在亞維依橋上（法國普羅旺斯民歌）

06 Tiritomba 蒂妮托姆巴（西西里民歌）

07 Auld Lang Syne 友誼天長地久（17或18世紀蘇格蘭民歌）

08 Wien,Wien,Nur Du Allein 維也納，維也納

09 Santa Lucia 桑塔·露西亞（義大利那波里民歌）

10 Kalinka 卡林卡（俄羅斯民歌）

11 Greenslieeves 綠袖子（英國伊麗莎白一世時代的情歌）

12 Im Prater blüh'n wieder die Bäume 普拉特游樂場的樹之花再次盛開

13 Hevenu Shalom Aleichem 天上平安賜給你（以色列民歌）

14 Muss i denn zum Städtele Hinaus 木頭心（德國斯瓦比亞傳統民歌）

9、《尼斯的英格蘭散步大道》是誰所作

勞爾·杜菲，出生在19世紀末、活躍在20世紀上半葉的杜菲，是現代美術史上最具有獨創精神的畫家之一。平順的一生，享受著名氣、人氣與財富多方面的滿足，使他的作品充滿無盡的自由與幸福的光芒。

杜菲的創作題材范圍較小，這並不是因為受到什麼限制，只是一個快樂的藝術家享受著表現的愉悅、痴迷於自己所喜愛事物的自然反映罷了。因此他的作品很容易為大眾所辨認和接受。20世紀初有閑階級生活中所熟悉的休閑活動都是他創作的題材。藍色的大海、賽會、音樂會、舞場等，通過畫家筆下幾近東方寫意般的線條，潑墨般色彩的描繪，洋溢著明朗、輕快、甜美的氣息，高度的概括，強力的表現，正是畫家充滿魅力的真正原因。杜菲雖然簡單地被劃歸為野獸派畫家，其實他收到多種繪畫運動的影響，嚴格說來並不屬於任何一個流派。他首先以印象派畫家身份起步，繼而嘗試野獸派和立體派的畫風，最後以他極具個性的風格投身藝術創作。

觀賞杜菲的作品是件愉快的事，畫家獨特的造型和用色將觀者無障礙地帶入他的世界，這世界展現了純粹的祥和寧靜，揭示 另一束的精髓和本質。

1877  6月3日出生於諾曼底的哈佛，為九個孩子中的長子。

1891  十四歲從學校畢業，為負擔家計而到公司當職員。

1892  進入哈佛市立美術學校上夜間課程，並到路惠勒爾的畫室學習，認識布拉克和佛利斯。

1898  入法國陸軍服役，未滿一年就解除兵役。

1900   獲得獎學金，進入巴黎國立美術學校里昂·波納的畫室。

1901  在法蘭西斯藝術家畫廊展出作品。

1706  在貝爾特·威爾畫廊舉行首次個展。

1910-11   為阿波里內爾的《動物詩集》首次繪制木刻版畫。

1911  以木刻版畫為保羅·波伊瑞作布料圖案設計。

1912  擔任世界性的絲織品公司之美術指導。服飾設計師保羅·波伊瑞（1879-1944年）。

1921  在巴黎的柏漢姆·瓊尼畫廊舉行個展。

1934  到英國旅行，畫了阿斯科特賽馬場及考斯的賽船。

1936  受託為1937年巴黎萬國博覽會的電氣館繪制壁畫。

1937  首次遭受關節炎病痛的打擊。

1939  因第二次世界大戰爆發而逃到聖坦尼·休爾·杉同，次年則躲到法國南部。

1947  在巴黎的路易·卡雷畫廊舉行個展，兩年後則在紐約的路易·卡雷畫廊舉行個展。

1951  在醫生的勸說下到亞利桑那州的土桑療養。

1952   返回法國。在佛加圭爾買下工作室。

1953  因心臟病逝世。葬於尼斯的西米埃修道院墓地。

     19世紀末至20世紀初的畫家，所呈現的形象幾乎是定型的，丑聞、悲劇、糜爛的性，酒精或葯物中腐蝕人生，這些所謂波希米亞人的生活方式，往往促使他們早天。例如圖魯茲·勞特累克、凡·高、莫迪里阿尼、高更等等數不盡的畫家們，都是在這樣的生活方式中斷送了性命。然而勞爾·杜菲(RaoulDufy)卻截然不同。他個性保守、溫和又活潑，一生中與戲劇性的事件或悲慘境遇無緣，不論在個人生活或是藝術方面都擁有豐碩的成果。像他這般比其他人都順遂的人，也將他的幸福透過繪畫而綻放光芒。

     勞爾·杜菲l877年6月3日生於法國港口都市哈佛的一個重視教養但貧窮的家庭。父里昂·馬瑞斯·杜菲在當地的金屬公司擔任會計，母親瑪麗·烏潔妮·伊達是個要照顧九個孩子、忙碌的家庭主婦。父親在單調的工作之餘，對藝術有著明顯的喜好，他在城裡的教會負責管風琴演奏以及聖歌合唱團的指揮，也培養孩子們對藝術和音樂的興趣。做父親的恐怕不曾想過在他的孩子中確實有誰會走上藝術之路，那隻不過是個夢吧，然而其中有四個孩子進入了藝術的領域。里昂是鋼琴老師，加斯頓是音樂評論家，勞爾和尚恩則成為畫家。

     勞爾-杜菲是家中的長男，1891年十四歲時從學校畢業之後，有五年的時間為了負擔弟妹們的養育費，而到瑞士的咖啡進口公司路得和郝舍公司里工作。在工作中僅有的樂趣，就是眺望窗外的風景。由於他的辦公室就面對著哈佛港，有時他會畫下港口船隻或卸貨工人的忙碌情景。

     杜菲在早期所繪的鋼筆畫中，就已清楚地呈現了他未來的發展潛能，因此父親便勸他到哈佛的市立美術學校上夜間的課程。1892年，杜菲進入學院派畫家查理士·路惠勒爾的畫室學習素描。他和年輕的同學喬治·布拉克、歐頓·佛利斯結為好友。路惠勒爾堅信所有偉大的繪畫，都必須建立在扎實的素描基礎上。即使過了十年之後，杜菲提到路惠勒爾時仍然充滿了敬愛和感謝之情，他表示「路惠勒爾是一位真正的藝術家，是具有古典風范的偉大素描家。我們都以非常尊敬和崇拜的心來仰慕他」。

     1898年，杜菲被徵召到陸軍服役，他的工作和繪畫課程都因此中斷。按法國的規定，兵役期通常為兩年，當時由於已是音樂家的弟弟加斯頓志願加入軍樂隊，杜菲則入伍不滿十二個月就解除兵役了。這是因為法國的法律禁止兩個兄弟同時服兵役，所以杜菲得以提前退役。

     1900年退役後的杜菲獲得了哈佛市所提供的每個月二百法郎的獎學金。他以這筆錢前往巴黎，進入國立美術學校里昂·波納的畫室。杜菲在此接受非常嚴格的學院派教育。波納雖然是與印象派及後印象派同一時代的人，但是他的觀點卻是深植在古典的傳統中。杜菲完成了四年的課程，他從不曾否定這樣的訓練。但是後來他曾感慨地表示，對於真正具有才氣和獨創性的年輕畫家來說，正規的美術教育所帶來的負面影響很有可能大幹正面的意義。不過保守而溫和的杜菲，並沒有把自己視為那類才氣橫溢的畫家之列的意思。

     杜菲在國立美術學校求學的時候，與同樣來自哈佛的朋友佛利斯一起住在蒙馬特寇特街的十二號房子。在他的同學中有許多人都是過著波希米亞式的頹廢生活，但是杜菲完全沒有沾染這股氣息，他比較喜歡到音樂會堂或合法的劇場、古典音樂廳等地方。雖然生活態度極為保守，但是絲毫不曾忽略身邊的藝術動向。他離開了封閉的畫室之後，以印象派的風格在巴黎街頭寫生，偶爾也畫油畫。1902年杜菲將他的一幅粉蠟筆作品拿到一個前衛畫廊，畫廊負責人看了隨即買下。四年後杜菲舉行首次個展。

     國立美術學校的課程結束後，杜菲繼續以印象派的風格作畫，並且通過畫商賣出了一些作品。1905年他在沙龍舉辦的野獸派畫展上，對於野獸派畫家們鮮艷強烈的色彩和大膽新穎的風格深深震撼，他再也無法滿足於自己的畫風，決心探究出屬於自己的方向。他仍然以巴黎為主要活動地點，然後和佛利斯、阿貝爾·馬克耶結伴寫生旅行，嘗試運用野獸派大膽的色彩。1908年他則與喬治·布拉克一起到馬賽，並且開始實驗立體派的風格。

     杜菲於1911年與烏潔妮·布莉頌結婚。關於烏潔妮，一般只知道她聲譽尼斯，是在哈佛的女帽店工作時認識杜菲的，除此之外就別無所知了。兩人之間的關系，外人也無法得到更多的了解。杜菲對自己的個人生活，極端嚴守著私密性，不過在尼斯美術館所展出繪於1930年的作品《杜菲夫人畫像》，則可確信當時他兩人仍然還在一起。這件作品是他所畫極少數正式的肖像畫之一。兩人之間並沒有子嗣，無法確定自何時起，兩人在第二次世界大戰期間已完全沒生活在一起了。烏潔妮是在杜菲逝世九年後的1962年過世的，葬於尼斯。她將許多先夫的作品贈給尼斯美術館，這座美術館便是以這些作品成為日後杜菲收藏品的基礎。

     和烏潔妮結婚後，杜菲的繪畫事業很明顯地受到影響。三十四歲的杜菲覺得自己彷彿已經走到了窮途末路。他必需負起養家糊口的責任，認為自己不能再過著「夢中如王子、生活如乞丐」的日子。但是在他展示了實驗性的作品後，卻沒能出售，畫商也都與他斷絕來往。一文不名的杜菲，有幸遇到一位很關心畫家困境的慈善家，免費提供他位於諾曼底的農舍，讓杜菲得以解決經濟上的問題。在這里，他同時發展著自己的風格，並以插畫來作為他的副業。結果他在插畫的收入更大於創作所得。杜菲最初的插畫作品是為紀堯姆·阿波里內爾《動物詩集》所繪的木刻版畫插圖，雖然他只得到微薄的收入，不過這些作品也證明了他的藝術才華，畫作具有銷路了。l911年，服飾設計師保羅·波伊瑞看到杜菲的插畫後，詢問他是否有意願以木刻版畫為其作布料圖案的設計。杜菲不顧那些自恃甚高的同行們的嘲笑，看在金錢的份上，很爽快地便答應了。

     波伊瑞為了這項新事業，特地在蒙馬特租了一間小小的工廠。杜菲就在這位於吉爾曼街的新畫室里雕刻木版，研究顏色的搭配。他的設計在工廠印染後，成為高檔價位的圍巾和服裝。對杜菲來說，看到那些他從不敢奢想會買他畫作的巴黎上流階級的夫人們，斤欠喜地把他設計的圍巾披在身上，真是感到莫大的安慰。

     杜菲以自由簽約者的身分，和波伊瑞合作之後，他又接受了絲織品領域聞名全球、位於里昂的比安奇尼·費里耶公司，聘請他擔任美術指導的職務。這份有固定薪資、只須在規定的時間內上班的工作，為他帶來經濟上的穩定。由於他每天的生活都是事先可以預料的，使他能夠配合進度完成工作，這對杜菲來說正是最理想的狀況。不過，不久後由於第一次世界大戰爆發，這樣的生活只得被迫中斷了兩年。

杜菲與他那些以布拉克為首的理想主義型的朋友完全不同，他沒有像他們那般志願走入戰爭前線的高昂情緒，而是留在後方為戰事的海報或報紙繪制具愛國意義的木刻版畫。第一次世界大戰的期間(1914-1918年)，他靠著繪畫或插畫度日，至於發生在他身邊種種悲慘的狀況，似乎都不會對他有所影響。          1919年裡昂方面的工作又恢復了，這份工作一直持續到1928年，之後他才把重心逐漸從設計移向繪畫。

     1920年春天，杜菲偕妻子遷往法國南部里維耶拉的丘陵地帶、一個名為凡斯的小城租了一間房子，這可以說是他成年以來第一次能夠全心專注在繪畫上。也正是在這個時期，他走出了自己的藝術之路，如鮮艷的色彩、活潑的曲線、蔓草花紋的設計等具有個人特色的風格，都成形於這個時候。

     1921年，巴黎頗負盛名的柏漢姆·瓊尼畫廊接受杜菲的申請，舉行他的個人畫展。這次展出獲得了相當程度的成功，更讓他高興的是，他有幾件作品也被賣出了。對他來說，這不僅是增加了收入，也從而發現自己的新畫風能被人們所接受，使他更充滿了信心。

     擁有經濟上的安定、也對自己的風格產生自信心的杜菲，此後的三十年一直保持著創造力，除了數千件的油畫、水彩畫、不透明水彩畫之外，還有數不盡的素描、銅版畫、石版畫及陶藝作品。此外，他也接受從事一些商業性的工作，如1937年為巴黎萬國博覽會的電氣館所繪制的巨大壁畫，就是其中最為人所知的。

     杜菲雖然沒有撤出他在蒙馬特的畫室，但較多的時間仍是待在法國南部。之後他為了尋求新的形象和銷售渠道，也前往英國、義大利、比利時、西班牙、摩洛哥、美國等地旅行。

     杜菲雖然時常遭到嚴厲的批評，不過他卻廣受歡迎，在商業上獲得相當大的成功。這是因為在非具象的畫作領域中，世界上重要的收藏家們都對杜菲作品易於領會的魅力頃心，極力收藏。但是在1937年，杜菲首次遭逢他人生的重大危機。六十歲那年，他罹患了風濕性關節炎，病情日益惡化，到40年代的末期，他的手腳已無法自由活動。走路的時候必須靠著拐杖，他的手和手腕時常痛得厲害，讓他無法握住畫筆。1950年當他開始考慮是否被迫將放棄繪畫事業時，他接受了一位美國內科醫生弗萊迪·洪巴賈的提議，到馬薩諸塞州波斯頓的猶太人紀念醫院進行治療。杜菲在這里注射一種以副。腎皮質荷爾蒙為基礎的新葯劑，最後雖然不能使他的健康完全恢復，不過他的手已經能夠再度活動了。1951年他聽從洪巴賈的勸告，搬到亞力桑那州的土桑，由於當地溫暖、乾燥的空氣，使他的病況也更減輕了。杜菲住在亞力桑那州一年，非常想念家鄉，1952年便返回法國，在法國號稱最乾燥的地方，亞維依附近的古老城鎮佛加圭爾買下一間畫室。

      雖然這時候他的關節炎已控制在能夠忍受的程度，不過他整體的健康狀況卻逐漸惡化了。1952年冬天感染了嚴重的肺炎，1953年3月23日又引發冠狀動脈血栓，25日早上以七十六歲之齡離開人世。

     杜菲的遺體葬於尼斯的一個可眺望到地中海的西米埃修道院墓地。在他的葬禮上，魯涅·古斯朗讀祭文，他道出了眾人的心聲：「人生的小小喜悅已隨著杜菲而遠去了。如果他未曾留下不朽的作品，我們今後或許將不會如此地愛著天空與大地了。」

10、三疊系-新近系層序界面特徵與識別標志

作者按層序界面與構造作用和沉積作用的關系，界面的性質和成因特徵，區域分布和產出規模，以及岩性岩相變化和電測曲線特徵將庫車坳陷三疊系-新近系層序界面劃分為三種級別類型。Ⅰ級層序界面為古構造運動面、構造應力場轉換面或構造沉降不整合面，如塔北地區海西晚期運動形成的區域不整合界面 ( 三疊系與二疊系分界面) 、燕山晚期運動形成的區域性構造不整合界面 ( 白堊系與古近系分界面) 即為此類層序界面，由這些界面限定的層序相當Ⅰ級層序的盆地充填序列。Ⅱ級層序界面為庫車坳陷形成和演化過程中，由區域性的構造隆升、下沉作用引起沉積界面抬升暴露形成的侵蝕不整合面。界面對應於盆地收縮時發育的古暴露面、下切侵蝕面和盆地突發性擴張超覆面，並與區域構造的幕式階段性演化相擬合，因而是劃分構造旋迴或構造演化階段，以及構造充填層序的主要標志和依據，有產出規模大、區域上穩定分布和具一定穿時性發育的特徵。此類界面的最大特點是可將塔北隆起地區及庫車坳陷三疊系至新近系的巨厚沉積充填序列劃分為數個與構造演化階段相對應的沉積充填階段。由此級別界面限定的層序，是組成庫車坳陷三疊系-新近系最大的成因地層單元，並與各組的分界面相當，如燕山中期運動造成的構造不整合面 ( 侏羅系與白堊系分界面) 。Ⅲ級層序界面是湖平面變化及沉積物供應速率變化造成的界面，發育於構造層序內部，在盆地的不同部位有不同的表現形式，一般規律為自盆緣向盆內，由間歇暴露造成的下切侵蝕幅度或沉積間斷的相隔時間逐漸縮小，並由侵蝕不整合逐漸過渡為相關整合界面。由此類界面限定的層序於盆地邊緣的 ( 扇) 三角洲沉積體系中最發育，主要出現在進積式 ( 扇) 三角洲與退積式 ( 扇) 三角洲的轉換點位置，而在盆內的湖相沉積中較難識別。

( 一) Ⅰ級層序界面

Ⅰ級不整合面主要是由古構造運動引起的構造應力場轉換或大的湖平面下降形成的大規模不整合面，通常代表盆地基底面或盆地收縮時的古風化剝蝕面。該界面是構造旋迴劃分的標志，為區域性不整合，常與區域性構造事件吻合。

1. 三疊系與二疊系間的區域不整合面

該界面對應於距今 250Ma 的一次大規模全球海平面下降事件，在塔北地區為重要區域不整合面。在地震剖面上為 T05反射界面，表現出明顯的、大規模的上超下削特徵。該界面在草湖以東分別與奧陶系、志留系-泥盆系、石炭系-下二疊統呈角度不整合接觸。該界面的形成，與全球性的大規模海平面下降有關，也與海西晚期運動相關聯，致使塔里木地塊周圍天山、昆侖山海槽封閉，褶皺成山，塔里木克拉通內海水全部退出，從此進入陸內盆地發育階段。

2. 古近系和白堊系間的削蝕不整合面

該層序界面為燕山晚期運動造成的區域性平行不整合接觸面，本期構造運動在庫車坳陷影響深刻，不整合面遍布全區。地震波組對應於 T8反射面，為一組高振幅、連續性好的強反射同相軸反射波，地震剖面由東向西、由北向南與下伏波組呈低角度削截關系，可進行區域性的追蹤和對比。克孜勒努爾溝露頭剖面中，層序界面之下為巴什基奇克組褐紅色厚層狀中礫岩，界面之上為古近系庫姆格列木群灰白、灰色礫質灰岩或灰質礫岩 (圖2- 1) 。在庫車河野外剖面上，該界面上 ( 古近系底界) 為一套厚10 ～ 30m 的塊狀白色、灰色底礫岩，與下伏白堊系呈角度不整合接觸，有人形象地稱之為 「城牆礫岩」。以依南 2 井為例，界面之下為白堊系舒善河組濱淺湖相泥質粉砂岩、粉砂岩、泥岩，界面之上為庫姆格列木群底部潟湖相灰岩，界面上下岩性特徵明顯不同，界面上下自然伽馬曲線及電阻率曲線亦有顯著差異，可以看出，界面為一較大的沉積相轉換面，界面之下為白堊系不同層位的陸相沉積，而界面之上為受海侵影響的潟湖- 扇三角洲沉積。其特徵和主要識別標志: ①在盆地周緣表現為較大的角度不整合，是燕山晚期運動造成的，不整合面遍布全區，有的地區為平行不整合; ②界面為岩性和岩相突變面，界面之下為巴什基奇克組粗碎屑的辮狀河三角洲前緣相的褐紅色厚層狀中礫岩，界面之上為受海侵影響的潟湖- 扇三角洲沉積，岩石的成分成熟度和結構成熟度明顯降低，石英含量亦明顯降低; ③界面之上測井反映的伽馬值明顯增加，在克拉2 井能譜伽馬測井曲線上，界面之上鉀含量明顯降低，鈾含量增加; ④地震測線對應 T8反射面，表現為削蝕關系。

圖2-1 克孜勒努爾溝剖面白堊系與古近系層序界面

( 二) Ⅱ級層序界面

Ⅱ級層序界面為明顯的湖平面下降造成的不整合面，由地區性的構造運動造成，對應於盆地收縮時發育的古暴露面、下切侵蝕面和盆地突發性擴張超覆面，與區域構造的幕式階段性演化相擬合，是劃分構造旋迴或構造演化階段以及構造充填層序的主要標志和依據。此類不整合面在盆地不同部位表現為不同的性質，在盆地邊緣地帶為陸上沉積間斷，除無沉積作用外，還具明顯的侵蝕現象; 在盆地內部可由無沉積作用過渡到連續沉積。

1. 侏羅系與三疊系區域不整合界面

該界面對應於距今 205Ma 時的一次大的湖平面下降事件，在地震剖面上為 T8- 3反射界面，表現出塔北東部為上超、南部為削截的特徵。在庫車河剖面上可見下侏羅統阿合組的砂礫岩覆蓋在上三疊統塔里奇克組黑色炭質頁岩上，其間具明顯沖刷侵蝕現象。

2. 白堊系與侏羅系間的削截不整合面

白堊系亞格列木組與侏羅系喀拉扎組平行不整合接觸，為一區域性不整合面，對應T8- 2地震反射面。根據古生物資料判斷，上、下兩組之間缺失晚侏羅世中晚期沉積，在阿瓦特地區缺失喀拉扎組，亞格列木組與齊古組直接接觸。該界面對應的地震資料中反射波具中-高頻、連續-較連續、強-較強反射特徵。這是一個Ⅱ級層序界面，主要識別標志: ①在盆地周緣呈角度不整合，向盆地腹部延伸為平行不整合，在塔西南坳陷可見白堊系多呈角度不整合、平行不整合覆於中下侏羅統之上或角度不整合於石炭系、二疊系之上; ②地震測線對應於 T8- 2反射面，表現為下部削蝕、上部上超; ③界面之上屬粗碎屑的沖積扇- 扇三角洲相紫紅色厚層塊狀中礫岩，界面之下為上侏羅統濱淺湖亞相紫紅色泥岩、粉砂質泥岩或三疊系沉積，界面為沉積相轉換面; ④測井響應界面上自然伽馬為齒化指狀、低值，界面下為高值、鍾形，電阻率曲線界面上為齒化指狀，下為齒化鍾形。

3. 古近系蘇維依組與庫姆格列木群層序界面

蘇維依組與庫姆格列木群間Ⅱ級層序界面為一明顯的沉積相轉換面，地震剖面上對應地震波組 T7。野外露頭中可見河道切割、沖刷，河道寬約 5 ～10m，為沖刷侵蝕面，界面上下岩性突變。庫車山前的依礦露頭剖面中，該界面之下為庫姆格列木群頂部的泥岩段，岩性為厚層泥岩夾褐黃色薄-中層鈣質粉砂岩，主要為濱淺湖相沉積; 界面之上為蘇維依組第三段底部砂礫岩，底部發育大型沖刷面，砂礫岩雜基支撐，礫石成分復雜，沉積相發生突變。在自然伽馬曲線上，庫姆格列木群頂部的泥岩段呈齒狀、高值，蘇維依組第三段底部的砂礫岩呈微齒狀、低值。

4. 古近系與新近系層序界面

此層序界面為新近系吉迪克組與古近系蘇維依組間的分界面，為明顯的平行不整合。在地震剖面上對應於地震波組 T6，可見削蝕現象。具體識別標志: ①岩相，界面之上為紫紅色塊狀中礫岩，礫石雜亂分布，下伏層的鈣質粉砂岩岩塊含量可達 40% ～ 50%，礫石呈稜角狀，為泥石流沉積，界面之下為紫紅色粉砂岩夾細礫岩，粉砂岩灰質含量高，灰質結核發育 (圖2-2) ; ②沉積相，界面上為扇三角洲、近岸水下扇沉積，界面下以氧化型湖泊沉積為主，是沉積相轉換面; ③電性特徵，界面上自然伽馬曲線呈微齒化箱狀，低值，界面之下為齒化漏斗形，總體上為高值。

圖2-2 吉迪克組與蘇維依組層序界面 ( 迪那 11 井)

( 三) Ⅲ級層序界面

Ⅲ級層序界面的識別主要依據野外露頭剖面和鑽井資料，精細的測井資料和露頭剖面沉積旋迴分析是Ⅲ級層序劃分對比的基礎。

1. 侏羅系內部Ⅲ級層序界面

此類界面主要有以下特徵: ①發育下切谷充填或具有明顯沖刷下切的水道砂礫岩沉積，代表了沖刷不整合界面; ②有風化殼、古土壤層存在，在一些野外剖面可觀察到經過風化淋濾的暴露面或風化殼殘積物; ③是准層序或沉積體系疊置樣式的轉化或沉積環境的突變界面，總體進積的准層序組轉換為退積的准層序組時往往存在著Ⅲ級層序界面。沉積體系和相的突變常常也是Ⅲ級層序界面的重要標志之一。

2. 白堊系舒善河組與亞格列木組間層序界面

此界面為沉積相轉換面，界面以下主要發育泥石流微相、辮狀分流河道- 前緣相的扇三角洲- 辮狀河三角洲相沉積; 界面之上濱淺湖相穩定發育，由濱岸砂壩微相與淺湖微相交替沉積組成，不發育低位體系域。

3. 白堊系巴什基奇克組與巴西蓋組間層序界面

此界面在塔里木盆地北部地區表現為沉積結構轉換面，也是一個區域性侵蝕不整合面，在整個塔里木盆地具有一定的可對比性，對應 T8- 1地震反射面。其特徵和主要識別標志: ①界面之間沉積體系結構發生明顯變化，界面之上為沖積扇- 扇三角洲體系的礫岩和中細砂岩，之下為湖相泥岩或曲流河三角洲前緣亞相的水下河道砂岩; ②界面為岩性突變面，界面之上不但岩性與界面之下不同，而且岩石結構成熟度和成分成熟度明顯降低，石英含量明顯減小; ③界面上下電性特徵差異明顯，界面之上自然伽馬為高值，界面之下為低值、箱狀; ④地震剖面表現出上超和削截現象，相當於 T8- 1地震反射面。

4. 古近系庫姆格列木群內部膏鹽岩段與白雲岩段之間界面

古近系庫姆格列木群膏鹽岩段與白雲岩段分界面為一明顯的沉積相轉換面。克拉 2 井區庫姆格列木群的白雲岩段，岩性為泥粉晶白雲岩、生屑白雲岩和砂屑白雲岩，含大量的海相生物化石，主要為海相潟湖的蒸發潮坪和粒屑灘沉積，在粒屑灘頂部，見有短暫的暴露，發育有大氣淡水淋濾作用形成的鑄膜孔和粒內溶孔孔隙層; 界面之上的膏鹽岩段，發育大套的泥岩、膏泥岩和膏鹽岩，為泥質濱淺湖和膏鹽湖沉積。含孢粉植物化石，為陸相沉積。在克孜勒努爾溝剖面，界面之下為海灣潟湖相淺灰色含核形石團塊狀泥晶灰岩及鈣質泥岩、砂岩，界面之上為厚層的陸相沖積扇的辮狀水道砂礫岩沉積。在依南 2 井區、迪那 202 井，界面上下沉積相也是突然發生了轉變 (圖2-3) 。

5. 古近系庫姆格列木群泥岩段與膏鹽岩段之間界面

在庫車坳陷吐北 2 井、克參 1 井、克拉 2 井區此界面以下為厚度較大的膏鹽岩層，界面向南部前隆斜坡 ( 塔北隆起) 方向超覆，導致其接近塔北隆起時靠近古近系的底界。此界面位於一套厚度較大的細砂岩、中砂岩或礫岩的底面，之下為粒度稍細的粉砂岩或泥質粉砂岩; 界面以上為含膏泥岩、泥岩和砂質泥岩。

6. 古近系蘇維依組第二岩性段內部層序界面

該界面為蘇維依組第二岩性段內部的一個沉積間斷面，界面以下為扇三角洲前緣和濱淺湖沉積的粉砂岩、泥質粉砂岩; 界面以上為扇三角洲平原與前緣的分流河道充填沉積。

圖2-3 庫姆格列木群膏鹽岩段與白雲岩段分界面 ( 依南 2 井)

7. 新近系吉迪克組膏鹽岩段與砂泥岩段之間界面

吉迪克組膏鹽岩段與砂泥岩段的分界面上下岩性、沉積相均有較大變化，界面之上岩性為灰白色巨-厚層的膏岩，為膏鹽湖沉積; 界面之下砂泥岩段為褐色、灰褐色厚層泥岩、膏泥岩夾薄-中厚層粉-細砂岩、砂礫岩等，主要為泥質濱淺湖夾濱湖砂壩及扇三角洲沉積。在測井曲線上，界面之下自然伽馬總體為齒狀、高值，而界面之上伽馬曲線呈微齒狀，自然伽馬值降低明顯，電阻率曲線也呈微齒狀，電阻率值則與自然伽馬值相反。此界面是由湖平面變化及沉積物供應速率變化造成的 (圖2-4) 。

圖2-4 吉迪克組膏鹽岩段與砂泥岩段界面 ( 東秋 5 井)