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1、安息国和波斯国有区别吗？

安息国和波斯国不是一个国家。区别如下：

1、国家体制与地理位置不同

波斯国，是位于西亚伊朗高原地区以古波斯人为中心形成的君主制帝国。安息国，是亚洲西部伊朗高原地区古典时期的奴隶制王国。

2、时间不同

波斯国始于公元前550年居鲁士大帝开创阿契美尼德王朝，公元前334年，马其顿王国的亚历山大大帝挥军东征，击败大流士三世，波斯国灭亡。

安息国建于公元前247年，开国君主为阿尔撒息。公元226年被波斯萨珊王朝代替。

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安息国（波斯语：امپراتوریاشکانی、Emperâturi Ashkâniân；公元前247年-公元224年），又名阿萨息斯王朝，是亚洲西部伊朗地区古典时期的奴隶制帝国。

全盛时期的安息国疆域北达小亚细亚东南的幼发拉底河，东抵阿姆河。安息国位于罗马帝国与汉朝中国之间的丝绸之路上，成为了商贸中心，与汉朝、罗马、贵霜帝国并列为当时亚欧四大强国之一。

安息国是一个由不同文化组成的国家，它在很大程度上吸纳了包括波斯文化、希腊文化及其他地区文化的艺术、建筑、宗教信仰及皇室标记。随着安息国的扩张，帝国首都的所在地也沿着底格里斯河由尼萨迁往泰西封，其他多个城市也曾成为首都。

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3、欧美民谣歌曲

01
Amazing
Grace
奇异恩典（美国早期黑人歌谣）
02
Edelweiss
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雪绒花（电影《音乐之声》插曲）
03
Das
Wandem
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Des
Mullers
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流浪是磨房小伙最大的快乐
04
Sakura
樱花（江户时期日本民歌）
05
Sur
Le
Pont
D’
Avignon
在亚维依桥上（法国普罗旺斯民歌）
06
Tiritomba
蒂妮托姆巴（西西里民歌）
07
Auld
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友谊天长地久（17或18世纪苏格兰民歌）
08
Wien,Wien,Nur
Du
Allein
维也纳，维也纳
09
Santa
Lucia
桑塔·露西亚（意大利那波里民歌）
10
Kalinka
卡林卡（俄罗斯民歌）
11
Greenslieeves
绿袖子（英国伊丽莎白一世时代的情歌）
12
Im
Prater
blüh'n
wieder
die
Bäume
普拉特游乐场的树之花再次盛开
13
Hevenu
Shalom
Aleichem
天上平安赐给你（以色列民歌）
14
Muss
i
denn
zum
Städtele
Hinaus
木头心（德国斯瓦比亚传统民歌）

4、雅克拉－轮台油气区块油气分布特点及主要控制因素

李国政　王梅玲　杨宏　马慧明

（西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐　830011）

摘要　雅克拉－轮台区块为塔里木盆地最重要的油气聚集带之一，目前已发现13个油气田， 6个含油气构造，共50个油气藏。通过系统研究区块内各油气田（藏）的成藏特点，归纳、总结了区块油气田（藏）展布、油气藏类型、成藏期、成藏模式，进一步完善了对该区油气分布规律及其主要控制因素的认识。

关键词　塔里木盆地　雅克拉－轮台区块　油气分布　主控因素

雅克拉－轮台区块（简称雅－轮区块）位于塔里木盆地北部沙雅隆起，范围包括雅克拉断凸、库车坳陷南缘、沙西及外围地区，为塔里木盆地最重要的油气聚集带之一，为“西气东输”主要气源区。该区块石油地质条件复杂，勘探程度相对较高，深入研究油气分布规律，对该区油气勘探尤其是天然气勘探具重要意义。

1　油气田（藏）展布

目前，雅－轮区块已发现13个油气田：雅克拉凝析气田、牙哈油气田、东河塘油气田、英买7号油气田、红旗油气田、英买1号油田、英买2号油田、羊塔克1号凝析气田、羊塔克5号油田、玉东2号油气田、提尔根凝析气田、轮台凝析气田和丘里凝析气田；6个含油气构造：群巴克（台2井N1s）、轮西1（轮西1井

—O）、托乎拉1号（沙53井AnZ天然气）、牙哈2～3号（N2k）、轮北构造提3井（K2—E）及提2井（K2—E），共50个油气藏（图1）。

累计探明地质储量：石油为5822.4×104t，溶解气为 65.88×108m3，天然气为930.69×108m3，凝析油为3894.78×104t，总油气当量为19742.68×104t。

控制地质储量：石油为3747×104t，溶解气为65.88×108m3，天然气为386.74× 108m3，凝析油为610.2×104t，总油气当量为8852.5×104t。

1.1　油气田（藏）平面分布

雅－轮区块工区范围内油气田藏主要分布于受大断裂控制的局部构造带，平面上集中分布于以下4个地区：雅克拉断凸西南沿（红旗，东河塘－雅克拉），库车坳陷南缘（牙哈－丘里－群巴克台2井），沙西凸起西北部（玉东－羊塔克－英买7），雅克拉断凸中部轮台一带（轮西1、轮台－提尔根）。

图1　雅克拉－轮台区块油气分布图　Fig.1　Distribution of oil-gas in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1—登记区块；2—油藏；3—气藏；4—钻井；5—侵入岩体；6—断层；7—含油气系统

1.2　油气田（藏）纵向分布

雅－轮区块在前震旦系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、侏罗系及下白垩统卡普沙良群、上白恶统—老第三系、中新统苏维依组、上新统库车组等10个层位发现油气藏及工业油气流（表1、图2），纵向上断层和储盖组合控制了油气的分布。

表1　雅－轮区块各层位储量分布　Table1　Reserves distribution of different-horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

图2　雅克拉—轮台各层位油气储量分布　Fig.2　Reserves distribution of different horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1.2.1　前中生界

油气主要分布于寒武系—奥陶系及下石炭统。寒武系—奥陶系以潜山油气藏为主，储层为碳酸盐岩，下石炭统以挤压背斜油气藏为主，储层为东河砂岩。油气资源类型以原油为主，凝析气次之。其他层位储量较小。前中生界各层位油气在本区块的横向分布如下：（1）前震旦系（AnZ）：工业天然气流目前只发现于雅克拉断凸西端托乎拉地区。位于托乎拉1号构造的沙53井于1998年3月在前震旦系变质二长岩裂隙储层进行DST测试，获工业气流；天然气10870m3/d，油微量。按容积法计算托乎拉1号构造前震旦系天然气预测储量为5.29×108m3。

（2）震旦系（Z）：工业油气流产自雅克拉沙4井，在5416.58～5428.19 m井段震旦系中统白云岩中裸眼中途测试日产油13.32 m3，气为12×104m3，水为71.04m3。该“气藏”可能为地层不整合底水块状气藏。

（3）寒武系（

）：工业油气流产自雅克拉沙7井。

（4）奥陶系（O）：雅克拉下奥陶统凝析气藏，英买7号油气田下奥陶统油藏，英买1号、英买2号构造下奥陶统油藏及牙哈油气田牙哈5～7井区寒武系—奥陶系凝析气藏。

（5）石炭系（C）：东河塘下石炭统油气田。

1.2.2　中、新生界

油气主要分布于下白垩统卡普沙良群、上白垩统—老第三系及中新统苏维依组。下白垩统卡普沙良群以挤压背斜油气藏为主，储层主要为下白垩统卡普沙良群底块砂岩；上白垩统—老第三系及中新统苏维依组以断背斜油气藏为主，储层主要为苏维依组、上白垩统—老第三系砂岩，物性好，厚度大。中、新生界油气藏形成期为喜马拉雅期。油气资源类型以凝析气为主，原油少量。中、新生界各层位油气在本区块的横向分布如下：

（1）侏罗系（J）：雅克拉沙4井、沙7井下侏罗统气藏。

（2）下白垩统卡普沙良群（K1kp）：雅克拉下白垩统凝析气藏、东河塘下白垩统油藏及轮西1号下白垩统油藏。

（3）上白垩统—老第三系（K2—E）：提尔根、轮台、玉东2、羊塔1、羊塔2号上白垩统一老第三系凝析气藏；羊塔5、英买9号上白垩统—老第三系油藏。

（4）中新统苏维依组（N1s）：牙哈、红旗、提尔根、英买7号、群巴克（台2井）凝析气藏。

（5）上新统库车组（N2k）：牙哈2、3号构造YH303于1995年10月15～16日，在2731.2～2850.54 m井段试获工业油流，日产油9.5m3。

1.3　海、陆油气的分布及含油气系统划分

雅－轮区块由于存在南北海陆两个油源，故其油气按成因可分为两大类：一类是以腐泥型干酪根为生油母质的海相油气，另一类是以腐殖型干酪根为生油母质的陆相油气。海相油气主要分布于区块南部，沿轮台断裂—沙西南部一线分布，且油气主要分布于古生界（O1、C1）及中生界（K1kp），以挤压背斜油气藏（上古生界、中生界）及潜山油气藏为主（下奥陶统）。陆相油气主要分布于区块中北部，大致分布在英买7号—红旗—托乎拉—牙哈—轮台一线以北，油气主要分布于新生界（N1 s、K2—E），下古生界（O1）次之，以断裂背斜油气藏为主，潜山油气藏次之（O1）。

根据本区油气的分布特点及与源岩的关系，结合“九五”研究成果，可将本区块划分为两大含油气系统：北部陆相含油气系统和南部海相含油气系统。海相含油气系统分布于区块南沿，英买1、2—东河塘—雅克拉—轮西1一线，其北部均属陆相含油气系统范围，两系统结合部均存在一定程度的海陆两相来源油气的掺混，如英买7号下奥陶统，托平拉沙53井前震旦系，轮西1号下白垩统卡普沙良群的油气藏。海相油气主要产出于中生界及古生界，陆相油气产出于新生界及下古生界。两大含油气系统具以下基本特点：

1.3.1　南部海相含油气系统

烃源岩为寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩、泥质岩，有机质丰度低，母质类型为腐泥型，海西期为主生油期，喜马拉雅期“二次”生油。储层为下古生界碳酸盐岩、下古炭统东河砂岩及下白垩统卡普沙良群底块砂岩；部分下古生界碳酸盐岩储层。盖层主要为奥陶系上部灰岩、灰质泥岩，下石炭统上部泥岩和下白垩统卡普沙良群中上部泥岩。圈闭类型为背斜圈闭和潜山圈闭。油气资源类型以原油为主，凝析气次之。油气主要沿

区域不整合面从南向北运移。油气保存条件沙西的早期油藏因受多期构造运动影响而较差，向东保存条件变好。油气具以下基本特点：

（1）轻烃组成以高正构烷烃、低环烷烃为特征，MCH＜45％。

（2）饱和烃中环烷烃＞链烷烃，具姥鲛烷、植烷均势，w(Pr)/w(Ph）分布于0.80～1.20之间。

（3）芳烃族组成富含高硫芳烃

（4）同位素分布富含轻碳同位素、重硫同位素，δ13C分布在－31‰～－34‰，硫同位素δ34S＞15‰，族组分碳同位素芳烃δ13C＞-30‰。

（5）生物标记化合物以富含长链三环萜烷为特征。

（6）原油微量金属元素绝对含量高，V可达n×10-5,Ni可达n×10-6(S13、S16、YM1奥陶系原油），w(V)/w(Ni)＞1。

（7）原油成熟度以高成熟为主。

（8）西部沙西原油经历了较强的水洗氧化降解，其轻烃水洗指标 TOL＜10；富含金属V、Ni。

1.3.2　北部陆相含油气系统

烃源岩为库车坳陷三叠系—侏罗系泥质岩及煤系地层，有机质丰度高，母质类型以腐殖型为主，喜马拉雅期为主生油期（老第三纪进入生烃期，新第三纪达到生烃高峰）。储层主要为苏维依组、上白垩统—老第三系砂岩，物性好，厚度大；部分下古生界碳酸岩盐储层、前震旦变质岩裂缝储层。盖层主要为吉迪克组泥岩、苏维依组中部泥岩及上白垩统—老第三系泥岩、下白垩统泥岩。圈闭类型以断背斜为主，形成期为喜马拉雅期。也有潜山圈闭。油气资源类型以凝析气为主，原油少量。油气主要沿区域盖层（N1j）之下的良好储层（疏导层）及古风化面从北向南运移，油气保存条件好。油气具以下基本特点：

（1）以凝析油为主，以高蜡（＞10%）、高凝固点（＞20℃）、低硫（＜0.5%）为特点，密度一般小于0.9g/cm3。

（2）轻烃组成以低正构烷烃、高环烷烃为特征，MCH＞45％。

（3）饱和烃中链烷烃＞环烷烃，具明显的姥鲛烷优势，Pr/Ph＞1.5。

（4）同位素分布富含重碳同位素、轻硫同位素，δ13C一般＞-30‰，硫同位素δ34S一般＜10％‰，族组分碳同位素芳烃δ13C＜-30‰。

（5）生物标记化合物缺乏三环萜烷，可检测出γ－蜡烷和奥利烷。

（6）原油微量金属元素绝对含量较低，均低于0.1×10-6，贫钒富镍，w(V)/w(Ni)＜1。

（7）成熟度较低。

（8）原油后生变化小，其轻烃水洗指标 TOL为30～50。

1.4　油气资源类型及分布

雅－轮区块油气资源类型为原油及凝析气。油气储量相当，气略多。

1.4.1　原油

主要分布于牙哈5号、7号寒武系—奥陶系，英买1号、英买2号、英买7号下奥陶统，英买9号上白垩统一老第三系，牙哈1号、红旗1号中新统苏维依组底砂、东河塘下石炭统、下白垩统卡普沙良群及轮西1号下白垩统卡普沙良群等15个油藏，此外，在英买7和羊塔克气田底部存在黑油环。地质储量：原油为9361.4×104t，溶解气为110.18×108m3，总油气当量为14000.74×104t。

1.4.2　凝析气

分布广泛，全区块已发现35个凝析气藏。地质储量：天然气为1317.43×108m3，凝析油为4504.98×104t，总油气当量为19131.38×104t。

2　油气藏类型

本区油气藏可分为构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏等三大类。

2.1　构造油气藏

为雅－轮区块主要的油气藏类型，进一步划分为两个亚类：背斜构造油气藏亚类和断层油气藏亚类。

2.1.1　背斜油气藏亚类

依据背斜的成因有可细分为挤压背斜、断裂背斜、滑脱背斜等三类。

挤压背斜油气藏：雅克拉凝析气田下白垩统气藏、东河塘油气田石炭系油藏、英买9号油气田上白垩统—老第三系油藏、玉东2号上白垩统—老第三系凝析气藏等。

断裂背斜油气藏：雅－轮区块背斜油气藏几乎均伴随有断裂发育，这些断裂对油气藏有不同程度的控制作用。断裂背斜油气藏系指断裂通过背斜轴部附近而形成的半背斜，或背斜一翼被断裂切割，断层为此类油气藏的主要控制因素之一。为本区块新生界主要油气藏类型，上白垩统—老第三系，中新统苏维依组顶、底砂油气藏几乎均属此类，为雅轮区块一大特征。具体有如下特点：油气藏均发育于NNE、EW走向的南倾正断层北盘（下盘），断层倾角较大，多在50°～70°之间。南盘（上盘）吉迪克组厚层泥岩、含膏泥岩，中新统苏维依组中部泥岩、含膏泥岩，上白垩统—老第三系中上部泥岩、岩盐、膏岩与对盘中新统苏维依组顶、底砂岩，上白垩统—老第三系砂岩对接造成封挡，形成断裂背斜圈闭。

滑脱背斜油气藏：英买2号油气田下奥陶统油气藏。

2.1.2　断层油气藏亚类

断鼻油气藏：鼻状构造上倾方向被断层切割形成，如轮西1号下白垩统卡普沙良群油藏等。

2.2　层油气藏

（1）单斜型潜山油气藏。雅克拉下奥陶统凝析气藏。

（2）削蚀不整合油气藏。雅克拉沙7井中寒武统气藏，英买7号下奥陶统油藏。

2.3　岩性油气藏

雅－轮区块有砂岩透镜体油气藏及裂缝体油气藏，后者因其储集体由储层储集性能变化决定，故将其划入此类。

（1）砂岩透镜体油藏。雅克拉凝析气田沙7井下侏罗统“气藏”。

（2）裂缝体油气藏。托乎拉1号构造（沙53井）前震旦系变质岩裂缝气藏。

3　成藏期

雅－轮区块油气主要有两大成藏期：海西晚期和喜马拉雅期，以喜马拉雅期最为重要，为区块主要成藏期。这是由塔北晚古生代和新生代两大生油期以及本区海西晚期和喜马拉雅期两大构造运动所决定的。

3.1　海西晚期成藏期

英买1号、2号下奥陶统油藏为该期代表，东河塘下石炭统油气田成藏期为海西晚期—印支期，均属海相油藏，圈闭主要为古生界内幕背斜构造。特点为古生界本身发育完整的储盖组合，加里东期—海西期褶皱形成圈闭，聚集同期寒武系—奥陶系烃源岩生成的油气成藏。平面上发育于雅－轮区块古生界剥蚀相对较少的西南部，沙西凸起南部、哈拉哈塘凹陷北部及雅克拉断凸西南部。

3.2　喜马拉雅期成藏期

雅－轮区块多数油气藏均属该期产物，油气产层广，有前震旦系、寒武系—奥陶系、下白垩统卡普沙良群、上白垩统—老第三系、中新统苏维依组、上新统库车组，资源结构以气为主，海陆两相来源油气均有发育。平面上新生界油气藏（包括上白垩统—老第三系）全区分布；中生界油气藏主要分布于轮台断裂西段，东河塘—雅克拉—轮西1号—带；前中生界油气藏分布于区块中西部沙西、雅克拉、牙哈及托乎拉等地。该成藏期特点为圈闭形成较晚，油气为喜马拉雅期产物，新生界以断背斜油气藏为主，中生界为挤压背斜油气藏。喜马拉雅期成藏期形成的前中生界油气藏多与

不整合面有关，具有①圈闭类型多样：有单斜潜山、削蚀不整合、裂缝体及滑脱背斜等。②前中生界受长期风化剥蚀，储层发育于

风化面附近，本身无盖层或盖层条件不完备，只有当中生界尤其是白垩系沉积后，形成相应的盖层条件，储油圈闭方形成。③喜马拉雅期库车坳陷三叠系、侏罗系陆相油气和南部下古生界寒武系—奥陶系源岩“二次”生油，油气在上述圈闭聚集成藏。

此外，英买7号下奥陶统削蚀不整合油藏形成于燕山晚期—喜马拉雅早期。

4 　成藏模式

根据区块油气藏源岩、产层及成藏期，划分出雅－轮区块4种成藏模式：古生古储，后生古储，新生古储，新生新储。

4.1　古生古储

海相下古生界寒武系—奥陶系源岩古生代生油（古生），在古生界碎屑岩和碳酸盐岩储层储集（古储），古生代成藏。分布于南部海相含油气系统。自加里东晚期开始，寒武系—奥陶系烃源岩便开始生油，在海西早、中期达到生油高峰，海西期成藏，油气储集于古生界，其圈闭类型主要为古生界大型内幕背斜主要分布于沙西凸起中南部，如英买1号、英买2号下奥陶统油藏，玉东2号下奥陶统油藏。区域上柯吐尔胜利1井巨厚沥青砂岩（古油藏）也属此类。

4.2　后生古储

海相下古生界寒武系—奥陶系源岩后期（新生代）“二次”生油（后生），在古生界碎屑岩和碳酸盐岩储层、中生界碎屑岩储层内储集（古储），新生代成藏。分布于南部海相含油气系统。海西晚期后，由于区域大规模抬升剥蚀，至燕山期后，随中、新生界沉积，寒武系—奥陶系烃源岩再深埋进入生油门限而二次生油，油气储集于古生界，其圈闭类型主要为古生界潜山及内幕背斜。主要分布于雅克拉断凸南部，雅克拉下奥陶统、下白垩统卡普沙良群、东河塘下石炭统、下白垩统卡普沙良群油气藏、轮西1号油藏等属此类。

4.3　新生古储

库车坳陷陆相三叠系—侏罗系为烃源岩，喜马拉雅期生油（新生），油气储集于古生界及更老地层，油气主要沿

整合面向南运移，在该不整合面之下古生界碳酸盐岩储层及前震旦系裂隙储集体等之中聚集成藏。分布于北部陆相含油气系统。英买7号下奥陶统油藏、牙哈5～7号下奥陶统油藏、托乎拉1号（沙53井）前震旦系气藏属此类。

4.4　新生新储

库车坳陷陆相三叠系—侏罗系为烃源岩，喜马拉雅期生油（新生），油气储集于新生界碎屑岩储层，主要是中新统苏维依组、上白垩统—老第三系。分布于北部陆相含油气系统。雅－轮区块所有新生界油气藏均属此类。

5　油气分布的主要控制因素

5.1　南、北两大油气源区提供了丰富的油气资源，控制了油气的分布范围，油气供给充足。形成海、陆两大含油气系统

5.2　晚古生代—中生代长期的古隆起及新生代持续单斜上倾区域构造部位成为海陆相油气的长期运移指向

本区经历了多期构造运动。塔里木运动后塔北地区普遍接受了厚度不等的震旦系—寒武系地台型沉积。在加里东中期，该区褶皱隆起，形成受轮台断裂控制的雅克拉断凸，使寒武系—奥陶系遭受不同程度的剥蚀，东北部隆升幅度大，大部分地区缺失震旦系—奥陶系。在加里东晚期到海西早期，该区仍为继承性隆起。仅在西南部接受了志留系—泥盆系的沉积，并向隆起方向形成超覆。之后，又接受了石炭系—二叠系的超覆沉积。海西晚期构造运动导致整个塔北区域性抬升，地层普遍遭受剥蚀。印支期该区继续保持隆起状态，为海相下古生界寒武系—奥陶系早期油气运移指向区。到燕山期，本区开始下降接受沉积。喜马拉雅构造运动使该区南部地区抬升，北部库车坳陷剧烈下降，沉积了巨厚的新生界。形成中新生界向北倾的单斜。接受北部库车坳陷三叠系—侏罗系陆相油气及南部海相下古生界寒武系—奥陶系喜马拉雅期所生成油气成藏。

5.3　较晚的圈闭形成期及油气生成期决定了区块油气绝大部分为晚期成藏

5.4　储层及其横向变化是控制油气的产出地质层位及平面展布的重要决定因素

5.4.1　雅－轮主要储层为下奥陶统，下石炭统，下白垩统卡普沙良群，上白垩统—老第三系，中新统苏维依组，现已发现油气地质储量几乎全部集中在这些层位。

5.4.2　各时代储层的平面展布及沉积相决定了其中油气藏的分布。

（1）下古生界碳酸盐岩储层主要分布于雅克拉断凸两侧及沙西地区，因此寒武系—奥陶系在牙哈5～7，下奥陶统在雅克拉、英买7、英买1、英买2等处形成油气田（藏）。上古生界下石炭统分布于雅克拉断凸西南沿、哈拉哈塘凹陷北部、沙西凸起南部，在东河塘地区成藏。

（2）中生界下白垩统卡普沙良群底块砂岩在雅克拉—东河塘、轮台南一带为扇三角洲平原沉积，储集条件好，形成油气聚集。已发现雅克拉下白垩统卡普沙良群凝析气藏，东河1号下白垩统卡普沙良群油藏、东河23号油藏，轮西1号下白垩统卡普沙良群油藏。

（3）上白垩统—老第三系为雅－轮区块厚度最大、储集物性较好的储层，在区块中部雅克拉断凸西部（牙哈—东河塘及以西地区）为辫状三角洲前缘砂坪沉积，此处上白垩统—老第三系具有区块最好的储集性能，沙53井5437～5474 m井段取心分析，孔隙度为15.7％～23.5％，平均20.9％；渗透率为114×10-3～5245×10-3μm2，平均为1321.2× 10-3μm2，为中孔特高渗储层，但因上白垩统—老第三系与其上中新统苏维依组底砂岩之间无非渗透性隔层，二者互相连同构成同一储集体，且因中新统苏维依组底部圈闭幅度及油气柱高度多小于中新统苏维依组底砂岩厚度，所以此区上白垩统—老第三系并无油气田（藏）发现。东部为辫状三角洲平原沉积，顶部发育为15～30m的泥岩、粉砂质泥岩盖层，形成了该区的局部储盖组合，在构造条件配合下，形成提尔根，轮台2个凝析气田，并在提北构造提3井及轮台县城以北的提2井形成凝析气藏。西部沙西凸起西北部上白垩统—老第三系为盐湖与沙坪交互沉积，中上部发育大段含膏泥岩及盐岩，与其下砂岩储层构成良好储盖组合，在羊塔1、羊塔2、羊塔5及玉东2形成油气藏。

（4）中新统苏维依组底砂储层为雅－轮区块最主要油气产层，分布稳定、储集物性良好，基本继承了上白垩统—老第三系的沉积面貌。已发现油气藏最多，在牙哈、红旗、英买7、丘里、群巴克（台2井）等地共形成12个凝析气藏。

（5）中新统苏维依组顶砂储层为雅－轮区块另一最主要油气产层，分布较稳定、储集物性好，在区块中部雅克拉断凸主体部位为扇缘沙坪沉积，油气藏分布也明显受其控制。已发现油气藏主要分布于雅克拉断凸北侧牙哈—丘里—提尔根一线，在牙哈、红旗、丘里、群巴克（台2井）、提尔根等地共形成8个凝析气藏。

5.5　断裂主要控制新生界断背斜及牵引背斜圈闭的分布，进而控制了油气的分布，断裂是此类圈闭遮挡油气的主要因素

雅－轮油气的分布表明，几乎所有油气田藏在平面上均出现在大断裂附近，在纵向上油气田藏出现的最高层为这些断层断开的最高层位。有研究表明，断层在流体运移过程中的作用呈现出易变性和周期性，断层在静止状态下主要起封闭作用，在活动期及其后短时期内主要为开启作用（王平，1994;Hipper,1993;Hooper,1991）。因此，与油气运移同期活动的断层主要做油气运移通道，此时的断层对油气的遮挡作用无效。

库车坳陷（拜城凹陷、阳震凹陷）油气运移主要时间在距今5Ma以来，即库车组（N2k）沉积以来。

雅－轮区块新生界发育的断层断开的最新层位吉迪克组（N1j），表明其主要活动其在康村组沉积以前，因此，在库车坳陷油气主要运移期（库车组沉积以来）之前该区的断裂就停止了活动，对油气主要起封堵与遮挡作用。区块因此形成了众多的断背斜油气藏。断裂的圈闭机理主要为中新统吉迪克组、苏维依组厚层泥岩、含膏泥岩，上白垩统—老第三系厚层泥岩、盐岩与断层对盘砂岩储层对接封闭。

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、古近系成岩相划分及分布

1.强胶结挤压致密型成岩相

此类成岩相主要分布在库车坳陷古近系东北部山前带，以冲积扇-扇三角洲沉积体系为主，由于靠近北部造山带，受构造应力影响储层颗粒堆积致密，储层整体密度比较大，颗粒间多以线接触为主。强胶结致密型成岩相在北部由西向东可分为3个带:方解石强胶结致密带、白云石-硬石膏强胶结致密带和方解石-硬石膏强胶结致密带(图5-26)。

1)方解石强胶结致密带:以乌参1井为代表，其方解石平均含量可达18.1%。苏维依组平均孔隙度为3.65%，平均渗透率为0.367×10-3μm2，成岩演化相对弱，处于中成岩阶段A1亚期。

2)白云石-硬石膏强胶结致密带:主要分布在大北、吐北、克拉、克孜井区。此相带成岩作用最强，成岩作用处于中成岩阶段A2亚期。由于较强的构造挤压作用和胶结作用，使其储层物性变差。此带除克拉2井库姆格列木群下部储层物性较好外，其他井的岩石物性都很差。如克拉2井苏维依组平均孔隙度为9.2%，平均渗透率为3.26×10-3μm2;克拉202井库姆格列木群平均孔隙度为4.2%，平均渗透率为0.026×10-3μm2;吐北2井平均孔隙度为8.46%，平均渗透率为4.49×10-3μm2。

3)方解石-硬石膏强胶结致密带:主要分布在依南、迪那和吐孜井区。此带成岩演化较白云石-硬石膏强胶结致密带弱，处于中成岩阶段A1亚期，储层比较致密。如迪那201井平均孔隙度为2.65%，平均渗透率仅0.067×10-3μm2;迪那22井平均孔隙度为3.59%，平均渗透率为0.16×10-3μm2;吐孜2井苏维依组平均孔隙度为8.46%，平均渗透率为4.49×10-3μm2。迪那201井古近系方解石平均含量为15.92%，硬石膏平均含量为4%。迪那201井和吐孜2井由于压实与胶结作用所剩的原生孔隙度非常低，几乎为零或1%;溶解作用使储层局部有所改善，但整体储层物性较差。但也不排除局部的强溶解作用可以大大地改善储层物性，如克拉2井库姆格列木群下部10个样品的平均孔隙度可达12.34%，平均渗透率高达276.4×10-3μm2。克拉2井优质储层的形成应进一步研究其成因机理。

图5-26 库车坳陷古近系胶结物分布

2.中等胶结溶解型成岩相

此类成岩相主要分布在塔里木北部地区的中南部和东部，主要为辫状三角洲和滨浅湖相沉积体系。此带受北部构造应力挤压明显减弱，颗粒堆积密度明显小于北部，因此其储层物性也明显优于北部。

从区域上可以分为两个带:硬石膏-白云石中等胶结带主要包括却勒、羊塔克、东秋井区;方解石-硬石膏中等胶结带主要分布在牙哈、提2井、台2井和野云2井区。

1)硬石膏-白云石中等胶结带:却勒1井白云石平均含量为2.6%，硬石膏平均含量为6.8%，平均孔隙度为7.77%，平均渗透率为12.11×10-3μm2。羊塔5井库姆格列木群平均孔隙度为13.18%，平均渗透率为215.25×10-3μm2。东秋8井库姆格列木群平均孔隙度为11.93%，平均渗透率为4.96×10-3μm2。

2)方解石-硬石膏中等胶结带:分布在此带中的牙哈4井方解石平均含量为9%，硬石膏平均含量为11.4%;苏维依组平均孔隙度为7.52%，平均渗透率为2.85×10-3μm2。提2井苏维依组平均孔隙度为13.69%，平均渗透率为26.98×10-3μm2。

3.弱胶结强溶解型成岩相

此类成岩相主要分布在塔里木北部地区南部的塔北隆起地区英买力低凸起带，以滨岸浅滩和滨浅湖沉积体系为主。此成岩相胶结物含量低，主要为方沸石和细晶白云石，方沸石多呈斑块状分布。孔隙发育，孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主，孔隙连通性好，为优质储层分布区。英买21井方沸石平均含量为3%，白云石平均含量为2%;库姆格列木群平均孔隙度为15.95%，平均渗透率为184.3×10-3μm2。英买19井方沸石平均含量为4.25%，白云石平均含量为4.5%;库姆格列木群平均孔隙度为19.75%，平均渗透率为339.6×10-3μm2。轮南1井苏维依组平均孔隙度为24.02%，平均渗透率为335.47×10-3μm2。此成岩相成岩演化程度比较低，处于早成岩阶段B期和中成岩期A1亚期。

总体上，古近系在克拉苏构造带上堵塞砂岩孔隙的胶结物是方解石和硬石膏组合，但东西部存在着差异，西部以方解石胶结为主，东部以硬石膏胶结为主。硬石膏形成最晚，可以晚于长石加大形成之后。却勒、羊塔、牙哈和秋里塔格构造带古近系的砂岩中以硬石膏和白云石组合胶结为主;英买力构造带古近系以方沸石和白云石组合胶结为主;阳北构造带自生矿物种类单一，主要是以方解石胶结为主。不同胶结物组合对储层物性的影响存在明显差异，其中英买力构造带以方沸石和白云石组合胶结为主的古近系储层物性最好。

6、储层、盖层及组合特征

6.2.1 储层发育特征

塔里木盆地储层从震旦系到新近系各层系中均有分布。在中新生界、志留系、泥盆系主要发育碎屑岩储层，上震旦统、寒武系、奥陶系主要发育碳酸盐岩储层，二叠系、石炭系既有碳酸盐岩储层，又发育有碎屑岩储层。由于地层的沉积环境，构造作用等影响，盆地内碳酸盐岩储层和碎屑岩储层的分布与发育情况有各自不同的特征。

6.2.1.1 碳酸盐岩储层

（1）震旦系储层

震旦系储层主要发育在上震旦统的上部，据沙雅隆起沙4井资料，储层岩性为藻白云岩、细晶白云岩、砾屑白云岩。孔隙类型以晶间孔和晶间溶孔为主，溶孔直径在50μm～1.6mm，溶孔之间连通性较好，裂缝发育程度中等，缝宽10～35μm，局部有方解石充填。储层类型为裂缝、孔、洞型。基质孔隙度在0.56%～13.3%之间，平均为4.45%，属于较好—好的储层。

（2）寒武系储层

寒武系储层主要发育在中寒武统。据沙雅隆起沙7井、英买34井等资料，储层岩性为细—粉晶白云岩、泥质白云岩夹砾屑白云岩及白云质泥岩。储集空间主要为晶间孔及晶间溶孔、溶洞，微裂隙较为发育。物性分析的基质孔隙度为2%～6%，平均5.79%，属于中等—较好的储层。

（3）奥陶系储层

奥陶系储层主要发育在下奥陶统。储层岩性有灰岩和白云岩两大类。在盆地中，白云岩储层大范围展布，是一套细—中晶为主的白云岩、砂砾屑白云岩和硅质白云岩，储集空间均以溶蚀孔、洞、缝为主，由于埋深普遍较大，已经在卡塔克隆起、沙雅隆起区钻遇较好的储层段。根据目前的钻探能力，有效的白云岩储层主要分布在这大型隆起区。灰岩储层岩性主要为微晶灰岩、砾砂屑灰岩及球粒灰岩。以沙雅隆起阿克库勒地区最具代表性的14口钻井1093个岩心物性样品分析结果，灰岩储层的基块孔隙度和渗透率都很低，以差储层为主。由于塔里木盆地在加里东期、海西期以及印支—燕山期的构造抬升剥蚀，在沙雅隆起等地区中下奥陶统地层受到长期的不同程度的暴露、溶蚀，在风化面以下150～300m内形成了孔、洞、缝十分发育的古岩溶储层体，不仅可以作为油气运移的有利通道，同时也为油气聚集提供了良好储集空间，塔河地区最为典型。

（4）石炭—下二叠统储层

石炭系和下二叠统的碳酸盐岩储层主要发育在下石炭统巴楚组生屑灰岩段、上石炭统小海子组和下二叠统南闸组。巴楚组生屑岩段属于滨岸滩坝、台地浅滩和潮坪相沉积，储层中溶孔较发育，孔隙度一般可达3%～8%。巴楚组生屑灰岩在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度一般为30～40m，分布比较稳定，往西到巴楚隆起、麦盖提斜坡变厚到50～70m，岩性主要为生屑灰岩、砾屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩及泥岩白云岩和泥晶灰岩。

上石炭统小海子组地层主要为台地相泥晶灰岩和颗粒灰岩，在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度50～120m，在满加尔坳陷厚度在100～200m之间，巴楚隆起和麦盖提斜坡厚度为150～250m。在卡塔克隆起巴楚组生屑灰岩储层厚度在10～36m之间，孔隙度类型以粒间溶孔、晶间溶孔为主，物性分析孔隙度在0.41%～26.43%之间，平均为9.2%。在巴楚隆起～麦盖提斜坡地区，小海子组储层为滨岸滩坝相和台内浅滩相的颗粒灰岩、泥晶灰岩及白云岩，颗粒包括生物碎屑、鲕粒、砂屑、砾屑等。孔隙类型主要为粒间溶孔，孔隙度可达14.28%。

下二叠统南闸组碳酸盐岩储层主要分布在塔西南坳陷、巴楚隆起，属于浅海碳酸盐岩台地相和台地边缘相沉积。在巴楚隆起地区，南闸组储层主要为台地边缘相沉积，包括台缘生物礁和台缘浅滩亚相沉积。储层孔隙类型以晶间孔为主，孔隙度为2%～14%，渗透率在1.1×10－3～8.6×10－3μm2之间。

6.2.1.2 碎屑岩储层

塔里木盆地碎屑岩储层以砂岩为主，岩石类型以低成熟度的长石砂岩和岩屑砂岩为主，其次是岩屑石英砂岩和长石石英砂岩。

（1）志留—泥盆系储层

志留系和泥盆系砂岩储层主要发育在中上志留统塔塔埃尔塔格组和上泥盆统东河塘组。中上志留统砂岩储层主要分布于沙雅隆起和卡塔克隆起等地区，为海相临滨～前滨相沙滩沉积，砂体总厚度为100～300m左右，最大单层厚度可达38m。物性分析砂岩的孔隙度为2.99%～21.97%，一般为10%～11%，渗透率0.01×10－3～167.4×10－3μm2。上泥盆统东河砂岩段储层主要分布在沙雅隆起的东河塘—哈拉哈塘凹陷，草湖凹陷及卡塔克隆起。储层厚度在满参1井最大可达388.5m，在顺托果勒隆起地区为100～150m（图6-13），属于障壁滨岸和前滨、临滨沉积。东河砂岩的矿物成熟度和结构成熟度都很高，以中、细粒石英砂岩、粉—细粒石英砂岩为主，含有少量岩屑石英砂岩。物性分析孔隙度在1.5%～22.86%，一般为14%～16%，渗透率0.30×10－3～1915.9×10－3μm2，属良好储层。

（2）石炭—二叠系储层

石炭系碎屑岩储层主要分布在下石炭统的下砂泥岩段和上砂泥岩段。下砂泥岩段储层在沙雅隆起的厚度为13～36m，最厚可达42m，在顺托果勒低隆和卡塔克隆起厚度为5～32m，属于砂质辫状河流相沉积。储层岩性主要是含砾粗砂岩、中砂岩、砂质砾岩、粉细砂岩。储层物性分析的孔隙度为3.2%～11.5%，渗透率为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，储层厚度变化大，在10～250m之间，单个砂体一般为2～9m，最厚可达15m。储层沉积环境主要为潮坪、潟湖相，储层孔隙度为3.6%～17.55%。另外二叠系碎屑岩十分发育，物性中—差，也是塔里木盆地主要储层之一。

图6-13 塔里木盆地泥盆系东河砂岩厚度分布图

（3）三叠—侏罗系储层

三叠系、侏罗系碎屑岩储层为陆相成因的河流、冲积扇、滨湖及扇三角洲相沉积。三叠系储层主要分布在库车坳陷、阿瓦提断陷和顺托果勒隆起地区，砂岩厚度为33～750m，储层物性孔隙度为8%～28%，一般为15%～25%。

侏罗系砂岩储层主要分布在库车坳陷，厚度可达191～1473m，储层孔隙度为10%～28%，在沙雅隆起、顺托果勒隆起的储层厚度50～200m。此外，在塔西南的喀什凹陷侏罗系也有890～1556m的巨厚砂岩。砂岩孔隙度10%～20%，渗透率1×10－3～100×10-3μm2。

（4）白垩—古近系储层

白垩系和古近系储层主要发育在下白垩统的卡普沙良群和新近系苏维依组及上白垩统—古近系。卡普沙良群砂岩储层厚度为141～469m，在沙雅隆起分布较稳定，属于陆相扇三角洲、滨湖相、三角洲相沉积，储层孔隙度为1.59%～33.68%，一般为11%～14%，渗透率5×10－3～100×10－3μm2。

苏维依组砂岩储层为扇三角洲砂体和曲流河—三角洲砂体，主要分布在沙雅隆起和库车坳陷、塔西南地区，厚度为50～200m。储层孔隙类型以粒间孔为主，粒间溶孔其次，物性分析的孔隙度为10.5%～37%，渗透率10×10－3～150×10－3μm2。在阿克库勒凸起地区的物性相对较差。

白垩系—古近系砂岩储层的分布情况与苏维依组的大致相似，沉积环境主要为扇三角洲和冲积扇、曲流河及三角洲，储层物性总体相对较好，储层厚度200～500m。在沙雅隆起南部的沙参1井—沙21井—沙30井一带储层物性最好，其次是雅克拉断凸及阿克库勒凸起地区。

6.2.1.3 储层空间分布

塔里木盆地储层空间分布表现出以下特征：

①下古生界海相碳酸盐岩。储层主要分布于西部半闭塞地区及开阔台地内缘滩相。垂向上主要集中在上寒武统和中奥陶统浅水沉积白云岩、灰岩分布段。

②有较丰富陆源供给的情况下，海侵初期或海侵稳定期，在滨海地带形成储集性能良好的海滩和障壁砂坝沉积。

③新生界储集层的分布完全取决于沉积相带的分布，储集空间基本上都为原生粒间孔，储层分布较广，但由于新生界沉积时地形高差大，沉积速率高，分选较差，储集性能中等—较差。

④碳酸盐岩储层受后期成岩作用影响，孔隙度低，为1.49%～3.73%，只有构造运动抬升后，在淡水作用下溶蚀形成溶洞、溶孔后，储集条件才得以改善。

6.2.2 盖层发育与分布特征

油气的聚集和保存依赖于盖层的发育，尤其膏盐地层发育。由于塔里木盆地具有复杂漫长的沉积发育历史，在不同的地层层位和不同的构造部位发育了不同的盖层。下古生界盖层以泥岩为主，砂质泥岩次之，主要分布于盆地东部。上古生界盖层以泥岩为主，夹砂质泥岩和薄层灰岩，局部膏泥岩和盐岩，盆地的西部及满加尔坳陷中心区为其主要发育区。中生界盖层仍以泥岩为主，分布于满加尔坳陷和库车坳陷内。新生界盖层的岩性主要为含膏泥岩或膏泥岩，部分盐岩，分布在盆地南北两侧的库车坳陷和西南坳陷内。

6.2.2.1 盐岩石膏盖层

塔里木盆地最好的盖层为盐岩、石膏层。在古近系阿尔塔什组发育的盐岩、石膏层，分布于和田河以西、玛扎塔克断裂以南的广大地区，最厚480m，最薄100m。在阿瓦提和库车坳陷的西端，相当阿尔塔什组层位的库姆格列木群下部，也发育了一套盐岩、石膏层，厚度100～200m。古近系乌拉根组上部，在喀什以西卡巴加特隆起带发育了一套10～20m的结晶石膏层。古近系卡拉塔尔组在玉力群—克里阳之间主要是灰白色结晶石膏层，但分布局限。在下石炭统上部及上石炭统下部，以沙10井为中心，近3×104km2的范围内，由于障壁砂坝的遮挡，水体交换不畅且常年有海水淹没，海水蒸发量大，导致盐岩、石膏沉积，岩性暗紫褐色泥岩、含膏泥岩及纯的结晶盐岩。沙10井的钻探揭示该段地层总厚260m，其中棕褐色、灰绿色泥岩占20.7%，石膏层占6.4%，岩盐层占72.9%，厚达189.6m。另外，在巴楚降起—卡塔克隆起等地区，于中下寒武统发育有二套膏盐层，面积大22×104km2。上述三套膏盐层是塔里木盆地重要优质盖层。

6.2.2.2 膏泥岩盖层

石膏膏泥岩盖层在塔里木盆地的发育比较广泛，它们主要分布于新生界和石炭系。新生界，在盆地东部有库姆格列木群、苏维依组和吉迪克组；西部有白垩系乌依塔克组，新生界齐姆根组、巴什布拉克组、克孜洛依组等。

库姆格列木群主要岩性是石膏、膏泥岩层，分布于轮台—新和连线以北的库车坳陷内及柯1井以西阿瓦提断陷腹部地区，厚300～500m，最厚达800m。

苏维依组主要岩性为膏泥岩夹石膏层，分布于阿瓦提断陷和库车坳陷的内部，厚200～600m。

吉迪克组主要岩性是薄层石膏与膏泥岩、泥岩互层，局部夹盐岩层，分布于跃参1井—库车连线以东，野云沟和英吉苏连线以西地区，厚300～500m，最厚1500m。

白垩系乌依塔克组的主要岩性为棕红色砂泥岩、膏泥岩夹石膏与白云岩薄层，分布于疏附—莎车连线以西的地区，厚50～110m。

古近系齐姆根组的主要岩性为灰绿色泥岩、棕红色膏泥岩夹石膏质灰岩和白云岩薄层，分布于玛扎塔克断裂以南、和田以西的地区，厚100～300m。

古近系巴什布拉克组的主要岩性是灰绿色、棕红色泥岩、膏泥岩夹石膏层、灰岩层与砂岩层、泥岩膏泥岩，分布于和田河以西、麦盖提—西房连线以南的区域内，厚400～800m。

新近系的克孜洛依组由灰绿色、棕红色泥岩、膏泥岩夹石膏层组成，分布于克拉托—伽师—色力布亚连线的两侧，大致相当于中新世安居安组所在区域范围，厚300～500m。

下石炭统上部的卡拉沙依组，为一套以台地蒸发岩为主的膏泥岩地层。因有较厚的蒸发岩而具备良好的盖层条件。在巴楚小海子剖面上可见石膏层、膏白云岩及膏泥岩，累计厚度达146.9m。盆地内的钻探结果表明，这套区域性盖层西至麦盖提的曲苦恰克、东抵满加尔坳陷西部均有分布，曲1井和巴4井分别钻遇石膏层18m和膏白云岩192m，至和田河这套地层厚度为百余米；在满加尔坳陷西部仅为60m，岩性以灰岩为主夹膏泥岩。说明石炭纪巴楚隆起部位为较高的蒸发台地环境，而满加尔坳陷则为半闭塞台坪环境。

另外，在盆地西部的中寒武统阿瓦塔格组中发育杂色泥岩、膏泥岩和石膏层互层或石膏泥质白云岩，为蒸发台地沉积，厚度143～161m。

6.2.2.3 泥岩盖层

塔里木盆地的泥岩盖层，无论从时代上，还是从空间上，分布都很广泛。新近系、白垩系、侏罗系、三叠系都发育良好的地区性和区域性盖层。

石炭系下统上部及上统下部地层发育一套半闭塞台地和开阔台地的沉积，分布于和田河以西地区，以及满加尔坳陷中西部，其总厚度在400～600m之间，是上古生界的主要生油层和盖层。奥陶纪盆地东部深海槽盆中，沉积了泥岩的总厚达1500～3000m。

6.2.2.4 砂质泥岩盖层

塔里木盆地砂质泥岩盖层发育在上新统、上二叠统和志留系等地层内。

除上述4种类型的盖层以外，碳酸盐岩及灰质泥岩也可成为地区性盖层。

6.2.2.5 盖层封闭性综合评价

根据表6-3标准，对塔里木盆地五套主要盖层进行区域性评价（周兴熙等，1998）。好、中、差分别对应Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，Ⅱ级盖层为Ⅰ、Ⅲ级间的过渡类型，还可以分为ⅡA、ⅡB，分别对应中—好、中—差级。

奥陶系盖层分布的总面积约24万km2，其中Ⅰ级封盖区占40%，Ⅱ级封盖区占50%，Ⅲ级封盖区占10%。Ⅰ级封盖区主要分布在塔里木东部地区，Ⅱ级在阿瓦提—塔中—哈拉哈塘等地区，中间有一窄长的南北向Ⅲ级封盖区。

石炭系盖层分布于塔西南、阿瓦堤、塔中及满加尔坳陷西部地区，面积约33万km2。其中Ⅰ级区在满加尔坳陷及周缘、塔中地区和西南坳陷，约占65%；Ⅱ级区在阿瓦提断陷西部至阿图什以北的环形地带，约占总面积的20%，Ⅲ级封盖区分布在南部和北部边缘以及巴楚附近的小范围地区。

表6-3 塔里木盆地盖层综合评价分级表

三叠系盖层分布在塔里木盆地中部和库车坳陷一带，总面积约22.44万km2，其中Ⅰ级封盖区主要分布于阿参1至跃至跃参1井以南一带，约占25%；ⅡA级封盖区主要在库车坳陷中心部位，面积占3.8%，ⅡB级封盖区主要分布在盆地中心Ⅰ级封盖区周围，约占总面积的71.2%。

侏罗系盖层主要分布在塔里木盆地东北区，总面积约24.7万km2。Ⅰ级封盖区只分布在QKI井和LH1井以南地区，面积非常小，约占总面积的3.8%；ⅡA级封盖区主要分布于LX2井和YH7井以北地区，面积小，仅占总面积的4.0%；Ⅱ级封盖区主要分布于Ⅰ级区和ⅡA区之间过渡地带或周围，面积占29.8%；ⅡB封盖区主要分布于上述Ⅱ级区的南部，面积约占35.30%；Ⅲ级封盖区主要分布于上述各区的边缘，面积约占27.1%。

新近系吉迪克组几乎遍布整个盆地，面积约50.5万km2，Ⅰ级封盖区主要分布于库车坳陷、塔北隆起和西南坳陷，面积大，约占总分布面积的56%，ⅡB级封盖区主要分布在巴楚—中央隆起带以及东南断阶区，并延伸到西南方向的窄条形带状区，面积占总44%。

据上述，石炭系盖层的品质最好，其次为奥陶系盖层和吉迪克组（苏维依组上部）盖层，考虑各盖层分布面积后评价认为：吉迪克组和石炭系为Ⅰ级区域性盖层；奥陶系为ⅡA级区域性盖层；三叠系为Ⅱ级局部性盖层；侏罗系为ⅡB级局部性盖层。

6.2.3 生储盖组合特征

勘探实践证明，生油层、储集层和盖层的配置关系.对于油气富集，特别是大油气田的形成至关重要。考虑到盆地构造及沉积发育的历史旋回性，将盆地内生储盖组合概括分为自生自储自盖、古生新储新盖和新生古储新盖三种基本类型。

6.2.3.1 自生自储自盖组合

①寒武—奥陶系型：该类组合在塔北、塔中地区钻遇。

②石炭系型：该类组合在麦盖提、塔中地区钻遇。

③侏罗系型：该类组合在库车坳陷钻遇。

6.2.3.2 古生新储新盖组合

①寒武—奥陶系生，石炭系、志留系、三叠系储、盖型：该类组合在塔北、塔中地区钻遇。

②寒武—奥陶系生、侏罗系储、盖型：该类组合在英买力地区钻遇。

6.2.3.3 新生古储新盖组合

库车坳陷侏罗系生，奥陶系、志留系储，新生界盖组合是这种类型的典型例子。

6.2.3.4 克拉通区储盖组合主要特征

（1）三套连续型储盖组合（图6-14）

图6-14 塔里木盆地克拉通区海相油气系统储盖组合和油气分布

①石炭系膏盐岩、泥岩与石炭系砂砾岩、东河砂岩之间的储盖组合；

②上奥陶统泥岩与中下奥陶统碳酸盐岩之间的储盖组合；

③中下寒武统膏盐层、膏云岩、泥岩与下寒武统、震旦系白云岩之间的储盖组合。

（2）三套不连续型储盖组合

①侏罗系红色泥岩和寒武—奥陶系碳酸盐岩潜山、元古宇变质岩潜山之间的储盖组合；

②石炭系巨厚膏、泥岩与奥陶系碳酸盐岩潜山之间的储盖组合；

③三叠系泥岩与奥陶系碳酸盐岩之间的储盖组合。

（3）古生界生储盖组合成藏特点

克拉通成藏体系已发现的油气藏发育有连续式和间断式储盖组合。

塔中地区，勘探成果反映连续式储盖组合中存在两种主要成藏模式：自生自储型（中上奥陶统泥岩—奥陶系碳酸盐岩内幕）和下生上储型（石炭系膏泥岩、泥岩—石炭系砂岩），其次是间断式自生自储型（石炭系膏盐岩、泥岩—奥陶系）。

塔中1号断裂带邻近满加尔坳陷深凹部分，发育寒武—下奥陶统高—过成熟烃源岩区和中上奥陶统泥灰质烃源岩区，构成了塔中地区有效烃源岩；中上奥陶统泥岩和石炭系膏盐岩、泥岩构成了良好的盖层；中上奥陶统泥岩区域性盖层之下的碳酸盐岩储层和石炭系砂岩为主要储层。目前油气主要产自于上述石炭—石炭和石炭—奥陶系两种组合，主要探明储量分布于石炭系（塔中4亿吨级油田），油气十分富集。石炭系主要通过断裂和中上奥陶统盖层“天窗”向上泄露成藏。由此也可以判断，自生自储组合中以中上奥陶统泥岩区域性盖层之下的碳酸盐岩内幕存在形成更大规模油气田的可能性。

6.2.3.5 前陆区储盖组合特征

（1）库车陆相油气系统有利储盖组合分布

库车坳陷最主要的区域性盖层是古近系泥岩和膏盐岩，其次是侏罗系泥岩盖层、新近系吉迪克组、康村和库车组泥岩盖层和白垩系舒善河组泥岩盖层，另外，三叠系也发育一套巨厚泥岩盖层，但该套泥岩盖层之下尚未发现工业油气（图6-15）。根据库车坳陷储层和盖层发育特征，大致可将中新生界划分出五套有效储盖组合。

图6-15 库车油气系统储盖组合和油气分布层位

1）白垩系巴什基奇克组—古近系储盖组合

该套储盖组合以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，以下白垩统巴什基奇克组为储层，它主要分布在克拉苏构造带，为好—较好储盖组合。北部和南部边缘因储层变差，为中等—较差储盖组合，中部拜城凹陷一带因埋深＞6000m，为差储盖组合。

2）侏罗系储盖组合

该套储盖组合以侏罗系阿合组和阳霞组中部砂岩为储层，以阳霞组、克孜勒努尔组、帕克马克组泥岩为盖层。该套储盖组合细划分出2套一级储盖组合；一是阿合组储盖组合，以阳霞组下部泥岩做盖层；二是阳霞组储盖组合，以阳霞组上部及其以上泥岩做盖层。平面上，该套储盖组合主要分布在北部克—依构造带，其中以依奇克里克构造带东部较好，中西部属中等—较差储盖组合。

3）白垩系卡普沙良群—古近系储盖组合

该套储盖组以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，以下白垩统卡普沙良群砂岩为储层，它主要分布在库车坳陷南部边缘和南秋里塔格构造带。

4）古近系储盖组合

该套储盖组合以古近系底砂岩为储层，以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，它主要分布在库车坳陷南部边缘，其中以南部边缘的轮台断隆构造带北缘储盖组合最好，其他为较好，中部地区为中等—差储盖组合。

5）新近系吉迪克组储盖组合

该套储盖组以吉迪克组薄层砂岩为储层，以吉迪克组及其以上层位的泥岩为盖层，它也主要分布在库车坳陷的南北边缘。好储盖组合主要分布在南缘英买力—红旗构造带，南部边缘的其他构造带和北部克—依构造带为较好储盖组合，其他地区为中等—较差储盖组合。

（2）塔西南油气系统储盖组合

1）古生新储型

主要表现为上古生界、中生界生油，新生界储油。侏罗系或石炭系—下二叠统生油，第三系砂岩储油，第三系膏盐岩、泥质岩为盖层，构成古生新储盖组合，柯克亚油气田属此种类型（图6-16）。

柯克亚油气田是新近纪形成的背斜构造，古近—新近系厚达5000m以上，油气产层为中新世西和甫组的粉细砂岩，盖层为泥岩和砂质泥岩。整个古近—新近系几乎全为红层沉积，属内陆干燥气候条件下的河流相，不具备生油条件，即柯克亚油田不可能是自生自储型。经油源对比，大多认为是侏罗系油源，有石炭系油气混入。

石炭系—下二叠统和侏罗系油气源既然能运移到新近系中，也必然可以运移到古近系，构成另一种古生新储生储盖组合，柯深1井钻探在古近系中获高产油气流，证明存在此种组合。

2）自生自储型

塔西南坳陷迄今尚未发现自生自储型油气田，侏罗系井下未钻遇，据喀什地区地面资料分析，侏罗系有形成自生自储的条件。

喀什地区侏罗系厚约1500m以上，与下伏地层和上覆白垩系皆为不整合接触。下侏罗统为粗碎屑沉积。生油层为中侏罗统，储集层是生油层中所夹中、下侏罗统的砂岩，盖层为中、上侏罗统中的泥质岩（图6-17）。

图6-16 塔西南油气系统古生新储组合

图6-17 塔西南油气系统自生自储组合

（3）前陆区油气系统生储盖组合模式

前陆体系成气组合主要分布于中、新生界的4个层位中，储盖组合以连续式为主，间断式为次，潜山式间断组合在前陆前缘隆起区存在（如牙哈构造带）。

7、古近系储层

1.储层横向对比

(1)库姆格列木群

在迪那井区库姆格列木群二、三段Ⅱ和Ⅲ类储层有少量分布，Ⅳ类储层平均占60%以上;一段3口井均为Ⅳ类储层。库姆格列木群第二岩性段有效储层厚7.5～21.9m，占本段储层总厚度的17.2%～27.6%，整体上有从迪那22井附近向东部和西部变薄的趋势，迪那22井北部为最厚区域，西部为薄区;在圈闭范围内表现为由西向东变厚的分布趋势，构造西高点有效储层分布稳定，厚度为8m左右，东高点有效储层厚度为8～22m。库姆格列木群第三岩性段仅在迪那201井、迪那22井有少量的Ⅲ类储层分布。

图7-8 塔里木盆地北部地区白垩系巴什基奇克组储层评价

(2)苏维依组

迪那2气田古近系储层分布比较稳定，在各岩性段中Ⅳ类储层均占较大比例，但第一、二、三岩性段中Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类储层均有一定比例的分布。纵向上第一、三岩性段储层相对较好;横向上各岩性段储层物性变化不大，迪那22井第一岩性段物性相对较好，而迪那202井第二岩性段物性相对较好。

苏维依组第一岩性段有效储层厚29.3～43.1m，占本段储层总厚度的46.4%～68%，有效储层厚度展布特征与地层厚度展布特征基本一致，最厚区位于构造主体部位的迪那22井以北，最薄区位于库车东部西北角;在圈闭范围内表现为东厚、西薄的特点，构造西高点厚度十分稳定，为20m，东高点厚度变化范围为25～50m。

苏维依组第二岩性段有效储层厚度为3.5～15m，占本段储层总厚度的8.6%～26.4%，整体表现为西北厚、东南薄的特点，最大厚度在库车东部西北角，最小厚度位于迪那22井附近;在圈闭范围内由西向东变薄，构造西高点厚度为15～25m，构造东高点有效储层分布稳定，厚度为5～10m。

苏维依组第三岩性段有效储层厚13～20.3m，占本段储层总厚度的61.9%～83.1%，总体上由北部向南部减薄;在构造主体部位由西向东变厚，构造西高点有效储层厚度为8～10m，东高点有效储层厚度为12～20m。

2.储层综合评价

(1)库姆格列木群

库姆格列木群储层性质差异非常大，包括砂砾岩段与白云岩段两套储层(表7-10)。

表7-10 库姆格列木群一段储层物性统计

续表

据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河4条基干剖面样品的分析，下段平均孔隙度为6.81%，平均渗透率为13.28×10-3μm2;上段平均孔隙度为4.24%，平均渗透率为0.73×10-3μm2。

北部山前带井下库姆格列木群底砂砾岩段孔隙度分布范围为0.67%～21.8%，平均8.87%，孔隙度小于4%的区间分布集中，大于4%的区间分布比较分散，呈明显负歪度;渗透率分布范围为0.001×10-3～2340×10-3μm2，平均84.87×10-3μm2，具多峰、略负歪度的特点。孔隙度和渗透率具有正相关性，相关系数R2=0.6474(图7-9)。

图7-9 库姆格列木群砂砾岩段孔隙度、渗透率分布直方图及其相关关系

相对来说，克拉、吐北井区储集性较好，如克拉2井平均孔隙度为12.34%，平均渗透率为276.4×10-3μm2;而大北、迪那、吐孜井区储层储集性差，如迪那201井平均孔隙度为2.66%，平均渗透率为0.067×10-3μm2，吐孜3井平均孔隙度为3.31%，平均渗透率为0.215×10-3μm2，大北1井平均孔隙度为3.18%，平均渗透率为0.095×10-3μm2。

在克拉2气田的克拉201井、克拉202井白云岩段储层平均孔隙度为11.7%，范围为1.93%～20.53%;平均渗透率为1.87×10-3μm2，范围为0.02×10-3～30×10-3μm2。

坳陷区内东秋8井、亚肯3井储集性较好，如东秋8井平均孔隙度为11.93%，平均渗透率为4.96×10-3μm2，亚肯3井平均孔隙度为8.45%，平均渗透率为18.764×10-3μm2;而东秋5井储集性较差，平均孔隙度为4.45%，平均渗透率为1.06×10-3μm2。

玉东、南喀、却勒、羊塔克井区砂砾岩段储集性中等，平均孔隙度为7.77%～13.18%，平均渗透率为1.02×10-3～60.38×10-3μm2;而英买力、东河塘地区具有非常好的储层物性，如英买31井平均孔隙度可达26.96%，平均渗透率为3067.5×10-3μm2，英买19井平均孔隙度为19.75%，平均渗透率为339.6×10-3μm2，东河12井平均孔隙度为19.61%，平均渗透率为2393.41×10-3μm2。

按前述评价标准，克拉2井储层厚12m，Ⅰ类储层占41.7%，Ⅱ类储层占58.3%;大北2井储层厚12m，Ⅰ类储层占8.3%，Ⅱ类储层占91.7%;却勒1井储层厚35m，Ⅰ类储层占65.8%，Ⅱ类储层占17.1%，Ⅲ类储层占17.1%;东秋5井储层厚31m，Ⅰ类储层占32.3%，Ⅲ类储层占25.8%，Ⅳ类储层占41.9%;迪那11井储层厚52m，Ⅱ类储层占30.7%，Ⅲ类储层占3.8%，Ⅳ类储层占65.4%。

库姆格列木群砂砾岩段Ⅰ类储层分布在英买力和东河塘地区部分井区，如英买19井、英买21井、英买31井、东河12井等，为滨岸浅滩沉积，成岩演化阶段为早成岩B期，属有机质未成熟阶段，处于原生孔隙发育带，胶结物以白云石-方沸石组合为主，平均孔隙度为12.45%～26.95%，平均渗透率为126.70×10-3～3067.5×10-3μm2。

库姆格列木群砂砾岩段Ⅱ类储层主要分布在却勒1井、羊塔克、玉东2井、亚肯3井及牙哈、齐满部分井区，主要沉积相为扇三角洲前缘、辫状三角洲前缘，成岩演化阶段处于A1亚期，属次生孔隙带，孔隙类型以粒间孔和粒间溶孔为主，少量粒内溶孔，主要胶结物为硬石膏和方解石，胶结物含量明显高于Ⅰ类储层，平均孔隙度为8.58%～13.16%，平均渗透率为12.11×10-3～215.25×10-3μm2。克拉2井区库姆格列木群砂砾岩段局部也发育Ⅱ类储层，成岩演化处于中成岩A2亚期，为有机质成熟阶段，属次生孔隙发育带。由于北部造山带的影响，克拉2井裂缝发育，孔隙与裂缝的发育有利于成岩流体在储层中的流动，更进一步加强了对储层的溶解。克拉2井最高孔隙度为18.1%，最高渗透率可达2342.54×10-3μm2，也进一步证明由于裂缝的存在对改善储层渗透率是非常有利的。控制优质储层的主要因素是后期的成岩改造和构造裂缝的存在。

东秋8井、克拉3井、克拉1井、吐北、却勒、南喀1井区总体为Ⅲ类储层发育区，吐北1井储层厚33m，吐孜2井储层厚65m，却勒6井储层厚31m，却勒4井储层厚20m。成岩演化在北部为中成岩A2亚期，却勒-南喀井区处于中成岩A1亚期。北部以方解石、硬石膏胶结为主;却勒-南喀井区为混合孔隙发育带，由于泥晶白云石胶结强烈，仅保留有少量的粒间孔，孔隙连通性差。北部平均孔隙度为8.46%～13.63%，平均渗透率为4.49×10-3～5.36×10-3μm2;却勒-南喀井区平均孔隙度为8.57%～10.34%，平均渗透率为2.5×10-3～9.06×10-3μm2。

图7-10 塔里木盆地北部地区古近系库姆格列木群储层评价

北部吐孜、迪那、依南、库车河及卡普沙良河和西部库尔干、乌参1井区为Ⅳ类储层发育区，大北1井区也处于Ⅳ类储层发育区(图7-10)。大北2井库姆格列木群储层非常薄，厚仅6.5m，大北1井储层厚43m;东北部储层相对增厚，吐孜1井库姆格列木群储层厚70m，迪那11井储层厚87.5m。这些井区处在扇三角洲前缘沉积环境中，成岩演化已进入中成岩A2亚期，由于处于北部山前带，受晚期构造挤压的影响，颗粒紧密接触，大量方解石、硬石膏致密胶结。在裂缝不发育的地区储层物性非常差，库姆格列木群储层在北部山前带几乎均属于此类储层，如迪那井区平均孔隙度为2.65%～3.59%，平均渗透率为0.02×10-3～0.16×10-3μm2;大北井区平均孔隙度为3.18%～3.95%，平均渗透率为0.095×10-3～0.15×10-3μm2;吐孜井区平均孔隙度为3.31%～4.05%，平均渗透率为0.21×10-3～0.58×10-3μm2。如果有裂缝存在，对储层改造是非常有利的，如克拉2井的库姆格列木群。

在库车东部地区井下，库姆格列木群进一步划分为4个岩性段，其储层特征在各岩性段有一定差异。库姆格列木群一段储层质量差，在东秋5井区为浅湖砂坝区，局部有溶蚀孔发育，评价为Ⅱ类储层区，其他大部分地区为Ⅲ和Ⅳ类储层区;库姆格列木群二段储层质量差，在亚肯3井区为浅湖砂坝区，平均孔隙度为7.26%，平均渗透率为15.49×10-3μm2，评价为Ⅲ类储层区，其他大部分地区为Ⅳ类储层区;库姆格列木群三段储层质量差，总体评价为非储层区;库姆格列木群四段储层质量差，分析资料少，总体为Ⅲ和Ⅳ类储层区。

(2)苏维依组

据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河、吐格尔明5条基干剖面样品的分析，平均孔隙度为8.73%，平均渗透率为10.19×10-3μm2。据张柏桥(2001)对吐格尔明3条剖面和依矿2条剖面共119块样品的分析，依矿剖面(14块样品)平均孔隙度为10.47%，平均渗透率为7.157×10-3μm2;吐格尔明剖面(105块样品)平均孔隙度为6.21%，平均渗透率为2.74×10-3μm2。

北部山前带井下孔隙度分布范围为0.86%～21.8%，平均8.1%，孔隙度分布在小于4%区间最集中，大于4%的各个区间较为分散;渗透率分布范围为0.006×10-3～2340×10-3μm2，平均51.48×10-3μm2，渗透率分布具多峰，相对集中的渗透率分布区间为＜0.1×10-3，0.1×10-3～1×10-3，1×10-3～10×10-3，100×10-3～1000×10-3μm2。孔隙度和渗透率具正相关关系(图7-11;表7-11)。

图7-11 苏维依组孔隙度、渗透率分布直方图及其相关关系

表7-11 苏维依组储层物性统计

乌参1井储层总体上属于特低孔隙度-特低渗透率储层，孔隙度一般为2%～6%，平均为4.0%;渗透率一般小于0.1%，平均值仅为0.537×10-3μm2。

从迪那2气田苏维依组的物性分布特征来看，纵向上苏维依组的三段物性存在非均质性，总的来说一段和三段物性较好，二段较差。迪那201井苏维依组一段平均孔隙度为8.4%，平均渗透率为1.29×10-3μm2;二段平均孔隙度为4.21%，平均渗透率为0.32×10-3μm2;三段平均孔隙度为7.35%，平均渗透率为1.32×10-3μm2。迪那202井苏维依组一段平均孔隙度为11.09%，平均渗透率为0.685×10-3μm2;二段平均孔隙度为7.1%，平均渗透率为0.68×10-3μm2;三段平均孔隙度为7.01%，平均渗透率为0.66×10-3μm2。迪那22井苏维依组一段平均孔隙度为8.15%，平均渗透率为0.17×10-3μm2;二段平均孔隙度为2.45%，平均渗透率为0.14×10-3μm2;三段平均孔隙度为5.8%，平均渗透率为0.59×10-3μm2。

东河塘、牙哈、提尔根井区储层物性中等。如东河1井平均孔隙度为8.51%，平均渗透率为1.21×10-3μm2;牙哈6井平均孔隙度为10.34%，平均渗透率为16.24×10-3μm2;台2井平均孔隙度为10.12%，平均渗透率为9.04×10-3μm2;提2井平均孔隙度为13.69%，平均渗透率为26.98×10-3μm2。

相对来说，轮南1井具有最好的储集性，平均孔隙度为24.02%，平均渗透率为335.47×10-3μm2。

按前述评价标准，苏维依组的Ⅰ类储层主要分布在轮南井区，以轮南1井为代表，系辫状河三角洲平原沉积，成岩演化阶段为早成岩B期，处于原生孔隙发育带，平均孔隙度为24.2%，平均渗透率为335.47×10-3μm2。优质储层的形成受原始沉积环境所控制，好的原生孔隙发育带保存至今。

苏维依组的Ⅱ类储层主要分布在牙哈、提2井区，为辫状河三角洲平原、前缘沉积，处于早成岩B期，属原生孔隙带，主要胶结物为方解石，平均孔隙度为10.34%～13.69%，平均渗透率为16.24×10-3～26.98×10-3μm2。如牙哈4井苏维依组一段厚50m，粉砂岩厚1.5m，砂岩厚3.5m，单层厚1～3.5m，占地层百分比为10%，为浅湖席状砂沉积;苏维依组二段厚91m，粉砂岩厚9.5m，砂岩厚26m，含砾砂岩厚22m，砾岩厚8m，占地层百分比为71.9%，单层厚0.5～10m，为辫状三角洲前缘沉积，岩石类型以含灰质、膏质中、细粒岩屑砂岩为主，孔隙以粒间溶孔为主、少量粒间孔，孔隙度为1.16%～14.50%，平均7.19%，渗透率为小于0.01×10-3至110.00×10-3μm2，平均2.90×10-3μm2，储层分级为Ⅱ类。台2井苏维依组一段厚35.0m，粉砂岩厚7.0m，砂岩厚1.5m，单层厚度1.0～3.5m，共发育4层砂层，占地层百分比为32.8%，为浅湖砂坝沉积，岩石孔隙度为3.80%～8.06%，平均5.45%，渗透率为0.26×10-3～16.30×10-3μm2，平均3.44×10-3μm2，储层分级为Ⅲ类;苏维依组二段厚84.0m，粉砂岩厚10.0m，砂岩厚48.0m，含砾砂岩厚18.5m，砾岩厚2.0m，占地层百分比为93.4%，单层厚0.5～17.0m，为辫状三角洲前缘沉积，岩石类型以中、细粒岩屑砂岩为主，孔隙为粒间孔和次生溶孔各占50%，岩石孔隙度为5.01%～16.10%，平均11.40%，渗透率为1.40×10-3～60.00×10-3μm2，平均14.45×10-3μm2，储层分级为Ⅱ类。提2井苏维依组一段厚13.0m，砂岩厚2.0m，占地层百分比为15.3%，单层厚2.0m，为辫状三角洲平原沉积;苏维依组二段厚178.0m，粉砂岩厚1.0m，砂岩厚145.0m，砾岩厚32.0m，占地层百分比为100%，单层厚1.0～30.0m，为辫状河沉积，岩石类型为含灰质细粒岩屑砂岩、中粒岩屑砂岩和不等粒岩屑砂岩，孔隙以粒间孔、粒间溶孔为主，岩石孔隙度为2.79%～20.48%，平均13.74%，渗透率为0.54×10-3～169.00×10-3μm2，平均26.92×10-3μm2，为Ⅱ类储层，是提2井的主力储集层段。

迪那、吐孜至克拉2井区一带为苏维依组Ⅲ类储层发育区，总体处于扇三角洲前缘带。如迪那201井苏维依组第一岩性段储层总厚度为69.0m，其中Ⅰ类储层5.0m(占储层总厚度的7.2%)，Ⅱ类储层11.0m(占16.0%)，Ⅲ类储层16.0m(占23.2%)，Ⅳ类储层37.0m(占53.6%);苏二段储层总厚度为46.0m，其中Ⅱ类储层5.0m(占10.8%)，Ⅲ类储层厚6.0m(占13.1%)，Ⅳ类储层35.0m(占76.1%);苏三段储层总厚度为21.0m，其中Ⅰ类储层4.0m(占19.1%)，Ⅱ类储层3.0m(占14.3%)，Ⅲ类储层6.0m(占28.5%)，Ⅳ类储层8.0m(占38.1%)。迪那22井苏一段储层总厚度为63.3m，其中Ⅰ类储层12.5m(占19.7%)，Ⅱ类和Ⅲ类储层厚30.6m(占48.3%)，Ⅳ类储层20.2m(占31.9%);苏二段储层总厚度为40.7m，其中Ⅱ类和Ⅲ类储层3.5m(占8.6%)，Ⅳ类储层37.2m(占91.4%);苏三段储层总厚度为20.5m，其中Ⅰ类储层3.1m(占15.1%)，Ⅱ类储层6.7m(占32.7%)，Ⅲ类储层5.8m(占28.3%)，Ⅳ类储层4.9m(占23.9%)。迪那202井苏一段储层总厚59.0m，其中Ⅰ类储层8.1m(占13.7%)，Ⅱ类储层11.0m(占18.6%)，Ⅲ类储层10.2m(占17.3%)，Ⅳ类储层29.7m(占50.3%);苏二段储层总厚度为56.7m，其中Ⅰ类储层仅0.1m(占0.2%)，Ⅱ类和Ⅲ类储层14.9m(占26.2%)，Ⅳ类储层41.7m(占73.4%);苏三段储层总厚度为20.3m，其中Ⅰ类储层4.4m(占18.0%)，Ⅱ类储层6.5m(占26.6%)，Ⅲ类储层9.4m(占38.5%)，Ⅳ类储层4.1m(占16.8%)。

北部吐格尔明至依奇克里克地区为苏维依组Ⅳ类储层发育区。据沉积相带预测，在博孜1井区及卡普沙良剖面附近也发育有Ⅳ类储层(图7-12)。

在库车东部地区井下，苏维依组3个岩性段的储层分布与储层质量有明显差异。

1)苏维依组一段总体储层物性差，南部的牙哈和北部的依奇克里克地区为Ⅱ类储层发育区。南部的亚肯、牙哈井区处于滨浅湖砂坝沉积区，平均孔隙度为9.1%～10.16%，平均渗透率为0.66×10-3～20.1×10-3μm2，总体为Ⅱ类储层发育区。北部的依奇克里克地区处于扇三角洲平原带，水动力条件强，物性相对较好，平均孔隙度为10.89%～13.1%，平均渗透率为1.12×10-3～30.04×10-3μm2，评价为Ⅱ类储层区。迪那井区总体处于三角洲前缘带，水动力条件较强，但由于受到膏质、钙质胶结作用的影响，储层物性比北部露头区稍差，平均孔隙度为6.54%～8.84%，平均渗透率为0.17×10-3～1.29×10-3μm2，总体评价为Ⅲ类储层区。东部总体为辫状河沉积，储层物性差，大部分地区为非储层发育区。

2)苏维依组二段为苏维依组最好的储层发育段，南部提尔根、牙哈、轮台井区为Ⅰ和Ⅱ类储层发育区。北部露头和吐孜、迪那、东秋井区，沉积相带总体处于扇三角洲及浅湖沉积区，泥质杂基含量高，储层物性较差，总体评价为非储层发育区。南部总体处于辫状河三角洲发育区，储层物性好，牙哈、轮台、提2井、提3井区平均孔隙度为9.32%～13.74%，平均渗透率为2.51×10-3～66.28×10-3μm2，总体评价为Ⅱ类储层区;其中提101井区平均孔隙度可达17.17%，平均渗透率可达47.4×10-3μm2，评价为Ⅰ类储层区。

3)苏维依组三段储层质量差，在迪那2井区为Ⅲ类储层发育区。苏三段总体处于冲积扇、扇三角洲及滨浅湖沉积相带，储层北部粒度粗，以砾岩、含砾砂岩为主，泥质杂基含量高，物性差。该层段由于分析资料少，仅在迪那2井区有资料。迪那2井区处于扇三角洲前缘带，平均孔隙度为6.48%～7.35%，平均渗透率为0.66×10-3～1.79×10-3μm2，评价为Ⅲ类储层区。吐孜3井处于扇三角洲平原带，平均孔隙度为3.77%，平均渗透率为0.302×10-3μm2;处于浅湖区的东秋5井平均孔隙度为4.63%，平均渗透率为0.03×10-3μm2;据此推断总体为非储层发育区。

图7-12 塔里木盆地北部地区古近系苏维依组储层评价

8、欧美民谣歌曲

01 Amazing Grace 奇异恩典（美国早期黑人歌谣）

02 Edelweiss Aus 雪绒花（电影《音乐之声》插曲）

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

04 Sakura 樱花（江户时期日本民歌）

05 Sur Le Pont D’ Avignon 在亚维依桥上（法国普罗旺斯民歌）

06 Tiritomba 蒂妮托姆巴（西西里民歌）

07 Auld Lang Syne 友谊天长地久（17或18世纪苏格兰民歌）

08 Wien,Wien,Nur Du Allein 维也纳，维也纳

09 Santa Lucia 桑塔·露西亚（意大利那波里民歌）

10 Kalinka 卡林卡（俄罗斯民歌）

11 Greenslieeves 绿袖子（英国伊丽莎白一世时代的情歌）

12 Im Prater blüh'n wieder die Bäume 普拉特游乐场的树之花再次盛开

13 Hevenu Shalom Aleichem 天上平安赐给你（以色列民歌）

14 Muss i denn zum Städtele Hinaus 木头心（德国斯瓦比亚传统民歌）

9、《尼斯的英格兰散步大道》是谁所作

劳尔·杜菲，出生在19世纪末、活跃在20世纪上半叶的杜菲，是现代美术史上最具有独创精神的画家之一。平顺的一生，享受着名气、人气与财富多方面的满足，使他的作品充满无尽的自由与幸福的光芒。

杜菲的创作题材范围较小，这并不是因为受到什么限制，只是一个快乐的艺术家享受着表现的愉悦、痴迷于自己所喜爱事物的自然反映罢了。因此他的作品很容易为大众所辨认和接受。20世纪初有闲阶级生活中所熟悉的休闲活动都是他创作的题材。蓝色的大海、赛会、音乐会、舞场等，通过画家笔下几近东方写意般的线条，泼墨般色彩的描绘，洋溢着明朗、轻快、甜美的气息，高度的概括，强力的表现，正是画家充满魅力的真正原因。杜菲虽然简单地被划归为野兽派画家，其实他收到多种绘画运动的影响，严格说来并不属于任何一个流派。他首先以印象派画家身份起步，继而尝试野兽派和立体派的画风，最后以他极具个性的风格投身艺术创作。

观赏杜菲的作品是件愉快的事，画家独特的造型和用色将观者无障碍地带入他的世界，这世界展现了纯粹的祥和宁静，揭示 另一束的精髓和本质。

1877  6月3日出生于诺曼底的哈佛，为九个孩子中的长子。

1891  十四岁从学校毕业，为负担家计而到公司当职员。

1892  进入哈佛市立美术学校上夜间课程，并到路惠勒尔的画室学习，认识布拉克和佛利斯。

1898  入法国陆军服役，未满一年就解除兵役。

1900   获得奖学金，进入巴黎国立美术学校里昂·波纳的画室。

1901  在法兰西斯艺术家画廊展出作品。

1706  在贝尔特·威尔画廊举行首次个展。

1910-11   为阿波里内尔的《动物诗集》首次绘制木刻版画。

1911  以木刻版画为保罗·波伊瑞作布料图案设计。

1912  担任世界性的丝织品公司之美术指导。服饰设计师保罗·波伊瑞（1879-1944年）。

1921  在巴黎的柏汉姆·琼尼画廊举行个展。

1934  到英国旅行，画了阿斯科特赛马场及考斯的赛船。

1936  受托为1937年巴黎万国博览会的电气馆绘制壁画。

1937  首次遭受关节炎病痛的打击。

1939  因第二次世界大战爆发而逃到圣坦尼·休尔·杉同，次年则躲到法国南部。

1947  在巴黎的路易·卡雷画廊举行个展，两年后则在纽约的路易·卡雷画廊举行个展。

1951  在医生的劝说下到亚利桑那州的土桑疗养。

1952   返回法国。在佛加圭尔买下工作室。

1953  因心脏病逝世。葬于尼斯的西米埃修道院墓地。

     19世纪末至20世纪初的画家，所呈现的形象几乎是定型的，丑闻、悲剧、糜烂的性，酒精或药物中腐蚀人生，这些所谓波希米亚人的生活方式，往往促使他们早天。例如图鲁兹·劳特累克、凡·高、莫迪里阿尼、高更等等数不尽的画家们，都是在这样的生活方式中断送了性命。然而劳尔·杜菲(RaoulDufy)却截然不同。他个性保守、温和又活泼，一生中与戏剧性的事件或悲惨境遇无缘，不论在个人生活或是艺术方面都拥有丰硕的成果。像他这般比其他人都顺遂的人，也将他的幸福透过绘画而绽放光芒。

     劳尔·杜菲l877年6月3日生于法国港口都市哈佛的一个重视教养但贫穷的家庭。父里昂·马瑞斯·杜菲在当地的金属公司担任会计，母亲玛丽·乌洁妮·伊达是个要照顾九个孩子、忙碌的家庭主妇。父亲在单调的工作之余，对艺术有着明显的喜好，他在城里的教会负责管风琴演奏以及圣歌合唱团的指挥，也培养孩子们对艺术和音乐的兴趣。做父亲的恐怕不曾想过在他的孩子中确实有谁会走上艺术之路，那只不过是个梦吧，然而其中有四个孩子进入了艺术的领域。里昂是钢琴老师，加斯顿是音乐评论家，劳尔和尚恩则成为画家。

     劳尔-杜菲是家中的长男，1891年十四岁时从学校毕业之后，有五年的时间为了负担弟妹们的养育费，而到瑞士的咖啡进口公司路得和郝舍公司里工作。在工作中仅有的乐趣，就是眺望窗外的风景。由于他的办公室就面对着哈佛港，有时他会画下港口船只或卸货工人的忙碌情景。

     杜菲在早期所绘的钢笔画中，就已清楚地呈现了他未来的发展潜能，因此父亲便劝他到哈佛的市立美术学校上夜间的课程。1892年，杜菲进入学院派画家查理士·路惠勒尔的画室学习素描。他和年轻的同学乔治·布拉克、欧顿·佛利斯结为好友。路惠勒尔坚信所有伟大的绘画，都必须建立在扎实的素描基础上。即使过了十年之后，杜菲提到路惠勒尔时仍然充满了敬爱和感谢之情，他表示“路惠勒尔是一位真正的艺术家，是具有古典风范的伟大素描家。我们都以非常尊敬和崇拜的心来仰慕他”。

     1898年，杜菲被征召到陆军服役，他的工作和绘画课程都因此中断。按法国的规定，兵役期通常为两年，当时由于已是音乐家的弟弟加斯顿志愿加入军乐队，杜菲则入伍不满十二个月就解除兵役了。这是因为法国的法律禁止两个兄弟同时服兵役，所以杜菲得以提前退役。

     1900年退役后的杜菲获得了哈佛市所提供的每个月二百法郎的奖学金。他以这笔钱前往巴黎，进入国立美术学校里昂·波纳的画室。杜菲在此接受非常严格的学院派教育。波纳虽然是与印象派及后印象派同一时代的人，但是他的观点却是深植在古典的传统中。杜菲完成了四年的课程，他从不曾否定这样的训练。但是后来他曾感慨地表示，对于真正具有才气和独创性的年轻画家来说，正规的美术教育所带来的负面影响很有可能大干正面的意义。不过保守而温和的杜菲，并没有把自己视为那类才气横溢的画家之列的意思。

     杜菲在国立美术学校求学的时候，与同样来自哈佛的朋友佛利斯一起住在蒙马特寇特街的十二号房子。在他的同学中有许多人都是过着波希米亚式的颓废生活，但是杜菲完全没有沾染这股气息，他比较喜欢到音乐会堂或合法的剧场、古典音乐厅等地方。虽然生活态度极为保守，但是丝毫不曾忽略身边的艺术动向。他离开了封闭的画室之后，以印象派的风格在巴黎街头写生，偶尔也画油画。1902年杜菲将他的一幅粉蜡笔作品拿到一个前卫画廊，画廊负责人看了随即买下。四年后杜菲举行首次个展。

     国立美术学校的课程结束后，杜菲继续以印象派的风格作画，并且通过画商卖出了一些作品。1905年他在沙龙举办的野兽派画展上，对于野兽派画家们鲜艳强烈的色彩和大胆新颖的风格深深震撼，他再也无法满足于自己的画风，决心探究出属于自己的方向。他仍然以巴黎为主要活动地点，然后和佛利斯、阿贝尔·马克耶结伴写生旅行，尝试运用野兽派大胆的色彩。1908年他则与乔治·布拉克一起到马赛，并且开始实验立体派的风格。

     杜菲于1911年与乌洁妮·布莉颂结婚。关于乌洁妮，一般只知道她声誉尼斯，是在哈佛的女帽店工作时认识杜菲的，除此之外就别无所知了。两人之间的关系，外人也无法得到更多的了解。杜菲对自己的个人生活，极端严守着私密性，不过在尼斯美术馆所展出绘于1930年的作品《杜菲夫人画像》，则可确信当时他两人仍然还在一起。这件作品是他所画极少数正式的肖像画之一。两人之间并没有子嗣，无法确定自何时起，两人在第二次世界大战期间已完全没生活在一起了。乌洁妮是在杜菲逝世九年后的1962年过世的，葬于尼斯。她将许多先夫的作品赠给尼斯美术馆，这座美术馆便是以这些作品成为日后杜菲收藏品的基础。

     和乌洁妮结婚后，杜菲的绘画事业很明显地受到影响。三十四岁的杜菲觉得自己仿佛已经走到了穷途末路。他必需负起养家糊口的责任，认为自己不能再过着“梦中如王子、生活如乞丐”的日子。但是在他展示了实验性的作品后，却没能出售，画商也都与他断绝来往。一文不名的杜菲，有幸遇到一位很关心画家困境的慈善家，免费提供他位于诺曼底的农舍，让杜菲得以解决经济上的问题。在这里，他同时发展着自己的风格，并以插画来作为他的副业。结果他在插画的收入更大于创作所得。杜菲最初的插画作品是为纪尧姆·阿波里内尔《动物诗集》所绘的木刻版画插图，虽然他只得到微薄的收入，不过这些作品也证明了他的艺术才华，画作具有销路了。l911年，服饰设计师保罗·波伊瑞看到杜菲的插画后，询问他是否有意愿以木刻版画为其作布料图案的设计。杜菲不顾那些自恃甚高的同行们的嘲笑，看在金钱的份上，很爽快地便答应了。

     波伊瑞为了这项新事业，特地在蒙马特租了一间小小的工厂。杜菲就在这位于吉尔曼街的新画室里雕刻木版，研究颜色的搭配。他的设计在工厂印染后，成为高档价位的围巾和服装。对杜菲来说，看到那些他从不敢奢想会买他画作的巴黎上流阶级的夫人们，斤欠喜地把他设计的围巾披在身上，真是感到莫大的安慰。

     杜菲以自由签约者的身分，和波伊瑞合作之后，他又接受了丝织品领域闻名全球、位于里昂的比安奇尼·费里耶公司，聘请他担任美术指导的职务。这份有固定薪资、只须在规定的时间内上班的工作，为他带来经济上的稳定。由于他每天的生活都是事先可以预料的，使他能够配合进度完成工作，这对杜菲来说正是最理想的状况。不过，不久后由于第一次世界大战爆发，这样的生活只得被迫中断了两年。

杜菲与他那些以布拉克为首的理想主义型的朋友完全不同，他没有像他们那般志愿走入战争前线的高昂情绪，而是留在后方为战事的海报或报纸绘制具爱国意义的木刻版画。第一次世界大战的期间(1914-1918年)，他靠着绘画或插画度日，至于发生在他身边种种悲惨的状况，似乎都不会对他有所影响。          1919年里昂方面的工作又恢复了，这份工作一直持续到1928年，之后他才把重心逐渐从设计移向绘画。

     1920年春天，杜菲偕妻子迁往法国南部里维耶拉的丘陵地带、一个名为凡斯的小城租了一间房子，这可以说是他成年以来第一次能够全心专注在绘画上。也正是在这个时期，他走出了自己的艺术之路，如鲜艳的色彩、活泼的曲线、蔓草花纹的设计等具有个人特色的风格，都成形于这个时候。

     1921年，巴黎颇负盛名的柏汉姆·琼尼画廊接受杜菲的申请，举行他的个人画展。这次展出获得了相当程度的成功，更让他高兴的是，他有几件作品也被卖出了。对他来说，这不仅是增加了收入，也从而发现自己的新画风能被人们所接受，使他更充满了信心。

     拥有经济上的安定、也对自己的风格产生自信心的杜菲，此后的三十年一直保持着创造力，除了数千件的油画、水彩画、不透明水彩画之外，还有数不尽的素描、铜版画、石版画及陶艺作品。此外，他也接受从事一些商业性的工作，如1937年为巴黎万国博览会的电气馆所绘制的巨大壁画，就是其中最为人所知的。

     杜菲虽然没有撤出他在蒙马特的画室，但较多的时间仍是待在法国南部。之后他为了寻求新的形象和销售渠道，也前往英国、意大利、比利时、西班牙、摩洛哥、美国等地旅行。

     杜菲虽然时常遭到严厉的批评，不过他却广受欢迎，在商业上获得相当大的成功。这是因为在非具象的画作领域中，世界上重要的收藏家们都对杜菲作品易于领会的魅力顷心，极力收藏。但是在1937年，杜菲首次遭逢他人生的重大危机。六十岁那年，他罹患了风湿性关节炎，病情日益恶化，到40年代的末期，他的手脚已无法自由活动。走路的时候必须靠着拐杖，他的手和手腕时常痛得厉害，让他无法握住画笔。1950年当他开始考虑是否被迫将放弃绘画事业时，他接受了一位美国内科医生弗莱迪·洪巴贾的提议，到马萨诸塞州波斯顿的犹太人纪念医院进行治疗。杜菲在这里注射一种以副。肾皮质荷尔蒙为基础的新药剂，最后虽然不能使他的健康完全恢复，不过他的手已经能够再度活动了。1951年他听从洪巴贾的劝告，搬到亚力桑那州的土桑，由于当地温暖、干燥的空气，使他的病况也更减轻了。杜菲住在亚力桑那州一年，非常想念家乡，1952年便返回法国，在法国号称最干燥的地方，亚维依附近的古老城镇佛加圭尔买下一间画室。

      虽然这时候他的关节炎已控制在能够忍受的程度，不过他整体的健康状况却逐渐恶化了。1952年冬天感染了严重的肺炎，1953年3月23日又引发冠状动脉血栓，25日早上以七十六岁之龄离开人世。

     杜菲的遗体葬于尼斯的一个可眺望到地中海的西米埃修道院墓地。在他的葬礼上，鲁涅·古斯朗读祭文，他道出了众人的心声：“人生的小小喜悦已随着杜菲而远去了。如果他未曾留下不朽的作品，我们今后或许将不会如此地爱着天空与大地了。”

10、三叠系-新近系层序界面特征与识别标志

作者按层序界面与构造作用和沉积作用的关系，界面的性质和成因特征，区域分布和产出规模，以及岩性岩相变化和电测曲线特征将库车坳陷三叠系-新近系层序界面划分为三种级别类型。Ⅰ级层序界面为古构造运动面、构造应力场转换面或构造沉降不整合面，如塔北地区海西晚期运动形成的区域不整合界面 ( 三叠系与二叠系分界面) 、燕山晚期运动形成的区域性构造不整合界面 ( 白垩系与古近系分界面) 即为此类层序界面，由这些界面限定的层序相当Ⅰ级层序的盆地充填序列。Ⅱ级层序界面为库车坳陷形成和演化过程中，由区域性的构造隆升、下沉作用引起沉积界面抬升暴露形成的侵蚀不整合面。界面对应于盆地收缩时发育的古暴露面、下切侵蚀面和盆地突发性扩张超覆面，并与区域构造的幕式阶段性演化相拟合，因而是划分构造旋回或构造演化阶段，以及构造充填层序的主要标志和依据，有产出规模大、区域上稳定分布和具一定穿时性发育的特征。此类界面的最大特点是可将塔北隆起地区及库车坳陷三叠系至新近系的巨厚沉积充填序列划分为数个与构造演化阶段相对应的沉积充填阶段。由此级别界面限定的层序，是组成库车坳陷三叠系-新近系最大的成因地层单元，并与各组的分界面相当，如燕山中期运动造成的构造不整合面 ( 侏罗系与白垩系分界面) 。Ⅲ级层序界面是湖平面变化及沉积物供应速率变化造成的界面，发育于构造层序内部，在盆地的不同部位有不同的表现形式，一般规律为自盆缘向盆内，由间歇暴露造成的下切侵蚀幅度或沉积间断的相隔时间逐渐缩小，并由侵蚀不整合逐渐过渡为相关整合界面。由此类界面限定的层序于盆地边缘的 ( 扇) 三角洲沉积体系中最发育，主要出现在进积式 ( 扇) 三角洲与退积式 ( 扇) 三角洲的转换点位置，而在盆内的湖相沉积中较难识别。

( 一) Ⅰ级层序界面

Ⅰ级不整合面主要是由古构造运动引起的构造应力场转换或大的湖平面下降形成的大规模不整合面，通常代表盆地基底面或盆地收缩时的古风化剥蚀面。该界面是构造旋回划分的标志，为区域性不整合，常与区域性构造事件吻合。

1. 三叠系与二叠系间的区域不整合面

该界面对应于距今 250Ma 的一次大规模全球海平面下降事件，在塔北地区为重要区域不整合面。在地震剖面上为 T05反射界面，表现出明显的、大规模的上超下削特征。该界面在草湖以东分别与奥陶系、志留系-泥盆系、石炭系-下二叠统呈角度不整合接触。该界面的形成，与全球性的大规模海平面下降有关，也与海西晚期运动相关联，致使塔里木地块周围天山、昆仑山海槽封闭，褶皱成山，塔里木克拉通内海水全部退出，从此进入陆内盆地发育阶段。

2. 古近系和白垩系间的削蚀不整合面

该层序界面为燕山晚期运动造成的区域性平行不整合接触面，本期构造运动在库车坳陷影响深刻，不整合面遍布全区。地震波组对应于 T8反射面，为一组高振幅、连续性好的强反射同相轴反射波，地震剖面由东向西、由北向南与下伏波组呈低角度削截关系，可进行区域性的追踪和对比。克孜勒努尔沟露头剖面中，层序界面之下为巴什基奇克组褐红色厚层状中砾岩，界面之上为古近系库姆格列木群灰白、灰色砾质灰岩或灰质砾岩 (图2- 1) 。在库车河野外剖面上，该界面上 ( 古近系底界) 为一套厚10 ～ 30m 的块状白色、灰色底砾岩，与下伏白垩系呈角度不整合接触，有人形象地称之为 “城墙砾岩”。以依南 2 井为例，界面之下为白垩系舒善河组滨浅湖相泥质粉砂岩、粉砂岩、泥岩，界面之上为库姆格列木群底部潟湖相灰岩，界面上下岩性特征明显不同，界面上下自然伽马曲线及电阻率曲线亦有显著差异，可以看出，界面为一较大的沉积相转换面，界面之下为白垩系不同层位的陆相沉积，而界面之上为受海侵影响的潟湖- 扇三角洲沉积。其特征和主要识别标志: ①在盆地周缘表现为较大的角度不整合，是燕山晚期运动造成的，不整合面遍布全区，有的地区为平行不整合; ②界面为岩性和岩相突变面，界面之下为巴什基奇克组粗碎屑的辫状河三角洲前缘相的褐红色厚层状中砾岩，界面之上为受海侵影响的潟湖- 扇三角洲沉积，岩石的成分成熟度和结构成熟度明显降低，石英含量亦明显降低; ③界面之上测井反映的伽马值明显增加，在克拉2 井能谱伽马测井曲线上，界面之上钾含量明显降低，铀含量增加; ④地震测线对应 T8反射面，表现为削蚀关系。

图2-1 克孜勒努尔沟剖面白垩系与古近系层序界面

( 二) Ⅱ级层序界面

Ⅱ级层序界面为明显的湖平面下降造成的不整合面，由地区性的构造运动造成，对应于盆地收缩时发育的古暴露面、下切侵蚀面和盆地突发性扩张超覆面，与区域构造的幕式阶段性演化相拟合，是划分构造旋回或构造演化阶段以及构造充填层序的主要标志和依据。此类不整合面在盆地不同部位表现为不同的性质，在盆地边缘地带为陆上沉积间断，除无沉积作用外，还具明显的侵蚀现象; 在盆地内部可由无沉积作用过渡到连续沉积。

1. 侏罗系与三叠系区域不整合界面

该界面对应于距今 205Ma 时的一次大的湖平面下降事件，在地震剖面上为 T8- 3反射界面，表现出塔北东部为上超、南部为削截的特征。在库车河剖面上可见下侏罗统阿合组的砂砾岩覆盖在上三叠统塔里奇克组黑色炭质页岩上，其间具明显冲刷侵蚀现象。

2. 白垩系与侏罗系间的削截不整合面

白垩系亚格列木组与侏罗系喀拉扎组平行不整合接触，为一区域性不整合面，对应T8- 2地震反射面。根据古生物资料判断，上、下两组之间缺失晚侏罗世中晚期沉积，在阿瓦特地区缺失喀拉扎组，亚格列木组与齐古组直接接触。该界面对应的地震资料中反射波具中-高频、连续-较连续、强-较强反射特征。这是一个Ⅱ级层序界面，主要识别标志: ①在盆地周缘呈角度不整合，向盆地腹部延伸为平行不整合，在塔西南坳陷可见白垩系多呈角度不整合、平行不整合覆于中下侏罗统之上或角度不整合于石炭系、二叠系之上; ②地震测线对应于 T8- 2反射面，表现为下部削蚀、上部上超; ③界面之上属粗碎屑的冲积扇- 扇三角洲相紫红色厚层块状中砾岩，界面之下为上侏罗统滨浅湖亚相紫红色泥岩、粉砂质泥岩或三叠系沉积，界面为沉积相转换面; ④测井响应界面上自然伽马为齿化指状、低值，界面下为高值、钟形，电阻率曲线界面上为齿化指状，下为齿化钟形。

3. 古近系苏维依组与库姆格列木群层序界面

苏维依组与库姆格列木群间Ⅱ级层序界面为一明显的沉积相转换面，地震剖面上对应地震波组 T7。野外露头中可见河道切割、冲刷，河道宽约 5 ～10m，为冲刷侵蚀面，界面上下岩性突变。库车山前的依矿露头剖面中，该界面之下为库姆格列木群顶部的泥岩段，岩性为厚层泥岩夹褐黄色薄-中层钙质粉砂岩，主要为滨浅湖相沉积; 界面之上为苏维依组第三段底部砂砾岩，底部发育大型冲刷面，砂砾岩杂基支撑，砾石成分复杂，沉积相发生突变。在自然伽马曲线上，库姆格列木群顶部的泥岩段呈齿状、高值，苏维依组第三段底部的砂砾岩呈微齿状、低值。

4. 古近系与新近系层序界面

此层序界面为新近系吉迪克组与古近系苏维依组间的分界面，为明显的平行不整合。在地震剖面上对应于地震波组 T6，可见削蚀现象。具体识别标志: ①岩相，界面之上为紫红色块状中砾岩，砾石杂乱分布，下伏层的钙质粉砂岩岩块含量可达 40% ～ 50%，砾石呈棱角状，为泥石流沉积，界面之下为紫红色粉砂岩夹细砾岩，粉砂岩灰质含量高，灰质结核发育 (图2-2) ; ②沉积相，界面上为扇三角洲、近岸水下扇沉积，界面下以氧化型湖泊沉积为主，是沉积相转换面; ③电性特征，界面上自然伽马曲线呈微齿化箱状，低值，界面之下为齿化漏斗形，总体上为高值。

图2-2 吉迪克组与苏维依组层序界面 ( 迪那 11 井)

( 三) Ⅲ级层序界面

Ⅲ级层序界面的识别主要依据野外露头剖面和钻井资料，精细的测井资料和露头剖面沉积旋回分析是Ⅲ级层序划分对比的基础。

1. 侏罗系内部Ⅲ级层序界面

此类界面主要有以下特征: ①发育下切谷充填或具有明显冲刷下切的水道砂砾岩沉积，代表了冲刷不整合界面; ②有风化壳、古土壤层存在，在一些野外剖面可观察到经过风化淋滤的暴露面或风化壳残积物; ③是准层序或沉积体系叠置样式的转化或沉积环境的突变界面，总体进积的准层序组转换为退积的准层序组时往往存在着Ⅲ级层序界面。沉积体系和相的突变常常也是Ⅲ级层序界面的重要标志之一。

2. 白垩系舒善河组与亚格列木组间层序界面

此界面为沉积相转换面，界面以下主要发育泥石流微相、辫状分流河道- 前缘相的扇三角洲- 辫状河三角洲相沉积; 界面之上滨浅湖相稳定发育，由滨岸砂坝微相与浅湖微相交替沉积组成，不发育低位体系域。

3. 白垩系巴什基奇克组与巴西盖组间层序界面

此界面在塔里木盆地北部地区表现为沉积结构转换面，也是一个区域性侵蚀不整合面，在整个塔里木盆地具有一定的可对比性，对应 T8- 1地震反射面。其特征和主要识别标志: ①界面之间沉积体系结构发生明显变化，界面之上为冲积扇- 扇三角洲体系的砾岩和中细砂岩，之下为湖相泥岩或曲流河三角洲前缘亚相的水下河道砂岩; ②界面为岩性突变面，界面之上不但岩性与界面之下不同，而且岩石结构成熟度和成分成熟度明显降低，石英含量明显减小; ③界面上下电性特征差异明显，界面之上自然伽马为高值，界面之下为低值、箱状; ④地震剖面表现出上超和削截现象，相当于 T8- 1地震反射面。

4. 古近系库姆格列木群内部膏盐岩段与白云岩段之间界面

古近系库姆格列木群膏盐岩段与白云岩段分界面为一明显的沉积相转换面。克拉 2 井区库姆格列木群的白云岩段，岩性为泥粉晶白云岩、生屑白云岩和砂屑白云岩，含大量的海相生物化石，主要为海相潟湖的蒸发潮坪和粒屑滩沉积，在粒屑滩顶部，见有短暂的暴露，发育有大气淡水淋滤作用形成的铸膜孔和粒内溶孔孔隙层; 界面之上的膏盐岩段，发育大套的泥岩、膏泥岩和膏盐岩，为泥质滨浅湖和膏盐湖沉积。含孢粉植物化石，为陆相沉积。在克孜勒努尔沟剖面，界面之下为海湾潟湖相浅灰色含核形石团块状泥晶灰岩及钙质泥岩、砂岩，界面之上为厚层的陆相冲积扇的辫状水道砂砾岩沉积。在依南 2 井区、迪那 202 井，界面上下沉积相也是突然发生了转变 (图2-3) 。

5. 古近系库姆格列木群泥岩段与膏盐岩段之间界面

在库车坳陷吐北 2 井、克参 1 井、克拉 2 井区此界面以下为厚度较大的膏盐岩层，界面向南部前隆斜坡 ( 塔北隆起) 方向超覆，导致其接近塔北隆起时靠近古近系的底界。此界面位于一套厚度较大的细砂岩、中砂岩或砾岩的底面，之下为粒度稍细的粉砂岩或泥质粉砂岩; 界面以上为含膏泥岩、泥岩和砂质泥岩。

6. 古近系苏维依组第二岩性段内部层序界面

该界面为苏维依组第二岩性段内部的一个沉积间断面，界面以下为扇三角洲前缘和滨浅湖沉积的粉砂岩、泥质粉砂岩; 界面以上为扇三角洲平原与前缘的分流河道充填沉积。

图2-3 库姆格列木群膏盐岩段与白云岩段分界面 ( 依南 2 井)

7. 新近系吉迪克组膏盐岩段与砂泥岩段之间界面

吉迪克组膏盐岩段与砂泥岩段的分界面上下岩性、沉积相均有较大变化，界面之上岩性为灰白色巨-厚层的膏岩，为膏盐湖沉积; 界面之下砂泥岩段为褐色、灰褐色厚层泥岩、膏泥岩夹薄-中厚层粉-细砂岩、砂砾岩等，主要为泥质滨浅湖夹滨湖砂坝及扇三角洲沉积。在测井曲线上，界面之下自然伽马总体为齿状、高值，而界面之上伽马曲线呈微齿状，自然伽马值降低明显，电阻率曲线也呈微齿状，电阻率值则与自然伽马值相反。此界面是由湖平面变化及沉积物供应速率变化造成的 (图2-4) 。

图2-4 吉迪克组膏盐岩段与砂泥岩段界面 ( 东秋 5 井)