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准格尔盆地一西区克拉玛依组储层特征
准格尔盆地是我国西北地区的一个重要油气勘探区，其中克拉玛依组是准格尔盆地的
重要储层之一。
克拉玛依组主要分布在盆地的西北区域，是一种典型的陆相沉积岩石。
下
面将着重介绍准格尔盆地一西区克拉玛依组储层的特征。
首先，克拉玛依组由粉砂岩和砂岩构成，储集空间主要为孔隙和裂缝。
在岩石圈压力
和地温的作用下，沉积物受到了压实和聚集作用，孔隙空间逐渐减小，但裂缝的压实程度
相对较小，因此成为了油气储集的主要空间。
其次，克拉玛依组因为地层的隆起和下凹，形成了多层次各具特点的沉积环境。
沉积
环境的差异导致了储层岩石孔隙结构和成岩作用的不同，从而形成了多种不同类型的储层。
其中，下侏罗统芦草沟组至中侏罗统古城子组为最佳储层，孔隙度较高，渗透率大。
再次，克拉玛依组储层的岩性特征与沉积环境密切相关。
沉积物源自周边地区的岩石，如龙岩系、刚察系、喜马拉雅期早第三纪和新生代侵入岩等，以细粘土、粉砂岩、石英砂
岩和石英石为主。
因此，克拉玛依组储层岩石质地较软，钻头易损坏，钻井技术要求高。
最后，克拉玛依组储层的油气类型以干气、湿气和稠油为主。
其中，干气和湿气主要
分布在盆地的中央地区，稠油主要分布在盆地的边缘地带。
储层含气、含油性质差异较大，区域性与层位上的变化大，地震预测技术在勘探中具有重要意义。
综上所述，准格尔盆地一西区克拉玛依组储层的特征包括储存空间主要为裂缝和孔隙、多层次各具特点的沉积环境、岩性质地较软易损坏、油气类型以干气、湿气和稠油为主。
这些特征在准确预测储层分布、评价储层质量和寻找油气藏中具有重要的参考价值。
第二十一章准噶尔盆地第一节地质概况准噶尔盆地是我国大型含油气盆地之一，位于北纬43°20′～46°40′，东经82°30′～91°30′之间。
西北为西准噶尔界山，东北为东准噶尔和阿尔泰山，南为天山山脉，东西长700公里，南北宽320公里，面积约13万平方公里。
准噶尔盆地的大地构造性质是一个以古生代地槽型褶皱为基底的中、新生代盆地。
地震剖面没有揭示盆地内部有古陆块存在。
其内部地质结构可划分为八个一级构造单元，即三隆——三个泉隆起、中央隆起带、沙奇隆起；四坳——乌伦古断裂、玛湖—漠区坳陷、昌吉坳陷、乌鲁木齐山前坳陷；一个冲断带——西北缘冲断带。
（图21-1）图准噶尔盆地构造单元分区图Ⅰ-乌伦古断裂；Ⅱ-三个泉隆起；Ⅲ-西北缘冲断带；Ⅳ-玛湖—漠区坳陷；Ⅴ-中央隆起Ⅵ-昌吉坳陷；Ⅶ-沙奇隆起；Ⅷ-乌鲁木齐山前坳陷第二节沉积发育特征准噶尔盆地中、新生代地层发育完整，包括三叠系、侏罗系、白垩系和第三系。
湖盆经历多次的沉降与抬升，扩张与收缩，地层间常见假整合或局部不整合接触，具多旋回沉积发育特征（表21-1）。
表准噶尔盆地西北缘统表第一沉积旋回——二叠纪沉积。
早中三叠世以冲积扇粗碎屑堆积为特征，湖区范围较小，晚三叠世湖盆扩大，发育暗色沉积。
末期，盆地北部抬升，遭受剥蚀。
第二沉积旋回——侏罗纪沉积。
侏罗纪沉积阶段断裂活动，振荡运动频繁，尤其是西山窑期未，构造运动强烈，在盆地中央形成三个泉——盆1井弧形低降起带，将盆地分隔为南北两部分；也由于这一运动，在侏罗系沉积内部形成两个次级旋回，第一个次级旋回为下中侏罗统，其下部和上部由河流相及沼泽相组成，中部则为湖相层。
第二个次级旋回为中上侏罗统，由于气候由潮湿逐渐转向干旱，故其沉积物以灰绿色、杂色和紫褐色为主。
晚侏罗世末的构造运动，使盆地抬升，水域缩小，进而消失。
第二沉积旋回——白垩纪沉积。
下白垩以灰绿色浅湖沉积为主，上白垩统湖区急剧缩小，以洪冲积平原和滨湖粗碎屑沉积占主导地位。
收稿日期:2006-03-23;修订日期:2006-06-06;作者E-mail: slytvxm@作者简介:庄新明(1973-),男,山东莒县人,工程师,1996年毕业于石油大学(华东)勘探系,中国石油大学(北京)在职硕士研究生,从事石油地质勘探研究准噶尔盆地四棵树凹陷石油地质特征及勘探方向庄新明(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015)摘 要:准噶尔盆地南缘西段四棵树凹陷自晚三叠世以来经历了3个发展演化阶段.凹陷内发育侏罗系煤系地层和古近系安集海河组暗色泥岩二套烃源岩层,其中侏罗系是主力烃源岩;新近系塔西河组、沙湾组、古近系安集海河组、紫泥泉子组、白垩系吐谷鲁群及侏罗系头屯河组砂岩、砂砾岩储集层为主要勘探目的层;新近系塔西河组、古近系安集海河组、白垩系吐谷鲁群、侏罗系三工河组泥岩为区域性盖层;主力烃源岩生烃门限深度(R o=0.6%)约在5 000 m 左右,生烃高峰和排烃高峰期在喜马拉雅期,与凹陷内圈闭的形成期相匹配.该凹陷艾卡构造带东部、托斯台构造群及北天山推覆体之下隐伏背斜构造带是油气勘探的主要方向. 关键词:准噶尔盆地;四棵树;凹陷;石油地质特征;勘探方向四棵树凹陷位于准噶尔盆地西南缘,构造区划上属北天山山前坳陷的次一级负向斜构造单元,总体走向NWW,面积约6 300 km 2(图1)[1].该凹陷是我国油气勘探工作开展最早的地区之一,1937年就发现了独山子油田,但此后油气勘探进展缓慢.2000年新疆油田公司在卡因迪克构造上钻探的卡6井试油获得高产工业油气流,从而发现并建成了卡因迪克油田.继卡6井之后中石油和中石化2大石油公司先后在凹陷内钻探的卡7、卡8、卡9、卡10、高泉1以及固1、固2等多口探井均未获成功.笔者研究认为该凹陷具有一定的勘探潜力,但其油气地质条件复杂,目前勘探工作的方向和重点尚待明确.1 地层发育及构造特征根据钻井、地震和露头资料分析,四棵树凹陷在石炭系火成岩基底之上自下而上,发育三叠—第四系以砂泥岩为主的地层,各层系多为不整合接触.在凹陷东南部地层发育较全,向西、向北变薄直至缺失、尖灭(图2).凹陷主要勘探目的层为侏罗—新近系.以侏罗系构造面貌为主可划分为2个构造带,分别是南部的高泉-固尔图构造带及北部的艾卡构造带(图1).另外,电法资料显示在凹陷南部北天山推覆体之下还可能存在侏罗—三叠系的隐伏背斜构造带.图1 四棵树凹陷构造纲要图Fig.1 Structure outline map of Sikeshu sag1.构造分区线;2.构造;3.隐伏构造;4.油田;5.井位艾卡构造带:(1)——卡东背斜;(2)——卡因迪克背斜;(3)——卡西1号背斜;(4)——卡8井西背斜;(5)——艾4井南2号断块;(6)——艾4井南断块;(7)——艾卡西1号断鼻;(8)——艾卡西2号断鼻;(9)——艾卡西3号断鼻 高泉—固尔图构造带:①——高泉背斜;②——高泉北背斜;③——艾3井北背斜;④——固东3号断鼻;⑤——固东2号断鼻;⑥——固东1号断背斜;⑦——固北背斜;⑧——固尔图背斜430新疆地质图2四棵树凹陷南北向地质剖面图Fig.2 S-N Geologic section map of Sikeshu Sag2 凹陷形成及发育演化四棵树凹陷是一个在石炭系火成岩基底之上发育起来的中新生代凹陷,其形成过程中,受印支-燕山期及喜马拉雅期挤压作用的改造,构造面貌较为复杂.从总体上看,该凹陷的形成可分为3个阶段.2.1晚三叠世晚期—中侏罗世早期凹陷初形成阶段晚三叠世晚期,四棵树地区开始沉降,形成与准噶尔盆地其它地区相连通的湖盆,在石炭系基底之上沉积了上三叠统郝家沟组上部地层.受车排子凸起向南东推覆产生的右旋扭压力影响,在凹陷内形成一系列雁行排列的断裂,高泉-固尔图构造带及艾卡构造带的主要断裂开始形成.早侏罗世—中侏罗世早期,四棵树凹陷稳定沉降,水体与东部的中央坳陷区相连,沉积了中下侏罗统八道湾组、三工河组及西山窑组煤系地层.根据地震及露头分析,推测当时沉积范围可能远大于现今的分布范围.此时,在NS向挤压作用下,构造运动开始加剧,伴随断裂活动,高泉-固尔图构造带及艾卡构造带基本形成.该阶段沉降幅度大,构造运动强,一举奠定了四棵树凹陷的主体沉降格局及构造格局,是凹陷最主要的形成阶段之一.2.2中侏罗世晚期—古近纪渐新世凹陷沉降停止及缓慢沉降交替阶段中侏罗世晚期—晚侏罗世,四棵树凹陷主体沉降停止,湖盆范围变小,在凹陷内大部分地区缺失了中上侏罗统头屯河组、齐古组及喀拉扎组地层.白垩—古近纪,凹陷经历了多次缓慢下沉和沉降停止阶段.早白垩世早期,凹陷又开始缓慢下沉,湖盆范围逐渐变大,在凹陷较大范围内沉积了吐谷鲁群清水河组地层;早白垩世中晚期—晚白垩世,凹陷大范围沉降再次停止,湖盆范围迅速变小,只在卡因迪克及其以东局部地区沉积了呼图壁组、胜金口组及连木沁组,而东沟组则大范围缺失;古近纪古新世—渐新世,凹陷再次缓慢下沉,湖盆范围逐渐变大,在凹陷东南部沉积了古近系紫泥泉子组及安集海河组地层.在此期间,由于凹陷东、西部沉降速率的不均衡,造成白垩系和古近系沉积厚度在凹陷西部变薄并尖灭.该阶段凹陷以整体沉降为主,构造运动相对较弱,早期形成的断裂基本上没有发生大的变动.2.3 新近纪中新世—第四纪凹陷剧烈沉降阶段新近纪中新世以后,四棵树凹陷做为北天山前陆盆地的一部分与整个盆地一起剧烈沉降,接受了巨厚的新近系沙湾组、塔西河组、独山子组及第四系沉积.另外,由于印度板块与欧亚板块碰撞加剧,天山地槽回返,在天山隆升和山体扩张所产生的强大NS向挤压力作用下,山前推覆带开始形成,在推覆体之下形成一系列隐伏构造,同时,凹陷内中、新生代地层向北逐层位移,在燕山期雁行排列的断裂部位发生褶皱,形成独南、独山子、西湖、卡因迪克等右旋走滑构造体系,并使这些背斜成为断裂增长型背斜.该阶段凹陷沉降幅度大,构造运动相对较强,为凹陷的另一个主要形成期.由于该期以侧向挤压为主的主应力方向在昌吉凹陷段,因此四棵树凹陷喜马拉雅期断裂活动主要集中在凹陷南部山前带,而凹陷主体部位早期形成的印支-燕山期断层几乎未发生变动.至此,四棵树凹陷构造面貌基本定型,并成为北天山山前坳陷带的一个组成部分X.3 凹陷油气成藏基本特征3.1发育二套烃源岩四棵树凹陷主要发育二套烃源岩,即:侏罗系八道湾组、三工河组及西山窑组煤系地层(包括暗色泥岩、碳质泥岩、煤)和古近系安集海河组暗色泥岩,其中侏罗系煤系烃源岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高且热演化程度高,为主要烃源岩［2~4］.另外,固1井钻探显示三叠系郝家沟组暗色泥岩也是一套可能的烃源岩(表1).侏罗系八道湾组、三工河组及西山窑组烃源岩主要分布在凹陷中部及东南部,以滨浅湖-半深湖相暗色泥岩及碳质泥岩为主;古近系安集海河组烃源岩由于沉积范围较小,在凹陷内分布较为局限,主要分布在艾3井—固2井—固尔图镇—艾2井—艾4井一线以东地区,以滨浅湖相暗色泥岩为主.八道湾组烃源岩有机碳含量0.48%~2.76%,平均1.45%,氯仿沥青“A”含量0.004%~0.04%,平均0.025 1%,生烃潜力S1+S2为0.05~5.28 mg/g,有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅲ型干酪根,为中等—较好烃源岩.三工X庄新明,丁咸宝.准噶尔盆地南缘西段成藏条件与勘探靶区优选,2005河组烃源岩有机碳含量0.37%~1.8%,氯仿沥青“A”含量0.028 6%~0.108 1%,平均0.053 9%,生烃潜力S1+S2为0.3~2.11 mg/g,有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型干酪根,为较差—好烃源岩.西山窑组烃源岩有机碳含量0.65%~1.76%,平均 1.32%,氯仿沥青“A”含量0.006%~0.02%,平均0.015%,生烃潜力S1+S2为0.08~1.99 mg/g,有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型干酪根,为较差—较好烃源岩.安集海河组烃源岩有机碳含量0.2%~1.0%,平均0.6%,氯仿沥青“A”含量0.006 3%~0.051 5%,平均0.029 6%,生烃潜力S1+S2为0.06~3.24 mg/g,平均1.38 mg/g,有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型干酪根,为差—中等烃源岩.由于烃源岩分析样品取自露头或凹陷边缘探井,因此其成熟度指标偏低,不能完全反应凹陷内烃源岩成熟度的真实情况.根据四参1、艾2、卡6、固1、固2井的烃源岩镜质体反射率与深度关系(图3),凹陷生烃门限深度(Ro=0.6%)约在5 000 m左右,排烃高峰深度(R ≥0.8)约在6 000 m以下.侏罗系烃源岩的有利区域主要在乌苏及奎屯以南的深洼区;古近系安集海河组烃源岩的有利区域主要在独山子到石河子一带的昌吉凹陷内(图4).3.2发育多套储集层四棵树凹陷碎屑岩储集层较发育,其中,侏罗系头屯河组、白垩系吐谷鲁群、古近系安集海河组、紫泥泉子组、新近系沙湾组、塔西河组砂岩、砂砾岩层是主要储集层.头屯河组、吐谷鲁群、沙湾组、塔西河组为河流相、三角洲前缘相,安集海河组、紫泥泉子组为滨浅湖相.各储集层储集空间以孔隙为主,裂缝为辅.综合评价认为,新近系塔西河组、沙湾组为高孔高渗好储集层;古近系安集海河组、紫泥泉子组、白垩系吐谷鲁群及侏罗系头屯河组为中孔中渗-中低图3四棵树凹陷镜质体反射率与深度关系图Fig.3 Mapping of vitrinite reflectance versus depth inSikeshu Sag◆——艾2;★——卡6;■——四参１;●——固1;▲——固2图4 四棵树凹陷有效烃源岩分布图Fig.4 Distribution graph of effective hydrocarbon sourcerock in sikeshu sag1.侏罗系有效烃源岩分布范围;2.古近系安集海河组有效烃源岩分布范围;3.地质界线;4.井位孔中低渗中等—较好储层(表2).目前在这几套储集层中均已经获得了工业油气流.表1 四棵树凹陷烃源岩综合评价表Table 1 Overall evaluation Table of hydrocarbon source rocks in Sikeshu sag层位TOC/% 氯仿沥青“A”/%S1+S2/(mg/g) 有机质类型镜质体反射率Ro/%综合评价古近系安集海河组(E2-3a) 0.2－1.00.60.0063－0.05150.02960.06－3.241.38Ⅰ－Ⅱ10.51 差—中等西山窑组(J2x) 0.65－1.761.320.006－0.020.0150.08－1.99 Ⅱ2－Ⅲ0.52－0.57 较差—较好三工河组(J1s) 0.37－1.80.0286－0.10810.05390.3－2.11Ⅱ2－Ⅲ0.72－0.790.75较差—好侏罗系八道湾组(J1b) 0.48－2.761.450.004－0.0400.02510.05－5.28 Ⅱ1－Ⅲ0.51－1.08 中等—较好三叠系郝家沟组(T3h) 1.3－3.682.19－126－6.623.19Ⅲ－Ⅱ2－较好注:最小值－最大值平均值432新疆地质3.3发育多套区域性盖层四棵树凹陷主要的区域性盖层为新近系塔西河组、古近系安集海河组、白垩系吐谷鲁群、侏罗系三工河组灰色、灰绿色、褐色泥岩.各层段泥岩盖层厚度大,在地层中含量高,封盖性好,尤其是新近系塔西河组泥岩、膏泥岩盖层,钻井厚度普遍超过1 100 m,在地层中含量超过95%,是该区最有效的一套区域性盖层.3.4圈闭形成早,匹配关系好四棵树凹陷主要发育3种类型的圈闭:一种为构造类圈闭,主要由逆断层上盘逆冲形成,断层多为印支-燕山期发育的早期断层,圈闭形态以背斜、断背斜、断鼻为主;另一种为地层类圈闭,分布在凹陷西部、北部向车排子凸起的过渡地区,由侏罗系或白垩系尖灭形成;第三种为构造-地层复合类圈闭,多由断鼻及地层尖灭线共同组成.凹陷内主要圈闭均形成于印支-燕山期,喜马拉雅期凹陷以整体沉降为主,除南部山前外早期形成的圈闭几乎未发生变化.而烃源岩热演化研究表明侏罗系、古近系烃源岩现今低成熟-成熟,其生烃高峰和排烃高峰期较晚,为喜马拉雅期.因此,四棵树凹陷内各圈闭成藏匹配关系较好.4 油气勘探方向准噶尔盆地第三次油气资源评价认为,四棵树凹陷总烃为 1.675×108 t X,表明该凹陷具有一定的勘探潜力.但最新研究表明,凹陷内有效烃源岩分布范围较小,是否具备畅通的油气运移通道是油气能否成藏的关键Y,高泉-固尔图构造带的固1、固2及高泉1X况军,王绪龙,杨海波,等.准噶尔盆地第三次油气资源评价,2000Y庄新明,丁咸宝.准噶尔盆地南缘西段成藏条件与勘探靶区优选,2005 井均因缺乏油气运移通道而失利.笔者认为凹陷东部勘探条件较为有利,勘探应以“落实目标,逼近油源,明确运移通道”为首要原则,综合分析认为有以下3个有利方向.4.1 艾卡断裂带东部是油气勘探的主要方向艾卡构造带以背斜、断鼻和断块构造为主,自东向西分别发育了卡东背斜、卡因迪克背斜、卡8井西断背斜等多个构造.但该构造带西段钻探的四参1、艾2井未见任何油气显示,证实油气难以运移至此,而该构造带四参1井以东的卡因迪克背斜卡6、卡001、002、003等井已钻获工业油气流并建成了卡因迪克油田,卡东背斜及卡西1号背斜钻探的卡7、卡8井也见到了较好的油气显示,表明该构造带东部具有良好的勘探潜力.4.2 托斯台构造群是油气勘探的重要方向托斯台地区构造活动强烈,构造变形复杂,地表出露的主体部位褶皱及断裂发育,在150 km2的范围内,面积0.6~5 km2的背斜达20个之多,不同性质的断裂10余条[5].该区地震资料品质差,构造落实难度大,但该区油气显示活跃,地面见油气苗达20多个点[6],油气苗主要是喜马拉雅后期从山前的四棵树凹陷运移上来的[7].20世纪50年代末在该地区钻探的托2、3、4、5,冒1、2及将1、5等浅井均在侏罗系见油花和油气侵.因此,托斯台构造群是油气勘探的重要方向.4.3北天山推覆体之下隐伏背斜构造带是油气勘探的远景方向目前已经在凹陷南部北天山推覆体之下发现了一些隐伏背斜构造线索.该构造带距离凹陷生烃中心较近,与其紧邻的托斯台地区地表及井下均见到良好表2 四棵树凹陷储集层综合评价表Table 2 Overall evaluation table of reservoirs in Sikeshu sag孔隙类型层位主 次 个别 孔隙度(%)渗透率(10－3μm2)评价塔西河组(N1t) 粒间孔粒内溶孔微裂缝20.7－23.821.9742.4－313199.8沙湾组(N1s)粒间孔微裂缝粒内溶孔20－28 100－1000高孔高渗好储集层安集海河组(E2－3a) 粒间孔界面缝微裂缝17－17.517.2531.58－55.943.7中孔中渗较好储集层紫泥泉子组(E1－2z) 粒间孔粒内溶孔界面缝微裂缝6.1－16.410.460.303－6.842.8低孔低渗较差储集层吐谷鲁群(K1tg) 粒间孔微裂缝 6.3－13.79.50.097－0.5840.23头屯河组(J2t) 粒间孔粒内溶孔胶结物内溶孔7.6－16.612.790.086－226.58中低孔中低渗中等储集层三工河组(J1s) 粒间孔粒间缝 5.2－5.75.40.0155－0.016八道湾组(J1b) 粒间孔微裂缝 6.11－12.299.580.431－6.3622.322特低孔特低渗较差储集层注:最小值－最大值平均值的油气显示,附近的泥火山现在仍有油气溢出,而在推覆体之下也可能发育有较好的侏罗—古近系有效烃源岩层,另外,该区喜马拉雅期断层较发育,有利于油气从凹陷深部垂向运移到浅部成藏,因此该区具有良好的勘探前景.参考文献[1] 高建华,夏代学,史建民,等.准噶尔盆地结构的石油物探综合解析[J].新疆地质,2003,21(2):167-176.探与开发,2001,24(2):38-42.[3] 况军.准噶尔盆地西南部构造特征及油气聚集分析[J].石油勘探与开发,1991,18(6):11-18.[4] 况军.准噶尔盆地四棵树凹陷油气生成、运移及聚集探讨[J]. 石油实验地质,1992,14(3): 272-281.[5] 况军,朱新亭.准噶尔盆地南缘托斯台地区构造特征及形成机制[J].新疆石油地质,1990,11(2):95-102.[6] 何钊.准噶尔盆地南缘西部油苗[J].新疆石油地质,1989,10(1):87-88.[7] 许春明,贺小苏,吴晓智,等.准噶尔盆地托斯台地区构造分析及油气勘探前景[J].新疆石油地质,1992,13(3):197-205.PETROLEUM GEOLOGY FEATURES AND PROSPECTING TARGETS OF SIKESHU SAG, JUNGGAR BASINZHUANG Xin-ming(The Institute of Geological Scientific Research, Shengli Oil Field Branch, Sinopec Corp, Dongying, Shandong257015,China)Abstract: The Sikeshu Sag in southwestern Junggar basin has gone through three evolution stages since Late Triassic. Two suites of source beds, the Jurassic coal measure strata and the dark mudstone of the Anjihaihe formation of Eogene, were developed and the Jurassic coal measure is considered as the major source bed in the area. The main prospecting target strata are the sandstone and glutenite reservoir rocks of the Taxihe formation and Shawan formation of Tertiary, the Anjihaihe formation and Ziniquanzi formation of Eogene, the Tugulu formation of Lower Cretaceous, and the Toutunhe formation of Middle Jurassic. The regional cap rocks are the mudstones of the Taxihe formation of Tertiary, the Anjihaihe formation of Eogene, the Tugulu formation of Lower Cretaceous, and the Sangonghe formation of Lower Jurassic. The threshold depth for oil generation (Ro=0.6%) of the major source rocks is about 5000 meter underground and the peak of oil generation and drainage was in Himalayan, which matched the trap-forming period of the sag. In Sikeshu Sag, the eastern zone of the Ai-ka structural belt, the Tuositai structural group, and the perdu anticline belt under the nappe of Northern Tianshan Mountain are the main targets for oil-gas prospecting.Key words:Junggar Basin; Sikeshu Sag;Petroleum geology features; Prospecting targets。
准格尔盆地知识点总结一、地理概况准格尔盆地位于中国内蒙古自治区东部，东临大兴安岭，西南靠达尔罕茂明安联合旗，是华北地区重要的开发潜力区之一。
盆地周边地貌多样，包括高山、丘陵、平原等，并且盛产资源，是中国西北地区最重要的煤田之一。
二、地质特点准格尔盆地是典型的盆地形成于中生代的岩盆地。
在地质构造上，盆地属北华西北陕深部拗褶构造区。
盆地内分布着多种地质构造形态，包括断裂、褶皱等，形成了多样的地貌景观。
三、气候特点准格尔盆地属于大陆性气候，年均气温较低，冬季漫长，夏季短暂，总体来说属于寒冷干燥气候，气候条件较为恶劣。
盆地内日照充足，但降水较少，蒸发量大，干旱天气较为普遍。
四、资源概况1.煤炭资源准格尔盆地是中国最大的煤炭资源基地之一，盆地内储量丰富，品质优良，主要分布在盆地西南部地区。
同时，盆地内还储藏了大量的页岩气和臭氧油矿资源，是中国西北地区重要的能源基地之一。
2.矿产资源盆地内还储藏了大量的金属矿产资源，包括煤炭、铁矿、铜矿、铅矿、锌矿等，资源丰富，并且品质优良。
3.水资源准格尔盆地内拥有丰富的地下水资源，水质纯净，是盆地内重要的水源补给地。
4.土地资源盆地内土地肥沃，适合农作物种植，同时还适宜林木种植和养殖业的发展。
五、环境保护与治理盆地内的工业活动对环境造成了一定的影响，而且盆地区域内的矿产资源开发也需要合理规划和管理，以保护盆地环境。
盆地内的环境治理工作需要加强，以确保盆地的生态环境能够持续稳定发展。
结语准格尔盆地地处中国北部地区，地理位置优越，资源丰富，是中国西北地区重要的煤矿资源基地和重要的农业产区之一。
在资源开发和环境保护方面，需要加强科学规划和管理，以实现资源的有效利用和环境的可持续发展。
同时，需要进一步加强对盆地内的科研力量和技术能力的支持，以推动盆地的经济社会发展。
希望准格尔盆地能够在科学规划和合理开发的基础上，实现资源的可持续利用，走向更加美好的明天。
准噶尔盆地基本石油地质特征简述1 油气勘探概况准噶尔盆地位于新疆境内，天山山脉和阿尔泰山脉之间，平面形态南宽北窄，略呈三角形，面积约131794km2。
准噶尔盆地的油气勘探大致可以分为5个阶段。
1）1909～1949年起步阶段。
1909年，新疆商务总局从苏联购进了一座挖油机，在独山子开掘油井，标志着新疆石油工业的开始。
1935年，新疆地方政府与苏联合作，组成了独山子石油考查厂，对独山子地区的石油进行了地质调查和钻探。
1936年10月，建立了独山子炼油厂。
1941～1942年，是独山子油田开采的旺盛时期，开始在背斜南翼钻中深井，到1947年，年产原油1391t。
1942～1 950年累计采原油11497t。
2）1950～1960年突破阶段。
1949年，新中国诞生，开始了新疆石油工业发展的新纪元。
1950～1954年，主要是集中力量勘探开发独山子油田，查明了上第三系褐色层及下第三系下绿色层的含油性，使原油年产量达到（4～5）×104 t。
1955～1956年，发现了克拉玛依油田，之后继续进行地质调查和地球物理勘探，同时钻探工作迅速发展，在克拉玛依～乌尔禾探区长130km、宽30km的范围内，部署了十条钻井大剖面，迅速地查明了克拉玛依大油田的范围，并发现了百口泉、乌尔禾、红山嘴及齐古油田。
同时还在盆地其它地区钻探了9口参数井和探井。
盆地探明石油地质储量由239×104t增加到24000×104t，原油年产量由3.29×104t增加到163.84×104t。
1950～1960年，累积产原油335×104t，其中1966年生产原油166×104t，占全国总量的1/3。
3）1961～1977年调整阶段。
由于勘探力量调出，盆地内勘探工作量急剧减少，其中5年未开展地震工作，主要围绕克拉玛依油区开展评价工作，于1965年3月首次在二叠系发现工业油气流。
准格尔盆地一西区克拉玛依组储层特征准格尔盆地一西区克拉玛依组是准格尔盆地的主要油气层系之一，储层发育较好，具有丰富的油气资源。
本文将针对准格尔盆地一西区克拉玛依组的储层特征进行详细介绍。
准格尔盆地一西区克拉玛依组属于古近系，主要发育在准噶尔盆地中北部和东南部。
储层岩性以沉积以及岩石组成特征为主要判断依据。
克拉玛依组含油气页岩是该储层的主要成因，主要由泥页岩、泥灰岩、泥质石灰岩、泥粉质白云岩组成。
储层岩相主要有页岩、致密沉积岩、泥粉质白云岩、泥岩等。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的储层孔隙结构较为复杂。
该储层主要孔隙类型有溶蚀孔、裂缝孔、小孔隙、口腺和裂缝孔洞型。
溶蚀孔是储层中主要发育的孔隙类型，主要是由于长期的溶蚀作用形成的。
裂缝孔主要是由于地壳遗构造而形成，对储层的孔隙性能起到重要的调节作用。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的孔喉性质较为复杂。
储层孔喉性质主要体现在孔隙度、渗透率和饱和度等方面。
孔隙度是指储层中孔隙所占的比例，对储层的贮藏能力起到重要的作用。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的孔隙度一般较低，大部分处于0.01-0.1之间。
渗透率是指流体在储层中传递的能力，受储层孔隙结构和孔隙连通性的影响。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的渗透率较低，大部分处于0.1-10mD之间。
饱和度是指储层中含有的流体占总孔隙体积的比例，对储层的有效储量和利用率起到重要的作用。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的饱和度一般较高，大部分处于40%-90%之间。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的储层孔隙度较高。
孔隙度是指储层中孔隙所占的比例，是评价储层储集性能的重要参数。
准格尔盆地一西区克拉玛依组的孔隙度主要受到岩性和成岩作用的控制。
孔隙度一般为10%-20%，偏高的部分可达30%以上。
准格尔盆地一西区克拉玛依组储层具有复杂的孔隙结构，主要孔隙类型有溶蚀孔、裂缝孔、小孔隙等，孔隙度较低，渗透率较低，饱和度较高，孔隙度较高。
这些特征对于油气的贮藏与运移起到了重要的控制作用，对勘探和开发具有重要的指导意义。
准格尔盆地一西区克拉玛依组储层特征准格尔盆地是中国西北地区的一个重要盆地，广泛分布着丰富的石油和天然气资源。
其中，准格尔盆地的克拉玛依组是盆地的重要沉积地层之一，其储层特征十分显著。
克拉玛依组主要储层类型包括泥质砂岩、砂岩和碳酸盐岩等。
其中，泥质砂岩储层广泛分布于克拉玛依组的上部，这一储层具有良好的孔隙和渗透性。
砂岩储层则广泛分布于克拉玛依组的中下部，这一储层的孔隙度和渗透率相对较高，具有较好的储层物性。
碳酸盐岩储层则常常分布于克拉玛依组的上部，这一储层孔隙度较小、渗透率较低，但具有较好的储集能力。
克拉玛依组储层的孔隙类型主要包括晶粒孔、连通孔、溶洞孔等。
其中，晶粒孔主要分布于砂粒中的颗粒间隙和砂粒内部，这一孔隙类型对于油气的储存能力较弱。
连通孔分布于砂岩和泥质砂岩中，是储层中最主要的孔隙类型之一，对于储藏和输导油气起到了重要作用。
溶洞孔主要分布于碳酸盐岩储层中，是常见的孔隙类型之一，尤其是在岩石经历了溶蚀或剥露作用之后，溶洞孔隙的体积和数量会大幅增加。
克拉玛依组储层的岩性特征主要包括岩石类型、厚度、组构等。
其中，岩石类型以沉积构造为主，泥质砂岩、砂岩和碳酸盐岩等都是比较常见的岩石类型。
厚度方面，克拉玛依组储层的厚度较大，常常在50米以上，部分砂岩储层甚至可以达到几百米的厚度。
组构方面，克拉玛依组储层的构造呈现出层状或斜层状的特征，常常具有丰富的横向变化，不同地层之间的差异较大。
总的来说，克拉玛依组储层的特征主要包括多类型的储层、多种孔隙类型和复杂的岩性组构等方面。
这些储层特征对于油气的储藏和开采具有重要的影响。
在今后的石油勘探和开发中，需要深入了解克拉玛依组储层的特征，优化勘探开发策略，最大化地开发和利用这一宝贵的能源资源。
准格尔盆地一西区克拉玛依组储层特征
准格尔盆地位于中国西北部，是中国重要的油气地质区之一。
准格尔盆地一西区主要包括克拉玛依组储层，下面将对克拉玛依组储层特征进行详细介绍。
克拉玛依组是准格尔盆地一西区地层中的重要储层，主要分布在准噶尔盆地和腹部凹陷等区域。
该储层的属于寒武系二叠统的砂岩、泥质砂岩、页岩等沉积岩。
以下是克拉玛依组储层的主要特征。
克拉玛依组储层具有较高的储集能力。
克拉玛依组泥质砂岩厚度较厚，孔隙度和渗透率相对较高。
研究表明，该储层中具有较多的孔隙工艺，包括溶蚀孔隙、胶结溶蚀孔隙和溶蚀胶结孔隙等。
这些孔隙工艺有助于提高储层的储集能力，提供了良好的储集空间。
克拉玛依组储层的孔隙结构复杂多样。
孔隙结构是储层评价中的重要指标之一，决定了储层的渗透性和储集能力。
克拉玛依组储层中的孔隙结构主要包括解隙、分隙、游离孔隙和卵石孔隙等。
这些孔隙结构的存在使得储层具有复杂的渗流路径，有利于油气的运移和储集。
克拉玛依组储层具有较高的孔隙度。
孔隙度是储层的一个重要参数，直接影响着储层的渗透性和储集能力。
研究表明，克拉玛依组储层的孔隙度普遍较高，平均在10%以上，最高可达到25%左右。
这种较高的孔隙度为油气的运移和储集提供了良好的条件。
克拉玛依组储层在准格尔盆地一西区具有较高的储集能力、复杂多样的孔隙结构、较高的孔隙度和较好的物性特征。
这些特征为油气的运移和储集提供了良好的条件，是油气勘探和开发的重要目标层。
