塔河地层特征
塔河地区位于塔里木盆地北部，构造单元主要在阿克库勒凸起，并包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。
塔河地区为一以大型奥陶系碳酸盐岩油藏为主的复合型油田。
主要目的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
阿克库勒凸起为由前震旦系变质岩基底上发育的一个长期发展的古凸起，发育震旦系至泥盆系海相沉积，石炭系至二叠系海陆交互相沉积，三叠系至第四系陆相沉积。
目前钻探揭示凸起主体部位自下而上发育奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系中统、塔河地区主要目的层系为三叠系、石炭系和奥陶系，其地质特征、岩性特征及电性特征简述如下：1．三叠系1．1地质特征塔河地区三叠系的顶界深度为4100—4290米，底界深度为4650—4830米，属陆相沉积，从北向南、从西向东具有加厚的趋势，与下伏古生代地层不整合接触。
下三叠统主要为灰绿、深灰色泥岩、灰色粉砂岩、砂岩，含孢粉、大孢子和轮藻化石及凝源类化石，厚度由北向南增加。
中、上三叠统包括三套由粗至细的旋回式沉积，每一旋回下部为辫状河三角洲砂岩、砂砾岩相，上部为浅-半深湖暗色泥岩相，部分地区为滨湖沼泽杂色泥岩相。
下旋回砂体以辫状河及三角洲平原相为主，中、上旋回三角洲平原与前缘砂体较为发育。
该层系是阿克库勒凸起主力油气产层之一。
1．2岩性及电性特征Ω·m，该系自上而下分三个组段：哈拉哈塘组、阿克库勒组、柯吐尔组。
（1）哈拉哈塘组（T3h）该组上部为一厚层深灰色泥岩夹灰色细砂岩，标志层夹在泥岩当中，下部为灰色细、中砂岩、杂色砾岩夹灰色泥岩。
下部砂岩体即为三叠系“上油组”Ω·Ω·m之间，自然电位曲线呈负异常，其数值在60-110mV之间,自然伽玛值相对于泥岩略低，数值约为50-75API，井眼较规则。
—Ω·m之间，自然电位呈泥岩基线，自然伽玛呈高值，数值为80API左右，井径略有扩径。
（2）阿克库勒组（T）2a上部主要以泥岩为主，夹有薄层砂岩，中部为一套砂泥岩互层，下部为一套厚层砂岩夹泥岩层。
Ω·m左右；自然电位呈泥岩基线；自然伽玛值略高于砂岩，响应值在60--85API 之间；井径扩径；声波时差值呈跳跃状，数值变化范围在70-120μs/ft之间。
中部泥岩层与上部泥岩曲线特征反映相近。
中部砂岩：为三叠系“中油组”，下部砂岩为三叠系“下油组”Ω·Ω·m之间，自然电位呈负异常，数值为70-110mV，自然伽玛数值在60-75API之间，井径规则。
）（3）柯吐尔组（T1kΩ·m之间，自然电位呈泥岩基线，自然伽玛值略高于砂岩，在70-100API之间，井径略有扩径，声波时差数值多在60--80μs/ft之间。
2．石炭系2．1地质特征石炭系在本区内的顶界深度为4650—4860米，底界深度为5290—5550米。
石炭系在塔里木克拉通内有广泛分布，在本区因受海西早期运动中，塔东部环形古陆形成和阿克库勒古凸起隆升制约，巴楚组下部下砂泥岩段的分布仅较下伏东河塘组略向东北扩大，但仍限于本区西侧S81、S93至T706井一线以西，T706-S79-S96井一线以南；上石炭统仅残存于本区东南，S32井至满参1井一带，阿克库木断裂构造带（轮南1、2井一带）以及轮南13井之北，石炭系全部缺失。
1)卡拉沙依组（C1kl）塔里木盆地卡拉沙依组是跨统的岩石地层单元，厚度总体由南向北减薄，可分为两个岩性段，即下部的上泥岩段（C1kl1）和上部的上砂泥岩段（C1kl2）。
上泥岩段（（C1kl1）在本区为一套潮上带泥坪沉积，岩性为灰色、褐色、褐灰色泥岩、粉砂质泥岩、偶夹灰色薄层粉砂岩，细粒岩屑砂岩，测井曲线上表现为自然伽玛高且变化小，电阻率低而稳定。
上砂泥岩段（C1kl2）区内该段主为一套潮坪沉积。
泥岩色杂，有灰绿、棕、紫等色，砂岩主为成份成熟低的岩屑长石砂岩，次为长石岩屑砂岩，砾岩多分布在本段上部。
上砂泥岩段是本区重要的含油气层段之一。
2)巴楚组（C1b）是本区石炭系最下部组级岩石地层单元，自下而上可包括下砂泥岩段（C1b1）、上泥岩段（C1b2）、双峰灰岩段（C1b3）等三个岩性段，总的属一套海岸上超沉积。
双峰灰岩段（C1b3）是可进行全盆对比的标志层，在全盆有广泛分布，岩性为两层浅灰、灰白色泥微晶灰岩夹一层泥岩，测井曲线上表现为两个自然伽玛低值和电阻率高峰。
有时“下峰”灰岩含石膏团块或全为石膏，当其相变为泥岩时“下峰”消失。
本段一般厚12～20m，相当稳定，最薄7mm。
塔指称本段为“标准灰岩段”。
2．2岩性及电性特征（1）卡拉沙依组（C1kl）该组段电阻率值明显高于三叠系柯吐尔组。
上部为大套泥岩，中部为砂泥岩略等厚互层段，下部为一大套泥岩。
Ω·m之间，最高可达20Ω·m；自然伽玛为低值30-45API左右；自然电位呈负异常，数值在60-90mV之间；井径数值较规则在12.0-13.0"之间；声波时差值为75μs/ft 左右。
Ω·m之间；自然伽玛曲线数值在45-75API之间，自然电位呈泥岩基线，井径扩径，数值多在13.0-14.5"之间；声波时差曲线数值多为55-85μs/ft之间。
）（2）巴楚组（C1b本组段顶部为双峰灰岩，中上部为一套膏盐岩层（有些井没有钻遇膏盐岩层），下部为一套泥岩,底部为一层砂砾岩层。
双峰灰岩：为该组段的区域性标志层，岩性为黄灰色泥晶灰岩夹灰色泥岩，上下峰均夹有膏岩。
测井曲线显示特征：低自然伽玛、高电阻率值，三条孔隙度曲线值接近理论灰岩值，井径较规则。
膏盐岩段：岩性为无色、红色盐岩夹灰、褐色盐质泥岩。
其曲线特征表现为：三条电阻率曲线数值相差巨大；自然伽玛相对低值；在15-50AP之间I；井径略有扩径；自然电位无异常；声波时差约在60-80μs/ft之间；泥岩段:岩性为棕褐色泥岩、膏质泥岩。
曲线显示:自然伽玛数值在30-100API之间，电阻率数值在2-9Ω·m之间，自然电位呈泥岩基线。
砂砾岩层：岩性为灰色、杂色砾岩。
曲线特征为：三条电阻率曲线呈微侵特征，深感应电阻率值在6-70Ω·m范围内，自然伽玛值在25-70API之间，声波时差值在50-65μg/cm3之间，中子值在3-14%之间。
3．奥陶系3．1地质特征奥陶系在本区内的顶界深度为5290—5550米，底界深度不祥。
（大部分井的奥陶系底界都未打穿）。
塔河地区奥陶系除上统桑塔木组有较多碎屑岩外，其余各组多为碳酸盐岩，但各组的岩石组合和沉积序列明显不同。
区内除蓬莱坝组较全外，其余各组均遭受不同程度剥蚀，残留分布从老到新、从南到北越来越少。
如果奥陶系钻遇地层较全，可揭示上统的桑塔木组、良里塔格组、恰尔巴克组；中统的一间房组；中下统的鹰山组。
3．2岩性及电性特征（1）桑塔木组（O3s）该组有较多的碎屑岩沉积。
岩石组合为灰绿、灰褐、深灰色泥岩、钙质泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩夹灰岩不规则薄层。
灰岩成分主要为灰、褐色砂屑灰岩、鲕粒灰岩、生屑灰岩、泥微晶灰岩。
下部灰岩不规则薄层厚度大、夹层多，上部灰岩夹层厚度、层数减少。
该组的测井曲线分特征：自然伽玛、电阻率曲线均呈锯齿状。
灰岩夹层自然伽玛值低、电阻率值高，泥质基质则相反。
储层段的自然伽玛曲线数值多在20-65API之间；中上部感应值多在18-70Ω·m之间，下部侧向值在280-700Ω·m之间；井径较规则，三条孔隙度曲线与非储层段相比有较明显的增大变化。
非储层段：自然伽玛数值较高，多在90API 左右，双侧向曲线数值明显低于储层段，数值基本重合在7-15Ω·m左右，与泥岩层电阻率相近，井径较规则。
（2）良里塔格组（O3l）该组岩石组合为灰、灰白色藻灰岩、藻砾屑灰岩、生物屑灰岩、微晶灰岩，灰岩多已重结晶，含灰绿色泥质条纹。
厚度最大可达100m以上。
该组灰岩自然伽玛曲线呈低值箱形，与上、下各组泥质含量较高的自然伽玛（高值）曲线有较大差异，极易识别。
测井曲线特征：自然伽玛数值在20-45API之间；双侧向曲线数值与纯灰岩相比较低，但又明显高于泥岩层，曲线基本重合，数值多在20-200Ω·m之间，井径较规则，数值在7.0"左右，三条孔隙度曲线变化较小：声波时差数值在50-60μ3左右。
（3）恰尔巴克组（O3q）该组下部为浅灰、灰色含泥纹泥微晶灰岩，岩性均一，底部多见海绿石，厚十余米。
上部为灰、灰绿过渡为紫红色瘤状灰岩，顶部泥质含量增加。
该组测井曲线十分有特征，明显区别于奥陶系其它组段，自然伽玛曲线在底部附近多有一个指状尖峰（高值）。
上部灰岩段呈明显的驼峰（高值），电阻率曲线也呈明显的驼峰（低值）。
测井曲线显示：该段上部为以三高（高伽玛、高声波时差、高中子值）二低（低电阻率、低密度）为特征的瘤状灰岩；下段泥晶灰岩特征为：即低自然伽玛、高电阻率（双侧向曲线重合）、三条孔隙度曲线常为灰岩骨架值。
（4）一间房组（O2yj）该组自然伽玛曲线呈低值箱形。
部分钻井电阻率较高,具高阻特征; 部分钻井电阻率曲线有两个旋回式变化。
该组与上覆恰尔巴克组的界线在测井曲线上较易识别，恰尔巴克组自然伽玛曲线在底部附近多有一个指状尖峰（高值）。
一间房组顶部为粒屑灰岩或海绵礁灰岩，恰尔巴克组底部为含泥质纹层泥微晶灰岩。
该组岩性主要为黄灰色泥晶砂屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、泥晶灰岩、泥晶生物屑灰岩。
测井曲线显示：该组除顶部自然伽玛值略高为10-32API外，其余均为低值小于15API，非储层处：电阻率数值较高，曲线有重合趋势，孔隙度曲线变化不大，基本为灰岩骨架值。
储层处：双侧向曲线数值明显降低，且幅度差较大，深、浅侧向电阻率多在100-800Ω·m之间，三条孔隙度曲线较非储层处有变化，声波时差值在50-53μ3之间，中子值在0.3-2%之间。
（5）鹰山组（O1-2y）岩性主要为黄灰色泥晶灰岩为主，夹泥晶砂屑灰岩、白云质灰岩。
下段自然伽玛曲线呈低值箱形,其值较鹰山组上段略高。
电阻率曲线呈剧烈起伏的锯齿形。
测井曲线特征:该组段自然伽玛为低值，非储层处：电阻率数值较高，三孔隙度曲线变化不大，基本为灰岩骨架值。
储层处：双侧向曲线数值与上下围岩相比有明显降低，曲线幅度差较大，深、浅侧向电阻率多在40-200Ω·m之间，孔隙度曲线有变化，声波时差值为50-52μ3，中子值为0.5-2.5%。
塔河油田二叠系火成岩地层钻井提速增效措施研究
一、塔河油田二叠系火成岩地层地质概况作为海西构造运动产物，塔里木盆地塔河油田广泛分布二叠系火山岩地层，一般由灰黑色的玄武岩、白灰色的凝灰岩和灰绿色的英安岩组成，常与上、下部地层不整合接触。
其中的凝灰岩是一种火山碎屑岩，成分主要是火山灰，外貌疏松多孔隙，粗糙，遇水后迅速膨胀、崩解；玄武岩属于基性喷出岩，其气孔及杏仁构造玄武岩是喷出岩所特有的，气孔充填物一般为方解石、蛋白石、绿泥石等，在钻井过程中极易发生漏失；英安岩为中性火成岩，具有斑状结构，斑晶主要为斜长石，大部分英安岩裂缝、孔隙发育。
由于岩石性质和构造决定了其地层岩性特点是硬、脆、易坍塌、掉块、稳定性差。
二、二叠系常规钻进方法存在的问题塔河油田二叠系厚度从几十米到几百米厚度不等，最长井段达五百多米，给钻进施工带来了困难对布置井位、井身结构和钻井周期造成很大的影响。
在塔河油田钻遇二叠系火成岩地层的井，多采用四级井身结构（直井），如10区、11区、12区、托普台地区等。
钻进过程中主要存在以下技术难点；（1）地层岩性为英安岩、玄武岩、凝灰岩，层厚从几米到几百米不等，破碎带、裂缝发育，地层压力一般1.21～1.23g/cm3左右，且坍塌压力不好掌握，地层极易坍塌、掉块、漏失（属于裂缝性漏失，严重时往往失返），稳定性差，钻进中埋钻、卡钻风险较大；（2）地层以火成岩为主，其岩性特点是硬、脆，机械钻速低且对地层钻头损伤较大，导致钻井周期增长；（3）二叠系平均埋藏深度4600-5600m左右，井段深度较深，井底为高温高压环境，对泥浆性能要求比较高；（4）由于该二叠系地层（一般上部为英安岩，中下部为玄武岩），易垮塌和漏失，在固井施工中易出现严重漏失，难以保证固井质量。
三、钻井提速增效措施针对二叠系火成岩井段长，容易产生掉块、应力坍塌，同时存在裂缝发育导致严重漏失，邻井在钻井、固井过程中均出现较大漏失，掉块卡钻和井漏风险比较大。
参考邻井实钻资料，尝试、探索使用低密度钻井液钻穿二叠系地层。
塔河油田油气地质特征2
油砂7.15米,油浸18.39米,油斑6.16米, 油迹0.76米
测井:油气层16.5米,油水同层27米
二、油气勘探成果
T728、S99井区为区域构造低部位背景下的构造型油气藏，而T727、
S102、S108、S98井等钻遇的为大型地层—构造—岩性复合型油气藏。 S
N
S98
S102
S108
T727
5851-5859.39m井段DST测 试 ，折日产液1.15m3 ，折算 日产水12方.结论:水层
沙99井东河砂岩岩芯照片
8 回次取芯，含油粗砂岩
11回次取芯，浅灰色粉-细砂岩，发育浅绿 灰色泥质条纹，无显示
11回次取芯，含稠油中粒石英砂岩
10回次取芯，褐色油浸细粒石英砂岩，发育 粉砂质层纹（无显示）
T
C1kl
S-D
O3
O1-2
三、综合研究成果
塔河油田油藏剖面图（EW）
E
C1kl D3d
T O1
O2+3 O2+3
奥陶系碳酸盐岩岩溶储集体以及石炭系海岸潮坪－障壁坝、扇三 角洲相砂岩储集体、三叠系辫状三角洲相砂岩储集体与其上覆盖层 组成较好储盖组合，提供了形成大型复式油田的有利储集空间。
三、综合研究成果
沙76 沙86
位于塔河油田西南部的S76井 于2000年7月18日完钻。 9月 21日对奥陶系底部井段射孔酸 压日产油96方，含水60%。
OO2-33
O 1+2
2002年以来，部署在桑东地区 的沙96、101井相继在奥陶系 获得油气突破，发现9区奥陶
系油气藏
沙96
沙101
对 奥 陶 系 中 统 5700-5782 米 酸 压 ， 日 产 凝 析 油 19.2 方,天然气9.2万方。
塔河油田于奇6井地层特征分析
接触。
ｌ 奥 陶系 下统蓬 莱坝 组（ ） 层特 征 ０Ｐ地
科技情报开发 与经济
文 章编 号 ：０ ５ ６ ３ （０ ２ １— １４ ０ １０ — ０ ３ ２ １ ）６ ０ ３ — ３
Ｓ Ｉ Ｅ Ｈ Ｉ Ｆ Ｒ ＴＯ Ｅ Ｅ Ｏ Ｍ Ｎ Ｃ— Ｃ Ｏ ＭＡ Ｉ Ｎ Ｄ Ｖ Ｌ Ｐ Ｅ Ｔ＆Ｅ Ｏ Ｏ Ｙ Ｔ Ｎ ＣＮ Ｍ
２１年 ０２
第 ２ 卷 第 １ 期 ２ ６
色 白云岩 。该特征为判断奥陶系下统蓬莱坝 组与寒武 系上统下
丘里塔格群界线的重要标志 。
１ 电性 特 征 ． ２
为井 控程度 、 油藏基础研究 、 储量计算和下步勘探方案 的制 订提
供 基 础 资料 。
该段 电阻率 曲线呈高阻特征 ； 对应 的密度高值也 较多 ； 自然
伽玛值也较 上部鹰 山组有 明显增加 ，基 本上都是 由于铀 高引起
（ ） 段 ７ ６ ． ～ ２ ． 视 厚 度 １２Ｏ １井 ６Ｏ ｍ ７２ ８ ０ｍ， ０ ０ Ｏ ６ ． ｍ。中上 部 以 ０
灰 白和浅灰色 中晶白云岩 、粗一 中晶白云岩 、细晶 白云岩为 主 ， 中一 细晶白云岩次之 ，泥质不等 品白云岩 、含 泥质 细～ 中晶 白云 岩 、 中晶 白云岩 、 一 细一 粉 细晶 白云岩 、 粉 晶 白云岩 少量 ； 细一 下部 为深灰 和灰色细 晶白云岩 、 细晶 白云岩。 中一
于奇 ６ 井位 于新疆塔里 木盆 地塔 河油 田于奇东 三维地震 工 区 ，是中 国石化集团西北分公司为了探索该地 区石 炭系巴楚组 和 中一 下奥陶统储盖组合 的含油气性 ， 揭示 于奇 三维工区寒武系 深层 “ 楔形 体” 的地质属性 、 储集性能 、 含油气性 等而部署的一 口 重点探井。 该井 于 ２ ０ ０ ７年 ｌ ２月 １ ３日开钻 ，０ ８ ９月 ２ 完 ２０ 年 ０１ ３ 钻， 设计井深 ７６ ０ ０ｍ， ０ ． 完钻井深 ７５ ０Ｏ Ｏ １ ． ｍ。通过于奇 ６ 的 ０ 井 综合 录井 、 测井 ， 目的层 段古生界 奥陶系下统蓬 莱坝组 、 对 寒武 系上统 丘里塔 格群的岩性和电性 特征 分析 ，揭示奥 陶系下统蓬 莱 坝组 、 寒武系上统丘里塔格群 的地质属性 ， 通过剖析其地层 特 征， 为深化研究 该 区寒武 系建隆体 的发育特征 、 储集特性 ， 同时
塔河地区地质简表和地质特征
该组GR呈低值箱形。部分井Rt较高,具高阻特征; 部分井Rt有两 均为低值小于15，非储层处：Rt数值较高，曲线有重合趋势， 储层处：双侧向曲线数值明显降低，且幅度差较大，深、浅侧
储层处：
双侧向数值与上下围岩相比有明显降低，曲线幅度
部
下 鹰山组 界 系 统
储层处：双侧向曲线数值明显降低，且幅度差较大，深、浅侧 向电阻率多在100-800Ω ·m之间，三孔隙度较非储层处有变 化，AC50-53，密度2.60-2.71，中子0.3-2 600-900 岩性主要为黄灰色泥晶灰岩为主，夹泥晶砂屑灰岩、白云质灰非储层处：Rt较高，三孔隙度变化不大，基本为灰岩骨架值 。 岩。下段GR呈低值箱形,其值较鹰山组上段略高。电阻率曲线 储层处： 双侧向数值与上下围岩相比有明显降低，曲线幅度 呈剧烈起伏的锯齿形。该组段GR为低值， 差较大，Rt40-200，孔隙度曲线有变化，AC50-52，密度值 2.62-2.7，中子值0.5-2.5。 250-400 浅灰色白云岩，灰质白云岩夹白云质灰岩。
中 系 统 沙良
下部为一套厚层砂岩夹泥岩层，其砂岩为三叠系“下油组” 砂岩：Rt呈高侵 深0.5-2 中0.6-3.4 SP 70-110 GR 60-75
T1K
40-120 该组段为一大套泥岩夹细砂岩
P2kp 西南 0-193
地 界 系 统 上 群 组 小海子 卡拉沙依 石 下
层
分 视厚 (m) 代号 布 C2X 东南 0-132 C1kl
N1k
全
1089 棕、棕褐、褐棕色泥岩粉砂质泥岩与棕灰、浅灰色细砂岩、粉
砂岩岩、泥质粉砂岩略等厚-不等厚互层，以泥岩为主， 下部砂层增多。
N1j E1s E1-2km
857 蓝灰色泥岩：泥岩夹粉砂岩、泥质砂岩，底部夹含膏泥岩
塔河油田地层简表
塔河油田地层简表塔河油田地层简表地界系第四系新上新统库车组康村组吉迪克组统层群系组统代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩性描述灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。
黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。
浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。
上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。
棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。
棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。
上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。
棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。
棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。
浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。
灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。
（1）T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。
1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系T-Ⅰ砂组。
（1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。
3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。
2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。
深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。
深灰色、灰绿色英安岩。
底部为灰黑色玄武岩。
（1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。
为卡拉沙依组砂泥岩互层段。
1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。
为上泥岩段。
（1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ：棕褐色、灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩，即“下泥岩段”；1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层，即“砂泥岩互层段”。
塔河油田油气地质特征1
塔河油田油气地质特征一、基本情况与勘探历程二、油气勘探成果三、综合研究成果四、勘探技术方法五、“十五”后期规划部署六、存在问题与攻关目标1.历史沿革1978年5月，原国家地质总局在第一普查勘探大队的基础上组建“新疆石油普查勘探指挥部”，由青海迁入新疆。
1983年改名为地质部西北石油地质局。
1985年地矿部党组决定依托西北石油地质局成立“地矿部塔北油气勘查联合指挥部”。
1997年1月中国新星公司成立,变更为中国新星石油公司西北石油局。
中国新星石油公司整体并入中国石化集团后的发展2000年中国新星石油公司整体并入中国石化集团后，李毅中总经理、牟书令副总经理等集团公司领导十分关心西部油气勘探开发和西北石油局的发展，多次来新疆视察指导工作。
2001年重组改制为新星西北分公司和新星西北石油局。
2.油气勘探历程及主要成果准噶尔盆地主战场---塔里木盆地吐哈盆地1978年进入新疆，探区遍及新疆各盆地奇克里克侏罗系油气藏，形成了塔里木盆地山前坳陷油气勘探第一次热潮。
塔河油田（4）1997年塔河亿吨级海相整装油田的发现和1998年克拉2千亿方级陆相大气田的发现，标志着塔里木盆地油气勘探进入了新的阶段。
克拉2气田⑵1977年柯克亚第三系凝析气藏的发现，又一次掀起中新生界油气勘探高潮。
（3）1984年沙参2井奥陶系获高产油气流，开创了塔里木盆地海相古生界找油的新领域，为我国油气勘探战略西移提供了依据。
迎来了地矿、石油系统大规模勘探会战局面。
沙参2井1984年9月22日于井深5391米奥陶系白云岩中获日产油1000方,天然气200万方,发现雅克拉凝析气田.沙参2井在海相古生界的重大突破，拉开了塔里木盆地新一轮大规模石油勘探开发的序幕；为国家制定“稳定东部，发展西部”油气资源战略提供了重要依据。
迄今已发现了雅克拉、塔河等21个油气田(藏)，探明油气田(藏)15个，探明储量3.28×108t油当量(石油2.68亿吨，天然气600亿方)，雅克拉气田塔河大油田桑塔木油气田阿克库木油气田阿克库勒油气田东达里亚油气田西达里亚油气田巴什托油气田亚松迪气田丘里气田大涝坝气田轮台气田3.基本情况雅克拉—轮台地区油气勘探项目塔河地区油气勘探项目巴楚—麦盖提地区油气勘探项目塔中地区目前中石化西北分公司主要在盆地的5个二级构造单元进行油气勘探，即库车坳陷的东南部，沙雅隆起的雅克拉、阿克库勒凸起，巴楚隆起的西北部和麦盖提斜坡的北部。
黑龙江省塔河县宝兴沟金矿地质特征及找矿方向浅析
黑龙江省塔河县宝兴沟金矿地质特征及找矿方向浅析黑龙江塔河县宝兴沟金矿的地质特征与矿产分布存在很大的联系，地质特征是确定找矿方法的基础，通过对宝兴沟金矿床地质特征及其矿体产出规律进行分析，总结了地层、构造、岩浆对成矿的控制作用，为本矿床深部探矿提供了依据。
因此，本文以黑龙江省塔河县的宝兴沟金矿为研究对象，分析该矿的地质特征及找矿方向。
标签：宝兴沟金矿地质特征找矿方向宝兴沟金矿是近期发现的新矿床，并没有达到深层次、成熟化的开采，需根据宝兴沟金矿的地质特征及找矿方向，拓宽资源开采的范围，同时为类似的矿床开采提供找矿经验。
宝兴沟金矿的地质特性和找矿方向，能够在很大程度上提升矿床开采的效益和效率。
1区域地质概况黑龙江省塔河县宝兴沟金矿的区域地质具有显著的特点，重点在地层、构造及岩浆岩方面对其进行分析，如下：1.1地层宝兴沟金矿区域位于大兴安岭—内蒙地槽褶皱系，黑龙江拗陷腰断陷南缘与十八站隆起北缘交接的地带，由于宝兴沟金矿所处区域的地层出断裂，褶皱发育较快，部分矿脉已经露出地层，主要有侏罗系、白垩系和第四系。
分析如：（1）侏罗系处于中北部，矿床厚度达8835m，可以分为下中统绣峰组、中统二十二站组、中统额木尔河组和上统开库康组；（2）白垩系可以分为下统木端组、下统上库力组、下统下亮子九峰山组和下统下亮子组；（3）第四系属于全新统类型，涵盖物质有：砂砾、粘土等。
1.2构造宝兴沟金矿内的构造基本是断裂，具有有绥安站-十五里桥段、依西肯—二十站断裂，矿床地貌受到断裂的影响，水系与构造分布为主，仅在断裂的两侧表现出不同，如：南侧是二十二站组，北侧是额木耳河组。
1.3岩浆岩宝兴沟金矿区域内的岩浆岩，以岩株的状态存在，在西南部、北部较为常见。
岩浆岩的类型诸多，如：花岗细晶岩、长斑岩等，脉岩的分布于成矿有明显的关系。
2成矿条件宝兴沟金矿具有优质的成矿条件，表现在地层与构造两个方面。
分析具体的成矿条件如下：2.1地层条件宝兴沟金矿地层条件的优势体现在Au地球化学场的理论基础上，促使宝兴沟具有非常好的成矿条件[1]。
塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及其控制因素_李永宏
文章编号:1001-6112(2004)01-0017-06塔河油田石炭系卡拉沙依组储层特征及其控制因素李永宏,闫相宾,张 涛,张生根,刘 文(中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)摘要:石炭系卡拉沙依组是塔河油田的重要储油层系。
储层发育程度是油气富集的关键因素之一。
控制储层物性的主要因素是沉积相,沉积微相不同,成岩作用不同,储层物性不同。
辫状河三角洲分流河道及厚层潮道砂体的岩性为中—粗砂岩,粒间孔及残余粒间孔发育,砂体物性好。
辫状河三角洲前缘河口坝、河道间砂体、潮间带砂坪、砂坝及薄层潮道砂体的岩性以粉—细砂岩为主,储层物性差。
本区砂岩总体上属低—中孔、低—高渗型储层,且以中低孔、中低渗为主。
纵向上卡拉沙依组可分为5个砂层组,Ⅰ、Ⅱ砂层组及Ⅲ砂层组下部物性较好;横向上3区、4区、6区为有利及较有利储层发育区。
关键词:沉积特征;成岩作用;储层特征;储层评价;石炭系卡拉沙依组;塔河油田中图分类号:TE122.2 文献标识码:A 塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南斜坡。
区内石炭系是在海西早期古风化剥蚀地貌基础上形成的海陆交互相地层,按岩性划分为4段,自上而下为:卡拉沙依组沙泥岩段及上泥岩段、巴楚组双峰灰岩段及下泥岩段。
卡拉沙依组砂泥岩段由不等厚互层状的砂岩、泥岩组成,厚度由东南向西北逐渐变薄。
这套砂泥岩段是塔河地区石炭系的主要含油气层段,在塔河油田1区、3区、6区均获得工业性油气流。
塔里木盆地石炭系卡拉沙依组一般储层物性较差,除塔河油田外,盆地其它地区均未获得工业性油气流,这与塔河油田特殊的沉积和成岩特征有关。
1 石炭系卡拉沙依组沉积特征1.1 储层岩石学特征卡拉沙依组砂泥岩段的砂体以粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩和含砾砂岩为主,颜色主要为灰白色和灰色,单层厚度一般在2～6m 之间,最大厚度22m 。
砾岩及砂砾岩单层厚度一般为0.02～0.2m ,多为砂岩间的夹层,少数与砂岩组成正粒序或反粒序,与泥岩的突变接触关系常见。
塔河油田油气地质特征3
6 上奥陶统桑塔木组
中上奥陶统良里塔格组岩溶 塔河油田南部
缝洞储集体
7
中上奥陶统良里塔格组致 中上奥陶统良里塔格组岩溶 塔河油田南部
密灰岩
缝洞储集体
三、综合研究成果
塔河油田奥陶系储盖组合示意图
塔河油田主体
三、综合研究成果
塔河油田油藏剖面图（EW）
T
C1kl
D3d S
O2+3 O1
下石炭统巴楚组下泥岩段与下奥陶统岩溶储集体形成的储盖组合，是塔河 油田最主要的储盖组合类型。形成的地层不整合-古岩溶圈闭，是塔河油田 的重要圈闭类型之一
藏阶段
海西晚期运动—第一套 区域盖层形成，主要成
藏阶段
海西早期—奥陶系碳酸 盐岩岩溶型储层形成
三、综合研究成果
紧邻生油坳陷，是油气运聚的长期指向区。
A
A′
轮南油田位置
塔河油田位置
多期构造运动形成的T 0、T 0、
5
6
T 0等不整合面，为油气运移聚 7
集提供了通道
两 三两 三大大不不整整合合，，三四三四个个构构造造层层
溶蚀缝
TK407井高角度裂缝充满原油
构造缝
T403井高角度构造溶蚀缝 半充填状充满原油
T401井网状构造溶蚀 裂缝充填原油
三、综合研究成果
黄灰色泥微晶灰岩两组裂缝、局部壁生粒状亮晶方解石、充填 原油 S67井 5665.49~5665.68米
X形剪切缝的左侧缝
通过岩性观察描述结合成像测井研究裂缝的发育层位及 发育的方向
成熟度 较低 中等 较高
高 含烃（天然气）
塔河油田油气成藏期次划分图
三、综合研究成果
西北部烃类包体相态简单，色调 深，均一温度较低，属早期成藏。
天山南塔河油田地层简表
南部
克兹尔塔格D1-2k
0~227
棕红、红棕色细粒岩屑石英砂岩、石英砂岩夹紫红色粉砂岩。
滨海-陆相
南缘
志留系
依木干它乌组S1-2y
0~390
上砂岩段：以紫红、红、浅灰色细砂岩为主，夹紫红色泥质粉砂岩。
红泥岩段：紫红色泥岩为主，夹粉砂质泥岩、粉砂岩。
南缘
塔塔埃尔塔格组S1t
台地浅滩-滩间局部建藻礁或藻丘，为奥陶系最后的碳酸岩台地沉积。
南部
恰尔巴克组O3q
0~25
上段：棕红色泥岩、瘤状灰岩，瘤体为泥微晶灰岩，其间为灰绿、紫红色泥质或粉砂质条纹、条带。上部伽玛突升与上伏O3l底部低伽玛微晶或重结晶形成极明显幅差。
下段：为暗棕色灰质泥岩夹浅灰色泥质灰岩，含丰富介壳（毫米级、絮状分布），底部多见海绿石。其底部含泥质纹层泥微晶灰岩，自然伽玛多有指状尖峰与下伏O2yj顶部区别。
0~193
灰黑色巨厚层状安山岩、褐灰色凝灰岩夹灰黑色玄武岩、流纹岩。
西南
石
炭
系
小海子组C2x
0~132
灰白、黄灰色泥微晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶砂屑灰岩（残存本区南部、塔河以南至草湖）。
开阔海、浅海台地相
东南
卡拉沙依组C1k1
370~570
砂泥岩段：灰、棕、褐色泥岩与灰白色砂岩、粉砂岩呈薄互层（上部分布砾岩）。是本区重要含油气层。自上而下分Ⅰ~Ⅳ砂组。
176~298
自下而上为二个由粗→细的旋回组成，旋回下部为砂砾岩、含砾砂岩、细一中砂岩夹薄层深灰色泥岩，旋回上部为深灰、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩夹薄层细砂岩。
全区
柯吐尔组T1k
40~120