是的。激素脸需要爆发出来，将激素排出皮肤才能好转的。改善激素脸首先要停用激素类产品，而且做好防晒，同时选择专业的修复产品，做好日常护肤。
激素依赖性皮炎，不管怎么样，都是需要爆发出来，将激素排出皮肤才能好转的。可能很多人换了激素依赖性皮炎后，一开始什么产品都不用，让皮炎自然发作。这种自然排毒的方法是无法将皮肤内的激素毒素排干净的。残留的毒素依然可能会刺激皮肤，产生新的毒素。当积累到一定量时，激素依赖性皮炎会再次爆发。因此，必须要通过使用专业修复肌肤屏障的产品，配合内调外养辅助治疗等正确治疗方法，才能完全摆脱激素脸的困扰。
改善激素脸的方法：
选用专业的修护产品，修护受损的肌肤屏障，屏障修护好了，受损的组织和功能也就得到了恢复。出现激素脸的症状后就要停止使用当前的药物或产品。
不管你的肌肤是何种类型，要正确的洁面，尽量使用温和类型的洁面产品，例如泡沫较少的啫喱状洁面，一定要避免强力控油清洁的泡沫型洗面奶，皂基类洁面产品、手工皂等也要尽量的避免。
辛辣刺激的东西、肉类、海鲜、胡椒、大蒜等都先忌口，避免刺激皮肤。遵守睡眠休息时间，不要熬夜。多吃水果蔬菜，补充维生素，提高身体免疫力。
该旋扭构造位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段的阿克库勒凸起上，形成于海西期，由2个旋回构造带和旋涡组成，它对本区油气田分布起重要控制作用（图5-3）。
521 阿克库勒旋扭构造形成
5211 震旦纪—中奥陶世
克拉通盆地沉积了一套浅海相碳酸盐岩，本区构造活动较弱。中奥陶世末期发生了南北挤压作用，使本区开始出现隆起显示并产生了阿克库木断裂带及桑塔木断裂带。
5212 晚奥陶世—志留纪
塔里木台地处于挤压环境中，在挠曲盆地发育时期，形成阿克库勒北东向背斜型凸起，同时阿克库木和桑塔木断裂再次抬升活动，并使本区遭到强烈剥蚀作用。
5213 泥盆纪
由于区域挤压应力持续作用，使本区再次抬升，断裂活动加剧，阿克库木和阿克库勒断裂产生两个背冲型断裂构造带。
5214 石炭—二叠纪
早中石炭世随着台地伸展沉降，本区开始接受沉积，形成一套浅海相碳酸盐岩。晚石炭世再次抬升，缺失上石炭统。早二叠世，本区也发生火山喷发活动，堆积一套火山碎屑岩地层，晚二叠世又再次抬升遭受强烈剥蚀。此间阿克库勒旋扭构造基本定型（图5-4）。
图5-3 塔里木盆地北部塔河油气田及周缘油气田分布示意图
图5-4 阿克库勒凸起海西晚期断裂体系图
5215 印支—燕山期
本区构造活动很微弱，三叠系全面覆盖在各时代地层之上。阿克库木断裂带和桑塔木断裂带仍有活动，局部切穿三叠系。
5216 喜马拉雅期
本区伴随着盆地沉降接受了新生代沉积，整体转化为北倾斜坡状态（表5-4）。
表5-4 塔河油田钻井揭示地层简表
续表
522 构造体系控油作用
阿克库勒旋扭构造控制油气田分布，目前已发现的油气田中，一是分布在外旋回层的阿克库木构造带，如轮南油气田；二是分布在第二旋回层的阿克库勒构造带中，如阿克库勒油气田及达里木油气田等；三是分布在旋涡油气聚集区内的塔河油田（图5-5）。
上述油气田其油源岩均为寒武—奥陶系，经长期生排烃，油气沿区域性不整合面和旋扭断裂运移聚集成藏。油气分布在奥陶系、泥盆系、石炭系及三叠系储层中。以塔河油田为例概述如下：
塔河大油田位于沙雅隆起阿克库勒旋扭构造体系的内旋回层。
1984年9月沙参2井实现奥陶系油气田首次重大突破后，原地矿部为迅速扩大战果，于1985年初，决定从下属石油局系统的6个地区局，调集了6000人精干队伍到塔里木盆地进行空前规模的联合勘探，接着在3×104km2的沙雅隆起范围内，在的不同区块、不同构造、不同层位、不同类型圈闭中连获突破。与此同时，在阿克库勒凸起上的阿克库木第一旋回构造带中的S9井、第二旋回构造带的S14井、S17井、沙18井，均在奥陶系获高产油气流，多兵团联合攻关，团结奋斗的精神，令人振奋。
1990年10月在内旋层的艾协克构造（塔河3区）设计了S23井，于古生界石炭系试获高产油气流（塔河大油田第一口发现井），并于奥陶系中统一间房组生屑灰岩、砂屑灰岩中见多层良好油气显示，并见原油外渗，显示层累计厚度达100m余，经测试，因工艺技术不到位，只出少量轻质原油。后经反复研究，于1998年又在本井奥陶系油气显示层进行酸压测试，获日产原油80t。1991年又在本区桑塔木构造上设计了S29井，该井于三叠系获高产油气流（为塔河大油田第二口发现井）。1996年初，根据新三维地震成果，部署S46井、S47井和S48井及评价井，在1997年各井先后于奥陶系及石炭系均获高产油气流。特别是S48井只打穿中奥陶统一间房顶部古风化面7m发现强烈井涌后，进行测试，日产油570m3、天然气15×104m3，该井3年累计产油50×104t，创造国内古生界稳产高产新纪录，号称“王牌井”。由此，发现了我国第一个古生界大油田——塔河大油田。
该油田于2008年获得探明储量95×108t油当量，三级储量95×108t，年产石油600×104t。预计2010年获得新探明储量10×108t，年产油气1000×104t油当量，建成特大油气田。
5221 油田区断裂体系
（1）NNE向纵张性断裂系
其走向在NNE20°左右，实际测量在N15°～30°E间，往往与同一走向的背斜褶皱相伴，早期表现为纵张性破裂面，在挤压应力持续作用下，最终表现为压扭性逆冲断裂。
（2）NNW向压扭性断裂系
走向在NNW345°左右（N340°～350°W），是凸起西翼最强的一组破裂面。
S99—T802、S91—T737：北两组北北西向断裂构造带。延伸长度1km至89km不等，最大垂直断距一般为5～10m，其水平位错较大，其形成及主要活动期为加里东中期；中北部与西侧8条断裂错断，说明在海西早期、海西晚期还有活动（沿此带以西P1火山岩厚度较大，反映它们曾经为岩浆活动与火山喷发提供通道），断裂长一般12～35km不等，断距多在5～10m。
（3）NEE向压扭性断裂系
该断裂系是在与NNW向压扭性断裂组成共轭的一组破裂面的基础上发展起来的压扭性断裂，走向NEE55°左右（N55°～70°E），分布于油区西北与东南部。
由6条（F21—F25、F56S）NEE向断裂组成，走向N60°～70°E，延长15～85km不等，垂直断距10～30m，错断。如前述，这一断裂带对O3l沉积相展布起控制作用（图5-4）。
（4）棋盘格式断裂组合
由NNW、NEE共轭扭断裂共同构成的断裂组合，在S94至S74井间最为清晰，包括NNW向的13条小断裂，长1～4km不等，断面平直，最大垂直断距5～10m，水平错位要大些，错断或仅断开；NEE向组有两条较清楚，分别长46km和136km，垂直断距5～10m，错断，反映该组在海西早期仍有活动。
断裂不但是古岩溶发育的重要因素，更是油气运移和聚集的通道和场所。
5222 古岩溶储集体发育特征
油田区发育3组断裂：NNW向压扭性逆冲、NNE向张扭性及NEE向扭性断裂。这些断裂系统对奥陶系古岩溶的形成及油气运移和聚集起了重要作用。
塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩储层的基质孔隙度低、渗透性差，难以构成有效储集空间，但溶蚀孔洞和裂缝非常发育，它们构成了储层的有效储渗空间。碳酸盐岩中的孔、洞、缝以不同的组合形式构成四类储集体：裂缝型、孔洞—裂缝型、裂缝—溶洞型和生物礁（滩）孔隙型。特别是裂缝—溶洞型储集体发育大型洞穴和裂缝，大型洞穴的储集空间巨大，而裂缝对沟通洞穴和改善渗流性能有重要作用。此类储层油气产出的特点是初产量高、稳产期长，因而是本区最有价值的储层。
奥陶系储集体的分布规律主要受构造条件、成岩环境、原岩性质、古地貌、古水文条件等方面的控制。分布规律如下：
①裂缝—溶洞型储集体在纵向上有两个主要发育带：一是古风化壳附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育大多位于风化面以下200m范围内，受岩溶发育深度的明显控制。中、上奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带。
②海西早期形成的北东向构造与海西晚期形成的近东西向构造交汇处也是裂缝—溶洞型储集体发育的有利场所。海西早期裂缝为岩溶发育提供了良好的通道，海西晚期所形成的裂缝改善了早期缝洞的连通性，使储集空间在一定范围内连通。
③在古背斜构造的轴部，由于受强烈挤压应力的作用，平行背斜走向产生一组纵张断裂和一系列张性节理，为岩溶发育提供了地下水必要的导流条件，特别在两组断裂的交汇处，是裂缝—孔洞型储集体的主要发育部位。岩溶的储集空间分布，一般由古构造轴部以洞为主向两翼逐渐转变为以缝洞和少量裂缝为主，储集性能相应变差。
④岩溶缓坡区储集体发育。在同一个岩溶斜坡内，岩溶强弱程度受次一级古地貌控制。地貌高部位，风化侵蚀程度高，即被埋藏后的岩溶残丘、岩溶缝洞相对发育。因此，斜坡上的残丘一般比低洼处的储集性能好。
⑤生物礁（滩）孔隙—裂缝型储集体主要分布于中奥陶统上部，沿塔河油田中、上奥陶统尖灭线附近分布。
⑥由深部成岩作用及热液作用形成的缝合线、溶蚀缝洞组合成的储集体，主要在距风化面300m以下的部位，储渗条件相对较差。
5223 多种储盖组合
盖层条件，塔河油田奥陶系油藏的直接盖层为下石炭统巴楚组双峰灰岩及下泥岩段，塔河油田南部还发育中、上奥陶统泥灰岩、微晶灰岩、灰质泥岩段，也可形成较好的盖层。
储盖组合，塔河油田奥陶系发育多层段、多类型储盖组合，主要有以下3种：①下石炭统巴楚组泥岩[盖]—奥陶系岩溶储集体[储]；②上奥陶统泥灰岩[盖]—中奥陶统一间房组礁（滩）相灰岩（或经裂缝、岩溶改造）[储]；③中奥陶统致密灰岩及岩溶充填层[盖]—岩溶储集体[储]。以上组合中，以第①种最重要，分布最广泛。
5224 油（气）藏类型
塔河油田奥陶系油气圈闭发育程度及分布受控于储集体的发育及展布。
据区内奥陶系发现的油（气）田实际资料分析，奥陶系的油（气）藏类型主要有两种：
古风化壳潜山（丘）型：奥陶系经过海西运动抬升和长期风化剥蚀淋滤作用，使其表面发育裂缝、溶孔（洞），成为油气聚集空间，形成圈闭或油气藏。这类油气藏又可细分为背斜潜山油气藏和断块潜山油气藏。古风化壳厚度一般在50～100m，如塔河三、四区。
岩溶储集体型：由于长期的风化淋滤作用，在渗流带和潜流带内形成较发育的裂缝、溶孔、溶洞等储集体。这类储集体有的分布在构造高部位，有的分布在斜坡或谷地等部位，如塔河三区S46井5556m处的油层，就是在奥陶系古风化壳下180多米。
5225 多期成藏
塔河油田形成的一个重要条件是多期成藏、多期充注。塔河油气藏的形成总体分为三期：
第一成藏期：加里东中晚期—海西早期，位于塔河油田西南部的满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入成熟—高成熟阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，在本区下奥陶统中形成相当规模的油气聚集。
第二成藏期：海西晚期，这个时期是本区主要成藏期。满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入生油高峰期。其中，寒武系烃源岩进入成熟—过成熟阶段，下奥陶统烃源岩为生油高峰—高成熟阶段；中、上奥陶统进入成熟阶段。所生成的大量油气沿不整合面、断裂及裂缝向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统岩溶缝洞系统中聚集成藏。
第三成藏期：印支—喜马拉雅晚期，寒武系—奥陶系再度深埋，寒武系—中奥陶统烃源岩均已进入高成熟—过成熟阶段，所生成的气沿不整合面及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中（图5-5）。
图5-5 塔河油田复合油气藏油藏剖面图
523 油气分布预测
通过已知油气田和新资料的研究认为，今后油气勘探应注意以下几方面：
①由于旋扭构造的控制作用，应注意在志留系—白垩系各层系形成的低幅度构造型和岩性型油气田的发现，要特别关注旋扭构造骨架断裂附近的油气藏形成。
②由于油田区奥陶系（含寒武系）古岩溶十分发育，要注意断裂交叉部位，特别在张扭性断裂带附近、生物礁滩发育地带、石炭系盐下和风化剥蚀强烈地区进行钻探，以发现更多油气储量。
③通过塔深1井8408m取心发现良好孔洞、缝尚未充填，说明深部仍存在岩溶作用，具备良好储集空间，如有良好封盖条件，可能具备成藏条件，因此，关注深部勘探十分重要。
511 油气资源潜力
1）据国土资源部2013年对松辽盆地油气资源评价结果，表明随着勘探程度提高油气资源量在不断增加，特别是深层中生界勘探程度很低，油气资源潜力还较大，油气资源量还会有较大幅度增加。
2）外围中新生代中小型盆地初算油气资源石油307×108t，天然气05×1012m3。但中小型盆地油气勘探才刚刚起步，除海拉尔外，只是打些参数井和预探井。笔者认为中小型盆地油气资源量将大幅度增长。
512 中新生界油气勘探方向
5121 断裂带及其附近是今后勘探的重要部位
近年来的研究表明，盆地北部的断裂带多数是长期或间歇性发育，制约沉积，并控制和派生了一批局部构造。断裂带往往是砂岩发育带、局部构造发育带，成油条件好，成为油气藏分布带。这些地带油藏类型较多，含油层系多，油层厚，含油丰度较高。在小林克－哈拉海、大庆长垣两侧，任民镇－榆树林到朝阳沟以及太平川至五站一带，过去已找了一些油藏，今后仍是主要的勘探部位。
5122 坳陷的斜坡区
英台－四方坨子地区属这种类型。其主导控油因素是在油气向上倾方向运移的斜坡带上，存在具有良好西倾封堵条件的低幅度构造圈闭。
这个带与阶地挤压构造带虽然同处凹隆构造单元的过渡带上，但是，二者的构造成因和分布形式不同：前者是与沉积相带展布有关的同沉积低幅度构造圈闭，其成群、成带的分布特点反映了扇三角洲前缘在湖水扩张背景下岸线的摆动和西退；而后者是被两大基底断裂制约的定向长、短轴挤压构造圈闭。
该带控油的关键是西倾封堵条件是否可靠。目前，在这个带上勘探开发的英台油田和四方坨子含油气构造（或油田），均发现与斜坡同向或反向的正断层，就说明了这一点。该带目的层埋藏浅、物性好、水动力活跃，可形成相对高产。四方坨子含油气构造（或油田）的勘探开发，证实了在该带寻找高产新层系的重大现实意义。
属于这种类型的还有乾安、黑帝庙次凹陷内的乾西和黑帝庙-情字井两个同沉积低幅度构造带。目前，对乾124井和乾110井的勘探已证实了它们的工业价值。
5123 加强斜坡区地层型油气勘探
白城—套保地区可作此类型的实例，其主导控制因素是在油气运移的斜坡带上，作为区域盖层的湖相泥岩超覆在扇三角洲砂体之上，形成以稠油为主的油气聚集带。
在西部斜坡区前后长达27年的钻探中，在嫩江组湖相泥岩下，经常发现姚家顶部（埋深在300m以上）油砂，但试油结果为水带油花。近年在洮4井取心中发现泥岩层、粉砂岩层和湖相泥岩层自下而上的垂直分布序列。这证明了扇三角洲砂体随古湖盆的扩张退缩到白城—套保一带。在该带东西宽30km、南北长80km的广大区域内，存在形成稠油聚集带的石油地质条件。这个稠油带是盆地西缘地表水长期下渗氧化的产物，这一点从矿化度很低的地层水资料中得到了证实。然而，近年来于洮5井获得日产40t油流的事实，表明在稠油带的下倾方向或有利的岩性圈闭部位仍存在稀油。
值得提出的是，在这个斜坡带上，白垩系内不仅存在超覆，还具备扇体尖灭、地层不整合，甚至稠油封堵等多种类型的油藏。
该带位于德惠断陷西侧NNE向的断凸带，东临断凹生油区。经钻探，在农安地区古潜山中获少量气流，侏罗系火山岩见油，白垩系和侏罗系砂岩获工业气流或油气流：在万金塔地区白垩系砂岩获二氧化碳工业气流。经研究证明，油气是通过基底断裂来自深部侏罗系生油岩。因此，对这个侏罗系面积达3500km2、厚达3400m的断陷盆地的再勘探，必将取得新的成果。
属于此类型的还有梨树断陷的茅山-四家子构造带。它与农安-万金塔构造带不同的是，该带地处西断东超箕状断陷的生油凹陷之中，被西部边缘凹陷和宽城子凹陷包围，具有“洼中隆”的构造背景。目前，已在两个地区3个深层位的数个断鼻、断块上获得了工业气流或油气流。因此，梨树断陷的勘探前景是乐观的。
5124 基岩凸起控制地层不整合油气聚集带
这是一个包括深、浅层在内的地层不整合类型的油气聚集带。杨大城子凸起带属于这种类型，其主导控油因素是基岩凸起以上的地层不整合。该带位于德惠和梨树两个深层断陷之间，是分割两个断陷的基岩凸起。其浅层为杨大城子“削顶”背斜构造带。20世纪50年代末于浅层发现稠油砂，其油源来自何处一直是个谜。
近年勘探发现侏罗系不整合于基岩凸起之上，并在向基岩凸起超覆的方向上被侏罗系和白垩系之间的不整合面截切，而白垩系泉头组又超覆在侏罗系之上。对南14井的重新认识得知，杨大城子基岩面上见沥青，侏罗系和白垩系不整合面上下为稠油。最近又于凸起南斜坡上的杨202井获少量油流。综合研究认为，梨树断陷内侏罗系巨厚的湖相泥岩生成的油气，向内运移到“洼中隆”——茅山-四家子构造带；向外沿不整合面和冲积扇砂体运移到基岩凸起南、东斜坡的半环带上，可找到未氧化的稀油。这一认识为杨202井初步证实，并可为进一步勘探本带提供借鉴。
5125 深层火山岩天然气前景乐观
2002年徐家围子徐深1井在营城组火山岩中获高产天然气流，揭开了松辽盆地深层火山岩气藏勘探开发的序幕。2005年长岭断陷长深1井也在营城组火山岩获得重大突破。同样的成功绝非偶然，除了构造高部位相似外，它们具有相同的岩性特征（熔结凝灰岩）。勘探实践表明，松辽盆地火山岩气藏的类型以构造-岩性气藏为主，为此，岩性对火山岩气藏的控制也至关重要。目前，松辽盆地已在火山碎屑熔岩、流纹岩、中基性岩中获得工业气，在沉火山碎屑岩中也见到了油气显示。
火山岩的发育受岩浆性质、喷发活动和模式的影响，岩性岩相类型多变，后期经历了多期的构造作用和成岩作用，致使火山岩储层结构比较复杂，表现出极强的非均质性。因此，本文将储集空间、孔隙结构和物性研究相结合，对比讨论了15种火山岩储集性能，明确了有利于形成有效储层的储集岩。
（1）构造背景
关于松辽盆地晚中生代火山岩的成因目前存在较多的观点，比较有代表性的是大洋板块俯冲弧后伸展成因，太平洋板块俯冲成因，热点和地幔柱成因和岩石圈拆沉减薄成因。章凤奇通过对盆地和盆缘的系统总结，认为中生代火山作用具有时空分带性和迁移性，晚侏罗世主要与鄂霍次克洋的关闭有关，而早白垩世和晚白垩世分别受控于古太平洋板块的俯冲拆沉和后撤作用，形成于造山期后板内伸展构造背景，是东北亚地区岩石圈减薄作用的直接产物。
图51 松辽盆地主要断陷火石岭组-营城组火山岩分布特征（J3—K1）
松辽盆地火山岩主要发育在火石岭组（J3h）和营城组（K1y）。火石岭组形成于盆地断陷的初期，以中基性熔岩为主，少量的火山碎屑岩，集中喷发在135～129Ma；营城组形成于断陷的萎缩期，是盆地内规模最大、延续时间较长的火山喷发期，发育多个喷发旋回，早期以酸性熔岩和碎屑岩为主，后期以中基性熔岩为主，喷发期集中在117～110Ma。
（2）火山岩分布特征
本文研究对象为松辽盆地北部的徐家围子断陷和南部的长岭断陷，火山岩分布均受断陷内部基底断裂的控制，火山口及与之相关的爆发相主要沿深大断裂呈串珠状分布（图51），溢流相与次级火山喷发则依重力流动和次级断裂向凹陷低部位延展。目前，徐家围子断陷钻遇火山岩以营城组为主，断陷中东部主要为酸性火山岩，东北部主要是中基性火山岩。长岭断陷哈尔金地区主要为营城组的酸性火山岩，双坨子地区发育火石岭组的中基性熔岩。长岭断陷火山岩的整体分布特点是断陷中东部为酸性火山岩，西南部及外部边缘发育中基性熔岩。盆地钻遇的火山机构有多期互相叠置的层状复合火山机构和熔岩火山机构，厚度为200～500m，延伸4～8km，以及零星分布一些盾状熔岩火山机构，厚度为200m左右，延伸大于10km，也可识别出一些规模较小的火山碎屑堆和熔岩穹丘。
（3）火山岩岩石学特征
对松辽盆地北部和南部钻井深层火山岩进行岩心观察和薄片鉴定，将深层火山岩分为火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩和沉火山碎屑岩4类，具体可分为9个亚类，各亚类在盆地的分布比例如图52。
图52 松辽盆地深层火山岩分布比例
1）火山熔岩：①流纹岩类，包括流纹岩和英安岩。按其结构构造不同又可分为气孔流纹岩（图53a）、流纹构造流纹岩（图53b）、球粒流纹岩（图53c）和块状流纹岩（图53d）。盆地深层分布最多的火山岩，在营城组一段广泛分布；②安山岩类，包括安山岩和玄武安山岩。按构造可分为气孔杏仁安山岩（图53e）和块状安山岩（图53f）。主要分布在营城组三段和火石岭组；③玄武岩，按其构造可分为气孔杏仁玄武岩（图53g）和块状玄武岩（图53h）。主要分布在营城组三段和火山石岭组。
2）火山碎屑熔岩：火山碎屑熔岩与火山碎屑岩的主要区别在于固结方式，前者属于“冷凝固结”，所以一般表现出熔岩的结构构造。①火山角砾熔岩类，包括流纹质、安山质、玄武质（熔结）角砾熔岩（图53i）和隐爆角砾岩（图53k）。熔结角砾熔岩具有熔结角砾结构，是以角砾为主的火山碎屑被熔岩胶结，一般火山碎屑与胶结物成分相同或相似，营城组一段最发育；②熔结凝灰岩类，以流纹质熔结凝灰岩为主，其次是凝灰熔岩（图53j）。熔结凝灰岩具有标志性的熔结结构，凝灰熔岩则具有一些熔岩的结构构造，如斑状结构、隐晶质结构等。营城组一段最发育。
3）火山碎屑岩：火山作用形成的各种火山碎屑堆积物经过“压实固结”而成的岩石，层状构造发育。①火山角砾岩类，包括流纹质、安山质和玄武质角砾岩（图53）。营城组一段最发育；②凝灰岩类，以流纹质凝灰岩为主，安山质、玄武质凝灰岩少见。营城组一段最发育。
图53 松辽盆地深层火山岩岩性照片(吴颜雄等2005)
4）沉火山碎屑岩：沉火山碎屑岩的识别特征为火山碎屑中含有低于50%的正常沉积物，成岩方式为压实固结。可分为沉火山角砾岩（图53n）和沉凝灰岩（图53o）。主要在营城组二段发育，其他组段偶见。
（4）火山岩储集空间类型及其组合特征
与其他储集岩相比，火山岩储集空间类型更加复杂多样，岩性之间或内部储集空间差异也很大。本次研究为了凸显不同岩性的储集空间类型分布差异，将储集空间按其孔隙成因、孔隙大小、对应成岩作用及其对储层贡献大小分为原生气孔、原生微孔、次生孔隙、原生裂缝和次生裂缝5种（表51），这5种类型实质是多种储集空间亚类的组合，其优势在于使每种岩性都具有相对统一的储集空间类型，进而可以对比。
表51 火山岩储集空间分类及特征
（5）储层分类与评价
综合储集空间类型、孔隙结构和物性特征对储层进行分类评价，结果可分为4类（表52）。
1）Ⅰ类储层：岩性主要为气孔流纹岩、流纹构造流纹岩和熔结凝灰岩，岩相为喷溢相中上部和爆发相热碎屑流亚相。孔隙类型以原生气孔为主，构造缝发育一般，孔隙结构为粗喉、中－粗喉，物性较好。测试自然产能高，一般可形成工业气层。
表52 火山岩孔缝对比及组合
2）Ⅱ类储层：岩性主要为角砾熔岩、火山角砾岩和球粒流纹岩，岩相为喷溢相上、中部亚相和爆发相热碎屑流亚相、空落亚相。孔隙类型原生气孔比例不大，原生微孔和次生孔隙较发育，孔隙结构为中－粗喉和偏粗喉型，物性中等。测试自然产能一般，通过压裂可形成工业气层。
3）Ⅲ类储层：岩性主要为气孔杏仁安山岩、气孔杏仁玄武岩、块状流纹岩和隐爆角砾岩，以喷溢相上部、下部亚相为主，少量火山通道相隐爆角砾岩亚相。孔隙类型差距较大，分两类，喷溢相上部亚相的岩石以杏仁体内孔为主，次生孔隙为辅，孔隙结构为细喉型，孔隙度为中孔和中低孔型，裂缝比较发育，隐爆角砾岩以角砾间孔和隐爆缝为主，往往被岩汁充填，孔隙结构为粗喉型，物性较差。测试自然产能不高或仅见油气显示，一般通过压裂可能形成低产气层。
4）Ⅳ类储层：岩性主要为凝灰岩、块状玄武岩、沉火山角砾岩和沉凝灰岩，以爆发相和喷溢相下部亚相为主，其次是火山沉积相。孔隙类型以原生微孔和次生孔隙为主，孔隙结构为细喉型，物性很差。油气测试一般为干层，这类储层成为有效储层的概率较前3类低（表53）。
表53 火山岩储层综合评价
5126 关注松辽盆地北部浅层天然气
松辽盆地具有适宜生物气生成的地质和地球化学条件。嫩江组、明一段源岩属于深湖相、半深湖相沉积，处于强还原—弱还原环境，气源岩在沉积期间处于还原环境，有利于生物气生成。温度是影响生物气形成的主要条件之一。松辽盆地是一个高地温场盆地，地温梯度具有中部高、边部变低、环状分布的特点，1500m以浅的地层未成熟烃源岩或稠油分布区地温一般低于56～75℃，处于生物产气界限内、适宜生物气的生成。甲烷菌适于在中性的水介质中生长繁殖，适合生长范围pH值为4～9，最佳pH值为68～72，最佳盐度为5000～15000mg/L。松辽盆地古湖泊的水介质条件为淡水－微咸水、水质的酸碱度为中－弱碱性。盆地北部地层水盐度大多数约在2000～7800mg/L，因此，水介质的盐度和pH值也较适合产甲烷菌的生存。水介质的硫酸盐含量对甲烷的生成有很大影响、当 浓度高时，甲烷菌活动受抑制，直到沉积物埋藏较深而绝大部分 被还原时，甲烷才能大量生成。松辽盆地地层水的水型有NaHCO3型、CaCl2型、并以NaHCO3型为主， 含量少，对生物气生成有利。可见，松辽盆地具有有利于生物气生成的氧化还原环境、温度、地层水类型、盐度、pH值及 含量等条件。
松辽盆地北部的主要烃源岩形成于晚白垩世青山口组沉积时期，由于盆地中部地温梯度高而边部地温梯度低，在盆地边缘及中央坳陷埋藏较浅地区，烃源岩演化程度低，尚未达到生油门限，是良好的生物气、低熟气的源岩。松辽盆地北部西部斜坡带分布的青一段、青二三段未熟－低熟烃源岩及中央坳陷埋藏较浅地区广泛分布嫩江组一段至四段和明一段未熟－低熟烃源岩为源岩降解生物气、低热气的生成提供了充足的气源条件。此外，西部斜坡区分布的大量稠油也为次生原油降解生物气提供了充足的气源。
西部斜坡区和中央坳陷区浅层具有优越的储集条件。西部斜坡区的主要目的层是以河流、滨浅湖相及三角洲相为主的嫩一段、姚二段、姚三段以及青二段、青三段，条带状的河道砂岩、滨浅湖相及三角洲前缘的透镜状砂和席状砂构成西部斜坡区的主要储集体；中央坳陷区浅层河流－三角洲相嫩二段、嫩三段、嫩四段、嫩五段、明水组等为主要储集体，河流相条带状和透镜状普遍发育，形成纵向上多套叠置平面上错叠连片，为大面积岩性气藏的形成提供了良好的储集场所。
松辽盆地北部浅层存在多套分布面积广、厚度大而稳定的区域盖层和局部盖层。西部斜坡区存在区域性、连续性很好的广泛分布的嫩一段和嫩二段盖层，为西部斜坡区浅层生物气保存起到良好的保存条件。中央坳陷区浅层嫩三段、嫩四段和嫩五段和明水组3套泥岩盖层广泛分布，同样也为中央坳陷区浅层生物气、低热气提供了良好的保存条件。
从已发现的气藏或气显示情况看：西部斜坡区已发现阿拉新、二站等原油降解生物气田；中央坳陷区的敖南和葡北等地区源岩降解生物气、低熟气均显示丰富，两地均有良好的浅层生物气和低熟气资源前景。因此，通过对浅层生物气生成条件、气源岩、储层、盖层及已发现浅层生物气和低熟气显示等方面的综合考虑，认为西部斜坡区和中央坳陷区浅层是浅层生物气、低熟气的有利勘探区域（图54）。
图54 松辽盆地北部与生物作用相关的浅层气有利勘探区域
玛扎塔克反S型（似）构造体系位于塔里木盆地巴楚隆起西南部，断裂构造带由北西向南东延伸呈似反S型，长度达120km。在该构造体系南部于1998年发现和田河大气田。
541 反S型（似）构造的形成
巴楚隆起是一个起始于前震旦纪的继承性古隆起。震旦纪时，其隆起高部位位于现今麦盖提斜坡的东北部，为一近东西向的宽缓隆起。志留纪—泥盆纪时，隆起高部位向北迁移，隆起高部位位于现今的色力布亚—玛扎塔克断裂一带。早期海西运动，巴楚隆起两侧断裂活动不明显，地层厚度自东西两侧向隆起高部位逐渐减薄。由于受早期海西运动的影响，石炭纪时，巴楚隆起构造走向发生变化，由早古生代的近东西向转变为北西—南东向，向西南与麦盖提斜坡呈逐渐过渡关系。海西晚期—印支期的构造运动使巴楚隆起及相邻的麦盖提斜坡北部地区强烈隆升，导致隆起上缺失上二叠统—白垩系。仅在隆东南端的和深2井和卡塔克隆起东端的巴东2井见108～550m厚的三叠系地层。根据巴楚小海子地区露头剖面观察，下二叠统有大量火山岩，并向南增厚，说明海西晚期有强烈的构造运动，造成火山岩刺穿石炭纪地层。早期喜马拉雅运动（古近纪初期），巴楚隆起进一步隆升遭受剥蚀，并再次形成巴楚隆起与麦盖提斜坡并存的格局。此时，麦盖提斜坡为一宽缓向南倾的斜坡，古近系由南向北依次超覆，在麦盖提斜坡北部和巴楚隆起尖灭。
图5-9 塔中北斜坡油气运聚模式图
玛扎塔格断裂，震旦纪—中奥陶世为正断层。从晚奥陶世末，由于区域挤压应力作用，该断裂转化为挤压性逆冲断裂，并伴有抬升。海西晚期有拉张，又有挤压活动，早二叠世发生火山喷发，之后本区再次抬升，缺失中生界沉积。
新近纪沉积时，由于昆仑山系的急剧抬升，塔里木盆地被迫下沉，在此背境中，巴楚隆起相对沉降，致使新近系安居安组，沉积面积扩大。与此同时，巴楚隆起南北两侧边界断裂——色力布亚断裂（NNW）、古董山断裂（NNW）、玛扎塔克断裂（NW）及阿恰断裂（NNW）、土木休克断裂（NW）强烈活动，并被帕米尔歹字型的顺时旋扭应力场所收容，导致似反S型最终定型。至新近系上新统阿图什组沉积时，巴楚隆起再次下沉，接受了阿图什组1253～1303m厚的砂泥岩沉积（图5-10）。
图5-10 玛扎塔克反S型（似）构造展布图
542 构造体系控油作用
5421 和田河气田位于玛扎塔克反S型（似）断裂带内。
中国石油天然气总公司于1998年12月在鸟山构造上设计了鸟山1井，该井于3872～3885m下奥陶统白云岩中获工业气流，日初产气41×108m3。又于1998年9月在玛扎塔克断裂带上的玛4井于井深2017～2281m下奥陶统灰岩中获高产气流，日初产天然气为274×104m3，并于1999年把玛4气田改称为和田河气田，该气田探明天然气储量为620×108m3。
玛扎塔格反S型（似）断裂构造，出现于晚加里东期，海西期再次活动，喜马拉雅期形成了南北两条断裂夹持的断背斜（图5-10），两侧断裂于喜马拉雅期再次活动，主断裂断穿切了中新统，其南侧的次要滑脱断层沿中新统和上新统断滑直通天。
喜马拉雅期以寒武—奥陶系为源岩生成的天然气沿断裂从深部向上运移至中奥陶统灰岩及上覆石炭系灰岩及砂砾岩中聚集成藏。
天然气田在平面上主要分布在反S型（似）向北凸出的弧形带内，是地应力适中的构造带，如玛4井—玛8井段（图5-10）。而南侧的喜马拉雅晚期的滑脱断层因未形成圈闭不具成藏条件。
5422 气藏成藏模式
在石炭系、奥陶系储集层中普遍分布有沥青，沥青具有多期多源混合的特点，表明气区奥陶系存在古油藏的破坏过程，气田部分层段获得了少量石炭系与寒武系混源的凝析油是其（佐证）。根据构造发育历史，建立起该气田的成藏模式。
古油藏形成与破坏（加里东晚期—海西早期）：震旦纪—奥陶纪，受引张拉伸运动的影响，在和田河气田范围内发育一组张性的正断层，形成一个近东西向的断垒构造，同时在寒武系盐下形成构造，为下倾方向的油气运移聚集提供了指向区。在早古生代晚期，早先的张性断裂转变为挤压型断裂，寒武系圈闭中的油气通过断层向上运移至奥陶系碳酸盐岩储层中聚集成藏。志留纪—泥盆纪，奥陶系遭受风化剥蚀，一方面形成了良好的奥陶系碳酸盐岩风化壳储集层；另一方面大气淡水的淋滤和生物降解作用破坏了奥陶系古油藏，形成大量的沥青和重质原油（气田东部的玛4井区受构造运动影响小，寒武系古油藏破坏程度低，保存较好）。
天然气形成与逸散（海西晚期）：至石炭纪，塔里木盆地发生大规模海侵，沉积了厚达800～1000m的石炭系。到晚期海西（即早二叠世末期），塔里木盆地大面积的火山活动促进了寒武系、石炭系烃源岩的迅速熟化。和田河气田及北部地区下寒武统烃源岩进入干气阶段，早期形成的下寒武统古油藏的石油裂解成干气，而寒武系的烃源岩处于凝析油及湿气阶段。同时，晚期海西的火山活动也导致了和田河气田两侧的断裂活动，断裂切穿二叠系，使天然气发生垂向运移而逸散。
天然气聚集成藏（喜马拉雅期）：印支—燕山期，巴楚地区处于隆起状态，受风化剥蚀作用，地温梯度变小。至喜马拉雅期，由于昆仑山急剧升高，塔里木盆地相对下降，接受巨厚的第三系沉积。喜马拉雅晚期，受区域挤压应力的影响，和田河气田两侧断裂运动剧烈，产生断开基底的深大断裂，形成现今的断垒构造，在石炭系和奥陶系形成了较好的构造圈闭，为油气的聚集提供了有利的场所。寒武系古油藏油的裂解干气和由干酪根直接裂解的干气，通过气田两侧的断裂向上运移，形成和田河气田次生气藏。
5423 碳酸盐岩和碎屑岩储集层
（1）碳酸盐岩储集层
和田河气田碳酸盐岩储集层集中在奥陶系古潜山和石炭系生物碎屑灰岩段，其天然气储量达45464×108m3，占气田探明地质储量的735%。储集体物性受沉积相带和后期溶蚀、破裂等成岩作用的多重影响。
1）奥陶系潜山（O）
奥陶系沉积相类型主要为碳酸盐岩台地相，岩性主要为泥晶灰岩、粉晶—细晶灰岩、生物灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、灰质白云岩、白云岩。储集类型为裂缝—孔洞型，是典型的双重介质储集层。有效储集空间主要为粒间孔、粒内溶孔、晶间孔、溶蚀孔、溶洞及裂缝，喉道主要为细长缝及网状微缝。
基质孔隙度低，储层非均质性强。岩心分析孔隙度分布区间为0089%～2745%，平均195%；溶蚀孔洞形成的孔隙度较高，对玛5井、玛401井、玛4井的174块岩心用自吸法分析孔隙度，孔隙度分布在011%～1657%之间，平均值为685%。渗透率分布区间为0005×10－3μm2。
奥陶系潜山顶部风化壳发育未充填溶蚀针孔和溶洞，形成有效的储集空间。溶洞大小不均，多被溶塌岩堆积充填，充填物受围岩支撑，溶蚀作用强烈，形成了大量溶蚀孔，对天然气储集起了重要作用。
2）石炭系生物碎屑灰岩段
生物碎屑灰岩段在气田范围内分布稳定，一般厚40m左右，主要为开阔台地亚相的生物碎屑滩、砂砾屑滩微相的沉积，顶部有少量局限台地亚相灰质白云岩坪微相的沉积，岩性为褐灰色、深灰色泥晶、粉晶灰岩与生物碎屑灰岩、粒屑灰岩互层，顶部常夹少量白云质灰岩或灰质白云岩。
有效储集空间主要为粒间孔、粒内溶孔、溶蚀孔洞，张开缝、构造微细缝为主要渗滤通道，储集类型为裂缝—孔隙型。
物性分析孔隙度平均值为355%，最大达1911%。玛3井溶蚀孔洞集中发育段，计算机扫描面孔率为216%。分析渗透率平均为223×10－3μm2，最大达128×10－3μm2。测井计算孔隙度一般3%～5%，部分井段达到8%，渗透率为（10～30）×10－3μm2。
石炭系生物碎屑灰岩段溶蚀孔洞非常发育，孔洞发育密度达10～14个/m。生物碎屑灰岩段溶蚀作用与奥陶系灰岩的大缝大洞式的风化壳溶蚀有所不同，溶蚀孔洞表现为针孔或海绵状，主要属于埋藏期硫酸溶蚀作用。
有效裂缝包括构造缝和成岩缝。构造缝密度20～485条/m，未充填—半充填，为主要的渗滤通道。成岩缝主要为发育在生物碎屑灰岩条带中的垂直缝，不穿层，裂缝短而宽，缝长一般为10～50cm，宽一般为1～5mm，裂缝面被自形晶方解石半充填。
生物碎屑灰岩段酸化效果好，一般酸化前测试获几百至几千立方米天然气，酸化后就能获得高产。典型的是玛3井1414～1424m井段的测试，酸化前日产气454m3，酸化后日产气1146×104m3（794mm油嘴）。
（2）碎屑岩储集层
石炭系砂泥岩段（C2）
石炭系砂泥岩厚度为269～3545m，砂岩段厚度99～141m，占地层厚度279%～57%，最大单层厚度295m，一般厚10～20m。该段地层横向上分布基本稳定，连通性较好，为滨浅海相前滨一临滨亚相沉积，岩石类型以细—中粒岩屑砂岩为主。岩心分析孔隙度为199%～2108%，平均1225%；渗透率为（0024～774）×10－3μm，平均312×10－3μm。储集层类型为裂缝—孔隙型，有效储集空间主要为粒间溶孔、基质微孔和粒间孔，次为构造缝及溶洞。
砂砾岩段储层基质孔隙度低，非均质性较强，但裂缝发育，大大改善了储集性能。玛401井在2126～21653m测试，794mm油嘴，日产气168372×104m3，计算绝对无阴流量11581×104m3/d，有效渗透率803×10－3μm。
5424 盖层
本区石炭系区域性盖层是和田河气田得以良好保存的关键因素之一。
和田河气田石炭系有：上泥岩段、中泥岩段、下泥岩段三套区域性盖层和石炭系砂泥岩段中若干区带性泥岩盖层。它们与下伏的石炭系标准灰岩段及奥陶系古潜山形成良好的区域性储盖组合，与石炭系砂泥岩段潮坪亚相的砂层组形成较好的区带性储盖组合。
和田河气田构造形成于喜马拉雅早—中期。断裂的剧烈活动，破坏了寒武系古油藏圈闭的有效性，使天然气沿断层发生垂向运移进入上覆的奥陶系、石炭系圈闭，形成现今气藏格局。喜马拉雅晚期的构造运动，对主体构造未造成破坏。
543 油气分布预测
5431 玛扎塔克反S型（似）构造
油气主要聚集在断裂构造带弧弯内侧，表明该段构造应力适中，有利于油气聚集成藏，并为我们指明了今后油气勘探的方向。
5432 巴楚隆起北部阿恰—吐木休克断裂带
也具有似反S型特点，注意寻找有利圈闭进行勘探发现油气田。
5433 巴楚隆起7条NW向断裂构造带
目前已在2条断裂构造带中发现油气田，如色力布区及玛扎塔克断裂带，其余5条断裂构造带，要深入研究其成藏条件，择优钻探发现油气田。
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