沙西凸起古岩溶作用与油气关系

余腾孝　邱芳强　吕景英

（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐　830011）

摘要　古岩溶作用能够对碳酸盐岩储层进行改造，使其储集性能变好，为油气聚集成藏提供储集空间，同时对早期油气藏往往也造成破坏。沙西凸起古生界碳酸盐岩中所发现的油气与古岩溶作用密切相关，岩溶作用对该区早期形成的油气藏主要表现为破坏，而对晚期油气成藏则表现为建设作用。

关键词　沙西凸起　古岩溶　油气　碳酸盐岩

沙西凸起位于塔里木盆地沙雅隆起西部，是沙雅隆起的一个重要含油气区块。该凸起东起沙雅—新和一线，以雅克拉断凸及哈拉哈塘凹陷为邻，西以喀拉玉尔滚断裂和阿瓦提断陷分界，南部为阿－满坳陷，北部以羊塔克－大尤都斯断裂与库车坳陷相隔，面积约9600km2（图1）。

图1　塔北地区构造区划略图　Fig1　A Sketch of the Boundary of Tectonic Block in the North of Tarim Basin

1—逆冲断层；2—走滑断层；3—单元界线；I1—雅克拉断凸；I—2—阿克库勒凸起；I—3—沙西凸起；I—4—哈拉哈塘凹陷；I—5—库尔勒鼻凸

沙西凸起存在两大构造层，即中新生界构造层和古生界构造层，两大构造层以前中生界侵蚀面为界。本区地层分布和沉积特征差异较大，南部地层发育齐全，从震旦系—第四系均有分布；中部隆起部位中生界缺失三叠系—侏罗系；古生界从北往南缺失寒武系、奥陶系、志留系—泥盆系及石炭系。

区内存在两大含油气系统，即北部晚期陆相含油气系统和南部早期海相含油气系统。本区油气勘探表明，南部海相含油气系统碳酸盐岩油气成藏与保存与古岩溶作用密切相关。

1 古岩溶特征

11　古岩溶的期次

沙西地区古岩溶发育主要有4期，依次为燕山期、海西晚期期—印支期、加里东晚期和加里东中期。

（1）加里东中期：即下奥陶统与中上奥陶统之间的古岩溶，时代为中奥陶世晚期。

（2）加里东晚期：即奥陶系与志留系之间的古岩溶。奥陶系与志留系两者间为假整合接触到微角度不整合接触，大部分地区志留系覆盖于中上奥陶统之上，局部地区中—上奥陶统剥蚀殆尽，下奥陶统受到较强的古岩溶作用。

（3）海西晚期—印支期：即三叠系—侏罗系与下伏下奥陶统、寒武系、震旦系碳酸盐岩呈角度不整合接触，该期岩溶主要分布于沙西地区中部。

（4）燕山期：即下白垩统和下伏下奥陶统、寒武系或震旦系不整合面的古岩溶，该期岩溶定型于早白垩世，也可能同时叠加了前期的古岩溶作用，主要分布于沙西地区的北部。

12　古岩溶的地貌

沙西地区下奥陶统—震旦系碳酸盐岩地层顶部古岩溶的发育与受构造制约的古地形起伏、古地貌形态密切相关，总体上处于塔北古岩溶地貌的岩溶斜坡区。东北高，与雅克拉岩溶隆起区相连，向西南逐渐降低至岩溶盆地区。沙西地区古岩溶地貌出现4个次级岩溶高地，古生界油气藏或含油气构造主要分布在这些次级岩溶高地上。

13　古岩溶垂向剖面

完整的岩溶垂向结构一般包括地表岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。钻井资料显示，沙西地区古岩溶的三个带大多不完整，大部分钻井缺失地表岩溶带，这是由于岩溶地貌的差异及多期岩溶的叠加所造成的。沙13井具有较完整的岩溶垂向结构特征（图2）。

（1）地表岩溶带。井深49654～49725 m，岩性为硅质岩。砾石发育，呈角砾状，大小一般为2～4mm，大者可达10mm，具褐色铁质斑块。岩石裂缝发育，缝宽一般005～015mm，个别达025mm。由于岩溶作用，发育溶蚀孔洞，洞壁不规则，壁内有次生方解石、石英晶簇及黄铁矿。

（2）渗流岩溶带。在井深49725～4989m，岩性为硅化泥晶灰岩。岩石裂缝和晶洞发育，裂隙呈纵横交错，充填泥晶方解石，晶洞内含油．地下水沿裂隙向下渗流，发生淋滤溶蚀，形成垂向的溶蚀缝，其分布范围较小，且多为机械砂和砂质泥充填。

（3）潜流岩溶带。在井深4989～5018m，岩性为砂屑灰岩、亮晶砂屑鲕粒灰岩、弱硅化亮晶含生物屑内碎屑灰岩、弱硅化晶粒灰岩。岩石溶蚀孔洞及裂缝发育，钻井中先涌后漏，该段共漏失泥浆约为1799m3，说明有较大的溶蚀空间，其中4994～4997 m取心钻进，放空约3 m,4997～49985m，取心钻时＜2min/m,49985～5018m钻井中也有放空现象，并见典型潜流岩溶岩钟乳石特征。

图2　沙西凸起沙13井岩溶剖面图　Fig2　A Section of Karst in Well S13 in Shaxi heave

2　古岩溶与油气关系

21　古岩溶的建设作用

211　改善储层

该区古生界碳酸盐岩以古岩溶储集体为主要特征，多期岩溶对储层的形成和发育起着重要的作用。

（1）未完全充填的大型溶洞：沙13井和沙16井钻井中分别放空3m和2m，泥浆漏失为1799m3和450m3，即是这类溶洞存在的反映。

（2）小型孔洞：多口井奥陶系岩心中发育溶蚀孔洞、缝合线及粒间溶孔，均为良好的储集空间。

（3）溶蚀缝：这类缝既有构造缝的特征，又具有明显的溶蚀特征，是溶蚀作用沿早期构造缝溶蚀加宽的结果。

另外还有洞顶破裂缝和溶洞充填物中的各种孔隙。

以上说明多期岩溶作用对古生界碳酸盐岩储集性能有相当程度的改善，为油气成藏提供了良好的储集空间。

212　与上下地层构成良好的生储盖组合

发育良好的岩溶储层，往往处于一个沉积或构造旋回的末期，其下或侧下常常有旋回初期的生油岩存在。其上是新旋回的开始，海进、水进初期的陆源沉积物是岩溶储集体的良好盖层或生油层。岩溶储层与其下、其侧的生油层，其上的盖层构成古生古储新盖或新生古储新盖的生储盖组合。

本区海西晚期—印支期岩溶面与其上所覆盖的印支期—燕山期构造旋回初期的三叠系、侏罗系湖相沉积构成了良好的生储盖组合。

213　运移通道

不整合面、间断面是油气运移的主要通道之一，岩溶不整合面更是如此。岩溶不整合面的运移作用不仅对碳酸盐岩形成油气藏有利，而且对其上覆中生界碎屑岩形成油气藏也极为有利。

沙西中部三叠系—侏罗系、北部白垩系直接覆盖在奥陶系之上形成岩溶不整合，上覆储层中见良好油气显示或沥青显示。

22　古岩溶的破坏作用

古岩溶对先期形成的油气藏具有明显的破坏作用。该区沙西2号构造寒武系下丘里塔格群白云岩和白云质灰岩晶间孔、晶间溶孔中，下奥陶统灰岩裂隙及晶洞中见沥青，原油为相对密度09575～09657的黑色稠油。说明该区寒武系—下奥陶统碳酸盐岩原生油藏遭受过不同程度的破坏。

区域构造研究认为，在加里东期随沙雅隆起的整体抬升，沙西2号等构造（包括其北的英西构造及其南的沙西1号构造）已具隆起雏形，形成北高南低的构造总格局。晚海西运动导致区域性褶皱变形和大面积的火山活动，上述构造已定型。当时，在各构造的高部位均可能聚集油气。

海西末期运动导致的褶皱抬升，使沙西2号构造北高点及其以北地区下古生界碳酸盐岩暴露地表，遭受大气淡水的强烈淋滤溶蚀。同时也使沙西2号构造北高点及其以北构造的原生油气藏直接暴露地表而遭破坏；或者是岩溶的发育使油气藏与大气淡水相通，而遭受氧化、水洗、生物降解成为稠油或沥青。

三叠系沉积后，印支期构造活动使本区北部下古生界碳酸盐岩重新出露于地表或接近地表，因而使海西期油气藏再次受到破坏，其强度仍为北强南弱。表现为沙西2号构造南高点仍保留稠油油藏；沙西2号构造北高点寒武系—奥陶系油气藏破坏严重，但仍残留有海相油源特征的稠油及沥青；而英西构造油气藏则完全破坏殆尽，未留下海相油源的痕迹。

沙西2号构造北高点沙13井奥陶系油藏即是遭受古岩溶破坏作用的典型实例（图3）。三叠系砂岩直接覆盖在奥陶系灰岩之上，三叠系砂岩中及奥陶系顶面到4989m井段灰岩裂缝、裂隙中见沥青，油气显示特征表现为残余沥青。而4989～49975m油气显示与上部有所不同，保留有一定的轻质组分。经测试仅获90L相对密度为09575的黑色重质稠油。可见该井奥陶系原生油藏已被严重破坏。

图3　沙13井油气显示特征剖面图　Fig3　A section of oil show in Well S13

3　结束语

沙西地区的古岩溶作用，改善了古生界碳酸盐岩储层的储集性能，为油气成藏提供了良好的储集空间；为油气运移提供了良好的通道；岩溶储层与其上下地层形成了不同类型的生储盖组合，对晚期的油气成藏具有建设作用。但同时也使该区古生界原生油气藏遭受了严重破坏，这种破坏作用导致古生界原生油气藏成为现今的稠油藏或沥青。

参考文献

[1]康玉柱等塔里木盆地古生代海相油气田武汉：中国地质大学出版社，1992

[2]陈洪德等新疆塔里木盆地北部古岩溶储集体特征及控油作用成都：成都科技大学出版社，1994

Relation between paleokarst and hydrocarbon in Shaxi heave in Tarim basin

Yu Tengxiao　Qiu Fangqiang　Lu Jingying

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürumqi 830011)

Abstract:Paleokarst reforms carbonate rock reservoir,to make its behavior of reservoir body high，supplys storage space for oil and gas building-up,However,it destructs Paleozoic oil poolsThe oil and gas discovered from paleozoic carbonate rock in Shaxi heave have great correlation with PaleokarstThe mainly function of paleokarst is destructive to early reservoirs and constructive to later reservoirs

Key words:Shaxi heave　Paleokarst　Oil and gas　Carbonate rock

布在阿克库勒和达里亚。此类圈闭已获油气突破。

12　披覆背斜圈闭

披覆背斜圈闭常常与潜山残丘圈闭相互叠加，是发育在先存残丘之上的沉积物在重力作用下发生差异压实或同沉积作用而形成的。具有顶薄翼厚，构造幅度上小下大的特点。一般而言，在潜山残丘或特殊岩体存在的地区就可能形成披覆背斜圈闭。

13　盐边低幅度背斜圈闭

主要是由于阿克库勒地区石炭系巴楚组的含泥膏盐层发生塑性流动后，在盐边凹陷带的外围一侧形成的低幅度背斜圈闭，往往在靠近盐边的一侧伴生有断裂构造。这类圈闭常沿盐体边缘呈带状展布，圈闭面积小，闭合幅度低。常常发育在盐边内凹及发生转折的地带。在该类圈闭中也已获油气突破。

14　盐丘背斜圈闭

主要是由于盐体的塑性流动上拱和侧向不均一流动造成上覆地层褶皱上隆而形成。包括周边盐脊和内部盐枕上部的低幅度背斜圈闭。该类圈闭的特点是：沿着盐脊与盐枕的上部发育，圈闭的分布范围和走向与盐枕基本一致，一个较大的盐枕上部往往发育多个构造高点。圈闭的面积和幅度都比盐边低幅度背斜圈闭要大，构造发育完好，伴生断裂少见。

15　潜山残丘圈闭

主要是由于海西早期运动使阿克库勒凸起大套地层被剥蚀，造成下奥陶统出露地表遭受剥蚀，在风化面上形成一系列圈闭，潜山残丘圈闭缝、洞发育，石炭系泥岩直接覆盖在上面，构成极为有利的圈闭。该类圈闭的闭合幅度、圈闭面积均受古地貌的影响，主要分布于中、上奥陶统尖灭线以北的地区如牧场北、艾协克、阿克库勒构造带。现已获重大油气突破。

综上所述，阿克库勒凸起上的构造圈闭具有以下几个特点：

（1）圈闭形成的时间早，主要集中在海西期和印支期—燕山期。

（2）圈闭往往与断裂相伴生，以前中生界顶为界，下部地层以脆性变形为主，形成与断裂活动有关的断背斜等。

（3）在前中生界顶部不整合面保留有各种成因的古地形高，发育了大量幅度不等、类型多样的潜山残丘圈闭。

（4）前中生界顶部以上主要为不整合面上发育的披覆背斜型圈闭及与盐有关的圈闭，这类圈闭幅度一般不高，面积小，往往伴生有断裂。

2　非构造圈闭

21　岩性圈闭

在阿克库勒凸起发育有各种类型的岩性圈闭，其中以碳酸盐岩岩溶圈闭和石炭系、三叠系的碎屑岩岩性圈闭为主。

（1）岩溶圈闭

该圈闭主要为与古岩溶作用有关的下奥陶统缝、洞系统的圈闭。在阿克库勒凸起广泛分布，受岩溶作用及多期构造变形所形成裂缝发育程度所控制。该岩溶圈闭已获重大油气突破，已成为油气勘探的主要圈闭类型。

阿克库勒凸起受海西早期运动的影响，普遍抬升，构造裂缝发育，大部分地区缺失志留系—泥盆系及中、上奥陶统地层，下奥陶统也遭受不同程度剥蚀，使得下奥陶统碳酸盐岩长期暴露风化，岩溶作用强烈。根据上覆地层石炭系巴楚组地层厚度的变化情况对阿克库勒凸起在海西早期前的古地貌进行恢复，按岩溶系统可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地。

在岩溶斜坡区岩溶作用较强，因而岩溶分带特征明显。垂直渗流带及地下水系控制的近水平潜流岩溶带均很发育。碳酸盐岩孔、洞、缝较发育，充填较少，形成了较为发育的岩溶缝洞系统。岩溶圈闭多发育于该地区。

而岩溶高地则以地表岩溶带及垂直渗流岩溶带较发育，仅在边缘有水平潜流岩溶带发育且多为次级潜流改造带，岩溶作用不强，充填严重。岩溶洼地岩溶作用相对不发育，岩溶作用仅仅在与岩溶斜坡区过渡地区稍发育，而且充填严重。

（2）碎屑岩岩性圈闭

碎屑岩岩性圈闭包括河道沙体圈闭和岩性尖灭圈闭。其中河道沙体圈闭是由石炭系盐体的塑性流动造成了盐边凹陷带，并被河道充填沉积而形成的。主要分布在石炭系和三叠系。该类圈闭的特点是：沙体与盐体边界走向平行分布并呈带状，沙体内部具反射前积结构。石炭系和三叠系的盐边河道沙体具有向盐体流动方向侧向上叠的特点。岩性尖灭圈闭主要是指石炭系、三叠系的岩性尖灭圈闭。由于阿克库勒凸起在印支期以前，石炭系、三叠系地层向北超覆沉积，具有形成非构造圈闭的条件。沉积环境研究也表明，石炭系卡拉沙依组存在大量的潮间带沙体和潮汐水道沙体，三叠系也存在辫状三角洲或扇三角洲沙体。这些沙体由于储层非均质性强，勘探难度较大

中国地质大学（武汉），西北石油局，新疆塔里木盆地北部构造圈闭类型及成藏模式研究，1994．

。

22　地层不整合圈闭

海西早期运动是对阿克库勒凸起影响强烈的一期构造运动，该期构造运动形成了区该性不整合面，不整合面之上发育有石炭系膏盐岩，形成极好的区域性盖层。该面之下，奥陶系及志留系—泥盆系地层剥蚀尖灭型圈闭等十分发育，该面之上可能发育巴楚组底砂岩岩性超覆尖灭型圈闭及多种复合型圈闭。

23　生物礁（滩）圈闭

该类圈闭主要由生物礁（滩）组成，发育于寒武系—奥陶系，是碳酸盐岩重要的一类储层。目前在阿克库勒凸起上的S60井等多口井的奥陶系中发现生物礁（滩），并且获得工业油气流。据S60井所钻奥陶系揭示，其岩性为亮晶棘屑、鲕粒灰岩，其中发现了大量造礁生物古钵海绵（葵盘石类）及蓝绿藻丝体粘附生物屑现象，相当于奥陶系一间房组，为生物礁（滩）储层，储集空间好。该生物礁（滩）的发现，使在碳酸盐岩内部寻找有利的储集层和内幕油气藏成为可能，生物礁（滩）圈闭将成为一个重要新的油气勘探领域

林忠民等，新疆塔里木盆地艾协克－桑塔木区块油气勘探项目1999年勘探年报，1999．

。

3　复合型圈闭

严格说来，真正的纯构造圈闭和非构造圈闭是很少见的，大多数圈闭都是复合型圈闭。

目前这类圈闭发现最多的是以构造因素为主、地层或岩性因素为辅。如艾协克1号、2号构造就是一种典型的复合型圈闭，因为受构造运动的影响造成下奥陶统隆起，长期暴露遭受剥蚀，顶部逐渐被剥蚀成为残丘，再加上后期的岩溶作用而形成一典型的岩溶残丘圈闭。

4　圈闭的空间组合规律

阿克库勒凸起的圈闭是多期运动叠加改造作用的结果。其空间组合特征如下：

41　构造圈闭的空间组合规律

平面上本区构造圈闭自北向南呈向北凸出的弧形带状分布。可分为于奇构造带，以潜山残丘圈闭为主；阿克库木、艾协克、阿克库勒构造带，以挤压断背斜圈闭、潜山残丘圈闭和挤压背斜圈闭为主，构造带多种类型的圈闭已获得了油气突破；艾丁－桑塔木盐边构造带，目前已发现落实的有三叠系及与盐流动有关的低幅度背斜，如石炭系挤压、披覆背斜，奥陶系潜山圈闭，且获油气突破的圈闭类型多，为一有利的勘探领域；兰尕－塔河南盐丘构造带以宽缓的大型盐丘背斜为主。

垂向上，由于受不同期次构造的叠加和改造，形成多种圈闭的垂向组合。主要有在北部构造带发育的挤压断块－潜山残丘－披覆背斜－挤压背斜圈闭组合；在达里亚地区发育有挤压背斜－潜山残丘－披覆背斜－挤压背斜圈闭组合；在区域不整合面附近发育潜山残丘－披覆背斜组合，在盐边和盐上地层广泛发育有盐拱－挤压背斜圈闭组合。

42　非构造圈闭的空间组合规律

在平面上呈带状分布。地层不整合圈闭多发育在大型不整合面附近，特别是沿志留系—泥盆系、奥陶系尖灭线分布；三叠系河道沙体多沿盐边凹陷带分布；生物礁（滩）圈闭主要在阿克库勒凸起东部沿台地边缘相分布。而岩溶圈闭在平面上分布较广泛。

在垂向上岩溶残丘圈闭主要发育在 面之下的奥陶系，同时 面之下，发育有奥陶系、志留系—泥盆系地层剥蚀尖灭型圈闭。该面之上可能发育有巴楚组底砂岩岩性超覆尖灭型圈闭及各种复合型圈闭。河道沙体则以石炭系和三叠系最为发育。而且多层位不同类型圈闭叠置出现，如阿克库勒凸起中部LN17井岩溶残丘圈闭之上叠置下石炭统超覆地层圈闭，LN30井岩溶圈闭之上叠置河道沙体圈闭。

5　结论

按成因分类法可将阿克库勒凸起圈闭划分为3类，10亚类。通过对不同的类型的圈闭进行描述和分析，总结出其空间分布特点及规律（图1）。阿克库勒凸起上奥陶系及三叠系、石炭系已获重大油气突破，针对获油气突破的圈闭对其成因类型与组合规律进行分析，可以有针对性的在该区及中、上奥陶统尖灭线以北发现和落实与奥陶系碳酸盐岩有关的岩溶圈闭及石炭系的披覆背斜圈闭，沿盐边构造带新发现和落实三叠系低幅度背斜圈闭及非构造圈闭，为寻找同种类型的含油气圈闭提供依据，以获得新的油气发现。

图1　阿克库勒凸起圈闭类型及分布模式示意图　Fig1　The types of trap and the distributive patterns of Akekule arch

①—盐边低幅度背斜圈闭；②—河道沙体圈闭；③—盐丘背斜圈闭；④—岩性圈闭；⑤—地层不整合圈闭；⑥—潜山残丘圈闭；⑦—挤压背斜圈闭；⑧—断块潜山残丘圈闭；⑨—岩溶圈闭；⑩—生物礁（滩）

Trap types and spatial combined law in Akekule Arch

Han Yanying Yang Hanwu Lu Yuan'e

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 83001 1)

Abstract:Akekule arch is developed paleoarch which develops multi-types of trapsIt can be divided into three types which are structural trap type,non-structural trap type,combination trap type,totally ten subsidiarytrap types,in which Karst trap related to carbonate rock and trapsrelated to salt perform important rolesOil and gas breakthrough is gained from Ordovician,Carboniferous and Triassic trapsDivision in trap types can supply reliable evidence for discovering new traps and oil-gas-bearing traps in same type

Key words:Akekule arch trap type distribution law

张希明 叶德胜 林忠民

（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐　830011）

摘要 多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，并且它很可能被培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。笔者着重阐述了地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步在发现和评价该油气藏过程中所起的重要作用。

关键词 科技进步 塔河油田 奥陶系油气藏 碳酸盐岩储层预测 储层改造

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩的油气勘探经历了马鞍型的发展过程。1984年9月，位于塔里木盆地北部沙雅隆起雅克拉断凸上的沙参2井在下奥陶统碳酸盐岩中喜获高产工业油气流，实现了中国古生代海相油气首次重大突破，成为中国油气勘查史上的重要里程碑。该井的突破也迎来了塔里木奥陶系油气勘探的第一个高潮。在这一阶段（1984～1990），奥陶系油气勘探集中在沙雅隆起上的阿克库勒凸起。据不完全统计，原地矿及石油两大部门在该凸起上部署以奥陶系为主要目的层的探井达45口，其中有18口获工业油气流，钻探成功率为40％，证实阿克库勒凸起奥陶系潜山风化壳普遍含油气。但是，奥陶系碳酸盐岩储层非均质性严重，在高产井旁边2～3km就是干井；同时，尽管初产量高，但不能稳产，往往一口井累计产油不到1×104即停产，既拿不到产量，且也交不了储量。在这种形势下，塔里木油气勘探的重点便转移到石炭系及中新生代地层，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探暂时处于低潮。直至1996年以来，由于对塔里木油气成藏地质条件及控油地质规律认识的提高，以及碳酸盐岩储层预测技术和钻井、测试、储层改造等工艺技术的进步，塔里木又出现了一个以奥陶系为主要目的层的油气勘探新高潮。在塔里木的三大隆起区，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探均取得了丰硕的成果。在沙雅隆起阿克库勒凸起西南部发现塔河油田奥陶系油气藏；在巴楚隆起南侧玛扎塔克构造带发现多个天然气藏；在塔中隆起北坡Ⅰ号断裂带多口井获高产油气流，控制了东西长160km的奥陶系含油气带。特别值得提出的是阿克库勒凸起西南部塔河油田奥陶系油气藏，目前已发现4个含油区块，即3号区块、4号区块、5号区块及6号区块。其中4号区块上的沙48井，自1997年10月试采以来，到1999年12月已累计采油3226×104，平均日产达410t，是塔里木碳酸盐岩油气井中日产量最高、累计产油最多、稳产期最长的“王牌井”。仅3号及4号区块于2000年元月已上交探明加控制油气地质储量1×108（其中探明储量77174×104）。据近期勘探成果，该油气藏极有可能为连片分布的特大型油气藏，预测总油气地质储量达5×108t，极有可能为第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。

笔者侧重从地质和地球物理预测碳酸盐岩储层技术、储层改造等工艺技术等方面，阐述科技进步在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气田发现过程中的重要作用。

1　地质科技

地质认识是否符合客观实际，是油气勘探能否取得成功的基础，特别是对于寻找大至特大型油气田（藏）。在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气藏的发现过程中，下列地质问题是十分重要的。

11　塔里木克拉通盆地大型油气田（藏）的勘探方向

多年的勘探和研究表明塔里木盆地成藏地质条件优越，具备了形成大型、特大型油气田的地质条件〔1,2,3〕，其主要原因是：油气资源量巨大，具有多生油层系、多油气源区，长期生油、多期聚集的特点；近临生油坳陷发育大型古隆起、背斜带及多类型圈闭有利于油气聚集成藏；多储集层系、多储集类型与良好的区域和局部盖层，有利于在纵、横向寻找不同类型的油气藏。

随着油气勘探程度的不断深入，实践表明塔里木盆地油气地质条件有其复杂性的一面〔4,5〕。主要表现在：第一，主力烃源岩与好储层在时空分布上总体不配套，克拉通区主要烃源岩在下古生界（特别是 ），但缺乏好储层；良好储层集中于上古生界和中新生界，但缺少好的烃源层。第二，大构造与好储层在圈闭组合上基本不配套，克拉通区大型构造主要发育于下古生界，但下古生界碳酸盐岩总体物性差、非均质性严重；相反，上古生界和中新生界发育优质砂岩储层，但缺乏大型高幅度构造。第三，主要油气成藏期与区域构造运动不够配套，克拉通区主烃源岩（ ）的主要成藏期为加里东中晚期至海西期，成藏后受到多期构造运动的强烈改造，油气资源的损失是巨大的，目前已发现的柯坪、塔北等特大型古油藏充分表明这一点。

基于塔里木盆地克拉通区油气地质特征（即有利条件和复杂性并存），认为大型油气田的主要目标之一是下古生界碳酸盐岩。我们在1995年指出，塔北地区寻找大油气田的主要方向是“沙雅隆起上的下古生界碳酸盐岩古岩溶型储集体，其特点是圈闭面积大，储层厚度大，但非均质性强，主要受岩溶发育强度和古地貌的控制。成藏期主要为海西晚期及喜马拉雅期，阿克库勒凸起是寻找这种类型大型油气田的最有利地区”

叶德胜、王恕一、张希明等，“八五”期间国家重点科技攻关项目下属“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专题报告，1995。

。在碳酸盐岩勘探低谷的当时，我们明确提出：“在当前以碎屑岩油气勘探为主的同时，应加强下古生界碳酸盐岩古岩溶型油气藏的研究与勘探”。道理很简单，上古生界和中新生界储层再好，没有好烃源岩和大型圈闭，是很难找到大油气田，只能找到次生中、小型油气藏。下古生界有好烃源岩，有大型圈闭，就有可能形成原生大型油气藏；尽管其储集条件相对较差，但也不是“铁板一块”，如有的井放空1～2m，有的井漏失泥浆几千立方米等，可见碳酸盐岩中确有好储层。问题是要下决心，通过各种技术手段，寻找碳酸盐岩中的好储层。

12 碳酸盐岩储层基本特征及储层分布规律

在下古生界碳酸盐岩中寻找大油气田的主要难点在于储层非均质性严重，好储层的分布规律不清。为此，我们对下古生界（特别是奥陶系）碳酸盐岩储层进行了长期的、多方位的研究。通过研究，认为奥陶系碳酸盐岩储层的基本特征是：

（1）碳酸盐岩岩块的孔隙度、渗透率性极差，难以构成有效的储集空间。据阿克库勒地区数十口井、数千件岩心样品分析，其平均孔隙度＜1％，渗透率多小于01×10－3μm2。

（2）次生溶蚀孔洞和裂缝是碳酸盐岩储层的主要有效储集空间，次生缝、孔洞的发育是形成良好储层，获得高产、稳产的关键。次生溶蚀孔洞的发育主要受与不整合面有关的古岩溶作用的控制。

（3）碳酸盐岩储层在纵向上和横向上的非均质性极强。由于碳酸盐岩基块孔、渗性极差，主要有效储渗空间为受古岩溶及构造作用所形成的溶蚀孔洞和裂缝，而古岩溶及构造作用对碳酸盐岩的改造受多种因素的控制，极不均一，因而所形成的溶蚀孔洞及裂缝的分布极不均一，造成其严重的非均质性。

由此可见，古岩溶作用是控制碳酸盐岩储层发育最为重要的因素，是在奥陶系碳酸盐岩中寻找大油气田要解决的关键问题。因此，在塔里木碳酸盐岩勘探的低谷时期，我们仍坚持碳酸盐岩古岩溶的研究。在“八五”国家重点科技攻关项目中的“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专项下设“塔里木盆地北部古岩溶及其控油作用研究”子专题。研究表明，古岩溶储集体是塔北地区最主要的碳酸盐岩储集体。对古岩溶的识别标志，古岩溶发育期次，古岩溶地貌，古岩溶的垂向剖面结构以及古岩溶储集体的特征等，均在当时资料的基础上进行了较深入的研究。提出古岩溶斜坡及岩溶高地，特别是两者间的过渡地区是古岩溶储集体发育的有利地区。

“九五”期间，我们侧重研究了阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩的古岩溶作用。指出，该区岩溶作用主要发育于海西早期，其次是海西晚期。对岩溶地貌进行了详细划分，并指出岩溶最为发育，且储集空间保留机率较高的是岩溶斜坡，特别是坡度较缓的岩溶斜坡（岩溶缓坡）及其上的岩溶残丘，它们是寻找岩溶型储层的最佳地区。在此基础上，对该区奥陶系碳酸盐岩储层进行了分区评价和预测，并提出该区勘探部署建议。

总之，自“七五”以来古岩溶研究取得了显著的成果，这就为寻找奥陶系碳酸盐岩大油气田奠定了坚实的基础。

13　突破口的选择

在上述两个问题得以初步解决后，突破口的选择便是奥陶系碳酸盐岩勘探的首要问题。经认真研究，选择阿克库勒凸起西南部的艾协克（后称艾协克1号）、艾协克西（后称艾协克2号）作为奥陶系碳酸盐岩大油气田勘探的突破口

林忠民、张希明等，塔里木盆地沙雅隆起艾协克—阿克库勒—达里亚油气区带工业勘查项目报告，1997。

，部署了沙46井和沙48井。部署这两口井作为寻找奥陶系碳酸盐岩大型油气田的突破口的主要依据是：

（1）据“八五”期间古岩溶研究成果，上述两口井位于岩溶斜坡与岩溶高地的过渡地区（其后进一步研究表明，该区处于岩溶斜坡上的岩溶残丘），是古岩溶储集体发育最有利的地区。

（2）邻近寒武系—下奥陶统烃源岩的主要烃源区，油源丰富。

（3）其上为下石炭统下泥岩段泥质岩，封盖条件优越。

（4）该区已完成三维地震，下奥陶统碳酸盐岩潜山圈闭可靠。

位于艾协克构造上的沙46井于1996年8月28日开钻，1997年2月11日完钻，中途测试于下奥陶统535914～550400m井段，获日产原油21254m3，气14×104m3，实现了该构造奥陶系油气突破。

位于艾协克西构造上的沙48井于1997年5月28日开钻，10月20日完钻，该井于井深5363 m进入奥陶系后发生放空和严重泥浆漏失，中途测试获日产原油570m3，气15× 104m3，并且试采以来产量和油压一直较稳定，日平均产量在400t左右。

上述两口井的突破，特别是沙48井的重大突破，拉开了寻找奥陶系碳酸盐岩油气田的序幕。

2　地球物理预测碳酸盐岩储层技术

由于碳酸盐岩严重的非均质性，碳酸盐岩储层预测是一个世界性的难题。塔河油田奥陶系埋深在5350m以下，预测难度更大。塔河地区已完成七片三维地震勘探约1755km2，利用国内外最新的三维地震特殊处理技术进行储层预测，取得了良好效果，为塔河油田奥陶系大型油气藏的评价作出了贡献。

21　相干体技术

相干体技术的核心是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。借助相干体资料能识别岩层横向不均一性和断裂特征。

一般认为，原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程，也就是说地震波在横向上是基本相似的。当地层中存在断层和裂缝、火成岩体、礁体、盐丘、地层或岩性尖灭等地质现象时，地层的相似性将受到破坏；此外，地层倾角变陡等因素也会影响其相似性。塔河地区奥陶系地震品质较好，地层产状平缓、岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，故影响相似性的主要因素为溶蚀缝洞和裂缝，以及微小断裂。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。

从艾协克三维工区所作奥陶系储层段相干体平面变化图可见，该工区NE—SW向可明显分为三个带：S48、T401、T402、S47、T301、T302等井处在相干性差的地区，孔、洞、缝发育或较发育；S23、LN15等井处于相干性中等地区，即过渡带；再向SE方向相干性较高，孔、洞、缝发育程度相对较低。这一结论，已为大量实钻资料证实。

22　振幅提取技术

影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假定地震资料处理中，保幅处理做得较好，对特定的碳酸盐岩储层，影响振幅的则是岩性和孔、洞、缝的发育情况。一般认为储层中存在孔、洞、缝发育带会使振幅减弱，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一。

从牧场北三维工区所作 射振幅平面变化图、振幅时间切片图及 反射振幅沿层切片图可见，东南角的T402、T403、TK408等井（即4号区块）处于振幅低值区，该三维工区西北部振幅最大，两者之间为过渡区，主要为振幅较低值区，并有一振幅低值条带，预测该条带为较有利的缝洞发育区，是下步钻探的方向。

23　波阻抗反演

地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。波阻抗的大小与岩石的密度和地震波在其中传播的速度有关，当地震波穿过碳酸盐岩缝、洞发育段时，会导致其传播速度的明显降低，因此该项技术也是进行碳酸盐岩储层预测的重要手段之一。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。影响反演结果的主要因素有：

（1）地震基础数据的品质，品质好，反演的结果就好；反之亦然。

（2）对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否反映裂缝发育带，直接影响测井约束反演的结果。若声波测井曲线不能反映裂缝发育带，就需要通过其它测井曲线（如电阻率曲线）来建立速度模型进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。

（3）约束反演中子波的提取与确定。

（4）约束反演中初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是影响反演结果好坏的基础。

（5）声波测井曲线的校正，制作高精度的合成地震记录是反演的关键。

（6）参与测井约束反演的井越多，反演的结果就越可靠。

碳酸盐岩是高阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值就会降低，因此低阻抗带基本反映了储层的发育带。在艾协克三维工区奥陶系平均波阻抗值分布图上，反映出与相干体相似的储层发育带。即S23井北西的大部分地区，特别是S48井附近波阻抗值较低，反映储层发育；而S23井南东地区，波阻抗值较高，反映储层发育相对较差。

24　Jason反演技术

Jason反演技术的原理是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插得的地震数据体与实测的三维地震数据体进行比较，由于二者的差异得到每个样点的权系数值，然后逐渐改变每个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测的三维数据体吻合，从而求取一个权系数体，再利用已知井的结果，通过权数据体约束反演，内插、外推得到各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。Jason反演主要包括：Invertrace测井约束的地震反演，Invermod地震约束的测井反演。

利用三维地震保幅数据体和已完钻的10口钻井（T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62），用Jason软件进行了测井约束的地震反演和地震约束的测井反演。用上述方法对上述钻井进行逐个分析，约束井的吻合率为80％，检验、预测井的吻合率为76％。

总之，通过几年的实践，已初步形成了一套适合于塔北地区碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术，主要是相干体、振幅提取、测井约束的地震反演和地震约束的测井反演等。每一种方法都有其自身的适用性，同时也存在一定的局限性。因此，必须坚持多参数综合评价的方针。

碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为，低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性，较低的频率等

林忠民、罗宏、王士敏、沈林克等，塔里木盆地沙雅隆起油气勘探靶区研究，1999。

。

碳酸盐岩储层预测的地球物理方法已经在塔河油田奥陶系油气藏的评价和滚动勘探开发中发挥了重要作用。

3　钻井、测井及储层改造工艺技术

钻井、测井及储层改造等工艺技术的进步，极大地促进了塔河油田奥陶系碳酸盐岩超亿吨级油气藏的发现、评价和滚动勘探开发。例如，代表钻井技术发展趋势的欠平衡钻井技术的应用，有效地防止了地层漏失，保护储层，利于发现低压储层，提高机械钻速，对于裂隙发育、压力敏感的碳酸盐岩地层具有突出的优越性。又如，斯伦贝谢公司的全井眼微电阻率扫描测井（FMI）、偶极横波成像测井（DSI）、核磁共振成像测井（CMR）以及方位电阻率（ARI）成像测井、综合孔隙度岩性测井（IPLT）等新技术的应用，解决了常规测井手段所难以解决的问题：裂缝发育方向、裂缝的开启程度和连通性、碳酸盐岩储层的定量评价等。限于篇幅，笔者仅介绍储层改造工艺技术在碳酸盐岩大油气藏发现中的作用。

对于岩块孔、渗性差，且非均质性严重的碳酸盐岩的油气勘探，酸化压裂等储层改造技术是非常重要的手段。

西北石油局在1998年至1999年间对塔河油田20口井奥陶系碳酸盐岩进行了25井次的酸化压裂作业。酸化压裂作业分三轮进行：第一轮有7井次：S23井、S62井、S64井、T403井、TK405井、TK406井、T302井；第二轮有4井次：TK404井、TK406井、TK408井、TK409井；第三轮共有 14井次：T302井、TK304X井、TK305井、T403井、TK405井、TK406井、TK410井、TK411井、TK413井、S61井、S65井、S66井、S67井、S70井。在这20口井中，有16口井取得了良好效果，取得了工业产能；有3口井效果不明显，有1口井（S70井）尚待进一步作业。由此可见，酸化压裂的效果达到80％以上。

S23井是塔河油田第一口实施酸压作业的井，该井位于艾协克构造的东部，是1990年完钻的老井，尽管钻井过程中在奥陶系曾发现较好的油气显示，但当时在裸眼测试中未获工业油气流，测试评价为干层。该井于1998年12月6日至12月27日对奥陶系5420～5480 m裸眼井段进行酸化压裂作业，5 mm油嘴求产，产油6826～7526t/d，产气16762～21791m3/d。从而，使“沉睡”了8年之久的老井获得了解放。该井在奥陶系的突破，不仅对评价该区奥陶系有重要意义；更为重要的是：对奥陶系碳酸盐岩，常规测试不出油的井，不能轻易下“干井”的结论，更不能因此否定该井所在的区块。

截止2000年2月，塔河油田奥陶系共完钻36口井，其中测试直接获工业油气流的井10口；测试不出油，经酸化压裂后获工业油气流9口；完井后直接酸压获工业油气流者6口；酸化压裂后目前还未获工业油气流的井3口；测试未获工业油气流、未进行酸化压裂者1口；另有7口井正进行或待进行测试或酸化压裂作业（表1）。

从表1可见，在完钻后经测试及酸压的29口井中，获工业油气流的井25口，占总井数的862％；其中经酸化压裂后出油的井有15口，占总井数的517％，占出油井数的600％。由此可见，酸化压裂在塔河油田奥陶系超亿吨级大型油气藏的发现和评价中的重要作用。

表1　塔河油田奥陶系测试、酸压成果统计　Table1　The statistic results of the testing and acid-pressing on Ordovician in Tahe oil field

特别需要指出的是，有9口井是在常规测试未获工业油气流的情况下，经酸化压裂后获得工业油气流的，若不经酸化压裂，这些井很可能被看作“干井”。正是由于酸化压裂，使这一批井得以“解放”，才有可能使我们逐步认识到，塔河油区奥陶系油气藏不是彼此孤立的中小型油气藏，而是大面积连片分布的、大型至特大型油气藏。下列依据支持这一认识：

（1）在塔河油田奥陶系油气藏及其外围近500km2范围内，已完钻并经测试（含酸化、压裂）的29口井中，获高产或工业油气流的井有25口，勘探成功率达862％；并且，在未获工业油气流的几口井中也见不同程度的油气显示，即没有真正意义上的“干井”。这充分表明该区是大面积连片含油。

（2）由于在塔里木奥陶系第一个油气勘探高潮期（1984～1990）尽管打了很多出油井，勘探成功率也较高，初产一般都较高；但经试采，绝大多数都是“高产瞬逝的短命井”。因此，人们很自然地担心在奥陶系油气勘探的第二个高潮中所发现的塔河油田奥陶系油气藏是否也会有同样的命运。两年多的试采表明，大多数油气井是高产、稳产的，沙48井便是典型实例。该井自1997年10月试采以来，至1999年12月已累计产油3224× 104t，平均日产量达410t。截止1999年12月，该油藏已有22口井系统试采，投产初期有15口井日产量大于100t，到1999年12月仍有14口井日产量大于100t；而且在同一工作制度下，有的井1999年12月的日产量较投产初期有所增加（如TK410、TK411、TK412等井）；此外在试采的22口井中，累计产量超过1×104 t的有14口井（在1984～1990年奥陶系油气勘探第一个高潮期，绝大多数井试采不到1×104 t即停喷），其中有5口井的累计产量已超过5×104 t（表2）。

（3）油气柱的高度远远大于潜丘圈闭的幅度，例如塔河3号潜丘圈闭（即艾协克或艾协克1号构造）闭合幅度60m，该圈闭上的T302井试油揭示的油藏底界为5682m，油柱高度达3045m；该圈闭上的沙70井录井见到良好油气显示的最大深度为5681m，油柱高度达255m。又如塔河4号潜丘圈闭（即艾协克西或艾协克2号构造），其闭合幅度为50m，该圈闭上的TK404井试油揭示的油藏底界为5613m，油柱高度达203m；该圈闭上的TK409井录井见到良好油气显示的最大深度为5659m，油柱高度达240m。再如塔河6号区块上的牧场北2号圈闭，其闭合幅度仅30m，其上的沙66井揭示的油柱高度达209m；牧场北3号圈闭，其闭合幅度60m，其上的沙67井试油揭示的油柱高度达216m。总之，塔河油田奥陶系油气藏的油柱高度远远大于局部圈闭的闭合幅度，表明大面积连片含油的特征。

表2　塔河油田奥陶系油藏3、4号区块及外围试采成果　Table2　The production of Ordovician pools around ＆ in No3,4　block of Tahe oil field

（4）油气分布不受潜丘圈闭控制，即油气不仅分布于潜丘圈闭范围内，在两潜丘间的低部位也有油气分布。例如，沙61井及沙64井，该两井在T 构造图上均处于低凹部位，其中沙61井在取芯过程中见各种级别的油气显示1450 m，测井解释裂缝含油气层4层635 m。1999年 10月 29日对54675～55400 m裸眼井段进行酸压作业，获日产原油470m3。沙 64井取芯获各种级别的油气显示 2038 m，测井解释含油气层4层，厚490 m。1999年5月20日对奥陶系裸眼井段543538～560000 m进行酸压作业，获日产原油530m3。这两口位于低部位的井获得突破，反映了油气分布不完全受控于潜丘的局部高点，并主要与储层发育程度有关。塔河地区处于古岩溶平缓的斜坡及残丘位置，是古岩溶最为发育、且溶蚀缝洞保留几率最高的地区，因此该区具有整体含油的特征。

综上所述，多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，已上交探明及控制储量近亿吨，预测油气地质储量达5×108 t，很可能培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。在该油藏的发现和评价过程中，地质科技和地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步起了重要作用。

参考文献

[1]叶德胜，周棣康．塔里木盆地形成大－巨型油气藏的石油地质条件．石油与天然气地质，1991,12(1)

[2]谢晓安．论塔北隆起形成大油气田的石油地质条件．新疆石油地质，1986,7(2)

[3]张恺．论塔里木盆地类型、演化特征及含油气远景评价．石油与天然气地质，1990,11(1)

[4]蒋炳南等．塔里木盆地油气聚集条件的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994

[5]叶德胜．塔里木盆地油气勘探的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994

Science and technology further the discovery of ordovician oil and gas pool over-hundred millions ton in Tahe oil field

Zhang Ximing Ye Desheng Lin Zhongmin

(Academy of Designing and Planing,NW Bureau of Petroleum Geology,CNSPC)

Abstract:In Tarim Basin,explorational works for several years have proved that Ordovician's hydrocarbon resources have huge potential,and pool-forming condition is goodOrdovician is important formation to discover large primary oil and gas pool of fossil source bed and fossil reservoirAt present, huge hydrocarbon potential and better reservoir-forming condition of Ordovician system have been confinmedA few years exploration efforts in Tarim Basin,which is a major horizon for discovering large oil and gas field of“source bed is older stata,reservoir is also older”type poolAt present,Ordovician pool of Tahe oil field that was discovered in Southern slope belt of Akekule uplift in Northern Tarim Basin,which will be becoming first large hydrocarbon field that is qualified for giant Tarim Basin． The imprortant role of progress for science and technology that had been applied to predict carbonate reservoir and improving reservoir quatity etcis discussed during discovering and evaluation oilfield period

Key word:Progress of science and technology Tahe oil field Ordovician oil and gasreservoir Predict carbonate pservior Improving reservoir

电子商务对于企业的影响有以下几个方面：

　　一、改变企业组织的结构。

　　在以往的企业组织结构中，上情下达、下情上呈由中层管理者起作用，而实施电子商务的企业由网络承担，这就为企业组织结构多元化发展创造了条件。电子商务减少了经济活动的中间层，缩短了相互作用和影响的时间滞差，加快了经济主体对市场的反应能力，使信息传递效率明显提高，市场竞争力显著增强。另外，由于网络办公、电脑会议的普及，公司的组织结构将成为一种象征性的虚拟，类似网络中的一个网站。而这种具有流动性特点的虚拟组织结构将更能适应信息时代的瞬息万变。

　　二、改变企业的运作方式。

　　电子商务是一种新的贸易服务方式，它以数字化网络和设备替代了传统纸介质，这种方式突破了传统企业中以单向物流为主的运作格局，实现了以物流为依据、信息流为核心、商流为主体的全新运作方式。在这种新型运作方式下，企业的信息化水平将直接影响到企业供销链的有效建立，进而影响企业的竞争力。这就需要企业对现有业务流程进行重组，加强信息化建设和管理水平，从而适应电子商务的发展需要。

　　三、改变企业的营销管理。

　　以往的批零方式将被网络代替，人们直接从网络上采购，传统的人员推销失去大部分市场，广告宣传也为适应新的传播媒体而改变。管理界对目标市场的选择和定位，将更加依赖于上网者的资料以及对网络的充分利用。企业的市场调研、产品组合和分销等一系列营销管理活动将会因电子商务而发生改变。当前，网络营销正成为营销学的一个分支，它使顾客有了更多、更广泛的选择，同时帮助企业扫清向国际市场拓展业务的障碍。目前越来越多的企业开始运用网络与传统营销的组合方式进行管理，效果显著，营销费用明显降低，营销预算更加方便、准确。

　　四、影响企业的结算方式。

　　企业可以通过网上银行系统实现电子付款，进行资金结算、转账、信贷等活动。目前主要的信用传输安全保障和认证问题还未得到全面解决，但是纸货币流被无纸电子流所代管而引发的结算革命是不可阻挡的发展趋势。企业应该顺应这种趋势，做好改变传统结算方式的准备．

　　五、改变企业竞争方式。

　　电子商务改变上下游企业之间的成本结构，使上游企业或下游企业改变供销合同的机会成本提高，从而进一步密切了上下游企业之间的战略联盟。电子商务不仅给消费者和企业提供了更多的选择消费与开拓销售市场的机会，而且也提高了更加密切的信息交流场所，从而提高了企业把握市场和消费者了解市场的能力。电子商务促进了企业开发新产品和提供新型服务的能力，使企业可以迅速了解到消费者的偏好和购买习惯，同时可以将消费者的需求及时反映到决策层，从而促进了企业针对消费者需求而进行的研究与开发活动。

彭希龄

（中国石油新疆油田公司，新疆乌鲁木齐　830000）

准噶尔盆地是个规模化勘探开发了近半个世纪的老油区。研究工作的任务就是要根据现阶段存在和提出的问题进行两大方面的研究：一是针对性的，以解决现实生产问题；二是前瞻性的，以解决长远预期发展问题。目的是保证勘探工作能得到长期稳定的持续发展。

1　在思想方法上，勘探研究需要处理好几个方面的关系

11　在努力保持和世界先进发展水平同步的同时，要更加着力研究本区实际和解决

实质性的问题

要及时吸收国外先进的学术思路、方法技术，以促进我们研究水平的提高；但更重要的是洋为中用，结合实际，重在务实。这样才会使我们的工作不仅能紧密与世界潮流同步，还可以在某些部分赶超世界水平。这就是常说的：“只有民族的才是世界的”。

现在国际交流很活跃，我们引进和学习了不少国外的新概念、新思路、新理论，诸如板块构造、含油气系统、前陆盆地等等，这是必要的。而重要的还在于我们要分析这些学说或术语概念和我们自己曾经长期使用过的如槽台理论、生储盖组合、山前坳陷、边缘坳陷等有哪些本质区别和相通之处，从而着力吸收其精华，不搞简单的取代。简单的取代只是时髦，不是提高和进步。因此，任何时候都要大力提倡多做具体分析。

准噶尔到底是洋壳还是陆壳本是一个纯粹的学术认识问题，只要言之有据，都可取。但自海外的大学者首创洋壳说之后，国内学人争相从之，而证据则多相悖。世界上还从无厚度大于40km的大洋地壳，由洋壳直接演化为内陆湖盆的机制也不清楚。

比如槽台学说，那是奠基于大陆地质的构造理论。因为在此以前对海洋地质了解甚少，所以海洋地质调查结果一出来，它就显得很无奈。于是在海洋地质的基础上复活了大陆漂移思想，出现了板块理论。但板块理论也并非天衣无缝，本身一直在不断完善和发展中。譬如非洲，东西两侧都是被动陆缘，没消减带，它还飘移不？是往东飘还是西飘？何况东非裂谷还在不断扩张。可见板块是否就完全排斥数十年的槽台研究成果也未见得。朱先生生前就感到板块理论应用到古生代时困难较多。大陆与海洋都在同一个地球上，不可能互相完全排斥、否定。地球既不可能完全变为大陆，也不可能完全变为大洋，而必须共处于一个统一体中，因此两者就得相互协调融通。所以，槽台和板块不是绝对对立的。而板块登陆以后的实践说明，形成共识远比海洋不易，尤其是自古生代以前的古板块。在大陆上有些人把褶皱带都变为碰撞带，其实，在大陆上也不是随处都可以划碰撞带的。超基性岩不一定就是碰撞带标志，特别是那些不成“套”的超基性岩。所以不能搞简单的代替。板块在大陆上如何演化，现在大家都在摸索。

生储盖组合与含油气系统核心问题都是围着油源转，所以都是源控的。没有生油层，组合和系统也就不存在。有人说组合是静态的，系统才是动态的，这并不属实。组合并不全是简单的一比一，系统内也不全是简单的关系。有时一个油源可以在不同地区和不同层位形成几个层次的亚组合，显示了时空关系的动态变化，这与一个含油系统中还可分出亚系统是一样的。组合讲垂向关系，系统关注平面变化，可以互为补充。

现在一提到前陆盆地似乎就前景看好，但老同志们都知道，在20世纪50～70年代山前坳陷找油在国内是被批判和否定的。当然这是就其效益不如地台区和稳定单元、常常是事倍功半而言的。这固然是一种片面性，但同样，说前陆盆地就有油也是片面的。现在，山前坳陷、边缘坳陷重新引进了“前陆盆地”的新包装，就变得身价百倍，很不可取。何况我国标准的前陆盆地还不多，且都集中于西部。工作重点应该是具体分析坳陷的情况，而不限于模式对比。两年前我有幸参与藏北地区一个项目的评审，对工作者们在高寒地带艰苦劳动取得填补空白的丰富成果深表敬意。可惜在评价前景时主要强调了坳陷区的前陆性质，而对保存条件论述不够。源岩的存在可由地化研究确定，没有保存条件，油源再丰也是问题。那里的生储盖都是晚古的海相碳酸盐，又在昆仑山上，储盖的关系就成了主要矛盾，更应多加关注。

现在原型盆地很时髦。去年，我们油田原准备为准噶尔盆地的原型盆地研究立个大项目，拟采取技术引进与合作的方式以求获得基础性的成果。如果是求解盆地原型，不可能获得定解，还不如组织一个小型理论班子作点适当研究即可。如果企图通过盆地原型的模式化油气演化和分布样式来获得准噶尔盆地的油气分布信息，那无论如何也达不到现在已经掌握的详细程度。因此，花大力气进行规模化研究是不值得的，纳入生产性研究是华而不实的。主管部门请我咨询，我对此大为不解，结果将项目砍掉了。当然，如果砍错了，还可再干。

顾名思义，原型盆地应是以盆地原始状态进行的分类。但对于现存大多数都已经受过不同程度改造的盆地的原始状态，譬如边界，看法就往往因人而异，百人百样。至于盆地内涵还应包括的沉积体及其厚度、相特征、构造样式、成矿条件等，已经缺损的部分实际是无法恢复的。著名的构造学家琼斯认为，整个天山曾经全被中新生界覆盖，后来天山隆升，中新生界覆盖层才从山上向南北两侧滑塌下来，形成向山外推覆。按此，中新生代的塔里木和准噶尔，还有吐哈和伊犁，都是一个统一的盆地。这也是盆地的一种“原型”。可信度有多少？恐怕只会多增加一些无谓的笔墨官司。

其实，大凡处于构造相对稳定地区的盆地，特别是一些大型盆地，现存盆地把盆地发展各阶段的各种要素都基本保留下来了。以这些去分析和认识盆地自身、认识盆地的历史及现存盆地成矿规律已经基本足够。而那些处于构造强活动区内的盆地，特别是小型盆地，却因后期的改造而严重残缺，认识盆地的全貌就比较困难了。显然，着力去追索那些已不复存在的原属于盆地的部分，并无多大实用价值。当然，也需要从理论的高层次上提取盆地原始状态类型共性的最本质特征，用以从战略上（也仅能从战略上）指导油气资源的勘探。这是专业理论队伍和专业理论研究人员的任务，生产研究工作不能凑这个热闹。

现存的原型盆地虽不少，够格成为含油气盆地的却不多。中国大概只有青海柴达木盆地中三湖区的涩北第四纪含油气盆地可算数。其余绝大多数含油气盆地都经历过不同程度的改造。把这些都冠以“改造型盆地”岂不累赘。

我想，我们的思想方法应该这样。

12　总结经验不应割裂阶段联系，不要将阶段经验绝对化

过去我们找油首先着眼于定洼探边、找有利单元，也就是围着坳陷转，实际是围着油源区转，指导思想是源控论，譬如准噶尔盆地西北缘和陆梁南坡即是。后来有人将这概括为一个响亮的口号：“围绕大坳陷，寻找大油田”。这是从战略决策而言的。在油气勘探的早期，选择主攻目标一般只能如此。但是也不一定都成功，譬如乌伦古坳陷的勘探，原因是坳陷或大坳陷不一定有足够的成烃潜力。不过也是源控论的。经过了早期的成功选带，当勘探进一步深化以后，仅凭源控机制已不能指导所选区带的勘探决策了。譬如陆梁南坡的含油性本是按源控论确定的，实践证明无误。但陆梁南坡不可能整片含油，具体哪些地方含油，哪些不含油，控制因素是南坡上一系列北东向和近东西向的构造高带，即过去常说的“三级构造带”。现在大家说这是梁控论。但不能因此就认为源控论过时了，失效了。梁控是在源控的前提下才存在；没有源控，梁控即不成立。譬如乌伦古坳陷内构造也不少，却无油控。又如都同是北东向的构造高带，含油性也不相同。同一构造上也不是全都含油，譬如石西构造顶部的侏罗系不含油反而翼部含油，这是梁控无法回答的。足见其也非万能，适用有选择性。这说明在构造控制下还有更深层次的因素决定着油气的分布，譬如岩性或物性因素。因此，解决构造内油气的不均衡分布就应该是“岩性控”或“物性控”了。所以，不管源控、梁控或岩性控、物性控等都有（也只能有）相对的正确性，并不互相排斥，而是相互联系和补充，分别是为战略决策、战术动作设计和战役安排服务的。孤立或使某一作用绝对化都是有害的。

13　要认真分析高科技生产技术的效果和应用条件，趋利避害

我们现在使用了许多高科技生产技术和手段，无疑是正确的和必要的，是现代化的重要标志。但每项高科技技术都不是万能药方、法宝，都有其适应的环境条件。我们只有充分了解和把握这些条件，才可能趋利避害，立于不败。在小拐油田的勘探中就有这种教训。小拐油田是个埋藏很深的下盘上倾断块，储层既厚而又变化复杂，没有高科技技术手段的投入，要发现和探明油田是不可能的。没有现代数字地震技术，不能查明断块的封闭形态。尽管根据“平点”信息所钻的147井在20世纪80年代初就获得了油流，却直到90年代中期油田才被发现和投入开发。使用高科技手段既有积极的一面，使用不当也有消极的一面。现在我们使用的集钻井、录井、测井、试油和地震等多方面信息于一炉的油藏描述，是将油层的钻、录、测、试资料对地震信息进行标定后外推，以划定含油的范围，这对于储层比较规则的油气藏把握性是很大的，可以使勘探阶段少打许多井，获得高效益。例如彩南油田的400多口开发井只有一口落入小断块边缘的水区内，获得巨大成功。但对于象夏子街组那样厚度巨大、没有稳定隔层的干冲积扇砾岩体，由于其先天不足，属性能较差的低孔、低渗、具双重介质特征的储层，不论岩性和物性在纵向和横向的变化都是很剧烈的；相应地，含油性的变化也是惊人的。正因为如此，才使块状化储集体的含油高度有可能达到402m，而在这402m的高度内部却不是块状整体含油。在没有足够探井控制下的油藏描述，很难充分反映油藏内的这种剧烈变化，其结果的可信度相对就要低得多。由于对此估计不足，对描述结果过于乐观，使开发提前介入过猛，导致效益不高，不少井都打空，这并不奇怪。如果勘探的速度适当延缓一些，根据新井的情况再对油藏作进一步的滚动描述，对油藏的认识就会准确一些，投入开发也就更为稳妥。

还有一个例子。前几年赖仲康同志开始用地震资料作碳氢检测的AVO研究，这是一个成功的创新。老赖退休后，经与他一道工作的邹玉萍继续研究，发现储层的上覆为高速含钙泥岩，不管储层内的流体性质如何都会形成AVO现象，而无法判别是油气或是水。这又是个进步，说明AVO技术用作油气检测是有条件的，不是绝对的。如果认识不到这点，就可能会步入陷阱。

14　要注意对相互矛盾的信息进行认真的鉴别

探井试油常会出现结果与录井资料不符，试油结果不应有绝对否决权。

在火烧山的勘探中有两口井的试油结果至今仍令我记忆犹新，一是火南2A的平三-2，二是东翼火10井的平三-1。电性特征按火烧山标准无论如何都是油层，而试油都出水，按理是以试油结果为准。火10井悬挂砂体还低于油水界面，自然以此为结论。但如果由于工程工艺因素的影响使试油不彻底而结果失准，岂不将到手的油层放走了。火2井平三-2层状油藏，在油水界面以上试油出水，引出不少麻烦，历史证明是工程工艺问题。

又如彩南油田发现以后，根据原油地化指标认为油源来自侏罗系自身，是自生自储油藏。但这与彩南附近侏罗系未达到成熟窗口和五彩湾-沙南一带众多井下都未发现侏罗系油的结果相悖。当地侏罗系不能生油，靠南面油源长距离运移又未发现中途截留，使彩南的侏罗系油源说很费解。但侏罗系油源说肯定有对比的依据，问题出在标准上。后来有人提出了与二叠系混源的证据，矛盾得到缓和，但主从仍未解决。直到最近，侏罗系油源已退居次要又次要的位置，而是以石炭二叠系油源为主导了。这个石炭系的源岩标志应该就是当初被认为属于侏罗系源岩的同一物，实则是“相”相近造成的。这就是进步。如果大家一味盲从侏罗系油源说，岂不就踏步不前了。其实，靠生物标记化合物的油源判别，准确度全靠资料的积累。准东会战时，华东石大的一位研究生（现在应是副教授或教授了）在北25井小泉沟群（T2-3xq）取的样，图谱和芦草沟组（P2l）的很相似而明显有别于侏罗系。这个事实提示人们，干酪根的差异实质是沉积相的差异，而沉积相在平面上是可以变化的。因此，某个地层的干酪根型号就不可能一成不变。譬如吐哈盆地桃树园二叠系近底部的干沥青，油源对比与库车坳陷黑鹰山的上三叠统一致。其潜台词是既不同于已经掌握的二叠系腐泥型源岩，也不同于侏罗系腐殖型源岩，而是介于二者间的过渡类型。黑鹰山的黄山街组是以非泥非碳的泥质沉积为特征的，艾维尔沟的二叠系正是以似碳非碳的黑色泥质沉积为主导，所以桃树园干沥青的源岩实际上是二叠系的变异相。而对于鲁克沁油田，恐怕就要回归到二叠系的腐泥型源岩了。

2　两个前瞻性的课题

21　应重视和立即开展物性圈闭的研究

非构造的岩性封闭我们都很清楚，但物性封闭在我们的文献中提及不多。盆地腹部的勘探已经把这个问题提到了议事日程。石南油田的发现最初都是冲着一些局部低幅小圈闭去的，结果含油面积大都超出了小圈闭的范围，说明控油因素已不是构造，而是以岩性为主导了。但含油面积也与砂层的分布不完全一致，又说明砂体内部的油气分布受制于物性的变化。石西油田的侏罗系油藏都在翼部，顶部也不乏砂体储层，但却不含油，是什么原因？其中应有物性不佳的因素。在含油盆地的深化勘探中，非构造圈闭因素越来越突出，物性封闭也会日显重要。因此，我们应尽早开展对物性封闭的研究，包括封闭的识别和封闭的形成机制两方面。前者目的在于应用，后者目的在于预测，预测也是为了更好地应用。如何研究？要靠大家共同想办法。这具有攻关性质，不一定很快成功，但坚持下去，必有厚报。西西伯利亚盆地中有不少物性圈闭的例子，然多见于描述性报导，至于如何确定物性圈闭，却鲜有提及，难资借鉴。看来我们的难题也是别人的难题，自己的难题还得靠自己去解决。

影响物性的好坏不外乎沉积的先天因素和沉积后的成岩后生变化两大主项。准噶尔陆相储层的先天条件很不利，大部分都是快速堆积的产物，分选差，胶结物与骨架混杂，粘土矿物多而复杂。侏罗系的沉积速度相对慢些，但骨架仍以岩屑为主，不抗压实，埋深加大时原生孔隙消失很显著。孔隙性的改善往往与后生的裂缝发育程度有关。在陆相层后生变化中，主要是以偏酸性的水热溶蚀和胶结物的重结晶作用为主，而碳氢化合物进入孔隙的早晚对此有显著影响。这样，排烃期与储层的搭配如何就会影响到储层物性的变化。如何研究和掌握这些内在联系，预测储层物性的横向变化，还是一个亟待探索的课题。

22　要认真面对盆腹地区以气为主的勘探问题

盆地腹部随着烃源层埋深加大，热演化趋向过熟，烃会以气态为主。这对下部组合系统内的油气，莫北地区带油环的凝析气田的发现已传达了一个十分明确的信息。除非早期先进入上覆储集层的油气可能为液态以外，以后大量持续运移而来的可能都是以气态为主了。对于这类以凝析油气为主的气藏，勘探开发都要面对许多难题，现在应提前做好准备。

对于三叠侏罗纪的煤系地层，热演化是否也达到了以气为主的阶段，有待于生油方面的研究确定。但在盆地的南半部，有将近8000m的埋深，气化的可能性是很大的。而侏罗系基本呈平缓向斜状态，缺乏局部圈闭和大型断裂，其成藏不外两个方向：一是坳陷深处的白垩第三系表皮构造的次生气藏；二是坳陷斜坡区的深盆型气藏。第一种首先依赖于山地地震对表皮构造深部圈闭的明确程度，其次是工程工艺要克服许多难题。第二种是斜坡上部的地层水与下部的气态烃处于动态平稳时的水封气藏，这只有在低孔低渗条件下才可能出现。如何认识这种聚集并进行有效的勘探，对我们还是全新的课题，应早作准备。

3　影响深化勘探的基础研究

31　关于盆地基底时代、演化过程与油气形成的关系

准噶尔盆地的基本结构如单元划分、沉积分布等重要问题，现在都是比较明确的，近20年来大的格局并无分歧。不同的研究者基于不同的角度各有一些不同的局部性的修正意见，这是正常现象，不影响大局。在没有积累大量新资料以前，有关盆地形成和演化的研究是很难深入下去的。一般性的大规模研究并非迫切需要，要做，重点就应该放在过去没有而又十分重要的实际资料采集方面，亦即要有新手段。但这并不妨碍平时适时地作一些资料积累工作和探索。有两个问题需要特别注意：一是要认真面对和分析相互对立的两个方面的所有信息，不能采取顺则取、逆则弃的态度，以作出客观的评价；二是要遵守“游戏规则”，不管研究者采取或认同哪一种观点、方法、理论，都必须按被选择的理论系统所要求和假设的条件及逻辑系统去运作，才能自圆其说。像不久前获得的石西、石南、夏盐等井下流纹岩、玄武岩1341亿年的绝对年龄值就十分宝贵。这是准噶尔盆地内部石炭系基底火山岩第一次有了多块标本的绝对年龄记录。至于如何使用这项资料，就要认真分析研究了。这项年龄值肯定了准噶尔盆地前寒武系基底的存在，火山岩不是石炭纪的，这样，基底的双层结构说就不攻自破了。这是必须遵守的游戏规则。虽然双层结构说是我提出的，真被实际资料否定了，我也非常高兴。因为进步了，问题解决了。但与此相应，第一，岩样必须是变质的；第二，如果是原岩，就只有像中国北方的新元占震旦亚界那样才可能；第三，其上覆的所有古生代沉积都必须是稳定的台型建造。这也是必须遵守的游戏规则。然而，这三项条件一条都满足不了。这就是问题。当然，如果数据测量失准，又当别论。我们自然不可妄评数据的准确性，但有使用的选择权。用与不用，就看能否自圆其说。

其实，准噶尔盆地演化中最具特色的是作为盖层之下的某些基底岩系还残留有相当的成烃潜力。除了再生盆地以外，作为沉积盆地的基底岩系一般都是槽型建造，经历了强烈的褶皱、挤压、变形和不同程度的变质及岩浆岩的同化作用，沉积原岩具有的成烃潜力早已化为乌有了。准噶尔盆地的某些基岩不仅尚有相当的成烃潜力，且已证明对成藏有所贡献，并有工业油气藏实例，显然其演化进程与一般模式是不同的。这一特色倒很有研究价值。

32　地层问题

准噶尔盆地的正规勘探已经半个世纪，由于种种原因遗留下来的和生产中不断出现的新问题，至今也还有一些与油气密切相关的地层问题有待解决。

321　滴水泉组（C1d）问题

石油系统丈量的滴水泉剖面仅限于泉下斜坡上一套数百米厚的暗色泥质岩，顶底不清、不符合地层规范，很难构成独立的地层单元，时代也不清楚，很可能是南明水组（C1n）的一部分。过去滴水泉组与油气生产的关系相去甚远，而所处位置交通又极其困难，尽管20世纪60～70年代我们有技术能力解决这个问题，却无安全保障的装备，所以没有进一步做工作。五彩湾气田发现以后，滴水泉组已被认定为源岩。彩南油田深部也打到了南明水组，并逐渐被确立为重要的源岩。滴水泉组的问题就更加显得突出和迫切，一是要解决它在区域地层表上的位置，二是要明确分布范围。这需要相当的外业工作量才能解决，是该下决心的时候了。

322　佳木河组到底属石炭纪还是二叠纪

20世纪60年代初建立的佳木河组是指佳木河上游河谷出露的一套以紫红色为主的杂色凝灰质砾岩、少量砂泥岩和块状安山斑岩、玄武玢岩的交互层。其底部与哈拉阿拉特山区的石炭纪火山岩没有明显界线，也不符合建组标准。以后在油区井下相当于地震Ct2、Ct3反射波组层段见到大量火山岩和砾岩，人们认为这就是地下的佳木河组，按孢粉化石确定为二叠纪，但对佳木河及哈山地表火山岩露头的关系却未作认真研究。佳木河组露头可往东追踪到哈1井井口一带，哈1井火山岩被公认为属石炭系，因而地表佳木河组的时代也应是石炭系。这样，要么井下的不是佳木河组，要么井下佳木河组的时代不是二叠纪，没有调和的余地。

323　侏罗系的划分对比

这本是盆地内研究最详、划分近于成熟的单元，但近年在生产中提出了一些新问题、新方案。起因是根据全盆地地震波组的追踪，发现盆地东部地区的八道湾组（J1b）相当于克-乌断裂下盘井下的八道湾组、三工河组（J1s）与西山窑组（J2x）的总和。于是，按此思路对地面、井下的划分进行普遍调整、重划。研究的加深划分应越来越细。如果不是趋细而返粗，说明对比有误，是一种倒退。更合理的方案应该更能处理和解决各方面存在的问题，而不是遗留更多问题。

关键问题有两个：一是将Jt2波组定为八道湾组上含煤段不可靠；二是油区断裂下盘井下的划分有误，错把八道湾组中下部的湖积层和中上部的含煤地层分别划成了三工河组和西山窑组。如果思路错了，工作做得越多，弯路越长，浪费越大。

324　白垩系、第三系的界线

这过去离油气生产较远，紫泥泉子组出气以后，成了生产热门课题。自前二十年起，相继在准盆北部原老第三系的红砾山组、乌伦古河组（这些还是朱先生等在50年代中期建立的）中发现了恐龙、恐龙蛋皮和其他相关化石，近年又在紫泥泉子组中部找到恐龙蛋皮，似乎这些岩组都应当划归白垩系了。本来按古生物学的规矩，时代随恐龙化石变更即可。然而，在不同地点，红砾山组也含有古新世双子叶植物群，乌伦古河组也含有大量始新世哺乳类，紫泥泉子组也找到啮齿类牙床，这些互相矛盾的事实却容不得简单从事。因此，还有待下大力气深入地寻找和研究这些化石的层位关系，有没有共生，或只是纯粹的上下关系？在没有最终解决以前，暂时以维持原方案或作跨时代处理为好。

4　关于勘探目标

41　盆地中央莫索湾地区的油气来源需要尽快确定

油气究竟单纯来自二叠系，还是包括来自侏罗系的混源油气？在确定侏罗系油气的时候需要留心与石炭系烃源有否差别，以作到准确无误，吸取彩南油源研究中遇到的麻烦和经验教训。油气源不同，勘探着眼点和方法都会有不同的考虑。如果是来自二叠系的油源，早期进入侏罗系的可能以油为主，而较晚进入的则只能是气了。如果是侏罗系自己的油气，若以油为主，表明先油到达的气已过；若以气为主，则油还在后边，南侧斜坡区远景就大一些。

42　南缘次生油气藏要加大勘探力度

霍玛吐构造带已证明为表皮褶皱，卷入变形的主要是白垩系和第三系，重要的储集层系有喀拉扎组、清水河组、东沟组和紫泥泉子组。前二者钻到的可能性不多，后二者中的砂砾质孔隙储层不稳定，但却是可钻到的现实目的层位。地质研究有两个急需课题，一是山地地震如何尽可能地查明褶皱的内部结构和各断块内的地层分布；二是对吐谷鲁背斜出油的成藏条件进行研究。

呼图壁气田的发现，促使人们要加速对安集海、西湖等平缓背斜的深化勘探。

南缘山前构造的勘探工程工艺始终是一大难题，一是如何才能打穿安集海河组的厚泥岩层，二是要过好霍玛吐和独山子的陡构造关。

43　齐北逆掩断层的规模要争取早日查清

山前第三系的表皮构造与南来的推挤和变形平衡有关。现在只在齐古背斜北翼看到中新生界有明显的逆掩推覆错断现象，而且浅层断面未见明显的通天标志；地表第三系内也未发现断层。按理断层应发生于早更新世末的喜马拉雅期主幕，最高断开什么层位应认真研究。这个断点绝非孤立现象，按理往东往西都应延伸很远，至少在霍玛吐延伸的范围内都存在；甚至可能还要西延，与托斯台北部的大断层有无联系？往东止于何处？断层上盘的某些地段有无勘探价值？下盘有哪些埋藏圈闭和有利领域？所有这些，都需要认真地进行研究。

44　四棵树坳陷的勘探要继续深化

这是盆地西部的一个大领域。20世纪80年代的中后期和90年代早期作了不少工作，因未获突破而停顿下来。坳陷中应有适宜成烃的二叠系源岩，地表油气苗说明油源有保证。目的层应着眼于中生界，领域应放在北部边缘断阶区的超断带内。卡因迪克和其北侧的深层应作为研究重点，以选择作为深井钻探的突破点。

2000年按这个思路钻的卡6井，已在白垩系和老第三系中获得高产量油气。卡因迪克构造的出油，为准噶尔盆地南缘长达半个世纪的勘探求索重塑了“金身”。