乌参1地质设计

新疆新疆密级：商密▲准噶尔盆地乌伦古坳陷索索泉凹陷井号：乌参1井别：参数井钻井地质设计书胜利石油管理局地质录井公司二○○九年十二月八日准噶尔盆地乌伦古坳陷索索泉凹陷井号：乌参1井别：参数井钻井地质设计书设计单位：中国石化胜利石油管理局地质录井公司设计人：单森、杨延学、王胜贵、韩婉琳初审人：审核人：中国石化胜利油田分公司新疆勘探开发中心二○○九年十二月八日乌参1井钻井地质设计书地质设计审批表新疆勘探开发中心技术负责人审查意见：新疆勘探开发中心单位负责人审查意见：油田总地质师审批意见：乌参1井钻井地质设计书目录TOC\t"标题3,1,标题4,2"一、基本数据 --一、基本数据1、井号：乌参1井2、井别：参数井3、井位：(1)井位坐标井口纵X：5064027.88m横Y：15643839.07(2)地面海拔：m(3)井口地理位置：新疆维吾尔自治区阿勒泰地区福海县境内。滴北1井井口方位3°距离18253m。(4)构造位置：准噶尔盆地乌伦古坳陷索索泉凹陷。(5)测线位置：乌伦古二维：Z09-WLG-NE347与Z09-WLG-NW590。4、设计井深：7000m。5、目的层：石炭系。6、完钻层位及完钻原则(1)完钻层位：石炭系塔木岗组。(2)完钻原则：进入石炭系塔木岗组80m，井底50m无油气显示完钻。二、区域地质简介1、地层构造概况乌参1井位于准噶尔盆地乌伦古坳陷索索泉凹陷。准噶尔盆地位于我国新疆北部，盆地周边被山地环绕，西北面有总体走向NE-NNE向的扎伊尔山、哈拉阿拉特山，东北面有总体走向NW向的青格里底山和克拉美丽山，南面有总体走向NWW—近EW向的伊林黑比尔根山和博格达山，使之呈三角形形态，面积约13万平方千米，是我国西部重要的含油气盆地之一。区域构造背景上，准噶尔地块是欧亚大陆的重要组成部分，北邻西伯利亚板块，西接哈萨克斯坦板块，南邻塔里木板块，处于阿尔泰褶皱带、西准噶尔褶皱带、东准噶尔褶皱带和依林黑比尔根山（北天山）褶皱带所夹持的三角地带。肖序常等（2001）完成的国家305项目《新疆地壳结构与地质演化》专题中，将准噶尔盆地划分在哈萨克克斯坦—准噶尔板块，并认为这一板块是由前寒武纪破裂后漂移在北天山洋（古亚洲洋的中支）的多个陆块最终在古生代晚期完成拼合而成的，与南部的塔里木板块和北部的西伯利亚板块之间都有大型的深断裂和板块缝合带焊接（图1）。这些深断裂和缝合带附近分布有蛇绿岩套、蛇绿混杂岩体、蓝片岩带和强烈褶皱冲断带，它代表古洋壳、洋壳俯冲带和陆-陆碰撞曾经发育的地带。根据晚海西期盆地隆坳构造格局以及印支、燕山、喜马拉雅运动对盆地构造改造作用以及构造单元划分习惯，将准噶尔盆地划分为乌伦古坳陷、陆梁隆起、中央坳陷、西部隆起、东部隆起和天山山前冲断带等6个二级构造单元，又可细分为44个三级构造单元。习惯上将西部隆起的乌夏断阶带、陆梁隆起的石英滩凸起和英西凹陷以及滴北斜坡、乌伦古坳陷的索索泉凹陷和红岩断阶带等构造单元统称为准噶尔盆地北缘地区（图2）。图1准噶尔盆地构造位置图①额尔齐斯断裂；②克拉美丽-麦钦乌拉缝合线；③达尔布特断裂带；④艾比湖—星星峡缝合线；⑤汗腾格里—库米什断裂带；Ⅰ准噶尔盆地；Ⅱ博格达陆间裂谷褶皱带；Ⅲ吐哈盆地；Ⅳ觉罗塔格构造带图2准噶尔盆地北缘构造单元划分图乌伦古坳陷为准噶尔盆地的一个二级构造单元，呈北西西向近菱形展布，东抵克拉美丽山前一侧收缩变窄，西至德伦山乌兰林格断裂，北抵青格里底山山前一带，南界以陆梁-三个泉断裂为界（图2）。坳陷内部以吐丝托依拉断裂和乌伦古东断裂为界，分为南部的索索泉凹陷和北部的红岩断阶带两个构造单元。布格重力异常图揭示坳陷内重力低带对应为索索泉凹陷。2、构造演化盆地构造演化与区域大地构造演化密切相关。准噶尔盆地及周边经历了多旋回的构造运动，盆地本身也是一个多旋回发育的沉积盆地。沉积地层、岩浆岩及区域构造变形记录了区域构造演化特征。准噶尔古地块在石炭纪之前主要经历有如下2个阶段：（1）前震旦纪结晶基底发育阶段。准噶尔古陆块在新元古代属于罗丁(Rodinia)超级大陆的一部分，至少是在新元古代的构造作用中就已经形成了结晶基底。例如盆地北部德伦山南缘露头区和盆地北部陆梁隆起西段英1井的两块下白垩统砂岩的锆石U-Pb测年数据中，首次发现准噶尔地区元古代-太古代的古老锆石U-Pb年龄记录。其中，英1井下白垩统砂岩样品的锆石U-Pb测年给出2682±6Ma和709～758Ma的谐和年龄记录，德伦山南缘下白垩统露头砂岩样品的锆石U-Pb测年给出1496±13Ma、1207±67Ma和736～845Ma的谐和年龄记录。这两块样品的单颗粒锆石的阴极发光图像呈现具岩浆成因的明显环带结构，微量元素分析结果表明这些锆石来自于地壳重熔或地壳混染花岗岩成因的岩浆，这表明研究区所在的准噶尔地区有可能存在0.71～2.6Ga的古老地块（陈刚等，2008）。罗丁古陆最终拼合是在1300-1000Ma的构造运动（相当于晋宁运动）中完成的，大致在800Ma前后的裂陷作用使古大陆完全解体。（2）震旦纪至泥盆纪早期的“多陆洋”的开合阶段。新疆不同区域零星有震旦系出露，主要是陆源碎屑岩、火山碎屑岩和火山岩。其中火山岩以玄武岩、流纹岩为主，显示双峰式的成分特征，表明震旦纪的区域大地构造以裂陷伸展环境为主。寒武纪仍然是以裂陷伸展环境作用为主，准噶尔古陆块与其主大陆（东冈瓦纳古陆）完全分开，使准噶尔古陆块成为古亚洲洋中的微型大陆（当时准噶尔古陆块与吐哈古陆块应该是联接在一起的），并且古陆块周边发育大陆边缘盆地（以被动大陆边缘为主）。奥陶纪—志留纪，准噶尔古陆块东北缘（现方位）开始转为主动大陆边缘，并在奥陶纪继阿尔泰地块之后增生到西伯利亚古板块南缘，泥盆纪早期拼合的西伯利亚南部大陆边缘又开始裂陷出现一些小洋盆（如准噶尔陆块与阿尔泰之间的克拉美丽小洋盆，小洋盆经历小规模的开合之后，最终在石炭纪完全焊接在西伯利亚板块南部边缘。西部边缘、南部边缘的古洋盆在奥陶纪也开始收缩，但是仍然为被动大陆边缘盆地特征，至泥盆纪才开始出现以岛弧为特征的主动大陆边缘盆地特征，古洋盆最终也是在石炭纪完全闭合的。据肖序常等(1992)、Y.Feng等(1989)、Coleman等(1989)资料,准噶尔盆地及其邻区在早古生代发育有唐巴勒晚寒武-早奥陶世、玛依内志留纪、达拉布特、克拉美丽早、中泥盆世、阿尔曼太中、晚泥盆世和北天山巴音沟早石炭世多期小洋盆。陈发景等（2005）根据蛇绿混杂岩和蓝片岩时代，弧前盆地和岛弧火山岩的时代，推测在本区有奥陶纪末、志留纪末、泥盆纪末和早石炭世末4期洋壳消亡。泥盆纪末和早石炭世末,哈萨克斯坦板块的准噶尔块体最终分别与西伯利亚板块和塔里木板块拼贴在一起，但是并未完全闭合。由于小洋盆和陆壳块体范围小，碰撞性质为软碰撞，表现为残留海沉积。准噶尔盆地北缘早古生代至晚古生代早期发育的三条大的区域断裂带就与该时期的多陆洋的开合密切相关：（1）额尔齐斯—布尔根蛇绿岩混杂岩带，代表哈萨克斯坦—准噶尔板块与西伯利亚板块缝合带的一级构造单元边界，规模大、连续性好；（2）和布克赛－洪古勒楞－阿尔曼泰蛇绿混杂岩断裂带，该断裂带主体沿北西西至南东东走向、呈向北凸出的弧形展布。西段以和布克赛和洪古勒楞蛇绿混杂岩最为典型，对其形成时代目前仍存在较宽时间域的争议，但主要集中在志留纪－泥盆纪(白文吉等，1986；肖序常等，1992；张良臣，1995；黄建华，1995；涂光炽，2003)；东段以扎河坝和阿尔曼泰蛇绿混杂岩最为典型，形成时代主体集中在460～500Ma(刘伟等，1993；何国琦等，2001；金成伟等，2001；简平等，2003；肖文交，2006)。由此来看，该蛇绿混杂岩断裂带的形成年龄虽然东、西不完全相同，但主体集中于早古生代、部分延续至晚古生代的泥盆纪，表明这是一条以加里东－早海西期为主要构造侵位期的蛇绿混杂岩断裂带，并造成断裂带以北相应时期沉积岩石地层单元的变质变形，构成哈尔交－萨尔托海PZ1-D沟弧体系及其加里东-早海西期的复合变形区；（3）达拉布特－克拉美丽蛇绿混杂岩断裂带，该断裂带与和布克赛－洪古勒楞－阿尔曼泰蛇绿混杂岩断裂带近于平行并置，主体沿北西西至南东东走向、呈向北凸出的弧形展布。西段发育有唐巴勒蛇绿岩和达拉布特蛇绿岩，唐巴勒蛇绿岩主要为地幔橄榄岩和熔岩，伴有蓝闪片岩(肖序常等，1992)，并被下志留统恰尔尕也组陆缘碎屑沉积层不整合覆盖，Rb-Sr等时线年龄为421±65.7Ma(白文吉，1995)；达拉布特蛇绿岩以方辉橄榄岩为主、含少量二辉橄榄岩、纯橄岩以及镁铁质橄长岩、辉长岩、辉绿岩和火山岩(枕状熔岩和块状玄武岩)，主要形成于晚志留世－泥盆纪(杨瑞瑛等2000，姜勇2003)。东段的克拉麦里蛇绿岩主要为蛇纹岩、变质辉长岩、辉绿岩和玄武岩组合，形成于泥盆纪－早石炭世(李锦轶等，1990)，并被石炭系下统上部的南明水组不整合覆盖。因此，该断裂带一条以早－中海西期为主要构造侵位期的蛇绿混杂岩断裂带，并造成断裂带以北相应时期沉积岩石地层单元的变质变形，构成托里－库普－三塘湖D-C沟弧体系及其早－中海西期复合变形区(图3)。这些超基性岩带都是古生代（主要是晚古生代）洋盆消减的标志，超基性岩带一侧或两侧有古生代陆缘或岛弧火山岩及具有大陆边缘盆地特征的古生代沉积岩层。反映了古生代准噶尔及周边地区开合的地质演化历史。陈刚等（2008）根据准北区域古生代蛇绿岩与花岗岩构造年代学的统计分析，结合区域地质构造研究表明，古生代洋盆扩张期主要发生在早古生代晚寒武世－早奥陶世的490Ma±和晚古生代早泥盆世的410Ma±；中晚泥盆世－早石炭世进入了古洋盆俯冲消减与多岛弧增生拼合的构造演化阶段，其中，碰撞型花岗岩老年龄组和蛇绿混杂岩年轻年龄组叠合分布给出了早石炭世末310～315Ma±一组重要峰值年龄事件，对应于克拉美丽缝合带的闭合时限，表明研究区古生代洋盆最终闭合-消亡事件主要发生在早石炭世末的早海西构造期。因此，准噶尔古生代有限洋盆的形成演化至少可划分为两个阶段，一是早古生代－晚古生代早泥盆世古洋盆有限扩张阶段，二是中晚泥盆世生代早泥盆世古洋图3准北山前带前中生代缝合带分布图（陈刚等，2008）盆有限扩张阶段，二是中晚泥盆世－早石炭世古洋盆俯冲消减与多岛弧增生拼合－残余(洋)海盆阶段。结合区域构造演化特征和野外露头、地震、钻井和地球化学资料，乌伦古坳陷自石炭纪以来经历了海西至喜山期多次构造活动改造，可分为2个大的阶段，即过渡层发育阶段（D3-P11）和盖层发育阶段(P12-Q)。在奥陶纪以前，阿尔泰地块面对萨彦洋盆具有被动陆缘的特征，阿尔泰地块与准噶尔地块之间为阿尔曼太洋盆（李锦轶等,2004；1988；1989；1990；1991，1991a，1991b）；奥陶纪期间，萨彦洋盆闭合，阿尔泰地块与西伯利亚古板块拼接；奥陶纪-志留纪期间，表现为准噶尔地块与阿尔泰地块的碰撞。志留纪末，阿尔曼太洋盆关闭（肖序常等，1992；张良臣，1995），形成阿尔曼太缝合带，准噶尔地块与阿尔泰地块之间形成残留浅海环境（图4）。（1）过渡层发育阶段（D3-P11）：晚古生代，准噶尔盆地北部主要表现为微陆块与小样盆相间的古构造格局。早泥盆世，伸展作用广泛发育于西伯利亚古陆及其边缘地区，在准噶尔地块与阿尔泰地块之间形成了克拉美丽洋盆和额尔齐斯小洋盆。根据该蛇绿岩图4准噶尔地区古生代构造演化示意剖面图带硅质岩中含有泥盆纪和早石炭世的放射虫化石表明该蛇绿岩是泥盆纪初形成，在早石炭世晚期关闭的洋盆（李锦轶等，1990a；舒良树等，2002）。该期张性环境可能与早古生代末的碰撞褶皱所诱发，也可能与该区地幔对流体制有关；中泥盆世，从该时期开始，本区又进入洋盆聚敛演化阶段，克拉美丽洋壳向北俯冲，额尔齐斯洋壳向阿尔泰地块发生俯冲；晚泥盆世末，额尔齐斯洋盆完全闭合，形成额尔齐斯缝合带。此时，克拉美丽洋盆尚未闭合；早石炭世早-中期，克拉美丽洋壳继续向北俯冲，在阿尔曼太缝合带南侧形成一些水下岛弧，乌伦古坳陷与五彩湾位于这些水下岛弧的两侧，属于浅海相、海陆过渡相环境；早石炭世晚期，克拉美丽洋盆晚期闭合（舒良树等，2003），被石炭世晚期至晚石炭世残余海盆堆积物不整合覆盖，约300Ma的晚石炭世的花岗岩岩基侵入（李锦轶，1995），其南侧被动陆缘沉积岩系之上沉积早石炭世晚期山梁砾石组厚达1600m的砾石（新疆地质矿产局，1999），形成克拉美丽缝合带，也结束了区内洋陆格局的演化，并于克拉美丽缝合带南侧五彩湾及邻区形成残余的陆缘海（李亚萍，东准噶尔晚石炭世形成的有限裂陷槽迅速关闭，构造回返，发生向北大规模挤压推覆，形成克拉美丽山前冲断带，发育前陆型盆地-东道海子北五彩湾-大井-石钱滩凹陷。北准噶尔覆盖区地幔物质上涌，伴随岩浆的上拱也产生一些规模较大的逆断层，受哈萨克斯坦与西伯利亚板块不对称挤压右行扭动及乌伦古地体抵触作用，沿陆梁隆起中部及盆地中部莫北-石西-石东凸起形成冲断，从而分割了盆地中央坳陷与陆梁隆起，造就了盆地南北向沿莫北-石西-石东凸起东西两侧构造走向与构造样式上的差异。早二叠世早期，东西准噶尔再一次进入碰撞期后应力松弛期；由于东准噶尔已经拼合形成一个整体，仅在克拉美丽造山带后缘扎河坝-库普-三塘湖地区地壳薄弱带发育局部裂陷槽-山间断陷或盆地（图5），沿深大断裂带形成陆内火山岩沉积建造，二叠系展布较为局限，在乌伦古地区认为不发育二叠系。图5准噶尔盆地东西向晚石炭世-早二叠世构造演化模式图(据武晓智等，2009)（2）盖层发育阶段(P12-Q)：中二叠世以来，准噶尔盆地进入沉积盖层发育阶段，但由于乌伦古地区在二叠纪时期处于隆起剥蚀阶段，普遍没有二叠系沉积，因此，盖层发育阶段确切地讲是从三叠纪开始的。根据盆地的演化特征可分为如下2个阶段（图6）：图6乌伦古坳陷Z01ZH06地震测线构造演化剖面图①整体下陷阶段(T3-K)：印支期时隆起区逐渐下沉，北缘地区开始接受沉积，但沉积范围局限，初期仅限于与玛湖凹陷相连的石英滩地区；至晚印支期，准噶尔盆地大规模湖侵，水体向北越过陆梁，整个大北缘地区开始接受上三叠统陆相碎屑岩沉积。三叠纪仅有上三叠统黄山街组沉积，厚度仅为400～800m；侏罗纪也是坳陷发育鼎盛时期，沉积厚度最大，约在1150～2800m早侏罗世，准噶尔盆地东北缘又受北东-南西向或北北东-南南西向伸展应力的作用，三叠纪的正断层重新活跃。但与三叠纪时期相比，早侏罗世的伸展作用明显较弱，沉积的早侏罗世八道湾组（J1b）和三工河组（J1s）明显较薄。早侏罗世末，区域应力场变为挤压，因而在乌伦古坳陷地区发育有一期强度很弱的挤压变形。中侏罗世，北东-南西向或北北东-南南西向伸展作用明显增强，准噶尔盆地东北缘再一次进入强烈的伸展活动阶段，并形成“北断南超”的箕状断陷。在断陷中沉积了厚度较大、自北向南超覆的中侏罗世西山窑组（J２x）的沉积。西山窑组（J２x）沉积末，区域应力场再次发生反转，在强烈的挤压应力场的作用下，准噶尔盆地东北缘发生强烈的逆冲活动，地层遭受强烈的褶皱变形和剥蚀。这次构造变形，是准噶尔盆地东北缘进入中生代以来最强烈的一次构造事件，可能与西北利亚板块与蒙古-华北板块的碰撞、拼贴作用有关。西山窑组（J２x）沉积以后，由于西伯利亚板块持续向南的挤压作用，准噶尔盆地东北缘一直处于挤压的状态，并沉积了中-晚侏罗世石树沟群（J2-3sh）的沉积。石树沟群（J2-3sh）沉积末，区域挤压应力增强，先前的逆断层重新活动，乌伦古坳陷及青格里底山地区遭受逆冲变形，地层发生褶皱并遭受剥蚀。早白垩世，准噶尔盆地东北缘进入造山期后的伸展状态，沉积了厚度较大的吐谷鲁群（K1tg）的沉积。早白垩世末，由于西伯利亚板块持续向南的挤压作用，以及鄂霍次克洋的最终关闭，准噶尔盆地东北缘又处于挤压应力场之中，该区域的逆断层重新活动，地层被冲断，遭受褶皱变形并被剥蚀。总体看中生代乌伦古坳陷沉降程度不一，早期为南北两侧以断裂控制的挤压型断陷为特征，北侧的吐丝托依拉断裂上盘抬升较高、下盘沉积较快，南侧的三个泉断裂垂向错断幅度明显小于吐丝托依拉断裂，致使断陷内沉积中心紧靠北侧的断阶带、沉积表现为南薄北厚、南缓北陡的箕状形态。②再次隆起阶段(E-Q)：发生在喜马拉雅构造运动后期。古近纪时期，乌伦古坳陷和准噶尔盆地北部一样，仍然处于一种间断下沉和间断上升的震荡过程，碎屑岩沉积总厚度约在200～300m之间；新近纪时期，该区在转为坳陷型沉积之后首次整体抬升，北部吐丝托依拉断裂再次活动，断开新近系至地表，形成该区古近系广泛出露。3、断裂特征准噶尔盆地大北缘地区发育的断裂延伸方向主要为NE向和NW两组，其次为近EW向和近SN向（图7）。不同方向断裂发育时间、地点、性质及其对沉积的控制作用有所不同。在乌伦古坳陷地区，断裂主要发育在周缘，平面上以NW-SE走向断层为主,剖面上主要表现为基底卷入型断层。其中，区域性断层主要分布在北部山前带，坳陷中部发育部分规模较小的逆断层。北部山前断裂规模大、延伸距离长，是乌伦古坳陷的边界断层，是海西－印支期形成并长期发育的逆冲断层；坳陷中部断裂规模小、延伸短，是局部构造的控制断层，形成于晚燕山期，后期构造运动对其影响较小。主要断裂特征描述如下：吐丝托依拉断裂：位于乌伦古坳陷的北部，该断裂平面上呈NW方向延伸，在伦3井一带发生弧形转弯，走向转为NE方向延伸，北倾逆断层，地震剖面表现为下断至石炭系、上断至古近系，属逆冲断层。在工区内长约160km，该断裂海西期开始形成，燕山晚期～喜山期长期强烈活动，造成断层上盘地层被大量剥蚀，古近系直接覆盖在石炭系之上（图8）。图7准噶尔盆地北缘区域断裂构造体系图（陈刚等，2008）乌伦古北断裂：位于乌伦古坳陷的北部，与吐丝托依拉断裂平行伴生，两者平面距离很近，剖面形成断夹片。该断裂平面上呈NW方向延伸，在伦3井一带发生弧形转弯，走向转为NE方向延伸，北倾逆断层，地震剖面表现为下断至石炭系、上断至古近系，属逆冲断层。在工区内长约140km，该断裂海西期开始形成，燕山晚期～喜山期长期强烈活动，造成断层上盘地层被大量剥蚀，古近系直接覆盖在石炭系之上（图8）。乌伦古东断裂：位于乌伦古坳陷东北部，平面上呈NW向延伸，在伦3井一带发生弧形转弯，走向转为NNE方向延伸，整体与青格里底山展布方向一致，NE倾逆断层。在区内长约140km，地震剖面表现为下断至石炭系、上断开古近系，属逆冲断层，最大断距1800m图8过吐丝托依拉断裂、乌伦古北断裂L8109地震剖面红盆断裂：位于坳陷的东部，是索索泉凹陷的边界断裂，NE倾逆断层，平面上呈NW走向，延伸长度约80km。地震剖面上表现为下断至石炭系、上断开古近系，属逆冲断层。该断裂控制着红盆构造的形成与发展。图9过伦2井南断裂、乌伦古东断裂WL9403AB地震剖面伦2井南断裂：位于坳陷中部，平面上呈NW向延伸，北倾逆断层，延伸长度64km，断裂中部断距大约1500m，向两端断距逐渐减小。剖面上表现为下断开三叠系、上断开侏罗系（图9）。喀拉萨依断裂：位于坳陷的东南部，平面上呈近EW走向，N倾逆断层，在工区内延伸长度约70km，断开层位三叠系—侏罗系。本区断裂形成期大多在三叠纪甚至更早，平面上断裂主要集中分布在坳陷的东南部及北部地区。这些断裂的共性是形成早，活动期长，与构造相伴生，控制着构造带及圈闭的形成与展布。其中，东南部及北部地区断层以断距大、延伸长、断开层位多为特点，断层多为基底卷入类型；而坳陷中部则以断距小、延伸长度短、断开层位少为特征，这类小断层对低幅度构造的形成起控制作用，主要为燕山晚期运动的产物。4、局部构造特征目前局部构造单元划分为两大部分，即红岩断阶、索索泉凹陷，现述如下：（1）红岩断阶带由乌伦古坳陷东北缘吐丝托依拉断裂、乌伦古北断裂、伦2井南断裂、乌伦古东断裂以及红盆断裂夹持形成台阶状的断块、断背斜组成。断阶内西窄东宽，西面吐丝托依拉断裂、乌伦古北断裂平行伴生，平面距离仅0.5km～1km。东面乌伦古东断裂以及红盆断裂之间相对宽缓，平面距离约12km。在伦2、伦3井一带可能发育着硬块起砥柱作用，致使吐丝托依拉断裂和乌伦古东断裂在此发生弧形转弯，后期硬块活动又产生了伦2井南断裂。因此，由这三条断裂在此组成了“三角”断褶区。断褶区内发育着鼻状构造和小断裂，比较大的有：伦2井鼻状背斜、伦3井鼻状背斜以及东面的伦6井鼻状背斜，它们是在燕山Ⅰ幕运动中受冲断挤压时牵引所致。红岩断阶带晚三叠统、侏罗系超覆减薄在石炭系之上，与索索泉凹陷沉积地层相同，反映了沉积时断裂基本不活动。吐丝托依拉断裂、乌伦古东断裂冲断活动强烈，从燕山期一直到喜山期，地震剖面反映断至古今系，可能对油气聚集起破坏作用，但也为上覆地层储集油气创造了条件。乌伦古地区NE向地震剖面解释结果表明，由NW向SE，红岩断阶带构造推覆强度具有“两端高、中间低”的特征，这点在断距变化上表现尤为明显，此外构造样式也由单纯的逆冲推覆过渡至逆冲-走滑为主，断裂在剖面上具有明显的Y字特征（图10；图11）。图10乌伦古地区331.4二维地震测线解释结果图11乌伦古地区380二维地震测线解释结果（2）索索泉凹陷索索泉凹陷紧邻红岩断阶带呈NW向展布，该凹陷北界是以伦2井南断裂、红盆断裂相分，南以三个泉断裂、喀拉萨依断裂相隔，东抵克拉美丽山以北及红盆断裂，西至德伦山乌兰林格断裂，面积约7000km2。在凹陷的中心部位无论是基岩顶面构造图，还是三叠系底界构造图，侏罗系底界构造图均存在着海拔在-4800m、-4000m、-3100m的凹陷中心。反映了该凹陷是一个典型的向斜构造，无论沉积厚度还是埋藏深度都比较大，是乌伦古坳陷的凹陷中心。伦参1井揭示该凹陷主要发育石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系和新近系地层，缺失二叠系地层。侏罗系以上地层厚度超过4000m，三叠系较薄，约200～300m，石炭系发育巨厚的火山岩地层，钻入石炭系约1000m，未见底。由于未钻遇石炭系烃源岩，目前对于该凹陷烃源岩尚存争议，但是根据与凹陷相邻的滴北凸起上钻探的泉1井，在侏罗系三工河组获得高产气流，另外伦5井等见丰富油气显示，表明凹陷石炭系或三叠系已达到成熟-高成熟的热演化阶段，发生和经历过油气另外，构成青格里底研究区主体的滴北凸起总体上处于陆梁隆起北坡向乌伦古坳陷倾斜的斜坡构造背景，由于东西走向、向南逆冲的喀拉萨依等逆断层的冲断作用，形成了沿断层带展布的一系列断背斜或背斜构造，而且这些断背斜或背斜构造大多呈现为轴面倾向北的不对称构造样式，总体构成了滴北凸起北倾斜坡背景下的东西向构造高带，并沿喀拉萨依断裂带走向方向发育多个断背斜或背斜构造，有利于油气的聚集成藏。根据泉1、滴北1井揭示，该区侏罗系以上层系厚约1700m，三叠系较薄，约200m，石炭系火山岩厚度较大，钻入约900m未见底。侏罗系、三叠系烃源岩整体较差，仅部分达到较好烃源岩标准。凸起西侧泉1井于三叠系、侏罗系见油气，并于侏罗系三工河组获得高产气流，反映了滴北凸起良好的油气勘探前景。5、沉积特征(1)地层特征根据钻井及地震资料解释，结合周边出露的情况，乌伦古坳陷自下而上发育石炭系塔木岗组（C1t）、滴水泉组（C1d）、巴塔玛依内山组（C2b）,三叠系黄山街组（T3h），侏罗系八道湾组（J1b）、三工河组（J1s）、西山窑组（J2x）、石树沟群（J2-3sh）、白垩系吐谷鲁群（K1tg）以及古近系-第四系（E-Q），缺失二叠系-三叠系中下统、侏罗系上统和白垩系上部地层。其中中新生代主要以一套河流-湖泊相的粗碎屑和含煤建造，古生代主要以一套海陆过渡相碎屑岩及火山建造。各层系沉积特征具体如下：①石炭系乌伦古坳陷石炭系采用将军庙地层小区系统，自下而上发育石炭系下统塔木岗组、滴水泉组，上统巴塔玛依内山组和石钱滩组。乌伦古坳陷的南缘早石炭世发育的岛弧火山岩，乌伦古地区可能沉积形成了巨厚层暗色泥质岩，为烃源岩的发育创造了条件；早石炭世晚期一晚石炭世早期，东准噶尔进入碰撞期后构造应力松弛期，沿克拉美丽碰撞带前缘形成短期伸展构造环境，沿深大断裂形成巨厚的巴塔玛依内山组火山岩组合序列充填与频繁的海陆交互相沉积建造。晚石炭世受挤压变形、火山活动和北升南降的构造作用影响，东、西地区地势高低、沉积特征发生了倒换，西部由低变高，东部由高变低，表现为东南部由陆相向海陆过渡相、开阔台地相沉积演化。乌伦古坳陷石炭系上统地层钻井均有揭示，其中伦2井钻揭1063m，上部岩性主要为大套的花岗岩约800m，下部为暗色泥岩与安山岩互层；伦参1井钻遇921m，主要为凝灰岩；滴北1井钻遇926m②三叠系三叠系地层在该区仅沉积有上三叠统黄山街组（T3h），岩性上部为中厚层状深灰、灰黑色泥岩、深灰色粉砂质泥岩与中厚层状灰色细砂岩、薄层状灰色粉砂岩不等厚互层。下部为巨厚层状深灰、灰黑色、褐色泥岩，夹薄层状灰色泥质粉砂岩。从早三叠世开始，盆地主体下沉，开始发生大规模湖侵，沉积范围扩张到陆梁隆起东南部，乌伦古地区仍未接受沉积。直到晚三叠世，湖域范围达到最大，陆梁隆起、乌伦古坳陷开始全面接受沉积，达到了整个三叠纪湖盆鼎盛期，除盆地边缘发育三角洲相沉积外，形成了区域性滨湖-半深湖相泥质岩沉积。三叠系整体沉积厚度也不大，但上三叠统滨湖-半深湖相泥岩在全区均有分布，为一套很好的区域盖层。乌伦古地区三叠系地层钻井揭示厚度300m③侏罗系晚三叠世之后，盆地构造趋于稳定，气候趋于温暖潮湿，乌伦古坳陷开始全面接受侏罗系沉积。主要发育辫状河、三角洲、滨浅湖相砂泥岩沉积。燕山中期运动使早中侏罗世沉积的西山窑组及以下地层发生隆起、变形，并遭受剥蚀，形成了西山窑组与上覆地层的区域不整合。侏罗纪末，准噶尔盆地开始了新的构造运动，盆地抬升，湖域缩小，进而消亡，盆地内大部分地区的中上侏罗统遭受了剥蚀，其中西北缘被剥蚀最为严重。目前侏罗系残余厚度乌伦古地区为500-25④白垩系石英滩地区、乌伦古坳陷边部地区为辫状河流及三角洲相发育区，有利于形成砂岩储集层。中晚期以滨浅湖、浅湖相细碎屑岩沉积为主；晚白垩世，湖盆骤然缩小，气候变得更干热，主要发育冲积扇、河流相、泛滥平原相红色粗碎屑岩沉积。⑤古近系在继承晚白垩世古地貌的基础上，第三纪时盆地呈西南倾的缓坡。古近纪，气候逐渐趋于半干旱-半湿热，湖域范围也比晚白垩世扩大，但湖相沉积主要集中在盆地南部，以呼图壁-玛纳斯为沉积中心。根据钻井、露头剖面、地震剖面分析，盆地北部仅接受了下第三系沉积。新近纪湖盆强烈收缩，北部隆升剥蚀，未接受沉积。(2)烃源岩特征伦古坳陷主要发育四套烃源岩，分别为中生界的中下侏罗统煤系地层和三叠系黄山街组暗色泥岩以及古生界的石炭系巴塔玛依内山组烃源岩和石炭系滴水泉组（或相当层位）烃源岩。①中生界烃源岩中生界是确定的烃源岩分布层位，中下侏罗统地层中源岩层累计厚60～150m左右，三叠系黄山街组暗色泥岩厚度为50～75m。中下侏罗统源岩由暗色泥岩和煤组成，有机质类型为Ⅲ-Ⅱ2型，暗色泥岩有机碳百分含量均值在1.4左右，Ro%在0.47～0.87之间，平均值为0.65左右，因此属于未熟-低熟烃源岩，生烃潜力有限，因此可将中下侏罗统烃源岩划归为无效烃源岩。②石炭系烃源岩准噶尔北缘分布的石炭系地层包括上统巴塔玛依内山组和下统滴水泉组（或相应的地层）。由于没有探井钻遇石炭系烃源岩，因此在乌伦古坳陷区的石炭系烃源岩层仅为推测烃源岩层。滴北1井和伦5井原油地化指标分析表明其与石炭系烃源岩亲缘关系较近。位于乌伦古坳陷东南边缘的泉1井、滴西9井、滴西8井的油气源研究结果表明其油气来自石炭系烃源岩，进一步证实了石炭系烃源岩的有效性。因此，通过区域地质条件和已钻探井的油气显示分析，推测在乌伦古坳陷区存在石炭系有效烃源岩。巴塔玛依内山组是一套以火成岩为主的地层，形成的环境是后碰撞的陆内裂谷环境，主要为一套火山碎屑岩、火山熔岩、沉凝灰岩和少量沉积岩的陆相火山沉积。巴塔玛依内山组地层厚度的变化特点是靠近裂陷区火山岩相关地层较厚，而在裂陷区之外则主要以凝灰岩、沉凝灰岩或常规碎屑沉积岩为主，且厚度相对较薄。巴塔玛依内山组的源岩主要形成于火山喷发间隙或远离喷发环境形成的湖相或沼泽相地层，烃源岩为暗色泥岩和煤或碳质泥岩。通过对准噶尔北缘所钻遇的巴塔玛依内山组地层的源岩统计，暗色泥岩（或煤和炭质泥岩）占巴塔玛依内山组地层的比例较小，一般不超过地层总厚度的15％，暗色泥岩有机碳含量平均值变化范围为0.5％～3％，热解峰温Tmax的变化范围（434℃～465℃），总体上处于成熟阶段。对于乌伦古坳陷，据钻遇巴塔玛依内山组地层的伦参1、伦6、伦2、伦5井和滴北1等探井揭露，巴塔玛依内山组在乌伦古坳陷中，石炭系滴水泉组烃源岩目前还没有钻井揭示，但前期研究结果和已有资料推测该区发育有滴水泉组烃源岩，并且是一套较好烃源岩。研究认为，乌伦古地区早石炭为浅海-半深海沉积环境，具备发育烃源岩的岩相古地理条件。根据上述野外露头和钻井资料所建立的沉积建造分析结果来看，准噶尔盆地北缘早石炭世古地理具有如下特征：准噶尔盆地北缘早石炭世残余海盆分布广泛，陆块主要有阿尔泰古陆和准噶尔古陆两大块。此时，克拉美丽俯冲带尚未完全缝合，在准东三塘湖克拉美丽俯冲带附近存在残余洋壳，水体较深，存在条带状深海—半深海沉积；在准噶尔西北缘存在一条规模较小的俯冲带，存在西准噶尔洋残余洋壳，其东南侧水体较深，为深海—半深海相沉积环境。在两个俯冲带附近，火山活动较为强烈，为火山频发环境。准噶尔陆块与乌伦古之间的陆梁—五彩湾为海陆过渡相环境。残余海盆的滨浅海相环境主要分布于克拉美丽俯冲带与额尔齐斯缝合带之间，主要由富含腕足、双壳、螺、三叶虫、苔藓虫、海百合茎、瓣腮类等浅水相动物化石的黑山头组、南明水（那林卡拉）组组成。下部为海相正常碎屑岩沉积、火山碎屑岩、火山熔岩岩石组合沉积序列；上部岩性主要为黄绿色、灰绿色陆缘碎屑岩、火山碎屑岩沉积，其中含有较多的杂砂岩、长石质杂砂岩。浅海相区向东收敛、向西南撒开，指示海盆中心相区主要位于达拉布特及其以西地区。在克拉美丽俯冲带及南侧与准噶尔古陆之间发育海陆过渡相沉积。主要接受了石炭系滴水泉（塔木岗、滴水泉、松喀尔苏、山梁砾石）组陆相碎屑岩、火山碎屑岩沉积。下部岩性主要以砾岩、砂砾岩为主，夹砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩薄层，富含植物化石和少量腹足类海相动物化石；上部岩性为一套海陆过渡相-滨浅海细砂岩夹灰色泥岩沉积，富含腹足类海相动物化石和植物化石。不同地区岩性组合有所不同，在陆梁、莫北、滴南等地区发育有相当于滴水泉组的白云质泥岩、泥质砂岩、安山岩、凝灰质砂岩、火山集块岩、火山角砾岩等等。早石炭世残余海盆岩相展布受控于缝合带、俯冲带的构造走向，呈现于近平行于缝合带、俯冲带的带状分布格局。深海—半深海相伴随俯冲带发育。早石炭世，克拉美丽岛弧未露出水面，乌伦古和五彩湾属于同一水体，但两者沉积环境有所不同，前者主要属于滨浅海相，后者为海陆过渡相。五彩湾附近受克拉美丽俯冲带影响更大，火山活动较为强烈。由此可以看出，早石炭世并不存在现在范围意义上的准噶尔盆地，盆地中现今残存的石炭系下统岩石地层单元只是更大区域早石炭世残余海盆的在准噶尔古陆滨海相区的残存记录。从沉积演化特征来看，在早石炭世，乌伦古地区可能沉积形成了巨厚的暗色泥质岩，这为烃源岩的发育创造了条件。(3)储层条件①碎屑岩储层乌伦古地区碎屑岩储层有三叠系、侏罗系和白垩系下统吐谷鲁群，其中主要为侏罗系砂岩储层。三叠系主要为湖相泥岩沉积，局部沉积砂岩，但厚度薄，储层孔隙度均小于10%左右，渗透率小于1×10-3μm2，属差储层。探井资料表明，侏罗系石树沟群、西山窑组、三工河组不乏厚度较大的砂岩，储集性较好，平均孔隙度为20%左右，渗透率为(181～337)×10-3μm2，为中上等储层。受砂体发育程度影响，侏罗系储层之间存在一定差异性。纵向上，头屯河组、西山窑组储集性能最好，三工河组次之，八道湾组较差。平面上，伦2-伦3井区和伦5井区为中—好储层，伦6井区为中—差储层，伦参1井区为差—极差储层；滴北1井为中低孔低渗储层，中上侏罗统储层平均孔隙度在20%以上，渗透率在100×10-3μm2以上，下侏罗统储层平均孔隙度在10%以上，渗透率在10×10-3μm2以上。白垩系吐谷鲁群砂岩储层主要发育在中下部，主要为一套河流、三角洲沉积，发育三角洲前缘砂体及曲流河砂体。物性分析表明，孔隙度一般在25%以上，渗透率多数大于100×10-3μm2，总体为一套高孔高渗性好储层。滴北1井吐谷鲁群下部700.0－810.0m砂岩储集层发育，孔隙度一般在25%以上，渗透率一般在100×10-3μm2以上，达高孔中渗较好孔渗性能。②火成岩储层石炭纪的岛弧火山岩发育，火山岩本身含有许多气孔。在晚石炭世及其以后的地质作用过程中风化、剥蚀，形成众多的溶蚀孔，加之后期裂缝沟通原始的气孔和溶蚀孔，形成了良好的储层。中石油根据重磁资料勾画出乌伦古地区火成岩岩性分布图（图12），火山岩储层储集条件受岩性控制明显，滴北1井钻揭岩性主要为灰黑色、灰色凝灰质砂岩、凝灰质粉砂岩及凝灰岩。具火山碎屑和沉积岩过渡类型，分选差，磨圆稍好，碎屑多数具陆缘特征，只有少数的石英、长石晶屑。碎屑成分以中、酸性喷出岩为主，有少量的正长岩、花岗岩、石英岩等。岩石中碎屑物分布均匀，接触松散，填隙物为火山灰。取心井段2023.69-2032.97m、2057.14－2060.27m、2892.86－2894.0m，岩石致密，裂缝总体不发育，局部井段裂缝较发育但方解石充填严重，并方解石脉呈它形晶形。岩心物性分析12个样品，孔隙度0.2－3.3％、平均0.65％，渗透率仅测成3个样品，0.02－0.27×10-3μm2、平均0.13×10-3μ图12乌伦古坳陷石炭系岩性分布图三参1井和泉3井钻揭岩性分别为基性玄武岩与火山角砾岩不等厚互层夹安山岩、酸性流纹岩和火山角砾岩不等厚互层夹玄武岩，无孔隙度分析资料，仅通过薄片资料及电测资料分析，石炭系上统上部多发育气孔，气孔占薄片视域的1%-10%不等，直径0.2-2mm，最大可达7mm，气孔部分被充填，下部裂缝发育，缝宽0.05-0.9mm不等，裂缝部分被充填。石南1井、石南12井和石东8井石炭系上统火山岩储集层的岩性主要为流纹岩、玄武岩，岩石较致密坚硬，储集空间为裂缝和气孔，但多被方解石或硅质充填。石南1井岩心分析孔隙度为3.07％-21.49％，渗透率为（0.01-24.29）×10-3μm2，为中等储集层。从井下石炭系对比来看，在乌伦古坳陷北部红岩断阶一带，发育大量安山岩、花岗岩，而在南斜坡发育大套凝灰岩和砂泥岩。伦5井钻遇213m安山岩，下部取心直劈裂缝发育，从其电性看，深浅侧向与微球幅度差不大，但上部80m深浅侧向与微球幅度差大，反映出安山岩中裂缝非常发育，储层较好并且电性较好。伦2井钻遇800m肉红色花岗岩，反映出打到了一个侵入岩体上。但花岗岩顶部1835m井壁取心见10%乳黄色中发光的油气显示，花岗岩物性分析，两块样品孔隙度分别为3.41%、5.15%，渗透率<0.01×10-3μm2。预示着花岗岩也具有一定的储集条件。伦参1井钻遇996m安山质晶屑凝灰岩、安山质火山灰凝灰岩夹辉绿岩，无油气显示。伦6井钻揭一套凝灰质泥岩夹沉凝灰岩、角砾状凝灰岩，16块样品孔隙度变化在2.64%～5.59%范围，平均为3.29%；渗透率变化在（0.01～10.37）×10-3μm2范围。五彩湾地区火山角砾岩类孔隙度为1.26%～30.08%（平均9.84%），平均渗透率为0.33×10-3μm2（图13）；滴西14井区块石炭系气藏为受构造－火山岩岩性控制的层状凝析气藏，火山碎屑岩平均孔隙度17%。图13准噶尔盆地五彩湾地区火山岩储层物性与岩性关系图（据新疆油田2007）目前新疆油田已在滴南凸起滴西10井区、滴西14井区、滴西17井区、滴西18井区、五彩湾凹陷彩25井区发现大量石炭系原油及天然气，探明天然气1058亿方。目前已经证实克拉美丽气田的天然气主要来自石炭系。储层主要为石炭系上统巴塔玛依内山组火山岩储层，二叠系泥岩为区域盖层。石炭系火山岩储层物性与火山岩类的关系较密切。通过对克拉美丽气田火山岩储层微观参数研究表明孔隙度与火山岩储层埋深及与不整合面距离有很大关系（图14）：克拉美丽气田石炭系储层埋深在3300m～4000m孔隙发育,与顶面距离﹤400m孔隙较发育：可细分为2个孔隙发育带，其一是不整合面附近，其二是距不整合面200m～350m图14火山岩孔隙度与深度关系图根据伦参1井，滴北1井，伦6井钻遇巴塔玛依内山组火山岩来看，岩性主要为凝灰岩、凝灰质砂岩、沉凝灰岩，而克拉美丽气田，五彩湾地区石炭系巴塔玛依内山组火山岩主要为玄武岩、安山岩和流纹岩，显然乌伦古地区与五彩湾地区的火山岩有较大的区别，根据火山岩岩相分布（图15）来看，可能有两种原因：①在晚石炭期间，乌伦古地区所处部位火山活动不强烈，而克拉美丽山前苏吉泉、一棵树剖面处于火山活动带上，火山喷发活动强烈，岩性主要以为主，而滴北1井、古参1井附近则可能以凝灰岩相或正常沉积为主；②乌伦古地区的喷发相和溢流相火山岩埋深大，钻井还没有钻遇到。实钻情况也表明火山岩储层储集条件受岩性控制明显，乌伦古坳陷钻井普遍要比克拉美丽田差。总体来看乌伦古坳陷火山岩储集层孔隙主要为裂缝、孔洞型，孔隙以裂缝、微裂缝、粒间孔为主，储集物性差，局部在裂缝、微裂缝作用下具有一定的储集空间。图15火山岩岩相分布图(4)储盖组合综合分析认为，克拉美丽气田的油气主要是石炭系烃源岩在石炭纪末期生成的，然后沿不整合面和断层就近运移到石炭系上统巴塔玛依内山组火山岩储层中聚集成藏（图16），气藏主要受火山岩岩性控制。图16滴南凸起成藏模式图已有钻井资料与野外露头揭示，乌伦古坳陷总体上发育两类共6套有利的储盖组合：A侏罗系-白垩系碎屑岩储盖组合①吐谷鲁群底部砂砾岩和内部砂层组与吐谷鲁群中、上部的湖相泥岩构成良好的油气储盖组合；②西山窑组和石树沟群下部砂岩与上覆泥岩层构成良好的油气储盖组合；③八道湾组上部及三工河组中下部砂岩与三工河组上部的湖相泥岩构成良好的油气储盖组合；④八道湾组下部的砂岩和砂砾岩与中部的湖相泥岩构成良好的油气储盖组合；B石炭系火山岩储盖组合①三叠系黄山街组的湖相泥岩与石炭系顶部风化壳储层构成良好的油气储盖组合；②石炭系上部致密而具有稳定分布的凝灰岩层与具有裂缝连通孔隙的安山岩储层构成一套储盖组合前期勘探成果表明，乌伦古坳陷地区具备一定油气成藏条件。钻井资料显示中新生界烃源岩成熟度低、生烃量有限，而对于上古生界石炭系烃源岩，电法反演结果预测乌伦古坳陷可能存在石炭系正常沉积地层，油源对比表明油气来源于石炭系，但却没有钻井揭示，对于烃源岩厚度、演化程度和生烃量研究等，均缺少直接证据。通过分析研究表明中新生界烃源岩成熟度低，有限烃源岩分布局限，生烃潜力有限，因此对于石炭系烃源岩的分布、规模、生烃潜力的认识直接影响乌伦古坳陷及其周缘地区下步的勘探部署。若该井钻探落实了石炭系烃源岩的存在，以石炭系滴水泉组为烃源岩，巴塔玛依内山组火成岩为储层，三叠系黄山街组泥岩为盖层的有利的生储盖组合中寻找突破奠定坚实的资源基础。因此，石炭系烃源岩的可靠性是制约该区勘探进程的主要地质问题。为探索乌伦古坳陷石炭系烃源岩，评价乌伦古坳陷勘探潜力，深化乌伦古地区成藏条件研究，为下步勘探部署提供基础资料，因此部署乌参1井。预计本井自上而下发育的地层依次为：新生界第四系-新近系；中生界吐谷鲁群、石树沟群、西山窑组、三工河组、八道湾组、黄山组；石炭系巴塔玛依内山、滴水泉组、塔木岗组。6、邻井主要油气显示统计表井号开～完钻时间井段(m)厚度（m）层位岩性油气显示级别程度滴北12003.5.16～2003.8.231679-168910J1b灰色中细砂岩油迹、油倾荧光干照1-5%，湿照乳白色1717-17225J1b褐灰色中砂岩荧光荧光干照1%，浅黄色1802-18053T3h褐灰色中砂岩油迹、荧光荧光干照1-5%，湿照乳黄色2206-22071C2b灰黑色凝灰质砂岩气测异常Tg:480-2800,C1:300-2600,出峰至C22213-22152C2b灰黑色凝灰质砂岩气测异常Tg:640-5020,C1:310-4800,出峰至C22891.5-2892.51C2b灰黑色凝灰岩气测异常Tg:460-3050,C1:380-2880,出峰至C2泉11252-126210J1s灰色细砂岩荧光日产气25×101592-15964J1b灰色细砂岩荧光日产油0.63m3，气伦参11994.6.28～1994.12.233152～317220J1s灰色细砂岩荧光岩屑干照1％，棕黄色3554～35584J1b灰色细砂岩荧光岩屑干照3％，金黄色3672～36786J1b灰色细砂岩荧光岩屑喷照70％，棕黄色3776～37826J1b灰色细砂岩荧光岩屑干照5％，金黄色3852～387422J1b灰色砂质小砾岩荧光岩屑湿、干照3-10％，棕黄色3946～396014T3b灰色细砂岩荧光岩屑干照3％，金黄色3954.6~3957.83.18T3b灰色细砂岩荧光岩心干照10%~60%乳黄~金黄色伦51985.4.1～1985.9.81814.4～183621.6J2x杂色砂质小砾岩荧光岩屑喷照5％，乳白色1840～185717J2x灰白色含砾砂岩荧光岩屑喷照5-10％，乳白色1949～196920J2x灰白色含砾砂岩荧光岩屑喷照5-10％，乳白色2189～221824J2x灰白色含砾砂岩荧光岩屑喷照5-10％，乳白色2361～2385.524.5J2x灰色中砂岩荧光岩屑喷照5-10％，乳白色2504～25117J2x灰色中砂岩荧光喷照5-10％，乳白色2569～2572.53.5J1s灰色中砂岩荧光岩屑干照5％，土黄色2738～2741.535J1s灰色泥质粉砂岩荧光岩心干照5-10％，乳黄-金黄色2827～28347J1b灰白色中砂岩荧光岩心干照5-10％，乳黄-金黄色2910～293525J1b灰色含砾砂岩荧光岩心干照5-25％，乳黄-金黄色2956～2959.53.5J1b灰色泥质砂岩荧光岩心干照5-25％，乳黄-金黄色3092～312028T3b灰白色中砂岩油迹岩心干照3-50％，乳黄-金黄色3120～31288T3b灰色粉砂质泥岩荧光岩心喷照10-20％，暗黄色3356～33648C深灰色安山岩荧光岩心干照3-35％，土黄-金黄色伦61995.5.21～1995.8.12286～230822T3b灰色细砂岩气测异常Tg:462-1104,C1:352-943,出峰至C5三、设计依据及钻探目的1、设计依据(1)依据2009年07月乌参1井钻井地质设计书。(2)依据滴北1、伦参1、伦5、伦6井实钻、试油资料。(3)依据准噶尔盆地北缘区域断裂构造体系图。(4)依据过吐丝托依拉断裂、乌伦古北断裂L8109地震剖面。(5)依据过伦2井南断裂、乌伦古东断裂WL9403AB地震剖面。(6)依据准噶尔盆地北部地区石炭系下统滴水泉组暗色泥岩厚度图。(7)依据过伦3～伦参1～伦6井连井地震时间偏移剖面。2、钻探目的(1)建立乌伦古地区地层层序；(2)以石炭系为主要目的层，揭示其烃源岩发育特征；(3)了解各层系储层发育特征及含油气性；(4)VSP测井，验证地震波阻地质属性；(5)取全、取准钻井、测井、录井等各项基础资料，为深化研究乌伦古地区成藏条件及下步勘探部署提供基础资料。四、设计地质剖面及预计油气水层位置1、设计地层地层名称设计地层地层产状故障提示界系统群组代号底深(m)厚度(m)倾向(°)倾角(°)新生界第四系~古近系E-Q490.00490.00防塌、防水浸。中生界白垩系下统吐谷鲁群K1tg1320.00830.001307.9注意油气显示。侏罗系上统石树沟群J2-3sh2080.00760.002102注意油气显示。中统西山窑组J2x3120.001040.001903.6注意油气显示。下统三工河组J1s3495.00375.002005.15注意油气显示。八道湾组J1b4130.00635.001876.8注意油气显示。三叠系上统黄山街组T3h4380.00250.001949.1注意油气显示。上古生界石炭系上统巴塔玛依内山组C2b5820.001438.00注意油气显示，防漏。下统滴水泉组C1d6920.001100.00注意油气显示，防漏塔木岗组C1t7000.00(未穿)80.00注意油气显示，防漏。代表整合代表不整合代表假整合2、地层岩性简述第四系～古近系（E-Q）：主要为灰色、浅灰色细砂岩、粉细砂岩、粗砂岩与褐色、浅褐色泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩互层。吐谷鲁群（K1tg）：灰色、浅灰色细砂岩、粉细砂岩、粗砂岩与褐色、浅褐色泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩互层。石树沟群（J2-3sh）：褐红色、红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩与褐灰色、灰色、浅灰色细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩及中砂岩不等厚互层。西山窑组（J2x）：上部为中厚层状灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色粉砂岩、砂岩略等厚互层；下部为厚层-中厚层状灰色细砂岩、中厚层状杂色砂砾岩、灰色含砾粗砂岩与中厚层状灰、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层，夹薄层状黑色煤层。三工河组（J1s）：上部为巨厚层状深灰、灰色泥岩，中、下部为中厚层状灰、绿灰色泥质粉砂岩、（含灰质）细砂岩。八道湾组（J1b）：上段为厚层-中厚层状灰、褐灰色细砂岩、厚层状灰色含泥质中砂岩与中厚层状灰色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层，夹薄层状黑色煤层。中段中厚层状灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩与中厚层状灰色泥质粉砂岩，粉砂岩，含泥质粉砂岩略等厚互层。底部为薄层状灰色、绿灰色粉砂岩，细砂岩及中厚层状灰色泥岩、炭质泥岩，夹薄-中厚层状黑色煤层。黄山街组（T3h）：上部为中厚层状深灰、灰黑色泥岩、深灰色粉砂质泥岩与中厚层状灰色细砂岩、薄层状灰色粉砂岩不等厚互层。下部为巨厚层状深灰、灰黑色、褐色泥岩，夹薄层状灰色泥质粉砂岩。巴塔玛依内山组（C2b）：上部主要为凝灰质砂岩、凝灰岩、沉凝灰岩等，下部主要为凝灰岩、凝灰岩质砂岩、灰色含角砾晶屑岩屑凝灰岩、灰色角砾凝灰岩、灰色角砾晶屑凝灰岩、灰色晶屑凝灰岩等。滴水泉组（C1d）：上部以灰绿色、灰黑色泥岩及粉砂岩薄互层为主；下部则为大段的深灰色、黑色泥岩。塔木岗组（C1t）：深灰色砂砾岩。3、预计油气水层位置侏罗系三工河组3235-3245m(气层)、侏罗系八道湾组3734-3744m(油气层)、三叠系黄山街组4160-4165m(油气层)、石炭系巴塔玛依内山组4382-4412m(气层)。五、地层孔隙压力和钻井液性能使用要求1、压力预测(1)邻井压力资料依据滴北1井试油时实测压力与DC折算地层压力系数和中国地质大学（武汉）潘和平等利用等效深度法计算的滴北1井和伦参1井地层压力数据，以及物探院根据地震层速度预测的地层压力结果，预测出乌参1井地层压力。滴北1井地层压力解释成果表序号层位井段（m）地层压力梯度（MPa/100m）钻井液密度（g/cm3）孔隙压力上覆地层压力设计密度实际使用密度建议使用密度1白垩系K9.0～810.01.113.191.05～1.151.05～1.071.03～1.082白垩系～石树沟群K-J2-3sh810.0～1118.00.983.221.05～1.151.07～1.091.07～1.093石树沟群～三工河组J2-3sh-J1s1118.0～1415.00.703.151.05～1.151.08～1.101.08～1.104三工河组J1s1415.0～1514.02.103.221.05～1.101.08～1.101.08～1.105三工河组～八道湾组J1s-J1b1514.0～1792.01.053.221.08～1.121.08～1.101.08～1.106三叠系T1792.0～1981.00.863.221.08～1.121.08～1.101.09～1.107石炭系C1981.0～2894.01.223.201.08～1.121.09～1.121.09～1.12利用等效深度法计算滴北1井和伦参1井地层压力（潘和平等）层位伦参1滴北1底界(m)厚度(m)测井资料计算地层压力底深(m)厚度(m)测井资料计算地层压力系数新近系-古近系Q93.586.8E14701376.51.04-1.1白垩系吐谷鲁群K1tg17052351.06-1.138108011.02-1.06侏罗系石树沟群J2-3sh25708651.06-1.1511193091.08-1.1西山窑组J2x30484781.06-1.1514112921.1-1.15三工河组J1s32872391.06-1.1515111001.1-1.12八道湾组J1b38745871.06-1.1617922811.1-1.15三叠系T343724981.2-1.4（异常高压）19811891.2-1.4（异常高压）石炭系C48094371.01-1.12894913（未穿）51002911.1-1.185300200（未穿）滴北1井DC指数法计算地层压力梯度表层位滴北1井井段mDc指数压力梯度（Mpa/100m）吐谷鲁群～三工河组K1tg～J1s0～1478.160.49～1.860.98～1.07三工河组～黄山街组J1s～T3h1478.16～1814.850.41～1.481.02～1.18黄山街组～巴塔玛依内山组T3h～C2b1814.85～2023.690.61～1.831.08～1.09巴塔玛依内山组C2b2023.69～2673.920.89～1.721.07～1.13巴塔玛依内山组C2b2673.92～2894.001.29～2.070.97～1.16(2)设计井压力预测地层井段（m）压力系数第四系～古近系E-Q0～4901.03～1.07～吐谷鲁群～K1tg465～13201.03～1.10～西山窑组～J2x1320～31201.08～1.15～黄山街组～T3h3120～43821.15～1.21～巴塔玛依内山组～C2b4382～58201.18～1.26～塔木岗组～C1t5820～70001.20～1.312、邻井钻井液使用情况井号完井日期井段(m)钻井液相对密度槽面油气水显示情况位于井口备注方位(°)距离(m)滴北12003.08.230.0～148.51.05～1.05无显5～840.01.05～1.07无显示840.0～1425.01.07～1.10无显示1425.0～2032.01.08～1.10无显示2032.0～2894.01.10～1.12无显示伦61995.8.10.0～1039.01.05～1.10无显示87240391039.0～1990.01.11～1.16无显示1990.0～2510.01.17～1.20无显示2510.0～2937.01.21～1.24无显示伦参11994.12.230.0～1030.01.05～1.13无显示310364311030.0～1600.01.20～1.22无显示1600.0～1980.01.13～1.18无显示1980.0～2720.01.17～1.23无显示2720.0～4080.01.15～1.20无显示4080.0～5300.01.18～1.22无显示伦20.0～650.01.03～1.16无显示32855853650.0～1128.01.09～1.21无显示1128.0～2895.01.19～1.31无显示伦52009.10.210.0～386.01.05～1.20无显示315102398386.0～1300.01.10～1.25无显示1300.0～2285.01.20～1.28无显示2285.0～2550.01.10～1.15无显示2550.0～3466.01.15～1.22无显示伦32009.10.240.0～200.01.08～1.11无显示1804551920200.0～710.01.03～1.14无显示710.0～1200.01.04～1.19无显示1200.0～1720.01.02～1.10无显示1720.0～1953.01.11～1.16无显示3、钻井液类型及性能使用原则要求(1)钻井液类型：优质淡水钻井液(2)钻井液性能1>井段：井口～1400m；相对密度：1.05～1.152>井段：1400～2100m；相对密度：1.15～1.20。3>井段：2100～3200m；相对密度：1.20～1.25。4>井段：3200～4200m；相对密度：1.25～1.30。5>井段：4200～4400m；相对密度：1.30～1.35。6>井段：4400～5900m；相对密度：1.35～1.40。7>井段：5900m～井底；相对密度：1.40～1.46。(3)钻井液药品添加剂要求使用荧光显示必须低于4级以下的药品,若荧光显示高于4级必须报请胜利油田分公司新疆勘探开发中心批准。(4)钻进过程中应根据实际钻遇的情况及综合录井仪提供的压力资料，在请示甲方同意后，适时调整钻井液相对密度，保证安全钻进。六、取资料要求1、岩屑录井(1)取样间距自井深1000～4000m，每2m1包；4000m～井底，每(2)取样要求①要求严格按迟到时间取样，清洗干净，分两袋，一袋挑样，一袋保存，每袋重量不小于500克；②岩屑必须进行含油气试验（荧光、滴水、水浸），并做好记录；③岩屑捞取后立即进行湿岩屑粗描，检查含油气情况，干后进行详细描述，岩屑描述必须跟上钻头；④按规定间距实测迟到时间，以实测为主，并参考理论计算；录井要求按Q/SH10201350-2005《岩屑录井规程》标准执行。2、钻时录井自井深1000m至井底，每1m1点。取心井段0.5m1点。3、综合录井仪（Advantage）录井自一开至井底，进行系统录井。录井要求：(1)及时打印报表，见油气异常显示及时提供资料，并及时分析，当班拿出解释成果。(2)钻遇油气显示时，每次下钻，要求测后效。(3)见油气水显示要按规定取好钻井液样。(4)注意非烃气体的检测和取样，对H2S、CO2的检测仪器经常校验，做到及时报警。特别是要密切关注、观察暗色泥岩中是否含有气体，并做好记录。(5)全井进行工程参数录井，特别要搞好地层压力监测，及时预告下部地层压力，调整钻井液相对密度，取好地层破裂压力资料，供施工参考。具体要求如下：①连续记录dc指数，及时报告压力异常，每天回放一张dc图。②连续记录钻井液单、总池体积、出入口流量、温度、密度、电导率，出现异常及时报警。③连续记录立管压力、大钩负荷、转盘转速、转盘扭矩、泵冲数等，出现异常及时报警。(6)泥岩密度测定，在泥（页）岩段选取纯泥（页）岩岩屑样品进行密度分析。自1000m至井底，每10m1点；压力异常段每5m1点；每点至少分析成功3个样品。并随钻绘制井深-密度图（1:5000(7)碳酸盐含量分析:自1000m至井底，厚度小于5m的储层分析一个点，大于5m(8)VMS全脱分析：录井井段每12小时做一个，每钻遇一次油气显示做一个，有后效时必须做全脱分析。(9)其它录井要求按Q/SH10200513-2006《气测与工程录井规范》标准执行。4、循环观察(地质循环)自井深4000～井底，见快钻时1-2m，或气测见异常显示，或岩屑中见荧光7级及以上含油级别的显示，或槽面见油气显示，要求立即停钻，循环观察1-2周，分析落实情况，确定下一步措施。5、钻井液录井(1)自一开至井底，每25m收集一次密度、粘度；发现油、气、水浸时，要求连续收集密度、粘度。(2)正常钻进时每12h记录一次全套性能，见油气显示时，每个循环周收集一次全套性能，并作好记录。(3)钻达预测油、气层段时，值班人员应随时掌握钻时、气测、钻井液性能的变化情况，观察钻井液槽面、池面及其高度等变化。发现油、气、水浸时，要求连续收集钻井液相对密度、粘度，水浸时加测失水量。(4)钻遇油气显示，每次下钻完循环时(包括下钻中途循环)，要求观察记录后效反应。6、氯离子含量测定自井深1000m至井底，每50m测量一次氯离子含量，钻井液见水浸显示，加密测量。7、荧光录井按岩屑录井间距，逐包进行常规湿照、干照，发现或怀疑有荧光的岩屑，要进行荧光滴照证实，并保存好荧光录井滤纸以备查。荧光录井的标准系列建议用滴北1井的原油配制，荧光分析的荧光灯功率必须大于16W。录井要求按Q/SH10200377-2007《荧光录井规范》标准执行。8、定量荧光录井(1)录井井段，自1000m(2)分析评价要求：储集层岩心样品取样密度不大于0.5m，储集层岩屑样品单层厚度小于3m时，每层做一个样，大于3m时，每3m做一个样。目的层段、油气显示层段逐包分析，井壁取心逐颗分析；遇到油气显示，要做出荧光谱图，并与地面油样荧光谱图进行对比，区别真伪。(3)进入目的层后，要求做钻井液荧光背景检测，并详细记录。录井要求按Q/SH10200377-2007《荧光录井规范》标准执行。9、地化录井(1)录井井段：自1000m(2)分析内容：进行储层和烃源岩分析。(3)分析时间：样品分析要求在岩屑捞取后、岩心出筒后、井壁取心后立即进行。(4)录井间距：①储层：岩心取样间距不大于0.5m；岩屑录井逐层分析,层厚小于2m，每层分析一个样品,层厚大于2m，每2m分析一个样品；井壁取心逐颗分析。②烃源岩：对暗色泥（页）岩，进行系统取样分析。岩心取样间距不大于0.5m；岩屑取样4m1个,烃源岩层厚度大于10m的，每10m一个；要选取代表性强的样品，每个样品重量不小于5g；井壁取心逐颗分析。详细要求按Q/SH10200919-2008《岩石热解录井规范》标准执行。10、有机碳分析(1)录井井段：自4000m至井底。(2)分析内容：对暗色泥岩进行有机碳分析。(3)分析时间：样品分析要求在岩屑捞取后、岩心出筒后、井壁取心后立即进行。(4)录井间距：对暗色泥（页）岩，进行系统取样分析。岩心取样间距不大于0.5m；岩屑取样4m1个,烃源岩层厚度大于10m的，每10m取有机碳样品一个；要选取代表性强的样品，每个样品重量不小于5g；井壁取心逐颗分析。详细要求按Q/SH10200919-2008《岩石热解录井规范》标准执行。11、岩石热蒸发烃色谱分析：(1)分析井段：自井深1000(2)分析时间：样品分析要求在岩屑捞取后、岩心出筒后、井壁取心后立即进行。(3)分析间距：①岩屑样品：单层厚度小于或等于2m的每层取样一个，大于2m的每2m取样一个；②岩心样品：单层厚度小于或等于0.5m的每层取样一个，大于0.5m的每0.5m取样一个（油气显示过渡带加密取样），应选取岩心未被泥浆污染的中心部位；③井壁取心样品：逐颗取样，应选取岩心未被泥浆污染的中心部位；④质量要求：样品质量大于2g。(4)具体录井要求按Q/SH10201766—2006《岩石热蒸发烃色谱录井规范》执行。12、核磁共振录井(1)分析井段：所有岩心录井井段，岩屑录井自井深4380m至井底，对储层(2)分析时间：样品分析要求在岩屑捞取后、岩心出筒后、井壁取心后立即进行。(3)分析间距：①岩屑样品：单层厚度小于或等于2m的每层取样一个，大于2m的每2m取样一个；②岩心样品：岩心单层厚度小于0.5m的每层取2～3个，等于或大于0.5m的每1m取3～4个，含油气显示层加密到每1m取6～8个。③井壁取心样品：逐颗取样，应选取岩心未被泥浆污染的中心部位；④质量要求：样品质量大于5g(4)要求按Q/SH10201790-2007《核磁共振录井规范》标准执行。13、钻井取心本井钻井取心的总原则是①进入三叠系见暗色泥岩、石炭系见暗色泥岩、沉凝灰岩，了解三叠系、石炭系烃源岩的发育情况及生烃潜力；②进入石炭系后遇放空、漏失，火成岩岩性存在明显变化处取芯，了解火成岩储层发育情况及储集性能；③全井段见荧光7级及以上显示级别或气测异常明显，进行钻井取心。具体取心井段根据现场情况确定。层位设计井段(m)取心进尺(m)取心目的、原则侏罗系三工河组3235-32456.00目的：落实含油气情况，获取油层物性参数。原则：气测见明显异常或录井见荧光7级及以上含油级别的岩屑取心。侏罗系八道湾组3734-37466.00三叠系黄山街组4160-41666.004250-42566.00目的：了解烃源岩的生烃潜力。原则：钻穿侏罗系，进入三叠系大套暗色泥岩时取芯。石炭系巴塔玛依内山组 4382-440018.00目的：了解火成岩风化壳储层岩性、物性和含油气性。原则：钻穿三叠系见石炭系火成岩时取心；若见油气显示连续取芯。4694-47006.00目的：了解火成岩不同岩性、不同岩相储层物性。原则：按一定的井段间隔或见火成岩岩性系统变化时取芯。4944-49506.005340-53466.005490-54966.005734-57406.005794-58006.00石炭系滴水泉组5900-591212.00目的：了解烃源岩的生烃潜力。原则：钻穿巴塔玛依内山组大套火成岩后，见到良好暗色泥岩段时取芯，具体根据现场地化录井分析指标确定。6050-606212.00目的：了解烃源岩的生烃潜力。原则：按一定的井段间隔，对暗色泥岩取芯，具体根据现场地化分析指标确定。6500-651212.006850-686212.00石炭系塔木岗组6994-70006.00目的：确定完钻层位。原则：井底取芯。设计取心进尺：132m；岩心直径：100-在见油气显示取心时，可连续取心，直到取完油气显示井段，取心进尺不受限制。设计的取心井段是预计井段，与实际层位可能存在误差，在卡准取心层位时，应根据实钻情况，根据取心目的和原则及时调整取心井段。录井要求按Q/SH10201349-2006《钻井取心和井壁取心录井规范》标准执行。岩心整理、描述：按Q/SH10200754-2006《岩心岩屑现场描述内容和方法》标准和Q/SH10200233-2007《完井地质总结报告编写规范》标准执行。14、岩心扫描岩心出筒后，在对岩心进行清洗和整理的基础上，要及时对岩心进行扫描，采集岩心宏观图像。要求按Q/SH10201070-2005《岩心宏观图像采集》标准执行。15、井壁取心（或旋转式井壁取心）要求对油气层、可疑油气层及地质人员认为需要证实的其它地质现象进行井壁取心证实，深度及颗数测井后由地质人员与绘解人员共同商定，收获率与符合率必须满足地质要求。要求按Q/SH10201349-2006《钻井取心和井壁取心录井规范》标准执行。16、地球物理测井（具体测井项目见附表）(1)中间测井探井砂泥岩剖面测井系列1>组合1：200井段：自下技术套管前井底测至102>标准1：500井段：自下技术套管前井底测至表层套管鞋。注：每次中间测井前均应打至少15m小井眼，保证测井曲线接图。(2)完钻测井探井砂泥岩剖面测井系列1>组合1：200井段：自井底测至技术套管鞋。2>标准1：500井段：自井底测至技术套管鞋。3>放大1：100井段：取心井段上、下各跨10m测量。(3)增加测井：自然伽马能谱（全井段）、地层倾角（石炭系以上井段）或声电成像（石炭系井段）、核磁共振（油气显示井段）测井，具体测量井段、项目由胜利新疆勘探开发中心确定。(4)增加RFT地层测试，具体测量井段及点数完钻后由胜利新疆勘探开发中心确定。(5)固井后测井固井质量检查测井1：200井段：自人工井底测至水泥返高处以上50m。17、古生物分析：(1)目的：鉴定层位。(2)分析项目：介形虫、孢粉。(3)取样井段：自井深1000m至井底。(4)取样要求：每20m1包岩屑混合样，岩心每2m1块，地层界面处加密取样，18、