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塔里木盆地北部地区早白垩世总体上为一套陆相沉积，随着周缘构造活动强弱的变化及湖水的周期性进退变化，不同时期沉积特征具有明显差异。

1.亚格列木组

该组沉积时期北部山前带由于地形较陡，在北部天山物源供应下，沿北部天山山前带发育分布范围较广的扇三角洲沉积，发育有扇三角洲平原和前缘两种亚相;西部库尔干、阿托依拉克地区发育一个扇三角洲沉积体，其中库尔干、阿托依拉克处于扇三角洲平原带，向湖区发育扇三角洲前缘带。在库尔干剖面亚格列木组主体为砂砾岩沉积，砾岩占地层的比例为100%;阿托依拉克剖面砾岩占地层的比例为38.8%。在塔拉克、小台兰河、阿瓦特附近发育一个小型扇三角洲沉积体。小台兰河区处于扇三角洲平原带，其砾岩占地层比例达86%;向周缘过渡为扇三角洲前缘带，塔拉克、阿瓦特河剖面砾岩占地层比例分别为8%和16.7%。卡普沙良河至克拉苏再向东至库车河地区为一个叠置的大扇三角洲沉积体，大致沿卡普沙良河-克参1井-巴什2井一线以北处于扇三角洲平原带，卡普沙良河剖面、克拉苏河剖面砂地比分别为87.9%和100%，其中砾岩占地层比例分别为65.4%和100%;大致沿大北2井-克拉201井-克拉3井-克孜1井连线以北为扇三角洲前缘带，库车河剖面砂地比为100%，砾岩占地层比例仅为25.2%。东部依南-吐格尔明-野云2井区为另一个叠置的扇三角洲沉积体，相带较窄，扇三角洲平原带大致沿依深4井-明南1井一线以北分布;据单井资料确认，依南2井、野云2井处于扇三角洲前缘带;而吐孜井区主要处于滨浅湖带或前扇三角洲带，其中依深4井、明南1井遭剥蚀。

温宿凸起古陆地范围延伸较广，东部边界为大致沿羊塔2井-英买8井-马纳3井-马纳1井一线附近，北部边界可能延伸至依拉2井以北地区。温宿凸起在该沉积期可能为北部群山较高、山前地势较陡，而东南部地形相对较缓的古地貌特征。在温宿物源的供应下，乌什凹陷的南部依拉克地区发育了较粗粒的扇三角洲沉积，该扇体沉积范围可能向东延伸至秋参1井一带;该物源体系同时向东南方向输送碎屑物质，由于古地形坡度相对较缓，搬运距离相对较短，以发育短程辫状河三角洲沉积为特征。坳陷东南部的轮台-东河塘井区此时期古地势较为平坦，在东部优势物源的供应下，发育分布范围更广的辫状河三角洲沉积，该辫状河三角洲沉积体与西部温宿凸起物源体系供应的辫状河三角洲沉积体在英买力-羊塔克井区是相互叠置的。东南部辫状河三角洲沉积体大致沿英买9井-英买6井-东河2井-台2井-提3井连线以东、以南的区域为辫状河三角洲平原带，如英买31井、英买28井、英买4井、英买1井、东河2井、东河8井、东河23井、哈1井、轮南1井、草2井等均发育细砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩，东河2井砾岩占地层的比例为44.2%，英买31井砾岩占地层的比例为91%;大致沿齐满1井-亚肯3井一线以东、以南的区域为辫状河三角洲前缘带，如东河24井、英买6井等岩性主要为粉砂岩。坳陷中心为分布较广的滨浅湖区(图4-33)。

2.舒善河组

舒善河组沉积时期，在亚格列木组沉积格局的基础上，古陆地范围及古地形特征未发生太大变化;但是随着湖水面的持续缓慢上升，区域沉积特征发生了较大变化。此时期库车坳陷大部分区域为湖水所淹没，物源供应不充分，形成了广泛的滨浅湖沉积。在北部山前带的克拉苏、库车河、依南4井-明南1井一线以北区域发育前扇三角洲和前缘席状砂沉积，砂地比小于20%，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩。温宿凸起北部山前水域更深，但依拉2井、乌什2井区仍未接受沉积，乌参1井-依拉101井一带为扇三角洲前缘带沉积，如乌参1井为细砾岩、细砂岩、粉砂岩与泥岩的沉积，是典型的扇三角洲前缘沉积;温宿凸起东部古陆范围有所缩小，马纳1井-马纳3井附近已有沉积物分布，羊塔4井-羊塔6井区发育辫状河三角洲沉积体系。东部辫状河三角洲体系沉积范围和发育规模已大为缩小，仅在草湖地区发育有辫状河三角洲前缘带沉积，岩性为细砂岩、粉砂岩和泥岩;但在英买力及东河塘地区可能存在一个滨浅湖砂坝沉积体，该区砂地比为20%～30%，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩(图4-34)。

图4-33 塔里木盆地北部地区白垩系亚格列木组沉积相图

3.巴西盖组

在巴西盖组沉积时期，湖侵达最大后开始了湖退的沉积过程。此时古地形相对平缓，周缘构造活动较弱，在北部山前沉积了较为广泛叠置的正常三角洲沉积体，西至吐北井区西部，南至大北2井-东秋8井-迪那11井一线，分布范围甚广。其中，吐北2井-克参1井-巴什2井-克孜1井连线以北区为三角洲平原带，砂地比约50%以上，在吐北2井岩性主要为粉砂岩、细砂岩夹泥岩，库车河剖面为中砂岩、细砂岩、粉砂岩;前缘带主要发育粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩，如克拉3井、吐北1井。库尔干附近发育有规模较小的扇三角洲沉积体，如库尔干剖面主要为砂砾岩，处于扇三角洲平原带。温宿凸起发生沉降，乌什2井、依拉2井均已接受沉积，北部发育近源的扇三角洲沉积体，目前已有的钻井均处于扇三角洲平原带;东部古陆范围明显缩小，却勒、南喀、玉东地区已接受广泛的沉积，推测沿古陆边缘发育有辫状河三角洲沉积体。东部正常三角洲沉积体发育范围很广，大致沿英买31井-英买9井-齐满1井-牙哈4井-阳1井连线以东均为三角洲发育范围。其中东河23井以东的轮南地区为三角洲平原带，如轮南10井岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥岩;前缘带岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，夹薄层细砂岩，如英买1井，在羊塔6井-英买5井线连线范围内发育有一个前缘砂坝。其余广大地区为滨浅湖沉积(图4-35)。

4.巴什基奇克组

巴什基奇克组与巴西盖组之间具有明显的不整合。早白垩世晚期，库车坳陷处于长时间的基准面下降过程中，随着卡普沙良群的持续填平补齐作用及长时间的准平原化作用，古地形特征发生了明显变化，气候持续干旱，区内沉积特征随之发生了明显的变化。前文已详细论述了巴什基奇克组沉积时期，库车坳陷不发育稳定的水体，大部分处于陆上暴露环境，总体发育终端扇沉积体系。在北部天山物源供应下，山前带多发育粗粒的终端扇补给带沉积，分别在库车河地区、卡普沙良河至克拉苏地区和西部的库尔干-塔拉克-阿瓦特一带发育3个典型的补给带粗粒碎屑岩沉积体。库车河、克孜勒努尔沟剖面下部发育典型的冲积水道和泥石流沉积，库车河剖面砂地比达97.6%，其中砾岩占地层的百分比为28.4%;卡普沙良河剖面、克拉苏河剖面及克参1井均发育典型的终端扇补给带沉积，上述三典型剖面砂地比分别为83.2%，98.5%，55.2%，其中砾岩占地层的百分比分别为46.8%，56.6%，11%。

由温宿凸起物源体系供应的乌什凹陷南部依拉克构造带也发育终端扇补给带粗碎屑岩沉积体，但依拉2井-乌什2井已遭受剥蚀，乌参1井残留地层厚108.5m，砂地比为64%，其中砾岩占地层的百分比为49.3%，推测该补给带沉积沿温宿凸起周缘呈窄条带状分布。大致沿博孜1井-吐北2井-克拉204井-克拉3井-亚肯3井-牙哈4井-轮南27井连线以北、以东、以西发育终端扇分流带近端沉积，岩性主要为细砂岩、粉砂岩、含砾砂岩。如克拉201井砂地比为82.3%，其中砾岩层厚6.5m，砾岩占地层的百分比为1.9%;克拉3井砂地比为66.9%;提3井砂地比为88.2%。大致沿却勒4井-羊塔4井-英买13井-东河7井-东河1井连线以北为终端扇分流带中端沉积，岩性主要为细砂岩、粉砂岩，如大北2井砂地比为46.1%，牙哈3井、东河24井、东河12井、东河7井等岩性主要为粉砂岩夹细砂岩层;连线以南为终端扇分流带远端沉积，砂地比变化趋势不明显，但岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，如玉东2井、马纳1井、英买31井、红旗1井、东河8井、哈1井等(图4-36)。

图4-34 塔里木盆地北部地区白垩系舒善河组沉积相图

图4-35 塔里木盆地北部地区白垩系巴西盖组沉积相图

图4-36 塔旦木盆地北部地区白垩系巴什基奇克组沉积相图

白垩系储层

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1.亚格列木组

根据对塔里木北部地区钻达亚格列木组的钻井及露头剖面物性资料的统计，发现不同地区亚格列木组储层岩性及储集性差异很大(表7-6)。

表7-6 塔里木北部地区亚格列木组储层物性统计

露头区亚格列木组储层质量较差。据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河、吐格尔明5条基干剖面样品的分析，平均孔隙度为2.56%，平均渗透率为0.44×10-3μm2。据张柏桥(2001)对吐格尔明Ⅰ和Ⅱ号剖面亚格列木组上段储层样品的分析，孔隙度平均为8.98%(76块样品)，分布范围为3.4%～17.9%;渗透率平均为12.68×10-3μm2，分布范围为0.084×10-3～213×10-3μm2;孔隙度集中分布范围为4%～14%，渗透率集中分布范围为1×10-3～10×10-3μm2，其孔隙度与渗透率相关性较好，呈正相关。

轮南地区亚格列木组储层物性最好。如轮南2井亚格列木组69个样品孔隙度分布范围为3.59%～23.48%，平均为18.95%，渗透率分布范围为0.01×10-3～407.95×10-3μm2，平均为55.47×10-3μm2;轮南30井储层物性非常好，亚格列木组孔隙度分布范围为18.28%～25.09%，平均为21.33%，渗透率分布范围为12.81×10-3～579.57×10-3μm2，平均为169.74×10-3μm2。

东河塘地区亚格列木组也具有较好的储层物性。如东河20井亚格列木组159个样品统计，孔隙度分布范围为1.85%～18.52%，平均为12.77%，渗透率分布范围为0.16×10-3～1794.73×10-3μm2，平均为78.9×10-3μm2;东河2井孔隙度分布范围为9.96%～19.68%，平均为15.07%，渗透率分布范围为0.71×10-3～764.92×10-3μm2，平均为116.18×10-3μm2;但东河24井储层物性较差，26个样品统计孔隙度分布范围为2.67%～9.71%，平均为6.83%，渗透率分布范围为0.1×10-3～44×10-3μm2，平均为3.46×10-3μm2。

英买力地区亚格列木组储层物性较好。如英买10井26个样品统计，孔隙度分布范围为4.52%～22.07%，平均为15.99%，渗透率分布范围为0.23×10-3～1499.43×10-3μm2，平均为352.09×10-3μm2;英买4井亚格列木组孔隙度分布范围为15.33%～20.7%，平均为17.93%，渗透率分布范围为26.18×10-3～752.89×10-3μm2，平均为269.53×10-3μm2。

根据前述储层分类评价标准，结合沉积相带展布规律，认为亚格列木组在南部发育有好储层。轮南地区和英买力的南部井区是Ⅰ类储层发育区，为辫状三角洲平原沉积，成岩阶段处于A1亚期，为混合孔隙发育带，孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主，胶结物为方解石、白云石，平均孔隙度为15.07%～21.32%，平均渗透率为116.17×10-3～1058.83×10-3μm2，最高孔隙度可达25.74%，最高渗透率为2796.3×10-3μm2。东河塘地区和英买力的北部井区大部分为Ⅱ类储层，预测轮台、牙哈及提尔根一带也发育有Ⅱ类储层，主要沉积相为辫状三角洲平原、前缘，平均孔隙度为12.77%～17.25%，平均渗透率为18.73×10-3～97.55×10-3μm2。北部山前带及西部乌什凹陷地区虽然扇三角洲相砂砾岩储层发育，但储层物性较差，总体评价为Ⅲ和Ⅳ类储层。坳陷中心滨浅湖区大部分为非储层发育区(图7-3)。

2.舒善河组

根据对塔里木北部地区钻达舒善河组的钻井及露头剖面物性资料的统计，发现舒善河组总体储层岩性较差(表7-7)。

图7-3 塔里木盆地北部地区白垩系亚格列木组储层评价

表7-7 塔里木北部地区舒善河组储层物性统计

据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河、吐格尔明5条基干剖面样品的分析，平均孔隙度为7.37%，平均渗透率为2.84×10-3μm2。据张柏桥(2001)对吐格尔明Ⅰ和Ⅱ号剖面舒善河组19块样品的分析，孔隙度平均为5.94%，分布范围为2.3%～9.11%，渗透率平均为0.94×10-3μm2，分布范围为0.8×10-3～3.96×10-3μm2，孔隙度集中分布范围为4%～6%和8%～10%，渗透率集中分布范围为0.01×10-3～×10-3μm2。舒善河组孔隙度和渗透率相关性较差，呈弱正相关。

野云2井舒善河组主要为一套砂砾岩，储层物性非常差，孔隙度分布范围为1.95%～4.62%，平均为3.1%(35块样品);渗透率平均为0.53×10-3μm2，分布范围为0.004×10-3～14.4×10-3μm2。

吐孜1井孔隙度相对较高，分布范围为9%～17.2%，平均为15.62%(24块样品);但渗透率较低，平均为2.41×10-3μm2，分布范围为0.008×10-3～4.97×10-3μm2。

克拉3井储层物性非常差，孔隙度分布范围为2.1%～5%，平均为3.825%(4块样品);渗透率平均为0.0398×10-3μm2，分布范围为0.035×10-3～0.044×10-3μm2。

乌参1井舒善河组砂砾岩储层物性中等，孔隙度一般在1.0%～15.15%之间，主峰分布在8%～14%之间，平均9.27%;渗透率一般在0.16×10-3～14.89×10-3μm2之间，主峰分布在1×10-3～10×10-3μm2之间，平均5.78×10-3μm2。

英买力地区舒善河组虽然孔隙度较高，但总体渗透率较低。个别井区可能发育有较好的储层，如英买3井，孔隙度分布范围为4.89%～21.65%，平均16.16%;渗透率分布范围为0.11×10-3～103×10-3μm2，平均22.37×10-3μm2。其他井区储层物性均较差，如英买7井孔隙度分布范围为2.89%～13.47%，平均为8.38%(27块样品);渗透率平均为0.85×10-3μm2，分布范围为0.05×10-3～3.29×10-3μm2。

东河塘地区舒善河组储层物性稍好。如东河20井孔隙度分布范围为2.25%～18.38%，平均为11.29%，渗透率分布范围为0.01×10-3～124.64×10-3μm2，平均为13.68×10-3μm2;东河12井舒善河组孔隙度分布范围为2.63%～15.57%，平均为11.51%，渗透率分布范围为0.01×10-3～30.08×10-3μm2，平均为3.61×10-3μm2。

轮南地区舒善河组储层物性相对较好。如轮南2井舒善河组孔隙度分布范围为4.24%～22.18%，平均15.8%;渗透率分布范围为0.01×10-3～414.04×10-3μm2，平均36.23×10-3μm2;轮南30井舒善河组孔隙度分布范围为5.43%～21.75%，平均16.5%，渗透率分布范围为0.01×10-3～67.9×10-3μm2，平均18.62×10-3μm2。

应用前述分类评价标准对舒善河组储层进行评价，考虑到塔里木北部地区舒善河组整体储层不发育，主要以泥质粉砂岩、粉砂岩为主，仅在东部野云2井区和西部乌参1井区有砂砾岩储层分布，因而储层评价首先考虑储集物性，再结合储层厚度及储层占地层的百分比等因素进行。轮南10井以东的轮南地区，如轮南2井、轮南3井、轮南9井、轮南10井、轮南27井、轮南30井、轮南31井区，主要沉积相为滨浅湖砂坝和三角洲前缘，井下局部发育有细砂岩层，成岩演化为中成岩A1亚期，有机质低成熟，为混合孔隙发育带，储层物性相对较好，平均孔隙度为11.85%～18.5%，平均渗透率为11.44×10-3～36.23×10-3μm2，最大孔隙度为17.36%，最大渗透率为36.23×10-3μm2，总体评价为Ⅱ类储层区。

在乌参1井区、吐孜1井和英买力的部分井区分布有Ⅲ类储层，如乌参1井储层厚49.5m，吐孜1井储层厚9m，英买4井储层厚40m，英买5井储层厚59m。沉积相在乌参1井为扇三角洲前缘;吐孜1井储层最薄，为前扇三角洲-前缘席状砂;英买力井区为滨浅湖砂坝沉积。成岩演化在北部为中成岩A2亚期，属次生孔隙发育带;在英买力井区为中成岩A1亚期，属混合孔隙发育带。影响英买力井区储层物性的主要原因是大量泥晶白云石和方解石胶结，它们导致粒间孔不发育，成孤立状分布。由于孔隙间连通性差，造成局部井区孔隙度高、但渗透率低。乌参1井区舒善河组以Ⅱ和Ⅲ类储层为主，其中Ⅱ类储层主要分布于6005～6133m之间，共计29m，Ⅲ类储层分布于6001～6175m之间，共计40m，因而总体评价为Ⅲ类储层分布区。

野云2井区砂砾岩厚度大，但储集性差，总体评价为Ⅳ类储层区。其他大部分地区尽管局部层段分析样品储层孔隙度较高(如东河塘、英买力及轮南西部井区)，但总体渗透率低，沉积相带也处于滨浅湖区，储层厚度小，因而总体评价为非储层发育区(图7-4)。

图7-4 塔里木盆地北部地区白垩系舒善河组储层评价

3.巴西盖组

根据对塔里木北部地区钻达巴西盖组的钻井及露头剖面物性资料的统计，发现不同地区巴西盖组储层岩性及储集性差异很大(表7-8)

表7-8 塔里木北部地区巴西盖组储层物性统计

据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河4条基干剖面样品的分析，平均孔隙度为9.87%，平均渗透率为10.15×10-3μm2，是露头区分析样品储集性最好的层段。据王振宇(2003)的资料，巴西盖组储层在库车河剖面孔隙度为2.7%～27.6%，平均12.83%，渗透率为0.003×10-3～197×10-3μm2，平均18.66×10-3μm2;克拉苏河剖面孔隙度为2.5%～23.9%，平均14.67%，渗透率为0.036×10-3～204×10-3μm2，平均15.87×10-3μm2。

在克拉苏地区及吐北、大北井下，巴西盖组储层孔隙度分布范围为0.53%～20.37%，平均9.97%;渗透率分布范围为0.01×10-3～190×10-3μm2，平均为3.3×10-3μm2;孔隙度集中于10%～12%，渗透率集中于0.1×10-3～1×10-3μm2。相对来说，吐北1井、吐北2井储集性较好，克拉2井、克拉3井区储集性中等，大北1井储集性最差。孔隙度的分布具有双峰度、负歪度的特点，渗透率的分布具单峰度、正歪度的特点，孔隙度和渗透率具有明显的正相关关系。露头物性明显比井下物性好，这与露头区表生成岩作用对储层的改造有关。测井解释孔隙度分布范围为2.12%～22.58%，平均为10%，与实测孔隙度较吻合。

乌参1井巴西盖组砂砾岩储层孔隙度都小于6%，渗透率也仅为1×10-3μm2左右，为Ⅳ类储层或非储层。

羊塔克井区巴西盖组储层物性较差。据羊塔1井分析样品统计，孔隙度分布范围为1.96%～12.66%，平均为7.41%;渗透率分布范围为0.1×10-3～6.7×10-3μm2，平均为1.99×10-3μm2。

英买力地区巴西盖组具有好的储层物性，相对来说，南部井区储层物性好于北部井区。如英买5井孔隙度分布范围为14.02%～25.73%，平均为20.59%，渗透率分布范围为2.09×10-3～821.48×10-3μm2，平均为219.46×10-3μm2;英买31井孔隙度分布范围为5.13%～27.73%，平均为18.21%，渗透率分布范围为1.25×10-3～624×10-3μm2，平均为77.51×10-3μm2;英买3井平均孔隙度达21.28%，平均渗透率达113.76×10-3μm2。北部井区英买7井孔隙度分布范围为2.8%～17.03%，平均为11.7%，渗透率分布范围为0.01×10-3～23.23×10-3μm2，平均为4.81×10-3μm2(图7-5)。

图7-5 巴西盖组孔隙度、渗透率分布直方图及相关关系

东河塘地区巴西盖组也具有较好的储层物性，但差异较大。如东河12井巴西盖组孔隙度分布范围为6.64%～18.7%，平均为15.12%，渗透率分布范围为0.15×10-3～201.28×10-3μm2，平均为82.51×10-3μm2;东河1井孔隙度分布范围为7.5%～14.01%，平均为11.09%，渗透率分布范围为0.03×10-3～1.3×10-3μm2，平均为0.54×10-3μm2。

应用前述分类评价标准对巴西盖组储层进行评价。克拉2井巴西盖组储层厚122m，Ⅰ类储层占2.9%，Ⅱ类储层占18.4%，Ⅲ类储层占51.2%，Ⅳ类储层占27.5%。克参1井Ⅰ类储层厚59.5m，占储层总厚度的84%;Ⅱ类储层厚10.5m，占储层总厚度的16%。吐北1井Ⅰ类储层厚19m，占储层总厚度的38%;Ⅲ类储层占62%。大北1井Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ类储层均不发育。因而，评价吐北1至克参1井、克拉苏剖面及库车河剖面的北部区带为Ⅱ类储层发育区，吐北2井、克拉2井、克拉3井区为Ⅲ类储层发育区，其中大北1井以南为Ⅳ类储层或非储层发育区。乌参1井巴西盖组以Ⅲ-Ⅳ类储层为主。英买力地区南部井区主要为Ⅰ类储层发育区，为滨浅湖砂坝沉积环境，平均孔隙度为15.47%～21.28%，平均渗透率为113.76×10-3～219.46×10-3μm2，其孔隙度分布相对比巴什基奇克组高，但渗透率明显低，显示出成岩过程中的胶结作用强于溶解作用，导致孔隙间的连通性变差;英买力地区北部井区尽管孔隙度均值大于10%，但渗透率较低，总体评价为Ⅱ类储层发育区。根据沉积相带展布特点，预测东河塘南部井区和轮南地区为Ⅱ类储层发育区。上述井区主要沉积相为三角洲前缘和滨浅湖砂坝，成岩演化阶段为中成岩A1亚期，为有机质低成熟阶段，属混合孔隙发育带，胶结物为方沸石、方解石。在温宿凸起的东缘可能也发育Ⅱ-Ⅲ类储层。据却勒1井钻揭巴西盖组统计，Ⅰ类储层厚28m，占储层厚度的93%;Ⅳ类储层占7%(图7-6)。

图7-6 塔里木盆A北部地区白垩系巴西盖组储层评价

4.巴什基奇克组

据王招明(2004)对阿瓦特、卡普沙良、克拉苏、库车河4条基干剖面样品的分析，平均孔隙度为7.85%，平均渗透率为2.26×10-3μm2。

在北部山前带克拉苏、吐北、大北地区，据井下样品统计，巴什基奇克组孔隙度分布范围为0.9%～23.36%，平均11.61%，孔隙度分布具有多峰、负歪度的特点，峰值位于10%～18%;渗透率分布范围为0.004×10-3～1190×10-3μm2，平均38.27×10-3μm2，主要分布区间为1×10-3～10×10-3μm2，具单峰、正歪度的特点(表7-9;图7-7)。孔隙度和渗透率具明显的正相关关系，R2=0.6197。

表7-9 塔里木北部地区巴什基奇克组储层物性统计

续表

图7-7 巴什基奇克组孔隙度、渗透率分布直方图及其相关关系

在克拉2井区巴什基奇克组一段平均孔隙度为12.87%，平均渗透率为15.01×10-3μm2，以克拉201井和吐北1井物性最好，次为克拉202井，再为克拉3井。孔隙度主要分布在10%～15%范围内，占样品总数的37.18%;其次分布在15%～20%范围，占33.39%;再次在5%～10%范围，占23.83%;孔隙度大于20%和小于5%的样品很少，含量小于5%。渗透率分布主峰在0.1×10-3～1×10-3μm2，占38.62%，渗透率增大，其频率逐渐降低。孔隙度、渗透率相关性较好。

克拉2井区巴什基奇克组二段平均孔隙度为14.59%，平均渗透率为88.72×10-3μm2，以克拉201井物性最好，次为克拉1井，再为克拉2井、克拉3井。孔隙度主要分布在15%～20%，频率为52.06%;次为10%～15%，频率为29.26%;再次为5%～10%，频率为14.41%;孔隙度大于20%和小于5%的样品很少，一般小于3%。渗透率主要分布在10×10-3～100×10-3μm2，频率为31.17%;次为1×10-3～10×10-3μm2和100×10-3～1000×10-3μm2，频率分别为25.85%和26.0%;渗透率小于0.1×10-3μm2和大于1000×10-3μm2的样品很少，小于5%。储层孔隙度、渗透率相关性较好。

克拉2井区巴什基奇克组三段平均孔隙度为8.68%，平均渗透率为12.75×10-3μm2，其中克拉201井和克拉2井物性最好，次为吐北1井，克拉3井物性最差。孔隙度主要分布在10%～15%，频率为46.25%;次为1%～5%，频率为27.50%;再为5%～10%，频率为23.75%;孔隙度大于15%的样品很少，频率为2.50%。渗透率主要分布在1×10-3～10×10-3μm2，频率30.50%;次为0.01×10-3～0.1×10-3和0.1×10-3～1×10-3μm2，频率均为22.01%;再次为10×10-3～100×10-3μm2，频率为16.67%;渗透率小于0.01×10-3μm2和大于100×10-3μm2的样品很少，小于6%。储层孔隙度、渗透率相关性较差。

从测井孔隙度看，巴什基奇克组也具有二段孔隙度最好、一段次之、三段相对最差的特征。克拉2井巴什基奇克组一段孔隙度为12.9%，二段孔隙度为13.56%，三段孔隙度为7.65%;克拉202井巴什基奇克组一段孔隙度为8%，二段孔隙度为9.5%(三段未解释);克拉203井巴什基奇克组一段孔隙度为13.46%，二段孔隙度为13.64%，三段孔隙度为10.97%;克拉204井巴什基奇克组一段孔隙度为14%，二段孔隙度为15.7%(三段未解释)。

吐北井区巴什基奇克组孔隙度分布范围为4.36%～18.26%，平均9.11%，峰值位于4%～10%;渗透率分布范围为0.145×10-3～1.77×10-3μm2，平均1.77×10-3μm2，主要分布区间为0.1×10-3～10×10-3μm2;孔隙度、渗透率相关性较差。其中吐北1井巴什基奇克组孔隙度分布范围为5.42%～18.26%，平均13.51%，峰值位于10%～15%，渗透率分布范围为0.151×10-3～14.3×10-3μm2，平均2.85×10-3μm2，主要分布区间为1×10-3～10×10-3μm2，孔隙度和渗透率相关性较差;吐北2井巴什基奇克组孔隙度分布范围为4.36%～15.88%，平均7.55%，峰值位于4%～10%;渗透率分布范围为0.145×10-3～9.99×10-3μm2，平均0.1358×10-3μm2，主要分布区间为0.1×10-3～1×10-3μm2，孔隙度、渗透率相关性较差。

大北井区的大北1井巴什基奇克组孔隙度分布范围为2.64%～4.12%，平均3.36%，峰值位于3%～4%，渗透率分布范围为0.036×10-3～0.119×10-3μm2，平均0.06×10-3μm2，主要分布区间为0.01×10-3～0.1×10-3μm2，孔隙度、渗透率相关性较差。

西部的乌参1井区，巴什基奇克组储层孔隙度一般在1.64%～14.53%之间，分布两个峰值，分别为6%～10%和12%～14%，平均8.01%;渗透率一般在1.45×10-3～13.46×10-3μm2之间，主峰分布在0.1×10-3～1×10-3μm2，平均1.45×10-3μm2。

却勒井区巴什基奇克组储层物性中等-较差。如却勒101井平均孔隙度为9.84%，平均渗透率为9.18×10-3μm2。

羊塔克断裂构造带巴什基奇克组储层段均表现为孔隙度大、渗透率高的特点，总体反映出良好的储层物性特征，这是其饱含油气的基础和高产的关键。如羊塔5井孔隙度分布范围为4.12%～25.8%，平均18.73%，峰值优势特征明显，表现为突出的单峰，66%的岩样处在20%～24%的高孔隙度峰域，26%的岩样处在12%～20%的中等孔隙度峰域;渗透率分布范围在2.0×10-3～2053×10-3μm2之间，平均461.6×10-3μm2，渗透率分布峰值优势特征明显，表现为突出的单峰，65%的岩样处在100×10-3～1000×10-3μm2的高渗透率峰域，大于1000×10-3μm2的岩样占样品总数的9%，另外16%的样品渗透率在10×10-3～100×10-3μm2之间;孔隙度、渗透率相关系数为0.84。这表明羊塔5井白垩系属于高孔隙度-高渗透率储层，储层均质性好。

在英买力构造带巴什基奇克组也是一套优质储层，如英买7井、英买9井、英买19井、英买17井、英买21井等。其中物性最好的为英买9井、英买19井、英买17井、英买21井，孔隙度均值分别为20.39%，20.36%，17.64%和21%，渗透率均值分别为393.2×10-3μm2，679.06×10-3μm2，223.9×10-3μm2和386.5×10-3μm2。从物性直方图看，孔隙度、渗透率分布均呈突出的单峰特征，孔隙度主要分布区间为20%～24%，渗透率分布区间为100×10-3～1000×10-3μm2，孔隙度、渗透率相关系数在0.8左右，为正相关，说明该构造带白垩系储层孔隙度高，渗透性也好。

在玉东、南喀地区，巴什基奇克组也是一套中、高孔隙度-中、高渗透率储层。如玉东2井平均孔隙度为17%，平均渗透率为228×10-3μm2，其中气层段平均孔隙度为15.8%;孔隙度大于16%的样品约占67%，大于20%的样品约占48%，渗透率大于10×10-3μm2的样品约占77%，大于100×10-3μm2的样品约占60%;孔隙度与渗透率正相关，相关系数为0.8左右。

东河塘与轮南地区巴什基奇克组储集性好，储层物性类似于英买力地区。如东河12井孔隙度分布范围为2.25%～30.67%，平均19.42%;渗透率分布范围为0.15×10-3～5316.68×10-3μm2，平均546.84×10-3μm2。

向东至提尔根、轮台构造带，巴什基奇克组储集性变差。如台2井孔隙度分布范围为3.39%～17.63%，平均9.5%，渗透率分布范围为0.64×10-3～285×10-3μm2，平均23.47×10-3μm2;提3井孔隙度分布范围为3.67%～10.24%，平均7.95%，渗透率分布范围为0.40×10-3～5.83×10-3μm2，平均2.06×10-3μm2。

东秋5井、东秋8井、迪那201井储层物性较差。

根据前面建立的储层分类评价标准，对各单井进行储层评价。

克拉2井巴什基奇克组一段储层厚138m:Ⅰ类储层占50.47%，Ⅱ类储层占32%，Ⅲ类储层占17.53%;二段储层厚172m，Ⅰ类储层占74%，Ⅱ类储层占14%，Ⅲ类储层占11.2%，Ⅳ类储层占0.8%。

克拉202井巴什基奇克组一段储层厚98m，Ⅰ类储层占29%，Ⅱ类储层占17.4%，Ⅲ类储层占45.5%，Ⅳ类储层占7.7%;二段储层厚46m，Ⅱ类储层占30.8%，Ⅲ类储层占61.5%，Ⅳ类储层占7.7%。

克拉203井巴什基奇克组一段储层厚50.5m，Ⅰ类储层占16.67%，Ⅱ类储层占50%，Ⅲ类储层占33.33%;二段储层厚173m，Ⅰ类储层占44.19%，Ⅱ类储层占34.89%，Ⅲ类储层占18.6%，Ⅳ类储层占2.3%。

克拉204井巴什基奇克组一段储层厚118m，Ⅰ类储层占44.19%，Ⅱ类储层占34.89%，Ⅲ类储层占18.6%，Ⅳ类储层占2.3%;二段储层厚45m，Ⅰ类储层占62.5%，Ⅱ类储层占37.5%。

吐北1井巴什基奇克组二段储层厚49.5m，Ⅱ类储层占66.67%，Ⅲ类储层占25%，Ⅳ类储层占8.33%;三段储层厚67m，Ⅰ类储层占12.5%，Ⅱ类储层占43.75%，Ⅲ类储层占18.75%，Ⅳ类储层占25%。

巴什奇基克组Ⅰ类储层是区内最优质的储层，其储层厚度大，储集性非常好。Ⅰ类储层主要分布在英买力大部分井区、玉东2井区、羊塔大部分井区;主要沉积相带为分流带远端，成岩演化为中成岩A1亚期，为有机质低成熟阶段;属混合孔隙发育带，孔隙类型以粒间孔和粒间溶孔为主，主要胶结物为白云石和方沸石，成分与结构成熟度高，杂基含量低，保留了大量的原生粒间孔，后期溶解作用对储层进行了较明显的改造，得以形成如此好的储层。平均孔隙度为14.35%～28.01%，平均渗透率为180.5×10-3～3098.3×10-3μm2，其中在英买31井最高孔隙度可达30.53%，最高渗透率可达4601.94×10-3μm2。Ⅰ类储层主要控制因素为原始的沉积环境与后期溶解作用。

巴什奇基克组Ⅱ类储层主要分布在台2井、提2井、克拉201井、东秋8井区，沉积相为分流带近端、中端;储层厚33～286m，平均厚188.6m，其中东秋8井厚33m，克拉201井最厚为286m。台2井、提2井、东秋8井区所处成岩演化阶段为中成岩A2亚期，为有机质成熟阶段，属次生孔隙发育带，主要胶结物为白云石、硬石膏;平均孔隙度为9.48%～12.8%，平均渗透率为23.47×10-3～71.8×10-3μm2，最大孔隙度为22.4%，最大渗透率为1770.147×10-3μm2。克拉201井为中成岩B期，为有机质高成熟阶段，属次生孔隙+裂缝发育带，主要胶结物为方解石、硬石膏;平均孔隙度为13.76%，平均渗透率为71.15×10-3μm2。克拉201井局部高孔隙度-高渗透率储层发育的主要原因是溶蚀作用和构造裂缝所致。

提3井、东秋5井、克拉3井、巴什2井、克拉2井、吐北、却勒井区一带为巴什基奇克组Ⅲ类储层发育区，总体处于分流带近端、中端环境，储层厚度差异较大，克拉3井储层最厚可达219m，吐北1井储层厚83.5m。吐北1井和克拉3井处于中成岩B期，由于北部造山带构造挤压作用的影响，成岩作用强，胶结致密，储层物性较差，平均孔隙度小于10%，平均渗透率小于10×10-3μm2。

依拉克构造带、卡普沙良、库车河-克孜-迪那井区巴什奇基克组主要为Ⅳ类储层发育区，沉积相在迪那井区为分流带近端，大北井区为分流带近端，在大北和迪那井区都已进入中成岩B期，大量方解石、硬石膏胶结，加之大北、迪那井区裂缝不发育，导致储层相当致密，大北1井平均孔隙度为3.36%，平均渗透率为0.06×10-3μm2，迪那201井平均孔隙度为5.28%，平均渗透率为0.135×10-3μm2(图7-8)。

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