砂砾岩沉积特征分析及有利储集相带确定①——以玛北斜坡区百口泉组为例

孟祥超 陈能贵 王海明 徐 洋 谢宗瑞 邹志文 郭华军 李亚哲

(1.中国石油杭州地质研究院 杭州 310023;2.新疆油田公司勘探开发研究院 新疆克拉玛依 834000)

0 引言

玛湖凹陷斜坡区岩性油藏的勘探始于上世纪80年代，该区三叠系百口泉组砂砾岩储层沉积环境的归属问题近年来一直存在争议，因该套地层内均发育厚度不一的褐红色/杂红色泥岩段，以往学者多把该类砂砾岩地层归为陆上环境的洪积扇沉积［1-6］。按照洪积扇沉积模式，有利勘探相带主要分布在洪积扇扇中部位，环玛湖凹陷斜坡区各扇体有利相带平面上呈孤立“土豆状”分布在断裂带—上斜坡带的扇中部位，勘探领域窄，且距烃源岩中心较远，油气运移条件不佳。随着艾参1井、玛9、玛7、玛11等井的相续钻探失利，玛湖凹陷斜坡区百口泉组勘探进入徘徊探索阶段。2010年，新疆油田公司重上玛北斜坡区，突破洪积扇扇中模式束缚，在中、下斜坡部位部署玛13井、玛131井，这两口井相继钻探成功并在百口泉组试油获工业油流(玛13井百二段日产油2.94 m3，日产气5 210 m3;玛131井日产油11.2 m3)，说明原有的洪积扇模式存在很大的局限性。本文通过玛北斜坡区百口泉组褐红色/杂红色泥岩、灰绿色泥岩、灰(黑)色泥岩分类取样对比分析，对本区泥岩颜色所代表的地质涵义及所属沉积环境进行了界定。在此基础上，剖析本区牵引流、重力流沉积特征及成因，建立玛北斜坡区百口泉组沉积微相综合鉴别标准。地质—地球物理方法结合，明确沉积体系平面展布。并在储集性能主控因素分析基础上，明确有利储集相带，指导斜坡区勘探。

1 沉积背景分析

百口泉组沉积时期，玛北斜坡区构造较简单(图1左)，主体呈向湖方向倾斜的平缓单斜构造［7］，地层倾角约3°～5°，玛北斜坡区百口泉组地层多发育厚度不一的褐红/杂红色泥岩段(图1右)，为明确斜坡区百口泉组地层的沉积环境，本文对该套褐红/杂红色泥岩进行了分类取样分析，以 Pr/Ph、DOP、Th/U［8-9］三种参数，对本区泥岩沉积时所处的沉积环境进行了界定(表1，2)。分析结果表明，玛北斜坡区百口泉组砂砾岩地层主要为弱氧化—还原环境的滨岸—水下(浅水)沉积，地层中发育的褐色/杂红色多为物源区以花岗岩为主的母岩分化破碎、再搬运的产物，并不代表沉积时为氧化环境。结合岩心沉积构造等综合分析认为，玛北斜坡区百口泉组整体属扇三角洲沉积，为近物源的乌—夏、克—百断裂带冲积扇沉积的陆上斜坡—水下延伸沉积，靠近物源的扇三角洲平原沉积相当于断裂带冲积扇沉积在陆上斜坡区的延续，玛北斜坡区主体属水下延伸的扇三角洲前缘沉积，水浅、坡缓，扇三角洲前缘砂体延伸距离较远。

2 沉积机制及典型沉积微相鉴别特征

重矿物分析表明，玛北斜坡区百口泉组重矿物主要为绿帘石—钛铁矿—褐铁矿—锆石的组合类型，不稳定—较不稳定矿物(磁铁矿、绿帘石、石榴石、钛铁矿)含量平均占60.99%以上(近物源夏72—玛7井区79.61%;较远物源玛15—玛5井区58.2%;远物源玛131—玛001井区45.18%)，反映整体近源快速沉积环境。平面上，沿夏72—玛15—玛131井区一线，(较)不稳定重矿物含量递减、稳定重矿物(电气石、锆石、褐铁矿)含量递增趋势非常明显，表明玛北斜坡区整体物源走向沿夏72—玛15—玛131井区一线(图2)。

图1 区域构造位置及百口泉组综合柱状图Fig.1 Regional structure and comprehensive column，T1b

表1 玛北斜坡区百口泉组泥岩饱和烃气相色谱Pr/Ph分析数据表Table 1 Data table of Pr/Ph in T1b of Mabei slope

表2 玛北斜坡区百口泉组泥岩样品组分分析表Table 2 Analytical components of mud sample in T1b of Mabei slope

图2 玛北斜坡区百口泉组主要重矿物分布直方图Fig.2 Column diagram of main heavy mineral distribution in T1b of Mabei slope

牵引流沉积的典型特征之一是顺物源方向具不稳定重矿物含量递次减少、稳定重矿物含量递次增加的趋势，上述重矿物平面变化趋势说明，玛北斜坡区整体以牵引流沉积为主。但需要指出的是，无论近物源的夏72—玛7井区，还是远物源的玛131—玛001井区，均以绿帘石为主的不稳定重矿物含量占据绝对优势，这从一个侧面说明，该区近物源的扇三角洲平原地区和较远物源的扇三角洲前缘地区均发育一定比例的未经牵引作用筛选的、整体呈块状搬运的重力流沉积。

粒度概率曲线以发育三段式和平缓的单段式为主，直线段坡度均偏低，粗尾部多交于-4～-1 φ，细尾部多交于1～3 φ;悬浮次总体含量8%～15%，反映流体性质介于牵引流和重力流交替、沉积物分选较差的沉积背景(图3)。

2.1 牵引流沉积特征及成因

图3 玛北斜坡区百口泉组粒度概率累计曲线特征Fig.3 Simulative curve of granularity probability in T1b of Mabei slope

玛北斜坡区百口泉组沉积时，构造活动较弱，地形较平缓，河道多、切割浅，且迁移快、不固定［10］，河道内的砾石和砂中发育各种中—大型交错层理、叠瓦砾石、底冲刷面、微弱粒序层理、平行层理等典型牵引流沉积构造。其具体的泥杂基含量、物性、粒度、分选、孔隙结构等参数指标详见图4。玛北斜坡区百口泉组牵引流沉积最典型的特征是扇三角洲沉积(尤其是扇三角洲前缘沉积)范围较大，研究区近700 km2范围内，远砂坝、席状砂等前缘远端沉积少见。说明沉积时古地形坡度较平缓，水系分布广泛。在这样的沉积背景下，尽管玛北斜坡区百口泉组沉积时期降水量较少，也可以发育较大规模的牵引流沉积。

2.2 重力流沉积特征及成因

图4 玛北斜坡区百口泉组牵引流、重力流主要鉴别特征对比图Fig.4 Characteristic comparison of tractive current and gravity current in T1b of Mabei slope

沉积物重力流是指沉积物与流体的混合物在重力作用下形成的流动［10-11］。玛北斜坡区百口泉组沉积时期，古地形坡度缓(3°～5°)、但发育局部古地形坡折。且三叠纪早期气候干旱，母岩风化以物理风化破碎为主，风化产物密度高、砾石质含量高。干旱少雨期，风化产物堆积形成大量坡积层［12-14］;雨季洪水期，坡积层沉积物与水混合形成高比重、高砂砾含量、高黏度的块体碎屑流沉积。碎屑流沉积依据内部泥质含量的高低可分为泥石流(富泥型，泥杂基支撑，沉积物中砾石＜30%)和砂质碎屑流(富砂型，杂基强度、分散压力、浮力联合支撑，沉积物中砾石＞30%)［13-14］。玛北斜坡区百口泉组重力流沉积砾、砂含量普遍较高，沉积物中砾石＞30%，主要为砂质碎屑流沉积。典型特征是颗粒大小混杂，分选极差，巨大的砾石可漂浮于砂级颗粒和基质中，砾石间主要为砂泥质充填，泥质含量较高，无层理及其他沉积构造，以中砾岩为主，孔喉结构较差(图4)。水上、水下皆有发育，其发育程度受古地形坡折(详见后述，图9B)控制。

2.3 典型沉积微相鉴别特征

在上述沉积背景及沉积机制控制下，本区主要发育扇三角洲平原辫状河道、扇三角洲平原/前缘砂质碎屑流、扇三角洲前缘近岸水下分流河道、远岸水下分流河道、河口坝五种

主要沉积微相类型，各种沉积微相成因模式及综合鉴别特征参见图5。GR、RT、DEN三条曲线对上述沉积微相垂向识别效果较好。以砂质碎屑流为例，以高GR、高 DEN为典型特征区别于其他沉积微相(图6)。

3 沉积体系平面展布及扇体刻画

在明确沉积背景、沉积机制、主要沉积微相类型及鉴别特征基础上，地质—地球物理方法结合，明确沉积体系平面展布特征。分述如下:

3.1 地层倾角、FMI叠瓦砾石倾向识别古水流方向

图5 玛北斜坡区百口泉组沉积微相成因模式及综合鉴别特征Fig.5 Genetic model and diagnostic characteristics of sedimentary microfacies in T1b of Mabei slope

地层倾角测井［15］有二种方式确定古水流:一种是统计目的层段所有纹层倾向，取其主要方向代表古水流(全方位频率统计)。该方法受沉积层理构造干扰，多解性较强;另一种是统计目的层段内所有兰模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流方向。解释结果表明，该方法对研究区古水流方向的识别可靠性较高，且与FMI成像测井叠瓦砾石识别出的古水流方向一致。本次研究以地层倾角测井资料为主，辅以FMI成像测井资料，对百口泉组沉积时的古水流走向进行了识别(图7)，结果表明，百口泉组沉积时，玛北斜坡区夏72—玛15—玛131主油藏区所属的夏子街扇体古水流主要来自北东向，风南7—艾克1井所属的乌尔禾扇体分布较局限，古水流主要来自北西向。玛6—玛18井区所属的黄羊泉扇体古水流主要来自北西向(图8A)。

图6 玛北斜坡区百口泉组典型沉积微相测井相特征Fig.6 Log facies feature of sedimentary microfacies in T1b of Mabei slope

3.2 古地貌分析识别古水槽位置及沉积机制

三叠纪是准噶尔盆地性质的转化时期，即由二叠纪的强烈压陷期逐渐向拗陷期过渡［16-17］，同时盆地范围也进一步扩大，垂向上，自百口泉组(T1b)—克拉玛依组(T2k)—白碱滩组(T3b)呈湖侵退积沉积序列。且三叠系沉积时期，玛北斜坡区构造活动较弱，整体古地貌格局具继承性，不存在明显的地层剥蚀。故本文取白碱滩组(T3b)最大湖泛期泥岩底界—百口泉组(T1b)底界的残余地层厚度来反映百口泉组沉积期古地貌特征。

玛北斜坡区百口泉组沉积时古地貌具“两深陡槽一鼻凸，鼻凸内发育浅缓槽”特征(图8B、图9A)，主油藏区夏72—玛15—玛131井区在整体鼻状凸起背景下发育浅缓沟槽，以牵引流沉积为主，东西两侧分别发育玛7、风南10深陡沟槽，以重力流沉积为主。尤其是西部的风南10深陡沟槽，早二叠纪前陆盆地持续发育过程中，老山带逆冲断裂的逆牵引［18-20］作用，导致下盘近断裂带挠曲下凹，形成风南10附近的深陡沟槽，该深陡沟槽在三叠系百口泉组沉积前即已形成，对百口泉组的沉积有明显的控制分割作用。

在上述“两槽一凸”控制扇体整体流态及展布范围背景下，平行物源方向上，局部的古地形坡折控制着砂体卸载，较大的古地形坡折控制重力流砂体卸载(图9B)，较小型的古地形坡折控制牵引流砂体的卸载(图9C)。

3.3 沉积体系时空展布规律

在上述地层倾角、FMI叠瓦砾石、古地貌综合分析基础上，结合砾地比等值线平面分布特征(图10)，总结玛北斜坡区百口泉组沉积体系展布规律如下:

图7 玛北斜坡区典型井地层倾角、FMI叠瓦砾石识别古水流方向特征Fig.7 Paleocurrent direction feature with dip angle and FMI in T1b of Mabei slope

图8 玛北斜坡区百口泉组沉积时期古水流方向(A)和古地貌特征(B)A.地层倾角识别古水流方向平面特征;B.T3b沉积前T1b底界构造图Fig.8 Paleocurrent direction(A)and geomorphology(B)feature in T1b of Mabei slope

玛北斜坡区百口泉组主要发育近源快速堆积的扇三角洲相沉积体系，自百一段至百三段整体呈湖侵退积沉积序列。油藏区主体受北东—南西走向展布的夏子街扇体控制，细分为风南10、夏72、玛7三条支扇，西部的风南10支扇、东部的玛7支扇以发育砂质碎屑流为代表的重力流沉积为典型特征，夏72支扇位于玛北鼻状突起上，鼻状凸起背景下发育的低缓沟槽控制着牵引流水系的展布，夏72支扇发育规模、延伸距离较大。受局部古地形坡折控制，在夏89、夏72、玛15井附近逐级分流改道，多期次牵引流砂砾岩体前积［21-22］叠加，覆盖主油藏区夏 72—玛 15—玛131井区(图10)。

除夏子街扇主体扇之外，西南部位的玛18井区还发育一条北西—南东走向的黄羊泉扇。两扇体在玛6—玛101井一带交汇。

图9 玛北斜坡区百口泉组沉积时期典型古地貌剖面A.风南10—玛7井T3b沉积前T1b底界古地貌剖面;B.夏71—玛004井T3b沉积前T1b底界古地貌剖面;C.夏9—玛17井T3b沉积前T1b底界古地貌剖面。Fig.9 Typical geomorphological profiles in T1b of Mabei slope

4 有利储集相带确定

4.1 储集性能主控因素分析

储层的储集性能除受沉积作用(泥杂基含量、粒度等)控制外、还与后期成岩作用(压实、胶结、溶蚀等)关系密切，玛北斜坡区百口泉组储层以原生粒间孔为主，溶蚀作用有限，现简要讨论压实、胶结作用对储层储集性能的影响。

压实作用为研究区百口泉组储层主要的成岩减孔作用，压实减孔量多大于25%(图11A)。刚性颗粒抗压实作用强，其含量大小对压实作用评价影响较大，在限定刚性颗粒含量﹤20%(大致对应于玛北斜坡区百口泉组储层的刚性颗粒含量)条件下，参考研究区百口泉组储层泥杂基含量、粒度的总体分布特征，分贫泥砂岩、贫泥砂砾岩、含泥砂岩、含泥砂砾岩、富泥砂砾岩五种岩相类型对比玛北斜坡区不同泥杂基含量、不同粒度储层的压实减孔效应(图12)，可以看出，在排除压碎缝(样品点①)、胶结(样品点②)、溶蚀(样品点③)作用条件下，泥杂基含量—粒度综合指标可以反映百口泉组储层的压实减孔趋势，自贫泥砂岩—贫泥砂砾岩—含泥砂砾岩—含泥砂岩—富泥砂砾岩方向，随埋深增加，孔隙度的减孔趋势呈逐渐增强趋势，富泥砂砾岩压实减孔效应最强。

玛北斜坡区百口泉组胶结物类型主要以(铁)方解石、硅质、高岭石为主，胶结物含量多小于5%，胶结作用对百口泉组储层减孔作用相对较弱(图11A，B)，且胶结物含量与泥杂基含量呈明显的负相关(图11B)，即可以用泥杂基含量来大致反映百口泉组储层的胶结强度。

图10 玛北斜坡区百口泉组沉积体系图Fig.10 Depositional system map in T1b of Mabei slope

图11 玛北斜坡区百口泉组压实—胶结减孔评价(A)及泥杂基—胶结物含量关系(B)Fig.11 Compaction-cementation evaluation(A)and matrix-cement relationship(B)in T1b of Mabei slope

综上述，对玛北斜坡区百口泉组而言，储层的成岩作用(压实、胶结)强度与沉积作用(泥杂基含量、粒度)关系密切。泥杂基含量、粒度为玛北斜坡区百口泉组储集性能的主要控制因素。

4.2 有利储集相带确定

岩芯观察及铸体薄片鉴定资料分析表明，玛北斜坡区百口泉组储层物性与泥杂基含量呈明显的负相关(图13)，泥杂基含量越高，储层物性越差。而泥杂基含量与储层所属的沉积微相类型相关性较强(图13)，扇三角洲前缘近岸水下分流河道、河口坝微相泥杂基含量最低(对应于图12的贫泥砂岩、贫泥砂区岩);扇三角洲前缘远岸水下分流河道，扇三角洲平原辫状河道微相泥杂基含量中等(对应于图12的含泥砂岩、含泥砂砾岩);而重力流(砂质碎屑流)沉积泥杂基含量最高(对应于图12的富泥砂砾岩)。

综上述，玛北斜坡区百口泉组有利储集相带受沉积机制、沉积微相双重控制，重力流(砂质碎屑流)沉积泥质含量较高，分选差，多见中砾级飘砾悬于其间，孔喉结构不佳，整体物性最差;牵引流沉积视不同沉积相带，扇三角洲平原辫状河道、扇三角洲前缘远岸水下分流河道物性较差;扇三角洲前缘近岸水下分流河道、河口坝物性最优，研究区河口坝沉积相对不太发育，优质储层主要分布在扇三角洲前缘近岸水下分流河道相带内(图10，13)。

图12 玛北斜坡区百口泉组不同泥杂基含量、粒度储层的压实减孔效应对比图Fig.12 Comparison chart of compaction effect in different matrix-granularity reservoir in T1b of Mabei slope

5 结论

(1)玛北斜坡区三叠系百口泉组整体属弱氧化—还原环境的扇三角洲沉积，主要发育扇三角洲平原辫状河道、扇三角洲平原/前缘砂质碎屑流、扇三角洲前缘近岸水下分流河道、远岸水下分流河道、河口坝五种主要沉积微相类型。发育牵引流、重力流两种沉积机制。

(2)玛北斜坡区百口泉组主要发育近源快速堆积的扇三角洲沉积体系，自下部百一段至上部百三段，整体呈湖侵退积沉积序列。主要发育夏子街扇、黄羊泉扇二大主扇体，夏子街扇细分为风南10、夏72、玛7三条支扇，西部的风南10支扇、东部的玛7支扇发育受深陡沟槽控制、以砂质碎屑流为代表的重力流沉积。夏72支扇位于玛北鼻状突起上，鼻状凸起背景下发育的低缓沟槽控制着牵引流水系的展布，受局部古地形坡折控制，在夏89、夏72、玛15井附近逐级分流改道，多期次牵引流砂砾岩体前积叠加，覆盖主油藏区夏72—玛15—玛131井区。夏子街扇与黄羊泉扇在玛6—玛101井一带交汇。

(3)玛北斜坡区百口泉组储层的成岩作用(压实、胶结)强度与沉积作用(泥杂基含量、粒度)关系密切。泥杂基含量、粒度为玛北斜坡区百口泉组储集性能的主要控制因素。有利储集相带受沉积机制、沉积微相双重控制，重力流(砂质碎屑流)沉积整体物性最差;牵引流沉积视不同沉积相带，扇三角洲平原辫状河道、扇三角洲前缘远岸水下分流河道物性较差;扇三角洲前缘近岸水下分流河道、河口坝物性最优，优质储层主要分布在扇三角洲前缘近岸水下分流河道相带内。

References)

1 李丕龙，冯建辉，陆永潮，等.准噶尔盆地构造沉积与成藏［M］.北京:地质出版社，2010:114-117.［Li Pilong，Feng Jianhui，Lu Yongchao，et al.Structure，Sedimentation and Reservoir in Junggar Basin［M］.Beijing:Geological Publishing House，2010:114-117.］

2 雷振宇，卞德智，杜社宽，等.准噶尔盆地西北缘扇体形成特征及油气分布规律［J］.石油学报，2005，26(1):8-12.［Lei Zhenyu，Bian Dezhi，Du Shekuan，et al.Characteristics of fan forming and oil-gas distribution in west-north margin of Junggar Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2005，26(1):8-12.］

3 雷振宇，鲁兵，蔚远江，等.准噶尔盆地西北缘构造演化与扇体形成和分布［J］.石油与天然气地质，2005，26(1):86-91.［Lei Zhenyu，Lu Bing，Wei Yuanjiang，et al.Tectonic evolution and development and distribution of fans on northwestern edge of Junggar Basin［J］.Oil＆ Gas Geology，2005，26(1):86-91.］

4 陈奋雄，李军，师志龙，等.准噶尔盆地西北缘车—拐地区三叠系沉积相特征［J］.大庆石油学院学报，2012，36(2):23-26.［Chen Fenxiong，Li Jun，Shi Zhilong，et al.Sedimentary facies feature of Triassic in Cheguai region，northwestern of Junggar Basin［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2012，36(2):23-26.］

5 伊振林，回琇，张保国，等.克拉玛依油田六中区克下组沉积微相分析［J］.大庆石油学院学报，2011，35(6):22-27.［Yi Zhenlin，Hui Xiu，Zhang Baoguo，et al.Sedimentary facies analysis of T2k1in Middle 6tharea，Kelamay oilfield［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2011，35(6):22-27.］

6 刘海涛，蒲秀刚，张光亚，等.准噶尔盆地白家海地区侏罗系扇三角洲沉积体系［J］.大庆石油学院学报，2010，34(6):38-40.［Liu Haitao，Pu Xiugang，Zhang Guangya，et al.Fan-delta sedimentary system of Jurassic in Baijiahai region，Junggar Basin［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2010，34(6):38-40.］

7 范存辉，支东明，秦启荣，等.准噶尔盆地小拐地区佳木河组储层特征及主控因素［J］.大庆石油学院学报，2012，36(2):48-52.［Fan Cunhui，Zhi Dongming，Qin Qirong，et al.Reservoir characteristics and dominant factors of Jiamuhe Formation in Xiaoguai area of Junggar Basin［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2012，36(2):48-52.］

8 孟祥超，徐洋，韩守华，等.准噶尔盆地西北缘夏子街组次生孔隙成因及储层预测［J］.大庆石油地质与开发，2013，32(6):11-15.［Meng Xiangchao，Xu Yang，Han Shouhua，et al.Origin of the secondary pores and reservoir prediction in Xiazijie Formation of Northwest Junggar Basin margin［J］.Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing，2013，32(6):11-15.］

9 胡海燕.油气充注对成岩作用的影响［J］.海相石油地质，2004，9(1):85-89.［Hu Haiyan.Oil and gas charging and its effect to diagenesis［J］.Marine Origin Petroleum Geology，2004，9(1):85-89.］

10 宋永东，戴俊生，吴孔友.乌夏断裂带构造特征与油气成藏模式［J］.西安石油大学学报:自然科学版，2009，24(3):17-20，24.［Song Yongdong，Dai Junsheng，Wu Kongyou.Study on the structural features and hydrocarbon accumulation modes of Wuxia fault belt in the northwest margin of Junggar Basin［J］.Journal of Xi'an Shiyou U-niversity:Natural Science Edition，2009，24(3):17-20，24.］

11 林会喜，曾治平，宫亚军，等.准噶尔盆地中部油气充注与调整过程分析［J］.断块油气田，2013，20(3):316-320.［Lin Huixi，Zeng Zhiping，Gong Yajun，et al..Procedure analysis of oil and gas charging and adjustment in middle Junggar Basin［J］.Fault Block Oilfield，2013，20(3):316-320.］

12 Hoy R G，Ridgway K D.Sedimentology and sequence stratigraphy of fan-delta and river-delta deposystems，Pennsylvanian Minturn Formation，Colorado［J］.AAPG Bulletin，2003，87(7):1169-1191.

13 Nouidar M，Chella E H.Facies and sequence stratigraphy of a Late Barremian wave-dominated deltaic deposit，Agadir Basin，Morocco［J］.Sedimentary Geology，2002，150(3):375-384.

14 Feng Y，Coleman R G，Tilton G，et al.Tectonic evolution of the west Junggar region，Xinjiang，China［J］.Tectonics，1989，8(4):729-752.

15 赵澄林，朱筱敏.沉积岩石学［M］.北京:石油工业出版社，2004:38-41.［Zhao Chenglin，Zhu Xiaomin.Sedimentary Petroleum and Facies［M］.Beijing:Petroleum Industry Press，2004:38-41.］

16 纪友亮.层序地层学［M］.上海:同济大学出版社，2005:59-68.［Ji Youliang.Sequence Stratigraphy［M］.Shanghai:Tongji University Press，2005:59-68.］

17 吴胜和，熊琦华.油气储层地质学［M］.北京:石油工业出版社，1998:78-85.［Wu Shenghe，Xiong Qihua.Oil and Gas Reservoir Geology［M］.Beijing:Petroleum Industry Press，1998:78-85.］

18 何登发，贾承造.冲断构造与油气聚集［J］.石油勘探与开发，2005，32(2):55-62.［He Dengfa，Jia Chengzao.Thrust tectonics and hydrocarbon accumulation［J］.Petroleum Exploration and Development，2005，32(2):55-62.］

19 贾承造.中国中西部前陆冲断带构造特征与天然气富集规律［J］.石油勘探与开发，2005，32(4):9-15.［Jia Chengzao.Tectonic deformation and hydrocarbon accumulation model of foreland thrust belts in central and western China［J］.Petroleum Exploration and Development，2005，32(4):9-15.］

20 宋永东，戴俊生，吴孔友.准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带构造特征与油气成藏模式［J］.西安石油大学学报:自然科学版，2009，24(3):17-24.［Song Yongdong，Dai Junsheng，Wu Kongyou.Study on the structural features and hydrocarbon accumulation modes of Wuxia fault belt in the northwest margin of Junggar Basin［J］.Journal of Xi'an Shiyou University:Natural Science Edition，2009，24(3):17-24.］

21 蒋春玲，许多年，王伟锋，等.准噶尔盆地乌夏地区构造岩相带与油气聚集［J］.新疆石油地质，2008，29(6):721-724.［Jiang Chunling，Xu Duonian，Wang Weifeng，et al.Tectonic-lithofacies zone and hydrocarbon accumulation in Wuerhe-Xiazijie area of northwestern margin of Junggar Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2008，29(6):721-724.］

22 刘顺生，焦养泉，郎风江，等.准噶尔盆地西北缘露头区克拉玛依组沉积体系及演化序列分析［J］.新疆石油地质，1999，20(6):485-489.［Liu Shunsheng，Jiao Yangquan，Liang Fengjiang，et al.Sedimentary system and evolution sequence of Karamay Formation in outcrop area，northwestern margin of Junggar Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，1999，20(6):485-489.］