克拉瑪依烏爾禾區菜油期貨開戶
㈠ 新疆克拉瑪依是否有烏爾禾土方剝離及油沙礦開采這個項目
不知道你是什麼開發背景？這個項目目前一直在扯皮。
新疆油田公司希望開發這個項目，但這些油砂屬於地面礦產，目前周圍幾個地區的地方政府已經高度重視這些資源。如果是偷偷的自己開采，地表的油砂早已經被鏟完了，如果是大規模的開發，還需要完整的開發方案和技術、人員設備的配合。
至於是否有具體的油砂開發項目立項，這個目前據我所知還沒有。
㈡ 想做菜子油期貨，有誰知道菜籽油期貨開戶流程
手機開戶流程：
下載期貨雲軟體；
輸入期貨公司名稱或代碼；
手機號驗證；
上傳身份證、銀行卡照片、個人簽名照；
跟著提示往下走即可……
一切順利大概十來分鍾完成，必需是在上班期間
㈢ 新手期貨交易開戶具體的流程，臨櫃還是手機上開戶這塊
都可以，附近有營業部就去現場,一般內盤品種，期貨公司開戶，只需要銀行卡身份證原件就可以
特殊商品期貨需要臨櫃，驗資之類的。看你交易關注的種類 了。做好了一個能賺錢也行啊
㈣ 克拉瑪依市益輝石油工程有限公司怎麼樣
克拉瑪依市益輝石油工程有限公司是2014-06-03在新疆維吾爾自治區克拉瑪依市烏爾禾區注冊成立的有限責任公司(自然人投資或控股)，注冊地址位於新疆克拉瑪依市烏爾禾區柳園街道百口泉玉溪路5號。
克拉瑪依市益輝石油工程有限公司的統一社會信用代碼/注冊號是91650200399603929D，企業法人付元輝，目前企業處於開業狀態。
克拉瑪依市益輝石油工程有限公司的經營范圍是：石油和天然氣開采有關的輔助活動；技術推廣服務；信息咨詢服務；物業管理；汽車租賃；機械設備維修；化工產品、機械設備、五金產品、建材、石油製品、工藝美術品銷售；道路普通貨物運輸；廣告業；水污染治理；固體廢物治理；其它建築設計及安裝。（依法須經批準的項目，經相關部門批准後方可開展經營活動）。
通過愛企查查看克拉瑪依市益輝石油工程有限公司更多信息和資訊。
㈤ 克拉瑪依斷階帶油田分析
克拉瑪依油田位於准噶爾盆地西北緣的克拉瑪依市區附近，東南距烏魯木齊市約400km。油田呈NE—SW向展布，長約50km，寬約10km。
克拉瑪依油田發現於1955年10月，發現井為克拉瑪依1號探井，位於油田西部二區南黑油山背斜軸部。該井於1955年7月6日開鑽，10月20日完鑽，完鑽井深620m，鑽穿侏羅系、三疊系進入石炭系完鑽。產層為中三疊統克拉瑪依組下亞組(T2k1)S7砂層組，井段為487.5～507.5m。折算日產油19.62t。
克拉瑪依油田發現後，立即在盆地西北緣展開了大規模的油氣勘探，到1958年基本探明了克拉瑪依油田的規模，並選定了一區、二區和七東區陸續投入正式開發。
克拉瑪依油田共鑽各類探井1000多口，鑽各類開發生產井6300多口，油田的采出程度為16.09%，綜合氣油比100m3/t，綜合含水率59.7%。
5.1.1構造及圈閉特徵
克拉瑪依油田位於准噶爾盆地西北緣沖斷帶上，受斷裂帶控制。沖斷帶呈NE向展布，由紅—車斷裂帶、克—烏斷裂帶、烏—夏斷裂帶組成。克拉瑪依油田處於克—烏斷裂帶的西南端，即克拉瑪依—白鹼灘段。
主斷裂穿過油田中部，NE走向，斷面向NW傾，上陡(60°～75°)下緩(20°～45°)，呈「犁狀」。以三疊系底界計算，其垂直斷距280～1200m，水平斷距100～1400m，斷裂發生於海西晚期，活動一直延續到燕山早期的中侏羅世末期，斷裂帶隱伏在晚侏羅世—白堊紀沉積層之下，為油氣聚集創造了良好的保存條件。主斷裂具有明顯的同沉積性，使上下盤地層有顯著的差別。在長期構造活動中，主斷裂又派生出若干分支斷裂。從其走向可分為兩組:一組近東西向，主要包括有南黑油山斷裂、北黑油山斷裂、南白鹼灘斷裂、北白鹼灘斷裂等;另一組為NW－SE向，主要有大侏羅溝斷裂帶等。由於斷裂在剖面上呈雁行狀的切割，使油田形成了由北西向南東逐級下降的斷階構造。地層為由北西向南東傾的單斜，傾角一般為5°～10°;近斷裂附近往往形成局部撓曲或鼻狀構造，地層傾角可增大到15°～25°;根據斷裂的切割情況，油田被劃分成10個開發區，即一、二、三、四、五、六、七、八、九和黑油山區(圖5.1)。
克拉瑪依油田東南方的瑪納斯湖生油凹陷，是油田的主要油源區。從晚二疊世開始至白堊紀末，盆地逐漸擴大，各時期沉積向邊緣地區逐層超覆，因而使處在邊緣相的克拉瑪依油田地區形成5次大規模的地層超覆不整合。加之斷裂活動相伴隨，為油氣的運移和儲集創造了良好的條件。
在其構造和沉積的背景下，具有克拉瑪依油田多種類型的圈閉，主要是:
圖5.1 克拉瑪依油田綜合圖
(1)斷塊圈閉
多為沿主斷裂線分布的前緣斷塊，即被兩條斷裂所夾持的封閉型斷塊，如七區、九區南部的小斷塊區等。
(2)斷裂遮擋的地層超覆圈閉
各區塊克下組油藏多屬此類。
(3)斷裂遮擋的岩性圈閉
如五區、八區的中三疊統油藏、上二疊統烏爾禾組油藏等。
(4)地層超覆不整合圈閉
多見於主斷裂上盤，侏羅系、白堊系超覆不整合在石炭系或三疊系之上，形成淺層稠油藏，如六區、九區上侏羅統齊古組油藏等。
(5)潛山型不整合圈閉
地層超覆不整合面之下，往往形成基岩潛山型不整合圈閉，如一區、三區、六中區石炭系火山岩油藏，五區、七區和九區南部下二疊統佳木河組(P1j)火山碎屑岩油藏(圖5.2、圖5.3)。
圖5.2 克拉瑪依油田五區—三區油藏剖面圖
5.1.2儲集層
5.1.2.1儲集層簡況
(1)石炭—二疊系(C—P1)
以中基性火山噴發岩為主，其次為少量酸性噴發岩、輕變質砂礫岩和凝灰岩。以裂縫和次生溶孔、晶間孔為主的雙重介質的低容量、低—中滲透性的儲集層，多分布於主斷裂上盤、前緣斷塊以及主斷裂下盤的基岩中。該類儲集層的探明儲量約占油田探明儲量的18.7%。埋藏深度各斷階帶不同，一般為400～3000m。在剖面中儲集層多分布在不整合面以下50～300m范圍內，300m以下多為零星儲集層或油氣顯示。
(2)上二疊統烏爾禾組下段(P2ura)
為巨厚沖積－洪積扇緻密礫岩(扇體分水上和水下兩部分)，以微裂縫、次生溶孔、晶間孔為主的低容量、特低滲透性儲集層。主要分布在主斷裂下盤的八區，埋藏深度2800～3000m。
(3)上二疊統烏爾禾組上段(P2urb)
為中厚層狀礫岩與泥岩互層，以粒間溶孔、晶間孔為主的低容量、低滲透儲集層，主要分布在主斷裂下盤的五區。埋藏深度2200～2800m。
圖5.3 克拉瑪依油田六、七、八、九區油藏剖面圖
(4)中三疊統克拉瑪依組下亞組(T2k1)
以洪積扇礫岩夾泥岩為主，次為山麓河流相砂礫岩和泥岩交互層、濱湖三角洲相細砂岩和泥岩互層。孔隙以粒間孔為主的中等容量、中低滲透性儲集層，是油田的主要儲集層，遍布全油田，埋藏深度300～2200m。剖面上可分為兩個砂層組。
(5)中三疊統克拉瑪依組上亞組(T2k2)
為山麓河流相砂礫岩與泥岩交互層。孔隙以粒間孔為主的中等容量、中等滲透性儲集層，是油田的另一主要儲集層，遍布全油田。埋藏深度150～2000m。剖面上可劃分為5個砂層組和10個砂層。
(6)上三疊統白鹼灘組(T3b)
該組岩性為分流平原相的灰色中—細砂岩與灰綠色泥質粉砂岩、灰黑色泥岩交互層。孔隙以粒間孔、粒間溶孔為主的中等容量、低滲透性儲集層，是油田的次要儲集層，只分布在七中區、七東區和八區。埋深900～1900m。剖面上可劃分為3個砂層組，即Bj1、Bj2、Bj3。只有Bj1是主要儲集層。
(7)下侏羅統八道灣組(J1b)
該組岩性為辮狀河流相砂礫岩與河沼相泥岩、煤層交互層。孔隙以粒間孔為主的中等容量、中高滲透性儲集層。主要分布在主斷裂下盤的七區、八區和五區東部。埋藏深度850～1800m。剖面上可劃分為5個砂層組。
(8)上侏羅統齊古組(J3q)
該組岩性為河流相中—細砂岩與泥岩互層。砂岩孔隙以粒間孔為主的大容量、高滲透性稠油儲集層。主要分布在主斷裂上盤的六區、九區地層超覆尖滅帶上。埋藏深度150～350m。剖面上可劃分3個砂層組，即G1、G2、G3。G2砂層組為主要儲集層。
5.1.2.2儲集層沉積相特徵
(1)沖積－洪積相砂礫岩儲集層特徵
作為油田主要儲集層的沖積－洪積相砂礫岩具有下列明顯的特徵:
1)儲集層平面展布明顯受控於沉積環境:克下組(T2k1)洪積扇砂礫岩平面呈扇形展布，扇體由源區向盆地內可分為扇頂、扇中和扇緣3個亞相帶;每個亞相帶又可細分出2～4個微相。扇體側向毗鄰疊加形成洪積裙，使儲集層疊合連片分布。克拉瑪依油田自東向西大體上可劃分出5個扇體:六－七－八區扇、三2－四－七西區扇、三3－三5區扇、二中－五1區扇、四2區扇。
克上組(T2k2)和八道灣組(J1b)為山麓河流相和辮狀河流相砂礫岩儲集層，多沿河流主流線呈條帶狀分布，山麓河流相砂礫岩體規模較小，明顯地呈條帶狀，而辮狀河流相砂礫岩體規模大，主流線呈披麻狀分布，砂礫岩側向疊加，形成具有方向性的連片砂礫岩體。
2)儲集層岩性變化大，粒度組成復雜:儲集層岩性以礫岩為主，一般可占沉積厚度的50%～80%，扇積或河床沉積往往可達100%，單層厚度大，層數多。而扇緣粒度明顯變細，礫岩所佔比例減少，一般在30%以下，單層厚度薄且層數少。洪積相砂礫岩為礫、砂、泥混雜，分選差，分選系數3～8，泥質含量可達10%～18%。單個砂礫岩體在空間展布並不大，但往往明顯錯疊構成復合砂礫岩體，使泥岩隔層失去穩定性。
3)儲集層物性變化大，多為中等孔隙和中低滲透性:在埋藏較淺的主斷裂上盤，礫岩孔隙度為17.5%～24%，平均為20.02%;在埋藏深的主斷裂下盤孔隙度明顯降低，為10.7%～23%，平均為15.6%。即使是在同一岩性段中孔隙度也可相差4.4%～8.9%。礫岩滲透率的變化更劇烈，它與孔隙度沒有明顯的關系可尋，一般滲透率在100×10－3μm2以下;同一砂礫岩體滲透率級差可達數十倍。在剖面上滲透率多呈復合韻律變化;一般在砂礫岩單層的中、上部滲透率最好。滲透率分布為槡rx型，滲透率變異系數一般大於0.8。沖積—洪積相砂礫岩還有一種特殊的結構，即為沒有膠結物充填的支撐礫岩，礫徑3～10cm，礫石互相支撐堆積於沉積層中。這是洪積相沉積中的篩濾結構，是在成岩過程中未被充填的殘留部分。在剖面結構中所佔相對密度不大，一般厚度為30～50cm，但滲透率特高，對注水開發有較大的影響。
4)儲集層孔隙結構復雜，形成「復模態」結構:在不同粒徑礫石支撐的孔隙中，充填了各種粒級的砂，砂粒間又被膠結物和其他微粒充填，這種結構稱為「復模態」，其特點如下:
(a)孔隙類型多種多樣:原生孔隙有粒間孔、界面孔、粒內孔和雜基孔;次生孔隙有溶模孔、晶間孔和交代孔;微裂縫有構造縫和解理縫，但以粒間為主。
(b)孔大喉小連通性能差:一般孔隙直徑10～200μm，而喉道半徑只有0.1～2μm。孔喉比高達30～150，孔喉配位數一般為2～3。
(c)孔隙大小分布極不均勻:從壓汞毛管壓力曲線正態概率圖上可見，孔喉累積頻率分布曲線一般呈多段式，孔喉分布頻率直方圖上呈雙峰、三峰或平峰，峰態值在1.0以下，分選系數為3.7～4.4。
(2)河流相砂岩儲集層特徵
分布在超覆尖滅帶的上侏羅統齊古組(J3q)淺層稠油儲集層，屬典型的河流相沉積。由於時代較新，埋藏淺，與下伏稀油儲集層有顯著的差別。
1)剖面上為正旋迴結構的辮狀河流相沉積特徵:上侏羅統齊古組(J3q)超覆沉積在中、下侏羅統或中、上三疊統之上，個別地區超覆在石炭系之上。目前已發現的該組儲集層主要分布在克拉瑪依油田的六、九區。在區內為一套辮狀河流相沉積，剖面上由3個正旋迴組成，總沉積厚度平均為114m。按旋迴自上而下劃分為3個砂層組，命名為G1、G2、G3。G1為河流晚期沉積，以漫灘的泥岩、砂質泥岩為主，在區內遭受剝蝕嚴重，多被上覆下白堊統吐谷魯組(K1t)超覆不整合，殘留不全，平均殘留厚度為17.4m，在區內為非儲集層。G2為辮狀河流的發育時期，沉積厚度平均71.5m，是一套完整的正旋迴結構。自上而下可劃分為2個砂層(G21、G22)。中下部(G22)47.8m為辮狀河床和心灘沉積，底部一般可見3～5m的礫狀砂岩和砂質礫岩，向上漸變為中—細砂岩，斜層理、交錯層理發育，是區內主儲集層;上部(G21)則以漫灘泥岩、泥質粉砂岩為主，偶夾細粉砂岩薄層，沉積厚度平均為23.7m，水平層理發育，是區內的次要儲集層。G3為河流早期沉積，沉積厚度變化大(17～52m)，岩性偏細且變化大，以漫灘泥岩、泥質砂岩為主，多見水平層理，局部地區為河床砂礫岩和中—細砂岩，多呈條帶狀分布，平均沉積厚度為25.4m，為區內次要儲集層。
2)儲集層具有膠結疏鬆、物性好的特徵:砂岩滲透率，經153塊樣品分析變化在(100～10000)×10－3μm2之間，全區平均為2000×10－3μm2。滲透率的分布屬γ(χ2)型，平面上的變化明顯與沉積相帶有關，而剖面上的分布多呈低—高—低的復合韻律型，少數為低—高的反韻律型。
3)以原生的粒間孔隙結構為主。
4)儲集層存在嚴重的非均質性:齊古組砂岩儲集層具有復雜的油層組合形態。由於沉積環境變化，在砂層中常夾有泥質條帶和不含油的緻密砂層。因此，油層系數(油層有效厚度與相應的砂礫岩沉積厚度之比)一般較小，為0.3～0.75;單油層層數可達6～7層，一般均在3層以上。不同砂體的滲透率差異大，平面上滲透率級差可達5～12倍，縱向上可達87倍，非均質系數達0.29～0.67。對比主要儲集層中的各砂層，以G22-1非均質性最嚴重，G3次之，G22-2相對較好。
5.1.2.3石炭－二疊系儲層特徵
從目前的資料看，克拉瑪依油田石炭—二疊系儲集層可分為2種類型。
(1)以八區上二疊統烏爾禾組下段(P2ura)為代表的巨厚緻密礫岩儲集層
上二疊統烏爾禾組下段(P2ura)巨厚緻密礫岩主要分布在克—烏下盤掩伏帶。目前發現的油藏只見於八區。這是一套沖積－洪積相的巨厚礫岩，沉積厚度111～815m。岩性為砂質不等粒礫岩，幾乎沒有泥岩夾層。礫岩的粒度區間很寬，顆粒大小混雜，分選極差，但可見粒度遞變層理。顆粒成熟度低。礫岩成岩後生作用嚴重，主要表現在成岩壓實嚴重，顆粒表面綠泥石化、火山噴發物的脫玻化、硅化，形成了一定的晶間孔;在淋濾及壓溶作用下形成部分顆粒的粒內溶孔、粒間溶孔及壓溶縫等，使之幾乎全失去了原生孔隙，產生了一套次生孔隙體系。據岩心分析統計，原生的粒間孔只佔9%，孔徑為60mm;溶蝕孔佔49%，孔徑為70～200mm;晶間孔佔20%，孔徑一般為14mm;交代孔佔13%，孔徑一般小於24mm。另外，據鑄體薄片觀察，礫岩孔隙結構有孔大喉小的特徵，喉道半徑均值僅0.06mm，且分選較差，孔喉配位數為2～3，而孔喉比為317。從岩心觀察中發現2期裂縫，一期為傾角小於30°的低角度裂縫，形成較早，多為方解石充填;另一期為高傾角(60°～80°)裂縫，未充填，縫寬為0.3～1.1mm。裂縫多見於儲集層的中、下部。
礫岩孔隙度變化在5%～13%之間，平均為9%;空氣滲透率均小於1×10－3μm2。
這類儲集層除見於八區之外，還見於五區和七區下二疊統佳木河組(P1j)的中、上部砂礫岩等。
(2)以一區石炭系(C)為代表的火山岩儲集層
克拉瑪依油田沿主斷裂上下盤分布著火山岩儲集層。該類型規模最大的是一區推覆體核部的石炭系玄武岩儲集層，其次為七中區下二疊統佳木河組(P1j)下部安山－玄武岩儲集層、六中區石炭系安山岩儲集層、九區石炭系安山岩儲集層、五區下二疊統佳木河組(P1j)安山－玄武岩儲集層、八區下二疊統佳木河組流紋岩儲集層等。
一區石炭系玄武岩儲集層，分布面積約30km2，埋藏深度一般變化為800～1100m。鑽井揭露厚度300～1100m(未見底)，屬於基岩塊狀儲集層。據岩心觀察統計，玄武岩噴發系數(火山角礫岩岩體/火山熔岩岩體)為18%～22%，屬裂隙中心式噴發。據現代火山噴發的實地觀察，火山岩相可劃分為:爆發相－火山角礫岩相、溢出相－火山熔岩相、過渡相－火山角礫熔岩相、漂散相－凝灰岩相。一區玄武岩儲集層亦大體可劃分為:爆發相－玄武質角礫岩相，分布在一區中部偏北，緊靠北黑油山斷裂;溢出相－玄武質熔岩相，分布在玄武質角礫岩帶外圍，占據了一區的大部分面積;漂散相－玄武質凝灰岩相，分布在一區的邊緣地帶，有向二區增多的趨勢;過渡相在一區很難劃分成帶，只在剖面上見有玄武熔岩與玄武質角礫岩的混合帶。
一區石炭系玄武岩儲集層，在三疊系沉積之前長期暴露於地表，遭受強烈的風化剝蝕，因此，火山岩體發生了一系列變化:
1)風化殼的分帶性:據野外露頭和岩心觀察，一區石炭系風化殼自上而下大體可分為4帶:風化帶，厚0.5～14m，是形成基岩油藏的良好蓋層;崩解帶，位於風化帶之下，厚約200m，其厚度的變化，隨古地貌高低而變化，古地貌高者，崩解帶則厚，反之則薄，這為油氣向高部位聚集提供了良好的儲集空間;淋濾帶，位於崩解帶之下，厚200～300m，在地層水作用下，使玄武質熔岩遭受不同程度的淋濾蝕變，微裂縫和次生孔隙發育起來，形成了一定的儲集空間;滯流帶，位於淋濾帶之下，距風化帶500～600m以下。由於長期地層水的沉澱作用，使早期形成的構造縫、火山岩原生縫、洞等均已充填，導致儲集性能極差。
2)玄武岩體蝕變:其蝕變形成了自生礦物綠泥石、綠泥石－沸石、綠泥石－蛋白石、綠泥石－方解石、沸石－方解石、沸石－蛋白石、沸石、石英－蛋白石、方解石等。
3)裂縫發育，且分期性顯著:據熒光薄片資料統計，大致可將裂縫的形成劃分為3個時期:一期裂縫主要發育在塊狀玄武岩段和凝灰岩段，裂縫密度為38條/100cm2，發光縫佔40%左右;二期裂縫主要發育在蝕變玄武岩段，裂縫密度為40條/100cm2，發光縫大於70%;三期裂縫主要發育在火山角礫岩段，裂縫密度80條/100cm2，發光縫達100%。3期裂縫的發光率不同，還與其充填的自生礦物有關，早期縫多充填早期析出礦物如綠泥石、蛋白石，不易被水溶解，溶蝕孔、縫不發育，發光率低;二、三期縫多充填中晚期析出礦物如沸石、方解石類，易溶於水，溶蝕孔縫發育，發光率高。
一區玄武岩儲集層孔隙結構特徵可分為4種類型:
1)玄武質岩熔角礫岩:為油縫型儲集層，孔隙度大於20%，滲透率大於40×10－3μm2。根據霍布森公式計算的非潤濕相飽和度為79.6%，退汞率較高(57%)。為大孔、中喉道組合。
2)角礫狀玄武熔岩:深蝕孔、晶間孔交互分布，壓汞毛管壓力直方圖為無峰曲線，連通喉道為微裂縫，孔隙度、滲透率極低，非潤濕相飽和度為65%，退汞效率中等(36.8%)。大中孔、小喉道組合。
3)蝕變玄武岩:玄武岩蝕變後生成次生礦物沸石、綠泥石等，因而產生晶間孔、溶蝕縫、洞。但孔隙度低，滲透率高，非潤濕相飽和度為48.6%，退汞效率中等;滲流好而孔隙儲集性能差。
4)緻密塊狀玄武岩:該類火山岩的蝕變程度較差，大部分由玻璃質組成。孔隙度很小，如無裂縫發育，則無儲集滲流能力;如有裂縫發育，則為純裂縫性儲集層。
由上述可見，火山岩的儲集性能與其岩性、岩相及其風化模式密切相關。
據岩心觀察統計，一區石炭系玄武岩儲集層的裂縫產狀及發育程度為:
(a)低角度(小於45°)裂縫:頻率為37%，縫寬一般小於8mm。
(b)中角度(45°～60°)裂縫:頻率為1%～35%，縫寬一般小於1～3mm。
(c)高角度(60°～80°)裂縫:頻率為30%，縫寬一般大於5mm。
岩心分析的基底孔隙度平均為7.2%;空氣滲透率為1.2×10－3μm2;測井綜合解釋的裂縫孔隙度為0.8%，利用復壓資料計算求得有效滲透率為5.4×10－3μm2。據生產動態反映，主裂縫方向與北黑油山斷裂方向近於平行。
綜上所述，火山岩儲集層遠較沉積岩儲集層復雜。在復雜的火山岩岩性、岩相控制下，經風化蝕變，形成了以次生孔隙為主的儲集空間，裂縫和微裂縫是油氣滲流的主要通道，這就是非均質程度很高的小容量、低—中滲透性的多重介質系統的火山岩儲集層。
5.1.3油氣藏類型及流體性質
克拉瑪依油田是多種油藏類型疊合的油田。從總體上看，主要的油藏是:與斷裂遮擋有關的單斜－岩性油藏、地層超覆尖滅油藏、基岩油藏。三疊—侏羅系油藏的主要類型是第一類;稠油油藏的主要類型屬第二類;石炭—二疊系油藏屬第三類。據已投入開發的49個層塊，其油藏性質可分為5類。
克拉瑪依油田地面海拔平均為300m，油層中部深度為150～2900m。油藏中部海拔為150～2600m。油藏的原始地層壓力變化在1.8～34.85MPa，壓力系數變化在1.02～1.71之間，不同的斷塊、不同的層系，都有自己獨立的壓力系統。地層壓力隨埋藏深度增加而增高，而壓力系數的變化卻沒有規律。
油藏的壓力變化在1.8～29.6MPa之間。在克—烏斷裂上盤各層塊，油藏的原始地層壓力與飽和壓力基本接近，屬飽和油藏。而克—烏斷裂下盤各層塊，原始地層壓力均高於飽和壓力，油藏的飽和度一般在80%左右，屬高飽和度油藏。油藏溫度隨埋藏深度而變化，為17～72℃。
克拉瑪依油田天然驅動類型以溶解氣驅為主，彈性驅動為輔，且僅見於克—烏斷裂下盤各油藏，彈性能量有限。在少數層塊構造低部位見有邊水，但很不活躍，無明顯的油氣界面。
克拉瑪依油田的地面原油性質，總的變化趨勢與油藏埋深密切有關。在主斷裂上盤的高斷塊，油藏埋藏淺，地面原油相對密度高(0.86～0.92)，黏度大(20℃時為50～4200mPa·s)，凝固點低(－45～－20℃)，含蠟量低(微量至5%)，多屬低凝油。而地層原油飽和程度高，均在90%～100%，地飽壓差趨近於零，原始溶氣量較低(5～50m3/t)，原油相對密度較高(0.8～0.86)，黏度較高。溶解氣相對密度0.62～0.75，甲烷含量達70%～80%。主斷裂下盤，油藏埋藏深，地面原油相對密度低(0.79～0.85)，黏度小(20℃時為20～100mPa·s)，凝固點高(－10～+15℃)，含蠟量高(3%～7%)，為普通原油。而地層油飽和程度較低(80%左右)，地飽壓差在2MPa左右，原始溶氣量較高(50～150m3/t)，原油相對密度較低(0.67～0.8)，溶解氣相對密度較高(0.7～0.82)，甲烷含量為80%以上。
地層水在油田上不活躍，只見於分割的斷塊區構造低部位。水型以重碳酸鈉型為主，氯化鈣型次之。三疊系及其以上地層的水礦化度變化在6～7.2g/L之間，三疊系以下地層的水礦化度變化在7～49g/L之間。
5.1.4油氣成藏主控因素分析
克拉瑪依油田成藏控制因素中，構造條件為主控因素:
1)油源豐富，油田近臨瑪納斯富油氣坳陷，二疊系、三疊系、侏羅系烴源岩供油，還可能有石炭系烴源供油的潛在因素，這是最基本的條件。
2)斷裂構造發育，存在多個不整合，為油氣運移、儲集創造了條件。
3)儲油構造發育良好，圈閉類型多種多樣，其中與斷裂有關的圈閉尤為發育。
4)儲集條件優越。本油田儲集層系有石炭—二疊系、三疊系、侏羅系砂岩、礫岩儲層，還有石炭系火山岩儲層等多層系、多類型儲集體。
5)構造形成期與烴源岩生、排、運期匹配，大體在侏羅紀，即已處在生烴、排烴高峰期時適遇大批構造圈閉定型，後又歷經多次構造運動，多次不整合面發育以及出現多次地層超覆，形成了重要地層、岩性圈閉，為油氣聚集創造了必要的空間場所。
6)克拉瑪依油田分布在西北緣克—烏沖斷帶上，該構造帶是准噶爾弧西翼構造成分，以斷裂為主，具左行扭動特點，為壓扭性，斷裂分支較多，形成入字型、雁行型、小型帚狀以及反S形等多種利於油氣聚集的構造型式，為油氣富集創造有利條件。
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