塔里木盆地塔河油田中西部奧陶系油氣成藏主控因素與動態成藏過程

趙永強，云 露，王 斌，耿 峰，李海英，顧 憶，劉永立

(1.中國石化 油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126；(2.中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126;3.中國石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

塔里木盆地塔河油田經過20多年的勘探，在奧陶系一間房組和鷹山組頂部巖溶縫洞型儲集體累計提交油氣探明儲量15.28×108t，建成了我國最大的古生界海相碳酸鹽巖油田。中國石化西北油田分公司從2001年開始不斷向外圍和深層攻關探索，2014—2016年在中西部地區TS3、TS301和TY1井鷹山組內幕縫洞儲集體中獲得了高產油流，取得了中深層領域的實質性突破。截至2020年底，針對塔河中西部地區中深層領域部署鉆井40余口，其中26口井獲得工業油流，進一步證實了塔河中下奧陶統內幕發育規模縫洞型儲集體，勘探潛力巨大，堅定了塔河油田外擴深拓的信心。

在多期構造活動疊合作用控制下，塔河油田海相油氣資源類型多樣，原油物性變化大，成藏過程極其復雜。早期研究普遍認為，塔河油田奧陶系油氣成藏主要特征為低地溫背景下的寒武系—下奧陶統烴源巖持續供烴[1-2]，加里東—海西早期多次構造巖溶作用疊加改造形成碳酸鹽巖縫洞型儲集體[3-4]，油氣沿多期不整合面側向運移[5-6]，繼承性發育的大型鼻狀凸起控制油氣運聚方向[5,7]，相對獨立的縫洞系統、多期油氣充注及次生改造作用造成了現今平面與縱向上復雜的油氣面貌[8-10]。近年來勘探開發實踐證實：(1)塔河地區發育NNE與NNW向共軛走滑斷裂體系；(2)高產井分布與深大走滑斷裂帶關系密切；(3)內幕縫洞儲集體主要沿主干斷裂帶發育；(4)奧陶系表層與中深層油氣物理性質相似；(5)走滑斷裂帶對儲集體發育和成藏具有明顯的控制作用。這些新認識對塔河油田傳統的油氣成藏模式提出了挑戰，本文在典型走滑斷裂帶油藏解剖、烴源巖熱演化生烴、古構造演化、成藏期次和輸導體系研究的基礎之上，以古構造與走滑斷裂疊加控儲、控藏、控聚的思路，重新認識塔河中西部油氣成藏動態過程，建立復式成藏模式，以期為塔河中深層領域及外圍地區油氣勘探提供指導。

1 石油地質背景

塔河油田主體位于塔里木盆地沙雅隆起中段的阿克庫勒凸起，西鄰哈拉哈塘凹陷，東靠草湖凹陷，南接滿加爾坳陷和順托果勒隆起，北部為雅克拉斷凸(圖1)。阿克庫勒凸起是一個長期繼承性發育的古凸起，主要經歷了5個構造演化階段[11-12]：(1)加里東早期(寒武紀—中奧陶世)穩定碳酸鹽巖臺地階段；(2)加里東中晚期—海西早期(晚奧陶世—泥盆紀)差異抬升階段，形成向西南傾伏的大型鼻凸雛形，凸起主體缺失志留系—泥盆系及中上奧陶統，下奧陶統也受到不同程度的剝蝕，形成了大規模的巖溶縫洞儲集體；(3)海西中晚期(石炭紀—二疊紀)強烈抬升階段，造成大部分地區缺失上石炭統及二疊系；(4)印支期—燕山期(三疊紀—白堊紀)穩定沉降階段；(5)喜馬拉雅期南北翹傾階段，受庫車前陸盆地的影響，北部強烈沉降，阿克庫勒凸起最終定型。下古生界海相地層發育良好的生儲蓋組合，油氣成藏條件十分優越。主力烴源巖為下寒武統玉爾吐斯組斜坡—陸棚相泥頁巖[13]；主要勘探目的層為中下奧陶統表層(即一間房組和鷹山組上段上亞段)巖溶風化殼和中深層(鷹山組上段下亞段及以深)“斷裂+巖溶”雙控縫洞型儲集體，儲集空間類型為多期構造運動與巖溶作用疊加控制形成的孔隙、溶洞和裂縫[3,8,14]；致密灰巖和上覆桑塔木組巨厚的區域性泥巖蓋層為油氣藏保存提供了保障。塔河地區表層巖溶油氣藏現已被整體控制并規模建產，近年來中西部TS3井區和托甫臺地區中深層領域鷹山組內幕也獲得了商業大突破，展現出塔河中西部地區奧陶系縱向整體含油的良好局面。

圖1 塔里木盆地塔河油田構造位置(a)和下古生界綜合地層柱狀圖(b)Fig.1 Tectonic location (a) and comprehensive stratigraphic histogram of the Lower Paleozoic (b) in Tahe Oil Field, Tarim Basin

2 油氣藏分布特征

圖2 塔里木盆地塔河油田奧陶系油氣藏類型與高產井分布Fig.2 Reservoir types and high-producing well distribution of Ordovician in Tahe Oil Field, Tarim Basin

3 成藏主控因素

3.1 烴源巖長期生烴、持續供烴

塔河油田奧陶系油氣藏圍繞沙雅隆起從凸起區向斜坡—坳陷區原油密度依次減小，油氣性質的變化顯示出明確的源控特征。塔河地區主力烴源巖為寒武系玉爾吐斯組海相優質泥頁巖[1,15]，在沙雅隆起本地及周緣斜坡區廣泛發育。寒武系埋深普遍超過6500m，烴源巖層具有“大埋深、高壓力”的地質條件，本文基于高壓對海相烴源巖生烴演化的抑制模型[16-17]，利用PetroMod盆地模擬軟件開展了塔河地區埋藏史和熱演化史模擬分析(圖3)。從下寒武統玉爾吐斯組烴源巖熱演化來看，加里東中期Ⅲ幕(奧陶紀末)進入低成熟階段，開始生油，加里東晚期—海西早期達到成熟階段進入生油高峰，海西晚期—印支期進入高成熟階段，之后受高壓抑制作用和長期低地溫環境的影響，烴源巖高成熟期被拉長，喜馬拉雅期仍然處于高成熟生氣階段。而且從隆起區到滿加爾坳陷，寒武系烴源巖埋深差異大，具有差異熱演化和接力生烴的特征。因此，下寒武統玉爾吐斯組烴源巖在“低地溫、大埋深、高壓力”條件下長期生排烴，為沙雅隆起持續不斷地供烴，是塔河地區油氣富集的主控因素之一。

圖3 塔里木盆地塔河地區熱史與生烴史Fig.3 Thermal and hydrocarbon generation histories of Tahe area, Tarim Basin

3.2 油氣多期成藏

前人已對塔河油田奧陶系油氣成藏期次問題開展過許多研究，大部分學者認為塔河奧陶系油氣藏經歷了加里東晚期、海西晚期、燕山—喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期4個成藏期[1,5,18-19]，陳紅漢等[20]將燕山—喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期合并為燕山—喜馬拉雅期一期，也有少數學者認為主要成藏期為兩期成藏，即加里東晚期與喜馬拉雅期[21]。本文基于研究區TS3、TS3-3、TS302、TP18、TP24和TY1井奧陶系一間房組(O2yj)和鷹山組(O1-2y)27塊儲層樣品測試分析，從包裹體宿主礦物成巖序次關系、烴包裹體熒光光譜特征、包裹體均一溫度、單井埋藏史模擬等方面，綜合開展成藏期次和時間研究，進一步確認了塔河中西部地區奧陶系存在4期油氣充注(圖4)。其中塔河中深層(TS3井區鷹山組內幕)經歷過4期油氣充注，分別為加里東中晚期(446～428 Ma)、海西晚期—印支期(259～197 Ma)、燕山期(139～95 Ma)和喜馬拉雅期(23～6 Ma)，主成藏期為加里東中期和海西晚期。表層一間房組儲層從包裹體賦存產狀、熒光光譜和均一溫度來看，與TS3井區鷹山組內幕沒有明顯差異性，同樣經歷了這4期油氣充注，但依據不同熒光特征烴類包裹體分布豐度，可判斷南部托普臺地區主成藏期為海西晚期和喜馬拉雅期。多期成藏為塔河地區奧陶系油氣成藏的主要特點，重質油區以早期成藏為主，后期充注較弱，而輕質油區以晚期成藏為主。

圖4 塔里木盆地塔河中西部奧陶系油氣成藏期次劃分與成藏時期Fig.4 Periods of Ordovician hydrocarbon accumulation in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.3 古構造高部位控制油氣運聚方向

加里東期古構造演化在阿克庫勒凸起主要分為3個階段，即早期穩定沉降背景下的古隆起雛形階段、中期構造轉換背景下的古隆起持續發育階段和晚期水下鼻隆形成階段。阿克庫勒凸起地區在加里東中期Ⅲ幕已呈現出巨大而寬緩的低隆起古構造特征，是油氣運移的有利指向區，其生儲蓋條件具備，加之巖溶風化殼和縫洞體系等側向長距離輸導條件優越，造就了阿克庫勒凸起第一期大規模的油氣側向運移和充注。該時期古構造的高部位位于塔河西北部艾丁地區，因此這一期油氣大量聚集于塔河西北部地區，艾丁地區的奧陶系重—超重質油藏等即為此期充注成藏。加里東晚期—海西早期NW—SE向強烈擠壓使得沙雅古陸出現NE—SW向、向西南傾伏的阿克庫勒鼻凸，構造高點從艾丁地區往于奇西地區遷移，古隆起地貌基本定型，于奇地區中西部成為油氣側向運移和聚集的有利區。

圖5 塔里木盆地塔河油田加里東中期Ⅲ幕古構造與原油密度等值線疊合圖Fig.5 A superposition map of paleostructure in middle Caledonian Ⅲ episodeand crude oil density isolines in Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.4 走滑斷裂垂向輸導與側向調整

依據斷裂不同構造樣式發育層位及與不整合面接觸關系，可識別出研究區TP39和S99兩條相交斷裂經歷了3個階段的多期活動，分別為加里東中期—海西早期、海西晚期—印支期和喜馬拉雅期。TP39、S99斷裂帶上63口鉆井開展原油密度、氣油比與關鍵地震界面斷距對比分析表明，斷裂帶上原油物性差異與斷裂分段活動期次和強度具有明顯的相關性：北段晚期活動性弱，對應高密度、低氣油比原油；南段晚期活動性強，對應低密度、高氣油比原油。晚期輕質油氣是否能通過斷裂輸導調整進入油氣藏，也是控制現今油氣面貌的關鍵因素(圖6)。加里東期兩組斷裂均活動，輸導以斷穿基底的NNE向斷裂為主，NNW向斷裂側向運移、溝通，早期生成的原油通過走滑斷裂運移至中下奧陶統頂部后通過巖溶風化層向古構造高部位運聚。在構造應力場作用下，海西晚期NNW向斷裂為主要輸導斷裂，NNE向斷裂發揮側向調節作用，油氣通過斷裂交會部位調整并沿NNW向運移，開啟的共軛斷裂交會部位通常發育規模儲集空間，是油氣充注和聚集的有利部位。喜馬拉雅期走滑斷裂再次復活開啟，晚期生成的高成熟油氣沿NNE向斷裂帶運移和調整至前期形成的油氣藏，此時受巖溶儲集體分隔性影響，側向運移距離非常有限，NNE向斷裂帶及與NNW向斷裂的交會部位是晚期油氣富集的有利區。

圖6 塔里木盆地塔河中西部奧陶系走滑斷裂油氣輸導模式Fig.6 Hydrocarbon transport model of Ordovician strike-slip faults in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

4 油氣動態成藏過程

塔河油田中西部奧陶系現今的油氣藏特征是長期供烴、多期成藏、疊加改造的結果，早期油氣具“垂向輸導、側向匯聚、古隆控富”，晚期油氣具“原地烴源、縱向運聚、斷裂控富”的特征(圖7)。

圖7 塔河地區奧陶系油氣動態成藏過程與成藏模式剖面位置見圖1。Fig.7 Dynamic hydrocarbon accumulation process and model of Ordovician in Tahe area

加里東期塔河西北部處于巖溶古地貌高部位，表層形成大規模風化巖溶儲集體，疊加斷裂作用后為深層內幕型巖溶作用創造了條件，形成了洞穴型、裂縫—孔洞型、孔洞型等深層巖溶縫洞體系。加里東中期Ⅲ幕—晚期，東南斜坡區中下寒武統烴源巖達到成熟并開始排烴，大量成熟油沿斷裂—縫洞—風化殼體系長距離運移至西北部艾丁—于奇中西部地區(古構造高部位)中下奧陶統儲層中聚集成藏，且成藏范圍比較廣。這是塔河中西部成熟原油的第一期大規模充注，但受海西期構造抬升的影響，油藏遭受強烈改造，目前殘留的均為超重質原油。因海西期早期開始古構造高部位逐漸東移至于奇中部地區，塔河中西部保存條件較好的部位保留了改造程度較弱的油藏(如TS3井區)。

海西早期構造抬升作用破壞加里東期油藏的同時，也促進了表生巖溶和內幕斷控巖溶儲層的發育，許多學者甚至認為塔河油田奧陶系巖溶縫洞型儲層主要是海西期巖溶作用所形成的[3,23-25]。至海西中晚期，塔河地區中下寒武統烴源巖整體進入高成熟生烴高峰期，深大走滑斷裂在海西晚期強烈活動開啟，為海西期生成的高熟中質油提供輸導通道，油氣在共軛斷裂帶儲集體中聚集成藏，或沿斷裂帶進入早期重質—超重質原油中混合改造。走滑斷裂垂向輸導和側向調整在海西晚期油氣成藏過程中發揮了重要作用，平面上表現出由南往北的運移趨勢，充注的原油一方面混合了加里東期殘留古油藏原油，一方面可能也遭受一定程度的氧化降解，在研究區南部桑塔木覆蓋區形成原油密度0.87～1.0 g/cm3的中質—重質油區，北部形成原油密度0.934～1.0 cm3的重質油區。

燕山晚期—喜馬拉雅早期，受區域翹傾作用影響，塔河地區早期北高南低的南傾單斜構造格局開始發生改變，隆升范圍縮小，鼻狀構造消失，古構造形態對油氣運聚的控制作用減弱，至喜馬拉雅晚期轉變為南高北低的北傾單斜構造格局。中下寒武統烴源巖整體進入大量生成輕質油和凝析氣階段，在強烈的SW—NE向擠壓應力作用下，塔河地區NNE向走滑斷裂復活帶動中新生代地層形成大量NE向雁列正斷裂，活動開啟的深大走滑斷裂與主應力方向一致，成為晚期油氣最有利的運移及調整通道，油氣就近注入奧陶系巖溶—縫洞系統聚集成為特殊的晚期輕質油和凝析氣藏。由于中生代以來奧陶系巖溶—縫洞系統遭受大規模化學和機械充填，儲層分隔性很強，油氣難以長距離大規模橫向運移，通過深大斷裂近源縱向輸導占主導地位，同時受斷裂晚期活動南強北弱的影響，研究區燕山期油氣主要在南部托普臺地區NNE向走滑斷裂帶中聚集，再通過分支斷裂、NNW向斷裂和內幕巖溶近距離調整，因此原油密度介于0.805～0.870 g/cm3的輕質油主要分布在這個地區。另外，喜馬拉雅運動是一次大的構造調整期，也是油氣藏調整、分異、重新聚集成藏的一個重要時期，鷹山組內幕的油藏逐步向上調整至鷹上段下亞段，對鷹上段下亞段早期的油藏進行混合改造。

5 結論

(1)多元成藏要素及其時空配置關系控制著塔河中西部奧陶系復雜的油氣成藏過程：下寒武統主力烴源巖在“低地溫、大埋深、高壓力”條件下長期生烴、持續供烴；經歷4期不同成熟度的油氣充注，重質油區以早期成藏為主，后期充注較弱，而輕質油區以晚期成藏為主；加里東中晚期古構造高部位控制了早期油氣的運聚方向；多期活動的走滑斷裂是油氣垂向輸導與側向調整的主要通道，燕山晚期—喜馬拉雅期活動的走滑斷裂帶控制了晚期高熟油氣的富集。

(2)塔河中西部奧陶系整體含油，主要發育2種成藏模式：早期成熟油成藏模式，具有“垂向輸導、側向匯聚、縫洞儲集、古隆控富”的特征；晚期高成熟油氣成藏模式，具有“原地烴源、縱向運聚、縫洞儲集、斷裂控富”的特征。奧陶系現今復雜的油氣面貌是這2種模式不同程度成藏混合、改造的結果。