哈拉哈塘潜山型油藏特征与成藏主控因素研究*

2014-06-07刘星旺朱永峰张保涛

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年4期

刘星旺，朱永峰，苏劲，王凯，张保涛

1.中化地质矿山总局地质研究院，河北涿州 072754；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；3.中国石油勘探开发研究院，北京海淀 100083；4.中国冶金地质总局山东正元地质勘查院，山东济南 250101

刘星旺1，朱永峰2，苏劲3，王凯3，张保涛4

塔里木盆地哈拉哈塘地区地质条件复杂，油气资源丰富，是重要的油气勘探区。通过对哈拉哈塘潜山区哈8井区的地质特征、油水分布特征以及对主控因素的分析研究，认为该区油水分布复杂，不具有分带性。从加里东到早海西期，奥陶系鹰山组—一间房组海相碳酸盐岩经历了多期岩溶的叠加改造，风化壳岩溶缝洞体储层发育，形成了良好的油气储存条件；潜山区奥陶系逐渐抬升剥蚀，鹰山组—一间房组储层之上的盖层的缺失与否对早期油藏的保存具有重要作用；断裂性质和局部构造控制了后期油气充注强度和油藏类型。多种控制因素使得哈801井、哈8井、哈802井等形成了相对独立的油气运聚体系。对潜山区哈8井区油气水特征的研究，有助于指导碳酸盐岩潜山型油气藏的勘探和开发。

潜山型油气藏；海相碳酸盐岩；风化壳岩溶；哈拉哈塘；塔里木盆地

刘星旺，朱永峰，苏劲，等．哈拉哈塘潜山型油藏特征与成藏主控因素研究[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（4）：37–46．

Liu Xingwang,Zhu Yongfeng,Su Jin,et al．The Characteristics and the Controlling Accumulation Factors of Buried Hill Reservoir in Hanilcatam，Tarim Basin[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（4）：37–46．

“潜山”一词源于美国[1]，在中国石油勘探历程中，发现的第一个潜山是酒西盆地鸭儿峡志留系潜山，此后在松辽盆地、北部湾盆地、准噶尔盆地等都相继发现了一些潜山构造，到20世纪70年代中期，在华北盆地冀中拗陷任丘构造的上元古界发现了“古潜山”型高产油气流，从此“古潜山”一词引起了国内外地质界的广泛注意[2]。20世纪80年代，塔里木盆地雅克拉构造上古生代潜山获得工业性油气流，拉开了塔里木盆地潜山找油的序幕。所谓潜山，一般是指紧邻不整合面之下的曾经受过侵蚀的凸起型地质体，潜山之上一般有相对较年轻的地质体将其覆盖。

近年来国内油气需求量急剧增加，使得勘探形势越来越严峻，为了扩大油气勘探领域，获得更多的油气资源，复杂、隐蔽型油气藏的勘探开发受到广泛关注，因此，潜山型油气藏的形成条件、分布规律和勘探方法也逐渐引起人们的重视[3-5]。随着深部碳酸盐岩油气勘探的日益深入[6]，塔里木盆地已经成为中国深部碳酸盐岩勘探领域的主要战场之一[7-8]。塔里木盆地是中国西部典型的叠合盆地，油气资源丰富[9-13]，而塔北隆起哈拉哈塘地区又是塔里木盆地重要的油气勘探区，已发现大规模的油气资源[14]。沉积、构造和地球化学特征综合分析认为，哈拉哈塘在早海西期属于塔北构造古隆起西斜坡的一部分，晚古生代—中生代演化为凹陷，属于轮南低凸起奥陶系潜山背斜的西部围斜带，奥陶系不发育烃源岩，岩溶储集层发育，具有大面积含油气的地质条件[15]。通过对哈拉哈塘各井区的认识，发现哈拉哈塘整体富油，局部出水，油水分布复杂。本文通过对哈拉哈塘潜山区哈8井区一间房组和鹰山组油水性质和主控因素的分析，来揭示该区油水分布规律，以预测油水分布，对哈拉哈塘地区油气勘探具有重要的指导意义。

1 地质特征

哈拉哈塘油田位于塔北隆起中部，轮南低凸起的奥陶系潜山背斜西部围斜带上，北部是轮台凸起，南面与北部凹陷相接，西侧为英买力低凸起，东临轮南低凸起，面积约4 000 km2。塔北隆起为前侏罗纪古隆起，长期继承性发育，晚期深埋于库车新生代山前拗陷之下，其演化历史大致为前震旦纪基底形成、震旦纪—泥盆纪古隆起形成、石炭纪—三叠纪断裂与断隆发育、侏罗纪—古近纪稳定沉降以及新近纪—第四纪的整体快速沉降等5期演化阶段[16-18]。

图1 哈拉哈塘地区哈8井区一间房组构造位置图Fig.1 The tectonic location of Yijianfang Formation in Well Field Ha8 Hanilcatam Area

哈拉哈塘地区主体位于南西走向的轮南大型背斜的西斜坡区（图1）；晚海西—印支期，在挤压应力的持续作用下，轮台凸起进一步发育，继而英买力低凸起形成，导致哈拉哈塘地区位于英买力低凸起与轮南低凸起中间，因此形成了与现今类似的基本构造格局；在喜马拉雅期，塔北隆起受库车拗陷整体沉降的影响，新生界整体北倾，古生界与中新生界部分地层也发生了反转运动，最终形成了哈拉哈塘地区现今的构造格局。

区内断层发育，新三维地震资料表明，在哈拉哈塘—英买力地区发育北东向、北西向走滑断裂，以高陡剪切断裂系统为主，右旋走滑作用发育，不同于倾角较小的北东东向轮台压扭断裂。哈拉哈塘地区走滑断裂多断至二叠系，并有部分进入三叠系，其主要形成时代为晚海西期—印支运动期[19]。

哈8井区位于哈拉哈塘地区奥陶系北部暴露潜山岩溶系统上，受哈拉哈塘凹陷区域地质格局影响，经历了多次抬升、沉降，形成了现今的地层、构造及生储盖特征。

本区地层自上而下有新生界第四系、新近系、古近系，中生界白垩系、侏罗系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、泥盆系、志留系及奥陶系，地层层序正常。目的层为奥陶系一间房组和鹰山组，一间房组和鹰山组发育一整套厚层状灰岩，缝洞发育；上覆吐木休克组岩性为层状灰岩、中厚层状泥灰岩、含泥灰岩、灰岩夹中厚层状灰质泥岩；桑塔木组岩性主要为灰质泥岩、泥灰岩、泥质灰岩、含泥灰岩；良里塔格组岩性主要为泥晶灰岩夹泥灰岩。

本区钻井揭示奥陶系发育不完整，自南向北逐渐尖灭，说明本区域由南向北奥陶系逐渐抬升剥蚀。哈拉哈塘凹陷奥陶系整体向北逐渐抬升尖灭，志留系柯坪塔格组直接覆盖于奥陶系潜山之上。本井区储层和盖层均发育，自三叠系至奥陶系一间房组共发育5套储盖组合。实钻表明，志留系井段岩性致密，物性差，与目的层奥陶系组成的储盖组合优越，具备了油气成藏的良好条件。

哈8井区位于哈拉哈塘地区奥陶系北部暴露潜山岩溶系统上，目的层中下奥陶统碳酸盐岩洞穴较发育，通过钻探证实，哈8井油气显示活跃，测井解释为洞穴型储层，井段6 643.33～6 679.00 m中途测试初期获得高产油气流。上述成果证明了北部暴露潜山岩溶圈闭的存在，为哈拉哈塘地区奥陶系勘探向北扩展提供了重要依据。

2 哈拉哈塘地区油气水物理化学特征

2.1 油气物化特征

哈8井区奥陶系原油密度、含水、黏度、凝固点、含蜡、含硫、胶质及沥青质等物理性质见地面原油分析数据表（表1）。

表1 哈8井区奥陶系原油性质分析表Tab.1 The hydrocarbon properties of Ordovician in Well Field Ha8

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩油藏原油性质分布差异性较大，原油密度由西南向东北变稠，南部为中、轻质油分布区，北部为重质油分布区。而哈8井区资料统计表明，哈8井区地面原油密度0.847 6～0.986 1 g/cm3（20°C），其中哈8井和哈802井位于正常油区，哈801井和哈803井位于重质油区。哈8井区动力黏度（50°C）为3.80～16.84mPa·s，平均动力黏度（50°C）为8.68mPa·s，属于低黏油；凝固点–24.0～–30.0°C，平均–28.8°C；含蜡4.10%～8.60%，平均6.78%，属于高含蜡原油；含硫0.56%～1.17%，平均0.78%，属于含硫原油；胶质+沥青质含量5.49%～14.94%，平均6.44%。总的来说，哈8井区呈现低黏度、高含蜡的原油特征。

哈拉哈塘油田以原油为主，天然气含量较少，潜山区天然气组分中，以烃类为主，CH4气体百分含量较低，分布在49.77%～66.50%，C1/C1+比值在0.63～0.91，为典型的湿气[20]，H2S含量差异较大，145～20 800×10−6，总体含量较低或者不含H2S气体。其中，哈8井区较哈15井区天然气C1/C1+比值相对较高，由于天然气随运移距离增加，干燥系数不断降低[21-22]，说明油气是由哈8井区向哈15井区运移，即油气的运移方向是由西向东。

2.2 地层水性质

对哈 8井区 6口井奥陶系地层水数据分析表明，地层水密度 1.090～1.180 g/cm3，平均1.157 g/cm3；总矿化度124 200～272 000 mg/L，平均222 000 mg/L；氯离子含量74 000～175 000 mg/L，平均值134 333 mg/L；pH为4.00～6.69。哈8井区在6 500.00～6 900.00 m埋深范围内矿化度总体较高，显示奥陶系油气保存条件良好，地层水总矿化度在纵向上随深度的加深而呈升高的趋势（表2，表3），属于正向水化学剖面特点[23-24]，总矿化度受氯离子含量控制（图2），哈8井区奥陶系地层水与塔北地区志留系和石炭系地层水数据对比可知，塔北地区油气藏在纵向上连通性较好。

表2 哈8井区地层水性质Tab.2 The comparison of formation water of Well Field Ha8

表3 塔北地区地层水性质Tab.3 The comparison of formation water of Tabei Area

图2 哈8井区与塔北地区氯离子含量与矿化度关系图Fig.2 The relation between chlorinity and total solids in Well Field Ha8 and Tabei Area

3 哈拉哈塘地区潜山型油气藏特征

3.1 潜山型碳酸盐岩油气藏储层特征

哈拉哈塘潜山区各井储层多分布在一间房组—鹰山组顶部，该段储层多位于风化壳之下，岩溶孔洞十分发育，主要受潜山风化壳岩溶作用的叠加改造形成。哈拉哈塘地区不整合岩溶主要发生在一间房组与吐木休克组之间，一间房期后，受构造抬升剥蚀，顶面形成低角度不整合。自奥陶系一间房组顶面以下遭受大面积暴露淋滤，形成了大量的溶蚀孔洞、洞穴及溶蚀扩大缝，是本区的主要油气储渗空间。因此，储层沿一间房组顶面以下0～70 m最发育，具有很好的成层性（图3）。

图3 哈8井区储层连井图Fig.3 The well tie section of reservoir in Well Field Ha8

区内钻井过程中普遍出现井漏、放空等现象，如哈8井钻进过程中6 637.43～6 677.94 m，共漏失钻井液629 m3，6 637.43～6 640.00 m，放空2.57 m，6 675.00～6 677.00 m，放空2.00 m。统计表明，潜山区内钻井漏失、放空层段厚度在10～50 m，距风化壳顶面70 m，由此也可看出，潜山区风化壳顶面以下0～70 m是岩溶缝洞的主要发育区，也是储层的主要分布层段。

3.2 潜山型油气藏分布特征

哈8井区油水分布复杂，哈802和哈803为工业油流井，日产油量分别为50.71 m3和102.39 m3；哈8为油井，初期累产原油234.20 m3，出水后迅速递减，工程处理后重新试油，累产原油28.04 m3；哈801井见油气显示，累计净产油19.95 m3，为低产油流井；而哈8–1和哈8–2PT2为水井。尽管本区油水分布没有明显的规律性，但其储层大多位于奥陶系一间房组和鹰山组顶部，横向上成层状分布，纵向上叠置，与整个哈拉哈塘地区储层分布特征符合。

3.3 油气藏试采特征

哈802井和哈803井为工业油流井，试采结果显示哈802井初期出油，其后日产油量逐渐降低，日产水量增加；哈803井试采前期出油出水均呈稳定下降趋势，后因油压不足关井（图4，图5）。哈801井为低产油流井，初期具有油气显示，其后出水。而哈8–1井和哈8–2PT2为水井，无油气显示。

哈8井区中哈8–1井和哈8–2PT2井均为出水井，但其出水类型不同。哈8井为孔洞束缚水，酸压施工未能沟通较大规模的缝洞系统，试油过程中见油气显示，但由于储层连通性不好，油藏能量不足以形成稳定产能，导致孔洞束缚水小规模产出，试油过程中油压、产量快速衰竭；哈8–2PT2井为酸压沟通断层带附近水体或深层水，出水后水淹。

图4 哈802井试采曲线Fig.4 The producing test of Well Ha 802

图5 哈803井试采曲线Fig.5 The producing test of Well Ha 803

4 潜山型碳酸盐岩油气成藏主控因素研究

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储层的形成和发育是多种因素共同影响和控制的结果，这些因素主要有岩溶作用、构造破裂作用、沉积环境和岩石类型等。其中储层形成和发育的主要控制因素为沉积期后剥蚀暴露岩溶作用和构造破裂作用，基本的控制因素为沉积环境和岩石类型。

4.1 潜山型碳酸盐岩储层发育机制

哈拉哈塘地区奥陶系鹰山组—一间房组碳酸盐岩储层经历了多期次岩溶叠加改造作用：吐木休克期前，该区奥陶系一间房组经历了层间岩溶作用，大量的溶蚀孔洞在一间房组表面形成；志留纪前，良里塔格组尖灭线以北地区的碳酸盐岩储层在由北向南的剥蚀作用下，受潜山风化壳岩溶作用的叠加改造，使风化壳表层发育大量裂隙，并连通一间房组储层（图6），如哈8井从吐木休克组就开始大量漏失泥浆。而在良里塔格组尖灭线以南，顺层岩溶将鹰山组—一间房组储层叠加改造，并且改造强度由北向南逐渐减弱。

图6 哈8井区奥陶系一间房组岩溶储层与断裂关系图Fig.6 The relation between karst reservoirs and fault of Ordovician Yijianfang Formation in Ha 8 Well Field

储层连井剖面已表明（图3），哈拉哈塘地区奥陶系储层主要分布在一间房组顶面以下70 m范围内，横向上可对比性较好。储集空间主要有孔、洞、缝3大类。根据测井、钻井、录井等解释结果并结合岩芯观察、镜下薄片的鉴定，可以把哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层的储集空间类型划分为洞穴型、孔洞型、裂缝型及裂缝–孔洞型4种类型。

（1）洞穴型储层储集空间指洞径大于100 mm的溶蚀孔洞，在钻进过程中常出现放空、泥浆漏失等现象。该类储层是最主要的油气储集空间类型，油井投产后产量高并能稳产。

（2）孔洞型储层以溶蚀孔洞为主要储集空间，多以开阔台地、台内滩高能相带为发育基础，通常由原生孔隙发育的层段经过溶蚀改造形成，裂缝欠发育，横向上为层状展布特征。在成像测井图像上表现为不规则暗色斑点状分布。

（3）裂缝–孔洞型储层以次生溶蚀孔洞为主要储集空间，裂缝既有渗滤性又有储集性，主要起沟通孔洞的作用。该类储层呈准层状发育，主要分布在中奥陶统开阔台地相沉积，尤其以一间房组颗粒灰岩最为发育。该类储层同时具有较好的储集能力，含油气性较好。成像测井上可明显看出裂缝沟通孔洞，或孔洞沿裂缝发育的特征。

（4）裂缝型储层的主要储集空间为裂缝和少量沿层分布的溶孔。成像测井图像上为黑色正弦曲线，一般为构造缝，多被泥质或者高导物质充填。

4.2 潜山型碳酸盐岩油气输导条件分析

哈拉哈塘地区整体上表现为向西倾的大型鼻状构造，被北东—北西两组“X”剪切断裂复杂化，整体上可划分为东部斜坡区、中部平台区及西部背斜区3部分，哈8井区处于西部背斜区北部。奥陶系桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组由南向北方向依次削蚀尖灭。哈801井位于北部潜山区之上，由于缺失吐木休克组盖层及其上覆的良里塔格组和桑塔木组，直接被志留系柯坪塔格组覆盖，故早期油气资源未得到较好地保存，油气显示较差。哈8–1井较之哈8井位于局部低部位，因此为出水井，而哈8井为油井。

区内断层发育，以北东—南西向、北北西—南南东向和近南北向的走滑断层为主，且平面多形成“X”形组合。其中北东—南西向断层为走滑断裂的主断层，在三维资料范围内延伸长度约35 km，断开层位从寒武系至二叠系，断距20～50 m，可能与二叠系的火山活动有关，其他断层延伸范围一般为1～10 km，断距不大，断开层位从寒武系至二叠系。通过分析认为这些断裂形成于加里东末期—海西初期，对奥陶系碳酸盐岩溶蚀发育程度有较大的影响。

研究区内，哈803井不仅位于局部高部位，而且位于井区东部加里东期大型“X”走滑断裂处，此断裂不仅对储层的溶蚀发育具有较大的控制作用，还对后期油气运移起到输导作用，使得哈803井成为工业油流井。哈8–2PT2井虽然位于局部高部位，但其附近海西期断裂在此起到封堵作用，使后期油气不能运移到此处，因此哈8–2PT2井为水井。

4.3 潜山型碳酸盐岩油气藏封盖机制

哈8井区位于哈拉哈塘北部潜山区，上奥陶统缺失，本区储盖组合有3种形式（图7）：（1）吐木休克组泥灰岩是一套区域性盖层，与一间房组及鹰山组顶部储层形成了本井区一套优质的储盖组合，具有良好的圈闭石油地质条件，如哈802井；（2）部分上覆吐木休克组厚度太薄，显示为差盖层，如哈8井；（3）志留系柯坪塔格组致密岩屑砂岩段直接覆盖在中奥陶统灰岩潜山上，形成了潜山油藏的有效盖层，如哈801井。

图7 塔北潜山型碳酸盐岩油气藏类型与盖层类型模式图Fig.7 The profiles scheme of carbonate reservoirs types and cap-rock types in burial hill，Tabei Area

4.4 潜山型碳酸盐岩油气藏成藏模式

哈拉哈塘潜山区成藏条件优越，满加尔凹陷内中上奥陶统烃源岩是本区乃至整个塔北地区海相油气的重要来源，从哈拉哈塘地区原油物性的变化可知油气是从西南向东北方向运移的[16]，哈拉哈塘潜山区是晚海西期中上奥陶统烃源岩生成的油气向北运移的必经之地，也是油气聚集成藏的有利区域。

塔北隆起形成于晚加里东—早海西期，位于满加尔凹陷下奥陶统烃源岩生成的油气在晚海西期沿下志留统顶不整合面、断裂运移至隆起部位聚集在晚加里东运动强烈挤压作用形成的背斜中，形成原生巨型油气藏。三叠纪前，地层抬升，导致奥陶系油藏遭受生物降解变成稠油油藏，部分构造高部位油藏遭受破坏，但围斜部位油气基本得到保存。晚海西期成藏后，奥陶系油藏一直处于深埋过程，不存在再次降解的可能，而且后期也没有油气的继续充注，原油也未达到裂解条件，因此现今的原油物性基本保持了晚海西期的特点。虽然晚喜马拉雅期来自满加尔凹陷的天然气自东向西充注，对东部地区晚海西期形成的油藏进行气侵作用，形成凝析气藏，然而气侵作用到达西部的哈拉哈塘地区时，对该区的油藏的气侵改造作用已经非常微弱甚至没有，加之油藏一直处于沉降深埋过程，所以油藏得到有效保存。

5 结论

（1）哈拉哈塘北部潜山区虽然整体含油，但油水分布复杂，不具有统一的油水界面，油气多在局部高部位聚集成藏。断裂在此对油气起到疏导和封堵两种作用。

（2）哈拉哈塘潜山型碳酸盐岩储层的形成与分布主要受岩溶作用的影响，断裂和不整合面对溶蚀孔洞的发育起到重要的促进作用，该区最主要的储集层是裂缝–孔洞型储层。潜山区盖层对油气藏的保存也有着不可替代的作用。

（3）根据对潜山区碳酸盐岩油气藏的综合分析，认为潜山型碳酸盐岩油气勘探潜力巨大，其勘探重点应放在潜山顶面风化壳以下0～100 m，甚至更深层。

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编辑：张云云

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

The Characteristics and the Controlling Accumulation Factors of Buried Hill Reservoir in Hanilcatam，Tarim Basin

Liu Xingwang1,Zhu Yongfeng2,Su Jin3,Wang Kai3,Zhang Baotao4
1.Geological Institute of China Chemical Geology and Mine Bureau，Zhuozhou，Hebei 072754，China 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China 3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Haidian，Beijing 100083，China 4.Shandong Zhengyuan Institute of Geological Exploration，China Metallurgical Bureau，Jinan，Shandong 250101，China

Hanilcatam area in Tarim Basin is abundant in hydrocarbon which is an important hydrocarbon exploration area and complex geology conditions.Based on the analysis of the geology，fluid，oil/gas distribution，and the controlling factors of Ha 8 Area in Hanilcatam buried hill，we conclude that the oil and water distribution of the zone is complex and the fluids with no zonation.During Caledonian and early Hercynian，Yingshan and Yijianfang Formation of Ordovician were reformed by polyphase carst，and hole-fracture reservoir developed well，which provides the well reservoir for hydrocarbon charge.Due to the rise and denudation of the Ordovician layers in buried hill karst area，Tumuxiuke as well as the above layers is closely related to the paleo oil reservoirs conservation.Fault kind and local structure controls the late hydrocarbon charging intensity and the reservoir types.The above factors result in relative singular migration-accumulation systems in wells Ha801，Ha8，Ha802，etc.This research is helpful exploration and exploitation of the carbonate buried hill reservoir′s.

buried hill reservoir；marine carbonate；weathering crust karst；Hanilcatam；Tarim Basin

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.09.03.02.html