塔里木盆地塔中隆起断控复式油气聚集的差异性及主控因素

2020-04-01江同文韩剑发邬光辉于红枫苏洲熊昶陈军张慧芳

石油勘探与开发 2020年2期

江同文，韩剑发，邬光辉，于红枫，苏洲，熊昶，陈军，张慧芳

（1.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000；2.西南石油大学，成都 610500）

0 引言

断裂在自然界广泛发育，形成机理复杂多样[1-3]，与地球构造演变、地震机制、油气与矿产分布等关系密切[1-7]，是地球科学与工程应用研究的热点与难点。含油气盆地中，断裂不仅是油气运移的重要通道，对油气储集层的储渗性能与油气分布也有重要控制作用[4-10]。裂谷盆地中断裂带有利于构造圈闭的发育与油气聚集，在同一油源区内不同含油层系、不同圈闭类型纵向上叠合、横向上连片构成复式油气聚集带[11-12]，并受二级构造带的控制。复式油气聚集带理论广泛应用于裂谷盆地，在中国中西部叠合盆地得到应用与发展[13-17]。前人研究表明，中国中西部复式油气聚集带形成于多旋回构造-沉积演化的叠合盆地，具有多套烃源岩与多期油气充注调整，形成多种类型的储集层与成藏组合，油气不完全受控于二级构造带[18-21]，沿古隆起斜坡大面积广泛分布[20-28]。复式油气聚集规律已取得大量研究成果，但断控复式聚集的差异性有待深入研究。

塔中隆起位于塔里木盆地中部，是典型的经历多旋回构造-沉积演化的继承性古隆起[29]，是一个重要的复式油气富集带[15]。塔中隆起蕴藏着丰富的油气资源，开展油气勘探30年来，在寒武系、奥陶系、志留系和石炭系4个层系均获得工业油气流和丰富的油气资源，目前已经建成中国最大的海相碳酸盐岩凝析气田——塔中Ⅰ号气田，沿塔中隆起北斜坡形成面积逾 2 000 km2的富油气区。前期研究揭示了“古隆起控油、斜坡富集”的油气分布特征[20,23-26,29-32]，近期研究发现塔中隆起油气分布与断裂带密切相关[33-36]。但断裂带不同层、不同段流体相态多样，油气生产复杂，断裂带多层段油气聚集的差异性对油气评价开发具有十分重要的意义。

前期钻探实践与研究发现了多套含油气层系，但由于资料局限，研究总体处于现象表征、特征描述阶段。本文以克拉通盆地断裂带多层系油气聚集的塔中隆起为例，基于断裂构造解析，深化油气圈闭、储集体、流体以及生产动态研究，探索断控复式成藏机理，阐明断裂带油气差异聚集的主控因素，揭示断裂带多层系油气差异性富集规律，为类似油气评价与开发提供地质理论基础。

1 地质背景

1.1 区域地质概况

塔中隆起位于塔里木盆地中部（见图1），呈北西西向，为西宽东窄的大型隆起[29]，划分为塔中中央主垒带、北部斜坡带与南部斜坡带等构造带单元，面积约2.2×104km2。塔中隆起显生宙地层比较齐全，寒武系—奥陶系碳酸盐岩厚度逾2 000 m，组成大型复式背斜，志留系及其上碎屑岩地层表现为明显的宽缓大斜坡，其间发育多套不整合[20,29]。塔中隆起形成于中晚加里东期（奥陶纪），定型于早海西期（泥盆纪）[20]，是长期继承性发育的稳定隆起[20,29]。

图1 塔里木盆地塔中隆起构造区划分与油气分布

塔里木盆地寒武系巨厚斜坡相泥灰岩与潟湖相泥岩是主力烃源岩，塔中隆起源灶供烃和油气充注地质条件十分优越[15,20,25,30-32]，是塔里木盆地油气勘探开发的重点领域。塔中隆起形成演化过程中发育了台缘礁滩复合体、内幕不整合及深层白云岩等碳酸盐岩建造以及志留系、泥盆系—石炭系砂岩储集层，并与上覆地层形成良好储盖组合，多期构造运动形成了构造、地层、岩性等多种圈闭类型。目前已经发现油气田33个，石油三级储量5.2×108t、天然气三级储量8 100×108m3，既富油又富气，形成稠油、常规油、凝析油、凝析气、干气等多种类型的油气藏。油气平面上主要分布在塔中北斜坡，纵向上油气主要分布在奥陶系，以及泥盆系—石炭系、志留系与寒武系（见图2）。目前油气勘探向纵深发展，勘探深度已突破7 000 m，并在北部凹陷区获得新发现。志留系—石炭系碎屑岩油藏已进入开发晚期，奥陶系碳酸盐岩油气藏为开发重点领域。碳酸盐岩油气评价开发揭示油气分布复杂，碎屑岩油藏评价与勘探阶段“大型准层状”油气藏模式[15,30-31]不能有效指导开发部署。

图2 塔中隆起北斜坡主要目的层构造与油气分布

1.2 断裂特征

塔中隆起自北向南发育塔中Ⅰ号构造带、塔中10构造带、中央主垒带、塔中5构造带等逆冲构造带（见图1），这些逆冲构造带向西撒开，向东收敛，总体呈“帚状”，主体构造走向为北北西向。近年三维地震资料解释表明，塔中北斜坡发育一系列北东向的走滑断裂贯穿北西向的逆冲构造带，形成“南北分带、东西分段”的构造格局。

1.2.1 逆冲断裂

塔中Ⅰ号构造带东段与西段为向北逆冲的基底卷入式逆冲断层，垂直断距逾1 000 m，发育小型次级断层与局部构造，断裂带宽逾2 km。近年高精度三维地震解释塔中Ⅰ号构造带中段无大型断裂[20,34-35,37]，地层平缓北倾，仅有局部小规模断层，向下断至寒武系盐膏层形成盖层滑脱型逆断层（见图3a），垂直断距小于 100 m。塔中Ⅰ号断裂形成于加里东中期（中奥陶世），基本定型于加里东晚期（晚奥陶世）[20]。

塔中10构造带发育向南逆冲的盖层滑脱型断层，向上断至奥陶系，向下断至寒武系盐膏层（见图3a）。塔中10构造带被北东向走滑带切割，具有明显的分段性。断层垂直断距可达300 m，横向变化大。很多部位发育北向冲断的反冲断层，组成断背斜构造带。塔中10构造带形成于加里东中期，经历晚加里东期—海西期（晚古生代）继承性发育[20]。

1.2.2 走滑断裂

近年新的三维地震资料解释发现大量北东向走滑断层[20,34-38]（见图3b）。走滑断裂在地震剖面上特征明显，多表现为“正花状”或“负花状”构造样式。其断面陡直，向上多断至志留系—泥盆系，少量断至二叠系，向下切入前寒武系基底，属基底卷入型走滑断层，多具左旋张扭性质。走滑断层的垂直断距较小，多为50～150 m，常伴有小型“拉分地堑”发育。

图3 塔中北斜坡逆冲断层（a）与走滑断层（b）典型地震剖面（剖面位置见图1）

走滑断裂平面上划分为羽状破碎段、斜列走滑段和线性走滑段[37]。斜列走滑段多具有海豚、丝带及辫状识别标志，主要发育在塔中北斜坡。羽状破碎段主要发育在塔中Ⅰ号构造带附近，是走滑断裂应力释放、发育消亡的部分，表现为马尾状、羽状等结构特征。

塔中隆起走滑断裂活动主要集中在加里东期—海西期[34-37]。部分走滑断层在中加里东期可能已经开始活动，在加里东晚期—早海西期得到大规模继承和加强，晚海西期出现局部继承性活动。多期走滑断层活动为塔中北斜坡油气成藏奠定了十分重要的基础。

2 油气藏地质特征

最新研究表明塔中隆起是以深层寒武系泥岩-泥灰岩为主力烃源岩、断裂为主要输导格架，经过多期成藏演化与调整形成的大型油气富集区，断裂是油气复式成藏的关键与核心。塔中隆起自下而上发育寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩、志留系与泥盆系—石炭系碎屑岩等油气藏，主要分布在塔中北斜坡（见表1）。石炭系以常规油藏为主；志留系则为常规油藏与重质油藏；石炭系—志留系“下油上气”油气重力分异明显；奥陶系碳酸盐岩以凝析气藏为主，流体性质变化大，具“下气上油”异常分布特征，油气水分布复杂、相态分异不明显。石炭系油气分布在断裂周缘1.5 km范围，为受控于断裂带的构造型油藏，具有高产稳产的产能特征。志留系含油范围广且沿断裂带富集，以岩性-构造型重质油藏为主，油气富集受控于断裂、岩性及保存条件，单井产量较低。奥陶系油气受储集层控制，分布范围广泛，但断裂带油气更为富集，并控制了高效井的分布。

表1 塔中隆起油气藏分层特征

2.1 泥盆系—石炭系

塔中隆起泥盆系—石炭系高孔高渗砂岩储集层厚度大、延伸广，以东西向局部构造圈闭为主，已发现M4、M16和M47等8个油气藏（见图2）。除隆起高部位M6地层超覆型气藏外，其余均为构造型油气藏。构造型油气藏中，M4油田存在石炭系碳酸盐岩与碎屑岩层状油藏与气藏，以及东河砂岩块状油藏。累计探明石油地质储量7 500×104t、天然气地质储量166×108m3。油田储量丰度为（17～174）×104t/km2，平均为52×104t/km2，属于中—高丰度油田。

东河砂岩是塔中隆起泥盆系—石炭系油气富集段，岩性为厚层块状中细石英砂岩，厚度大于100 m。孔隙类型以粒间孔和粒间溶蚀孔为主，孔隙度为12%～20%，渗透率为（10～1 000）×10-3μm2，孔渗相关性好，为中高孔、高渗储集层[39]。

泥盆系—石炭系以常规油为主，其次为凝析油，原油性质较好，具低含蜡、低含硫、低密度、低黏度等特点。

2.2 志留系

塔中隆起志留系中低孔渗砂岩储集层厚度薄、横向变化大，发育构造-岩性圈闭。志留系已发现5个油藏（见图2），属于构造型、构造-岩性型油藏，主要分布在塔中 10构造带，累计三级石油地质储量 7 520×104t，储量丰度为（15～69）×104t/km2，平均为 22×104t/km2，属于中—低丰度油藏。

塔中隆起志留系砂岩成分成熟度总体较低，以岩屑砂岩为主。孔隙类型主要有残余原生粒间孔、溶蚀孔、微孔隙、微裂缝，多数层段以残余原生粒间孔和微孔隙为主。志留系油层粒度为细砂岩及以上级别，以中低孔渗储集层为主，孔隙度为8%～15%，渗透率为（0.2～50.0）×10-3μm2。

塔中隆起志留系以重质油—稠油为主，少量常规油[40]，流体性质差异较大。常规油藏原油产量稳定（20～60 t/d），重质油油藏产量低（小于20 t/d）且不稳定。

2.3 奥陶系

塔中隆起寒武系—奥陶系碳酸盐岩以次生缝洞体储集层为主，具有强烈的非均质性，发育岩性圈闭。奥陶系碳酸盐岩油气资源十分丰富，已发现20个油气藏（见图2），储集体为上奥陶统礁滩复合体[20,30]与中—下奥陶统层间岩溶缝洞体[31-32,41]。流体以凝析气为主，其次为常规油和干气。除高部位塔中 1井可能受控局部构造圈闭外，其余均为受碳酸盐岩储集层物性控制的非构造油气藏，累计探明石油地质储量 3.7×108t、天然气地质储量7 900×108m3。

奥陶系上部（上奥陶统）以石灰岩为主，下部（中—下奥陶统）由石灰岩逐渐过渡为白云岩，埋深4 000～7 500 m，原生孔隙几乎消失殆尽，以次生溶蚀孔隙为主，是经历多期成岩作用、构造作用叠加改造形成的复杂次生储集系统[20,30-31,42-44]。塔中Ⅰ号构造带上奥陶统良里塔格组发育典型的台缘带礁滩型储集层，以礁滩相颗粒灰岩为主，发育溶蚀孔、洞、缝等储集空间，主要为孔洞型和裂缝-孔洞型储集层。岩心样品物性数据统计结果显示孔隙度为1.2%～8.0%、渗透率为（0.01～2.00）×10-3μm2，属特低孔—低孔、超低渗—低渗储集层[20,30]。依据测井资料解释结果，基质孔隙发育段孔隙度为 2%～6%，大型缝洞发育段孔隙度可能大于 10%，两类储集层物性差异明显。部分井钻遇大型缝洞系统，发生大量的钻井液漏失与钻具放空。中—下奥陶统发育层间岩溶缝洞体，有利储集体主要分布在鹰山组顶部200 m范围内，垂直渗流带溶蚀作用表现为沿裂缝发育的溶蚀孔洞、落水洞，水平潜流带发育大型孔洞，溶蚀孔洞的形态具有水平伸长特点[31]。

塔中奥陶系碳酸盐岩油气藏流体特征与分布复杂多样[20]，既有重质油、常规油、凝析油，也有湿气、干气，井间流体性质变化大。原油总体上具有低密度、低黏度、低胶质+沥青质含量、中低含蜡、中低含硫的特征。天然气组份变化大，甲烷含量为 80.57%～92.50%，CO2含量为0.14%～3.48%，N2含量为3.29%～9.12%，天然气相对密度0.61～0.68。塔中东部礁滩体虽然以凝析气藏为主，但也存在气油比低于 500 m3/m3、以原油产出为特征的油井，而且向南部气油比很快降低，出现常规油藏。

综上所述，塔中隆起泥盆系—石炭系发育高孔高渗储集层，原生孔隙发育，储集层厚度大，纵横向延伸广，均质性好。志留系发育中低孔渗碎屑岩储集层，储集层物性、厚度横向变化大。奥陶系碳酸盐岩发育低孔低渗基质储集层与岩溶缝洞体储集层，以次生孔隙为主，具有强烈的非均质性，纵横向变化复杂多样。塔中隆起圈闭类型多样，石炭系以构造圈闭为主，志留系发育构造-岩性圈闭，奥陶系发育岩性圈闭。发现构造、构造-岩性、岩性等多种类型油气藏，产出重质油、稠油、常规油、凝析油、干气等流体（见图4）。

图4 塔中北斜坡断控复式油气聚集模式（剖面位置见图1）

3 断裂带油气聚集的差异性

钻探证实塔中隆起油气储量与产量主要沿断裂带分布。由于断裂纵向分层、横向分段，断裂带地质条件与油气分布具有显著的差异性。

3.1 断裂带周缘油气富集特征

塔中隆起北斜坡志留系—石炭系碎屑岩的圈闭主要分布在断裂带上，断裂带聚集了93%的油气储量。奥陶系发现的油气主要富集在断裂带上，断裂带上发现的油气储量、产量占比超过80%和90%。

除 M6油气藏是围绕隆起高部位的地层超覆尖灭线分布外，塔中隆起泥盆系—石炭系的油气田都位于断裂带上，主要沿塔中10构造带、中央主垒带的断裂分布，距离主断裂1.5 km以外的探井几乎全部失利。

志留系遭受多期油气充注与破坏，沥青砂、重质油与常规油、天然气分布复杂，含油范围遍布塔中北斜坡[15,40,45]，有晚期油气充注且局部构造发育的大型断裂带是油气富集的主体，其中，塔中10构造带油气最为富集，油气井主要分布在断裂带附近2 km范围内。

早期研究认为塔中奥陶系碳酸盐岩油气是受储集层控制的大型准层状油气藏[30]，评价开发表明基质孔隙型储集层油气储量丰度低，现有技术条件下难以形成工业产能。目前钻探重点是与断裂相关的岩溶缝洞体，绝大多数油气产量大于5×104t的高效井分布在距断裂2.5 km范围内，个别远离主断裂的高效井受局部构造高点控制。

相对于碎屑岩而言，碳酸盐岩油气井距离断裂的距离更大，高达4 km。但是在断裂带1.5 km范围内洞穴型储集层钻遇率、钻井成功率分别高达67%与87%，远高于距断层1.5 km以上的33%与57%。断裂带平均单井油气累产量明显更高，70%以上高效井位于大型断裂破碎带上。

3.2 断裂带油气聚集的差异性

不同于中国东部含油气盆地复式油气富集特征，塔里木盆地塔中隆起的断裂带油气聚集具有较大的差异性和特殊性，宏观上具有“上油下气”与“西油东气”、“南油北气”的差异分布特征（见图2、图4）。

3.2.1 纵向差异性

塔中隆起具有油气沿断裂带复式成藏、差异聚集的典型特征。泥盆系—石炭系以常规油藏为主；志留系以重质油为主，有常规油，普遍存在沥青砂；奥陶系以凝析气为主，既有凝析气藏，也有挥发油藏和常规油藏，向上原油增多，呈现“上油下气、油重气干”的特点。

流体分析结果表明，奥陶系底部的蓬莱坝组和鹰山组3—4段基本为干气藏；鹰山组1—2段为典型的凝析气藏，气油比为910～3 900 m3/m3，平均为2 180 m3/m3；中古434井区良里塔格组气油比继续降低，一般为83～531 m3/m3，平均为306 m3/m3，为油藏或凝析气藏。

综合分析认为，泥盆系—石炭系油气富集主要受控于断裂带圈闭规模，志留系油气富集受控于油源断裂与保存，奥陶系碳酸盐岩油气富集受控于断层相关岩溶缝洞体。

3.2.2 横向差异性

贯穿寒武系至奥陶系的深大断裂通常是主力油源断裂，控制了油气的运聚成藏；次级断裂对局部构造圈闭与岩性圈闭具有一定控制作用，对碳酸盐岩缝洞体的发育亦具有重要影响并导致油气沿大型断裂带差异性分布；横向上塔中北斜坡油气主要沿大型断裂带富集，远离断层与缺少大断裂带的区域极少有油气分布（见图2）。

钻探表明北西向大型逆冲断裂对局部构造圈闭油气聚集具有明显控制作用，其中，塔中Ⅰ号构造带奥陶系碳酸盐岩富集凝析气藏，塔中10号构造带与中央主垒带东部奥陶系—石炭系多层系含油气；北东向大型走滑断裂对奥陶系碳酸盐岩缝洞体发育具有重要的建设性作用，并控制碳酸盐岩油气富集成藏，自北向南从凝析气藏向油藏过渡。

受控于断裂分类、分级、分段与分布的差异性[20,36]，塔中隆起油气聚集在横向上具有较大的差异，不同层段流体性质具有较大的差异，北东向的走滑断裂带最为典型。大型走滑断裂带横向通常可划分为马尾破碎段、斜列走滑段、线性走滑段等[20]。走滑断裂带自北向南呈现出气油比逐渐降低，原油密度、黏度、胶质沥青质逐渐升高的特征，油气层物理化学性质呈规律性变化，反映断裂带各段的巨大差异，揭示了自北向南油气充注的过程。

综合分析，塔中地区在“古隆起控油”基础上具有断控复式富集的特点，断裂带控制了绝大多数储量与产量，断裂带的差异性导致了油气分布与流体性质的分层、分带、分段等差异性。

4 断裂带油气差异聚集的控制因素

4.1 多旋回构造沉积演化是断裂带油气差异聚集的基础

塔里木盆地塔中隆起寒武纪—奥陶纪为板内弱伸展背景，发育多旋回碳酸盐岩沉积[20]。寒武系—下奥陶统以白云岩为主，中—上奥陶统以石灰岩为主，形成多套储盖组合。

早奥陶世末期，塔里木板块南部转向活动大陆边缘[20,29]，在塔中隆起形成强烈的板内构造活动，发生强烈隆升并产生大量剥蚀，形成了塔中复式巨型背斜的基本格局。上奥陶统良里塔格组与中—下奥陶统鹰山组之间存在明显的角度不整合，形成遍及塔中隆起的鹰山组层间岩溶储集层[31]；上奥陶统良里塔格组发育浅水的孤立台地，形成大面积台地边缘礁滩体储集层[30]。白云岩化作用、层间岩溶作用、礁滩体沉积相控制了大型碳酸盐岩非构造圈闭的发育与分布。塔中Ⅰ号构造带、中央主垒带、塔中10构造带发育局部构造圈闭，断裂裂缝系统对塔中碳酸盐岩储集层具有重要的建设性作用，断裂带附近不仅缝洞型储集层发育，而且裂缝发育，有利于储集层之间的连通，高产稳产井多。志留纪，塔中隆起处于稳定沉降阶段，志留系从西向东、自北向南逐渐超覆沉积在奥陶系不整合之上，形成宽缓斜坡背景下的砂泥岩频繁互层的潮坪相、三角洲相沉积，容易形成大面积薄互层岩性圈闭。志留纪末，塔中隆起发生隆升与断裂的继承性活动，塔中 10构造带志留系发育局部构造圈闭并叠加岩性圈闭。晚泥盆世，塔中隆起与周边发生整体沉降，发育滨浅海相巨厚东河砂岩沉积。

由此可见，塔里木盆地发育多旋回构造-沉积演化，局部构造圈闭欠发育，但地层岩性圈闭与复合圈闭发育。碳酸盐岩与碎屑岩形成多种有利储盖组合，造成塔中隆起纵向上不同层位圈闭的差异（见图4）。

4.2 多期油气充注与成藏是断裂带油气差异聚集的关键

4.2.1 油气成藏演化的差异

依据生烃史、构造演化史、油气成藏期次的分析，特别是寒武系主力烃源岩的厘定成果[32,46-47]，塔中隆起主要有晚加里东期、晚海西期（二叠纪）和喜马拉雅期等3期油气充注和加里东末期—早海西期、印支期—燕山期2期油气调整，具有复杂的油气成藏史[20,30-32,48-49]。

晚加里东期，上奥陶统巨厚泥岩快速沉积，满加尔凹陷东部寒武系烃源岩进入生烃高峰期，大量油气向塔中隆起寒武系白云岩、中—下奥陶统层间岩溶及上奥陶统礁滩体储集层中运移聚集成藏[30-31]。此时这3类储集层埋藏浅、孔隙发育，形成广泛分布的大型古油藏。随着隆起的发育与断裂的活动，同时发生隆升作用与断裂作用对油气藏的改造。

加里东末期（志留纪）—早海西期，塔中隆起遭受广泛的抬升剥蚀，形成奥陶系碳酸盐岩古潜山，志留系盖层基本被破坏，早期的古油藏几乎破坏殆尽，形成广泛分布的沥青砂岩[40]。低部位上覆巨厚上奥陶统—志留系泥岩盖层，可能保存部分古油藏[20,40]。

晚海西期发生古油藏调整与新生成油气的充注，是台盆区原油资源形成的关键时期，塔中隆起碳酸盐岩油藏大多以晚海西期烃类包裹体为主，包裹体均一温度为90～130 ℃，反映晚海西期存在油气的补充聚集[20]。

天然气的充注主要发生在喜马拉雅期，包裹体均一温度为140～150 ℃，反映存在该期油气的聚集。喜马拉雅晚期，塔里木盆地受新构造运动作用，台盆区快速深埋，位于深层的古油藏、烃源岩与输导系统中分散油质，在深埋条件下可能发生裂解形成油裂解气（Ro值大于 2%），在塔中北斜坡沿断裂带产生强烈气侵[20,30,49]。气侵改造是该期典型特征，出现油气共存，低部位富气、高部位多油的“下气上油”特征（见图5）。

图5 塔中隆起断控复式油气藏示意图（剖面位置见图1）

4.2.2 油气运聚的差异

泥盆系—石炭系以海西期成藏的常规油藏为主，晚期局部调节性断裂活化成为气侵的有利输导格架，发生气侵形成凝析气藏或气藏。泥盆系—石炭系的油气藏受控断裂垂向运移及其控制的背斜圈闭，沿断裂断开的层位分布，流体重力分异明显。

志留纪末—中泥盆世，塔中地区发生强烈的隆升与断裂活动，大部分油藏遭受破坏，形成志留系稠油油藏与大面积分布的沥青[40,45]。部分沿断裂带分布的志留系古油藏受到后期石油的补给，局部亦发生气侵，改善了古油藏的品质。古构造分析表明，塔中隆起在志留系不同地史时期一直保持南东向西北倾伏的大斜坡，油气在局部断裂发育区存在纵向运移，但以横向运移为主[40,45]，这种近平行状油气运移方式决定了油气普遍分布的特征。

奥陶系北部塔中Ⅰ号构造带，早期形成常规油藏，晚期发生以北东向大型走滑断裂为进气口的强烈气侵，自西向东、由低到高、远离进气口的气侵逐渐减弱，造成生产气油比、氮气、硫化氢及其他天然气性质发生规律性变化[20]。从塔中Ⅰ号构造带至塔中10构造带，自北向南、由低到高呈现台缘凝析气藏向南演变为油藏。同时，远离进气口的断裂带向外气侵逐渐减弱，形成“下气上油”的分布特征。

4.3 断裂活动规模与期次是断裂带油气差异聚集的核心

塔中隆起断裂系统十分发育，既控制构造格局又控制油气富集，是油气差异聚集的主控因素。一系列北东向走滑断裂切割北西向逆冲断裂带，是控制泥盆系—石炭系和志留系碎屑岩圈闭形成、奥陶系碳酸盐岩缝洞体发育以及油气网状复式成藏的关键，控制着油气的垂向运移与侧向调整、原生油气藏形成与次生油气藏的分布。

4.3.1 断裂控制油气运聚有利方向

钻探数据分析显示，若断裂与圈闭有效沟通，则能保持相对高产稳产；若断裂与圈闭未沟通，则圈闭钻探必然失利。不同类型、不同级别的断裂系统在空间形成复杂的三维输导网络，断裂带是油气运移的优势通道。大多油气藏具有垂向运移的特点，地球化学数据反映出明显的垂向运移特征[20,40,48-49]，断裂形成的局部构造高部位是油气侧向运移的指向区。塔中隆起断裂带 95%以上的探井有油气或沥青显示，失利井几乎都远离断裂带，表明断裂带普遍发生过油气充注，是油气运聚成藏的指向区。

塔中隆起M4构造北部M405圈闭石炭系油藏部署的M405-S3井3 681.0～3 694.9 m层段气举后放喷测试日产油160.9 m3、日产气3 561 m3，不含水。但在同一构造背景、圈闭类型下部署的M405-S4井在相同层段却未见良好油气显示，分析主要原因是油源输导断裂不发育。

塔中隆起志留系油气主要来自深层寒武系烃源岩[45]，沟通油源的深层大断裂是志留系油气成藏有效油源通道。靠近深层大断裂且具有构造背景的背斜圈闭上的钻井均获工业油流，如M47、M11、M12、M50、M16等圈闭。而远离深层大断裂如M45井，测井解释均为水层。深层油气通过深层大断裂向志留系运移、聚集、或调整再聚集于志留系圈闭中形成构造或构造-岩性油藏。

4.3.2 断裂控制油气空间分布

受断裂带活动期次、规模等因素控制，塔中隆起碎屑岩与碳酸盐岩储集层油气富集特征纵向差异较大。断裂断及的层位通常高产稳产，而断裂未断及的层位基本都钻井失利，油气纵向分布与断裂断及层位密切相关。

塔中Ⅰ号构造带断裂主要断至奥陶系，奥陶系以上地层油气产出很少。塔中10构造带断层断至石炭系底部，形成石炭系、志留系、上奥陶统、中—下奥陶统等多层系复式含油气系统[15,20,25,30-31]。油源断裂通常是基底卷入式的大型逆冲断裂与大型走滑断裂，大型油源断裂对油气的控制作用明显，往往形成大规模的油气聚集带。具有运移作用的输导断裂在塔中隆起碳酸盐岩中比较发育，通常规模较小，在空间上形成输导网络。

走滑断裂带解剖显示，奥陶系“从新到老、自上而下、由浅及深”呈现出明显“南油北气、上油下气”的特点，Ⅰ级油源断裂从南至北、从深至浅储集层均有发育，整体上断裂带油气充注强，有利区域广阔。Ⅱ级油源断裂由南至北储集层发育位置逐渐深移，油气充注强度相对较弱，南部浅层和北部深层为有利区域（见图6）。

图6 塔中隆起走滑断裂带油气聚集立体示意图

4.3.3 断裂控制流体性质的差异性

塔中隆起形成演化过程中，断裂系统作为主要的输导格架若长期有效地与一个圈闭沟通并多期次充注烃类，会导致油气藏具有较高的充注程度且难以达到相态平衡；断裂系统若阶段性地与多个圈闭沟通并充注不同成熟度烃类或古油藏调整油气，则油气藏的充注程度与流体性质具较大差异（见表2）。

油气生产、PVT实验分析表明，石炭系原油密度为0.793 6～0.828 0 g/cm3、气油比小于200 m3/m3、临界压力低、临界温度高，局部构造受晚期断裂活动与气体充注发生调整改造，油气藏流体密度小、气油比高；志留系原油密度为0.767 0～0.955 5 g/cm3，气油比小于74 m3/m3，与后期活动断裂有效连通的塔中11井区气体充注强烈为油藏，而塔中12井区则为稠油油藏；寒武系、奥陶系普遍经历晚期气侵，以凝析气藏为主，局部相态复杂，表现为挥发性油藏、油藏、未饱和油藏等特征（见表2）。

表2 塔中隆起断控复式油气富集区流体相态特征数据表

钻探实践证实，塔中隆起断控复式油气聚集区油气藏中往往存在多种烃类共存、多个流体界面或油气水关系倒置等复杂现象，同一油气藏在不同测试层段或试采的不同时期，原油性质存在较大差异。如M62-6H 井累计产出原油 10.5×104t、天然气 2.5×108m3，生产初期原油密度为0.799 g/cm3（20 ℃）、气油比为 3 500 m3/m3，生产后期原油密度为 0.846 g/cm3（20 ℃）、气油比为1 000 m3/m3。另外，同一油气藏不同层位流体性质也有差异，如M82井下部产层的原油密度低于上部产层，下部产层的气油比高于上部产层，流体处于动态非平衡状态[18]。

由于断裂带复杂的多期油气成藏与调整改造，造成不同层位、不同部位流体充注强度不同，特别是晚期天然气充注的差异，导致稠油油藏、常规油藏、凝析气藏、气藏混合分布，井间流体性质差异巨大。