塔里木盆地塔河油田中西部奥陶系油气成藏主控因素与动态成藏过程

赵永强，云 露，王 斌，耿 峰，李海英，顾 忆，刘永立

(1.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；(2.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126;3.中国石化 西北油田分公司，乌鲁木齐 830011)

塔里木盆地塔河油田经过20多年的勘探，在奥陶系一间房组和鹰山组顶部岩溶缝洞型储集体累计提交油气探明储量15.28×108t，建成了我国最大的古生界海相碳酸盐岩油田。中国石化西北油田分公司从2001年开始不断向外围和深层攻关探索，2014—2016年在中西部地区TS3、TS301和TY1井鹰山组内幕缝洞储集体中获得了高产油流，取得了中深层领域的实质性突破。截至2020年底，针对塔河中西部地区中深层领域部署钻井40余口，其中26口井获得工业油流，进一步证实了塔河中下奥陶统内幕发育规模缝洞型储集体，勘探潜力巨大，坚定了塔河油田外扩深拓的信心。

在多期构造活动叠合作用控制下，塔河油田海相油气资源类型多样，原油物性变化大，成藏过程极其复杂。早期研究普遍认为，塔河油田奥陶系油气成藏主要特征为低地温背景下的寒武系—下奥陶统烃源岩持续供烃[1-2]，加里东—海西早期多次构造岩溶作用叠加改造形成碳酸盐岩缝洞型储集体[3-4]，油气沿多期不整合面侧向运移[5-6]，继承性发育的大型鼻状凸起控制油气运聚方向[5,7]，相对独立的缝洞系统、多期油气充注及次生改造作用造成了现今平面与纵向上复杂的油气面貌[8-10]。近年来勘探开发实践证实：(1)塔河地区发育NNE与NNW向共轭走滑断裂体系；(2)高产井分布与深大走滑断裂带关系密切；(3)内幕缝洞储集体主要沿主干断裂带发育；(4)奥陶系表层与中深层油气物理性质相似；(5)走滑断裂带对储集体发育和成藏具有明显的控制作用。这些新认识对塔河油田传统的油气成藏模式提出了挑战，本文在典型走滑断裂带油藏解剖、烃源岩热演化生烃、古构造演化、成藏期次和输导体系研究的基础之上，以古构造与走滑断裂叠加控储、控藏、控聚的思路，重新认识塔河中西部油气成藏动态过程，建立复式成藏模式，以期为塔河中深层领域及外围地区油气勘探提供指导。

1 石油地质背景

塔河油田主体位于塔里木盆地沙雅隆起中段的阿克库勒凸起，西邻哈拉哈塘凹陷，东靠草湖凹陷，南接满加尔坳陷和顺托果勒隆起，北部为雅克拉断凸(图1)。阿克库勒凸起是一个长期继承性发育的古凸起，主要经历了5个构造演化阶段[11-12]：(1)加里东早期(寒武纪—中奥陶世)稳定碳酸盐岩台地阶段；(2)加里东中晚期—海西早期(晚奥陶世—泥盆纪)差异抬升阶段，形成向西南倾伏的大型鼻凸雏形，凸起主体缺失志留系—泥盆系及中上奥陶统，下奥陶统也受到不同程度的剥蚀，形成了大规模的岩溶缝洞储集体；(3)海西中晚期(石炭纪—二叠纪)强烈抬升阶段，造成大部分地区缺失上石炭统及二叠系；(4)印支期—燕山期(三叠纪—白垩纪)稳定沉降阶段；(5)喜马拉雅期南北翘倾阶段，受库车前陆盆地的影响，北部强烈沉降，阿克库勒凸起最终定型。下古生界海相地层发育良好的生储盖组合，油气成藏条件十分优越。主力烃源岩为下寒武统玉尔吐斯组斜坡—陆棚相泥页岩[13]；主要勘探目的层为中下奥陶统表层(即一间房组和鹰山组上段上亚段)岩溶风化壳和中深层(鹰山组上段下亚段及以深)“断裂+岩溶”双控缝洞型储集体，储集空间类型为多期构造运动与岩溶作用叠加控制形成的孔隙、溶洞和裂缝[3,8,14]；致密灰岩和上覆桑塔木组巨厚的区域性泥岩盖层为油气藏保存提供了保障。塔河地区表层岩溶油气藏现已被整体控制并规模建产，近年来中西部TS3井区和托甫台地区中深层领域鹰山组内幕也获得了商业大突破，展现出塔河中西部地区奥陶系纵向整体含油的良好局面。

图1 塔里木盆地塔河油田构造位置(a)和下古生界综合地层柱状图(b)Fig.1 Tectonic location (a) and comprehensive stratigraphic histogram of the Lower Paleozoic (b) in Tahe Oil Field, Tarim Basin

2 油气藏分布特征

图2 塔里木盆地塔河油田奥陶系油气藏类型与高产井分布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 烃源岩长期生烃、持续供烃

塔河油田奥陶系油气藏围绕沙雅隆起从凸起区向斜坡—坳陷区原油密度依次减小，油气性质的变化显示出明确的源控特征。塔河地区主力烃源岩为寒武系玉尔吐斯组海相优质泥页岩[1,15]，在沙雅隆起本地及周缘斜坡区广泛发育。寒武系埋深普遍超过6500m，烃源岩层具有“大埋深、高压力”的地质条件，本文基于高压对海相烃源岩生烃演化的抑制模型[16-17]，利用PetroMod盆地模拟软件开展了塔河地区埋藏史和热演化史模拟分析(图3)。从下寒武统玉尔吐斯组烃源岩热演化来看，加里东中期Ⅲ幕(奥陶纪末)进入低成熟阶段，开始生油，加里东晚期—海西早期达到成熟阶段进入生油高峰，海西晚期—印支期进入高成熟阶段，之后受高压抑制作用和长期低地温环境的影响，烃源岩高成熟期被拉长，喜马拉雅期仍然处于高成熟生气阶段。而且从隆起区到满加尔坳陷，寒武系烃源岩埋深差异大，具有差异热演化和接力生烃的特征。因此，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩在“低地温、大埋深、高压力”条件下长期生排烃，为沙雅隆起持续不断地供烃，是塔河地区油气富集的主控因素之一。

图3 塔里木盆地塔河地区热史与生烃史Fig.3 Thermal and hydrocarbon generation histories of Tahe area, Tarim Basin

3.2 油气多期成藏

前人已对塔河油田奥陶系油气成藏期次问题开展过许多研究，大部分学者认为塔河奥陶系油气藏经历了加里东晚期、海西晚期、燕山—喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期4个成藏期[1,5,18-19]，陈红汉等[20]将燕山—喜马拉雅早期、喜马拉雅晚期合并为燕山—喜马拉雅期一期，也有少数学者认为主要成藏期为两期成藏，即加里东晚期与喜马拉雅期[21]。本文基于研究区TS3、TS3-3、TS302、TP18、TP24和TY1井奥陶系一间房组(O2yj)和鹰山组(O1-2y)27块储层样品测试分析，从包裹体宿主矿物成岩序次关系、烃包裹体荧光光谱特征、包裹体均一温度、单井埋藏史模拟等方面，综合开展成藏期次和时间研究，进一步确认了塔河中西部地区奥陶系存在4期油气充注(图4)。其中塔河中深层(TS3井区鹰山组内幕)经历过4期油气充注，分别为加里东中晚期(446～428 Ma)、海西晚期—印支期(259～197 Ma)、燕山期(139～95 Ma)和喜马拉雅期(23～6 Ma)，主成藏期为加里东中期和海西晚期。表层一间房组储层从包裹体赋存产状、荧光光谱和均一温度来看，与TS3井区鹰山组内幕没有明显差异性，同样经历了这4期油气充注，但依据不同荧光特征烃类包裹体分布丰度，可判断南部托普台地区主成藏期为海西晚期和喜马拉雅期。多期成藏为塔河地区奥陶系油气成藏的主要特点，重质油区以早期成藏为主，后期充注较弱，而轻质油区以晚期成藏为主。

图4 塔里木盆地塔河中西部奥陶系油气成藏期次划分与成藏时期Fig.4 Periods of Ordovician hydrocarbon accumulation in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.3 古构造高部位控制油气运聚方向

加里东期古构造演化在阿克库勒凸起主要分为3个阶段，即早期稳定沉降背景下的古隆起雏形阶段、中期构造转换背景下的古隆起持续发育阶段和晚期水下鼻隆形成阶段。阿克库勒凸起地区在加里东中期Ⅲ幕已呈现出巨大而宽缓的低隆起古构造特征，是油气运移的有利指向区，其生储盖条件具备，加之岩溶风化壳和缝洞体系等侧向长距离输导条件优越，造就了阿克库勒凸起第一期大规模的油气侧向运移和充注。该时期古构造的高部位位于塔河西北部艾丁地区，因此这一期油气大量聚集于塔河西北部地区，艾丁地区的奥陶系重—超重质油藏等即为此期充注成藏。加里东晚期—海西早期NW—SE向强烈挤压使得沙雅古陆出现NE—SW向、向西南倾伏的阿克库勒鼻凸，构造高点从艾丁地区往于奇西地区迁移，古隆起地貌基本定型，于奇地区中西部成为油气侧向运移和聚集的有利区。

图5 塔里木盆地塔河油田加里东中期Ⅲ幕古构造与原油密度等值线叠合图Fig.5 A superposition map of paleostructure in middle Caledonian Ⅲ episodeand crude oil density isolines in Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.4 走滑断裂垂向输导与侧向调整

依据断裂不同构造样式发育层位及与不整合面接触关系，可识别出研究区TP39和S99两条相交断裂经历了3个阶段的多期活动，分别为加里东中期—海西早期、海西晚期—印支期和喜马拉雅期。TP39、S99断裂带上63口钻井开展原油密度、气油比与关键地震界面断距对比分析表明，断裂带上原油物性差异与断裂分段活动期次和强度具有明显的相关性：北段晚期活动性弱，对应高密度、低气油比原油；南段晚期活动性强，对应低密度、高气油比原油。晚期轻质油气是否能通过断裂输导调整进入油气藏，也是控制现今油气面貌的关键因素(图6)。加里东期两组断裂均活动，输导以断穿基底的NNE向断裂为主，NNW向断裂侧向运移、沟通，早期生成的原油通过走滑断裂运移至中下奥陶统顶部后通过岩溶风化层向古构造高部位运聚。在构造应力场作用下，海西晚期NNW向断裂为主要输导断裂，NNE向断裂发挥侧向调节作用，油气通过断裂交会部位调整并沿NNW向运移，开启的共轭断裂交会部位通常发育规模储集空间，是油气充注和聚集的有利部位。喜马拉雅期走滑断裂再次复活开启，晚期生成的高成熟油气沿NNE向断裂带运移和调整至前期形成的油气藏，此时受岩溶储集体分隔性影响，侧向运移距离非常有限，NNE向断裂带及与NNW向断裂的交会部位是晚期油气富集的有利区。

图6 塔里木盆地塔河中西部奥陶系走滑断裂油气输导模式Fig.6 Hydrocarbon transport model of Ordovician strike-slip faults in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

4 油气动态成藏过程

塔河油田中西部奥陶系现今的油气藏特征是长期供烃、多期成藏、叠加改造的结果，早期油气具“垂向输导、侧向汇聚、古隆控富”，晚期油气具“原地烃源、纵向运聚、断裂控富”的特征(图7)。

图7 塔河地区奥陶系油气动态成藏过程与成藏模式剖面位置见图1。Fig.7 Dynamic hydrocarbon accumulation process and model of Ordovician in Tahe area

加里东期塔河西北部处于岩溶古地貌高部位，表层形成大规模风化岩溶储集体，叠加断裂作用后为深层内幕型岩溶作用创造了条件，形成了洞穴型、裂缝—孔洞型、孔洞型等深层岩溶缝洞体系。加里东中期Ⅲ幕—晚期，东南斜坡区中下寒武统烃源岩达到成熟并开始排烃，大量成熟油沿断裂—缝洞—风化壳体系长距离运移至西北部艾丁—于奇中西部地区(古构造高部位)中下奥陶统储层中聚集成藏，且成藏范围比较广。这是塔河中西部成熟原油的第一期大规模充注，但受海西期构造抬升的影响，油藏遭受强烈改造，目前残留的均为超重质原油。因海西期早期开始古构造高部位逐渐东移至于奇中部地区，塔河中西部保存条件较好的部位保留了改造程度较弱的油藏(如TS3井区)。

海西早期构造抬升作用破坏加里东期油藏的同时，也促进了表生岩溶和内幕断控岩溶储层的发育，许多学者甚至认为塔河油田奥陶系岩溶缝洞型储层主要是海西期岩溶作用所形成的[3,23-25]。至海西中晚期，塔河地区中下寒武统烃源岩整体进入高成熟生烃高峰期，深大走滑断裂在海西晚期强烈活动开启，为海西期生成的高熟中质油提供输导通道，油气在共轭断裂带储集体中聚集成藏，或沿断裂带进入早期重质—超重质原油中混合改造。走滑断裂垂向输导和侧向调整在海西晚期油气成藏过程中发挥了重要作用，平面上表现出由南往北的运移趋势，充注的原油一方面混合了加里东期残留古油藏原油，一方面可能也遭受一定程度的氧化降解，在研究区南部桑塔木覆盖区形成原油密度0.87～1.0 g/cm3的中质—重质油区，北部形成原油密度0.934～1.0 cm3的重质油区。

燕山晚期—喜马拉雅早期，受区域翘倾作用影响，塔河地区早期北高南低的南倾单斜构造格局开始发生改变，隆升范围缩小，鼻状构造消失，古构造形态对油气运聚的控制作用减弱，至喜马拉雅晚期转变为南高北低的北倾单斜构造格局。中下寒武统烃源岩整体进入大量生成轻质油和凝析气阶段，在强烈的SW—NE向挤压应力作用下，塔河地区NNE向走滑断裂复活带动中新生代地层形成大量NE向雁列正断裂，活动开启的深大走滑断裂与主应力方向一致，成为晚期油气最有利的运移及调整通道，油气就近注入奥陶系岩溶—缝洞系统聚集成为特殊的晚期轻质油和凝析气藏。由于中生代以来奥陶系岩溶—缝洞系统遭受大规模化学和机械充填，储层分隔性很强，油气难以长距离大规模横向运移，通过深大断裂近源纵向输导占主导地位，同时受断裂晚期活动南强北弱的影响，研究区燕山期油气主要在南部托普台地区NNE向走滑断裂带中聚集，再通过分支断裂、NNW向断裂和内幕岩溶近距离调整，因此原油密度介于0.805～0.870 g/cm3的轻质油主要分布在这个地区。另外，喜马拉雅运动是一次大的构造调整期，也是油气藏调整、分异、重新聚集成藏的一个重要时期，鹰山组内幕的油藏逐步向上调整至鹰上段下亚段，对鹰上段下亚段早期的油藏进行混合改造。

5 结论

(1)多元成藏要素及其时空配置关系控制着塔河中西部奥陶系复杂的油气成藏过程：下寒武统主力烃源岩在“低地温、大埋深、高压力”条件下长期生烃、持续供烃；经历4期不同成熟度的油气充注，重质油区以早期成藏为主，后期充注较弱，而轻质油区以晚期成藏为主；加里东中晚期古构造高部位控制了早期油气的运聚方向；多期活动的走滑断裂是油气垂向输导与侧向调整的主要通道，燕山晚期—喜马拉雅期活动的走滑断裂带控制了晚期高熟油气的富集。

(2)塔河中西部奥陶系整体含油，主要发育2种成藏模式：早期成熟油成藏模式，具有“垂向输导、侧向汇聚、缝洞储集、古隆控富”的特征；晚期高成熟油气成藏模式，具有“原地烃源、纵向运聚、缝洞储集、断裂控富”的特征。奥陶系现今复杂的油气面貌是这2种模式不同程度成藏混合、改造的结果。