丁志文，汪如軍，陳方方，陽(yáng)建平，朱忠謙，楊志敏，孫曉輝，鮮波，李二鵬，史濤，左超，李陽(yáng)

（中國(guó)石油塔里木油田公司，新疆庫(kù)爾勒 841000）

0 引言

塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)碳酸鹽巖油氣資源量豐富，塔里木油田礦權(quán)內(nèi)累計(jì)探明油氣儲(chǔ)量當(dāng)量 11.08×108t，其中90%以上來(lái)自縫洞型碳酸鹽巖[1-6]。哈拉哈塘油田在塔里木河以北地區(qū)先后勘探開(kāi)發(fā)了哈6、新墾、熱普、金躍等區(qū)塊，經(jīng)歷了潛山區(qū)、順層改造區(qū)向臺(tái)緣疊加區(qū)的探索，形成了縫洞型碳酸鹽巖油藏的基本地質(zhì)認(rèn)識(shí)和關(guān)鍵技術(shù)系列。近年來(lái)，隨著地震資料的改善和鉆井技術(shù)的不斷進(jìn)步，哈拉哈塘油田勘探開(kāi)發(fā)范圍不斷向南擴(kuò)展，塔河南岸地區(qū)6 500～7 500 m深層、超深層不斷獲得突破，躍滿、富源、玉科等區(qū)塊“日產(chǎn)百噸井”頻出，躍滿西、果勒、鹿場(chǎng)等勘探新區(qū)不斷發(fā)現(xiàn)，塔河南岸地區(qū)建成產(chǎn)能近百萬(wàn)噸，成為塔里木盆地碳酸鹽巖勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)[7-8]。目前已發(fā)現(xiàn)的工區(qū)面積達(dá)5 041 km2，18條深大斷裂控制的油氣地質(zhì)儲(chǔ)量高達(dá)16 300×104t，該地區(qū)按照規(guī)劃將在2022年建成原油150×104t、天然氣6.6×108m3的產(chǎn)能基地，成為塔里木盆地“十四五”期間重要的勘探開(kāi)發(fā)主戰(zhàn)場(chǎng)。

與塔河南岸地區(qū)油藏類似的鄰區(qū)順北油田百萬(wàn)噸產(chǎn)能建設(shè)穩(wěn)步快速推進(jìn)。魯新便等人針對(duì)順北油田碳酸鹽巖的開(kāi)發(fā)實(shí)踐首次提出了斷溶體油氣藏的概念[9]，即碳酸鹽巖受構(gòu)造作用形成的深大斷裂破碎帶，受多期斷控巖溶或局部熱液溶蝕作用形成大型洞穴、溶蝕孔洞和裂縫組成的儲(chǔ)集體，在上覆泥灰?guī)r、泥巖等蓋層封堵以及側(cè)向致密灰?guī)r遮擋下，形成由不規(guī)則狀的斷控巖溶縫洞體組成的斷溶體圈閉，經(jīng)油氣充注成藏后形成一類特殊的斷溶體油氣藏。隨著生產(chǎn)實(shí)踐和認(rèn)識(shí)的不斷深化，哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏由風(fēng)化殼巖溶、層間巖溶為主控的縫洞體油藏認(rèn)識(shí)逐步轉(zhuǎn)變?yōu)樯畲髷嗔芽貎?chǔ)、控藏、控富的斷溶體油藏認(rèn)識(shí)。

本文基于構(gòu)造、斷裂演化、巖心、測(cè)井、地震、鉆錄井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，系統(tǒng)研究塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體空間展布特征、形成條件、成因，闡述斷溶體成藏模式和油氣富集規(guī)律，以期為這類油氣藏的高效勘探開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起西斜坡，北靠輪臺(tái)凸起，南接阿滿過(guò)渡帶，西鄰英買力低凸起，是輪古—塔河—哈拉哈塘奧陶系特大型油田的一部分，歷經(jīng)多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和沉積演化。本文研究區(qū)位于哈拉哈塘油田塔里木河以南地區(qū)，緊靠順北油田，被滿加爾、阿瓦提等生烴凹陷所圍繞，是油氣運(yùn)移和聚集的有利區(qū)塊（見(jiàn)圖1）。

圖1 塔里木盆地塔河南岸地區(qū)構(gòu)造位置及主干深大斷裂分布圖（a）、地層及構(gòu)造成藏期次柱狀圖（b）

早加里東期（寒武紀(jì)—中奧陶世），塔河南岸地區(qū)為碳酸鹽臺(tái)地和海相泥質(zhì)烴源巖沉積期，形成了塔中—塔北連為一體的滿西大型碳酸鹽臺(tái)地，經(jīng)多期次多旋回的不整合和大氣淋濾作用，發(fā)育了分布較廣的鷹山組—一間房組碳酸鹽巖儲(chǔ)集層。同時(shí)，塔河南岸地區(qū)東部的滿加爾凹陷為盆地相沉積，發(fā)育一套寒武系—中奧陶統(tǒng)烴源巖[10]，為后期油氣運(yùn)移和充注提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

中加里東期Ⅰ、Ⅱ幕是構(gòu)造-沉積性質(zhì)轉(zhuǎn)換的重要時(shí)期，南天山洋俯沖加劇，塔北構(gòu)造整體隆升，古隆起基本形成，在北東、南北向雙向地應(yīng)力擠壓作用下形成大范圍的北東和北西向走滑斷裂系統(tǒng)，初步構(gòu)成了該地區(qū)的斷裂體系骨架，為后期斷溶體的形成奠定了基礎(chǔ)。垂向上，走滑斷裂表現(xiàn)為陡峭的直立斷層或正花狀構(gòu)造，向下斷至寒武系內(nèi)部甚至斷穿寒武系，向上斷至該時(shí)期沉積的良里塔格組頂面；平面上，走滑斷裂多呈線狀，延伸數(shù)十千米甚至數(shù)百千米，局部呈雁列式、羽狀式排列。中加里東期Ⅲ幕受全球性海侵事件影響，塔河南岸地區(qū)結(jié)束了碳酸鹽臺(tái)地沉積，轉(zhuǎn)變?yōu)榛旆e陸棚沉積，形成了桑塔木組600～700 m的巨厚泥質(zhì)地層，為該區(qū)奧陶系碳酸鹽巖油氣成藏提供了優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層。

晚加里東期—早海西期（志留紀(jì)—泥盆紀(jì)），受中昆侖島弧與中昆侖地體間的持續(xù)碰撞和阿爾金造山帶強(qiáng)烈的擠壓作用[11-12]，塔北隆起經(jīng)歷了志留系沉積前、泥盆系沉積前、石炭系沉積前的 3次強(qiáng)烈隆升，輪臺(tái)凸起與輪南低凸起持續(xù)抬升，哈拉哈塘、哈得遜鼻狀構(gòu)造相繼形成，塔北古隆起基本定型。該時(shí)期北東向和北西向斷裂繼承性發(fā)育，向下斷穿寒武系，溝通寒武系底部?jī)?yōu)質(zhì)烴源巖；向上斷至中下泥盆系。斷裂帶不斷延長(zhǎng)、變形，形成斷裂破碎帶，沿?cái)嗔褞У奶妓猁}巖儲(chǔ)集層規(guī)模擴(kuò)大。

中晚海西期（石炭紀(jì)—二疊紀(jì)），南天山洋自東向西剪刀式閉合，塔北隆起的構(gòu)造活動(dòng)自東向西擴(kuò)展，構(gòu)造作用西強(qiáng)東弱，哈拉哈塘地區(qū)奧陶系構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定，由于二疊紀(jì)大規(guī)?；鹕絿姲l(fā)，使得前期走滑斷裂繼承性活動(dòng)，同時(shí)深部富硅高溫流體沿深大斷裂帶對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層進(jìn)行溶蝕改造。

印支期—燕山期（三疊紀(jì)—白堊紀(jì)），構(gòu)造斷裂活動(dòng)較弱，塔北南緣整體較為穩(wěn)定，喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)期間哈拉哈塘地區(qū)中、新生界整體呈北傾，下古生界仍為區(qū)域南傾，現(xiàn)今鼻狀隆起構(gòu)造格局定型。

2 斷溶體特征及成因

2.1 儲(chǔ)集空間類型及特征

塔河南岸地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層發(fā)育段主要為一間房組（O2y）—鷹山組（O1—2y）。儲(chǔ)集空間類型多，主要包括洞穴、溶蝕孔洞（見(jiàn)圖2a、圖2d）、高角度構(gòu)造縫（見(jiàn)圖2b、圖2c、圖2f）、擴(kuò)溶或充填殘余縫、晶間孔（見(jiàn)圖2e）、粒間孔及微裂縫等。

圖2 塔里木盆地塔河南岸地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間特征

不同類型的儲(chǔ)集空間尺度差異大，大型洞穴尺寸可達(dá)幾米到數(shù)十米，在鉆井上常表現(xiàn)放空、鉆井液漏失等工程異常，在成像測(cè)井上常呈暗斑狀顯示（見(jiàn)圖2g）。溶蝕孔洞尺寸從幾厘米到幾十厘米不等，而晶間孔、粒間孔尺寸僅為毫米級(jí)。主要儲(chǔ)集空間為洞穴、溶蝕孔洞和構(gòu)造縫，同時(shí)它們也是重要的流動(dòng)通道，而晶間孔、粒間孔及微裂縫等儲(chǔ)集、滲流作用甚微。

塔河南岸地區(qū)奧陶系巖心 CT掃描結(jié)果顯示平均孔隙度為2.1%、平均滲透率為0.33×10-3μm2，測(cè)井解釋結(jié)果顯示平均孔隙度為 3.6%、平均滲透率為 0.56×10-3μm2，試井資料解釋結(jié)果顯示滲透率為（550～3 000）×10-3μm2，顯示靜動(dòng)態(tài)資料分析結(jié)果差別很大。由于儲(chǔ)集層發(fā)育段洞穴或裂縫的異常發(fā)育導(dǎo)致難以取得巖心或者巖心收獲率極低，因此靜態(tài)資料不能反映儲(chǔ)集層真正的儲(chǔ)集、滲流能力，主要的儲(chǔ)集空間可能是與斷裂帶相關(guān)的縫洞體。

2.2 空間展布特征

塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體主要沿主干斷裂帶分布。例如，躍滿3號(hào)主干斷裂帶部署的15口井中有80%以上的高產(chǎn)井在鉆至目的層時(shí)發(fā)生放空和鉆井液漏失。其中，躍滿 3-5井鉆至離主干斷裂直線距離超過(guò)800 m的次級(jí)斷裂上，鉆探過(guò)程中未發(fā)生放空和鉆井液漏失，氣測(cè)顯示弱，常規(guī)測(cè)井解釋以Ⅲ類儲(chǔ)集層為主，成像測(cè)井見(jiàn)少量高角度裂縫，試油過(guò)程中表現(xiàn)供液不足，因產(chǎn)量低而無(wú)法投產(chǎn)。之后，對(duì)該井向主干斷裂側(cè)鉆500 m獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，日產(chǎn)能力達(dá)60 t/d。

2.2.1 平面分布特征

塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體在平面上沿著斷裂帶成條帶狀分布，但同一斷裂帶的不同分段發(fā)育程度差異較大，這與走滑斷裂的分段性有關(guān)。按照應(yīng)力狀態(tài)，走滑斷裂可分為拉張段、擠壓段和平移段 3種類型，拉張段和擠壓段分別發(fā)育于應(yīng)力釋放彎曲部位和應(yīng)力限制彎曲部位，平移段則發(fā)育在壓力相對(duì)穩(wěn)定部位[13-16]。對(duì)于同一條斷裂，拉張段儲(chǔ)集層發(fā)育程度最好，擠壓段次之，平移段最差。Olson等[17-18]指出斷裂控制的地層破碎程度主要受斷裂系統(tǒng)周緣的應(yīng)變能量密度影響，一般斷裂末端的應(yīng)變能量密度最強(qiáng)，地層破碎程度最高。在斷裂疊接拉張?zhí)幦菀仔纬纱笮蛶r橋破碎帶（拉分地塹），兩條主干斷裂交叉疊合的巖橋區(qū)域沿?cái)鄬幼呦蚶?，更利于?chǔ)集層擴(kuò)溶改造，常表現(xiàn)為正斷層或小型張性破裂較發(fā)育的負(fù)花狀構(gòu)造（見(jiàn)圖3a）。在疊接壓扭處表現(xiàn)為逆沖或小型剪切破裂密集發(fā)育的正花狀構(gòu)造，由于應(yīng)力的限制，斷溶體發(fā)育相對(duì)較差（見(jiàn)圖3b）。在平移段基本上以斷層兩盤(pán)相對(duì)滑動(dòng)為主，只在兩盤(pán)的圍巖發(fā)育與主變形帶小角度相交的次級(jí)破裂，斷溶體發(fā)育較差。

圖3 塔河南岸地區(qū)斷溶體示意圖

圖4 塔河南岸地區(qū)躍滿區(qū)塊斷溶體油藏平面分布

表1 塔河南岸地區(qū)躍滿2號(hào)主干斷裂分段開(kāi)發(fā)效果統(tǒng)計(jì)表

躍滿2號(hào)斷裂帶總長(zhǎng)29 km，根據(jù)應(yīng)力分析將斷裂帶劃分為9段，包括3段拉張段、4段擠壓段、2段平移段（見(jiàn)圖4、表1）。拉張段總長(zhǎng)10.5 km，斷裂寬度為0.23～1.95 km，斷溶體規(guī)模大，鉆有8口生產(chǎn)井，平均單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量為82×104t，初期平均單井產(chǎn)能61 t/d，平均單位壓降累計(jì)產(chǎn)量1 796 t/MPa，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反映地層能量充足或較充足。擠壓段總長(zhǎng)12.5 km，斷裂寬度為0.15～1.71 km，斷溶體規(guī)模中等，鉆有7口生產(chǎn)井，平均單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量為53×104t，初期平均單井產(chǎn)能39 t/d，平均單位壓降累計(jì)產(chǎn)量718 t/MPa，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反映地層能量較充足或不足。平移段總長(zhǎng)6.0 km，斷裂寬度為0.12～0.56 km，鉆有3口生產(chǎn)井，平均單井控制儲(chǔ)量為25×104t，初期平均單井產(chǎn)能23 t/d，平均單位壓降累計(jì)產(chǎn)量238 t/MPa，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反映地層能量不足，產(chǎn)能遞減較快。

2.2.2 垂向分布特征

斷溶體在垂向上第 1個(gè)特征是發(fā)育的不規(guī)則性，總體上分為核心區(qū)和延展區(qū)，核心區(qū)由于斷裂破碎和溶蝕改造作用強(qiáng)，主要發(fā)育大型縫洞體，儲(chǔ)集層規(guī)模較大，是主要的鉆探目標(biāo)；延展區(qū)主要是伴生斷裂控制作用下形成規(guī)模較小的裂縫孔洞儲(chǔ)集體（見(jiàn)圖3）。第 2個(gè)特征是儲(chǔ)集層發(fā)育深淺不一，具有明顯的穿層性。躍滿區(qū)塊鉆井放空漏失點(diǎn)分布顯示（見(jiàn)圖5a），儲(chǔ)集層發(fā)育位置距一間房組灰?guī)r頂?shù)拇怪本嚯x深淺不一，最淺處只有幾米，最深處高達(dá)120 m，平均深度約為70 m，大部分井在70 m范圍內(nèi)鉆遇大型縫洞體。另外，從躍滿區(qū)塊地震剖面的“串珠”反射位置同樣可以看出這一點(diǎn)（見(jiàn)圖5b），而且一間房組和鷹山組可能上下連通，儲(chǔ)集層垂向展布可達(dá)幾百米。躍滿 5井鉆揭一間房組20 m放空1.2 m完鉆，試油日產(chǎn)高達(dá)120 t，生產(chǎn)3年油壓、產(chǎn)量穩(wěn)定，動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量高達(dá)300×104t，目前井底流溫比生產(chǎn)初期高 7.2 ℃，比地層靜溫高7.8 ℃，表明生產(chǎn)后期出現(xiàn)深層供液現(xiàn)象，按地溫梯度2.4 ℃/100 m推測(cè)油柱高度達(dá)325 m。

2.3 斷溶體成因

塔河南岸地區(qū)中奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖斷溶體發(fā)育主要受控于加里東期—海西期構(gòu)造作用形成的深大斷裂、伴生斷裂和裂縫組成的斷裂體系，后經(jīng)多期次構(gòu)造作用、斷控巖溶作用、局部熱液溶蝕作用的疊加改造而定型。

2.3.1 斷溶體形成條件

2.3.1.1 巖相條件

巖相是斷溶體改造的物質(zhì)基礎(chǔ)。一間房組—鷹山組以大范圍開(kāi)闊臺(tái)地、臺(tái)地邊緣砂屑鮞粒灘沉積為主，巖性以臺(tái)緣高能灘相沉積的亮晶砂屑生屑灰?guī)r、亮晶鮞粒灰?guī)r為主（見(jiàn)圖2c、圖2e），亮晶藻屑灰?guī)r由于準(zhǔn)同生暴露溶蝕作用形成藻屑內(nèi)粒內(nèi)微孔隙，為后期的斷控破碎、斷控巖溶改造奠定基礎(chǔ)。另外，碳酸鹽巖占比 95%以上，泥質(zhì)巖夾層少，巖性純而脆，容易受后期破碎、溶蝕等作用改造。

2.3.1.2 斷裂破碎和斷控溶蝕作用

斷裂破碎和斷控溶蝕作用對(duì)斷溶體的形成起關(guān)鍵作用。塔河南岸地區(qū)主要發(fā)育北東向、北西向兩組走滑斷裂。發(fā)育北東向深大走滑斷裂18條，主要以單剪斷裂為主，形成于加里東中期，加里東晚期—早海西期持續(xù)活動(dòng)，晚海西期—印支期繼承性活動(dòng)，斷裂破碎程度強(qiáng)。北西向斷裂僅發(fā)育 5條，主要形成于早海西期，晚海西期—印支期繼承性活動(dòng)，斷裂破碎程度相對(duì)較弱。

構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的斷裂破碎作用是斷溶體形成的先決條件。根據(jù)里德?tīng)柤羟形锢砟M實(shí)驗(yàn)[17-18]，走滑斷裂破碎帶形成分為 4個(gè)階段：①初期階段，主體走滑斷裂開(kāi)始形成，呈雁列式展布，破裂范圍較小，啟始端形態(tài)完整；②早期階段，隨著應(yīng)力的增強(qiáng)，其影響范圍隨之增加，破裂程度快速增強(qiáng)，走滑斷裂依然呈雁列式展布，破碎范圍明顯擴(kuò)大，破碎程度明顯增強(qiáng)；③中期階段，破裂范圍進(jìn)一步增大，雁列式斷裂連接形成完整破碎帶；④后期階段，破碎程度最強(qiáng)，整個(gè)破碎帶表現(xiàn)為斜列展布的馬尾狀或羽狀斷裂破碎帶（見(jiàn)圖6）。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，同一斷裂帶不同位置的斷裂破碎程度不同，應(yīng)力釋放彎曲部位破碎程度較強(qiáng)，壓力穩(wěn)定部位破碎程度較弱。

圖5 塔河南岸地區(qū)躍滿區(qū)塊斷溶體鉆遇位置（a）及地震剖面（b）

一般認(rèn)為，構(gòu)造活動(dòng)性越強(qiáng)、持續(xù)時(shí)間越長(zhǎng)，對(duì)斷裂破碎帶的形成越有利。由于北東向斷裂活動(dòng)活動(dòng)性更強(qiáng)、活動(dòng)時(shí)間更早且更持久，因此斷裂破碎程度更強(qiáng)。走滑斷裂的多期次活動(dòng)和構(gòu)造破碎作用，也為后期大氣淡水淋濾擴(kuò)溶、埋藏溶蝕改造提供了順暢的通道，為后續(xù)大型洞穴及溶蝕孔洞的形成創(chuàng)造了條件[19-21]。

2.3.1.3 局部深部熱液改造作用

包裹體測(cè)溫結(jié)果表明，該地區(qū)經(jīng)歷了不同溫度下的多期次巖溶充填作用，大于120 ℃的高溫包裹體存在證明本區(qū)存在異常高溫流體的可能[20-21]。另外，位于塔河南岸地區(qū)西南方向鄰區(qū)的順北 2井鷹山組灰?guī)r中常見(jiàn)硅質(zhì)團(tuán)塊并伴有粒狀黃鐵礦，表明存在埋藏流體改造，儲(chǔ)集層發(fā)育可能與埋藏巖溶作用有關(guān)[21]。有學(xué)者指出可能還存在其他類型，主要包括盆地壓實(shí)流體溶蝕作用、烴類攜帶酸性流體溶蝕作用、硫酸鹽熱化學(xué)還原作用等[22-25]。熱液的流動(dòng)方向整體上是沿著深大斷裂自下而上，其對(duì)儲(chǔ)集層的改造程度主要取決于熱液通道是否暢通。

2.3.2 斷溶體形成模式

塔河南地區(qū)斷溶體是受斷裂破碎、斷控淋濾和局部熱液改造等綜合作用形成的，其中斷裂是主控因素。按照斷裂的控制作用，可將形成模式劃分為沿主干深大通源斷裂溶蝕模式、沿次級(jí)通源斷裂溶蝕模式和沿次級(jí)內(nèi)幕斷裂溶蝕模式（見(jiàn)圖7）。

沿主干深大通源斷裂溶蝕模式，是指由主干深大通源斷裂控制形成的斷溶體。主干深大通源斷裂均斷穿寒武系，在斷裂形成過(guò)程中應(yīng)力作用強(qiáng)，對(duì)灰?guī)r的破碎作用大，一般會(huì)形成寬度為200 m左右的斷裂破碎帶。后期斷控大氣水巖溶作用使得先期形成的斷裂破碎帶進(jìn)一步溶蝕、擴(kuò)大、再改造，流體通道進(jìn)一步打開(kāi)，儲(chǔ)集空間進(jìn)一步增大，改造程度進(jìn)一步擴(kuò)大，由此斷控大氣水巖溶進(jìn)入良好的巖溶循環(huán)系統(tǒng)，最終形成大型縫洞體。同時(shí)，主干深大通源斷裂也是熱液運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道，深部異常高溫流體自下而上流動(dòng)過(guò)程中對(duì)儲(chǔ)集體有一定的改造作用。這種模式形成的斷溶體由大型洞穴、溶蝕孔洞和裂縫等綜合構(gòu)成，平面和縱向連通性極好，儲(chǔ)集滲流能力極強(qiáng)，是塔河南岸地區(qū)主要的鉆探目標(biāo)（見(jiàn)圖7B井和C井）。

圖6 里德?tīng)柤羟形锢砟M實(shí)驗(yàn)中斷裂破碎帶不同階段特征（據(jù)文獻(xiàn)[17-18]修改）

沿次級(jí)通源斷裂溶蝕模式，是指由次級(jí)通源斷裂控制形成的斷溶體。次級(jí)通源斷裂發(fā)育規(guī)模僅次于主干深大通源斷裂，也可斷至寒武系。但由于應(yīng)力作用有限而不能形成較大規(guī)模的斷裂破碎帶，流體流動(dòng)通道也不如主干深大通源斷裂暢通，斷控溶蝕改造或熱液改造作用不夠充分。這種模式形成的斷溶體多為溶蝕孔洞、裂縫組成的裂縫-孔洞型儲(chǔ)集體，平面和縱向上具有一定的連通性，但規(guī)模有限（見(jiàn)圖7A井）。

沿次級(jí)內(nèi)幕斷裂溶蝕模式，是指由次級(jí)內(nèi)幕斷裂控制形成的極小規(guī)模斷溶體，一般不具有經(jīng)濟(jì)開(kāi)采價(jià)值。次級(jí)內(nèi)幕斷裂是指發(fā)育規(guī)模極小、向下可能斷不到寒武系、向上可能斷不穿奧陶系的小型走滑斷裂。這類斷裂的破碎作用極弱，不能形成斷裂破碎帶，流體通道不暢通，基本不能接受大氣水淋濾改造作用，或有熱液改造，但改造作用極弱，難以形成規(guī)模儲(chǔ)集體（見(jiàn)圖7D井）。

圖7 塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體形成模式圖

3 斷溶體油氣藏特征及成藏模式

3.1 油氣藏特征及分布

塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣藏的原油整體上表現(xiàn)為低密度、低黏度、低硫含量、少膠質(zhì)+瀝青質(zhì)的輕質(zhì)油—凝析油的特征，地面原油密度為 0.795～0.877 g/cm3（平均為 0.824 g/cm3），50 ℃原油黏度為1.230～5.470 mPa·s（平均為 2.375 mPa·s），硫含量為0.008%～0.700%（平均為0.200%），膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量為0.12%～7.71%（平均為1.06%）。天然氣以烴類氣體為主，甲烷含量為 63.00%～87.50%（平均為73.03%），乙烷含量為 1.13%～30.95%（平均為14.37%），干燥系數(shù)為 75.67%～95.43%（平均為83.74%），以高熟原油伴生氣—凝析氣為主，油、氣同源[6]。塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣藏整體呈現(xiàn)“東氣西油”的分布格局。PVT分析結(jié)果顯示，只有玉科區(qū)塊表現(xiàn)為凝析氣藏特征，氣油比高達(dá)5 600 m3/m3以上，玉科區(qū)塊以西整體呈現(xiàn)弱揮發(fā)性輕質(zhì)原油油藏的相態(tài)特征（見(jiàn)圖8）。

3.2 油氣成藏模式

3.2.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖和生排烴條件

圖8 塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣藏典型井三角相圖

滿加爾凹陷寒武系烴源巖是塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣藏的主力烴源巖。塔河南岸地區(qū)捕獲的第 1期油氣主要形成于加里東晚期，該時(shí)期滿加爾凹陷烴源巖已開(kāi)始生、排烴，生成油氣向鄰近的塔河南岸地區(qū)高部位運(yùn)移聚集。但由于早海西期強(qiáng)烈的構(gòu)造作用，油氣遭受破壞未能有效保存。晚海西期，滿加爾凹陷仍處于生、排烴期，是塔河南岸地區(qū)大面積捕獲油氣的第 2個(gè)時(shí)期，該時(shí)期塔河南岸地區(qū)奧陶系已形成了一間房組—桑塔木組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)蓋組合，油氣保存條件好，大規(guī)模聚集成藏。印支期—喜馬拉雅期，滿加爾凹陷周圍處于生干氣期，塔河南岸地區(qū)東部遭受較強(qiáng)的氣侵作用，越往西氣侵作用越弱，形成了塔河南岸地區(qū)“東氣西油”的格局（見(jiàn)圖9）。

圖9 塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體油氣藏成藏模式圖

3.2.2 油氣運(yùn)移和充注

塔河南岸地區(qū)發(fā)育多條大型走滑斷裂向下斷穿寒武系，這些通源深大斷裂在多期次構(gòu)造破碎作用和巖溶作用下形成大量被溶蝕擴(kuò)大的分支、次級(jí)斷裂，構(gòu)成縱橫交錯(cuò)的油氣運(yùn)移網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，成為油氣運(yùn)移、充注和聚集成藏的優(yōu)勢(shì)通道。滿加爾凹陷寒武系烴源巖提供的高成熟—過(guò)成熟油氣從南東方向向北西方向運(yùn)移至塔河南岸地區(qū)，主要沿通源深大斷裂帶以垂向運(yùn)移、充注為主，在溶蝕破碎帶內(nèi)部或伴生的分支、次級(jí)斷裂間側(cè)向調(diào)整。由于斷裂帶具有明顯分段性，油氣充注程度差異較大，油氣藏在平面上和垂向上具有相對(duì)分隔性，油氣藏油水界面不統(tǒng)一（見(jiàn)圖3、圖9）。

開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，沿主干斷裂的油氣充注程度強(qiáng)，油氣富集程度高，鉆遇主干斷裂的油井生產(chǎn)時(shí)普遍不產(chǎn)水或無(wú)水采油期長(zhǎng)。沿分支斷裂油氣充注不充分，鉆遇的油井生產(chǎn)時(shí)油水同出，說(shuō)明成藏時(shí)地層水并未得到充分的排驅(qū)。離主干斷裂較遠(yuǎn)的內(nèi)幕次級(jí)斷裂油氣充注程度弱，儲(chǔ)集層不發(fā)育，鉆遇井試油測(cè)試時(shí)油壓迅速下降并且伴有地層水產(chǎn)出。

油氣充注強(qiáng)度與斷裂的活動(dòng)性有關(guān)。塔河南岸地區(qū)北東向斷裂整體比北西向斷裂活動(dòng)性強(qiáng)，是油源的主要運(yùn)移通道，油氣充注強(qiáng)度大，油井產(chǎn)能高；而北西向斷裂在油氣充注期不活動(dòng)，處于相對(duì)封閉狀態(tài)，油氣充注程度較弱。由于應(yīng)力作用強(qiáng)度的差異，同一斷裂不同分段的活動(dòng)性有差異，油氣充注強(qiáng)度不同，一般拉張段和擠壓段活動(dòng)性較強(qiáng)，油氣充注更強(qiáng)烈，油氣更富集。

3.2.3 油氣成藏模式

斷溶體油氣藏是由斷裂控制儲(chǔ)集層發(fā)育程度、斷裂控制油氣充注強(qiáng)度的一類特殊油氣藏。按照斷溶體油氣藏的儲(chǔ)蓋組合空間配置、儲(chǔ)集層之間的連通關(guān)系以及油氣運(yùn)聚強(qiáng)度，可將斷溶體油氣藏成藏模式劃分為主干深大通源斷裂控制型、次級(jí)通源斷裂控制型、次級(jí)內(nèi)幕斷裂控制型3大類（見(jiàn)圖9）。

主干深大通源斷裂控制型油氣藏是指由主干深大通源斷裂控制形成的斷溶體為油氣聚集場(chǎng)所，主干深大通源斷裂為油氣運(yùn)移通道，由巨厚桑塔木組泥巖蓋層封擋而形成的油氣藏。塔河南岸地區(qū)北東向主干深大通源斷裂的主活動(dòng)期與油氣成藏期時(shí)空上匹配良好，斷裂活動(dòng)性強(qiáng)，是油氣運(yùn)移優(yōu)勢(shì)通道，油氣充注強(qiáng)烈。成藏期油氣垂向運(yùn)移、側(cè)向調(diào)整，成“T”字型運(yùn)聚模式，油氣優(yōu)先通過(guò)主干深大通源斷裂運(yùn)聚至大型縫洞儲(chǔ)集體聚集成藏（見(jiàn)圖9A井、B井、D井）。這類油氣藏多為柱狀油氣藏，平面泄油面積不大，但油柱高度較大，部分高產(chǎn)井油柱高度甚至超過(guò)300 m，這是因?yàn)橹鞲缮畲笸ㄔ磾嗔芽刂频囊婚g房組和鷹山組大型巖溶縫洞體十分發(fā)育，上下儲(chǔ)集體相互溝通連為一體。這類油氣藏是塔河南岸地區(qū)主要鉆探目標(biāo)，控制整個(gè)地區(qū)80%以上的儲(chǔ)量和產(chǎn)量。

次級(jí)通源斷裂控制型油氣藏指由次級(jí)通源斷裂控制形成的斷溶體為油氣聚集場(chǎng)所，次級(jí)通源斷裂為油氣運(yùn)移通道，由側(cè)向致密灰?guī)r封擋而形成的油氣藏。由于次級(jí)通源斷裂的級(jí)別相對(duì)較小，雖能溝通寒武系烴源巖，但由于斷裂活動(dòng)性較弱、油氣充注不夠充分、斷溶體規(guī)模相對(duì)較小，油氣藏油柱高度較小，控制地質(zhì)儲(chǔ)量較?。ㄒ?jiàn)圖9C井）。這類油氣藏主要以一間房組裂縫孔洞為儲(chǔ)集體，由早期的表生巖溶和后期的斷控巖溶疊加改造形成，多數(shù)生產(chǎn)井壓力、產(chǎn)量遞減較快。

次級(jí)內(nèi)幕斷裂控制型油氣藏由于次級(jí)內(nèi)幕斷裂級(jí)別過(guò)低，一般未能溝通寒武系烴源巖，油氣無(wú)法有效運(yùn)移而無(wú)法成藏（見(jiàn)圖9E井）。鉆探完井試油通常不出液，大型酸壓改造也難以溝通儲(chǔ)集體。

3.3 油氣富集規(guī)律

斷裂和成藏之間的匹配關(guān)系決定了油氣富集規(guī)律。斷裂既是斷溶體形成的主控因素，又是油氣運(yùn)移通道，同時(shí)油氣運(yùn)移伴隨的酸性溶蝕介質(zhì)可對(duì)斷裂、斷溶體進(jìn)一步改造，從而更利于成藏和富集?？傮w上來(lái)說(shuō)，斷溶體是否成藏、油氣是否富集主要取決于成藏與斷裂活動(dòng)時(shí)空上的匹配關(guān)系、斷裂級(jí)別及斷裂的分段性。

3.3.1 油氣富集成藏與斷裂活動(dòng)的匹配關(guān)系

塔河南岸地區(qū)奧陶系經(jīng)歷了晚加里東期—早海西期、晚海西期、喜馬拉雅晚期3期成藏過(guò)程（見(jiàn)圖1）。晚加里東期—早海西期塔河南岸地區(qū)油氣未能完整保存，主要以瀝青、稠油為主；晚海西期和喜馬拉雅晚期塔河南岸地區(qū)油氣整體保存完整，以成熟原油和氣侵為主。

塔河南岸地區(qū)北東向深大斷裂的主活動(dòng)期與油氣成藏期匹配良好，在晚海西期、喜馬拉雅晚期這兩個(gè)主要油氣充注時(shí)期，北東向深大斷裂處在活動(dòng)期、且與油氣運(yùn)移方向具有較好的一致性，油氣充注程度較強(qiáng)，油氣保存較好，大規(guī)模成藏、富集。

塔河南岸地區(qū)北西向斷裂活動(dòng)與油氣成藏期匹配性較差，多條斷裂雖斷至寒武系烴源巖，但油氣充注程度較弱，難以富集；但與北東向交匯的北西向斷裂，由于與之連通，油氣運(yùn)移時(shí)向北西向斷裂做了調(diào)整，能夠規(guī)模成藏。例如，躍滿區(qū)塊 1號(hào)斷裂是與北東向深大斷裂連通的北西向斷裂，在該斷裂上部署的13口井，建產(chǎn)11口，建產(chǎn)率達(dá)85%，平均單井產(chǎn)能45 t/d，開(kāi)發(fā)效果較好。

3.3.2 油氣富集成藏受控于斷裂級(jí)別

斷溶體發(fā)育程度、油氣充注強(qiáng)度主要受控于斷裂發(fā)育程度，因此油氣富集成藏受控于斷裂級(jí)別。

塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣主要沿主干深大通源斷裂富集，85%以上的高產(chǎn)井位于主干深大通源斷裂帶上。塔河南岸地區(qū)躍滿區(qū)塊42口井開(kāi)發(fā)效果統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示（見(jiàn)表2），31口井部署在主干深大通源斷裂附近，建產(chǎn)30口井，建產(chǎn)率達(dá)96.8%，平均單井產(chǎn)能50 t/d，累計(jì)產(chǎn)油143.8×104t，貢獻(xiàn)該區(qū)塊94.6%的產(chǎn)量，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明斷溶體核部油柱高度、油井產(chǎn)能明顯高于擴(kuò)展區(qū)。

次級(jí)通源斷裂由于級(jí)別相對(duì)較小，斷溶體發(fā)育規(guī)模較小，油氣成藏時(shí)油氣充注不夠充分，雖能成藏但油氣富集程度不高。沿次級(jí)通源斷裂部署的開(kāi)發(fā)井整體建產(chǎn)率尚可，但難以高產(chǎn)。例如沿躍滿區(qū)塊次級(jí)通源斷裂部署了5口井（見(jiàn)表2），建產(chǎn)4口井，建產(chǎn)率80%，平均單井產(chǎn)能為20 t/d，產(chǎn)量、壓力遞減較快。

大部分分支斷裂由于發(fā)育級(jí)別較低，儲(chǔ)集體規(guī)模較小且后期油氣充注程度較低而難以成藏。少數(shù)主干分支斷裂緊連主干深大通源斷裂，其斷控儲(chǔ)集體往往與主干深大通源斷裂儲(chǔ)集體相連通，油氣也能富集，可形成一定的產(chǎn)能規(guī)模，有 2口井鉆探成功，平均單井產(chǎn)能30 t/d（見(jiàn)表2）。

次級(jí)內(nèi)幕斷裂級(jí)別最低，在空間上相對(duì)孤立，難以形成有效儲(chǔ)集體，且不能溝通油源，鉆探的 2口井（見(jiàn)表2），試油不出液，大型酸壓改造也未能溝通儲(chǔ)集體。塔河南岸地區(qū)奧陶系油氣藏的主要鉆探目標(biāo)是主干深大通源斷裂控制的斷溶體油氣藏，次級(jí)通源斷裂或主干分支斷裂控制的斷溶體僅作為接替目標(biāo)。

表2 塔河南岸地區(qū)躍滿區(qū)塊不同斷裂級(jí)別開(kāi)發(fā)效果統(tǒng)計(jì)表

3.3.3 油氣富集成藏受控于斷裂分段性質(zhì)

沿同一條主干深大斷裂形成的油氣藏并不是連為一體，油氣藏之間具有明顯的分隔性，儲(chǔ)集體空間展布位置及規(guī)模、油柱高度、油水界面等均具有不一致性，這些差異主要受控于斷裂的分段性質(zhì)。

對(duì)于同一條斷裂，拉張段斷溶體發(fā)育程度最好，擠壓段次之，平移段最差。由于應(yīng)力作用強(qiáng)度的差異，斷裂活動(dòng)性不同，拉張段、擠壓段、平移段斷溶體的油氣充注強(qiáng)度也有所差異，一般拉張段和擠壓段斷裂活動(dòng)性較強(qiáng)，油氣充注更強(qiáng)，油氣更富集。總體來(lái)說(shuō)，拉張段儲(chǔ)油氣最富集，擠壓段次之，平移段最差。

表1數(shù)據(jù)顯示，拉張段和擠壓段的斷裂寬度明顯大于平移段，拉張段局部最寬為1.95 km，說(shuō)明斷裂活動(dòng)性非常強(qiáng)，對(duì)斷溶體規(guī)模形成和油氣規(guī)模成藏非常有利。例如，躍滿區(qū)塊2號(hào)斷裂帶2-3拉張段平均單井控制儲(chǔ)量為95×104t，平均單井初期產(chǎn)能為68 t/d，單位壓降累產(chǎn)量高達(dá)2 232 t，產(chǎn)能年度自然遞減率僅為9.5%，地層能量充足，開(kāi)發(fā)效果非常好。

4 結(jié)論

塔河南岸地區(qū)奧陶系斷溶體空間展布平面上呈現(xiàn)分段性、垂向上呈現(xiàn)不規(guī)則性和穿層性。斷溶體發(fā)育模式受控于斷裂破碎作用、斷控巖溶作用、斷控?zé)嵋焊脑熳饔?。按照斷裂的控制作用，可將斷溶體形成模式劃分為沿主干深大通源斷裂溶蝕、沿次級(jí)通源斷裂溶蝕和沿次級(jí)內(nèi)幕斷裂溶蝕 3種模式。受主干深大通源斷裂控制的斷溶體規(guī)模大、連通程度高，次級(jí)通源斷裂控制的斷溶體次之，次級(jí)內(nèi)幕斷裂斷溶體最差。

深大主干斷裂及伴生的分支斷裂、次級(jí)斷裂構(gòu)成油氣運(yùn)移通道網(wǎng)絡(luò)體系，油氣呈“T”字型垂向運(yùn)移、側(cè)向調(diào)整，斷裂的分段性質(zhì)及斷裂級(jí)別決定油氣“分段成藏、差異富集”的特征。主干深大通源斷裂對(duì)油氣富集起決定作用，控制著絕大部分儲(chǔ)量，次級(jí)通源斷裂油氣富集程度相對(duì)較低，次級(jí)內(nèi)幕斷裂油氣難以富集成藏。同一斷裂帶，拉張段油氣最富集，擠壓段次之，平移段最差。