碳酸盐岩油气田在世界大中型油气田中占有十分重要的地位，而塔里木盆地古生界碳酸盐岩分布范围广、厚度大、生储盖空间配置优越（翟光明和何文渊，2004；邬光辉等，2010），是我国重要的油气勘探盆地，相继发现了塔中、塔河、轮南、英买力及哈拉哈塘等下古生界碳酸盐岩油气藏. 塔中低凸起勘探始于20世纪90年代，是塔里木盆地碳酸盐岩主战场之一，已部署奥陶系的探井达170余口，主要勘探目标为上奥陶统良里塔格组、中奥陶统一间房组及中下奥陶统鹰山组鹰一段、鹰二段. 针对奥陶系深层鹰山组三、四段相对滞后，依据寻找大型缝洞储层及盖层评价思路，部署了G60及M4井，G60井钻遇了两套油气层，M4井见到了34 m/14层良好的油气显示，说明奥陶系深层具有一定的油气勘探潜力. 随着地震资料精度提高以及台盆区碳酸盐岩勘探认识不断深化，“寒武系烃源岩为塔里木盆地下古生界主力海相烃源岩”的观点日益明确，且塔中低凸起位于震旦系烃源岩和下寒武统玉尔吐斯组主力烃源岩叠合区南缘（张水昌等，2012；樊奇等，2020；魏国齐等，2021），纵向断穿寒武系，向上断至奥陶系的断裂，可以为奥陶系油气成藏提供有效的油气输导路径（江同文等，2020；邬光辉等，2012）. 基于此认识，勘探部署思路改变为围绕油源断裂附近寻找优质储层，针对奥陶系深层部署的G70井在鹰山组鹰四段测试获得高产工业气流，证明了塔中低凸起奥陶系深层具有良好的勘探前景.

G70井取得突破，依据三维地震资料，鹰山组三四段与一二段储层之间不发育规模储层，石灰岩岩性致密封堵性好，可以作为鹰山组三四段良好的盖层；然而油源断裂的落实以及优质储层展布的认识相对滞后，前人针对良里塔格组及鹰山组一、二段油气成藏分析，落实了T82附近断裂为油源断裂（向才富等，2009；李素梅等，2010），缺乏对塔中整体油源断裂的系统评价；且奥陶系深层鹰山组三、四段储层研究相对薄弱；其都制约了奥陶系深层鹰山组三、四段的油气勘探. 本文基于塔中全工区三维地震资料、结合单井录井、测井、油气物理性质开展断裂刻画、油源断裂分析、奥陶系深层优质储层展布研究，成藏有利区综合评价等研究，旨在为塔中低凸起奥陶系深层勘探提供一定的地质依据.

1.   区域地质概况

塔中低凸起位于塔里木盆地中部，是塔里木盆地一个一级构造单元，东与塔东隆起相连，西与巴楚隆起相接，南为塘沽坳陷，北部以塔中Ⅰ号断裂与满加尔凹陷相邻（图 1a），是一个长期继承性的古隆起. 塔中低凸起整体呈北西走向，西宽东窄、总面积约2.2×10⁴ km². 三位地震资料7 900 km²（图 1a、图 1b）. 自北向南可划分为北部斜坡带、中央主垒带、南部斜坡带等二级构造单元.

图  1  塔中地区构造位置及中下奥陶统地层柱状图

Fig.  1.  Structural location and lithology column of Middle and Lower Ordovician strata in Tazhong area

下载: 全尺寸图片 幻灯片

塔中低凸起形成于加里东末期，海西期基本定型，总体表现为早期活动强烈，晚期构造相对稳定，是一个在寒武系-奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性古隆起（贾承造等，1997；邬光辉等，2016）. 奥陶系自下而上发育下奥陶统蓬莱坝组、鹰山组、中奥陶统一间房组、上奥陶统良里塔格组与桑塔木组. 塔中地区鹰山组一、二段在靠近塔中Ⅰ号断裂带处有不同程度的剥蚀（江同文等，2020；张敏等，2020），蓬莱坝组与鹰山组三、四段保留相对完整. 奥陶系深层鹰山组三、四段沉积厚度200~600 m之间，岩性主要为浅灰、灰色中厚-巨厚层状含云砂屑（鲕粒）石灰岩、白云质石灰岩、含泥石灰岩与灰质泥-粉晶白云岩呈不等厚互层（图 1c）；与上覆鹰山组一、二段及下伏蓬莱坝组为平行不整合接触关系（景秀春等，2007；王招明等，2014）.

研究区奥陶系碳酸盐岩内部发育多组方向断穿寒武系基地的逆冲断裂及走滑断裂（图 1b），其中塔中Ⅰ号逆冲断裂形成于加里东中期，加里东晚期基本定型；塔中10号构造带形成于加里东中期，经历晚加里东期-海西期继承性发育；北东向走滑断裂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，晚海西期局部继承性再活动，地震剖面上这些断裂纵向断穿寒武系膏岩，逆冲断层向上断至奥陶系；走滑断层向上断至志留系-泥盆系，少量断至二叠系. 同时这些断裂对奥陶系碳酸盐岩油气储层与油气运聚成藏的作用受到越来越多的重视（邬光辉等，2012；江同文等，2020）.

2.   油源断裂刻画及其展布

本文基于塔中三维地震资料，逐层提取寒武统、奥陶统、志留系底部相干（图 2），对比分析，明确塔中低凸起自北向南发育塔中Ⅰ号断裂、中央主垒带、塔中5号构造带等逆冲构造带（图 2、图 1），自东向西撒开，呈北北西向“帚状”展布（图 2）. 塔中北斜坡发育一系列的北东向的走滑断裂贯穿北西向的逆冲断裂（图 2），形成“南北分带，东西分段”的构造格局.

图  2  塔中低凸起中寒武统、上奥陶统及志留系相干平面图

Fig.  2.  Plane coherent of Middle Cambrian, Upper Ordovician and Silurian⁃top in Tazhong uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

2.1   断裂展布特征

基于三维地震资料，明确塔中Ⅰ号断裂东段与西段为向北逆冲的基地卷入式逆冲断层，垂直断距超1 000 m，在上寒武统底面相干及碳酸盐灰岩顶面相干属性图均有响应（图 2），塔中Ⅰ号断裂在中段G14~T82之间，灰岩顶面相干响应强，而上寒武统底面相干响应弱（图 2），地震剖面显示地层平缓北倾（图 3a），仅有局部小规模断层，未断穿寒武系膏岩层. 塔中10号构造带逆冲断裂纵向断穿寒武系膏岩层，向上断至奥陶系（图 3a），地震剖面显示最大断距可达300 m. 在地震平面相干属性上表现为被北东向走滑断裂切割（图 2），横向展布变化大，地震相干响应差距明显，如G60~G43之间上寒武系底面相干响应弱，G43~G2之间上寒武系底面相干响应强.

图  3  塔中低凸起逆冲断层（a）与走滑断层（b）典型地震剖面

剖面位置见图 1

Fig.  3.  Typical seismic profiles of thrust fault (a) and strike⁃slip fault (b) in Tazhong Uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

北东向走滑断裂在上寒武统底面相干、奥陶系碳酸盐顶面相干及志留系底面相干均有较强的地震响应（图 2），且其平面位置基本一致，其在地震剖面也表现出断面陡直（图 3b），纵向向下断穿寒武系基底，向上断至志留系-泥盆系，少量断至二叠系. 走滑断层垂直断距小，多为20~150 m，常伴有小型“拉分地堑”发育. 走滑断层在上寒武底面及志留系底面相干上显示沿北东向自南向北线状展布（图 2），而在奥陶系灰岩顶面沿北东向自南向北展布特征由单线状向马尾状或羽状变化（图 2），众多学者将奥陶系北东向走滑断层自南向北划分为线性走滑段、斜列走滑段及羽状破碎带（Li et al.，2013）. 其中羽状破碎带主要发育在靠近塔中Ⅰ号断裂带附近（图 2），是走滑断裂应力释放区，多表现为拉张性质，平面呈马尾状、羽状展布.

2.2   断裂输导性分析

对于断裂是否可以作为油源断裂，前人利用原油微量元素镍/钒卟啉（V/Ni）比值随着油气运移方向降低（吕修祥等，2008），对比了塔中北东向F10、F14走滑断层（图 4）之间，G5⁃G7井原油V/Ni比值表现为“G5井（24.2） > G9井（2.6） < G6井（19.1） < G7井（23.2）”，根据V/Ni比值变化，说明G5井附近的F10、G7井附近的F14两条走滑断裂是油源断裂（图 1），油气沿走滑断裂及不整合面向两侧运移疏导，造成两条断层之间V/Ni比值呈“V”型分布.

图  4  塔中低凸起奥陶系油气产能、气油比、原油密度分布图及单井原油物性统计柱状图

a. 塔中低凸起奥陶系单井油气累产当量分布；b. 塔中低凸起奥陶系单井气油比及原油密度分布；c. 北东向相邻走滑断裂之间单井累计油气当量变化柱状图（连井线位置见图4a）；d. 北东向相邻走滑断裂之间单井气油比及原油密度变化柱状图（连井线位置见图4b）；e. 北东向相邻走滑断裂之间部分单井原油含蜡量及原油饱和烃/芳烃比值变化柱状图

Fig.  4.  Distribution chart of Ordovician oil and gas productivity, gas oil ratio, crude oil density and single well statistical histogram in Tazhong uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

本文利用三维地震数据已刻画了塔中全区断裂展布，主要有北东向走向的21条走滑断裂、塔中Ⅰ号逆冲断裂及塔中10号逆冲断裂（图 1，图 2），全区的原油天然气分析数据不能满足所有断裂是否为油源断裂分析，本文主要采用单井的生产数据、气油比及原油相对密度等油气物理性数据开展油源断裂分析，收集了部分原油含蜡量及原油饱和烃及芳烃数据，辅助论证北东向走滑断层作为油源断裂的可靠性. 塔中低凸起油气成藏表现为加里东期-海西期生油，喜马拉雅期生气的特点（王招明等，2014；Zhu et al.，2014，2018；马安来等，2020）. 奥陶系以凝析气藏为主，局部存在正常油，油气相态的变化没有截然的边界（李素梅等，2010），说明塔中地区早期为油藏，晚期经历喜山期天然气气侵作用，天然气充注到加里东-海西期油藏中，导致饱和气的油相或饱含油的气相形成. 气侵过程往往伴随着油气运移分馏作用，随着分馏作用的增强，导致原生油藏的原油密度降低、残余油的含蜡量增加；同时，后期饱和烃富集的高成熟度凝析油（轻质原油）充注塔中地区的早期圈闭，并与前期油气发生混合，致使早期圈闭中原油的饱/芳值变大（苏爱国等，2004；王阳洋等，2018）. 因此，随着晚期天然气纵向沿断裂向上运移，侧向沿不整合面运移，不断充注到早期的加里东-晚海西期古油藏，使得早期油藏原油密度降低，油藏的气油比升高，原油含蜡量增加及原油的饱和烃/芳烃比值增加. 区域单井原油物性变化为，靠近油源断裂的探井，单井油气产能高、气油比值大、原油密度低、原油含蜡量高及饱和烃/芳烃比值大；侧向沿着不整合面运移，沿运移方向单井气油比值降低、原油密度升高、原油含蜡量降低及饱和烃/芳烃比值变小.

对比塔中下古生界油气物性平面分布，发现其有一定的规律性，塔中Ⅰ号断裂带东西两端以及塔中10号带中段逆冲断裂断穿寒武系膏岩，可以将油气自深层沿断裂向上垂向运移，在断裂带附近富集，油气物理性质出现明显异常，单井油气产能高、气油比高、原油密度相对低（图 4a、图 4 b），而远离两大断裂带油气，油气物性异常逐渐减弱. 如塔中Ⅰ号断裂带西部，靠近塔中Ⅰ号断裂带自北向南，F1走滑断裂带（G17⁃G262），原油密度由0.785 g/cm³升高到0.832 g/cm³，气油比由6 185 m³/t降低到211 m³/t（图 4b），其在F2、F3走滑断裂带由北向南也表现出原油密度升高，气油比降低的特征；同时在塔中Ⅰ号断裂带东侧自北向南F19走滑断裂带（T623⁃T623⁃H2），原油密度由0.819 g/cm³升高到0.841 g/cm³，气油比由5 645 m³/t降低到5 553 m³/t（图 4b），说明塔中Ⅰ号断裂带东西两侧断穿寒武系膏岩的逆冲断层，在加里东期-海西期沟通油源，喜山期供气，其是长期可靠的油源断裂. 沿F8走滑断裂方向，塔中10号构造带内部（G46）到外部（G8），气油比由2 442 m³/t降低到1 118 m³/t（图 4b），表明塔中10号构造带中部的逆冲断裂在加里东期-海西期沟通油源，喜山期供气，也是研究区奥陶系油气成藏可靠的油源断裂.

研究区一系列北东向走滑断层，形成东西分段的构造格局. F1~F21北东向走滑断层底部断穿寒武统膏岩（图 2，图 3b），可以将油气自深层纵向沿着油源断裂向上运移，使在断裂带附近的优质储层中富集成藏. 从油气产能、气油比及原油密度与走滑断裂平面叠合展布分析认为，F1~F16断裂附近油藏油气产能高、气油比高、原油密度相对低（图 4a、图 4 b），两条间隔断裂之间，油气产能、气油比、原油含蜡量及原油饱和烃/芳烃比值呈现规律性的“高-低-高”的“V”型展布特征（图 4a、图 4 b、图 4c、图 4d），原油密度呈现“低-高-低”的倒“V”型展布特征（图 4 b、图 4d），如F1~F2（G17⁃G263H⁃G172）走滑断裂之间，油气累产变化为6.6×10⁴t降低到0.42×10⁴ t再升高到8×10⁴ t，气油比由6 185 m³/t降低到25 m³/t再升高到531 m³/t，呈现规律性的“高-低-高”的“V”型展布特征（图 4c、图 4d）；原油密度由0.784 g/cm³升高到0.874 g/cm³再降低到0.818 g/cm³，呈现“低-高-低”的倒“V”型展布特征（图 4 b、图 4d）；以及F8~F9（G11⁃G8⁃G10）两条断裂之间，原油含蜡量变化为7.05%降低到6.4%再升高到7.54%，原油饱和烃/芳烃比值变化为30.45降低到23.49再升高到32.2，呈现规律性的“高-低-高”的“V”型展布特征（图 4e）. 整体F1~F16相隔的走滑断裂带之间均是类似变化特征（图 4c、图 4d、图 4e）. 说明F1~F16等北东向走滑断层在加里东期-海西期沟通油源，喜山期作为天然气气侵运移通道，是研究区奥陶系油气成藏可靠的油源断裂. F17~F21原油物性参数主要分布在塔中Ⅰ号断裂带东侧，塔中Ⅰ号断裂带是可靠的油源断裂，因此F17~F21北东向走滑断裂缺乏足够的证据证明是可靠的油源断裂.

通过油气物理性数据分析，落实了塔中Ⅰ号东西两侧逆冲断裂、塔中10号构造带中部逆冲断裂及F1~F16北东向走滑断裂为油源断裂，多类型油源断裂之间的相互组合，控制了塔中低凸起油气物性的差异分布. 如塔中Ⅰ号断裂西侧，沿北东向走滑断层自北向南单井油气产能相对降低，气油比值降低及原油密度升高（图 4a、图 4b），塔中10号构造带G48~G46之间，沿北东向走滑断层自南向北，单井油气产能降低、气油比降低，说明作为油源断裂的逆冲断裂与走滑断裂之间相互组合，相比单类型的走滑油源断裂区更有利油气的输导. 正是由于这种差异输导导致，塔中Ⅰ号断裂西侧与F1~F6走滑断裂叠合区、东侧与F14~F16走滑断裂叠合区油气产能高；塔中10号构造带与与F7~F10走滑断裂叠合区油气产能高，而远离叠合区的T85~T82井所在区域，相比叠合区油气充注相对较弱，油气产能相对较低，气油比低.

3.   储层特征及优质储层展布

3.1   储层特征

截至目前塔中低凸起钻遇奥陶系深层鹰山组三、四段的井共有8口，根据录井数据、岩心统计分析，奥陶系深层鹰山组三、四段岩石类型以石灰岩为主、占64.31%，包括亮晶砂屑灰岩、鲕粒灰岩及泥晶灰岩（图 5a）；次为白云岩，占18.73%（图 5a），白云质灰岩及灰质白云岩总计16.96%（图 5a）. 其中亮晶砂屑灰岩、鲕粒灰岩、白云岩总计占比66.08%（图 5a），说明其沉积背景为相对高能的沉积环境，为后期优质储集空间的形成提供了优质的环境基础.

图  5  塔中低凸起奥陶系鹰山组三、四段岩石类型及储集空间类型

a. 塔中低凸起鹰山组三、四段储层岩性分布；b. 溶蚀孔洞，亮晶砂屑灰岩，G46⁃3H井，5 586~5 594 m；c. 晶间溶孔和晶间孔，孔隙呈不规则状，细晶白云岩，G46⁃3H井，5 587.76 m，岩心样品，铸体薄片，单偏光；d. 自形、半自形及他形细晶白云石沿构造溶蚀缝分布，G46⁃3H井，5 586.56 m，裂缝有效缝0.01~0.02 mm，宽岩心样品，铸体薄片，单偏光；e. 自形白云石沿压溶缝分布，G46⁃3H井，5 594.85 m，岩心样品，铸体薄片，单偏光；f. 他形细晶白云石沿构造溶蚀缝分布，G46⁃3H井，5 595.84 m，裂缝有效缝0.01~0.02 mm，岩心样品，铸体薄片，单偏光；g. 裂缝和溶蚀孔洞，裂缝呈黑色的正弦曲线，溶蚀孔洞呈暗色斑点状，G46⁃3H井，5 585~5 589 m，电阻率成像测井；h. 裂缝，一组高角度裂缝，G60井，6 680~6 683.5 m，电阻率成像测井；i. 溶蚀洞穴，成深色大块状，G60井，6 439.5~6 442.5 m，电阻率成像测井；j. 溶蚀孔洞，呈暗色斑点状，G60井，6 490~6 493 m，电阻率成像测井

Fig.  5.  Rock types and reservoir space types of the 3^rd⁃4^thmembers of the Yingshan Formation in Tazhong uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

研究区储集空间类型主要有孔洞、洞穴、裂缝3种（张敏等，2020）. 孔洞型主要发育在亮晶砂屑灰岩内，岩心上表现为沿裂缝和层理面发育的0.2~1.5 mm的孔径（图 5b），微观特征表现为粒间溶孔多被后期胶结物充填，其次在白云质灰岩中，晶间孔和晶间溶孔发育（图 5c）. 裂缝型储集空间主要以构造裂缝为主，缝宽0.01~0.05 mm之间，局部见方解石、泥质和沥青半充填或全充填（图 5d、图 5f）. 前人对碳酸盐岩中储层分析认为，天然裂缝主要为高导缝，在随钻电阻率成像图中表现为深色（黑色）正弦曲线，为钻井泥浆侵入或泥质充填所致，一般构成良好的储层；溶蚀孔洞常沿裂缝发育，在电阻率成像图上表现为高导（黑色）的分散的斑点状或串珠状（王邦伟等，2017；钟广法等，2004）. 研究区G46⁃3H井6 686.5~6 687.5 m处（图 5g），G60井6 491~6 492 m（图 5j）处电阻率成像表现黑色分散的斑点状，表明其发育溶蚀孔洞；G60井6 681~6 682 m（图 5h）、6 641.5~6 642.0 m（图 5i）电阻率成像测井图表现为典型的深色正弦曲线，表明其发育裂缝型储层.

洞穴型储集空间作为塔里盆地海相碳酸盐岩油气主要的储集空间类型已达成共识（韩剑发等，2012；邬光辉等，2012；江同文等，2020），其主要是由于碳酸盐岩长期的暴露溶蚀及后期构造应力叠加改造形成（Loucks，1999；Zeng et al.，2011）. 洞穴型储层井上的识别，主要依靠钻井以及成像测井等手段. 钻井过程中，钻遇大型洞穴会发生钻井液大量漏失、钻具防空等异常情况，例如G70井钻遇7 413.84 m处漏失776.67 m³钻井液，M4井在6 939.74 m钻具放空0.9 m；溶蚀洞穴在电阻率成像测井表现为深色大块状（王邦伟等，2017；钟广法等，2004），例如，研究区G60井在6 440.5~6 442.0 m处可见约1 m多的深色块状（图 5i），说明其发育溶蚀洞穴.

洞穴型储集空间在地震剖面上主要表现为强串珠状反射特征（江同文等，2020）（图 6b），在地震属性平面上表现为强反射（图 6a）. G70井钻井液漏失也侧向证明了地震预测的可靠性. 利用地震资料，开展地震相工作，可以较为准确的刻画溶蚀洞穴储层展布，为目标选取提供重要的参考. 基于此认识本文详细刻画了塔中鹰山组三四段洞穴储层分布，其主要分布在塔中北部斜坡（图 7），靠近塔中Ⅰ号断裂带.

图  6  洞穴型储集空间地震属性平面图（a）及典型地震剖面（b）

Fig.  6.  Seismic attribute plan (a) and typical seismic profile (b) of cavernous reservoir space

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  7  塔中低凸起奥陶系鹰山组三、四段洞穴型储层、岩溶古地貌及断裂展布叠合图

Fig.  7.  Superposition map of cavermous reservoir, paleo⁃karst geomorphology and fault distribution of the 3^rd⁃4^thmembers of the Yingshan Formation in Tazhong uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3.2   优质储层主控因素及其展布

奥陶系深层鹰山组三四段优质储层即是寻找洞穴型储层，而洞穴型储集空间主要是由优质相带长期暴露溶蚀及后期构造应力叠加改造形成（Loucks，1999；Zeng et al.，2011）. 塔中低凸起早奥陶世发育稳定的开阔台地台内滩沉积为主，沉积岩性纯，主要以亮晶砂屑灰岩及鲕粒灰岩等颗粒沉积为主（图 5a），为后期优质储集空间的形成提供了优质的环境基础，因此，后期的岩溶作用及构造断裂活动控制洞穴型优质储层的展布.

3.2.1   岩溶作用控制优质储层的分布

早奥陶世末期，塔里木板块南部转向活动大陆边缘（邬光辉等，2016），在塔中隆起形成强烈的板内构造活动，形成现今塔中构造基本格局. 多期构造旋回演化、多期海平面升降及多期次断裂活动，使塔中地区形成多期次、多成因叠加改造的大型碳酸盐岩缝洞系统. 王招明等将塔里木奥陶系岩溶期次划分为5期，分别对应于蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、良里塔格组、奥陶系顶部的5个不整合面，同时认为塔中北斜坡洞穴型储层主要是由于层间岩溶作用形成（王招明等，2014）. 景春秀等通过碳同位素研究认为鹰三段顶部存在短期暴露（景秀春等，2007），因此，鹰山组三、四段和鹰山组上段之间存在平行不整合，利于形成层间古岩溶缝洞储集体. 其特征表现为垂向分带不明显，储集空间以大洞、缝洞为主，储集层沿不整合面之下呈准层状大面积分布，研究区储层展布特征与其一致（图 6b）.

本文基于塔中全三维地震数据，采用残厚法恢复鹰山组三、四段古岩溶地貌. 鹰三段末古岩溶地貌整体表现出南高北低，最大高差可达600 m. 研究区南部由于中央主垒带及塔中5号构造带处于古地貌高部位（图 7），岩溶期大气淡水主要经其流向岩溶地貌低部位，且鹰山组三、四段只有短期的暴露，遭受大气淡水淋滤，所以水-岩接触时间短，难以形成大规模的岩溶洞穴储层；中央主垒带北部岩溶期地貌相对较低（图 7），地貌相对稳定，利于大气淡水汇聚，且鹰山组三四段沉积厚度大、分布广、受到大气淡水长期的垂直渗流溶蚀改造，大面积的水-岩接触，增强了岩溶作用，在局部高点利于形成沿鹰山组内部不整合面下呈准层状大面积分布的岩溶洞穴（图 7）.

3.2.2   断裂对岩溶储层的控制作用

奥陶系深层鹰山组三、四段的短期暴露，遭受大气淡水淋滤，促使层间岩溶的形成，而北东向走滑断裂在中加里东期开始活动，为奥陶系沉积末期的鹰山组三四段的岩溶储层改造起到及其重要的作用. 走滑断层对目的层的改造主要体现在4个方面：（1）断裂活动会使本身脆性较强的碳酸盐岩形成破碎带及裂缝发育区，并通过物理及化学作用改善其储集性（图 8）；（2）中加里东期早期即奥陶系沉积末期，烃源岩还未开始生烃排烃，走滑断裂开始活动，奥陶系内部地层与地表压差不大，断裂的活动为大气淡水透过桑塔木组泥岩垂直下渗提供了有利通道，增加了水-岩接触面积及时间，叠加早期的淡水淋滤，增强了大气淡水的溶蚀作用，更有利于岩溶洞穴发育（图 8）；（3）研究区G46⁃3H井铸体薄片上可见中细晶直面自形白云石沿着构造溶蚀缝及压溶缝发育（图 5d、图 5e、图 5f），其通常被认为是构造-热液白云岩化的产物（杨毅等，2021；鲁子野等，2015），说明底部热液通过断裂向上部地层运移，使围岩发生白云岩化作用，促使溶蚀孔洞储层形成（图 8）；（4）走滑断裂的活动，促使大气淡水下渗，热液上移，热液与大气淡水混合使的溶蚀作用变强，利于形成大型洞穴储层（图 8）. G70井位于北东向走滑断裂的分支断裂处（图 6），钻井过程中存在放空漏失现象（累计漏失钻井液776.67 m³），测试获得高产工业气流，说明走滑断裂不仅起到油气疏导的作用，还对优质储层展布具有很强的控制作用.

图  8  断控岩溶形成机制

Fig.  8.  Forming mechanism of fault controlled karst resrvoirs

下载: 全尺寸图片 幻灯片

研究区由东向西发育多条北东向走滑断裂（图 2），但走滑断裂的不同部位对储层发育的控制作用差异明显，对比走滑断裂平面展布与储层预测平面叠合图可以看出，南部线性走滑度串珠发育较少，中部斜列走滑段发育一定量的串珠，而北部羽状破碎带发育大量的串珠状强反射（图 6，图 7），是洞穴型储层发育最为集中的区域. 主要是由于走滑断裂羽状带是构造应力释放区（邬光辉等，2012；江同文等，2020），在断裂末端形成一系列“羽状”结构的分支断裂，其促使裂缝发育，同时分支断裂促使混合溶蚀作用加强（图 8），更利于形成大型洞穴储层.

4.   成藏有利区带预测

塔中低凸起油气主要来自深层寒武系烃源岩（赵靖舟等，2001；张水昌等；2012；王招明等，2014），沟通油源的深层大断裂是各目的层油气成藏最直接有效的油源通道，奥陶系深层鹰山组三、四段，更靠近油源，处于优势运移通道上的优质储层油气充注强度相比中上奥陶统更强，更利于形成大规模的油气藏. 结合三维地震资料，研究区奥陶系深层，鹰山组三四段与一二段储层之间石灰岩段不发育规模储层（图 6、图 8），石灰岩岩性致密封堵性好，可以作为良好的区域盖层，因此，围绕油源断裂附近优质储层发育带既是鹰山组三、四段的有利成藏区带.

本文利用三维地震资料，结合奥陶系中浅层（鹰山组一二段、良里塔格组）油气产能、原油物理参数梳理出塔中低凸起北东向的F1~F16走滑断裂、塔中Ⅰ号断裂东西两端以及塔中10号构造带西侧逆冲断裂为研究区主要的油源断裂（图 2、图 4）；以中央主垒带及塔中5号构造带为界，南部岩溶古地貌高部位不利于优质岩溶洞穴储层发育，其以北大气淡水淋滤以及断裂对其的改造更有利于形成优质的洞穴储层；加之鹰山组三四段与一二段储层之间不发育规模储层的石灰岩段可作为良好的区域盖层（图 6、图 8）. 在这些认识的基础上提出了鹰山组三四段下部勘探有利区带，Ⅰ类有利区带11个，包括G70井带等，分布面积约1 170 km²，总计发育串珠655个，面积47 km²，其主要分布古岩溶地貌低部位及羽状走滑断裂段发育处、优质洞穴型储层发育、靠近油源断裂利于油气运聚（图 9），是塔中低凸起奥陶系深层最有潜力的勘探区域. Ⅱ类利区带22个，分布面积约1 440 km²，总计发育串珠622个，面积34 km²，主要位于斜列及线性走滑带，优质储层发育有限，靠近油源断裂，具备一定的资源潜力（图 9）；岩溶高部位由于储层发育受限（图 4），资源潜力小，综合评价为Ⅲ类成藏区带（图 9）.

图  9  塔中低凸起奥陶系深层鹰山组三四段碳酸盐岩综合评价图

Fig.  9.  Comprehensive evaluation map of the 3^rd⁃4^thmembers of the Yingshan Formation in Tazhong uplift

下载: 全尺寸图片 幻灯片

5.   结论

（1）塔中低凸起奥陶系发育东西向大型逆冲断裂与北东向大型走滑断裂. 塔中Ⅰ号断裂东西两端、塔中10号逆断裂西段及F1~F16编号的北东向走滑断裂是奥陶系油气成藏可靠的油源断裂.

（2）研究区奥陶系深层鹰山组三、四段优质储层主要受到岩溶作用及后期断裂改造共同控制. 鹰山组三、四段的短期暴露，遭受大气淡水淋滤，在古岩溶地貌相对稳定区，大面积及长时间的水-岩接触，利于岩溶洞穴储层的发育；后期走滑断裂的活动，沟通大气淡水及底部热液，两者各自及其混合增强了溶蚀作用，并改善储层性能；因此，在断裂与古岩溶地貌稳定区的叠合区更利于发育优质岩溶洞穴储层.

（3）基于油源断裂展布、优质储层分布及封盖条件等认识，认为G70缝洞带等11个区带是下步勘探选区及目标优选的有利区，G43缝洞带等22缝洞带为较为有利区.