呂修祥，陳佩佩，陳 坤，張 杰，錢文文

[1.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；中國石油 塔里木油田研究院，新疆 庫爾勒 841000]

自1989年在塔里木盆地開展大規(guī)模油氣勘探會戰(zhàn)以來，塔中隆起奧陶系海相碳酸鹽巖的勘探經(jīng)歷了三個認識階段，即受構(gòu)造高點控制的潛山塊狀油氣藏、受礁灘儲層控制的巖性油氣藏、受碳酸鹽巖內(nèi)幕巖溶儲層控制的準(zhǔn)層狀油氣藏[1-5]。其中碳酸鹽巖內(nèi)幕巖溶儲層分布范圍廣、發(fā)現(xiàn)儲量區(qū)塊多、也是近期增儲上產(chǎn)的主要領(lǐng)域[6-7]。但其油氣水分布關(guān)系極為復(fù)雜：同一口井，含油、含氣層之上有含水層；同一儲集層段，相鄰的幾口井，油氣井之間有含水井。這些事實說明在厚層鷹山組碳酸鹽巖內(nèi)幕發(fā)育多套儲蓋組合，導(dǎo)致多個含油、氣、水層在縱向上疊置；同時，鑒于碳酸鹽巖非均質(zhì)性強，儲集層、致密段蓋層橫向延展性差，碳酸鹽巖內(nèi)幕多套儲蓋組合在橫向上發(fā)生漸變，致使油、氣、水層在空間分布上看起來十分復(fù)雜[8-13]。因此，研究厚層碳酸鹽巖內(nèi)幕儲蓋組合形成的控制因素，有助于準(zhǔn)確認識巨厚碳酸鹽巖內(nèi)幕油氣聚集規(guī)律，為碳酸鹽巖勘探選區(qū)、選層提供參考。

本文以塔中隆起北斜坡奧陶系鷹山組為研究對象，通過鉆井巖心及巖石薄片觀察、地震屬性裂縫識別、測井資料解釋、巖石樣品突破壓力測試、錄井及測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，研究鷹山組內(nèi)幕碳酸鹽巖的成巖作用及其差異性，研究巖溶儲集層段、致密層段(即高電阻層，為局部蓋層，雙側(cè)向電阻率曲線上表現(xiàn)出典型的高阻值)對成巖作用的響應(yīng)特征，分析不同成巖作用對巖溶儲層與致密蓋層分異產(chǎn)生的控制作用，開展儲層、內(nèi)部高阻層封閉能力的評價，分析油氣分層聚集、分區(qū)聚集的特點及控制因素。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

塔中隆起位于塔里木盆地中部，是一個比較完整的由許多次級構(gòu)造帶組成的大型臺背斜構(gòu)造，走向北西西，在現(xiàn)今構(gòu)造上呈現(xiàn)東高西低之勢[14]。塔中隆起北斜坡奧陶系鷹山組發(fā)育斜坡相、臺地邊緣相和開闊臺地相[15]。鷹山組沉積后遭受過抬升剝蝕，現(xiàn)今埋深主體在5 000～6 900 m。主要鉆遇的地層是鷹山組一段(鷹一段)和鷹山組二段(鷹二段)(圖1a)，在鷹二段至鷹一段沉積時期，沉積環(huán)境水體能量向上逐漸增強，其中鷹一段沉積晚期是灘體形成的主要時期，以中高能相砂屑灘為主[16-18]。鷹二段可細分為3個亞段，自下而上依次為：鷹二下亞段、鷹二上亞段和致密灰?guī)r段(圖1b)。鷹二下亞段巖性主要為泥晶灰?guī)r、泥晶砂屑灰?guī)r和白云質(zhì)灰?guī)r[19]，鷹二上亞段主要發(fā)育泥晶灰?guī)r、泥晶砂屑灰?guī)r和亮晶砂屑灰?guī)r，頂部致密灰?guī)r段主要發(fā)育泥質(zhì)灰?guī)r、泥晶灰?guī)r。鷹一段可細分為2個亞段，自下而上分別為：鷹一下亞段、鷹一上亞段。鷹一下亞段巖性為泥晶砂屑灰?guī)r，中間夾厚層狀泥晶灰?guī)r，下部發(fā)育灰質(zhì)白云巖；鷹一上亞段巖性主要為泥晶灰?guī)r，含泥晶砂屑灰?guī)r。鷹山組沉積后經(jīng)歷了長達10 Ma的抬升剝蝕[20]，剝蝕厚度達400～600 m[21-22]，使北斜坡鷹一段和鷹二段殘余厚度在30～360 m，平均厚度180 m。長期暴露風(fēng)化剝蝕形成的古巖溶是儲層發(fā)育的有利勘探層位[23]。

圖1 塔中隆起北斜坡地質(zhì)結(jié)構(gòu)與鷹山組巖性分段Fig.1 The geological structure of the northern slope of the Tazhong uplift and the lithologic segmentation of the Yingshan Formation

2 鷹山組主要成巖作用對儲/蓋層形成的影響

塔中隆起在鷹山組沉積之后經(jīng)歷了抬升剝蝕過程，在漫長的地質(zhì)歷史時期，鷹山組碳酸鹽巖經(jīng)歷了多期多種成巖作用的改造，包括膠結(jié)-充填作用、溶蝕作用、熱液白云巖化以及構(gòu)造破裂作用等[24-26]。巖溶作用對深層鷹山組碳酸鹽巖儲層的形成至關(guān)重要，鷹山組從沉積初期的表生巖溶到沉積之后抬升出露地表的喀斯特化[27]、再到深埋溶蝕[28-29]，為形成孔洞型儲層發(fā)揮了關(guān)鍵性作用。從流體來源看，有沉積時期的海水、出露地表時期的大氣淡水，也有埋藏時期的深部熱液，深部熱液不僅對母巖產(chǎn)生溶蝕作用[30-31]，同時形成熱液白云巖[32-34]，極大地改善了鷹山組的儲集性能。由于碳酸鹽巖的非均質(zhì)性，鷹山組內(nèi)部膠結(jié)作用強而溶蝕作用弱的部分層段相對致密，構(gòu)成了巖溶儲層的直接蓋層[35-36]。

2.1 巖溶作用對儲集層的建設(shè)性改造

鷹山組自沉積后便開始經(jīng)歷同生巖溶作用，在成巖作用后，被抬升到暴露地表接受大氣淡水淋濾的鷹山組內(nèi)幕巖溶，溶蝕強度受到加里東構(gòu)造旋回幕次中的古隆起、海平面下降[37-39]、大氣降水量、碳酸鹽巖出露地表規(guī)模及古地貌起伏的控制；在埋藏后，埋藏巖溶與熱液巖溶對碳酸鹽巖進行改造，溶蝕強度受到富含有機酸、CO2、H2S等酸性地層水、熱液流體的供給、酸性流體運移通道及遮擋層的控制，加上鷹山組東西埋藏深度差近2 000 m，使得埋藏巖溶差異更大[40-42]。針對鷹山組各亞段儲層及東西向不同區(qū)塊典型井的分析，發(fā)現(xiàn)各種巖溶作用對鷹山組碳酸鹽巖巖溶儲集層的形成具有明顯的建設(shè)性改造作用，主要體現(xiàn)在巖心上溶蝕孔洞發(fā)育、鉆進過程中有泥漿漏失。

按照孔隙度、滲透率的大小，將塔中地區(qū)碳酸鹽巖儲層分為三級，鷹一段儲層以Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類相互疊置組合而成，而鷹二段儲層評價以Ⅲ類為主，鷹一段儲層評價明顯好于鷹二段(圖2)。從出露地層分布看，內(nèi)幕巖溶的差異是影響鷹一段與鷹二段儲層物性差異的重要因素：在塔中隆升剝蝕階段，鷹二上亞段更靠近塔中10號構(gòu)造帶，主要是巖溶高地與溶峰古地貌，受巖溶分帶性影響，主要發(fā)育表層巖溶帶、垂向滲濾帶，因此內(nèi)幕巖溶溶蝕鷹二上亞段,以形成小型溶洞與溶孔為主，中古42井5 547.6 m處巖心觀察，巖性為含礫砂屑灰?guī)r，縫合線發(fā)育，未見大型溶孔或溶洞(圖2p)；而鷹一段下亞段所處巖溶古地貌在巖溶斜坡，除了發(fā)育表層巖溶帶、垂向滲濾帶以外，更加發(fā)育徑流巖溶帶，因此內(nèi)幕巖溶溶蝕強度較鷹二段上亞段大，在鷹一段下亞段溶蝕形成兩套大型縫洞系統(tǒng)，如中古9井6 241.5～6 427.7 m深度處可見溶蝕孔洞和高角度裂縫(圖2a—c)，6 431.0 m深度處更見大型溶洞發(fā)育(圖2d)，中古111井6 105.06～6 109.4 m深度處可見大型溶蝕洞穴及高角度裂縫(圖2e—g)。內(nèi)幕巖溶形成的縫洞是鷹山組優(yōu)勢儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，更加有利于后期的次生溶蝕改造，因此內(nèi)幕巖溶差異使得鷹一下亞段儲層相較于鷹二上亞段儲層發(fā)育厚度更大，儲層物性更好。

內(nèi)幕巖溶形成的溶洞在埋藏后坍塌，繼而被充填和膠結(jié)后成為物性較差的Ⅱ類或Ⅲ類儲層，如果沒有后期的埋藏巖溶，鷹山組僅靠內(nèi)幕巖溶難以成為Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲層。如中古9井埋深6 431.0 m的溶洞因被方解石充填-半充填而變?yōu)棰蝾悆?圖2d)，埋深6 241.5～6 249.29 m處因被方解石完全充填，后被構(gòu)造裂縫與壓溶縫改造而變?yōu)棰箢悆?圖2h，j)，在膠結(jié)作用更強的鷹二段，先期內(nèi)幕巖溶形成的縫洞儲層甚至因膠結(jié)作用成為致密的高阻層。

圖2 塔中隆起北斜坡鷹山組多個溶蝕縫洞型儲層段縱向分布Fig.2 The vertical distribution of multiple sections of dissolved fracture-cavity reservoirs in the Yingshan Formation,the northern slope of the Tazhong uplift

除了內(nèi)幕巖溶、埋藏巖溶外，火山熱事件帶來的熱液流體對儲層發(fā)育也極為有利[43-44]，熱液巖溶是碳酸鹽巖發(fā)育第二高孔隙帶的重要因素，熱液巖溶大多沿斷裂、構(gòu)造裂縫分布，海西期的斷裂活動導(dǎo)致深部熱流體沿走滑斷裂上涌[45]，塔中北東-南西向走滑斷裂發(fā)育地帶有利于熱液溶蝕流體的注入，熱液流體的流動使得深部儲層次生溶蝕孔洞發(fā)育[46]，改善儲集層物性。此外熱化學(xué)硫酸鹽還原作用(TSR)會對白云巖進行溶蝕，是對熱液溶蝕的重要補充[47]，TSR產(chǎn)物H2S和CO2酸性流體對儲層物性的改善有較大貢獻[48-49]。如中古9井6 264.3～6 265.59 m深處(圖2h—k)，鷹一下亞段發(fā)育與熱液巖溶相關(guān)的白云巖儲層，這些白云巖是熱液注入鷹山組后，因鷹一上亞段致密段遮擋，熱液能夠與鷹一下亞段儲層充分反應(yīng)，使灰?guī)r發(fā)生熱液白云巖化[50]，進而在熱液巖溶下發(fā)生溶蝕形成的優(yōu)質(zhì)儲層，由于熱液巖溶作用差異，這些白云巖儲層物性遠遠優(yōu)于相鄰灰?guī)r儲層，在巖心上可見針狀溶孔與溶洞，在薄片下觀察，發(fā)現(xiàn)了與構(gòu)造縫相關(guān)的晶間孔，且孔內(nèi)可見干瀝青。

2.2 構(gòu)造破裂作用對儲集層的建設(shè)性改造

塔中鷹山組巖溶儲層的形成除了與巖溶作用、充填-膠結(jié)作用的發(fā)育程度相關(guān)之外，區(qū)內(nèi)發(fā)育的走滑斷裂構(gòu)造作用對其改造作用也不容忽視[51-55]。鷹山組經(jīng)歷的多期構(gòu)造運動可形成多期裂縫，而在同一期的構(gòu)造運動中又可產(chǎn)生不同的裂縫類型，并隨其形成的先后順序又可互相改造、切割，塔中北斜坡地區(qū)被主干走滑斷裂分割的多個斷塊間的破裂作用主要受主干走滑斷裂的影響。通過統(tǒng)計地震可識別裂縫的條數(shù)(圖3a)，對裂縫條數(shù)和斷裂距離之間的關(guān)系進行擬合分析，發(fā)現(xiàn)距塔中走滑斷裂越近，發(fā)育裂縫數(shù)量越多，而距走滑斷裂越遠，裂縫數(shù)量發(fā)育越少。其中在距離主干走滑斷裂1.5～2 km范圍內(nèi)，隨著距離的增大，裂縫發(fā)育數(shù)量驟減；在距離主干走滑斷裂2.5 km之后，隨著距離的增大，裂縫發(fā)育數(shù)量遞減緩慢，進入?yún)^(qū)域構(gòu)造作用控制的裂縫區(qū)。

走滑斷裂對儲層的積極改造利于形成相互連通的大型縫洞系統(tǒng)。首先，斷裂系統(tǒng)所產(chǎn)生的裂縫擴展了儲層的儲集空間，改善儲層物性；其次，斷裂作為流體的運移通道，可以使流體對早期縫洞進行進一步的溶蝕改造，深化各種巖溶作用，對儲層改造起到建設(shè)性作用。

在多期活動斷裂附近，巖溶儲層發(fā)育深度最深。統(tǒng)計塔中中古5-7井區(qū)(12口井)、中古8-21井區(qū)(10口井)、塔中83井區(qū)(8口井)、中古43井區(qū)(4口井)三維地震資料、測井資料解釋的儲層厚度(圖3b)，發(fā)現(xiàn)在距離走滑斷裂0.2～1.5 km范圍內(nèi)，隨著距離的增大，地震串珠狀儲層的縱向發(fā)育深度越深，測井解釋儲層厚度越厚，距離主干走滑斷裂1.5 km左右，串珠狀儲層發(fā)育深度最深可達305 m，測井解釋儲層發(fā)育厚度最厚可達180 m；距離主干走滑斷裂1.5～4.5 km范圍內(nèi)，距離越遠，地震串珠狀儲層的縱向發(fā)育深度和測井解釋儲層厚度都呈下降趨勢。由此可見，走滑斷裂構(gòu)造運動差異影響了串珠狀巖溶儲層的縱向發(fā)育深度。

構(gòu)造斷裂與裂縫是埋藏溶蝕流體與熱液流體垂向運移通道，有利于碳酸鹽巖的后期改造[56]。根據(jù)中古5-7井區(qū)(12口井)、中古8-21井區(qū)(10口井)、塔中83井區(qū)(8口井)、中古43井區(qū)(4口井)巖心物性分析與泥漿漏失統(tǒng)計，在距走滑斷裂0.2～1.5 km范圍內(nèi)，巖心分析平均孔隙度較低，構(gòu)造裂縫與內(nèi)幕巖溶溶洞形成裂縫-洞穴型儲層造成的鉆井泥漿漏失量跨度范圍大；在距走滑斷裂1.5～4 km范圍內(nèi)，平均孔隙度呈增大趨勢，埋藏巖溶與構(gòu)造破裂的共同作用形成的裂縫-孔洞型儲層，最大孔隙度接近10%，泥漿漏失量較裂縫-洞穴型儲層有所下降，但數(shù)值依然較高；在大于4 km，由于埋藏溶蝕減弱，構(gòu)造裂縫和裂縫的減少，巖心孔隙度降低至未經(jīng)次生作用的內(nèi)幕巖溶孔隙值，泥漿漏失量呈對數(shù)關(guān)系下降，由此可見，走滑斷裂構(gòu)造運動差異影響了碳酸鹽巖儲層孔隙度。

2.3 充填-膠結(jié)作用對致密段蓋層形成的影響

充填作用和膠結(jié)作用會降低巖石的孔隙度和滲透率，在碳酸鹽巖中部分發(fā)育為非滲透性隔層[57]。塔中隆起北斜坡鷹山組內(nèi)部發(fā)育了多個致密段隔層，其在電阻率測井曲線上普遍表現(xiàn)為比相鄰層段電阻率高的特點，簡稱為“高阻層”。其中鷹一段發(fā)育兩套高阻層，分布在鷹一上亞段與鷹一下亞段中部；鷹二段發(fā)育3套高阻層，分別是鷹二段致密段高阻層和鷹二上亞段發(fā)育的兩套高阻層。這些高阻層是在充填作用與膠結(jié)作用下形成的，但各個高阻層充填作用與膠結(jié)作用強度的不同，使得不同高阻層對油氣的封閉能力也有所不同(圖4)。

圖3 塔中隆起北斜坡走滑斷裂對鷹山組碳酸鹽巖儲層裂縫、厚度影響統(tǒng)計Fig.3 Statistical analysis of the impact of strike-slip fault on fracture distribution and thickness of reservoir in the Yingshan Formation,the northern slope of the Tazhong uplifta.儲層裂縫發(fā)育條數(shù)距走滑斷裂距離與關(guān)系(各走滑斷裂發(fā)育的平面位置見圖1);b.儲層厚度與走滑斷裂距離關(guān)系(地震剖面上串珠狀反射段厚度)

高阻層在在雙側(cè)向電阻率曲線上表現(xiàn)出典型的高阻值(≥1 000 Ω·m)，遠大于相鄰儲層段的電阻率，在成像測井圖像上顯示亮黃色特征，在自然伽馬測井曲線上，伽馬值較低、多小于10 API，為泥晶灰?guī)r特征，測井解釋為滲透率極低的非儲集層。

鷹一上亞段高阻層巖性主要為泥晶灰?guī)r，厚度為20～50 m，自然伽馬值相對于其他高阻層更高，高阻層成因是泥質(zhì)充填和泥晶膠結(jié)，如中古3井6 755.39 m深處(圖4d，e)，薄片下觀察顆?；?guī)r的縫合線被泥質(zhì)充填，生物顆?；?guī)r角礫被泥晶膠結(jié)，裂縫不發(fā)育，對飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水排替壓力均值在9.19 MPa，對油氣的封蓋能力相較于其他高阻層都好。

鷹一下亞段中部高阻層巖性為泥晶灰?guī)r、顆?；?guī)r，厚度為10～30 m，高阻層成因是泥質(zhì)充填和方解石充填，測井解釋裂縫孔隙度小于0.001%，所占比例為64.01%，相較于其他高阻層高角度裂縫與縫合線更為發(fā)育。如中古7井5 836.0～5 840.9 m深處，巖心和薄片觀察見方解石沿晶洞壁生長，高角度裂縫、縫合線和溶孔多被泥質(zhì)充填和方解石充填且局部發(fā)生重結(jié)晶(圖4f—j)；塔中79井4 939.5 m(圖4k)與中古41井5 602.74 m(圖4l)深處，發(fā)現(xiàn)縫合線和裂縫被泥質(zhì)和方解石充填，其主要成因是巖溶作用過程中，大氣水?dāng)y帶的泥質(zhì)對裂縫進行充填，飽和碳酸鈣地層水對泥晶灰?guī)r進行充填-膠結(jié)。泥質(zhì)充填和膠結(jié)作用高阻層由于裂縫的發(fā)育，其對飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水排替壓力有所降低，均值在7.94 MPa，對油氣的封蓋能力較鷹一上亞段弱。

鷹二段致密段高阻層巖性主要為泥質(zhì)灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，厚度為20～60 m，自然伽馬曲線上多小于15 API，具有少數(shù)峰值，深淺側(cè)向測井相比于鷹一段更高，成像測井較于相鄰儲層呈現(xiàn)出亮黃色致密塊狀特征，以中古51井，5 083～5 250 m深處為例(圖4a)，成像測井動態(tài)圖像上識別出裂縫與小型溶洞，屬于裂縫-孔洞型儲層，但是孔洞被泥質(zhì)充填并發(fā)生方解石膠結(jié)，使自然伽馬因泥質(zhì)充填而具有峰值，強膠結(jié)作用使深淺側(cè)向電阻率較鷹一段更高，對飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水排替壓力均值在達8.31 MPa，對油氣的封蓋能力較好。

鷹二上亞段兩套高阻層巖性以泥晶灰?guī)r、泥晶砂屑灰?guī)r為主，厚度為10～30 m，平均厚度約15 m，以中古461井5 605～5 642 m，5 750～5 775 m深處為例(圖4b，c)，在成像測井上相較于鷹二段致密段靜態(tài)平衡圖像更亮，自然伽馬更低，電阻率更高，說明泥質(zhì)含量低，方解石膠結(jié)更強[58]。而測井解釋裂縫孔隙度小于0.001%，所占比例為55.92%，裂縫相對發(fā)育，對飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水排替壓力均值在6 MPa，相比其他高阻層，對油氣的封蓋能力最差。

3 碳酸鹽巖內(nèi)幕儲-蓋組合疊加分布

3.1 儲層與蓋層分布

鷹山組差異成巖作用形成的內(nèi)部高阻層與多期巖溶作用形成的儲層構(gòu)成良好的空間配置關(guān)系，可以形成多套儲-蓋組合，但這些儲-蓋組合具有高阻蓋層橫向厚度變化大、儲層橫向連續(xù)性差、厚度發(fā)育不均一、物性差異大等特點。以中古8-10井區(qū)、中古5-7井區(qū)的鷹一段為例(圖5)，鷹一上亞段和鷹一下亞段中部分別發(fā)育兩套高阻層，與兩套內(nèi)幕巖溶縫洞系統(tǒng)構(gòu)成了兩套儲-蓋組合。鷹一上亞段高阻層分布比較穩(wěn)定，厚度是20～50 m，占鷹一段上亞段總厚度的80%以上，橫向連續(xù)性好，但在中古7井被剝蝕殆盡；鷹一下亞段中部高阻層厚度是10～30 m，雖然橫向?qū)Ρ刃暂^好，但是整體厚度較薄且裂縫更發(fā)育。

圖4 塔中隆起北斜坡鷹山組致密段(高阻層)巖石及成像測井特征Fig.4 Diagenesis and imaging logging characteristics of high-resistivity carbonate layers in the Yingshan Formation,the northern slope of the Tazhong uplift

鷹一下亞段內(nèi)幕巖溶形成的“準(zhǔn)層狀”、橫向可對比的兩套大型縫洞系統(tǒng)在充填與膠結(jié)作用下儲層物性較差，表現(xiàn)為Ⅲ類儲層。埋藏巖溶、熱液巖溶和構(gòu)造破裂疊加作用下可形成Ⅱ類儲層，甚至Ⅰ類儲層。在縱向上，鷹一下亞段第一套儲層后期巖溶作用較第二套儲層更強，使得第一套縫洞系統(tǒng)儲層物性更好。而在橫向上由于斷層分隔，構(gòu)造裂縫發(fā)育不均一，巖溶溶蝕強度不同，使得儲層間連通性差。對比中古8-10井區(qū)與中古5-7井區(qū)(圖5)，中古5-7井區(qū)儲層是由多種巖溶，構(gòu)造破裂作用疊加而成的裂縫-孔洞型與孔洞型儲層，巖溶儲層厚度更大，儲層類型多，儲層物性更好，在Ⅲ類儲層的背景上，更多的發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類儲層。如中古5井發(fā)育內(nèi)幕巖溶、強構(gòu)造裂縫和埋藏巖溶形成的裂縫型、裂縫-孔洞型儲層，中古9井發(fā)育內(nèi)幕巖溶、構(gòu)造裂縫和強熱液巖溶形成的孔洞型儲層。中古8-10井區(qū)儲層以內(nèi)幕巖溶疊加單一成巖因素形成裂縫型、孔洞型和裂縫-孔洞型儲層，儲層評價以Ⅱ類和Ⅲ類為主，如中古102井是內(nèi)幕巖溶與構(gòu)造裂縫形成的裂縫型儲層，中古10井是內(nèi)幕巖溶疊加埋藏巖溶形成的孔洞型儲層。

靠近10號構(gòu)造帶，鷹一段被剝蝕殆盡，鷹二段致密段、鷹二上亞段的高阻層與鷹二上亞段巖溶儲層構(gòu)成了兩套儲-蓋組合系統(tǒng)。以中古43井區(qū)、中古51井區(qū)的鷹二段為例(圖6)，鷹二段致密段厚度是20～60 m，橫向發(fā)育穩(wěn)定，是先期縫洞型儲層在強碳酸鹽巖膠結(jié)和泥質(zhì)充填作用下形成的，使得在巖溶溶峰如中古451井、中古432井處發(fā)育相對較薄，在巖溶上斜坡如中古433井、中古513井處發(fā)育較厚。鷹二上亞段中部與底部發(fā)育兩套性質(zhì)相似的高阻層，厚度是10～30 m，橫向連續(xù)性好，但是厚度薄，由深部潛流帶膠結(jié)作用而成。鷹二上亞段儲層是內(nèi)幕巖溶儲層在充填與膠結(jié)作用下，經(jīng)弱埋藏巖溶而成，儲層評價主要為Ⅲ類儲層，如中古433井由內(nèi)幕巖溶形成的儲層物性較差的Ⅲ類洞穴型儲層，中古451井、中古432井受到埋藏巖溶改造發(fā)育的物性稍好的Ⅱ類孔洞型儲層。

3.2 儲-蓋組合有效性

儲-蓋組合的有效性主要表現(xiàn)在巖溶儲層與上覆高阻蓋層的排替壓力差值上。結(jié)合試油資料統(tǒng)計，認為當(dāng)高阻蓋層與下伏巖溶儲層排替壓力差均值大于2 MPa時，高阻層可對下伏儲層中油氣起到封蓋作用，使儲-蓋組合有效[36]。針對塔中四套儲-蓋組合有效性進行研究(表1)，認為鷹一上亞段高阻層排替壓力大，下伏鷹一段是層間巖溶作用形成的優(yōu)質(zhì)儲層，孔隙度高、排替壓力小，高阻蓋層與儲層排替壓力差均值在6.88 MPa，遠大于臨界值2 MPa，因此是一套有效的儲-蓋組合。鷹一下亞段內(nèi)部高阻層由于裂縫發(fā)育，排替壓力相對鷹一段上亞段較小，但是下伏鷹一下亞段儲層是一套多期巖溶形成的優(yōu)質(zhì)儲層，孔隙度高、排替壓力小，使得高阻蓋層與儲層排替壓力差均值達到4.53 MPa，依然是一套有效的儲-蓋組合。鷹二段致密段雖排替壓力高，但是下伏的鷹二上亞段儲層因為膠結(jié)作用和埋藏巖溶的不發(fā)育，使得排替壓力相對較高，高阻蓋層與下伏儲層組合排替壓力差均值為2.96 MPa，大于儲蓋有效性界限值2 MPa，但是一定數(shù)量的井的排替壓力差小于2 MPa，最小只有0.09 MPa，因此鷹二段致密段與下伏儲層的儲-蓋組合整體上對油氣具有有效的封蓋作用，但在部分區(qū)域?qū)τ蜌獠痪邆浞馍w性。鷹二上亞段高阻層排替壓力平均值在6 MPa左右，與鷹二上亞儲層段排替壓力差均值為0.65 MPa，小于儲蓋有效性界限值2 MPa，因此鷹二段高阻層對油氣封蓋能力有限，整體上難以形成有效的儲-蓋組合。

表1 塔中隆起北斜坡鷹山組儲層與蓋層排替壓力差Table 1 The differences of displacement pressure between reservoirs and caprocks in the Yingshan Formation,the northern slope of the Tazhong uplift

4 鷹山組油氣分層聚集特征

在塔中隆起北斜坡，巖溶作用和破裂作用為主導(dǎo)成巖作用，形成了鷹山組內(nèi)幕多個縫洞型儲集層段；以膠結(jié)作用和充填作用為主導(dǎo)的成巖作用在鷹山組內(nèi)幕形成了多個致密段(高阻層)蓋層[59]，對油氣差異富集起著分隔或直接封蓋的作用。致密高阻層與巖溶儲層垂向上疊置分布，橫向上受控于碳酸鹽巖非均質(zhì)性，儲集層段、致密碳酸鹽巖蓋層段延展性較差，因此在橫向上具有分區(qū)分塊的特點。

4.1 多套儲-蓋組合控制下的油氣縱向分層聚集

大量的鉆井資料揭示，塔中隆起北斜坡鷹山組碳酸鹽巖受不整合面影響的巖溶儲集層一般發(fā)育在不整合面以下220 m范圍內(nèi)，內(nèi)幕巖溶受到與層序界面相關(guān)的不整合面、巖溶時所處的風(fēng)化淋濾帶的共同控制，形成了多個近于層狀分布的縫洞型儲集層段。在儲集層段之間是膠結(jié)作用之后充填作用、沉淀作用較為強烈的致密層(高阻層)，構(gòu)成縫洞型儲集層的直接蓋層。因此，斜坡背景上多套儲-蓋組合奠定了多個含油氣層形成的基礎(chǔ)。鷹一上亞段與鷹一下亞段中部發(fā)育的高阻層相對于下伏的巖溶儲層排替壓力差大，對油氣都具有縱向分隔性，在碳酸鹽巖內(nèi)幕發(fā)育多個含油氣層(圖7)。

斷裂與縫洞型儲集體是油氣運移的重要通道，油氣沿走滑斷裂、溶蝕縫洞帶向構(gòu)造高部位運移，并聚集在內(nèi)幕巖溶縫洞經(jīng)后期溶蝕改造形成的有效圈閉中。塔中隆起北斜坡鷹山組經(jīng)歷了晚加里東期—早海西期和晚海西期原油的充注，印支期—喜馬拉雅期原油裂解氣沿斷裂從下向上侵入。原油裂解氣會首先在下部儲層中溶解聚集，在侵入的油氣質(zhì)輕量大，充注速度大于逸散速度時，過多的、新的油氣注入使早期聚集的原油反溶于天然氣中，從而形成凝析氣藏或干氣藏。當(dāng)壓力過大，天然氣攜帶著輕質(zhì)油則突破封閉能力相對較差的高阻層向上運移，或者多余的輕質(zhì)油氣通過斷裂向上部油層運移，從而形成上部含較多溶解氣的油藏。

4.2 多層油氣分區(qū)聚集及其控制因素

宏觀上看，在大的斜坡構(gòu)造背景下，厚層非均質(zhì)碳酸鹽巖內(nèi)幕油氣水的分布十分復(fù)雜。但總體上看，在斜坡高部位，油氣井產(chǎn)能普遍好，斜坡低部位，也不乏高產(chǎn)井，但出水井比例增加，如中古601井、中古1井、中古9井。特別是，當(dāng)縱向上劃分出幾個致密段(高阻層)，其在碳酸鹽巖內(nèi)幕區(qū)分出幾個獨立的含油氣層；橫向上，以走滑斷裂為邊界劃分出幾個區(qū)塊后，油氣水的分布格局就比較清晰了，在一個獨立的油氣運聚單元內(nèi)油、氣、水發(fā)生正常分異。在縫洞單元內(nèi)部，儲層物性好且均質(zhì)性相對較好，油氣水分布狀態(tài)便如同傳統(tǒng)的模式：最上部位為氣，其下為油，高部位氣油比較低部位更高。如中古10井氣油比較中古102井更高，中古5井氣油比較中古501井更高。

圖7 塔中隆起北斜坡鷹山組油、氣、水分層聚集剖面(以鷹一段為例)Fig.7 The profile of the oil-gas-water distribution in the Yingshan Formation,the northern slope of the Tazhong uplift (taking the 1st member of Yingshan Formation as an example)

塔中隆起北斜坡發(fā)育多條近于平行的北東向走滑斷裂，走滑斷裂將塔中隆起北斜坡分割成多個區(qū)塊，對多個儲蓋組合在橫向上的延展性具有分割作用，如中古8-10井區(qū)與中古5-7井區(qū)儲蓋組合的橫向延續(xù)性就受到了邊界斷裂的約束。鷹山組碳酸鹽巖裂縫非常發(fā)育，斷裂和裂縫網(wǎng)絡(luò)形成油氣運移通道，來自下伏烴源巖的油氣沿北西走向逆沖斷裂與北東走向走滑斷裂的交匯處以點狀注入方式注入儲集層。走滑斷裂的多期活動對油氣的運移聚集具有很好的控制作用，長期活動的斷裂為油氣垂向運移提供了良好的運移通道，鄰近斷裂的儲集體，其遭受改造更為強烈、縫洞更為發(fā)育，單井產(chǎn)量也更高。如中古8-10井區(qū)的中古10井、中古102井與中古101井，距離中古10走滑斷裂越近，產(chǎn)量越高。統(tǒng)計塔中中古5-7井區(qū)、中古8-21井區(qū)、塔中83井區(qū)、中古43井區(qū)探井距主干走滑斷裂的距離與試油結(jié)果的相關(guān)性，在距走滑斷裂0.2～4.5 km范圍內(nèi)，探井離走滑斷裂越近，日產(chǎn)油氣當(dāng)量越高。在距離走滑斷裂大于4.5 km范圍內(nèi)，日產(chǎn)油氣當(dāng)量仍然居高的探井，其油氣運聚的主控因素可能為逆沖斷裂或者其他因素。

5 結(jié)論

1) 差異成巖作用與儲蓋組合形成。鷹山組內(nèi)部不同層段的差異成巖作用影響著縫洞型優(yōu)質(zhì)儲層和致密段(高阻層)的形成。鷹山組優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的關(guān)鍵控制因素有兩個，一是與不整合面相關(guān)的表生巖溶以及后期沉積埋藏巖溶、熱液溶蝕等多起巖溶作用，二是與斷裂活動(走滑和逆沖)相關(guān)的構(gòu)造破裂作用。多期構(gòu)造作用形成的斷裂及伴生裂縫，作為溶蝕流體通道進一步的擴溶，增加了儲集空間，改善了儲集層物性，對儲層改造起到建設(shè)性作用。泥質(zhì)充填、方解石充填與膠結(jié)作用是鷹山組內(nèi)幕發(fā)育多套高阻層的關(guān)鍵控制因素，鷹二段致密段為方解石膠結(jié)和泥質(zhì)充填，導(dǎo)致其電阻率較相鄰層段高。

2) 儲蓋組合疊加分布與多油氣層形成。鷹山組差異成巖作用形成的縫洞型巖溶儲集層與層間致密段高阻層構(gòu)成良好的儲-蓋組合空間配置關(guān)系，并且是多套儲-蓋組合在垂向上疊置分布。這些儲-蓋組合的有效性受控于巖溶儲層與上覆高阻蓋層的排替壓力差均值，當(dāng)排替壓力差均值大于2 MPa時，高阻層可對下伏儲層中油氣起到封蓋作用，形成有效的儲蓋組合。鷹一段儲-蓋組合排替壓力差均值大于臨界值，故有鷹一上亞段高阻層和下伏鷹一段儲層、鷹一下亞段高阻層和下伏鷹一下亞段儲層兩套有效的儲-蓋組合；而鷹二段儲-蓋組合只有鷹二段致密段高阻層與鷹二段上亞段儲層排替壓力差均值大于臨界值，故只發(fā)育一套有效儲-蓋組合。

3) 致密段控層、走滑斷裂控區(qū)。塔中隆起北斜坡油氣來源于深層，斷裂構(gòu)成油氣垂向運移的重要通道，油氣在向上運移過程中遇到縫洞層便會沿上傾方向，形成一個運移的“支流”，在層內(nèi)運移并在相對高的部位聚集，所以縱向上的多個致密段高阻層將各含油氣層分隔開，形成了縱向上的多個含油氣層段。走滑斷裂的分割與巖溶作用的強弱導(dǎo)致的非均質(zhì)性控制著鷹山組儲層橫向分區(qū)，充填-膠結(jié)作用的強弱控制著鷹山組致密段高阻層的橫向分區(qū)。碳酸鹽巖非均質(zhì)性導(dǎo)致儲蓋層橫向延展性差，加之走滑斷裂分割作用的共同控制，決定了鷹山組碳酸鹽巖油氣聚集具有“縱向分層，橫向分區(qū)”的特征。