塔里木盆地塔河油田中西部奧陶系油氣成藏主控因素與動態(tài)成藏過程

趙永強(qiáng)，云 露，王 斌，耿 峰，李海英，顧 憶，劉永立

(1.中國石化 油氣成藏重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 無錫 214126；(2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126;3.中國石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

塔里木盆地塔河油田經(jīng)過20多年的勘探，在奧陶系一間房組和鷹山組頂部巖溶縫洞型儲集體累計(jì)提交油氣探明儲量15.28×108t，建成了我國最大的古生界海相碳酸鹽巖油田。中國石化西北油田分公司從2001年開始不斷向外圍和深層攻關(guān)探索，2014—2016年在中西部地區(qū)TS3、TS301和TY1井鷹山組內(nèi)幕縫洞儲集體中獲得了高產(chǎn)油流，取得了中深層領(lǐng)域的實(shí)質(zhì)性突破。截至2020年底，針對塔河中西部地區(qū)中深層領(lǐng)域部署鉆井40余口，其中26口井獲得工業(yè)油流，進(jìn)一步證實(shí)了塔河中下奧陶統(tǒng)內(nèi)幕發(fā)育規(guī)模縫洞型儲集體，勘探潛力巨大，堅(jiān)定了塔河油田外擴(kuò)深拓的信心。

在多期構(gòu)造活動疊合作用控制下，塔河油田海相油氣資源類型多樣，原油物性變化大，成藏過程極其復(fù)雜。早期研究普遍認(rèn)為，塔河油田奧陶系油氣成藏主要特征為低地溫背景下的寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖持續(xù)供烴[1-2]，加里東—海西早期多次構(gòu)造巖溶作用疊加改造形成碳酸鹽巖縫洞型儲集體[3-4]，油氣沿多期不整合面?zhèn)认蜻\(yùn)移[5-6]，繼承性發(fā)育的大型鼻狀凸起控制油氣運(yùn)聚方向[5,7]，相對獨(dú)立的縫洞系統(tǒng)、多期油氣充注及次生改造作用造成了現(xiàn)今平面與縱向上復(fù)雜的油氣面貌[8-10]。近年來勘探開發(fā)實(shí)踐證實(shí)：(1)塔河地區(qū)發(fā)育NNE與NNW向共軛走滑斷裂體系；(2)高產(chǎn)井分布與深大走滑斷裂帶關(guān)系密切；(3)內(nèi)幕縫洞儲集體主要沿主干斷裂帶發(fā)育；(4)奧陶系表層與中深層油氣物理性質(zhì)相似；(5)走滑斷裂帶對儲集體發(fā)育和成藏具有明顯的控制作用。這些新認(rèn)識對塔河油田傳統(tǒng)的油氣成藏模式提出了挑戰(zhàn)，本文在典型走滑斷裂帶油藏解剖、烴源巖熱演化生烴、古構(gòu)造演化、成藏期次和輸導(dǎo)體系研究的基礎(chǔ)之上，以古構(gòu)造與走滑斷裂疊加控儲、控藏、控聚的思路，重新認(rèn)識塔河中西部油氣成藏動態(tài)過程，建立復(fù)式成藏模式，以期為塔河中深層領(lǐng)域及外圍地區(qū)油氣勘探提供指導(dǎo)。

1 石油地質(zhì)背景

塔河油田主體位于塔里木盆地沙雅隆起中段的阿克庫勒凸起，西鄰哈拉哈塘凹陷，東靠草湖凹陷，南接滿加爾坳陷和順托果勒隆起，北部為雅克拉斷凸(圖1)。阿克庫勒凸起是一個(gè)長期繼承性發(fā)育的古凸起，主要經(jīng)歷了5個(gè)構(gòu)造演化階段[11-12]：(1)加里東早期(寒武紀(jì)—中奧陶世)穩(wěn)定碳酸鹽巖臺地階段；(2)加里東中晚期—海西早期(晚奧陶世—泥盆紀(jì))差異抬升階段，形成向西南傾伏的大型鼻凸雛形，凸起主體缺失志留系—泥盆系及中上奧陶統(tǒng)，下奧陶統(tǒng)也受到不同程度的剝蝕，形成了大規(guī)模的巖溶縫洞儲集體；(3)海西中晚期(石炭紀(jì)—二疊紀(jì))強(qiáng)烈抬升階段，造成大部分地區(qū)缺失上石炭統(tǒng)及二疊系；(4)印支期—燕山期(三疊紀(jì)—白堊紀(jì))穩(wěn)定沉降階段；(5)喜馬拉雅期南北翹傾階段，受庫車前陸盆地的影響，北部強(qiáng)烈沉降，阿克庫勒凸起最終定型。下古生界海相地層發(fā)育良好的生儲蓋組合，油氣成藏條件十分優(yōu)越。主力烴源巖為下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組斜坡—陸棚相泥頁巖[13]；主要勘探目的層為中下奧陶統(tǒng)表層(即一間房組和鷹山組上段上亞段)巖溶風(fēng)化殼和中深層(鷹山組上段下亞段及以深)“斷裂+巖溶”雙控縫洞型儲集體，儲集空間類型為多期構(gòu)造運(yùn)動與巖溶作用疊加控制形成的孔隙、溶洞和裂縫[3,8,14]；致密灰?guī)r和上覆桑塔木組巨厚的區(qū)域性泥巖蓋層為油氣藏保存提供了保障。塔河地區(qū)表層巖溶油氣藏現(xiàn)已被整體控制并規(guī)模建產(chǎn)，近年來中西部TS3井區(qū)和托甫臺地區(qū)中深層領(lǐng)域鷹山組內(nèi)幕也獲得了商業(yè)大突破，展現(xiàn)出塔河中西部地區(qū)奧陶系縱向整體含油的良好局面。

圖1 塔里木盆地塔河油田構(gòu)造位置(a)和下古生界綜合地層柱狀圖(b)Fig.1 Tectonic location (a) and comprehensive stratigraphic histogram of the Lower Paleozoic (b) in Tahe Oil Field, Tarim Basin

2 油氣藏分布特征

圖2 塔里木盆地塔河油田奧陶系油氣藏類型與高產(chǎn)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 烴源巖長期生烴、持續(xù)供烴

塔河油田奧陶系油氣藏圍繞沙雅隆起從凸起區(qū)向斜坡—坳陷區(qū)原油密度依次減小，油氣性質(zhì)的變化顯示出明確的源控特征。塔河地區(qū)主力烴源巖為寒武系玉爾吐斯組海相優(yōu)質(zhì)泥頁巖[1,15]，在沙雅隆起本地及周緣斜坡區(qū)廣泛發(fā)育。寒武系埋深普遍超過6500m，烴源巖層具有“大埋深、高壓力”的地質(zhì)條件，本文基于高壓對海相烴源巖生烴演化的抑制模型[16-17]，利用PetroMod盆地模擬軟件開展了塔河地區(qū)埋藏史和熱演化史模擬分析(圖3)。從下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖熱演化來看，加里東中期Ⅲ幕(奧陶紀(jì)末)進(jìn)入低成熟階段，開始生油，加里東晚期—海西早期達(dá)到成熟階段進(jìn)入生油高峰，海西晚期—印支期進(jìn)入高成熟階段，之后受高壓抑制作用和長期低地溫環(huán)境的影響，烴源巖高成熟期被拉長，喜馬拉雅期仍然處于高成熟生氣階段。而且從隆起區(qū)到滿加爾坳陷，寒武系烴源巖埋深差異大，具有差異熱演化和接力生烴的特征。因此，下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖在“低地溫、大埋深、高壓力”條件下長期生排烴，為沙雅隆起持續(xù)不斷地供烴，是塔河地區(qū)油氣富集的主控因素之一。

圖3 塔里木盆地塔河地區(qū)熱史與生烴史Fig.3 Thermal and hydrocarbon generation histories of Tahe area, Tarim Basin

3.2 油氣多期成藏

前人已對塔河油田奧陶系油氣成藏期次問題開展過許多研究，大部分學(xué)者認(rèn)為塔河奧陶系油氣藏經(jīng)歷了加里東晚期、海西晚期、燕山—喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期4個(gè)成藏期[1,5,18-19]，陳紅漢等[20]將燕山—喜馬拉雅早期、喜馬拉雅晚期合并為燕山—喜馬拉雅期一期，也有少數(shù)學(xué)者認(rèn)為主要成藏期為兩期成藏，即加里東晚期與喜馬拉雅期[21]。本文基于研究區(qū)TS3、TS3-3、TS302、TP18、TP24和TY1井奧陶系一間房組(O2yj)和鷹山組(O1-2y)27塊儲層樣品測試分析，從包裹體宿主礦物成巖序次關(guān)系、烴包裹體熒光光譜特征、包裹體均一溫度、單井埋藏史模擬等方面，綜合開展成藏期次和時(shí)間研究，進(jìn)一步確認(rèn)了塔河中西部地區(qū)奧陶系存在4期油氣充注(圖4)。其中塔河中深層(TS3井區(qū)鷹山組內(nèi)幕)經(jīng)歷過4期油氣充注，分別為加里東中晚期(446～428 Ma)、海西晚期—印支期(259～197 Ma)、燕山期(139～95 Ma)和喜馬拉雅期(23～6 Ma)，主成藏期為加里東中期和海西晚期。表層一間房組儲層從包裹體賦存產(chǎn)狀、熒光光譜和均一溫度來看，與TS3井區(qū)鷹山組內(nèi)幕沒有明顯差異性，同樣經(jīng)歷了這4期油氣充注，但依據(jù)不同熒光特征烴類包裹體分布豐度，可判斷南部托普臺地區(qū)主成藏期為海西晚期和喜馬拉雅期。多期成藏為塔河地區(qū)奧陶系油氣成藏的主要特點(diǎn)，重質(zhì)油區(qū)以早期成藏為主，后期充注較弱，而輕質(zhì)油區(qū)以晚期成藏為主。

圖4 塔里木盆地塔河中西部奧陶系油氣成藏期次劃分與成藏時(shí)期Fig.4 Periods of Ordovician hydrocarbon accumulation in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.3 古構(gòu)造高部位控制油氣運(yùn)聚方向

加里東期古構(gòu)造演化在阿克庫勒凸起主要分為3個(gè)階段，即早期穩(wěn)定沉降背景下的古隆起雛形階段、中期構(gòu)造轉(zhuǎn)換背景下的古隆起持續(xù)發(fā)育階段和晚期水下鼻隆形成階段。阿克庫勒凸起地區(qū)在加里東中期Ⅲ幕已呈現(xiàn)出巨大而寬緩的低隆起古構(gòu)造特征，是油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，其生儲蓋條件具備，加之巖溶風(fēng)化殼和縫洞體系等側(cè)向長距離輸導(dǎo)條件優(yōu)越，造就了阿克庫勒凸起第一期大規(guī)模的油氣側(cè)向運(yùn)移和充注。該時(shí)期古構(gòu)造的高部位位于塔河西北部艾丁地區(qū)，因此這一期油氣大量聚集于塔河西北部地區(qū)，艾丁地區(qū)的奧陶系重—超重質(zhì)油藏等即為此期充注成藏。加里東晚期—海西早期NW—SE向強(qiáng)烈擠壓使得沙雅古陸出現(xiàn)NE—SW向、向西南傾伏的阿克庫勒鼻凸，構(gòu)造高點(diǎn)從艾丁地區(qū)往于奇西地區(qū)遷移，古隆起地貌基本定型，于奇地區(qū)中西部成為油氣側(cè)向運(yùn)移和聚集的有利區(qū)。

圖5 塔里木盆地塔河油田加里東中期Ⅲ幕古構(gòu)造與原油密度等值線疊合圖Fig.5 A superposition map of paleostructure in middle Caledonian Ⅲ episodeand crude oil density isolines in Tahe Oil Field, Tarim Basin

3.4 走滑斷裂垂向輸導(dǎo)與側(cè)向調(diào)整

依據(jù)斷裂不同構(gòu)造樣式發(fā)育層位及與不整合面接觸關(guān)系，可識別出研究區(qū)TP39和S99兩條相交斷裂經(jīng)歷了3個(gè)階段的多期活動，分別為加里東中期—海西早期、海西晚期—印支期和喜馬拉雅期。TP39、S99斷裂帶上63口鉆井開展原油密度、氣油比與關(guān)鍵地震界面斷距對比分析表明，斷裂帶上原油物性差異與斷裂分段活動期次和強(qiáng)度具有明顯的相關(guān)性：北段晚期活動性弱，對應(yīng)高密度、低氣油比原油；南段晚期活動性強(qiáng)，對應(yīng)低密度、高氣油比原油。晚期輕質(zhì)油氣是否能通過斷裂輸導(dǎo)調(diào)整進(jìn)入油氣藏，也是控制現(xiàn)今油氣面貌的關(guān)鍵因素(圖6)。加里東期兩組斷裂均活動，輸導(dǎo)以斷穿基底的NNE向斷裂為主，NNW向斷裂側(cè)向運(yùn)移、溝通，早期生成的原油通過走滑斷裂運(yùn)移至中下奧陶統(tǒng)頂部后通過巖溶風(fēng)化層向古構(gòu)造高部位運(yùn)聚。在構(gòu)造應(yīng)力場作用下，海西晚期NNW向斷裂為主要輸導(dǎo)斷裂，NNE向斷裂發(fā)揮側(cè)向調(diào)節(jié)作用，油氣通過斷裂交會部位調(diào)整并沿NNW向運(yùn)移，開啟的共軛斷裂交會部位通常發(fā)育規(guī)模儲集空間，是油氣充注和聚集的有利部位。喜馬拉雅期走滑斷裂再次復(fù)活開啟，晚期生成的高成熟油氣沿NNE向斷裂帶運(yùn)移和調(diào)整至前期形成的油氣藏，此時(shí)受巖溶儲集體分隔性影響，側(cè)向運(yùn)移距離非常有限，NNE向斷裂帶及與NNW向斷裂的交會部位是晚期油氣富集的有利區(qū)。

圖6 塔里木盆地塔河中西部奧陶系走滑斷裂油氣輸導(dǎo)模式Fig.6 Hydrocarbon transport model of Ordovician strike-slip faults in central and western parts of Tahe Oil Field, Tarim Basin

4 油氣動態(tài)成藏過程

塔河油田中西部奧陶系現(xiàn)今的油氣藏特征是長期供烴、多期成藏、疊加改造的結(jié)果，早期油氣具“垂向輸導(dǎo)、側(cè)向匯聚、古隆控富”，晚期油氣具“原地?zé)N源、縱向運(yùn)聚、斷裂控富”的特征(圖7)。

圖7 塔河地區(qū)奧陶系油氣動態(tài)成藏過程與成藏模式剖面位置見圖1。Fig.7 Dynamic hydrocarbon accumulation process and model of Ordovician in Tahe area

加里東期塔河西北部處于巖溶古地貌高部位，表層形成大規(guī)模風(fēng)化巖溶儲集體，疊加斷裂作用后為深層內(nèi)幕型巖溶作用創(chuàng)造了條件，形成了洞穴型、裂縫—孔洞型、孔洞型等深層巖溶縫洞體系。加里東中期Ⅲ幕—晚期，東南斜坡區(qū)中下寒武統(tǒng)烴源巖達(dá)到成熟并開始排烴，大量成熟油沿?cái)嗔选p洞—風(fēng)化殼體系長距離運(yùn)移至西北部艾丁—于奇中西部地區(qū)(古構(gòu)造高部位)中下奧陶統(tǒng)儲層中聚集成藏，且成藏范圍比較廣。這是塔河中西部成熟原油的第一期大規(guī)模充注，但受海西期構(gòu)造抬升的影響，油藏遭受強(qiáng)烈改造，目前殘留的均為超重質(zhì)原油。因海西期早期開始古構(gòu)造高部位逐漸東移至于奇中部地區(qū)，塔河中西部保存條件較好的部位保留了改造程度較弱的油藏(如TS3井區(qū))。

海西早期構(gòu)造抬升作用破壞加里東期油藏的同時(shí)，也促進(jìn)了表生巖溶和內(nèi)幕斷控巖溶儲層的發(fā)育，許多學(xué)者甚至認(rèn)為塔河油田奧陶系巖溶縫洞型儲層主要是海西期巖溶作用所形成的[3,23-25]。至海西中晚期，塔河地區(qū)中下寒武統(tǒng)烴源巖整體進(jìn)入高成熟生烴高峰期，深大走滑斷裂在海西晚期強(qiáng)烈活動開啟，為海西期生成的高熟中質(zhì)油提供輸導(dǎo)通道，油氣在共軛斷裂帶儲集體中聚集成藏，或沿?cái)嗔褞нM(jìn)入早期重質(zhì)—超重質(zhì)原油中混合改造。走滑斷裂垂向輸導(dǎo)和側(cè)向調(diào)整在海西晚期油氣成藏過程中發(fā)揮了重要作用，平面上表現(xiàn)出由南往北的運(yùn)移趨勢，充注的原油一方面混合了加里東期殘留古油藏原油，一方面可能也遭受一定程度的氧化降解，在研究區(qū)南部桑塔木覆蓋區(qū)形成原油密度0.87～1.0 g/cm3的中質(zhì)—重質(zhì)油區(qū)，北部形成原油密度0.934～1.0 cm3的重質(zhì)油區(qū)。

燕山晚期—喜馬拉雅早期，受區(qū)域翹傾作用影響，塔河地區(qū)早期北高南低的南傾單斜構(gòu)造格局開始發(fā)生改變，隆升范圍縮小，鼻狀構(gòu)造消失，古構(gòu)造形態(tài)對油氣運(yùn)聚的控制作用減弱，至喜馬拉雅晚期轉(zhuǎn)變?yōu)槟细弑钡偷谋眱A單斜構(gòu)造格局。中下寒武統(tǒng)烴源巖整體進(jìn)入大量生成輕質(zhì)油和凝析氣階段，在強(qiáng)烈的SW—NE向擠壓應(yīng)力作用下，塔河地區(qū)NNE向走滑斷裂復(fù)活帶動中新生代地層形成大量NE向雁列正斷裂，活動開啟的深大走滑斷裂與主應(yīng)力方向一致，成為晚期油氣最有利的運(yùn)移及調(diào)整通道，油氣就近注入奧陶系巖溶—縫洞系統(tǒng)聚集成為特殊的晚期輕質(zhì)油和凝析氣藏。由于中生代以來奧陶系巖溶—縫洞系統(tǒng)遭受大規(guī)模化學(xué)和機(jī)械充填，儲層分隔性很強(qiáng)，油氣難以長距離大規(guī)模橫向運(yùn)移，通過深大斷裂近源縱向輸導(dǎo)占主導(dǎo)地位，同時(shí)受斷裂晚期活動南強(qiáng)北弱的影響，研究區(qū)燕山期油氣主要在南部托普臺地區(qū)NNE向走滑斷裂帶中聚集，再通過分支斷裂、NNW向斷裂和內(nèi)幕巖溶近距離調(diào)整，因此原油密度介于0.805～0.870 g/cm3的輕質(zhì)油主要分布在這個(gè)地區(qū)。另外，喜馬拉雅運(yùn)動是一次大的構(gòu)造調(diào)整期，也是油氣藏調(diào)整、分異、重新聚集成藏的一個(gè)重要時(shí)期，鷹山組內(nèi)幕的油藏逐步向上調(diào)整至鷹上段下亞段，對鷹上段下亞段早期的油藏進(jìn)行混合改造。

5 結(jié)論

(1)多元成藏要素及其時(shí)空配置關(guān)系控制著塔河中西部奧陶系復(fù)雜的油氣成藏過程：下寒武統(tǒng)主力烴源巖在“低地溫、大埋深、高壓力”條件下長期生烴、持續(xù)供烴；經(jīng)歷4期不同成熟度的油氣充注，重質(zhì)油區(qū)以早期成藏為主，后期充注較弱，而輕質(zhì)油區(qū)以晚期成藏為主；加里東中晚期古構(gòu)造高部位控制了早期油氣的運(yùn)聚方向；多期活動的走滑斷裂是油氣垂向輸導(dǎo)與側(cè)向調(diào)整的主要通道，燕山晚期—喜馬拉雅期活動的走滑斷裂帶控制了晚期高熟油氣的富集。

(2)塔河中西部奧陶系整體含油，主要發(fā)育2種成藏模式：早期成熟油成藏模式，具有“垂向輸導(dǎo)、側(cè)向匯聚、縫洞儲集、古隆控富”的特征；晚期高成熟油氣成藏模式，具有“原地?zé)N源、縱向運(yùn)聚、縫洞儲集、斷裂控富”的特征。奧陶系現(xiàn)今復(fù)雜的油氣面貌是這2種模式不同程度成藏混合、改造的結(jié)果。