走滑斷裂與蓋層復合成藏模式
——以塔中東部中古51井區鷹山組為例

蘭曉東,呂修祥,朱炎銘,李世銀,謝 恩

(1.中國石油大學 地球科學學院,北京 102249； 2.中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249； 3.中國礦業大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室,江蘇 徐州 221008； 4.中國石油 塔里木油田 勘探開發研究院,新疆 庫爾勒 841000)

走滑斷裂與蓋層復合成藏模式
——以塔中東部中古51井區鷹山組為例

蘭曉東1,2,呂修祥1,2,朱炎銘3,李世銀4,謝 恩4

(1.中國石油大學 地球科學學院,北京 102249； 2.中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249； 3.中國礦業大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室,江蘇 徐州 221008； 4.中國石油 塔里木油田 勘探開發研究院,新疆 庫爾勒 841000)

塔中地區東部中古51井區鷹山組碳酸鹽巖油、氣、水分布復雜。為探求鷹山組油氣分布及成藏特征，通過對現有油、氣、水勘探成果、斷裂特征及儲蓋組合進行分析，應用常規測井、成像測井、地震及地化等多種方法開展研究。研究表明，該井區鷹山組儲層以孔洞型和裂縫-孔洞型為主，沿不整合面準層狀分布。走滑斷裂有著明顯的控藏作用，油氣井多分布在距離主干走滑斷裂0.5～4.0 km范圍內，產量隨著離斷裂距離的減少有增加的趨勢；油氣各地化性質距離走滑斷裂也呈規律性的變化，呈現出“近斷裂氣遠斷裂油”的平面分布局面。良里塔格組良三—良五段聯合鷹山組內部數套高阻層組成多套封隔蓋層，垂向上多套儲蓋組合相互疊置，油氣多層聚集。早期油藏受后期氣侵影響，使得垂向上具有“上油下氣”的特點。油氣在蓋層及走滑斷裂的聯合控制下，在有利的構造圈閉和巖性圈閉內成藏。

走滑斷裂；蓋層；油氣成藏；鷹山組；中古51井區；塔中地區

作為全球油氣勘探開發的重點靶區，碳酸鹽巖油氣藏儲量較多，也是預測難度最大的油氣藏[1]。關于碳酸鹽巖的研究越來越引起國內外學者和油氣工業界的高度關注[2-10]，以期更好地認識碳酸鹽巖及其油氣分布機理。在我國中西部海相碳酸鹽巖地層年代老、埋深大[11-13]，大都經歷了多次構造運動的強烈改造作用和深部熱液的疊加改造[14-16]，具有儲層多樣性、成巖演化復雜和非均質性強的特點[17]。自2004年以來，塔中北斜坡奧陶系海相碳酸鹽巖油氣勘探取得了突破性進展，下古生界碳酸鹽巖油氣產量逐年遞增，先后在鷹山組發現了中古8井區、中古43井區兩個千億方級大型凝析氣田，探明了鷹山組層間巖溶3億噸級凝析氣田[18]。勘探證實，塔中北斜坡鷹山組碳酸鹽巖整體含油氣，油氣藏的分布受斷裂、不整合、巖性和古地貌等多種地質因素的控制，沒有明顯邊底水，為大型準層狀、油氣水分布復雜的非常規凝析氣藏。然而隨著勘探的進行，復雜的地質背景下油氣藏的復雜性日益凸顯。

1 地質背景

塔中隆起位于塔里木盆地中央隆起帶上，現今呈現西北低，東南高的構造面貌，以中央斷壘帶為界分為塔中北斜坡及南斜坡。其中塔中北斜坡油氣豐富，主要發育北東向的走滑斷裂及北西向的逆沖斷裂[19]。中古51井區位于塔中北斜坡塔中10號構造帶中東部

(圖1)，是中古43井區大型凝析氣藏的東延部分，北以塔中Ⅰ號斷裂為界，南以塔中10號斷裂為界，東西以F1及F4走滑斷裂為界。鉆遇地層有新生界第四系、新近系、古近系，中生界白堊系、三疊系，古生界二疊系、石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系，缺失侏羅系。目的層奧陶系，可細分為上奧陶統桑塔木組、良里塔格組及下奧陶統鷹山組、蓬萊壩組。桑塔木組巖性以深灰色泥巖、鈣質泥巖為主，鉆井厚度206～829 m，可以作為良好的奧陶系碳酸鹽巖蓋層。良里塔格組可細分為5個巖性段(從上而下為良一段—良五段)，厚度384～641 m，自西向東有增厚的趨勢。鷹山組均未鉆穿，巖性總體上可以劃分為灰巖類、白云巖類以及過渡類型，主要分為4段：鷹一段以亮晶(藻)顆粒灰巖為主；鷹二段以泥晶顆粒灰巖、泥晶灰巖、泥質灰巖為主；鷹三段以云質灰巖和泥晶灰巖互層發育為主；鷹四段以云質灰巖、灰質云巖、白云巖發育為主。自塔中Ⅰ號斷裂向塔中10號帶，鷹山組地層逐漸尖滅，本井區自北而南剝蝕鷹一段及鷹二上亞段。

鷹山組發育的臺地相碳酸鹽巖[20]，自沉積后經歷了中加里東期、晚加里東期、早海西等多期風化巖溶作用，加上碳酸鹽巖成巖過程復雜，具有強烈的非均質性，致使儲層發育十分復雜[21-22]。與此同時，多期構造活動致使本地區斷裂極其發育，鷹山組油氣多期調整、改造，油氣分布復雜，控制因素多樣[23-24]，并不嚴格受構造控制。

圖1 塔中地區中古51井區構造位置及地層展布情況Fig.1 Structure location and strata distribution of ZG-51 wellblock in Tazhong areaa.塔中構造綱要及中古51井區位置；b.中古51井區井位

2 儲蓋組合特征

2.1 儲層特征

中古51井區奧陶系鷹山組鉆井取心資料很少，成像測井表明碳酸鹽巖儲集空間類型主要有孔、洞、縫三大類。洞穴直徑通常大于500 mm，鉆遇洞穴的井多出現大量泥漿漏失、鉆具放空、溢流等工程異常(圖2)。其中M9井在井底6 221.7～6 213.5 m，漏失4.5 m3，M17井在6 375.5～6 389.4 m井段漏失125.2 m3，M5井在6 271.0～6 271.8 m 溢流1.0 m3。根據孔、洞、縫組合特征可以把儲層劃分為孔洞型、裂縫型和裂縫-孔洞型。測井解釋結果顯示鷹山組洞穴型儲層占11.06%，孔洞型儲層占45.36%，裂縫-孔洞型儲層占33.95%，裂縫型儲層占9.63%，儲集層以孔洞型和裂縫-孔洞型儲層為主。

本井區鷹山組儲層厚度較大，中古51井最厚達80.3 m，其中Ⅰ類儲層厚16.3 m，Ⅱ類儲層厚64 m，而測井解釋孔隙度為1.1%～10.7%，滲透率為0.01×10-3～1.15×10-3μm2。有效儲層(有效孔隙度大于1.8%，滲透率大于0.01×10-3μm2)厚度占到總厚度的48%，主要分布在5 089～5 122 m和5 163～5 250 m兩個深度范圍內。上部主要為砂屑灰巖，受到

層間巖溶影響發育兩套溶蝕洞穴型儲層；下部儲層為灰質云巖及云質灰巖類，孔隙較發育，主要類型為孔洞型。地震波阻抗連井剖面上(圖3)，有效儲層多分布在鷹二段上部，發育于不整合面以下167 m范圍內，儲層橫向連續性好，呈準層狀分布；縱向上儲層分層疊置，間夾相對致密隔層。空間上裂縫、孔洞及洞穴相連，構成大型縫洞系統，成為油氣儲滲的關鍵。

2.2 蓋層、隔層特征

鷹山組上覆良里塔格組三段—五段巖性較致密，主要巖性為泥晶灰巖、含泥灰巖，本身泥質含量較高，厚度較大(一般大于200 m)，在沒有斷層破壞的情況下，對鷹山組油氣藏起到很好的封蓋作用。

與此同時，鷹山組內部也存在數套單層厚度不大(幾米至幾十米)、巖性致密、電阻率較大(深、淺電阻率大于1000 Ω·m)、滲透率低的非儲集層，稱之為高阻層[25-28]。它們主要沉積在能量較低的潟湖或局限臺地的灘間海，遭受風化后經歷了強烈的致密化成巖作用，在裂隙不發育的條件下，形成具有封閉性能的封蓋層。本井區高阻層以泥晶灰巖為主，其次為含云灰巖、含泥灰巖，3套比較穩定發育，分別為鷹一上亞段高阻層、鷹二上亞段致密段及鷹二上亞段高阻層(圖2)。鷹一上亞段高阻層隨著鷹一段自塔中Ⅰ號斷裂向中央斷裂帶尖滅，而鷹一下亞段還存在著1～2套不穩定的高阻層；鷹二上亞段存在著3套高阻層，推測鷹二下亞段至少存在2套。在垂向上，數套儲蓋組合相互疊置，為多層油氣聚集提供了條件。

圖2 塔中地區中古51井區北段鷹山組儲蓋對比Fig.2 Correlation of reservoirs and cap rocks in the Yingshan Fm in ZG-51 wellblock of Tazhong area

圖3 塔中地區中古51井區下奧陶統鷹山組波阻抗連井剖面(北西-南東向)Fig.3 Cross-well acoustic impedance section of Yingshan Formation in ZG-51 wellblock of Tazhong area(NW-SE)

3 走滑斷裂及油氣特征

3.1 走滑斷裂特征

中古51井區被四條北東向走滑斷裂所切割，分別為F1，F2，F3及F4走滑斷裂(圖1)，斷裂極其發育。走滑斷裂縱切塔中Ⅰ號斷裂，延伸至基底，垂向斷距較小，一般在50～200 m，斷穿至石炭系底。剖面上走滑特征明顯，具有海豚、絲帶及花狀識別標志；同時在靠近主干斷層尾端即塔中Ⅰ號斷裂，發育一系列的NNE向的羽狀斷層，在剖面上呈

負花狀構造樣式(圖4a)。走滑斷裂多為左行，水平位移量不等，左側常發育“拉分地塹”，一般規模較小。如伴隨F3走滑斷裂的中古6走滑拉分地塹，面積約12 km2，形狀近半羽毛狀，拉開了塔中10號斷裂帶，在地震剖面及鷹山組頂面構造圖都有良好的顯示(圖4)。

3.2 油氣特征

統計中古51井區20口鉆井，其中11口工業油氣井、2口低產井、7口水井。油氣主要分布于良里塔格組良一—良三段及鷹山組，總體為凝析氣藏局部油藏。天然氣較重，一般相對密度0.60～0.87，平均為0.71；甲烷含量65.7%～93.2%，平均為80.5%，干燥系數為0.89；天然氣非烴類含量較高，普遍含H2S，變化較大，范圍1 000～410 000 mg/m3，而二氧化碳(平均3.3%)和氮氣(平均3.5%)與整個塔中地區天然氣性質相近[29]。天然氣碳同位素很輕，其中δ13C2<-28.8‰，來源于海相腐泥型母質[30]。地面凝析油密度分布在0.81～0.84 g/cm3(20 ℃)，平均0.82 g/cm3；原油粘度1.71～3.61 mPa·s(50 ℃)，平均2.36 mPa·s；凝固點-4～18 ℃，平均5.71 ℃；含硫量0.24%～0.51%，平均0.37%；含蠟量5.3%～22.2%，平均13.06%，屬于“低密度、低粘度、低-中含硫、高含蠟”的凝析油。

4 油氣差異成藏特征

4.1 走滑斷裂控制下的油氣平面分布

雖然塔中地區油氣源還存在著爭議[31-34]，但是北東向的走滑斷裂形成早(加里東中晚期)，長期發育，且斷至基底溝通下層寒武系-奧陶系的烴源巖[35-37]，是有利的油氣運移道。與此同時，在走滑斷裂附近以及走滑斷裂與塔中Ⅰ號斷裂、塔中10號斷裂交匯的地區，裂縫更為發育，能夠形成重要的儲集空間和流體滲流通道，對鷹山組成藏起著至關重要的作用。經統計，中古51井區油氣主要分布在距走滑斷裂0.5～4.0 km

范圍內(圖5a)，并且隨著距走滑斷裂距離的減少，油氣產量有增加的趨勢(圖5b)。

同時，油氣各地化參數也隨距離走滑斷裂呈規律性變化(圖6)。一般地，走滑斷裂附近天然氣干燥系數數值較大，由走滑斷裂向兩側逐漸減小，如F1走滑斷裂及F4走滑斷裂；斷裂附近氣油比高，沿著走滑斷裂向兩側逐漸降低，如M13井到M14井氣油比從6 565降至181，再如M5到M10氣油比從2 913降至187，呈現出“近斷裂氣，遠斷裂油”的局面；在F1及F4走滑斷裂附近，H2S含量較高， M6及M9井H2S含量特別高達幾十萬ppm，推測是附近熱液作用TSR作用強烈導致。總體而言，走滑斷裂作為油氣運移通道對油氣藏起著重要的控制作用。

走滑斷裂形成的拉分地塹由于位于構造低部位，除非有獨立隔絕的縫洞系統，否則油氣難以在此聚集成藏。而實際勘探證實其以產水為主，如中古6拉分地塹中的水井M4，M11，M16井等，而在其四周相對高部位均獲得良好的油氣產能，成藏條件相對有利，如M6及M14井。

4.2 多級儲蓋組合控制下的分層聚集

塔中地區鷹山組層間巖溶發育，形成一套沿不整合面分布的巖溶儲層。而縱向上發育多套隔層，儲層被多套隔層所分隔，而多期斷裂又將其溝通，形成了一個縱向上具有多層分布，又相互連通的復雜油氣藏。如前所述，良三—良五段蓋層在有斷裂破壞的情況下，油氣沿斷裂向上運移至良里塔格組成藏，如M8井在良一、良二段獲得工業油氣流，M14井在良3段獲得油氣流，M12井在良一、良二段獲得良好油氣顯示(圖7)。在北部靠近塔中Ⅰ號帶，良三—良五段聯合鷹一段高阻層很好地封閉了油氣，鷹一段儲層獲得了良好的工業產能，如M10和M6井；南部靠近塔中10號帶，良三—良五段聯合鷹二上亞段致密層段很好地封閉了油氣，鷹二上亞段儲層段為主力產層。與此同時，鷹山組高阻層在沒有被斷裂破壞的情況，起到很好的封蓋油氣作用，如M13井和M12井。其中M13井位于背斜軸部，斷裂及裂縫較發育，鷹二上亞段致密段及良三—良五段被破壞，上層儲層含水，而鷹二上亞段高阻層較完整，油氣得以在其之下被封閉保存，呈現“下氣上水”；而相鄰M12井由于斷裂切穿高阻層，油氣沿斷裂調整至良一、良二段，在桑塔木組遮蓋下聚集成藏。

圖5 中古51井區油氣與走滑斷裂關系Fig.5 Relationship between strike-slip faults and oil/gas distribution in ZG-51 wellblock

圖6 塔中地區中古51井區氣油比、干燥系數及H2S特征Fig.6 Characteristics of oil/gas ratio,dryness coefficient and H2S in ZG-51 wellblock

總之，本井區縱向上呈現多套儲蓋組合疊置，包括桑塔木組和良一-良二段儲蓋組合、良三段、良四-良五段和鷹一上亞段儲層段儲蓋組合、鷹一上亞段高阻層與鷹一下亞段儲層儲蓋組合、鷹二上亞段致密段和鷹二上亞段儲層段儲蓋組合等，油氣多層疊置聚集。

4.3 油氣成藏模式

中古51井區鷹山組油氣主要受蓋層、高阻層及走滑斷裂控制，成藏于構造圈閉和巖性圈閉內。在鷹一上亞段尖滅線以北地區，油氣主要富集在良四—良五段之下的鷹一上亞段儲層及鷹一上亞段高阻層之下的鷹一下亞段儲層內，主要受構造部位的影響，如M6及M16井(圖7)；在鷹一段尖滅線及鷹一上亞段尖滅線之間的地區，油氣富集于良三—良五段蓋層之下的鷹一下亞段儲層段內，主要以巖性及披覆圈閉為主，如M7及M15井(圖8)。而在鷹一段缺失的塔中10號帶，油氣主要賦存在鷹二致密段之下的鷹二上亞段儲層段內，受優質儲層和局部構造控制，如中古6拉分地塹對油氣富集不利，再如M11井構造位置較低存水；而在塔中10號構造帶高點位置油氣均較為有利，如M1，M2及M14井等。

多源多期油氣充注導致油氣水關系復雜，特別是喜山期大規模氣侵更加劇了油氣聚集的差異性。由于塔中油氣藏具有多期成藏歷史[38-40]，早期(加里東晚期—早海西早期、海西晚期)形成的是油藏，如塔中10號構造帶上的M1，M2，M3，M8井可能大都保存為早期的油藏或是后期改造的油藏，氣油比都很低；而晚期(印支期—喜馬拉雅期)原油裂解氣沿走滑斷裂從下向上侵入，首先在下部儲層中溶解聚集，過多的天然氣注入使早期聚集的原油溶于氣中，形成凝析氣藏或干氣藏；繼續充注，氣攜帶著輕質油突破隔層或沿縫洞向上運移，從而形成上部含較多溶解氣的油藏。如M15井鷹二上段基本為純氣藏，M7井在鷹一下亞段高阻層之下凝析氣層氣油比為1 957，而在鷹一下亞段高阻層之上氣油比為1 005；又如M5井在鷹一下亞段儲層為凝析氣，氣油比為2 913，H2S量為48 463×10-6，而臨井M10井產層在鷹一上亞段為油藏，氣油比為187，H2S量為32 200×10-6。一般地，中古51井區縱向上自下而上依次表現為氣藏—凝析氣藏—飽和油藏—油藏，具有“上油下氣”的分布模式。

圖7 塔中地區中古51井區儲蓋組合及油氣多層疊置圖Fig.7 Reservoir-seal assemblage and superimposed multiple oil/gas reservoirs in ZG-51 wellblock

圖8 塔中地區中古51井區油氣成藏特征Fig.8 Oil/gas accumulation characteristics of ZG-51 wellblock in Tazhong area

5 結論

1) 中古51井區儲層呈準層狀分布在不整合面以下167 m范圍的層間巖溶帶內，以孔洞型和裂縫-孔洞型儲層為主。良里塔格組良三—良五段聯合鷹山組內部數套高阻層，很好地封蓋鷹山組油氣，縱向上多套儲蓋組合疊置，在斷裂溝通下油氣多層聚集。

2) 井區內發育的4條走滑斷裂及伴生斷裂，可作為有利的油氣運移通道。油氣多分布在距離主干斷裂0.5～4.0 km范圍內，產量隨著距離減少有增加的趨勢；走滑斷裂附近氣油比、硫化氫和干燥系數均較高，沿著主干斷裂向兩側降低，呈現出“近斷裂氣，遠斷裂油”的平面分布局面。

3) 鷹山組油氣主要受蓋層隔層及走滑斷裂聯合控制，聚集在有利的構造圈閉和巖性圈閉內。一般地，構造高點聚油氣，構造低點存水，拉分地塹內多存水，四周高點聚油氣；多期成藏特別是后期氣侵致使垂向上具有“上油下氣”的分布模式。

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(編輯 張亞雄)

Hydrocarbonaccumulationpatternjointlycontrolledbystrike-slipfaultsandcaprocks:acasefromYingshanFormationinZG-51wellblockofeasternTazhongarea,TarimBasin

Lan Xiaodong1,2,Lü Xiuxiang1,2,Zhu Yanming3,Li Shiyin4,Xie En4

(1.SchoolofEarthScience,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,Beijing102249,China;3.KeyLaboratoryofCoalbedMethaneResourcesandReservoirFormationProcess,MinistryofEducation,ChinaUniversityofMiningandTechnology,Xuzhou,Jiangsu221008,China;4.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,TarimOilfieldCompany,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China)

Oil/gas/water distribution is complex in the marine carbonate reservoirs of the Yingshan Formation in ZG-51 wellblock of eastern Tazhong area.Based on analysis of the existing oil and gas exploration results,fault characteristics and reservoir-seal assemblage,we studied the oil/gas distribution and accumulation characteristics of the Yingshan Formation by using various data such as routine logging,image logging,seismic data and geochemical data.The reservoirs of Yingshan Formation in this wellblock are predominantly of vuggy type and fractured-vuggy type,and show quasi-layer distribution along unconformities.The strike-slip faults significantly controlled hydrocarbon accumulation.The distance between oil/gas wells and major strike-slip faults ranges from 0.5 to 4.0 km.The daily oil and gas output decreases away from the strike-slip faults.The geochemical behaviors of oil and gas also changes regularly with the distance to the strike-slip faults.In plane view,the gas reservoirs are near the faults,while oil reservoirs are far from these faults.The 3rdto 5thmembers of Lianglitag Formation as well as the high resistive intervals of the Yingshan Formation act as barriers.Vertically,multiple reservoir-seal combinations superimpose each other,resulting in oil/gas accumulation in multiple layers.The early oil pools were influenced by gas invasion in later stage,resulting in the vertical distribution characteristics of “upper oil and lower gas”.Hydrocarbons accumulated in favorable structural traps and lithologic traps under the jointly control of cap rocks and strike-slip faults.

strike-slip fault,cap rock,hydrocarbon accumulation,Yingshan Formation,ZG-51 wellblock,Tazhong area

2013-09-18;

：2013-12-30。

蘭曉東(1984—),男,博士研究生,油氣藏形成與分布。E-mail:lansecup@163.com。

國家自然科學基金項目(41072102)；國家科技重大專項(2011ZX05005-12HZ)；中國石油大學(北京)博士生基礎研究創新基金項目(2462013YXBS002)。

0253-9985(2014)01-0107-09

10.11743/ogg20140113

TE122.3

：A