顧 憶，邵志兵，趙 明，何光玉

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214151；2.中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司，烏魯木齊 830011； 3.浙江大學，杭州 310027)

巴楚隆起位于塔里木盆地西部，構造位置處于塔里木盆地中央隆起區(qū)的西段，呈北西—南東向展布，面積約47 500 km2。巴楚隆起油氣勘探始于1950年代后期，迄今已發(fā)現(xiàn)巴什托油氣藏、亞松迪油氣藏、鳥山氣藏以及和田河氣田，是塔里木盆地重要的含油氣區(qū)，但勘探程度較低。2007年以來，中國石化對巴什托油田BK2,BK3,BK4H等一系列井的鉆探，相繼在石炭系、泥盆系獲得工業(yè)油氣流和良好的油氣顯示，特別是BK2井在上泥盆統(tǒng)東河塘組和中上泥盆統(tǒng)克孜爾塔格組上部砂巖段獲得油氣的突破，推動了巴—麥地區(qū)向深部擴展勘探。之后鉆探的巴探4井在二疊系、石炭系、泥盆系錄井見有良好的油氣顯示；巴什托油田BK8井在泥盆系克孜爾塔格組亦獲工業(yè)油氣流，均表明巴楚隆起具有較大的油氣勘探潛力。

1 構造特征及其演化

塔里木盆地是一長期發(fā)育在多種板塊構造運動體制下，由多種類型原型盆地經改造疊合而成的大型復合型盆地[1]。早古生代，巴楚隆起與麥蓋提斜坡、塔西南坳陷、阿瓦提坳陷為一統(tǒng)一的穩(wěn)定克拉通盆地。海西晚期，巴楚隆起西北部開始抬升，但巴楚隆起中、東部仍為一水下低隆。早、中三疊世成為一南東傾淺凹，中三疊世后發(fā)生的印支—燕山運動使巴楚地區(qū)抬升，巴楚隆起的雛形形成。中新世末的喜馬拉雅中期運動使巴楚隆起基本形成。而上新世末的喜馬拉雅晚期運動，則使巴楚隆起定型。因此，巴楚隆起并不完全是一個繼承性古隆起，其形成既與西昆侖、南天山隆升活動有關，又與柯坪弧形推覆體有關(圖1)。

總體來看，巴楚隆起在古生代與阿瓦提坳陷、麥蓋提斜坡統(tǒng)一發(fā)展，中生代隆坳過渡，新生代對立發(fā)展。巴楚隆起在早古生代為一北東傾斜坡，至晚古生代為一南東傾水下低隆，到中生代則為一南東傾淺凹，至新生代才成為南東傾斷隆，因此不完全是一個繼承性的古隆起。

圖1 塔里木盆地巴楚隆起區(qū)域地震測線Z15構造發(fā)育史剖面

2 油氣保存條件

勘探實踐表明，巴楚隆起油氣儲層主要發(fā)育于寒武—奧陶系及石炭系碳酸鹽巖、泥盆系碎屑巖儲層[2]。

寒武—奧陶系碳酸鹽巖儲層巖石類型主要有白云巖、灰?guī)r及其過渡巖類。主要分布于下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組、上寒武統(tǒng)丘里塔格下亞群和奧陶系丘里塔格上亞群(蓬萊壩組、鷹山組、一間房組)?；?guī)r主要分布于中、下奧陶統(tǒng)上部，中、下奧陶統(tǒng)下部和寒武系則以白云巖為主，灰?guī)r較少。寒武—奧陶系沉積、成巖之后，經歷了加里東期至印支—燕山期的多次構造抬升、暴露、剝蝕，形成了分布較廣泛的巖溶作用。表生風化殼巖溶是本區(qū)寒武—奧陶系碳酸鹽巖儲層的主要成因。

石炭—二疊系碳酸鹽巖儲層主要發(fā)育于下二疊統(tǒng)南閘組、上石炭統(tǒng)小海子組和下石炭統(tǒng)巴楚組生屑灰?guī)r段。淺灘、蒸發(fā)潮坪相帶控制了儲層的發(fā)育，白云石化、溶蝕、破裂作用是控制碳酸鹽巖儲層發(fā)育的主要因素，臺緣淺灘是白云石化儲層發(fā)育的有利地區(qū)。

泥盆系碎屑巖儲層主要發(fā)育于上泥盆統(tǒng)東河塘組—中、下泥盆統(tǒng)克孜爾塔格組上部。

2.1 蓋層特征

碳酸鹽巖儲層的蓋層巖性主要為泥巖、膏鹽巖和致密碳酸鹽巖。泥巖主要分布于下二疊統(tǒng)庫普庫茲滿組、下石炭統(tǒng)巴楚組泥巖段、志留系依木干他烏組、柯坪塔格組和上奧陶統(tǒng)。膏鹽巖主要分布于中寒武統(tǒng)和中、下石炭統(tǒng)卡拉沙依組，致密碳酸鹽巖分布于下寒武統(tǒng)—奧陶系和下二疊統(tǒng)南閘組、石炭系。

2.1.1 中寒武統(tǒng)膏鹽巖

鉆井揭示，中寒武統(tǒng)阿瓦塔格組普遍發(fā)育的膏巖、鹽巖及泥巖是良好的區(qū)域蓋層。據同1、方1、和4及和田1井統(tǒng)計，膏鹽巖累計厚度分別為150,179,158,193 m，分別占層厚的39.3%,52.8%,47.7%,58.1%。根據中寒武統(tǒng)沉積微相中鉆井膏鹽巖厚度占地層總厚的比例，以中寒武統(tǒng)地層厚度為基礎，預測了巴楚隆起中寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度分布(圖2)。

2.1.2 志留系依木干他烏組泥巖

依木干他烏組泥巖厚150～270 m，占地層厚度65%～92%，單層厚一般2～10 m，最厚達61 m。該層厚度穩(wěn)定，全區(qū)分布，為區(qū)域性泥巖蓋層。和田1井依木干他烏組泥巖突破壓力大，平均為7.71 MPa，是區(qū)內東部很好的區(qū)域性蓋層。

圖2 塔里木盆地巴楚隆起中、下寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度分布

2.1.3 中下石炭統(tǒng)泥巖

下石炭統(tǒng)巴楚組泥巖為潮坪相沉積，以泥巖為主，夾含膏泥巖、粉砂質泥巖，泥巖厚32～176.5 m，占地層總厚80%以上，分布集中，單層厚度4～12 m，為區(qū)域性蓋層。中、下石炭統(tǒng)卡拉沙依組下段為潮坪相—局限臺地相沉積，膏質泥巖、膏巖、泥巖、泥灰?guī)r和致密碳酸鹽巖互層。該組巖性組合變化較大，局部膏巖可達數十米，如麥6井、玉1井、康2井等，泥巖最厚可達100多米，向西碳酸鹽巖增多。該層段區(qū)域分布穩(wěn)定，是較好的區(qū)域性蓋層。

2.1.4 下二疊統(tǒng)庫普庫茲滿組泥巖

庫普庫茲滿組為泥巖、粉細砂巖不等厚互層，泥巖厚100～500 m，占地層50%～90%左右，單層厚5～15 m，最大單層厚度大于30 m，向北剝蝕減薄，如巴5井、方1井等已剝蝕殆盡，但總體該組泥巖厚度大，分布穩(wěn)定，是較好的區(qū)域性蓋層。

2.2 構造演化與油氣保存條件

巴楚隆起經歷了加里東中期(晚奧陶世末)、海西早期(中泥盆世末)、海西晚期(晚二疊世)、印支—燕山和喜馬拉雅等多次構造運動，其中喜馬拉雅中期是其最重要的隆起形成期。不同期次的構造演化對油氣保存條件影響極大。

2.2.1 加里東中期至海西早期

加里東中期至海西早期構造運動，造成巴什托、亞松迪、毛拉及小海子區(qū)塊西部缺失上奧陶統(tǒng)，小海子區(qū)塊東南部瑪扎塔格構造帶上奧陶統(tǒng)—泥盆系缺失，中、下奧陶統(tǒng)長期裸露，對海西早期形成的油氣保存不利。

2.2.2 海西晚期

海西晚期構造運動使巴楚地區(qū)發(fā)生構造反轉，由先前的向南東傾伏的鼻狀隆起轉變?yōu)橄虮蔽鲀A伏的向斜帶，沉積蓋層遭受不同程度剝蝕。方1井、古董1井揭示，二疊系和石炭系大部分被剝蝕，導致泥盆、志留系埋藏變淺，保存條件不利。

2.2.3 喜馬拉雅早期

喜馬拉雅早期運動使南北兩側的斷裂以及西北側的柯坪斷裂開始活動，巴楚隆起雛形開始形成。喜馬拉雅中期運動使巴楚及其鄰區(qū)處于強烈的南北向擠壓兼走滑應力場中，兩側邊界斷裂強烈活動，對巴楚隆起北部早期形成油氣藏或局部構造有較大的破壞作用。

南部古生界在斷裂逆沖作用下形成牽引背斜為主，海西晚期是本地區(qū)早期局部構造的主要形成期，且后期(尤其是喜馬拉雅中期)對其破壞作用強度相對于巴楚隆起北緣和西北部要弱，古生界保存相對完整，油氣保存條件較好。

2.3 斷裂活動對油氣保存條件的影響

區(qū)內發(fā)育多條逆斷層和壓扭斷層，這些斷層主要形成于加里東中期、海西早期、海西晚期、印支—燕山期以及喜馬拉雅早、中、晚期。其中以喜馬拉雅中期最為發(fā)育，其次是喜馬拉雅早期和晚期，再次是海西晚期和印支—燕山期，海西早期和加里東中期相對最不發(fā)育。這些斷裂在巴楚隆起西段(巴什托、亞松迪、毛拉區(qū)塊)和東段(小海子、夏河與和田河東、西區(qū)塊)具有不同的發(fā)育特征，對區(qū)內保存條件有不同的影響。

西部巴什托—亞松迪—毛拉區(qū)塊以發(fā)育喜馬拉雅期，特別是喜馬拉雅中期的逆斷層和壓扭斷層為主，東部小海子、夏河與和田河東、西區(qū)塊發(fā)育的斷層不僅有海西晚期和喜馬拉雅早、中、晚期，而且還有加里東中期、海西早期和印支—燕山期。分析表明，巴楚隆起東、西部的斷裂具有明顯不同的活動特征，東部活動早，現(xiàn)今斷裂大多自晚震旦世就已經開始了活動；而西部活動晚，現(xiàn)今斷裂大多晚至喜馬拉雅早期才開始活動。因此，喜馬拉雅早期以前，巴楚隆起的西部明顯比東部要穩(wěn)定。喜馬拉雅早期以后，巴楚隆起的東部要比西部穩(wěn)定。

2.4 火山活動對油氣保存條件的影響

巴楚隆起南部，早二疊世晚期火山噴發(fā)活動頻繁，基性玄武巖大面積分布(康2井厚210 m，山1井厚約450 m，瑪4井厚279 m，巴東4井厚約380 m)，基性輝綠巖順層侵入寒武系—奧陶系碳酸鹽巖，康2井下奧陶統(tǒng)在井深3 391.5～3 815 m夾輝綠巖，中寒武統(tǒng)在井深5 311～5 556.5 m夾2層巨厚層輝綠巖，方1井在寒武系—下奧陶統(tǒng)夾2層輝綠巖，共厚38m，伽1、巴5、皮1、和4、和3等井寒武系—志留系均鉆遇輝綠巖，但未見巖株、巖筒等垂直沉積層的刺穿侵入活動現(xiàn)象。基性輝綠巖的順層侵入活動使寒武—奧陶系碳酸鹽巖等頂、底板圍巖產生強烈熱蝕變作用，但影響范圍一般僅2～4 m，重力、航磁異常圖上無明顯異常，表明對古生界油氣藏的破壞有限。

在隆起北部，海西晚期構造運動除發(fā)生斷裂逆沖作用下形成牽引背斜構造外，并伴隨有較大規(guī)模的巖漿侵入和火山噴發(fā)活動，尤其是巖漿侵入的刺穿活動對古生界油氣藏的破壞性較大，不利于油氣保存，如小海子水庫、瓦吉里塔格等地區(qū)的海西晚期的巖漿侵入形成的巖筒、巖株等。

3 油氣勘探方向

3.1 油氣成藏條件

3.1.1 烴源巖及其演化

塔西南地區(qū)主要發(fā)育寒武系—奧陶系和石炭系2套烴源巖[3-4]。最近研究認為，塔西南坳陷和阿瓦提坳陷2個有利的油氣源區(qū)主要發(fā)育中、下寒武統(tǒng)，中、上奧陶統(tǒng)和石炭系3套烴源巖。中、下寒武統(tǒng)烴源巖以潟湖相碳酸鹽巖為主，中、上奧陶統(tǒng)烴源巖以斜坡相泥質巖為主，石炭系烴源巖以泥質巖為主，碳酸鹽巖次之[5]。

中、下寒武統(tǒng)烴源巖厚度大、分布廣，主要發(fā)育與蒸發(fā)潟湖—浮游藻有機相有關的烴源巖，有機質豐度中等，TOC平均0.5%～1.0%。在塔里木盆地中西部地區(qū)該套烴源巖最厚可達200 m，一般為100～150 m。中上奧陶統(tǒng)在麥蓋提斜坡及塔西南坳陷缺失，厚度不大。與本區(qū)有關的中上奧陶統(tǒng)烴源巖主要發(fā)育于阿瓦提坳陷中、上奧陶統(tǒng)薩爾干組、上奧陶統(tǒng)因干組源巖。石炭系烴源巖泥質巖和碳酸鹽巖均有分布，并以泥質巖為主。泥質烴源巖分布以瑪參1井為中心，最大厚度約100 m；碳酸鹽巖烴源巖厚度相對較小，最大厚度位于群5井，約厚50 m，沿群5—山1—瑪4井一帶為烴源巖發(fā)育帶，厚度約30～40 m。石炭系烴源巖總厚度在10～140 m，其成熟期與圈閉形成期相配套，有利于烴類的運移和聚集。

中、下寒武統(tǒng)在加里東晚期—海西晚期大量生油，主體區(qū)在印支—燕山期后生烴停滯，麥蓋提斜坡、塔西南和阿瓦提坳陷烴源巖在喜馬拉雅期大量生氣，為本區(qū)提供了豐富的油氣資源。中、上奧陶統(tǒng)烴源巖在麥蓋提斜坡缺失，在巴楚隆起主體自海西晚期以來基本處于演化停滯狀態(tài)，其主要烴源巖區(qū)位于阿瓦提坳陷，海西晚期以來仍可大量生烴。

石炭系烴源巖分布較為局限，主要分布于麥蓋提斜坡和塔西南坳陷，喜馬拉雅期成熟度可達到成熟—高成熟階段，可為本區(qū)提供一定的油氣資源。巴楚隆起烴源巖成熟度低，對油氣的貢獻小。

3.1.2 有利儲蓋組合

根據儲蓋組合中儲集性能和封蓋能力的優(yōu)劣，結合區(qū)域分布及油氣(水)產出情況，認為本區(qū)主要的儲蓋組合有：

1)中寒武統(tǒng)膏鹽巖為蓋層下寒武統(tǒng)白云巖為儲層的儲蓋組合和上寒武—中、下奧陶統(tǒng)，中、下寒武統(tǒng)層內儲蓋組合。

中寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度大、分布廣，是本區(qū)最好的區(qū)域性蓋層，其下部中下寒武統(tǒng)白云巖發(fā)育較好的溶蝕孔洞型儲層，該儲蓋組合全區(qū)分布。方1井在該儲蓋組合中產水，目前尚未發(fā)現(xiàn)此類油氣藏。但從白云巖的儲集性和膏鹽巖的封蓋能力來看，兩者的配置無疑是完美的，綜合分析認為該儲蓋組合為Ⅰ—Ⅱ級儲蓋組合。

中寒武統(tǒng)上下膏鹽巖段之間發(fā)育40 m灰?guī)r、白云質灰?guī)r，溶蝕孔洞發(fā)育，為較好儲層，構成較好的層內儲蓋組合，下寒武統(tǒng)內部的白云巖溶蝕孔洞型儲層與同層不滲透性泥粉晶白云巖也可組成較好的層內儲蓋組合。

中、下奧陶統(tǒng)下部—上寒武統(tǒng)白云巖溶蝕孔洞型儲層發(fā)育，儲層段厚度大，儲層質量也優(yōu)于中、下寒武統(tǒng)，鉆井過程中漏失嚴重，和4井產水，其蓋層主要為層內不滲透層，因而該層內儲蓋組合也是較好的儲蓋組合。

2)上奧陶統(tǒng)為蓋層、中下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖為儲層的儲蓋組合。

中、下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖主要發(fā)育中等—差的表生風化殼巖溶型儲層，其蓋層東部為上奧陶統(tǒng)，封蓋條件較好，方1井該組合產水，總體評價為Ⅱ—Ⅲ級儲蓋組合；西部為志留系，蓋層條件較差。

3)下志留統(tǒng)塔塔埃爾塔格組、依木干他烏組泥巖、粉砂質泥巖為蓋層，上寒武統(tǒng)—中、下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖為儲層的儲蓋組合。

以上寒武—下奧陶統(tǒng)灰?guī)r、云巖互層段灰?guī)r、云巖為生、儲層，以下志留統(tǒng)塔塔埃爾塔格組、依木干他烏組泥巖、粉砂質泥巖為蓋層的儲蓋組合發(fā)育于巴楚隆起志留—泥盆系覆蓋區(qū)域，如伽1、康2等井皆為此種組合形式，目前尚未發(fā)現(xiàn)油氣藏。

4)下石炭統(tǒng)巴楚組泥巖為蓋層、泥盆系碎屑巖、中下奧陶統(tǒng)為儲層的儲蓋組合。

C1b/O1-2是本區(qū)最好的儲蓋組合，巴楚組中段以泥質巖為主，厚67～120 m，為區(qū)域性優(yōu)質蓋層，中、下奧陶統(tǒng)上部為表生風化殼巖溶型儲層，與巴楚組底部砂礫巖一起組成儲層。該組合分布于巴楚隆起志留—泥盆系缺失區(qū)域的山1井—瑪扎塔格一帶及其南部，已發(fā)現(xiàn)和田河氣田和山1井氣藏。

C1b/D3d也是本區(qū)重要的儲蓋組合，已在BK4H,BK8井獲工業(yè)油氣流。

5)中、下石炭統(tǒng)卡拉沙依組為蓋層、巴楚組上段(生屑灰?guī)r段)為儲層的儲蓋組合。

卡拉沙依組下段巖性為泥、膏巖，致密碳酸酸鹽巖，為較好的區(qū)域性蓋層，巴楚組上段孔隙—裂隙型儲層發(fā)育，巴什托、亞松迪及和田河氣田在該組合中已發(fā)現(xiàn)油氣藏，為較好的儲蓋組合。

6)下二疊統(tǒng)庫普庫茲滿組為蓋層、下二疊統(tǒng)南閘組和上石炭統(tǒng)小海子組為儲層的儲蓋組合。

庫普庫茲滿組以泥巖為主，累計厚100～500 m，為區(qū)域性蓋層，南閘組和小海子組儲層為云巖、顆粒灰?guī)r、發(fā)育粒間、粒內溶蝕孔、晶間孔、晶間溶孔，為好—較好儲層，已發(fā)現(xiàn)巴什托、亞松迪油氣藏，為好—較好儲蓋組合。小海子組內的儲蓋組合分布于巴什托—亞松迪一帶及以北地區(qū)。

3.2 有利勘探區(qū)帶

綜上所述，巴楚隆起平面上存在南緣和東部2個保存條件較好的部位，縱向上存在中下寒武統(tǒng)鹽下保存條件比較好的層位。因此，巴楚隆起南緣、東部及中下寒武統(tǒng)鹽下是下步有利的勘探區(qū)帶。

3.2.1 巴楚隆起南緣

從區(qū)域構造保存條件分析，巴楚隆起南緣構造活動(尤其是喜馬拉雅期)相對北緣弱，巖漿侵入活動較弱，南部以海西期形成的牽引背斜構造為主，海西晚期發(fā)育的局部構造的保存條件相對于北部及西北部要好，受到的后期(喜馬拉雅晚期)的破壞作用相對較弱，利于早期形成的油氣藏的保存，也是喜馬拉雅中晚期油氣運移指向的前緣。

3.2.2 巴楚隆起東部

巴楚西部隆起早(晚泥盆世—石炭紀)，東部隆起晚(晚三疊世—早白堊世)。但巴楚西部斷隆的形成時間是在古近紀時期，明顯要晚于東部斷隆(晚三疊世—早白堊世)。這種形成時間上的差異，實際上就是巴楚東部斷隆與西部斷隆走向明顯不一致的根本原因。因此西部形成的早期構造有比較好的保存條件，對早期形成的油氣藏的保存極為有利。但由于巴楚隆起大部分局部構造形成于喜馬拉雅中期及其以后，晚期形成的斷裂對油氣藏的保存起著至關重要的作用。因此，從保存條件來說巴楚隆起東部顯然強于西部。

3.2.3 中、下寒武統(tǒng)鹽下

從鉆井及地震資料來看，巴楚隆起中、下寒武統(tǒng)廣泛分布膏鹽巖，一般膏鹽巖厚度在200 m左右。膏鹽巖的封蓋性能是毋庸置疑的，由于膏鹽的塑性較大，上部的斷裂可沿膏鹽面滑脫，構造運動對鹽下的白云巖儲層影響較小，若有合適的圈閉和油氣來源就可以形成油氣藏，其中和田1井鹽間見到氣測顯示，即與膏鹽巖的較好的保存條件有關。

參考文獻:

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