江同文，韓劍發(fā)，鄔光輝，于紅楓，蘇洲，熊昶，陳軍，張慧芳

（1.中國(guó)石油塔里木油田公司，新疆庫(kù)爾勒 841000；2.西南石油大學(xué)，成都 610500）

0 引言

斷裂在自然界廣泛發(fā)育，形成機(jī)理復(fù)雜多樣[1-3]，與地球構(gòu)造演變、地震機(jī)制、油氣與礦產(chǎn)分布等關(guān)系密切[1-7]，是地球科學(xué)與工程應(yīng)用研究的熱點(diǎn)與難點(diǎn)。含油氣盆地中，斷裂不僅是油氣運(yùn)移的重要通道，對(duì)油氣儲(chǔ)集層的儲(chǔ)滲性能與油氣分布也有重要控制作用[4-10]。裂谷盆地中斷裂帶有利于構(gòu)造圈閉的發(fā)育與油氣聚集，在同一油源區(qū)內(nèi)不同含油層系、不同圈閉類型縱向上疊合、橫向上連片構(gòu)成復(fù)式油氣聚集帶[11-12]，并受二級(jí)構(gòu)造帶的控制。復(fù)式油氣聚集帶理論廣泛應(yīng)用于裂谷盆地，在中國(guó)中西部疊合盆地得到應(yīng)用與發(fā)展[13-17]。前人研究表明，中國(guó)中西部復(fù)式油氣聚集帶形成于多旋回構(gòu)造-沉積演化的疊合盆地，具有多套烴源巖與多期油氣充注調(diào)整，形成多種類型的儲(chǔ)集層與成藏組合，油氣不完全受控于二級(jí)構(gòu)造帶[18-21]，沿古隆起斜坡大面積廣泛分布[20-28]。復(fù)式油氣聚集規(guī)律已取得大量研究成果，但斷控復(fù)式聚集的差異性有待深入研究。

塔中隆起位于塔里木盆地中部，是典型的經(jīng)歷多旋回構(gòu)造-沉積演化的繼承性古隆起[29]，是一個(gè)重要的復(fù)式油氣富集帶[15]。塔中隆起蘊(yùn)藏著豐富的油氣資源，開展油氣勘探30年來，在寒武系、奧陶系、志留系和石炭系4個(gè)層系均獲得工業(yè)油氣流和豐富的油氣資源，目前已經(jīng)建成中國(guó)最大的海相碳酸鹽巖凝析氣田——塔中Ⅰ號(hào)氣田，沿塔中隆起北斜坡形成面積逾 2 000 km2的富油氣區(qū)。前期研究揭示了“古隆起控油、斜坡富集”的油氣分布特征[20,23-26,29-32]，近期研究發(fā)現(xiàn)塔中隆起油氣分布與斷裂帶密切相關(guān)[33-36]。但斷裂帶不同層、不同段流體相態(tài)多樣，油氣生產(chǎn)復(fù)雜，斷裂帶多層段油氣聚集的差異性對(duì)油氣評(píng)價(jià)開發(fā)具有十分重要的意義。

前期鉆探實(shí)踐與研究發(fā)現(xiàn)了多套含油氣層系，但由于資料局限，研究總體處于現(xiàn)象表征、特征描述階段。本文以克拉通盆地?cái)嗔褞Ф鄬酉涤蜌饩奂乃新∑馂槔?，基于斷裂?gòu)造解析，深化油氣圈閉、儲(chǔ)集體、流體以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)研究，探索斷控復(fù)式成藏機(jī)理，闡明斷裂帶油氣差異聚集的主控因素，揭示斷裂帶多層系油氣差異性富集規(guī)律，為類似油氣評(píng)價(jià)與開發(fā)提供地質(zhì)理論基礎(chǔ)。

1 地質(zhì)背景

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

塔中隆起位于塔里木盆地中部（見圖1），呈北西西向，為西寬東窄的大型隆起[29]，劃分為塔中中央主壘帶、北部斜坡帶與南部斜坡帶等構(gòu)造帶單元，面積約2.2×104km2。塔中隆起顯生宙地層比較齊全，寒武系—奧陶系碳酸鹽巖厚度逾2 000 m，組成大型復(fù)式背斜，志留系及其上碎屑巖地層表現(xiàn)為明顯的寬緩大斜坡，其間發(fā)育多套不整合[20,29]。塔中隆起形成于中晚加里東期（奧陶紀(jì)），定型于早海西期（泥盆紀(jì)）[20]，是長(zhǎng)期繼承性發(fā)育的穩(wěn)定隆起[20,29]。

圖1 塔里木盆地塔中隆起構(gòu)造區(qū)劃分與油氣分布

塔里木盆地寒武系巨厚斜坡相泥灰?guī)r與 潟 湖相泥巖是主力烴源巖，塔中隆起源灶供烴和油氣充注地質(zhì)條件十分優(yōu)越[15,20,25,30-32]，是塔里木盆地油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域。塔中隆起形成演化過程中發(fā)育了臺(tái)緣礁灘復(fù)合體、內(nèi)幕不整合及深層白云巖等碳酸鹽巖建造以及志留系、泥盆系—石炭系砂巖儲(chǔ)集層，并與上覆地層形成良好儲(chǔ)蓋組合，多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成了構(gòu)造、地層、巖性等多種圈閉類型。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)油氣田33個(gè)，石油三級(jí)儲(chǔ)量5.2×108t、天然氣三級(jí)儲(chǔ)量8 100×108m3，既富油又富氣，形成稠油、常規(guī)油、凝析油、凝析氣、干氣等多種類型的油氣藏。油氣平面上主要分布在塔中北斜坡，縱向上油氣主要分布在奧陶系，以及泥盆系—石炭系、志留系與寒武系（見圖2）。目前油氣勘探向縱深發(fā)展，勘探深度已突破7 000 m，并在北部凹陷區(qū)獲得新發(fā)現(xiàn)。志留系—石炭系碎屑巖油藏已進(jìn)入開發(fā)晚期，奧陶系碳酸鹽巖油氣藏為開發(fā)重點(diǎn)領(lǐng)域。碳酸鹽巖油氣評(píng)價(jià)開發(fā)揭示油氣分布復(fù)雜，碎屑巖油藏評(píng)價(jià)與勘探階段“大型準(zhǔn)層狀”油氣藏模式[15,30-31]不能有效指導(dǎo)開發(fā)部署。

圖2 塔中隆起北斜坡主要目的層構(gòu)造與油氣分布

1.2 斷裂特征

塔中隆起自北向南發(fā)育塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶、塔中10構(gòu)造帶、中央主壘帶、塔中5構(gòu)造帶等逆沖構(gòu)造帶（見圖1），這些逆沖構(gòu)造帶向西撒開，向東收斂，總體呈“帚狀”，主體構(gòu)造走向?yàn)楸北蔽飨颉＝耆S地震資料解釋表明，塔中北斜坡發(fā)育一系列北東向的走滑斷裂貫穿北西向的逆沖構(gòu)造帶，形成“南北分帶、東西分段”的構(gòu)造格局。

1.2.1 逆沖斷裂

塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶東段與西段為向北逆沖的基底卷入式逆沖斷層，垂直斷距逾1 000 m，發(fā)育小型次級(jí)斷層與局部構(gòu)造，斷裂帶寬逾2 km。近年高精度三維地震解釋塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶中段無大型斷裂[20,34-35,37]，地層平緩北傾，僅有局部小規(guī)模斷層，向下斷至寒武系鹽膏層形成蓋層滑脫型逆斷層（見圖3a），垂直斷距小于 100 m。塔中Ⅰ號(hào)斷裂形成于加里東中期（中奧陶世），基本定型于加里東晚期（晚奧陶世）[20]。

塔中10構(gòu)造帶發(fā)育向南逆沖的蓋層滑脫型斷層，向上斷至奧陶系，向下斷至寒武系鹽膏層（見圖3a）。塔中10構(gòu)造帶被北東向走滑帶切割，具有明顯的分段性。斷層垂直斷距可達(dá)300 m，橫向變化大。很多部位發(fā)育北向沖斷的反沖斷層，組成斷背斜構(gòu)造帶。塔中10構(gòu)造帶形成于加里東中期，經(jīng)歷晚加里東期—海西期（晚古生代）繼承性發(fā)育[20]。

1.2.2 走滑斷裂

近年新的三維地震資料解釋發(fā)現(xiàn)大量北東向走滑斷層[20,34-38]（見圖3b）。走滑斷裂在地震剖面上特征明顯，多表現(xiàn)為“正花狀”或“負(fù)花狀”構(gòu)造樣式。其斷面陡直，向上多斷至志留系—泥盆系，少量斷至二疊系，向下切入前寒武系基底，屬基底卷入型走滑斷層，多具左旋張扭性質(zhì)。走滑斷層的垂直斷距較小，多為50～150 m，常伴有小型“拉分地塹”發(fā)育。

圖3 塔中北斜坡逆沖斷層（a）與走滑斷層（b）典型地震剖面（剖面位置見圖1）

走滑斷裂平面上劃分為羽狀破碎段、斜列走滑段和線性走滑段[37]。斜列走滑段多具有海豚、絲帶及辮狀識(shí)別標(biāo)志，主要發(fā)育在塔中北斜坡。羽狀破碎段主要發(fā)育在塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶附近，是走滑斷裂應(yīng)力釋放、發(fā)育消亡的部分，表現(xiàn)為馬尾狀、羽狀等結(jié)構(gòu)特征。

塔中隆起走滑斷裂活動(dòng)主要集中在加里東期—海西期[34-37]。部分走滑斷層在中加里東期可能已經(jīng)開始活動(dòng)，在加里東晚期—早海西期得到大規(guī)模繼承和加強(qiáng)，晚海西期出現(xiàn)局部繼承性活動(dòng)。多期走滑斷層活動(dòng)為塔中北斜坡油氣成藏奠定了十分重要的基礎(chǔ)。

2 油氣藏地質(zhì)特征

最新研究表明塔中隆起是以深層寒武系泥巖-泥灰?guī)r為主力烴源巖、斷裂為主要輸導(dǎo)格架，經(jīng)過多期成藏演化與調(diào)整形成的大型油氣富集區(qū)，斷裂是油氣復(fù)式成藏的關(guān)鍵與核心。塔中隆起自下而上發(fā)育寒武系—奧陶系海相碳酸鹽巖、志留系與泥盆系—石炭系碎屑巖等油氣藏，主要分布在塔中北斜坡（見表1）。石炭系以常規(guī)油藏為主；志留系則為常規(guī)油藏與重質(zhì)油藏；石炭系—志留系“下油上氣”油氣重力分異明顯；奧陶系碳酸鹽巖以凝析氣藏為主，流體性質(zhì)變化大，具“下氣上油”異常分布特征，油氣水分布復(fù)雜、相態(tài)分異不明顯。石炭系油氣分布在斷裂周緣1.5 km范圍，為受控于斷裂帶的構(gòu)造型油藏，具有高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的產(chǎn)能特征。志留系含油范圍廣且沿?cái)嗔褞Ц患?，以巖性-構(gòu)造型重質(zhì)油藏為主，油氣富集受控于斷裂、巖性及保存條件，單井產(chǎn)量較低。奧陶系油氣受儲(chǔ)集層控制，分布范圍廣泛，但斷裂帶油氣更為富集，并控制了高效井的分布。

表1 塔中隆起油氣藏分層特征

2.1 泥盆系—石炭系

塔中隆起泥盆系—石炭系高孔高滲砂巖儲(chǔ)集層厚度大、延伸廣，以東西向局部構(gòu)造圈閉為主，已發(fā)現(xiàn)M4、M16和M47等8個(gè)油氣藏（見圖2）。除隆起高部位M6地層超覆型氣藏外，其余均為構(gòu)造型油氣藏。構(gòu)造型油氣藏中，M4油田存在石炭系碳酸鹽巖與碎屑巖層狀油藏與氣藏，以及東河砂巖塊狀油藏。累計(jì)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量7 500×104t、天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量166×108m3。油田儲(chǔ)量豐度為（17～174）×104t/km2，平均為52×104t/km2，屬于中—高豐度油田。

東河砂巖是塔中隆起泥盆系—石炭系油氣富集段，巖性為厚層塊狀中細(xì)石英砂巖，厚度大于100 m?？紫额愋鸵粤ｉg孔和粒間溶蝕孔為主，孔隙度為12%～20%，滲透率為（10～1 000）×10-3μm2，孔滲相關(guān)性好，為中高孔、高滲儲(chǔ)集層[39]。

泥盆系—石炭系以常規(guī)油為主，其次為凝析油，原油性質(zhì)較好，具低含蠟、低含硫、低密度、低黏度等特點(diǎn)。

2.2 志留系

塔中隆起志留系中低孔滲砂巖儲(chǔ)集層厚度薄、橫向變化大，發(fā)育構(gòu)造-巖性圈閉。志留系已發(fā)現(xiàn)5個(gè)油藏（見圖2），屬于構(gòu)造型、構(gòu)造-巖性型油藏，主要分布在塔中 10構(gòu)造帶，累計(jì)三級(jí)石油地質(zhì)儲(chǔ)量 7 520×104t，儲(chǔ)量豐度為（15～69）×104t/km2，平均為 22×104t/km2，屬于中—低豐度油藏。

塔中隆起志留系砂巖成分成熟度總體較低，以巖屑砂巖為主?？紫额愋椭饕袣堄嘣ｉg孔、溶蝕孔、微孔隙、微裂縫，多數(shù)層段以殘余原生粒間孔和微孔隙為主。志留系油層粒度為細(xì)砂巖及以上級(jí)別，以中低孔滲儲(chǔ)集層為主，孔隙度為8%～15%，滲透率為（0.2～50.0）×10-3μm2。

塔中隆起志留系以重質(zhì)油—稠油為主，少量常規(guī)油[40]，流體性質(zhì)差異較大。常規(guī)油藏原油產(chǎn)量穩(wěn)定（20～60 t/d），重質(zhì)油油藏產(chǎn)量低（小于20 t/d）且不穩(wěn)定。

2.3 奧陶系

塔中隆起寒武系—奧陶系碳酸鹽巖以次生縫洞體儲(chǔ)集層為主，具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，發(fā)育巖性圈閉。奧陶系碳酸鹽巖油氣資源十分豐富，已發(fā)現(xiàn)20個(gè)油氣藏（見圖2），儲(chǔ)集體為上奧陶統(tǒng)礁灘復(fù)合體[20,30]與中—下奧陶統(tǒng)層間巖溶縫洞體[31-32,41]。流體以凝析氣為主，其次為常規(guī)油和干氣。除高部位塔中 1井可能受控局部構(gòu)造圈閉外，其余均為受碳酸鹽巖儲(chǔ)集層物性控制的非構(gòu)造油氣藏，累計(jì)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量 3.7×108t、天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量7 900×108m3。

奧陶系上部（上奧陶統(tǒng)）以石灰?guī)r為主，下部（中—下奧陶統(tǒng)）由石灰?guī)r逐漸過渡為白云巖，埋深4 000～7 500 m，原生孔隙幾乎消失殆盡，以次生溶蝕孔隙為主，是經(jīng)歷多期成巖作用、構(gòu)造作用疊加改造形成的復(fù)雜次生儲(chǔ)集系統(tǒng)[20,30-31,42-44]。塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶上奧陶統(tǒng)良里塔格組發(fā)育典型的臺(tái)緣帶礁灘型儲(chǔ)集層，以礁灘相顆?；?guī)r為主，發(fā)育溶蝕孔、洞、縫等儲(chǔ)集空間，主要為孔洞型和裂縫-孔洞型儲(chǔ)集層。巖心樣品物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示孔隙度為1.2%～8.0%、滲透率為（0.01～2.00）×10-3μm2，屬特低孔—低孔、超低滲—低滲儲(chǔ)集層[20,30]。依據(jù)測(cè)井資料解釋結(jié)果，基質(zhì)孔隙發(fā)育段孔隙度為 2%～6%，大型縫洞發(fā)育段孔隙度可能大于 10%，兩類儲(chǔ)集層物性差異明顯。部分井鉆遇大型縫洞系統(tǒng)，發(fā)生大量的鉆井液漏失與鉆具放空。中—下奧陶統(tǒng)發(fā)育層間巖溶縫洞體，有利儲(chǔ)集體主要分布在鷹山組頂部200 m范圍內(nèi)，垂直滲流帶溶蝕作用表現(xiàn)為沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔洞、落水洞，水平潛流帶發(fā)育大型孔洞，溶蝕孔洞的形態(tài)具有水平伸長(zhǎng)特點(diǎn)[31]。

塔中奧陶系碳酸鹽巖油氣藏流體特征與分布復(fù)雜多樣[20]，既有重質(zhì)油、常規(guī)油、凝析油，也有濕氣、干氣，井間流體性質(zhì)變化大。原油總體上具有低密度、低黏度、低膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量、中低含蠟、中低含硫的特征。天然氣組份變化大，甲烷含量為 80.57%～92.50%，CO2含量為0.14%～3.48%，N2含量為3.29%～9.12%，天然氣相對(duì)密度0.61～0.68。塔中東部礁灘體雖然以凝析氣藏為主，但也存在氣油比低于 500 m3/m3、以原油產(chǎn)出為特征的油井，而且向南部氣油比很快降低，出現(xiàn)常規(guī)油藏。

綜上所述，塔中隆起泥盆系—石炭系發(fā)育高孔高滲儲(chǔ)集層，原生孔隙發(fā)育，儲(chǔ)集層厚度大，縱橫向延伸廣，均質(zhì)性好。志留系發(fā)育中低孔滲碎屑巖儲(chǔ)集層，儲(chǔ)集層物性、厚度橫向變化大。奧陶系碳酸鹽巖發(fā)育低孔低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層與巖溶縫洞體儲(chǔ)集層，以次生孔隙為主，具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，縱橫向變化復(fù)雜多樣。塔中隆起圈閉類型多樣，石炭系以構(gòu)造圈閉為主，志留系發(fā)育構(gòu)造-巖性圈閉，奧陶系發(fā)育巖性圈閉。發(fā)現(xiàn)構(gòu)造、構(gòu)造-巖性、巖性等多種類型油氣藏，產(chǎn)出重質(zhì)油、稠油、常規(guī)油、凝析油、干氣等流體（見圖4）。

圖4 塔中北斜坡斷控復(fù)式油氣聚集模式（剖面位置見圖1）

3 斷裂帶油氣聚集的差異性

鉆探證實(shí)塔中隆起油氣儲(chǔ)量與產(chǎn)量主要沿?cái)嗔褞Х植?。由于斷裂縱向分層、橫向分段，斷裂帶地質(zhì)條件與油氣分布具有顯著的差異性。

3.1 斷裂帶周緣油氣富集特征

塔中隆起北斜坡志留系—石炭系碎屑巖的圈閉主要分布在斷裂帶上，斷裂帶聚集了93%的油氣儲(chǔ)量。奧陶系發(fā)現(xiàn)的油氣主要富集在斷裂帶上，斷裂帶上發(fā)現(xiàn)的油氣儲(chǔ)量、產(chǎn)量占比超過80%和90%。

除 M6油氣藏是圍繞隆起高部位的地層超覆尖滅線分布外，塔中隆起泥盆系—石炭系的油氣田都位于斷裂帶上，主要沿塔中10構(gòu)造帶、中央主壘帶的斷裂分布，距離主斷裂1.5 km以外的探井幾乎全部失利。

志留系遭受多期油氣充注與破壞，瀝青砂、重質(zhì)油與常規(guī)油、天然氣分布復(fù)雜，含油范圍遍布塔中北斜坡[15,40,45]，有晚期油氣充注且局部構(gòu)造發(fā)育的大型斷裂帶是油氣富集的主體，其中，塔中10構(gòu)造帶油氣最為富集，油氣井主要分布在斷裂帶附近2 km范圍內(nèi)。

早期研究認(rèn)為塔中奧陶系碳酸鹽巖油氣是受儲(chǔ)集層控制的大型準(zhǔn)層狀油氣藏[30]，評(píng)價(jià)開發(fā)表明基質(zhì)孔隙型儲(chǔ)集層油氣儲(chǔ)量豐度低，現(xiàn)有技術(shù)條件下難以形成工業(yè)產(chǎn)能。目前鉆探重點(diǎn)是與斷裂相關(guān)的巖溶縫洞體，絕大多數(shù)油氣產(chǎn)量大于5×104t的高效井分布在距斷裂2.5 km范圍內(nèi)，個(gè)別遠(yuǎn)離主斷裂的高效井受局部構(gòu)造高點(diǎn)控制。

相對(duì)于碎屑巖而言，碳酸鹽巖油氣井距離斷裂的距離更大，高達(dá)4 km。但是在斷裂帶1.5 km范圍內(nèi)洞穴型儲(chǔ)集層鉆遇率、鉆井成功率分別高達(dá)67%與87%，遠(yuǎn)高于距斷層1.5 km以上的33%與57%。斷裂帶平均單井油氣累產(chǎn)量明顯更高，70%以上高效井位于大型斷裂破碎帶上。

3.2 斷裂帶油氣聚集的差異性

不同于中國(guó)東部含油氣盆地復(fù)式油氣富集特征，塔里木盆地塔中隆起的斷裂帶油氣聚集具有較大的差異性和特殊性，宏觀上具有“上油下氣”與“西油東氣”、“南油北氣”的差異分布特征（見圖2、圖4）。

3.2.1 縱向差異性

塔中隆起具有油氣沿?cái)嗔褞?fù)式成藏、差異聚集的典型特征。泥盆系—石炭系以常規(guī)油藏為主；志留系以重質(zhì)油為主，有常規(guī)油，普遍存在瀝青砂；奧陶系以凝析氣為主，既有凝析氣藏，也有揮發(fā)油藏和常規(guī)油藏，向上原油增多，呈現(xiàn)“上油下氣、油重氣干”的特點(diǎn)。

流體分析結(jié)果表明，奧陶系底部的蓬萊壩組和鷹山組3—4段基本為干氣藏；鷹山組1—2段為典型的凝析氣藏，氣油比為910～3 900 m3/m3，平均為2 180 m3/m3；中古434井區(qū)良里塔格組氣油比繼續(xù)降低，一般為83～531 m3/m3，平均為306 m3/m3，為油藏或凝析氣藏。

綜合分析認(rèn)為，泥盆系—石炭系油氣富集主要受控于斷裂帶圈閉規(guī)模，志留系油氣富集受控于油源斷裂與保存，奧陶系碳酸鹽巖油氣富集受控于斷層相關(guān)巖溶縫洞體。

3.2.2 橫向差異性

貫穿寒武系至奧陶系的深大斷裂通常是主力油源斷裂，控制了油氣的運(yùn)聚成藏；次級(jí)斷裂對(duì)局部構(gòu)造圈閉與巖性圈閉具有一定控制作用，對(duì)碳酸鹽巖縫洞體的發(fā)育亦具有重要影響并導(dǎo)致油氣沿大型斷裂帶差異性分布；橫向上塔中北斜坡油氣主要沿大型斷裂帶富集，遠(yuǎn)離斷層與缺少大斷裂帶的區(qū)域極少有油氣分布（見圖2）。

鉆探表明北西向大型逆沖斷裂對(duì)局部構(gòu)造圈閉油氣聚集具有明顯控制作用，其中，塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶奧陶系碳酸鹽巖富集凝析氣藏，塔中10號(hào)構(gòu)造帶與中央主壘帶東部奧陶系—石炭系多層系含油氣；北東向大型走滑斷裂對(duì)奧陶系碳酸鹽巖縫洞體發(fā)育具有重要的建設(shè)性作用，并控制碳酸鹽巖油氣富集成藏，自北向南從凝析氣藏向油藏過渡。

受控于斷裂分類、分級(jí)、分段與分布的差異性[20,36]，塔中隆起油氣聚集在橫向上具有較大的差異，不同層段流體性質(zhì)具有較大的差異，北東向的走滑斷裂帶最為典型。大型走滑斷裂帶橫向通?？蓜澐譃轳R尾破碎段、斜列走滑段、線性走滑段等[20]。走滑斷裂帶自北向南呈現(xiàn)出氣油比逐漸降低，原油密度、黏度、膠質(zhì)瀝青質(zhì)逐漸升高的特征，油氣層物理化學(xué)性質(zhì)呈規(guī)律性變化，反映斷裂帶各段的巨大差異，揭示了自北向南油氣充注的過程。

綜合分析，塔中地區(qū)在“古隆起控油”基礎(chǔ)上具有斷控復(fù)式富集的特點(diǎn)，斷裂帶控制了絕大多數(shù)儲(chǔ)量與產(chǎn)量，斷裂帶的差異性導(dǎo)致了油氣分布與流體性質(zhì)的分層、分帶、分段等差異性。

4 斷裂帶油氣差異聚集的控制因素

4.1 多旋回構(gòu)造沉積演化是斷裂帶油氣差異聚集的基礎(chǔ)

塔里木盆地塔中隆起寒武紀(jì)—奧陶紀(jì)為板內(nèi)弱伸展背景，發(fā)育多旋回碳酸鹽巖沉積[20]。寒武系—下奧陶統(tǒng)以白云巖為主，中—上奧陶統(tǒng)以石灰?guī)r為主，形成多套儲(chǔ)蓋組合。

早奧陶世末期，塔里木板塊南部轉(zhuǎn)向活動(dòng)大陸邊緣[20,29]，在塔中隆起形成強(qiáng)烈的板內(nèi)構(gòu)造活動(dòng)，發(fā)生強(qiáng)烈隆升并產(chǎn)生大量剝蝕，形成了塔中復(fù)式巨型背斜的基本格局。上奧陶統(tǒng)良里塔格組與中—下奧陶統(tǒng)鷹山組之間存在明顯的角度不整合，形成遍及塔中隆起的鷹山組層間巖溶儲(chǔ)集層[31]；上奧陶統(tǒng)良里塔格組發(fā)育淺水的孤立臺(tái)地，形成大面積臺(tái)地邊緣礁灘體儲(chǔ)集層[30]。白云巖化作用、層間巖溶作用、礁灘體沉積相控制了大型碳酸鹽巖非構(gòu)造圈閉的發(fā)育與分布。塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶、中央主壘帶、塔中10構(gòu)造帶發(fā)育局部構(gòu)造圈閉，斷裂裂縫系統(tǒng)對(duì)塔中碳酸鹽巖儲(chǔ)集層具有重要的建設(shè)性作用，斷裂帶附近不僅縫洞型儲(chǔ)集層發(fā)育，而且裂縫發(fā)育，有利于儲(chǔ)集層之間的連通，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井多。志留紀(jì)，塔中隆起處于穩(wěn)定沉降階段，志留系從西向東、自北向南逐漸超覆沉積在奧陶系不整合之上，形成寬緩斜坡背景下的砂泥巖頻繁互層的潮坪相、三角洲相沉積，容易形成大面積薄互層巖性圈閉。志留紀(jì)末，塔中隆起發(fā)生隆升與斷裂的繼承性活動(dòng)，塔中 10構(gòu)造帶志留系發(fā)育局部構(gòu)造圈閉并疊加巖性圈閉。晚泥盆世，塔中隆起與周邊發(fā)生整體沉降，發(fā)育濱淺海相巨厚東河砂巖沉積。

由此可見，塔里木盆地發(fā)育多旋回構(gòu)造-沉積演化，局部構(gòu)造圈閉欠發(fā)育，但地層巖性圈閉與復(fù)合圈閉發(fā)育。碳酸鹽巖與碎屑巖形成多種有利儲(chǔ)蓋組合，造成塔中隆起縱向上不同層位圈閉的差異（見圖4）。

4.2 多期油氣充注與成藏是斷裂帶油氣差異聚集的關(guān)鍵

4.2.1 油氣成藏演化的差異

依據(jù)生烴史、構(gòu)造演化史、油氣成藏期次的分析，特別是寒武系主力烴源巖的厘定成果[32,46-47]，塔中隆起主要有晚加里東期、晚海西期（二疊紀(jì)）和喜馬拉雅期等3期油氣充注和加里東末期—早海西期、印支期—燕山期2期油氣調(diào)整，具有復(fù)雜的油氣成藏史[20,30-32,48-49]。

晚加里東期，上奧陶統(tǒng)巨厚泥巖快速沉積，滿加爾凹陷東部寒武系烴源巖進(jìn)入生烴高峰期，大量油氣向塔中隆起寒武系白云巖、中—下奧陶統(tǒng)層間巖溶及上奧陶統(tǒng)礁灘體儲(chǔ)集層中運(yùn)移聚集成藏[30-31]。此時(shí)這3類儲(chǔ)集層埋藏淺、孔隙發(fā)育，形成廣泛分布的大型古油藏。隨著隆起的發(fā)育與斷裂的活動(dòng)，同時(shí)發(fā)生隆升作用與斷裂作用對(duì)油氣藏的改造。

加里東末期（志留紀(jì)）—早海西期，塔中隆起遭受廣泛的抬升剝蝕，形成奧陶系碳酸鹽巖古潛山，志留系蓋層基本被破壞，早期的古油藏幾乎破壞殆盡，形成廣泛分布的瀝青砂巖[40]。低部位上覆巨厚上奧陶統(tǒng)—志留系泥巖蓋層，可能保存部分古油藏[20,40]。

晚海西期發(fā)生古油藏調(diào)整與新生成油氣的充注，是臺(tái)盆區(qū)原油資源形成的關(guān)鍵時(shí)期，塔中隆起碳酸鹽巖油藏大多以晚海西期烴類包裹體為主，包裹體均一溫度為90～130 ℃，反映晚海西期存在油氣的補(bǔ)充聚集[20]。

天然氣的充注主要發(fā)生在喜馬拉雅期，包裹體均一溫度為140～150 ℃，反映存在該期油氣的聚集。喜馬拉雅晚期，塔里木盆地受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用，臺(tái)盆區(qū)快速深埋，位于深層的古油藏、烴源巖與輸導(dǎo)系統(tǒng)中分散油質(zhì)，在深埋條件下可能發(fā)生裂解形成油裂解氣（Ro值大于 2%），在塔中北斜坡沿?cái)嗔褞Мa(chǎn)生強(qiáng)烈氣侵[20,30,49]。氣侵改造是該期典型特征，出現(xiàn)油氣共存，低部位富氣、高部位多油的“下氣上油”特征（見圖5）。

圖5 塔中隆起斷控復(fù)式油氣藏示意圖（剖面位置見圖1）

4.2.2 油氣運(yùn)聚的差異

泥盆系—石炭系以海西期成藏的常規(guī)油藏為主，晚期局部調(diào)節(jié)性斷裂活化成為氣侵的有利輸導(dǎo)格架，發(fā)生氣侵形成凝析氣藏或氣藏。泥盆系—石炭系的油氣藏受控?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移及其控制的背斜圈閉，沿?cái)嗔褦嚅_的層位分布，流體重力分異明顯。

志留紀(jì)末—中泥盆世，塔中地區(qū)發(fā)生強(qiáng)烈的隆升與斷裂活動(dòng)，大部分油藏遭受破壞，形成志留系稠油油藏與大面積分布的瀝青[40,45]。部分沿?cái)嗔褞Х植嫉闹玖粝倒庞筒厥艿胶笃谑偷难a(bǔ)給，局部亦發(fā)生氣侵，改善了古油藏的品質(zhì)。古構(gòu)造分析表明，塔中隆起在志留系不同地史時(shí)期一直保持南東向西北傾伏的大斜坡，油氣在局部斷裂發(fā)育區(qū)存在縱向運(yùn)移，但以橫向運(yùn)移為主[40,45]，這種近平行狀油氣運(yùn)移方式?jīng)Q定了油氣普遍分布的特征。

奧陶系北部塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶，早期形成常規(guī)油藏，晚期發(fā)生以北東向大型走滑斷裂為進(jìn)氣口的強(qiáng)烈氣侵，自西向東、由低到高、遠(yuǎn)離進(jìn)氣口的氣侵逐漸減弱，造成生產(chǎn)氣油比、氮?dú)?、硫化氫及其他天然氣性質(zhì)發(fā)生規(guī)律性變化[20]。從塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶至塔中10構(gòu)造帶，自北向南、由低到高呈現(xiàn)臺(tái)緣凝析氣藏向南演變?yōu)橛筒?。同時(shí)，遠(yuǎn)離進(jìn)氣口的斷裂帶向外氣侵逐漸減弱，形成“下氣上油”的分布特征。

4.3 斷裂活動(dòng)規(guī)模與期次是斷裂帶油氣差異聚集的核心

塔中隆起斷裂系統(tǒng)十分發(fā)育，既控制構(gòu)造格局又控制油氣富集，是油氣差異聚集的主控因素。一系列北東向走滑斷裂切割北西向逆沖斷裂帶，是控制泥盆系—石炭系和志留系碎屑巖圈閉形成、奧陶系碳酸鹽巖縫洞體發(fā)育以及油氣網(wǎng)狀復(fù)式成藏的關(guān)鍵，控制著油氣的垂向運(yùn)移與側(cè)向調(diào)整、原生油氣藏形成與次生油氣藏的分布。

4.3.1 斷裂控制油氣運(yùn)聚有利方向

鉆探數(shù)據(jù)分析顯示，若斷裂與圈閉有效溝通，則能保持相對(duì)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；若斷裂與圈閉未溝通，則圈閉鉆探必然失利。不同類型、不同級(jí)別的斷裂系統(tǒng)在空間形成復(fù)雜的三維輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)，斷裂帶是油氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道。大多油氣藏具有垂向運(yùn)移的特點(diǎn)，地球化學(xué)數(shù)據(jù)反映出明顯的垂向運(yùn)移特征[20,40,48-49]，斷裂形成的局部構(gòu)造高部位是油氣側(cè)向運(yùn)移的指向區(qū)。塔中隆起斷裂帶 95%以上的探井有油氣或?yàn)r青顯示，失利井幾乎都遠(yuǎn)離斷裂帶，表明斷裂帶普遍發(fā)生過油氣充注，是油氣運(yùn)聚成藏的指向區(qū)。

塔中隆起M4構(gòu)造北部M405圈閉石炭系油藏部署的M405-S3井3 681.0～3 694.9 m層段氣舉后放噴測(cè)試日產(chǎn)油160.9 m3、日產(chǎn)氣3 561 m3，不含水。但在同一構(gòu)造背景、圈閉類型下部署的M405-S4井在相同層段卻未見良好油氣顯示，分析主要原因是油源輸導(dǎo)斷裂不發(fā)育。

塔中隆起志留系油氣主要來自深層寒武系烴源巖[45]，溝通油源的深層大斷裂是志留系油氣成藏有效油源通道。靠近深層大斷裂且具有構(gòu)造背景的背斜圈閉上的鉆井均獲工業(yè)油流，如M47、M11、M12、M50、M16等圈閉。而遠(yuǎn)離深層大斷裂如M45井，測(cè)井解釋均為水層。深層油氣通過深層大斷裂向志留系運(yùn)移、聚集、或調(diào)整再聚集于志留系圈閉中形成構(gòu)造或構(gòu)造-巖性油藏。

4.3.2 斷裂控制油氣空間分布

受斷裂帶活動(dòng)期次、規(guī)模等因素控制，塔中隆起碎屑巖與碳酸鹽巖儲(chǔ)集層油氣富集特征縱向差異較大。斷裂斷及的層位通常高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，而斷裂未斷及的層位基本都鉆井失利，油氣縱向分布與斷裂斷及層位密切相關(guān)。

塔中Ⅰ號(hào)構(gòu)造帶斷裂主要斷至奧陶系，奧陶系以上地層油氣產(chǎn)出很少。塔中10構(gòu)造帶斷層斷至石炭系底部，形成石炭系、志留系、上奧陶統(tǒng)、中—下奧陶統(tǒng)等多層系復(fù)式含油氣系統(tǒng)[15,20,25,30-31]。油源斷裂通常是基底卷入式的大型逆沖斷裂與大型走滑斷裂，大型油源斷裂對(duì)油氣的控制作用明顯，往往形成大規(guī)模的油氣聚集帶。具有運(yùn)移作用的輸導(dǎo)斷裂在塔中隆起碳酸鹽巖中比較發(fā)育，通常規(guī)模較小，在空間上形成輸導(dǎo)網(wǎng)絡(luò)。

走滑斷裂帶解剖顯示，奧陶系“從新到老、自上而下、由淺及深”呈現(xiàn)出明顯“南油北氣、上油下氣”的特點(diǎn)，Ⅰ級(jí)油源斷裂從南至北、從深至淺儲(chǔ)集層均有發(fā)育，整體上斷裂帶油氣充注強(qiáng)，有利區(qū)域廣闊。Ⅱ級(jí)油源斷裂由南至北儲(chǔ)集層發(fā)育位置逐漸深移，油氣充注強(qiáng)度相對(duì)較弱，南部淺層和北部深層為有利區(qū)域（見圖6）。

圖6 塔中隆起走滑斷裂帶油氣聚集立體示意圖

4.3.3 斷裂控制流體性質(zhì)的差異性

塔中隆起形成演化過程中，斷裂系統(tǒng)作為主要的輸導(dǎo)格架若長(zhǎng)期有效地與一個(gè)圈閉溝通并多期次充注烴類，會(huì)導(dǎo)致油氣藏具有較高的充注程度且難以達(dá)到相態(tài)平衡；斷裂系統(tǒng)若階段性地與多個(gè)圈閉溝通并充注不同成熟度烴類或古油藏調(diào)整油氣，則油氣藏的充注程度與流體性質(zhì)具較大差異（見表2）。

油氣生產(chǎn)、PVT實(shí)驗(yàn)分析表明，石炭系原油密度為0.793 6～0.828 0 g/cm3、氣油比小于200 m3/m3、臨界壓力低、臨界溫度高，局部構(gòu)造受晚期斷裂活動(dòng)與氣體充注發(fā)生調(diào)整改造，油氣藏流體密度小、氣油比高；志留系原油密度為0.767 0～0.955 5 g/cm3，氣油比小于74 m3/m3，與后期活動(dòng)斷裂有效連通的塔中11井區(qū)氣體充注強(qiáng)烈為油藏，而塔中12井區(qū)則為稠油油藏；寒武系、奧陶系普遍經(jīng)歷晚期氣侵，以凝析氣藏為主，局部相態(tài)復(fù)雜，表現(xiàn)為揮發(fā)性油藏、油藏、未飽和油藏等特征（見表2）。

表2 塔中隆起斷控復(fù)式油氣富集區(qū)流體相態(tài)特征數(shù)據(jù)表

鉆探實(shí)踐證實(shí)，塔中隆起斷控復(fù)式油氣聚集區(qū)油氣藏中往往存在多種烴類共存、多個(gè)流體界面或油氣水關(guān)系倒置等復(fù)雜現(xiàn)象，同一油氣藏在不同測(cè)試層段或試采的不同時(shí)期，原油性質(zhì)存在較大差異。如M62-6H 井累計(jì)產(chǎn)出原油 10.5×104t、天然氣 2.5×108m3，生產(chǎn)初期原油密度為0.799 g/cm3（20 ℃）、氣油比為 3 500 m3/m3，生產(chǎn)后期原油密度為 0.846 g/cm3（20 ℃）、氣油比為1 000 m3/m3。另外，同一油氣藏不同層位流體性質(zhì)也有差異，如M82井下部產(chǎn)層的原油密度低于上部產(chǎn)層，下部產(chǎn)層的氣油比高于上部產(chǎn)層，流體處于動(dòng)態(tài)非平衡狀態(tài)[18]。

由于斷裂帶復(fù)雜的多期油氣成藏與調(diào)整改造，造成不同層位、不同部位流體充注強(qiáng)度不同，特別是晚期天然氣充注的差異，導(dǎo)致稠油油藏、常規(guī)油藏、凝析氣藏、氣藏混合分布，井間流體性質(zhì)差異巨大。

5 結(jié)論

塔中隆起寒武系—奧陶系碳酸鹽巖、志留系和泥盆系—石炭系碎屑巖等圈閉發(fā)現(xiàn)氣藏、凝析氣藏、揮發(fā)性油藏、常規(guī)油藏與稠油油藏，油氣沿?cái)嗔褞?fù)式成藏、規(guī)模富集，具“上油下氣、西油東氣、南油北氣”的分布格局。

塔中隆起發(fā)育東西向大型逆沖斷裂與北東向大型走滑斷裂。斷裂形成演化與成藏期次的耦合配置控制油氣富集程度及其差異性，斷層和圈閉的時(shí)空組構(gòu)關(guān)系決定油氣藏充滿程度與相態(tài)平衡，斷控復(fù)式油氣成藏具明顯的差異性。

多期構(gòu)造沉積演化控制了斷裂帶圈閉條件的差異，多期油氣運(yùn)聚成藏的差異導(dǎo)致流體性質(zhì)復(fù)雜多樣。堅(jiān)持?jǐn)嗔褞Ь?xì)描述為主線、儲(chǔ)集體量化雕刻為重點(diǎn)，整體評(píng)價(jià)、立體開發(fā)是塔中斷控復(fù)式油氣聚集區(qū)規(guī)模效益開發(fā)的關(guān)鍵。