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塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好（塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好一點(diǎn)）

發(fā)布時(shí)間：2023-05-09 05:48:11 稿源：創(chuàng)意嶺閱讀： 93

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本文目錄:

塔河油田奧陶系油氣藏特征
塔河地區(qū)碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)方法研究
大連塔河灣有升值空間嗎
塔河油田奧陶系巖溶發(fā)育特征及受控因素
科技進(jìn)步促進(jìn)了塔河油田奧陶系超億噸級大油氣藏的發(fā)現(xiàn)

塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好（塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好一點(diǎn)）

塔河油田奧陶系油氣藏特征

蔣華山葉德勝王少立閻文新

（西北石油局規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院　烏魯木齊　830011）

摘要　塔河油田位于沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部，是新星石油公司近幾年在塔里木盆地北部發(fā)現(xiàn)的“超億噸級”的大型油氣田（群），其主體是奧陶系油氣藏?？碧郊把芯勘砻鲓W陶系油氣藏屬受阿克庫勒大型凸起控制，非均質(zhì)性極強(qiáng)的巖溶縫洞型油氣藏。該油氣藏經(jīng)歷了復(fù)雜的成藏歷史，主成藏期為海西晚期，海西晚期運(yùn)動使油氣藏受到一定程度的破壞，形成重質(zhì)油藏，并受印支期—燕山期以來高成熟油氣不同程度的充注、改造。

關(guān)鍵詞塔河油田　奧陶系油氣藏　縫洞儲集體　成藏歷史

塔河油田奧陶系油氣藏是新星石油公司在塔里木盆地北部發(fā)現(xiàn)的“超億噸級”大型油氣藏，目前已在其中的3號、4號區(qū)塊提交探明加控制儲量11576.6×10⁴ t油當(dāng)量。同時(shí)相鄰的牧場北、桑塔木、艾協(xié)克南等地區(qū)也獲得較大的油氣突破，表明它很可能為連片分布的，預(yù)測儲量達(dá)5×10⁸t油當(dāng)量的，第一個(gè)與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。

1　區(qū)域構(gòu)造背景

塔河油田奧陶系油藏位于阿克庫勒凸起南部斜坡區(qū)。阿克庫勒凸起是以寒武系—奧陶系為主體的、長期發(fā)育的大型古凸起。該凸起于加里東中晚期形成凸起雛形，海西早期受區(qū)域性擠壓抬升形成向西南傾伏的北東向展布的大型鼻凸，凸起主體缺失志留期—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；海西晚期運(yùn)動使該區(qū)再次抬升、暴露，形成了一系列近東西向的褶皺和斷裂，大部分地區(qū)僅保留下石炭統(tǒng)，缺失上石炭統(tǒng)及二疊系，局部地區(qū)下石炭統(tǒng)亦被剝蝕殆盡；印支期—燕山期該區(qū)構(gòu)造運(yùn)動相對微弱，主要表現(xiàn)為整體升降，使該區(qū)缺失中上侏羅統(tǒng)；至喜馬拉雅期（特別是喜馬拉雅晚期），受庫車前陸盆地的影響，該區(qū)北部強(qiáng)烈沉降，阿克庫勒凸起最終定型。

阿克庫勒凸起自北而南可劃分為：阿克墩構(gòu)造帶、阿克庫木斷裂構(gòu)造帶、中部斜坡（“平臺”）區(qū)、阿克庫勒斷裂構(gòu)造帶及南部斜坡區(qū)（圖1）。

2　儲層特征

本區(qū)中上奧陶統(tǒng)具混積陸棚相沉積特征，為砂泥巖夾灰?guī)r；下奧陶統(tǒng)屬開闊臺地—臺地邊緣相沉積，為較純的碳酸鹽巖，儲層主要發(fā)育于下奧陶統(tǒng)的中上部（一間房組至鷹山組）。

圖1　阿克庫勒凸起油藏位置圖　Fig.1　Position of oil and gas pool in Akekule heave

Ⅰ—阿克墩構(gòu)造帶；Ⅱ—阿克庫木斷裂帶；Ⅲ—中部斜坡帶；Ⅳ—阿克庫勒斷裂帶；Ⅴ—南部斜坡帶

2.1　儲集空間類型

區(qū)內(nèi)下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖的儲集空間包括孔、洞、縫三大類。

2.1.1　孔

孔是下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖儲層中普遍分布的儲集空間，直徑一般 n～n×10²um，其類型有晶間孔、粒間孔、晶間溶孔、粒間溶孔等，以各類溶蝕孔為主。它們與超微裂縫組合即構(gòu)成基質(zhì)孔隙，本區(qū)基質(zhì)孔隙度一般0.04％～2.00％，滲透率一般小于1×10^-3μm²，反映基質(zhì)孔滲性能總體較差的基本特征。

2.1.2　洞

洞是本區(qū)奧陶系油藏重要的儲集空間類型，主要由古巖溶作用形成。巖心上難以發(fā)現(xiàn)未充填的大—巨洞，主要根據(jù)鉆井放空、嚴(yán)重漏失等現(xiàn)象判斷，并可由測井解釋確定。本區(qū)鉆井放空及泥漿漏失情況見表1。

2.1.3　縫

縫亦是奧陶系油藏最發(fā)育、巖心最常見的儲集空間，以構(gòu)造縫及構(gòu)造溶縫為主，次為壓溶縫（縫合線）?？p是區(qū)內(nèi)油氣顯示十分活躍的儲集空間，熒光薄片統(tǒng)計(jì)表明，構(gòu)造縫和構(gòu)造溶縫的油氣顯示率平均為74.8％，縫合線的油氣顯示率平均高達(dá)95.3％。

上述三類儲集空間對儲層儲集能力的貢獻(xiàn)有所不同，本區(qū)12口井測井解釋數(shù)據(jù)分析表明：基質(zhì)孔隙對儲層儲集能力實(shí)際貢獻(xiàn)的平均值為27.2％，裂縫孔隙實(shí)際貢獻(xiàn)的平均值為28.2％，大型溶蝕孔洞實(shí)際貢獻(xiàn)的平均值高達(dá)44.6％。由此可見，區(qū)內(nèi)碳酸鹽巖儲層儲集空間以裂縫和大型溶蝕孔洞為主。

表1　塔河油田奧陶系油藏鉆井放空、泥漿漏失數(shù)據(jù)表　Table1　Data of null-resistance drilling and mud loss in Ordovician reservoirs in Tahe oil field

2.2　儲集類型

所謂儲集類型是指上述3種基本儲集空間在碳酸鹽巖中的組合特征，本區(qū)的儲集類型主要有裂縫型、孔洞-裂縫型、裂縫-孔洞型及裂縫-溶洞型。

2.2.1　裂縫型

裂縫型儲層是本區(qū)常見的一類儲層，其特征是基質(zhì)孔、滲透性極差，且無大型溶洞；而裂縫發(fā)育，它既是主要滲濾通道，又是主要儲集空間。T301井5403～5417m、S47井5435～5469m井段等均屬裂縫型儲層。這類儲層油氣產(chǎn)出的特點(diǎn)是，初產(chǎn)一般較高，但產(chǎn)量遞減快，在較短時(shí)間內(nèi)甚至可能停噴。

2.2.2　孔洞-裂縫型

孔洞-裂縫型儲層中的孔洞和裂縫均較發(fā)育，兩者對油氣的儲集和滲濾均起到相當(dāng)貢獻(xiàn)，但裂縫的作用更重要。T302井5524～5682m井段是該類儲層的實(shí)例，其油氣產(chǎn)出的特點(diǎn)是初產(chǎn)較高—高，產(chǎn)量相對較穩(wěn)定，穩(wěn)產(chǎn)期較長。

2.2.3　裂縫-孔洞型

裂縫-孔洞型儲層與孔洞－裂縫型相似，孔洞及裂縫均較發(fā)育，兩者對油氣的儲集和滲濾均有相當(dāng)貢獻(xiàn)，但孔洞的貢獻(xiàn)更大。T401井5367～5376m、TK407井5391～5399m井段等屬此類儲層，其油氣產(chǎn)出的特點(diǎn)是初產(chǎn)量高、且穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長—長。

2.2.4　裂縫-溶洞型

裂縫-溶洞型儲層發(fā)育大型洞穴和裂縫，前者儲集空間巨大，后者對溝通洞穴和改善滲流性能有重要作用。此類儲層油氣產(chǎn)出的特點(diǎn)是初產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)期長，因而是本區(qū)最有價(jià)值的儲層。S48井下奧陶統(tǒng)即是此類儲層的典型實(shí)例，該井自1997年10月26日投產(chǎn)至2000年4月已累計(jì)產(chǎn)油近40×10⁴t，平均日產(chǎn)在400t以上，是塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖油氣井中累積產(chǎn)量最多、穩(wěn)產(chǎn)期最長、平均日產(chǎn)量最高的“王牌井”。

綜上所述，塔河油田奧陶系油氣藏碳酸鹽巖的主要特征是：①基質(zhì)孔隙度低、滲透性差，難以構(gòu)成有效儲集空間；②溶蝕孔洞和裂縫是儲層的有效儲、滲空間；③儲集性能在縱、橫向的非均質(zhì)性強(qiáng)；④儲集類型多樣，以裂縫-孔洞型及裂縫-溶洞型最重要。

3　圈閉類型

對塔河油田奧陶系油氣藏的圈閉類型尚有不同認(rèn)識，歸納起來主要有3種：

3.1　潛山（或殘丘、潛丘）圈閉

在塔河3、4、5及6號區(qū)塊的探井部署中，奧陶系頂面

）凸起（潛山或殘丘、潛丘）是重要的決定因素，而且在其上的探井多獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，因而有人認(rèn)為塔河奧陶系油氣藏屬潛山（或殘丘、潛丘）型油氣藏。

實(shí)際上，本區(qū)不僅在奧陶系頂面凸起獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，在奧陶系頂面凹地或斜坡亦獲工業(yè)油氣流，例如S61、S64及TK203井等。同時(shí)從整個(gè)阿克庫勒凸起范圍看，許多獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流的并非在潛山上，例如阿克庫木與阿克庫勒斷裂構(gòu)造帶之間的“平臺”區(qū)上的LN17、LN30、LG1、LG2等高產(chǎn)井均不在潛山上；相反一些潛山上的井并非都有油氣，例如LN34井。此外，幾乎所有位于潛山上的油氣井的油柱高度都遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于潛山圈閉的幅度。

由此可見，奧陶系油氣藏并非受潛山圈閉的控制，即潛山圈閉并非奧陶系油氣藏的主要圈閉類型。

3.2　地層不整合圈閉

本區(qū)許多鉆井在奧陶系頂部不整合面附近獲高產(chǎn)油氣流（如S47、S48等井）或良好油氣顯示。因此，有人認(rèn)為塔河油田奧陶系油氣藏為地層不整合油氣藏。實(shí)際上許多鉆井中的產(chǎn)層距不整合面有相當(dāng)大的距離，例如S67井在5662～5674m井段獲高產(chǎn)油流，日產(chǎn)原油470.8m³，距奧陶系頂部不整合面203 m。因此，地層不整合圈閉也不是該油氣藏的主要圈閉類型。

3.3　巖溶縫洞型圈閉

已于上述本區(qū)奧陶系儲層屬縫洞型儲集體，具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，這種儲集體的封堵條件不僅是不整合面之上的下石炭統(tǒng)巴楚組泥巖，縫洞儲集體周圍的非滲透性碳酸鹽巖基質(zhì)也可起封堵作用。此外，本區(qū)北部亦可能存在瀝青封堵的可能。因此，該油藏的主要圈閉類型應(yīng)屬巖溶縫洞型圈閉。

綜上所述，塔河油田奧陶系油藏的主要圈閉屬特殊類型的巖性圈閉－巖溶縫洞型圈閉，并且這類圈閉也可與潛山（或殘丘、潛丘）圈閉、地層不整合圈閉構(gòu)成復(fù)合型圈閉。

4　流體性質(zhì)

塔河油田奧陶系油氣藏井流物有凝析油、正常原油、重質(zhì)油、天然氣及地層水等不同流體，下面簡述其特征。

4.1　油氣性質(zhì)

塔河油田奧陶系油藏油氣性質(zhì)在各地區(qū)存在較大差異（表2、3）。3號區(qū)塊原油性質(zhì)縱向上差異較大，分帶明顯，頂部原油地面密度0.8186g/cm³，屬凝析油，井流物 pVt分析為凝析氣；上部原油地面密度為0.8297g/cm³，為輕質(zhì)原油；下部原油地面密度為0.853g/cm³，為正常原油；底部（如T301井5545.66m以下）原油地面密度為0.966 g/cm³，屬重質(zhì)稠油。天然氣甲烷含量平均為84.47％，重?zé)N含量12.61％，相對密度平均為0.68，為凝析氣與油溶氣過渡的特征。

表2　塔河油田奧陶系油藏各區(qū)塊原油物理性質(zhì)　Table2　Physical properties of the oil in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield

4號區(qū)塊油氣性質(zhì)較均一，原油地面密度為0.9016～0.9638g/cm³，飽和烴含量偏低，芳烴、非烴與瀝青質(zhì)含量較高，S48、S65等井井流物pVt分析屬重質(zhì)稠油。天然氣甲烷含量平均為77.27％，重?zé)N含量為16.23％，相對密度平均為0.74，為溶解氣特征。

表3　塔河油田奧陶系油藏各區(qū)塊天然氣組分　Table3　Composition of thegas in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield

牧場北地區(qū)（6號區(qū)塊）原油、天然氣性質(zhì)與4號區(qū)塊較為接近，油質(zhì)更稠更重，天然氣也屬溶解氣特征。艾協(xié)克南地區(qū)則表現(xiàn)為常規(guī)原油及溶解氣特征。桑塔木地區(qū)（5號區(qū)塊）原油、天然氣性質(zhì)與3號區(qū)塊上部油氣性質(zhì)較為接近，呈帶凝析氣頂?shù)挠筒靥卣鳌?span style="display:none">SVb創(chuàng)意嶺 - 安心托付、值得信賴的品牌設(shè)計(jì)、營銷策劃公司

這種油氣差異聚集分布特征主要與成藏期次、保存條件、大型斷裂分割作用、儲集體發(fā)育程度等因素有關(guān)。

4.2　地層水性質(zhì)

塔河油田奧陶系油氣藏地層水樣品分析數(shù)據(jù)見表4。從該表可知，該油氣藏地層水均屬高礦化度的CaCl₂型水，表明油氣藏處于一個(gè)較封閉的地下水動力環(huán)境。

表4　塔河油田奧陶系油藏地層水性質(zhì)　Table4　Nature of water in Ordovician in Tahe oilt ield

5　油氣分布特征

5.1　油氣平面分布特征

油氣勘探及研究成果表明，本區(qū)奧陶系油氣具大面積、連片分布的特征，極有可能培育成第一個(gè)與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油藏（預(yù)測儲量達(dá)5×10⁸t油當(dāng)量）。主要依據(jù)如下。

（1）在目前初步圈定的油藏范圍內(nèi)（東到 S69井、西至S71井、北到 S73井、南至TK203井）（面積近500 km²），鉆井成功率相當(dāng)高。據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2000年2月，系統(tǒng)在油藏范圍內(nèi)共完鉆并經(jīng)測試（含酸化壓裂）的各類鉆井29口（含探井、評價(jià)井和開發(fā)井），其中獲高產(chǎn)或工業(yè)油氣流的鉆井25口，占鉆井總數(shù)的86.2％；而且在其余鉆井中均獲不同程度的油氣顯示，沒有真正意義上的“干井”。同時(shí)需要指出的是，由于碳酸鹽巖基質(zhì)孔、滲差，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，加上鉆井過程中對儲層的污染等因素，部分鉆井需進(jìn)行酸化壓裂等儲層改造措施才能獲得產(chǎn)能。S23井便是典型實(shí)列，該井是1990年完鉆的老井，盡管奧陶系油氣顯示較好，但常規(guī)測試未獲工業(yè)油氣流；直至1998年對其實(shí)施酸壓作業(yè)后，才獲得工業(yè)產(chǎn)能，而且一直生產(chǎn)至今，產(chǎn)量較穩(wěn)定。我們相信，只要儲層改造措施得當(dāng)，目前尚未獲工業(yè)產(chǎn)能的鉆井中，大多數(shù)是可以獲得工業(yè)產(chǎn)能的。80％以上的勘探成功率（通過儲層改造成功率還可提高）足以表明本區(qū)是大面積連片含油，絕非“雞窩狀”的局部含油。

（2）油氣分布不受殘丘圈閉的控制。本區(qū)殘丘圈閉的幅度較小，最大僅50～60m（塔河3號及4號），面積最大也僅15km²左右。但是據(jù)錄井、測井和測試等資料所確定的含油氣段的厚度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于殘丘圈閉的幅度，例如：塔河3號殘丘圈閉（即艾協(xié)克構(gòu)造）閉合幅度僅60m，該圈閉上的T302井試油揭示的油柱高度達(dá)304.5m；塔河4號殘丘圈閉（即艾協(xié)克西構(gòu)造）閉合幅度僅50m，其上的TK409井錄井良好油氣顯示所揭示的油柱高度達(dá)240m；塔河6號區(qū)塊上的牧場北3號圈閉閉合幅度僅60m，其上的沙67井試油所揭示的油柱高度達(dá)216m。

此外，不僅在殘丘圈閉范圍內(nèi)的鉆井獲工業(yè)油氣流，在殘丘圈閉外的鉆井亦獲工業(yè)油氣流。例如位于塔河3號與塔河4號殘丘圈閉之間（鞍部）的S64井，以及分布于斜坡部位的S61井等均獲工業(yè)油氣流。這充分表明，油氣分布不受局部殘丘圈閉的控制，而是大面積連片分布。

5.2　油氣縱向分布特征

（1）油氣在縱向上呈連續(xù)分布態(tài)勢，油層間不夾水層。迄今為止工區(qū)內(nèi)所有鉆遇奧陶系的井，不論是錄井顯示、測井解釋還是測試成果，均表明油層在縱向上連續(xù)分布，油層段內(nèi)不夾水層。盡管由于碳酸鹽巖儲層的非均質(zhì)性，縱向上儲層分帶發(fā)育（即有效儲層與差儲層相間出現(xiàn)），但差儲層段分布不穩(wěn)定，不能起到穩(wěn)定的隔層作用；同時(shí)測井解釋的差儲層段內(nèi)仍見油氣顯示。可見，油氣在縱向上連續(xù)分布是必然的。

（2）油氣性質(zhì)在縱向上有分異，這在塔河3號區(qū)塊表現(xiàn)最為明顯，其底部為重質(zhì)稠油，下部為正常原油，上部為輕質(zhì)原油，頂部為凝析氣（詳見上文“油氣性質(zhì)”）。

6　成藏歷史

6.1　分析油氣成藏歷史的依據(jù)

研究表明，塔河油田奧陶系油氣藏經(jīng)歷了復(fù)雜的成藏歷史，分析本油氣藏的成藏歷史主要有以下依據(jù)。

6.1.1油氣性質(zhì)

（1）雖然本區(qū)原油物理性質(zhì)變化很大，從凝析油—輕質(zhì)原油—正常原油—重質(zhì)原油均有分布，但從原油樣品正構(gòu)烷烴表征成熟度的OEP值集中分布于0.92～1.04，表明是已成熟的原油；并且從反映來源的w(Pr)/w(Ph）、w(Pr)/w(nC₁₇）、w(Pr)/w(nC₁₈）等指標(biāo)變化不大，表明它們是同源的產(chǎn)物。從原油微量金屬元素（w(V)/w(Ni)>1）、碳同位素分布（-33.8％‰～-31.56％‰）表明為海相來源。并且，采用原油輕烴指紋分析對比、類異戊二烯烷烴對比、碳同位素對比等油源對比結(jié)果，表明本油藏油氣主要來自寒武系—奧陶系源巖。

（2）本區(qū)原油飽和烴正構(gòu)烷烴的分布都很完整，但從原油飽和烴的質(zhì)譜分析均檢測出25－降藿烷系列，它的出現(xiàn)是受嚴(yán)重生物降解的標(biāo)志。同時(shí)，生物標(biāo)記化合物指標(biāo)表明塔河奧陶系油藏生物降解從強(qiáng)至弱的順序是6號區(qū)塊—4號區(qū)塊—3號區(qū)塊—5號區(qū)塊。

從原油飽和烴正構(gòu)烷烴分布的相對完整，但又經(jīng)歷過嚴(yán)重生物降解，表明本區(qū)奧陶系油藏均是在早期（海西晚期）成藏，并在海西晚期—印支期構(gòu)造運(yùn)動期間受到嚴(yán)重生物降解，又在燕山期以后有成熟度較高的原油的充注而形成的。后期高成熟油氣的充注掩蓋了其經(jīng)受嚴(yán)重生物降解的原始面貌。

6.1.2　兩相流體包裹體

本區(qū)奧陶系碳酸鹽巖裂縫和溶洞方解石中含烴類的兩相流體包裹體分析表明，其均一溫度集中于4個(gè)區(qū)間，反映了該區(qū)經(jīng)歷了4次規(guī)模較大的油氣運(yùn)移、聚集。

第一類包裹體：主要產(chǎn)于構(gòu)造裂縫方解石中，包體大小一般3～15μm，無色，見氣泡，氣液比5～10，均一溫度46.5～55.8℃，多數(shù)在50℃，用當(dāng)時(shí)地表溫度23℃和地溫梯度3.0℃/100m計(jì)算，包裹體形成時(shí)的埋藏深度在900m左右。若恢復(fù)海西早期運(yùn)動的剝蝕厚度，這期含烴類的包裹體形成于加里東中晚期—海西早期。

第二類包裹體：主要產(chǎn)于充填—半充填構(gòu)造裂縫（常切割微裂縫和風(fēng)化裂縫）和洞穴的方解石中。產(chǎn)于裂縫中的烴包體較小，一般為5～10μm，棕黃－淺黃色，氣液比為5～10，均一溫度為53.9～67.1℃；產(chǎn)于洞穴中的烴包體較大為10～30μm，褐黃色，氣液比為20～25，均一溫度為58.9～77.0℃。按地表溫度為19℃、地溫梯度為2.5℃/100m推算，此期包體形成深度在1300～2300m之間。若恢復(fù)海西晚期運(yùn)動的剝蝕厚度，該期烴包體應(yīng)形成于海西晚期。

第三類包裹體：主要產(chǎn)于構(gòu)造裂縫方解石中，為大小為10～20μm的烴包體，淺黃色，氣液比為5～20，均一溫度為73.3～104.9℃，主要在90～100℃之間，推測形成深度為3800～4300m，發(fā)生于燕山晚期至喜馬拉雅早中期。

第四類包裹體：為產(chǎn)于構(gòu)造裂縫和洞穴方解石中的烴包體，大小在10～30μm間，多為淺褐黃色，少數(shù)為棕黃—淺黃色，氣液比為10～40，均一溫度為101.5～127.8℃，推斷包體形成時(shí)埋深為4500～5700 m，發(fā)生于喜馬拉雅晚期。

6.1.3　油氣藏的飽和壓力或露點(diǎn)壓力

利用油氣藏的飽和壓力或露點(diǎn)壓力可以確定油氣藏的形成時(shí)期（郭仁炳，1994），但需要恢復(fù)構(gòu)造運(yùn)動所剝蝕的地層厚度。塔河奧陶系油氣藏目前有5口井的pVt資料，據(jù)飽和壓力或露點(diǎn)壓力計(jì)算結(jié)果，表明油藏形成于海西晚期，凝析氣藏形成于喜山拉雅晚期（表5）。

表5　用pVt資料計(jì)算的塔河油田奧陶系油氣藏的成藏期Table5　Periods of the accumulation of oil and gas in Ordovician reservoirs in Tahe oil field calculated through pVt parameters

6.2　油氣藏的形成、演化

根據(jù)上述分析油氣成藏歷史的依據(jù)，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化史、生烴史等，可將塔河奧陶系油氣藏的形成、演化歸納如下：

加里東中晚期至海西早期，滿加爾坳陷寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖已進(jìn)入生油階段，大量油氣排出并向阿克庫勒凸起運(yùn)移，并在本區(qū)下奧陶統(tǒng)中形成相當(dāng)規(guī)模的油氣聚集。但是由于泥盆紀(jì)末的海西早期運(yùn)動，使本區(qū)志留系—泥盆系及中上奧陶統(tǒng)大部被剝蝕，下奧陶統(tǒng)也受到部分剝蝕，下奧陶統(tǒng)油藏或被剝蝕、或暴露地表而被破壞。在縫合線及裂縫中普遍見到的干瀝青以及裂縫方解石中含烴類的水溶液包裹體便是該期油氣藏殘留的痕跡。

海西晚期，滿加爾坳陷及其斜坡地區(qū)寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖已進(jìn)入生油高峰，所生成的大量油氣沿不整合面、斷裂及裂縫向阿克庫勒凸起運(yùn)移，并在本區(qū)下奧陶統(tǒng)巖溶縫洞系統(tǒng)中聚集成藏，由于下奧陶統(tǒng)之上有較厚的石炭系—二疊系蓋層而形成良好封堵。因而，該期是塔河油田奧陶系油氣藏最主要的成藏期。二疊紀(jì)末的海西晚期運(yùn)動，使石炭系—二疊系普遍受到剝蝕，但本區(qū)仍保留有500～600m的下石炭統(tǒng)，使海西晚期形成的油氣藏得以保存。只是由于本區(qū)之北的阿克庫木斷裂構(gòu)造帶西段海西晚期運(yùn)動強(qiáng)烈，石炭系—二疊系被剝蝕殆盡，下奧陶統(tǒng)裸露地表，使該區(qū)奧陶系油藏嚴(yán)重破壞，并且受大氣淡水的強(qiáng)烈影響，因而使鄰近該區(qū)的塔河4號及塔河6號油藏受到較嚴(yán)重的氧化水洗、生物降解（在其原油中普遍檢測到的25-降藿烷系列就是生物降解的依據(jù)），使油藏受到輕度破壞，即油質(zhì)變差，成為低凝固點(diǎn)、高粘度的重質(zhì)稠油。

燕山期—喜馬拉雅早中期，寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖主體已進(jìn)入高成熟至過成熟階段，以生氣為主；在沙雅隆起區(qū)成熟度相對較低，可生成一定數(shù)量的原油。高成熟的油氣仍沿不整合面及斷裂運(yùn)移，充注到已在海西晚期形成的油氣藏中。

喜馬拉雅晚期，寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖均已進(jìn)入高成熟—過成熟階段，所生成的氣沿不整合及斷裂、裂縫運(yùn)移，充注到先期形成的油氣藏中。目前在塔河3號、5號油藏中所見到的凝析氣可能主要是在該期形成的（用PVT資料計(jì)算凝析氣藏的形成期為喜馬拉雅晚期）。凝析氣的形成可能有兩種方式，一是烴源巖生成的凝析氣直接充注到先期形成的油藏中；另一種可能是烴源巖生成的干氣充注到先期形成的油藏中，與原油混合而“富化”，形成富化型凝析氣，從烴源巖成熟度分析，后一種可能性較大。

綜上所述，塔河奧陶系油氣藏經(jīng)歷了復(fù)雜的形成、演化過程，該油氣藏主要是在海西晚期成藏，在晚海西運(yùn)動—印支運(yùn)動期間遭受強(qiáng)烈的生物降解，后經(jīng)燕山期—喜馬拉雅期高成熟油氣的充注、改造而形成的。

7　大—特大型油氣藏形成條件

前已述及塔河油田奧陶系油氣藏為“超億噸級”的大型油氣藏，并且有可能培育為特大型油氣藏，可將該大—特大型油氣藏形成的主要地質(zhì)條件歸納如下：

7.1　油源豐富

油源研究表明本區(qū)油氣屬海相成因，主要來自寒武系—奧陶系，而本區(qū)鄰近塔里木盆地最大的生油坳陷——滿加爾寒武系—奧陶系生油坳陷。該生油坳陷具長期生油、多期供油的特征，僅滿加爾坳陷及鄰區(qū)寒武系—下奧陶統(tǒng)盆地及斜坡相烴源巖在海西早期可提供的資源量達(dá)77.9×10⁸t（油當(dāng)量，下同），在海西晚期可提供資源量53.2×10⁸t，在喜馬拉雅晚期可提供資源量35.8×10⁸ t。盡管海西早期油氣資源受到嚴(yán)重破壞，但海西晚期及喜馬拉雅晚期的油氣資源保存較好（僅海西晚期油氣資源受到局部破壞）。該兩期的巨大油氣資源（89.0×10⁸t）為本區(qū)大一特大型油氣藏的形成提供了充分的資源保證。

7.2　區(qū)域構(gòu)造位置有利

本區(qū)處于阿克庫勒凸起的南部，該凸起是長期發(fā)育的大型古凸起，加里東中晚期形成雛形，海西早期成為大型鼻凸，海西晚期得到進(jìn)一步加強(qiáng)，喜馬拉雅期鼻凸北部強(qiáng)烈下沉，阿克庫勒凸起最終定型。因此，處于該凸起南部的塔河油田區(qū)下古生界始終保持南傾格局，是其南滿加爾坳陷所生成的油氣長期持續(xù)運(yùn)移的指向區(qū)，并是聚集成藏的有利地區(qū)。

7.3　巖溶縫洞型儲集體發(fā)育

勘探表明本區(qū)巖溶縫洞型儲集體相當(dāng)發(fā)育，這與本區(qū)所處巖溶發(fā)育位置及構(gòu)造變形位置密切有關(guān)。

研究表明，巖溶地貌與儲層發(fā)育關(guān)系密切。巖溶高地以垂直滲流帶發(fā)育為特征，僅在其邊緣具水平潛流帶，中小型溶蝕孔洞較發(fā)育，但充填作用強(qiáng)，因而巖溶縫洞儲集體發(fā)育程度中等—較差；巖溶谷地各巖溶垂直分帶均不甚發(fā)育，且充填作用更嚴(yán)重，因而巖溶縫洞儲集體發(fā)育較差；巖溶斜坡垂直滲流、水平潛流巖溶帶均發(fā)育，大、中、小型溶蝕孔洞發(fā)育，且保留的機(jī)遇較高，其中特別是坡度較緩的巖溶斜坡（即巖溶緩坡）及其上的巖溶殘丘，因此巖溶縫洞儲集體最為發(fā)育。從阿克庫勒凸起海西早期巖溶地貌分區(qū)圖（圖2）可見，塔河奧陶系油氣藏處于巖溶緩坡和其上的巖溶殘丘分布區(qū)，這是本區(qū)巖溶縫洞儲集體發(fā)育最重要的因素。

同時(shí)，從本區(qū)所處的構(gòu)造位置看，本區(qū)主體處于北東向（形成了海西早期）與東西向（形成于海西晚期）構(gòu)造的交會處，是構(gòu)造裂縫最發(fā)育的地區(qū)（圖3）；同時(shí)本區(qū)3、4、6號區(qū)塊處于古阿克庫勒北東向大型鼻凸的軸部，擠壓拱張裂縫發(fā)育。由于上述兩項(xiàng)因素使本區(qū)主體裂縫十分發(fā)育。裂縫不僅是碳酸鹽巖儲層中重要的儲集空間和滲濾通道，裂縫還與巖溶發(fā)育程度密切有關(guān)。巖溶期前形成的裂縫為巖溶發(fā)育提供了重要通道，從而為地表水系及地下水系的發(fā)育及兩者間的溝通起了重要作用；巖溶期后形成的裂縫對于溝通半充填或未充填的溶蝕孔洞起了重要作用，從而形成裂縫－溶蝕孔洞網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，構(gòu)成極發(fā)育的縫洞儲集體。

圖2　塔里木盆地阿克庫勒凸起海西早期巖溶古地貌圖　Fig.2　The paleokarst relief at Hercynian period in Akekule heave in Tarim basin

1—巴楚組厚度等值線；2—巴楚組尖滅線；3—巖溶殘丘；4—巖溶高地；5—巖溶斜坡；6—巖溶洼地；7—1：完鉆井，2：部署井

圖3　塔里木盆地阿克庫勒凸起塔河油田構(gòu)造圖　Fig.3　The structural map of Akekule heave of Tahe oil field in Tarim basin

1—斷層；2—構(gòu)造高；3—井位；4—構(gòu)造低

由于本區(qū)處于阿克庫勒凸起上巖溶發(fā)育最有利的部位（巖溶緩坡及其上的巖溶殘丘），且處于構(gòu)造裂縫發(fā)育的有利部位，因此是阿克庫勒凸起上巖溶縫洞系統(tǒng)最發(fā)育的地區(qū)，這是本區(qū)形成大—特大型油氣藏最重要的因素。

7.4　封蓋條件良好

本區(qū)下奧陶統(tǒng)儲層之上普遍覆蓋了數(shù)十米下石炭統(tǒng)巴楚組泥質(zhì)巖作為油氣藏的直接蓋層，使本區(qū)海西晚期以來形成的油氣藏具備了良好的封蓋、保存條件。

8　結(jié)束語

通過上面論述，可以得出如下主要結(jié)論：

（1）塔河油田奧陶系油氣藏是一“超億噸級”大型油氣藏，并且有可能培育成特大型油氣藏。大—特大型油氣藏形成的主要地質(zhì)條件是：油源豐富，區(qū)域構(gòu)造位置有利，巖溶縫洞儲集體發(fā)育，封蓋、保存條件好。

（2）該油氣藏的儲層為特殊的巖溶縫洞儲集體，主要儲集類型包括裂縫－溶洞型、裂縫－孔洞型、孔洞－裂縫型及裂縫型，以前兩者最為重要。

（3）該油氣藏的圈閉類型既不是一般意義上的地層不整合圈閉，也不是潛山或殘丘型圈閉，而是一種特殊的巖性圈閉－巖溶縫洞型圈閉。

（4）該油氣藏經(jīng)歷了復(fù)雜的成藏歷史，主要在海西晚期成藏，在晚海西運(yùn)動—印支運(yùn)動期間受到以生物降解為主輕度破壞，后經(jīng)燕山期—喜馬拉雅期高成熟油氣的充注和改造。

The Characters of oil and gas reservior in Ordovician,Tahe oil field

Jiang Huashan Ye desheng Wang shaoli Yan Wenxin

(Academy of Planning And Designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology)

Abstract:Tahe oil field is located at the southwest part of Akekule heave, it is discovered as a big oil and gas field which has more than 100 million tons of oil reserves.The oil and gas accumulation in Ordovician is its main part,it is controlled by Akekule heave according to prospecting and researching,and it is a karst-crack-typed oil and gas reservoir with highly unisotropism.It has experienced a long period,and its main accumulating time is late Hercynian period.The tectonic movements in late Hercynian period have destroyed this oil and gasreservoir,and have produced heavy oil reservoirs.The oil and gas accumulation in Ordovician has been mixed with highly matured oil and gas produced during and after Yinzhi-Yanshan period.

Key words:Tahe oil field　Oil and gas accumulation in Ordovician　Karst-crack reservoir　Accumulating time

塔河地區(qū)碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)方法研究

李宗杰　韓革華　黃緒寶　張旭光

（新星公司西北石油局規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院，烏魯木齊 830011）

摘要　作者分析了新疆塔里木盆地北部塔河油田區(qū)碳酸鹽巖儲層的特點(diǎn)和預(yù)測的難點(diǎn)，并針對這些難點(diǎn)，初步找到了利用地震資料進(jìn)行碳酸鹽巖儲層預(yù)測的方法技術(shù)系列。通過在塔河油田的應(yīng)用取得了較好的效果。這些技術(shù)方法主要包括：古地貌研究、古水系研究、振幅提取、相干計(jì)算、波阻抗反演技術(shù)、模式識別技術(shù)、多參數(shù)直方圖、二維交會圖、三維交會圖分析技術(shù)等。

關(guān)鍵詞　古地貌研究　古水系研究　振幅提取　相干計(jì)算　波阻抗反演　模式識別　多參數(shù)分析

1　引言

塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層是塔里木盆地北部油氣勘探的主要目的層之一，儲層具有兩個(gè)顯著特點(diǎn)，一是目的層埋藏深（大都在5000m以下），地震反射信號較弱；二是儲集空間為構(gòu)造裂縫及溶蝕孔、洞、縫系統(tǒng)，縱向及橫向非均質(zhì)性強(qiáng)。

隨著勘探開發(fā)程度的不斷深入，在碳酸鹽巖儲層預(yù)測研究中主要存在以下三個(gè)方面的問題：

（1）探索碳酸鹽巖儲層預(yù)測的地球物理方法技術(shù)系列。

（2）區(qū)別碳酸鹽巖儲集空間內(nèi)充填物的性質(zhì)，即油、氣、水、硅質(zhì)、砂泥質(zhì)、方解石等充填物的識別，也就是含油氣性判別。

（3）建立碳酸鹽巖儲層的地質(zhì)、地球物理模式。

針對上述問題，主要采用了以下幾類碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)手段：

（1）利用三維地震資料進(jìn)行古地貌、古水系研究。

（2）利用地震特殊處理技術(shù)進(jìn)行以下儲層預(yù)測研究。地震屬性參數(shù)提?。ㄕ穹?、頻率等），地震特征計(jì)算（相干值），地震反演（測井約束反演），測井反演類（利用地震約束的測井反演）。

（3）模式識別等油氣識別技術(shù)。

利用上述多種地球物理參數(shù)，引入直方圖分析、二維、三維交會圖分析等技術(shù)進(jìn)行多參數(shù)綜合分析評價(jià)，預(yù)測儲層的分布取得了顯著效果，使針對碳酸鹽巖儲層的鉆井成功率在80％以上，證明上述技術(shù)方法具有推廣應(yīng)用價(jià)值。

2　碳酸鹽巖儲層預(yù)測研究技術(shù)方法

通過對塔河地區(qū)碳酸鹽巖儲層特點(diǎn)、預(yù)測難點(diǎn)的分析和長時(shí)間的摸索和實(shí)踐確定了如圖1所示的碳酸鹽巖儲層預(yù)測研究流程，初步探索出了有效的技術(shù)方法系列，下面將介紹各種方法的基本原理和應(yīng)用條件。

2.1　古地貌、古水系研究

圖1　利用地震資料預(yù)測碳酸鹽巖儲層研究框圖　Fig.1　The forecast workflow of carbonatite reservoir by seismics

塔河地區(qū)構(gòu)造位置隸屬新疆塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫勒凸起上，阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽巖古巖溶發(fā)育的時(shí)期主要為海西早期，部分地區(qū)疊加了海西晚期巖溶作用。

古巖溶發(fā)育程度受多種因素控制，其中包括巖性、構(gòu)造、氣候、巖溶持續(xù)時(shí)間等，其中構(gòu)造是控制古巖溶發(fā)育的重要外在因素之一，主要表現(xiàn)為：①構(gòu)造背景是古巖溶發(fā)育的基礎(chǔ)；②構(gòu)造格局控制了巖溶地貌的分區(qū)；③斷裂和裂縫是地下水重要通道，對古巖溶的發(fā)育具有重要控制作用。因此對古地貌、古水系的研究是進(jìn)行奧陶系儲層預(yù)測的重要環(huán)節(jié)。

石炭系底部巴楚組是在中下奧陶統(tǒng)風(fēng)化殼之上的填平補(bǔ)齊式沉積，其厚度可間接反映中下奧陶統(tǒng)風(fēng)化殼型巖溶的地貌特征。石炭系巴楚組頂部的雙峰灰?guī)r是區(qū)域標(biāo)志層，它代表一種沉積環(huán)境相對穩(wěn)定情況下的沉積。我們利用地震資料的層拉平技術(shù)，將地震數(shù)據(jù)體或奧陶系頂面構(gòu)造圖沿雙峰灰?guī)r頂面拉平，拉平后的奧陶系頂面的構(gòu)造面貌，基本代表了海西早期巖溶發(fā)育時(shí)的地貌特征。這樣就可以根據(jù)古地貌特征，確定巖溶高地、巖溶斜坡、巖溶洼地，從而預(yù)測碳酸鹽巖儲層的有利分布范圍。

古水系發(fā)育的研究是古巖溶研究的又一個(gè)重要環(huán)節(jié)。我們在精細(xì)構(gòu)造解釋的基礎(chǔ)上，利用地震的層拉平技術(shù)和三維立體可視化解釋技術(shù)相結(jié)合，通過振幅屬性的調(diào)整，結(jié)合鉆井巖心、測井解釋的數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)定，直接利用三維地震數(shù)據(jù)體分析古地表水系、地下水系的發(fā)育情況，從而利用古水系的分布規(guī)律預(yù)測碳酸鹽巖儲層的有利分布區(qū)域。

2.2　儲層預(yù)測的地球物理參數(shù)方法

（1）相干體技術(shù)

相干體技術(shù)是利用地震信息計(jì)算各道之間的相關(guān)性，突出不相關(guān)的異常現(xiàn)象。一般認(rèn)為原始地層沉積時(shí)，地層是連續(xù)的，即使在橫向上有變化也是一種漸變過程。所以，地震波在橫向上基本是相似的。影響地震道之間不相關(guān)的因素較多，地震資料處理的噪音、地層傾角變化、巖性變化、地層中存在的斷層和裂縫，以及火成巖體、礁體、鹽丘及泥巖刺穿體等因素，都會影響地震道的相關(guān)性。在塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層段若地震資料品質(zhì)好，橫向巖性變化不大，斷裂的位置可通過地震剖面解釋確定，那么影響地震道不相關(guān)因素主要是裂縫及溶蝕孔洞和微小斷裂，即碳酸鹽巖的主要儲集空間。所以，利用相干體技術(shù)可以預(yù)測碳酸鹽巖的孔、洞、縫發(fā)育帶。這里說明一點(diǎn)，相干體只是宏觀預(yù)測碳酸鹽巖孔、洞、縫的發(fā)育帶，至于孔、洞、縫中充填的是油、氣、水，還是泥質(zhì)、鈣質(zhì)、硅質(zhì)充填，不能區(qū)分。雖然這些物質(zhì)的充填也會引起地震道之間的不相關(guān)性，不相關(guān)的程度有多大，尚不能判別，因此還要借助于其他方法。

（2）振幅提取技術(shù)

影響地震反射波振幅的因素較多，拋開地震數(shù)據(jù)采集、處理的影響外，假設(shè)在地震處理中，保幅處理較好，那么在奧陶系碳酸鹽巖儲層中，影響振幅的則是孔、洞、縫的發(fā)育程度。一般認(rèn)為儲層中孔洞縫發(fā)育則會使振幅減小，因此振幅提取技術(shù)也是預(yù)測碳酸鹽巖儲層的有效手段之一，它可以指出碳酸鹽巖孔、洞、縫發(fā)育帶，不能區(qū)分其充填物?？锥粗衅涑涮钗锊煌瑒t振幅衰減的程度不同，能否分辨還要取決于地震波的分辨率。

（3）波阻抗反演

地震資料反演的波阻抗數(shù)據(jù)，是進(jìn)行巖性解釋的有效手段。根據(jù)反演的約束條件不同，可分為無井約束反演、單井約束反演、多井約束反演。反演的算法也有很多種，影響反演結(jié)果的因素有以下幾個(gè)方面：

a.地震基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的資料品質(zhì)，品質(zhì)好（信噪比高、分辨率高、保真度高），反演效果好；否則差。

b.針對碳酸鹽巖儲層，聲波測井曲線能否正確反應(yīng)裂縫發(fā)育帶及不發(fā)育帶，直接影響著測井約束反演的結(jié)果。若聲波時(shí)差曲線不能反應(yīng)裂縫發(fā)育帶，就要通過其他的測井曲線如側(cè)向電阻率曲線來建立速度模型，進(jìn)行正演，與已知井旁道進(jìn)行對比，以校正聲波時(shí)差曲線，提高反演的精度和效果。

c.約束反演中子波的提取與確定，也是影響波阻抗反演成果的因素。子波在時(shí)間上和空間上應(yīng)該是變化的，尤其是利用多口井確定的子波，反演中用一個(gè)，還是都用，也會影響波阻抗反演結(jié)果的精度。

d.約束反演中，初始模型的建立，也就是精細(xì)層位標(biāo)定和解釋，是反演結(jié)果好壞的基礎(chǔ)。

e.如何對聲波測井曲線進(jìn)行環(huán)境校正，制作精度高的合成地震記錄是反演的關(guān)鍵。

f.參與測井約束反演的井越多，反演的結(jié)果越可靠。

碳酸鹽巖地層是高波阻抗巖層，當(dāng)巖層中存在孔、洞、縫發(fā)育帶時(shí)，波阻抗值會降低，低阻抗帶基本反映了儲層的發(fā)育帶。也應(yīng)注意一點(diǎn)，低波阻抗帶也只是反映了孔洞縫發(fā)育帶，致于其充填物是油、氣、水還是泥質(zhì)、砂泥、硅質(zhì)，也要依據(jù)波阻抗反演的分辨率以及充填物與基質(zhì)、圍巖的波阻抗差別大小來判別。

若取灰?guī)r地震波速度為6350m/s，灰?guī)r孔隙度取4％，按時(shí)間平均方程計(jì)算，當(dāng)孔隙充填氣體時(shí)（取氣為340m/s）速度將下降37.5％。當(dāng)充填物為水時(shí)（取v=1500m/s）速度將下降10％。當(dāng)充填物為油時(shí)（取v=1200m/s），則速度降低為12.7％。當(dāng)充填物為泥質(zhì)時(shí)（取v=4700m/s），則速度降低1.2％。當(dāng)灰?guī)r中裂縫孔洞發(fā)育時(shí)，孔隙度增大，則相應(yīng)的速度降低幅度也將增大。

（4)Jason反演中利用地震資料約束的測井反演技術(shù)

這種方法就是利用井旁地震道內(nèi)插出一個(gè)地震數(shù)據(jù)體，將內(nèi)插地震數(shù)據(jù)體與實(shí)測地震數(shù)據(jù)體相對比，然后改變每一個(gè)樣點(diǎn)的權(quán)系數(shù)值，直到內(nèi)插的數(shù)據(jù)體與實(shí)測數(shù)據(jù)體的誤差滿足精度要求，從而求出一個(gè)權(quán)系數(shù)體。再利用已知井的結(jié)果，通過權(quán)系數(shù)控制得到內(nèi)插、外推的各種結(jié)果，如波阻抗、孔隙度、含水飽和度等。這種方法較適用于開發(fā)階段，它一般要求100km²的面積，要有10口以上鉆井，且在區(qū)內(nèi)均勻分布。如果區(qū)內(nèi)鉆井少，分布很不均勻時(shí)，其精度將大受影響。

2.3　神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)與模式識別油氣預(yù)測方法

神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)與模式識別是利用地震資料直接檢測油氣的方法，是對前面幾種方法的一種補(bǔ)充。利用已知油氣井和干井井旁地震道，提取特征信息，建立判別函數(shù)，對未知樣本判別其含油氣性。這些方法在碎屑巖儲層研究中取得了較好的效果。在塔北由于目的層埋藏較深、地震信息較弱，儲層橫向非均質(zhì)性嚴(yán)重等因素，在特征參數(shù)、樣本選擇、時(shí)窗選擇上作了大量試驗(yàn)應(yīng)用研究，在油氣直接檢測方面取得了一定效果。

2.4　地球物理參數(shù)分析技術(shù)

采用直方圖、二維交會圖、三維交會圖等多參數(shù)聚類分析技術(shù)，對多種地球物理參數(shù)進(jìn)行綜合分析評價(jià)，預(yù)測碳酸鹽巖儲層的有利發(fā)育帶。

3　碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)應(yīng)用實(shí)例

3.1　古地貌研究實(shí)例

利用三維地震的層拉平技術(shù)，將牧場北工區(qū)奧陶系頂面 t_。圖沿雙峰灰?guī)r頂面拉平，并用三維可視化技術(shù)對該拉平的層面進(jìn)行立體顯示（圖2），該圖基本反映了該區(qū)古巖溶時(shí)期的古地貌特征。

從阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽巖巖溶地貌上分析，牧場北地區(qū)位于巖溶斜坡帶的殘丘上，牧場北工區(qū)正處于Ln27井所處的巖溶殘丘一帶。從圖2上可以看出牧場北工區(qū)的巖溶殘丘并非一個(gè)，而是巖溶殘丘的群體。對比牧場北古巖溶地貌與桂林地區(qū)現(xiàn)代峰叢、峰林巖溶地貌形成的模式（圖3），二者極為相似。

圖2　牧場北三維工區(qū)古地貌立體顯示圖（時(shí)間域）　Fig.2　The 3D stereoscopic display of fossil landscape

圖3　桂林峰叢、峰林巖溶地貌形成示意圖　Fig.3　The forming diagram of Karst spike crowd and forest in Guilin,China

通過牧場北地區(qū)古巖溶地貌綜合分析，得出以下結(jié)論：

（1）牧場北古地貌東高、西低，與現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)相似。

（2）牧場北古地貌巖溶殘丘可以分為三類。第一類，S48井區(qū)（塔河4號油田）為I級殘丘；第二類，Ln27-S66井區(qū)、S67井區(qū)殘丘為Ⅱ級殘丘；第三類，Ln27井－S66井西北部殘丘為Ⅲ級殘丘。各殘丘帶之間有溶蝕溝。工區(qū)北部、西北、西南部位均處于較低洼的部位。

（3）從本區(qū)溶溝的展布方位推斷本區(qū)裂縫（節(jié)理）主要發(fā)育兩組，一組為北東向，一組為北西向。這種發(fā)育模式可能與本區(qū)位于阿克庫木構(gòu)造帶和阿克庫勒構(gòu)造帶的交匯部位有關(guān)。

（4）分析本區(qū)鉆井油氣成果和古地貌特征，鉆獲工業(yè)油氣流的 S48、T401、T402、TK408井均處于古地貌較高的殘丘上，顯示較好的鉆井S66、S67、S65井也位于巖溶殘丘的高部位或巖溶殘丘的斜坡部位。

（5）根據(jù)上述古地貌分析，預(yù)測本區(qū)碳酸鹽巖儲層的有利發(fā)育帶為：

第一類有利區(qū)，S48井區(qū)的工級殘丘；第二類有利區(qū)，Ln27-S66、S67井區(qū)的Ⅱ級殘丘；第三類有利區(qū)，Ln27-S66井西的Ⅲ級殘丘。

經(jīng)位于第二類有利區(qū)的S71井鉆井獲工業(yè)油氣流，但比位于第一類有利區(qū)的S48井區(qū)的產(chǎn)能低，證實(shí)我們的預(yù)測是正確的。

3.2　古水系研究實(shí)例

利用地震數(shù)據(jù)和鉆井、測井成果對艾協(xié)克工區(qū)塔河3、4號油田區(qū)的古水系進(jìn)行了研究。

首先將艾協(xié)克三維工區(qū)的地震數(shù)據(jù)體沿雙峰灰?guī)r頂面

地震反射波進(jìn)行層拉平處理。再將拉平后的三維數(shù)據(jù)體加載到三維可視化軟件中，然后通過調(diào)整振幅屬性，沿拉平后的雙峰灰?guī)r頂面向下分析，在奧陶系頂面附近，黑色振幅連接成樹枝狀，類似水系的展布（圖4）；在奧陶系頂面以下約150 m左右，觀察到一組黑色振幅連成樹枝狀，也類似水系的展布（圖5）。根據(jù)鉆井資料S64井在奧陶系風(fēng)化面附近鉆遇角礫灰?guī)r，代表著溶溝充填物沉積。S61井在奧陶系頂面以下198.4 m處放空1.29 m，鉆遇溶洞。S64井、S61井又正好處于樹枝狀黑色振幅連線附近，所以樹枝狀的振幅分布，很有可能是古水系的地震反映。

對靠近奧陶系頂部的地表水系和奧陶系內(nèi)部的地下水系發(fā)育情況進(jìn)行了分析，塔河3、4號油田區(qū)古水系發(fā)育具有以下特征：

（1）本區(qū)奧陶系頂面古構(gòu)造上呈現(xiàn)北高南低的格局，水系較發(fā)育，水由北向南流。

（2）本區(qū)主要發(fā)育4組水系。以中間的兩組水系為主。地表及地下水系均呈樹枝狀分布。除主干河道外，還有許多分支河道。分支河道向下游逐漸匯聚。

（3）本區(qū)地表與地下水系有很強(qiáng)的相關(guān)性，且地表水系較地下水系發(fā)育。

（4）本區(qū)南部各水系匯聚成主干河道，分支河道不發(fā)育，與本區(qū)中上奧陶統(tǒng)覆蓋地區(qū)相吻合，地表及地下水系主要發(fā)育在中上奧陶統(tǒng)缺失區(qū)。中、上奧陶統(tǒng)尖滅線附近，為海水、淡水交匯地區(qū)，是混合巖溶的有利發(fā)育區(qū)。

（5）古水系的發(fā)育與本區(qū)南北、北東、北西向三組斷裂、裂縫發(fā)育有關(guān)。

（6）對比塔河3號油田和塔河4號油田地表及地下水系；可以看出塔河4號油田區(qū)分支河道多于塔河3號油田區(qū)。

（7）從本區(qū)已完鉆井的油氣產(chǎn)出情況與地表、地下水系的發(fā)育狀況分析，處于多支分支河道交匯處的鉆井，如S48井有較高的油氣產(chǎn)能。水系不發(fā)育的地區(qū)油氣產(chǎn)出也較少，甚至沒有產(chǎn)出，如TK303井。

圖4　艾協(xié)克三維工區(qū)奧陶系頂面附近（3448ms）地震切片圖（層拉平后）　Fig.4　Seismic slices near the top of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

利用地震資料進(jìn)行古水系研究，為古巖溶發(fā)育研究提供了基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。分析認(rèn)為，分支河道交會地區(qū)是巖溶洞穴發(fā)育的有利區(qū)域，主干河道和分支河道不發(fā)育的地區(qū)為儲層發(fā)育的不利地區(qū)。這種方法為地下河、溶洞的展布研究，塔河油區(qū)儲層地質(zhì)模式的建立提供了可靠的地質(zhì)依據(jù)。

3.3　儲層預(yù)測的地球物理參數(shù)方法應(yīng)用效果

（1）反演波阻抗的應(yīng)用效果

為進(jìn)一步研究艾協(xié)克三維工區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層的橫向變化規(guī)律，利用該區(qū)三維地震保幅數(shù)據(jù)體和工區(qū)內(nèi)已完鉆的T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62等10口鉆井的測井資料，進(jìn)行了測井約束的地震反演。

圖6為預(yù)測井 TK407井波阻抗反演剖面，鉆井揭示 TK407井的油氣層主要集中在5391.5～5478m，即風(fēng)化面以下80m范圍以內(nèi)（約30ms）。與波阻抗剖面上的奧陶系風(fēng)化面以下33ms內(nèi)的低波阻抗相對應(yīng)，吻合很好。

利用上述方法對區(qū)內(nèi)鉆井逐個(gè)分析，約束井的吻合率約為70％～80％，檢驗(yàn)、預(yù)測井成功率為60％～76％。

（2）振幅參數(shù)應(yīng)用效果

為更客觀地分析振幅屬性參數(shù)，我們選用井周圍約50m范圍內(nèi)的振幅平均值，作為該井附近的振幅值。分析振幅值與相應(yīng)油氣儲層的關(guān)系，確定振幅門檻值。通過分析奧陶系頂面以下20ms時(shí)窗內(nèi)各參數(shù)平均值，艾協(xié)克工區(qū)振幅門檻值為2400，艾協(xié)克北工區(qū)為7000，牧場北工區(qū)為7400（振幅為相對值，量綱一）。經(jīng)預(yù)測井TK407、TK408等鉆井鉆探證明該參數(shù)預(yù)測的成功率約為68％～80％。

圖5　艾協(xié)克三維工區(qū)奧陶系內(nèi)部（3496ms）地震切片圖（層拉平后）　Fig.5　Seismic slices of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）

圖6　過TK407井波阻抗反演剖面　Fig.6　The section of impedance inversion cross well TK407

（3）相干參數(shù)應(yīng)用效果

按照與振幅參數(shù)相同的分析方法，確定奧陶系頂面以下約20ms時(shí)窗以內(nèi)的門檻值為：艾協(xié)克北三維相關(guān)門檻值為9.05％（相對值），艾協(xié)克工區(qū)門檻值為33％（相對值），牧場北門檻值為95％（相對值），這些值不同是由于各工區(qū)數(shù)據(jù)沒有做歸一化處理。經(jīng)T4K 07、TK408等井鉆探證實(shí)，相干參數(shù)在各工區(qū)有較高的成功率。

3.4　模式識別油氣預(yù)測方法應(yīng)用效果

為了能夠在有利儲集層分布區(qū)，進(jìn)一步判別儲集空間內(nèi)的含油氣性和間接判別充填物性質(zhì)，對塔河地區(qū)碳酸鹽巖儲層進(jìn)行了模式識別油氣預(yù)測，取得了一定效果。

圖7　過S71井模式識別異常剖面圖　Fig.7　The section of pattern recognition anomalies cross well S71

在牧場北工區(qū)利用S48、T401井作為油井樣本，LN27井作為干井樣本，進(jìn)行了模式識別處理。本次模式識別所選用的時(shí)窗為36 ms，特征參數(shù)主要選擇伯格譜、自相關(guān)、自回歸模型參數(shù)。如圖7為預(yù)測井S71井模式識別油氣預(yù)測異常剖面圖，由圖分析S71井可望鉆獲工業(yè)油氣流，后經(jīng)實(shí)鉆證實(shí)預(yù)測是正確的。

3.5　地球物理多參數(shù)分析技術(shù)應(yīng)用

（1）直方圖分析技術(shù)應(yīng)用

利用直方圖分析技術(shù)對所求取的各項(xiàng)沿層的地震參數(shù)，比如沿層的振幅、相干值、波阻抗、模式識別異常、頻率異常等進(jìn)行量化分析。

以艾協(xié)克北奧陶系頂面以下20ms時(shí)窗內(nèi)的平均波阻抗分析為例，通過平均波阻抗的直方圖分析，該區(qū)沿層平均波阻抗值主要集中在11000到14500之間（數(shù)值為相對值）。綜合分析實(shí)鉆井油氣儲層與波阻抗的之間的關(guān)系，確定門檻值為12800，將低于12800的波阻抗分布的范圍展在平面圖上，根據(jù)具體情況調(diào)整波阻抗值的選擇范圍，使預(yù)測區(qū)域中已知鉆井的吻合率達(dá)到70％以上，這時(shí)就可以對有利儲層的預(yù)測分布范圍進(jìn)行外推。

（2）二維交會圖分析技術(shù)應(yīng)用

利用二維交會的方式，將沿層任意兩種地球物理參數(shù)進(jìn)行分析，比如對牧場北三維工區(qū)奧陶系頂面以下20 ms時(shí)窗內(nèi)的平均相干值、振幅、波阻抗的等進(jìn)行兩兩交會，從而分析各參數(shù)間的關(guān)系以及兩種參數(shù)與儲層的關(guān)系。選擇弱振幅、弱相干的參數(shù)，通過RAVE的發(fā)射功能，就可以將所選中的兩種參數(shù)的有利分布范圍展到平面圖上。還可以調(diào)整兩種參數(shù)范圍，分析有利儲層的平面展布范圍。

（3）三維交會圖分析技術(shù)應(yīng)用

三維交會圖是利用三種參數(shù)進(jìn)行交會分析的技術(shù)，如圖8為艾協(xié)克工區(qū)奧陶系頂面以下20 ms平均相干、波阻抗、振幅的三維交會圖，圖中黑區(qū)為選擇的弱相干、弱振幅、低波阻抗的有利參數(shù)區(qū)，利用RAVE的功能就可以直接將有利參數(shù)所代表的儲層有利分布范圍展布到平面圖上（圖9）。利用這種方法可以綜合三種參數(shù)進(jìn)行評價(jià)分析，確定有利儲集體的分布，減少單個(gè)參數(shù)的局限性。

圖8　艾協(xié)克三維工區(qū)平均相干、振幅、波阻抗三維交會圖（O₁頂面以下20ms)　Fig.8　The 3D cross plot of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area (20 ms under the top of O₁）

總之，上述分析方法技術(shù)為參數(shù)的量化分析和多參數(shù)綜合分析提供了可靠的技術(shù)手段。

4　結(jié)論

經(jīng)過幾年的實(shí)踐，逐步形成了一套適合于塔北碳酸鹽巖儲層預(yù)測的方法組合，其中主要包括測井約束地震反演、地震約束的測井反演、相干體計(jì)算、振幅提取等方法。

利用模式識別方法進(jìn)行油氣預(yù)測，為在碳酸鹽巖儲層發(fā)育帶尋找油氣儲層提供了有效的輔助技術(shù)手段。利用三維地震數(shù)據(jù)體層拉平技術(shù)，進(jìn)行古地貌、古水系研究，為建立塔河地區(qū)巖溶發(fā)育的地質(zhì)模式奠定了基礎(chǔ)。

碳酸鹽巖有利儲層的地球物理特征一般表現(xiàn)為：低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相關(guān)性、較低的頻率等。因各工區(qū)地震數(shù)據(jù)不同，其門檻值也不同。應(yīng)分區(qū)分別建立碳酸鹽巖儲層的地球物理模式。儲層預(yù)測不能靠單一的技術(shù)方法，每種方法都有其自身的適應(yīng)性和局限性，必須堅(jiān)持多參數(shù)綜合評價(jià)分析的方針。直方圖分析和交會圖分析技術(shù)為多參數(shù)分析研究提供了有效的技術(shù)手段。

圖9　艾協(xié)克三維工區(qū)平均相干、振幅、波阻抗分析有利儲層分布圖（O1頂面以下20 ms) Fig.9　Distribution offavorablereservoir by the analysis of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area(20 ms under thetop of O1）

上述方法技術(shù)在塔河碳酸鹽巖儲層預(yù)測研究方面取得明顯效果，但還需在今后的工作中不斷總結(jié)、改進(jìn)、完善、提高，為碳酸鹽巖油氣勘探發(fā)揮更大作用。

參考文獻(xiàn)

[1]N·P·詹姆斯、P·W·肖凱．胡文海、胡征欽等譯．古巖溶．北京：石油工業(yè)出版社，1992,23～51

The forecast methods of carbonite reservoir in Tahe region

Li Zhongjie　Han Gehua　Huang Xubao　Zhang Xuguang

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi　83001 1)

Abstract:The writer analyses the characters and difficult point of carbonatite reservoir prediction, gives a set of preliminary technology for it by using seismic data at Tahe area in Tarim basin.Actual results prove its effectiveness in the area.Technical methods inclucle:fossil landscape study、fossil hydrographic net study、amplitude obtaining、coherence calculation acoustic impedance inversion、pattern recognition、multi-parameters block diagram、2D cross plot、3D cross plot.

Key words:fossil landscape study　fossil hydrographic net study　amplitude obtaining　coherence calculation　acoustic impedance inversion　pattern recognition　multi-parameters analysis

大連塔河灣有升值空間嗎

大連塔河灣有升值空間。塔河灣海水浴場位于旅順口區(qū)東部的龍王塘鎮(zhèn)內(nèi),在通往旅順至大連南路段鹽場連接郭家溝村沿黃海岸邊,全長3公里左右。每年七、八、九月份,盛夏時(shí)節(jié),這里是游泳避暑的好地方。

塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好（塔河空間設(shè)計(jì)公司哪家好一點(diǎn)）

塔河油田奧陶系巖溶發(fā)育特征及受控因素

林忠民李正芬羅傳容

（西北石油局規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院烏魯木齊　830011）

摘要塔河油田奧陶系油藏儲集空間以碳酸鹽巖巖溶孔洞縫為主，巖溶發(fā)育程度對奧陶系油氣成藏有重要的控制作用。塔河油田奧陶系巖溶發(fā)育，在縱向上分為地表巖溶層、滲流巖溶層和潛流巖溶層；平面上又分為7個(gè)巖溶系統(tǒng)。巖溶發(fā)育深度以風(fēng)化面以下至150 m的范圍內(nèi)最為發(fā)育。海西期是巖溶發(fā)育的主要時(shí)期，根據(jù)巖溶作用的不同形式又可分為4個(gè)重要的巖溶發(fā)育階段。原巖性質(zhì)、斷裂強(qiáng)度、古地貌形態(tài)、古氣候及古水系是控制巖溶發(fā)育的主要因素。斷裂強(qiáng)度是巖溶發(fā)育程度最為重要的因素，大型溶洞沿?cái)嗔寻l(fā)育，多組斷裂的交匯處巖溶發(fā)育，溶洞發(fā)育，但充填亦嚴(yán)重。

關(guān)鍵詞　塔河油田　奧陶系　巖溶特征　受控因素

塔里木盆地阿克庫勒凸起已發(fā)現(xiàn)了多個(gè)油氣田，特別是塔河油田奧陶系油氣藏具有規(guī)模大、埋藏深、儲層非均質(zhì)強(qiáng)、勘探難度大等特點(diǎn)。塔河油田奧陶系油氣藏儲集空間以碳酸鹽巖溶蝕孔洞縫為主，受巖溶發(fā)育程度及斷裂活動強(qiáng)度等因素的控制。隨著塔河油田奧陶系油氣勘探開發(fā)的不斷深入，對奧陶系巖溶發(fā)育特征及受控因素的認(rèn)識逐漸清晰，這些認(rèn)識對塔河油田的勘探與開發(fā)具有重要意義。

1　奧陶系巖石學(xué)及成巖特征

1.1　巖石學(xué)特征

通過古生物地層研究，初步建立起了塔河油田奧陶系地層序列。塔河油田的南部發(fā)育中、上奧陶統(tǒng)（S60井、TK203井），為恰爾巴克組和良里塔格組，分別屬廟坡期和寶塔—臨湘期。塔河油田主體部位，鉆井僅揭示了一間房組和鷹山組，分別屬大灣晚期—牯牛潭期和紅花園晚期—大灣早期。下奧陶統(tǒng)以泥晶、微晶、砂屑、粒屑灰?guī)r為主，頂部局部地區(qū)造礁生物發(fā)育，如沙60井所鉆下奧陶統(tǒng)發(fā)現(xiàn)大量造礁生物古缽海綿（葵盤石類）、藍(lán)綠藻絲體粘附生物屑現(xiàn)象、單體珊瑚、腕足、三葉蟲（Megalospides sp.）等生物以及鮞粒灰?guī)r，相當(dāng)于一間房組，為淺海臺緣礁灘相生屑、砂屑、藻屑碳酸鹽巖。中上奧陶統(tǒng)以泥質(zhì)灰?guī)r為主，含較多泥質(zhì)，也夾有灰質(zhì)泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，局部見有小型生物礁（表1）。

1.2　成巖特征

區(qū)內(nèi)奧陶系埋深多超過5000m，處于中成巖期成熟階段B亞段和超成熟階段。主要成巖作用有壓實(shí)、壓溶、膠結(jié)、溶蝕和破裂作用，其次為重結(jié)晶、白云化和硅化等作用。其主要特征為：

表1　塔河油區(qū)奧陶系生物地層層序　Table1　The biologic stratum sequence of Ordovician system in Tahe oil field

①壓實(shí)作用強(qiáng)。由于長期深埋藏，巖石經(jīng)歷了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。

②膠結(jié)作用強(qiáng)烈。特別是發(fā)育于臺地邊緣相的粒屑灰?guī)r經(jīng)歷了多期膠結(jié)作用，原生粒間孔及早期次生溶蝕孔多被后期膠結(jié)物填塞。

③發(fā)育多期溶蝕作用。早期近地表淡水溶蝕，加里東—海西期抬升剝蝕區(qū)的古表生溶蝕和埋藏期的深部溶蝕。其中，早期近地表淡水溶蝕孔已被后期膠結(jié)物充填，儲層的有效孔隙主要為古表生溶蝕孔，其次為埋藏期溶蝕孔。

④成巖演化不均衡。奧陶系沉積后，經(jīng)受了早成巖期的海底成巖作用和近地表成巖作用，并逐步埋藏進(jìn)入中成巖期。受加里東—海西運(yùn)動的影響，強(qiáng)烈抬升剝蝕，經(jīng)受了強(qiáng)烈的古表生溶蝕（古巖溶）。其后，隨中新生界的沉積，再次被埋藏，構(gòu)成了中期開啟型成巖演化系統(tǒng)。

2　巖溶垂向分帶特征

近地表淡水巖溶體，縱向上可分為地表巖溶帶、滲流巖溶帶和潛流巖溶帶（表2、圖1）。

表2　巖溶分帶特征　Table2　Thefeature of karst distributing strap

(1）地表巖溶帶。位于地下水滲流帶上部。由于地表水不斷向下滲流，形成一些溶溝、溶縫、溶蝕洼地和落水洞，常被地表殘積物和洞壁塌積物如角礫、硅質(zhì)、砂、泥質(zhì)等機(jī)械充填，鉆進(jìn)中往往出現(xiàn)井漏、放空、井涌（表2）。獲工業(yè)油氣流的代表井有 LN1、LN8、LN14、S17、S46、S47及S48井。在S46及LN20井還發(fā)育了古風(fēng)化殼，由于構(gòu)成潛山頂部的原巖類型差異和大氣淡水中pH值的影響，形成硅殼或含燧石條帶、燧石斑塊的硅質(zhì)碳酸鹽巖殼。

（2）滲流巖溶帶。位于地下水滲流帶。由于地下水沿巖層中的裂縫或斷層向下滲流，對碳酸鹽巖進(jìn)行淋濾、溶蝕，形成一些垂直或近于垂直分布的溶蝕裂縫或串珠狀的小型溶洞，這些溶洞一般為滲流機(jī)械物質(zhì)充填，只有少量為化學(xué)充填物，燧石條帶、結(jié)核、方解石晶簇也可沿洞壁、縫壁析出。

（3）潛流巖溶帶。位于地下水潛流帶上部，由于地下水較強(qiáng)的水平流動，且地下水中碳酸鹽不飽和，CO₂含量高，因而溶蝕作用強(qiáng)烈，可形成規(guī)模較大的水平溶洞，并可進(jìn)一步發(fā)育成暗河。河成角礫巖發(fā)育，還可有化學(xué)充填作用，形成眾多類型的次生灰?guī)r及洞穴崩塌堆積物。

3　巖溶系統(tǒng)

3.1　巖溶系統(tǒng)定義

我們對具有原巖性質(zhì)、巖溶環(huán)境、構(gòu)造背景、古水文系統(tǒng)具有相似性，形成的巖溶類型、巖溶形態(tài)、地下水分布特征等因素具有可比性，在成因上具有關(guān)聯(lián)性的巖溶區(qū)稱為巖溶系統(tǒng)。同一巖溶系統(tǒng)具有統(tǒng)一的巖溶地下水文系統(tǒng)。巖溶作用、巖溶形態(tài)的分布在平面和縱向上均有其特定的分布規(guī)律。目前，巖溶系統(tǒng)的研究正在進(jìn)行，一些觀點(diǎn)和認(rèn)識也在逐步完善。3.2　巖溶系統(tǒng)劃分

圖1　塔河油田沙47井巖溶劃分剖面圖　Fig.1　The column of karst partion of Sha47 well in Tahe oil field.

根據(jù)以上定義，我們在阿克庫勒凸起劃分了11個(gè)巖溶系統(tǒng)。其中，在塔河油田劃分出了7個(gè)巖溶系統(tǒng)（圖2）。同一巖溶系統(tǒng)具有統(tǒng)一的古水文子系統(tǒng)，可能形成統(tǒng)一的油水界面，或具有相似的成藏特點(diǎn)。深入研究巖溶系統(tǒng)的形成、發(fā)展、演化，對指導(dǎo)油氣勘探具有重要意義。

滲流強(qiáng)交替供水區(qū)巖溶系統(tǒng)主要發(fā)育在塔河油田以北地區(qū)，基本上位于巖溶高地，長期遭受風(fēng)化剝蝕。由于缺少石炭系或石炭系很薄，在海西晚期也是地表淡水的供給區(qū)，對本區(qū)及與此供水區(qū)相連通的其它巖溶區(qū)的油氣成藏產(chǎn)生一定的影響，如塔河油田4號區(qū)塊油田、牧場北地區(qū)奧陶系的重質(zhì)原油的形成可能就與海西晚期及以后阿克庫木地區(qū)的淡水不斷供給有關(guān)。滲流強(qiáng)交替供水巖溶區(qū)由于受剝蝕的時(shí)間長，奧陶系時(shí)代較老，相當(dāng)于鷹山組，巖溶雖比較發(fā)育，但充填與塌陷也很嚴(yán)重，往往有效的儲集體不太發(fā)育，后期保存條件又差，測試出水的較多。

塔河油田主要為承壓區(qū)，該區(qū)既有垂直滲流巖溶作用，又有潛流巖溶作用。由于各區(qū)塊與供水區(qū)的聯(lián)系程度不同，導(dǎo)致后期地下水對已成藏的油氣的改造程度不同，受改造的油氣藏以重質(zhì)油為主，未受改造的以輕質(zhì)油或氣為主。承壓區(qū)奧陶系時(shí)代較新，相當(dāng)于一

圖2　沙雅隆起阿克庫勒凸起巖溶系統(tǒng)分布圖　Fig.2　Distribution of karst system in Akekule heave of Shaya uplift.

1—斷層；2—中上奧陶統(tǒng)尖滅線；3—奧陶系頂?shù)壬罹€（m）。

A—阿克墩北淡水滲流強(qiáng)交替供水區(qū)巖溶系統(tǒng)；B—于奇淡咸水滲流弱交替混合巖溶系統(tǒng)；C—阿克庫木淡水滲流強(qiáng)交替供水區(qū)巖溶系統(tǒng)；D—牧場北承壓區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；E—塔河4號承壓區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；K—塔河3號承壓區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；F—南部平臺承壓區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；G—蘭尕-塔河北咸水巖溶系統(tǒng)；H—牧場－桑塔木鹽邊排泄區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；I—艾北弱交替區(qū)混合巖溶系統(tǒng)；J—北部平臺承壓區(qū)混合巖溶系統(tǒng)

間房組。

排泄區(qū)主要位于塔河油田南部，來自北部供水區(qū)的水通過巖溶系統(tǒng)后，以地下水或地表徑流等方式在該區(qū)匯聚，并與該區(qū)的咸水一起產(chǎn)生溶蝕作用。該巖溶區(qū)由于剝蝕程度低，存在中上奧陶統(tǒng)和比較齊全的下奧陶統(tǒng)，生物屑、砂屑灰?guī)r和生物礁灘發(fā)育。以側(cè)向溶蝕和沿層溶蝕作用為主，經(jīng)巖溶改造的孔縫洞發(fā)育，是一個(gè)極有前景的勘探區(qū)塊。

咸水巖溶區(qū)巖溶巖主要是中上奧陶統(tǒng)，尤其是良里塔格組上部也存在一套生物礁灘相的灰?guī)r，經(jīng)巖溶改造后可形成良好的儲集體，其上又是石炭系的膏鹽層，勘探前景好。桑南1號、塔里木鄉(xiāng)1號是最有利的勘探目標(biāo)，獲油氣突破的希望較大。

4　巖溶發(fā)育期次及發(fā)育階段

海西早期石炭系沉積前及沉積時(shí)至海西晚期是塔河油田巖溶發(fā)育的主要期次，根據(jù)巖溶作用的不同形式，又可分為4個(gè)重要的巖溶發(fā)育階段：

（1）基巖裸露期淡水巖溶階段。海西早期運(yùn)動開始，由于強(qiáng)烈的剝蝕作用，使志留—泥盆系、中上奧陶統(tǒng)均已在塔河油田的大部分地區(qū)剝蝕殆盡，下奧陶統(tǒng)灰?guī)r開始暴露地表，遭受剝蝕，形成巖溶。也許早期的氣候環(huán)境使得這次巖溶作用并不強(qiáng)烈。

（2）淺埋藏期淡咸水混合巖溶階段。石炭系巴楚組沉積時(shí)，隨著海平面的不斷上升，區(qū)帶南部蘭尕地區(qū)成鹽環(huán)境已經(jīng)結(jié)束。巴楚組下泥巖段沉積時(shí)，氣候條件相對濕潤，降水也有所增加，巖溶作用相對加強(qiáng)。在牧場北、塔河油田3、4號區(qū)塊、艾北及塔河油田1、5號區(qū)塊附近形成大面積的淡水咸水混合巖溶區(qū)。如在塔河油田3號區(qū)塊，奧陶系碳酸鹽巖充填方解石晶脈電子探針測定的元素分析數(shù)據(jù)表明，Sr、Na含量較高，并與含量低的樣品共生，為淡水與海水混合溶蝕作用的依據(jù)（表3）。

表3　塔河油田3號區(qū)塊奧陶系晶脈（洞）電子探針元素分析成果　Table3　The element analysis of electronics probes in Ordovician crystal pulses(cave)of No3 section in Tahe oilfield

巖溶水的混合溶蝕現(xiàn)象，是指兩種方解石濃度不等的水混合后，會降低其方解石的飽和度或重新對方解石具有侵蝕性。這種混合溶蝕作用在咸水與淡水混合的巖溶地區(qū)表現(xiàn)的最為明顯。從巖溶角度來看，也可以說是方解石過飽和的海水同方解石呈平衡狀態(tài)的淡水的混合，隨著發(fā)生混合溶蝕作用，在濱海地帶發(fā)育多層溶洞，最深可達(dá)120m。這種類型的溶洞可能在塔河油田的東南部發(fā)育，有可能沿中、上奧陶統(tǒng)尖滅線分布，并可能與早期沿?cái)嗔研纬傻娜芏聪嗷ジ脑臁?span style="display:none">SVb創(chuàng)意嶺 - 安心托付、值得信賴的品牌設(shè)計(jì)、營銷策劃公司

（3）深埋藏期地下水溶蝕及淡水滲濾巖溶階段。巴楚組沉積時(shí)，塔河油田的大部分地區(qū)處于淺埋藏期混合巖溶階段。之后，在石炭系卡拉沙依組沉積時(shí)，由于奧陶系可溶巖之上有非可溶巖的隔離，大部分地區(qū)未見到巖溶的各種現(xiàn)象，以地下水的溶蝕作用為主。地下水可沿裂縫、溶孔、溶隙產(chǎn)生較為緩慢的溶蝕作用，出現(xiàn)充填或半充填作用。受海西晚期構(gòu)造運(yùn)動的影響，產(chǎn)生了許多深達(dá)下奧陶統(tǒng)的斷裂，地表巖溶水通過斷裂輸入、滲濾至奧陶系可溶巖中，產(chǎn)生溶蝕作用，但此時(shí)水動力條件差，地下水的交替緩慢。在深埋藏的巖溶環(huán)境中，其初期形成的溶孔、溶隙等，易為自身溶蝕反應(yīng)中的物質(zhì)所沉淀封閉。深埋藏型巖溶環(huán)境，受深大斷裂的影響時(shí)，巖溶系統(tǒng)中的水與深部含水巖體可有一定的水力聯(lián)系。深埋藏期的巖溶作用可持續(xù)至喜馬拉雅期。

（4）深部巖溶作用階段。深部巖溶是指可溶巖被深埋于地下，在與外部水基本隔離的封閉環(huán)境下的巖溶作用。以熱液型溶蝕、特殊氣體的溶蝕和有機(jī)酸等溶蝕形式出現(xiàn)。

應(yīng)該指出，由于各階段形成的巖溶形態(tài)互相疊加、改造，使阿克庫勒凸起巖溶期次研究變得更加復(fù)雜。

5　斷裂與巖溶作用

5.1　應(yīng)力場特征

變形特征、斷裂特征及應(yīng)力場變化特征表明，影響塔河油田奧陶系斷裂發(fā)育的構(gòu)造運(yùn)動主要有4期。不同期次的構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生的應(yīng)力場特征及規(guī)模也不相同，海西早、晚兩期構(gòu)造運(yùn)動對塔河油田斷裂的發(fā)育起重要作用（圖3）。

海西早期運(yùn)動是阿克庫勒地區(qū)最重要的—期構(gòu)造運(yùn)動，造成嚴(yán)重的地層剝蝕，形成不同尺度的構(gòu)造變形帶。從中、上奧陶統(tǒng)與志留—泥盆系剝蝕尖滅線的展布以及上覆石炭系巴楚組厚度變化規(guī)律及不同尺度的變形構(gòu)造的軸向，綜合判斷其主壓應(yīng)力方向?yàn)镹W—SE向，形成相應(yīng)的古構(gòu)造方向?yàn)镹E—SW向。

海西晚期，相應(yīng)形成一系列近東西向的斷壘構(gòu)造帶、背斜構(gòu)造帶。從整體上看，其構(gòu)造變形強(qiáng)度具有北強(qiáng)南弱的特點(diǎn)。

印支—燕山期，主壓應(yīng)力轉(zhuǎn)變?yōu)镹E—SW向，形成一系列NW向構(gòu)造帶，在海西早期和海西晚期構(gòu)造變形基礎(chǔ)上，疊加了一系列NW向構(gòu)造帶。

喜馬拉雅期，未發(fā)生明顯的斷裂及褶皺作用，只是產(chǎn)生了區(qū)域性的南部抬升，東部抬升。

5.2　構(gòu)造縫發(fā)育特征

塔河油田奧陶系構(gòu)造裂縫的發(fā)育強(qiáng)度及平面展布，主要受控于該區(qū)變形特點(diǎn)，裂縫的平面分布呈NE、EW及NW三組優(yōu)勢方向成排成帶展布，與海西早期、海西晚期及印支—燕山期形成的構(gòu)造軸向一致，裂縫帶與各變形期發(fā)育的古構(gòu)造帶具有平面展布的一致性。縫的發(fā)育強(qiáng)度宏觀上表現(xiàn)為西強(qiáng)東弱、北強(qiáng)南弱的特點(diǎn)，體現(xiàn)了變形強(qiáng)度的變化特征。早期構(gòu)造對晚期裂縫具有控制作用。同時(shí)，晚期構(gòu)造運(yùn)動對早期形成的裂縫具改造作用。

圖3　阿克庫勒凸起應(yīng)力場特征示意圖　Fig.3　Sketch map of stress field in Akekules heave.

1—斷裂；2—石炭系鹽體邊界；3—海西早期褶皺；4—海西晚期褶皺；5—印支－燕山期褶皺；6—海西早期主壓應(yīng)力方向；7—海西晚期主壓應(yīng)力方向；8—印支燕山期主壓應(yīng)力方向

5.3　構(gòu)造縫與巖溶作用

巖溶作用不僅與巖性有關(guān)，還與早期形成的裂縫有關(guān)。一般情況下，裂縫的存在首先增大了地表水和地下水的溶蝕范圍，增加了水與碳酸鹽巖的接觸面積，使溶蝕作用增強(qiáng)、溶蝕速度加快。另外，由于裂縫的存在，改善了碳酸鹽巖的滲流作用，從而使地表淡水可以在碳酸鹽巖內(nèi)部滲濾流動，形成了一個(gè)可代謝的淡水溶蝕系統(tǒng)，從根本上為空間范圍內(nèi)大規(guī)模的碳酸鹽巖溶蝕作用提供了條件。鉆井巖心也證實(shí)了沿裂縫溶蝕作用增強(qiáng)，溶蝕孔發(fā)育。巖溶研究的成果表明，溶蝕孔洞大都沿?cái)嗔押土芽p分布，其走向也與區(qū)域上的斷裂走向相近。溶蝕作用強(qiáng)的地區(qū)又沿?cái)嗔研纬刹灰?guī)則的大型洞穴。

6　大型溶洞發(fā)育規(guī)律

大型洞穴的形成不取決于溶蝕速度和巖溶化強(qiáng)度，具有較大溶蝕速度的巖石和強(qiáng)烈的巖溶化作用并不意味著必定有大量的大型洞穴形成。有時(shí)，有可能是大型洞穴形成的不利因素。這是由于巖石強(qiáng)度不夠，不能支撐地下空間，也不能發(fā)育大型溶洞。巖層的厚度及巖體力學(xué)強(qiáng)度大是大型洞穴形成的重要因素。

一般情況下，單層厚度和連續(xù)厚度均較大，原始孔隙度和滲透率較低，巖石力學(xué)強(qiáng)度較大的亮晶顆粒灰?guī)r，當(dāng)處于構(gòu)造軸部或沿?cái)嗔炎钣欣谛纬纱笮投囱?。大型溶洞常發(fā)育在大斷裂帶附近，洞穴的走向常與斷裂的走向及巖層的走向一致。二組及三組斷裂的交匯處也容易形成大型洞穴。這是因?yàn)閿嗔褞r石破碎程度高，可溶蝕度大，沿?cái)嗔阉臐B流和交替作用均強(qiáng)等原因造成的。但在斷裂帶，洞穴的崩塌現(xiàn)象較多。另外，地表徑流的邊緣往往容易形成側(cè)向侵蝕的洞穴或與排水口連接的洞穴。初步認(rèn)為塔河4號和6號油田發(fā)育南北向或北北東向的洞穴，洞穴沿?cái)嗔蜒由?，沿大的地表水系形成。塔河油田南部奧陶系則發(fā)育沿北東向中上奧陶統(tǒng)尖滅線分布的大型洞穴。并有可能沿中上奧陶統(tǒng)與下奧陶統(tǒng)分界面附近發(fā)育，這是由于該區(qū)地表水的側(cè)向侵蝕及溶蝕作用和混合巖溶作用較強(qiáng)決定的。這些大型洞穴有相當(dāng)一部分在后期的巖溶作用中產(chǎn)生崩塌及充填，低洼地方的洞穴含水的可能性更大。

7　巖溶發(fā)育的受控因素

7.1　巖溶機(jī)理

巖溶作用應(yīng)具備以下4個(gè)條件：巖石可溶、巖石具有滲透性、具溶蝕性的物質(zhì)、溶蝕性物質(zhì)可流動。具備上述條件即可發(fā)生巖溶，但形成巖溶洞穴系統(tǒng)仍需附加下述條件：具有相當(dāng)厚度的可溶巖層，具備相對穩(wěn)定的大地構(gòu)造背景，具備相對不滲透層。巖石可溶和具溶蝕性的物質(zhì)是巖溶的兩個(gè)必備條件，是內(nèi)因；巖石具有滲透性和溶蝕性物質(zhì)可流動性是巖溶的兩個(gè)重要條件，是外因。巖溶不僅與可溶巖的性質(zhì)有關(guān)，也與氣候條件有關(guān)，與水文網(wǎng)有關(guān)，與巖石的滲透性有關(guān)。巖石的滲透性主要與裂縫有關(guān)，裂縫的強(qiáng)弱決定巖溶的程度。

7.2　受控因素

（1）與原巖巖性有關(guān)。巖溶作用包括化學(xué)溶解和物理破壞。影響化學(xué)溶解量的主要因素是巖石的成分。關(guān)于可溶巖巖性對巖溶作用的影響，提出了“比溶蝕度”的概念。即在一定實(shí)驗(yàn)條件下，某種碳酸鹽巖的溶蝕量與標(biāo)準(zhǔn)試樣溶蝕量之比，比溶蝕度高的巖石更有利于巖溶發(fā)育。由表4可以看出，生物礁灰?guī)r、粒屑灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r更容易被溶蝕。但由于泥灰?guī)r巖石骨架較軟，不易形成大型溶洞。

塔河油田南部發(fā)育有中上奧陶統(tǒng)，以泥質(zhì)灰?guī)r和生物灰?guī)r為主，此溶蝕度高，易于溶蝕，在地形地貌上往往形成較平坦的洼地或斜坡。而北部下奧陶統(tǒng)則以粒屑、砂屑、微晶灰?guī)r為主，巖石骨架較硬，此溶蝕度較低，在地形地貌上多見一些溶蝕殘丘，溶洞相對發(fā)育。

另外，巖性差別較大的界面也是巖溶發(fā)育的重要領(lǐng)域，如中、上奧陶統(tǒng)與下奧陶統(tǒng)之間的分界面，有可能形成沿此面形成層狀分布的巖溶洞穴。S60井證實(shí)沿此面附近巖溶發(fā)育。

（2）與斷裂強(qiáng)度有關(guān)。前已論述，斷裂的破壞作用對巖溶的發(fā)育起重要作用。但不同的巖性對其破壞作用的反應(yīng)也是不同的，如圖4所示，總的物理破壞量白云巖最高，抗拉強(qiáng)度最低。因此，不同的巖性物理破壞的結(jié)果也是不同的，對后期的巖溶發(fā)育程度的影響也是不同的。

表4　各種碳酸鹽巖比溶蝕度平均值　Table4　Average value of corrosion degree in carbonic rock

斷裂對巖溶的控制作用主要表現(xiàn)在：增加了巖石的滲透性，改善了巖溶水的循環(huán)系統(tǒng)，增大了可溶巖溶蝕面積。

（3）與古地貌有關(guān)。一般情況下，古地貌相對高的地區(qū)，地表及滲流巖溶帶發(fā)育，并以供水為主，巖溶發(fā)育深度大，但充填嚴(yán)重；巖溶洼地，溶蝕程度高，充填和塌陷嚴(yán)重，但潛流巖溶帶發(fā)育；巖溶緩坡巖溶發(fā)育程度相對適中，有利儲集空間發(fā)育，是油氣勘探的最佳領(lǐng)域（圖5）。塔河油田大部分地區(qū)均處于巖溶緩坡，是尋找大型油氣田的最佳區(qū)域。

圖4　物理破壞量與巖石結(jié)構(gòu)及物理力學(xué)性質(zhì)關(guān)系圖　Fig.4 Relationship between physical destuction quantity and rock structure,physical mechanics nature.

1—孔隙度；2—滲透率；3—抗壓強(qiáng)度；4—抗拉強(qiáng)度；5—內(nèi)聚力；6—內(nèi)摩擦角；7—物理破壞量

（4）與古氣候有關(guān)。古氣候條件是巖溶發(fā)育程度的另一個(gè)重要因素。潮濕溫暖降水量豐富的氣候條件，有利于巖溶發(fā)育，高溫、干旱的氣候，雖然不利于巖溶發(fā)育，但可產(chǎn)生較強(qiáng)的物理風(fēng)化作用，為后期的巖溶作用提供有利條件。

（5）與古水系有關(guān)。在巖溶區(qū)，古水系往往形成地下水系與地表水系兩大類。地下水系受斷裂系統(tǒng)和巖石性質(zhì)的影響，多形成不同的地下水文網(wǎng)，控制著巖溶系統(tǒng)的分布。地下水文網(wǎng)供、排水系統(tǒng)完善的巖溶發(fā)育程度高，溶洞發(fā)育，充填也嚴(yán)重。地表水系沿地表巖溶沖溝，斷裂帶、塌陷的溶洞發(fā)育。沿地表水系主干流兩側(cè)常發(fā)育側(cè)向溶蝕洞穴、具層狀的排水洞。

圖5　阿克庫勒凸起鉆井巖溶對比剖面圖　Fig.5　Section chart of karst contrast among artesians in Akekule heave.

1—地表巖溶帶；2—滲流巖溶帶；3—潛流巖溶帶；4—次級潛流巖溶改造帶；5—地層

8　結(jié)論

塔河油區(qū)奧陶系巖溶發(fā)育，在縱向上分為地表巖溶層、滲流巖溶層、潛流巖溶層，平面上又分為7個(gè)巖溶系統(tǒng)。巖溶發(fā)育深度以風(fēng)化面以下至150m的范圍內(nèi)最為發(fā)育。海西期是巖溶發(fā)育的主要時(shí)期，根據(jù)巖溶作用的不同形式又可分為4個(gè)重要的巖溶發(fā)育階段。原巖性質(zhì)、斷裂強(qiáng)度、古地貌形態(tài)、古氣候、古水系是控制巖溶發(fā)育的主要因素。斷裂強(qiáng)度是巖溶發(fā)育程度最為重要的因素，大型溶洞沿?cái)嗔寻l(fā)育，多組斷裂的交匯處巖溶發(fā)育，溶洞發(fā)育，但充填也嚴(yán)重。由于塔河油田奧陶系埋藏較深（＞5350m），受地震勘探分辨率及儲層預(yù)測方法的限制，巖溶發(fā)育特征的認(rèn)識還有待于進(jìn)一步深化。

The growth characteristics and dominant factor of karst in Ordovician strata of Tahe oil field

Lin Zhongmin Li Zhengfen Luo Chuanrong

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum，Ürümqi 830011,China)

Abstract:Porosity, cave and cleft in karst limestone are the main oil-bearing space of Ordovician oil pool in Tahe oilfield.The developed level of karst controlled the formation oil pool in Ordovician reservoir.Karst in Ordovician strata of Tahe oilfield is very widespread,It can be divided into surface karst layer,vadose karst layer and drowned flow karst layer cross-section.In plane,it can be divided seven karst systems.Karst is widespread ranging from weathering zone to subsurface 150 meters.Hercynian period is the major time of Karst growth.It can be divided intofour important stages.Rock character, fault intensity,palaeogeomorphology shape,palaeoclimate and palaeocurrent are the important controlingfactors of Karst growth.Fault intensity is the most importantfactor,large-size leach cave usually grewfollowingfault,Karst is well-developed in cross zone of manyfaults,the leach cave is developed,but usually it is to be filled.

Key words:Tahe oil fields Ordovician Karst characteristics controlling factor

科技進(jìn)步促進(jìn)了塔河油田奧陶系超億噸級大油氣藏的發(fā)現(xiàn)

張希明葉德勝林忠民

（西北石油局規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院烏魯木齊　830011）

摘要多年的勘探實(shí)踐表明，塔里木盆地奧陶系油氣資源潛力大、成藏條件好，是尋找“古生古儲”型原生大油氣藏的重要層位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克庫勒凸起南坡發(fā)現(xiàn)塔河油田奧陶系大型油氣藏，并且它很可能被培育成第一個(gè)與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。筆者著重闡述了地球物理預(yù)測碳酸鹽巖儲層技術(shù)，以及儲層改造等工藝技術(shù)的進(jìn)步在發(fā)現(xiàn)和評價(jià)該油氣藏過程中所起的重要作用。

關(guān)鍵詞科技進(jìn)步塔河油田奧陶系油氣藏碳酸鹽巖儲層預(yù)測儲層改造

塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖的油氣勘探經(jīng)歷了馬鞍型的發(fā)展過程。1984年9月，位于塔里木盆地北部沙雅隆起雅克拉斷凸上的沙參2井在下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖中喜獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，實(shí)現(xiàn)了中國古生代海相油氣首次重大突破，成為中國油氣勘查史上的重要里程碑。該井的突破也迎來了塔里木奧陶系油氣勘探的第一個(gè)高潮。在這一階段（1984～1990），奧陶系油氣勘探集中在沙雅隆起上的阿克庫勒凸起。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，原地礦及石油兩大部門在該凸起上部署以奧陶系為主要目的層的探井達(dá)45口，其中有18口獲工業(yè)油氣流，鉆探成功率為40％，證實(shí)阿克庫勒凸起奧陶系潛山風(fēng)化殼普遍含油氣。但是，奧陶系碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，在高產(chǎn)井旁邊2～3km就是干井；同時(shí)，盡管初產(chǎn)量高，但不能穩(wěn)產(chǎn)，往往一口井累計(jì)產(chǎn)油不到1×10⁴即停產(chǎn)，既拿不到產(chǎn)量，且也交不了儲量。在這種形勢下，塔里木油氣勘探的重點(diǎn)便轉(zhuǎn)移到石炭系及中新生代地層，奧陶系碳酸鹽巖的油氣勘探暫時(shí)處于低潮。直至1996年以來，由于對塔里木油氣成藏地質(zhì)條件及控油地質(zhì)規(guī)律認(rèn)識的提高，以及碳酸鹽巖儲層預(yù)測技術(shù)和鉆井、測試、儲層改造等工藝技術(shù)的進(jìn)步，塔里木又出現(xiàn)了一個(gè)以奧陶系為主要目的層的油氣勘探新高潮。在塔里木的三大隆起區(qū)，奧陶系碳酸鹽巖的油氣勘探均取得了豐碩的成果。在沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部發(fā)現(xiàn)塔河油田奧陶系油氣藏；在巴楚隆起南側(cè)瑪扎塔克構(gòu)造帶發(fā)現(xiàn)多個(gè)天然氣藏；在塔中隆起北坡Ⅰ號斷裂帶多口井獲高產(chǎn)油氣流，控制了東西長160km的奧陶系含油氣帶。特別值得提出的是阿克庫勒凸起西南部塔河油田奧陶系油氣藏，目前已發(fā)現(xiàn)4個(gè)含油區(qū)塊，即3號區(qū)塊、4號區(qū)塊、5號區(qū)塊及6號區(qū)塊。其中4號區(qū)塊上的沙48井，自1997年10月試采以來，到1999年12月已累計(jì)采油32.26×10⁴，平均日產(chǎn)達(dá)410t，是塔里木碳酸鹽巖油氣井中日產(chǎn)量最高、累計(jì)產(chǎn)油最多、穩(wěn)產(chǎn)期最長的“王牌井”。僅3號及4號區(qū)塊于2000年元月已上交探明加控制油氣地質(zhì)儲量1×10⁸（其中探明儲量7717.4×10⁴）。據(jù)近期勘探成果，該油氣藏極有可能為連片分布的特大型油氣藏，預(yù)測總油氣地質(zhì)儲量達(dá)5×10⁸t，極有可能為第一個(gè)與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。

筆者側(cè)重從地質(zhì)和地球物理預(yù)測碳酸鹽巖儲層技術(shù)、儲層改造等工藝技術(shù)等方面，闡述科技進(jìn)步在塔河油田奧陶系超億噸級大油氣田發(fā)現(xiàn)過程中的重要作用。

1　地質(zhì)科技

地質(zhì)認(rèn)識是否符合客觀實(shí)際，是油氣勘探能否取得成功的基礎(chǔ)，特別是對于尋找大至特大型油氣田（藏）。在塔河油田奧陶系超億噸級大油氣藏的發(fā)現(xiàn)過程中，下列地質(zhì)問題是十分重要的。

1.1　塔里木克拉通盆地大型油氣田（藏）的勘探方向

多年的勘探和研究表明塔里木盆地成藏地質(zhì)條件優(yōu)越，具備了形成大型、特大型油氣田的地質(zhì)條件^〔1,2,3〕，其主要原因是：油氣資源量巨大，具有多生油層系、多油氣源區(qū)，長期生油、多期聚集的特點(diǎn)；近臨生油坳陷發(fā)育大型古隆起、背斜帶及多類型圈閉有利于油氣聚集成藏；多儲集層系、多儲集類型與良好的區(qū)域和局部蓋層，有利于在縱、橫向?qū)ふ也煌愋偷挠蜌獠亍?span style="display:none">SVb創(chuàng)意嶺 - 安心托付、值得信賴的品牌設(shè)計(jì)、營銷策劃公司

隨著油氣勘探程度的不斷深入，實(shí)踐表明塔里木盆地油氣地質(zhì)條件有其復(fù)雜性的一面^〔4,5〕。主要表現(xiàn)在：第一，主力烴源巖與好儲層在時(shí)空分布上總體不配套，克拉通區(qū)主要烴源巖在下古生界（特別是

），但缺乏好儲層；良好儲層集中于上古生界和中新生界，但缺少好的烴源層。第二，大構(gòu)造與好儲層在圈閉組合上基本不配套，克拉通區(qū)大型構(gòu)造主要發(fā)育于下古生界，但下古生界碳酸鹽巖總體物性差、非均質(zhì)性嚴(yán)重；相反，上古生界和中新生界發(fā)育優(yōu)質(zhì)砂巖儲層，但缺乏大型高幅度構(gòu)造。第三，主要油氣成藏期與區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動不夠配套，克拉通區(qū)主烴源巖（

）的主要成藏期為加里東中晚期至海西期，成藏后受到多期構(gòu)造運(yùn)動的強(qiáng)烈改造，油氣資源的損失是巨大的，目前已發(fā)現(xiàn)的柯坪、塔北等特大型古油藏充分表明這一點(diǎn)。

基于塔里木盆地克拉通區(qū)油氣地質(zhì)特征（即有利條件和復(fù)雜性并存），認(rèn)為大型油氣田的主要目標(biāo)之一是下古生界碳酸鹽巖。我們在1995年指出，塔北地區(qū)尋找大油氣田的主要方向是“沙雅隆起上的下古生界碳酸鹽巖古巖溶型儲集體，其特點(diǎn)是圈閉面積大，儲層厚度大，但非均質(zhì)性強(qiáng)，主要受巖溶發(fā)育強(qiáng)度和古地貌的控制。成藏期主要為海西晚期及喜馬拉雅期，阿克庫勒凸起是尋找這種類型大型油氣田的最有利地區(qū)”

葉德勝、王恕一、張希明等，“八五”期間國家重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目下屬“塔里木盆地北部碳酸鹽巖、碎屑巖油氣富集條件及評價(jià)研究”專題報(bào)告，1995。。在碳酸鹽巖勘探低谷的當(dāng)時(shí)，我們明確提出：“在當(dāng)前以碎屑巖油氣勘探為主的同時(shí)，應(yīng)加強(qiáng)下古生界碳酸鹽巖古巖溶型油氣藏的研究與勘探”。道理很簡單，上古生界和中新生界儲層再好，沒有好烴源巖和大型圈閉，是很難找到大油氣田，只能找到次生中、小型油氣藏。下古生界有好烴源巖，有大型圈閉，就有可能形成原生大型油氣藏；盡管其儲集條件相對較差，但也不是“鐵板一塊”，如有的井放空1～2m，有的井漏失泥漿幾千立方米等，可見碳酸鹽巖中確有好儲層。問題是要下決心，通過各種技術(shù)手段，尋找碳酸鹽巖中的好儲層。

1.2 碳酸鹽巖儲層基本特征及儲層分布規(guī)律

在下古生界碳酸鹽巖中尋找大油氣田的主要難點(diǎn)在于儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，好儲層的分布規(guī)律不清。為此，我們對下古生界（特別是奧陶系）碳酸鹽巖儲層進(jìn)行了長期的、多方位的研究。通過研究，認(rèn)為奧陶系碳酸鹽巖儲層的基本特征是：

（1）碳酸鹽巖巖塊的孔隙度、滲透率性極差，難以構(gòu)成有效的儲集空間。據(jù)阿克庫勒地區(qū)數(shù)十口井、數(shù)千件巖心樣品分析，其平均孔隙度＜1％，滲透率多小于0.1×10^－3μm²。

（2）次生溶蝕孔洞和裂縫是碳酸鹽巖儲層的主要有效儲集空間，次生縫、孔洞的發(fā)育是形成良好儲層，獲得高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。次生溶蝕孔洞的發(fā)育主要受與不整合面有關(guān)的古巖溶作用的控制。

（3）碳酸鹽巖儲層在縱向上和橫向上的非均質(zhì)性極強(qiáng)。由于碳酸鹽巖基塊孔、滲性極差，主要有效儲滲空間為受古巖溶及構(gòu)造作用所形成的溶蝕孔洞和裂縫，而古巖溶及構(gòu)造作用對碳酸鹽巖的改造受多種因素的控制，極不均一，因而所形成的溶蝕孔洞及裂縫的分布極不均一，造成其嚴(yán)重的非均質(zhì)性。

由此可見，古巖溶作用是控制碳酸鹽巖儲層發(fā)育最為重要的因素，是在奧陶系碳酸鹽巖中尋找大油氣田要解決的關(guān)鍵問題。因此，在塔里木碳酸鹽巖勘探的低谷時(shí)期，我們?nèi)詧?jiān)持碳酸鹽巖古巖溶的研究。在“八五”國家重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目中的“塔里木盆地北部碳酸鹽巖、碎屑巖油氣富集條件及評價(jià)研究”專項(xiàng)下設(shè)“塔里木盆地北部古巖溶及其控油作用研究”子專題。研究表明，古巖溶儲集體是塔北地區(qū)最主要的碳酸鹽巖儲集體。對古巖溶的識別標(biāo)志，古巖溶發(fā)育期次，古巖溶地貌，古巖溶的垂向剖面結(jié)構(gòu)以及古巖溶儲集體的特征等，均在當(dāng)時(shí)資料的基礎(chǔ)上進(jìn)行了較深入的研究。提出古巖溶斜坡及巖溶高地，特別是兩者間的過渡地區(qū)是古巖溶儲集體發(fā)育的有利地區(qū)。

“九五”期間，我們側(cè)重研究了阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽巖的古巖溶作用。指出，該區(qū)巖溶作用主要發(fā)育于海西早期，其次是海西晚期。對巖溶地貌進(jìn)行了詳細(xì)劃分，并指出巖溶最為發(fā)育，且儲集空間保留機(jī)率較高的是巖溶斜坡，特別是坡度較緩的巖溶斜坡（巖溶緩坡）及其上的巖溶殘丘，它們是尋找?guī)r溶型儲層的最佳地區(qū)。在此基礎(chǔ)上，對該區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層進(jìn)行了分區(qū)評價(jià)和預(yù)測，并提出該區(qū)勘探部署建議。

總之，自“七五”以來古巖溶研究取得了顯著的成果，這就為尋找奧陶系碳酸鹽巖大油氣田奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

1.3　突破口的選擇

在上述兩個(gè)問題得以初步解決后，突破口的選擇便是奧陶系碳酸鹽巖勘探的首要問題。經(jīng)認(rèn)真研究，選擇阿克庫勒凸起西南部的艾協(xié)克（后稱艾協(xié)克1號）、艾協(xié)克西（后稱艾協(xié)克2號）作為奧陶系碳酸鹽巖大油氣田勘探的突破口

林忠民、張希明等，塔里木盆地沙雅隆起艾協(xié)克—阿克庫勒—達(dá)里亞油氣區(qū)帶工業(yè)勘查項(xiàng)目報(bào)告，1997。，部署了沙46井和沙48井。部署這兩口井作為尋找奧陶系碳酸鹽巖大型油氣田的突破口的主要依據(jù)是：

（1）據(jù)“八五”期間古巖溶研究成果，上述兩口井位于巖溶斜坡與巖溶高地的過渡地區(qū)（其后進(jìn)一步研究表明，該區(qū)處于巖溶斜坡上的巖溶殘丘），是古巖溶儲集體發(fā)育最有利的地區(qū)。

（2）鄰近寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖的主要烴源區(qū)，油源豐富。

（3）其上為下石炭統(tǒng)下泥巖段泥質(zhì)巖，封蓋條件優(yōu)越。

（4）該區(qū)已完成三維地震，下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖潛山圈閉可靠。

位于艾協(xié)克構(gòu)造上的沙46井于1996年8月28日開鉆，1997年2月11日完鉆，中途測試于下奧陶統(tǒng)5359.14～5504.00m井段，獲日產(chǎn)原油212.54m³，氣14×10⁴m³，實(shí)現(xiàn)了該構(gòu)造奧陶系油氣突破。

位于艾協(xié)克西構(gòu)造上的沙48井于1997年5月28日開鉆，10月20日完鉆，該井于井深5363 m進(jìn)入奧陶系后發(fā)生放空和嚴(yán)重泥漿漏失，中途測試獲日產(chǎn)原油570m³，氣1.5× 10⁴m³，并且試采以來產(chǎn)量和油壓一直較穩(wěn)定，日平均產(chǎn)量在400t左右。

上述兩口井的突破，特別是沙48井的重大突破，拉開了尋找奧陶系碳酸鹽巖油氣田的序幕。

2　地球物理預(yù)測碳酸鹽巖儲層技術(shù)

由于碳酸鹽巖嚴(yán)重的非均質(zhì)性，碳酸鹽巖儲層預(yù)測是一個(gè)世界性的難題。塔河油田奧陶系埋深在5350m以下，預(yù)測難度更大。塔河地區(qū)已完成七片三維地震勘探約1755km²，利用國內(nèi)外最新的三維地震特殊處理技術(shù)進(jìn)行儲層預(yù)測，取得了良好效果，為塔河油田奧陶系大型油氣藏的評價(jià)作出了貢獻(xiàn)。

2.1　相干體技術(shù)

相干體技術(shù)的核心是利用地震信息計(jì)算各道之間的相關(guān)性，突出不相關(guān)的異?，F(xiàn)象。借助相干體資料能識別巖層橫向不均一性和斷裂特征。

一般認(rèn)為，原始地層沉積時(shí)，地層是連續(xù)的，即使在橫向上有變化也是一種漸變過程，也就是說地震波在橫向上是基本相似的。當(dāng)?shù)貙又写嬖跀鄬雍土芽p、火成巖體、礁體、鹽丘、地層或巖性尖滅等地質(zhì)現(xiàn)象時(shí)，地層的相似性將受到破壞；此外，地層傾角變陡等因素也會影響其相似性。塔河地區(qū)奧陶系地震品質(zhì)較好，地層產(chǎn)狀平緩、巖性變化不大，斷裂的位置可通過地震剖面解釋確定，故影響相似性的主要因素為溶蝕縫洞和裂縫，以及微小斷裂。所以，利用相干體技術(shù)可以預(yù)測碳酸鹽巖的孔、洞、縫發(fā)育帶。

從艾協(xié)克三維工區(qū)所作奧陶系儲層段相干體平面變化圖可見，該工區(qū)NE—SW向可明顯分為三個(gè)帶：S48、T401、T402、S47、T301、T302等井處在相干性差的地區(qū)，孔、洞、縫發(fā)育或較發(fā)育；S23、LN15等井處于相干性中等地區(qū)，即過渡帶；再向SE方向相干性較高，孔、洞、縫發(fā)育程度相對較低。這一結(jié)論，已為大量實(shí)鉆資料證實(shí)。

2.2　振幅提取技術(shù)

影響地震反射波振幅的因素較多，拋開地震數(shù)據(jù)采集、處理的影響外，假定地震資料處理中，保幅處理做得較好，對特定的碳酸鹽巖儲層，影響振幅的則是巖性和孔、洞、縫的發(fā)育情況。一般認(rèn)為儲層中存在孔、洞、縫發(fā)育帶會使振幅減弱，因此振幅提取技術(shù)也是預(yù)測碳酸鹽巖儲層的有效手段之一。

從牧場北三維工區(qū)所作

射振幅平面變化圖、振幅時(shí)間切片圖及

反射振幅沿層切片圖可見，東南角的T402、T403、TK408等井（即4號區(qū)塊）處于振幅低值區(qū)，該三維工區(qū)西北部振幅最大，兩者之間為過渡區(qū)，主要為振幅較低值區(qū)，并有一振幅低值條帶，預(yù)測該條帶為較有利的縫洞發(fā)育區(qū)，是下步鉆探的方向。

2.3　波阻抗反演

地震資料反演的波阻抗數(shù)據(jù)，是進(jìn)行巖性解釋的有效手段。波阻抗的大小與巖石的密度和地震波在其中傳播的速度有關(guān)，當(dāng)?shù)卣鸩ù┻^碳酸鹽巖縫、洞發(fā)育段時(shí)，會導(dǎo)致其傳播速度的明顯降低，因此該項(xiàng)技術(shù)也是進(jìn)行碳酸鹽巖儲層預(yù)測的重要手段之一。根據(jù)反演的約束條件不同，可分為無井約束反演、單井約束反演、多井約束反演。影響反演結(jié)果的主要因素有：

（1）地震基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的品質(zhì)，品質(zhì)好，反演的結(jié)果就好；反之亦然。

（2）對碳酸鹽巖儲層，聲波測井曲線能否反映裂縫發(fā)育帶，直接影響測井約束反演的結(jié)果。若聲波測井曲線不能反映裂縫發(fā)育帶，就需要通過其它測井曲線（如電阻率曲線）來建立速度模型進(jìn)行正演，與已知井旁道進(jìn)行對比，以校正聲波時(shí)差曲線，提高反演的精度和效果。

（3）約束反演中子波的提取與確定。

（4）約束反演中初始模型的建立，也就是精細(xì)層位標(biāo)定和解釋，是影響反演結(jié)果好壞的基礎(chǔ)。

（5）聲波測井曲線的校正，制作高精度的合成地震記錄是反演的關(guān)鍵。

（6）參與測井約束反演的井越多，反演的結(jié)果就越可靠。

碳酸鹽巖是高阻抗巖層，當(dāng)巖層中存在孔、洞、縫發(fā)育帶時(shí)，波阻抗值就會降低，因此低阻抗帶基本反映了儲層的發(fā)育帶。在艾協(xié)克三維工區(qū)奧陶系平均波阻抗值分布圖上，反映出與相干體相似的儲層發(fā)育帶。即S23井北西的大部分地區(qū)，特別是S48井附近波阻抗值較低，反映儲層發(fā)育；而S23井南東地區(qū)，波阻抗值較高，反映儲層發(fā)育相對較差。

2.4　Jason反演技術(shù)

Jason反演技術(shù)的原理是利用井旁地震道內(nèi)插出一個(gè)地震數(shù)據(jù)體，將內(nèi)插得的地震數(shù)據(jù)體與實(shí)測的三維地震數(shù)據(jù)體進(jìn)行比較，由于二者的差異得到每個(gè)樣點(diǎn)的權(quán)系數(shù)值，然后逐漸改變每個(gè)樣點(diǎn)的權(quán)系數(shù)值，直到內(nèi)插的數(shù)據(jù)體與實(shí)測的三維數(shù)據(jù)體吻合，從而求取一個(gè)權(quán)系數(shù)體，再利用已知井的結(jié)果，通過權(quán)數(shù)據(jù)體約束反演，內(nèi)插、外推得到各種結(jié)果，如波阻抗、孔隙度、含水飽和度等。Jason反演主要包括：Invertrace測井約束的地震反演，Invermod地震約束的測井反演。

利用三維地震保幅數(shù)據(jù)體和已完鉆的10口鉆井（T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62），用Jason軟件進(jìn)行了測井約束的地震反演和地震約束的測井反演。用上述方法對上述鉆井進(jìn)行逐個(gè)分析，約束井的吻合率為80％，檢驗(yàn)、預(yù)測井的吻合率為76％。

總之，通過幾年的實(shí)踐，已初步形成了一套適合于塔北地區(qū)碳酸鹽巖儲層預(yù)測的地球物理方法技術(shù)，主要是相干體、振幅提取、測井約束的地震反演和地震約束的測井反演等。每一種方法都有其自身的適用性，同時(shí)也存在一定的局限性。因此，必須堅(jiān)持多參數(shù)綜合評價(jià)的方針。

碳酸鹽巖有利儲層的地球物理特征一般表現(xiàn)為，低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相關(guān)性，較低的頻率等

林忠民、羅宏、王士敏、沈林克等，塔里木盆地沙雅隆起油氣勘探靶區(qū)研究，1999。。

碳酸鹽巖儲層預(yù)測的地球物理方法已經(jīng)在塔河油田奧陶系油氣藏的評價(jià)和滾動勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用。

3　鉆井、測井及儲層改造工藝技術(shù)

鉆井、測井及儲層改造等工藝技術(shù)的進(jìn)步，極大地促進(jìn)了塔河油田奧陶系碳酸鹽巖超億噸級油氣藏的發(fā)現(xiàn)、評價(jià)和滾動勘探開發(fā)。例如，代表鉆井技術(shù)發(fā)展趨勢的欠平衡鉆井技術(shù)的應(yīng)用，有效地防止了地層漏失，保護(hù)儲層，利于發(fā)現(xiàn)低壓儲層，提高機(jī)械鉆速，對于裂隙發(fā)育、壓力敏感的碳酸鹽巖地層具有突出的優(yōu)越性。又如，斯倫貝謝公司的全井眼微電阻率掃描測井（FMI）、偶極橫波成像測井（DSI）、核磁共振成像測井（CMR）以及方位電阻率（ARI）成像測井、綜合孔隙度巖性測井（IPLT）等新技術(shù)的應(yīng)用，解決了常規(guī)測井手段所難以解決的問題：裂縫發(fā)育方向、裂縫的開啟程度和連通性、碳酸鹽巖儲層的定量評價(jià)等。限于篇幅，筆者僅介紹儲層改造工藝技術(shù)在碳酸鹽巖大油氣藏發(fā)現(xiàn)中的作用。

對于巖塊孔、滲性差，且非均質(zhì)性嚴(yán)重的碳酸鹽巖的油氣勘探，酸化壓裂等儲層改造技術(shù)是非常重要的手段。

西北石油局在1998年至1999年間對塔河油田20口井奧陶系碳酸鹽巖進(jìn)行了25井次的酸化壓裂作業(yè)。酸化壓裂作業(yè)分三輪進(jìn)行：第一輪有7井次：S23井、S62井、S64井、T403井、TK405井、TK406井、T302井；第二輪有4井次：TK404井、TK406井、TK408井、TK409井；第三輪共有 14井次：T302井、TK304X井、TK305井、T403井、TK405井、TK406井、TK410井、TK411井、TK413井、S61井、S65井、S66井、S67井、S70井。在這20口井中，有16口井取得了良好效果，取得了工業(yè)產(chǎn)能；有3口井效果不明顯，有1口井（S70井）尚待進(jìn)一步作業(yè)。由此可見，酸化壓裂的效果達(dá)到80％以上。

S23井是塔河油田第一口實(shí)施酸壓作業(yè)的井，該井位于艾協(xié)克構(gòu)造的東部，是1990年完鉆的老井，盡管鉆井過程中在奧陶系曾發(fā)現(xiàn)較好的油氣顯示，但當(dāng)時(shí)在裸眼測試中未獲工業(yè)油氣流，測試評價(jià)為干層。該井于1998年12月6日至12月27日對奧陶系5420～5480 m裸眼井段進(jìn)行酸化壓裂作業(yè)，5 mm油嘴求產(chǎn)，產(chǎn)油68.26～75.26t/d，產(chǎn)氣16762～21791m³/d。從而，使“沉睡”了8年之久的老井獲得了解放。該井在奧陶系的突破，不僅對評價(jià)該區(qū)奧陶系有重要意義；更為重要的是：對奧陶系碳酸鹽巖，常規(guī)測試不出油的井，不能輕易下“干井”的結(jié)論，更不能因此否定該井所在的區(qū)塊。

截止2000年2月，塔河油田奧陶系共完鉆36口井，其中測試直接獲工業(yè)油氣流的井10口；測試不出油，經(jīng)酸化壓裂后獲工業(yè)油氣流9口；完井后直接酸壓獲工業(yè)油氣流者6口；酸化壓裂后目前還未獲工業(yè)油氣流的井3口；測試未獲工業(yè)油氣流、未進(jìn)行酸化壓裂者1口；另有7口井正進(jìn)行或待進(jìn)行測試或酸化壓裂作業(yè)（表1）。

從表1可見，在完鉆后經(jīng)測試及酸壓的29口井中，獲工業(yè)油氣流的井25口，占總井?dāng)?shù)的86.2％；其中經(jīng)酸化壓裂后出油的井有15口，占總井?dāng)?shù)的51.7％，占出油井?dāng)?shù)的60.0％。由此可見，酸化壓裂在塔河油田奧陶系超億噸級大型油氣藏的發(fā)現(xiàn)和評價(jià)中的重要作用。

表1　塔河油田奧陶系測試、酸壓成果統(tǒng)計(jì)　Table1　The statistic results of the testing and acid-pressing on Ordovician in Tahe oil field

特別需要指出的是，有9口井是在常規(guī)測試未獲工業(yè)油氣流的情況下，經(jīng)酸化壓裂后獲得工業(yè)油氣流的，若不經(jīng)酸化壓裂，這些井很可能被看作“干井”。正是由于酸化壓裂，使這一批井得以“解放”，才有可能使我們逐步認(rèn)識到，塔河油區(qū)奧陶系油氣藏不是彼此孤立的中小型油氣藏，而是大面積連片分布的、大型至特大型油氣藏。下列依據(jù)支持這一認(rèn)識：

（1）在塔河油田奧陶系油氣藏及其外圍近500km²范圍內(nèi)，已完鉆并經(jīng)測試（含酸化、壓裂）的29口井中，獲高產(chǎn)或工業(yè)油氣流的井有25口，勘探成功率達(dá)86.2％；并且，在未獲工業(yè)油氣流的幾口井中也見不同程度的油氣顯示，即沒有真正意義上的“干井”。這充分表明該區(qū)是大面積連片含油。

（2）由于在塔里木奧陶系第一個(gè)油氣勘探高潮期（1984～1990）盡管打了很多出油井，勘探成功率也較高，初產(chǎn)一般都較高；但經(jīng)試采，絕大多數(shù)都是“高產(chǎn)瞬逝的短命井”。因此，人們很自然地?fù)?dān)心在奧陶系油氣勘探的第二個(gè)高潮中所發(fā)現(xiàn)的塔河油田奧陶系油氣藏是否也會有同樣的命運(yùn)。兩年多的試采表明，大多數(shù)油氣井是高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的，沙48井便是典型實(shí)例。該井自1997年10月試采以來，至1999年12月已累計(jì)產(chǎn)油32.24× 10⁴t，平均日產(chǎn)量達(dá)410t。截止1999年12月，該油藏已有22口井系統(tǒng)試采，投產(chǎn)初期有15口井日產(chǎn)量大于100t，到1999年12月仍有14口井日產(chǎn)量大于100t；而且在同一工作制度下，有的井1999年12月的日產(chǎn)量較投產(chǎn)初期有所增加（如TK410、TK411、TK412等井）；此外在試采的22口井中，累計(jì)產(chǎn)量超過1×10⁴ t的有14口井（在1984～1990年奧陶系油氣勘探第一個(gè)高潮期，絕大多數(shù)井試采不到1×10⁴ t即停噴），其中有5口井的累計(jì)產(chǎn)量已超過5×10⁴ t（表2）。

（3）油氣柱的高度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于潛丘圈閉的幅度，例如塔河3號潛丘圈閉（即艾協(xié)克或艾協(xié)克1號構(gòu)造）閉合幅度60m，該圈閉上的T302井試油揭示的油藏底界為5682m，油柱高度達(dá)304.5m；該圈閉上的沙70井錄井見到良好油氣顯示的最大深度為5681m，油柱高度達(dá)255m。又如塔河4號潛丘圈閉（即艾協(xié)克西或艾協(xié)克2號構(gòu)造），其閉合幅度為50m，該圈閉上的TK404井試油揭示的油藏底界為5613m，油柱高度達(dá)203m；該圈閉上的TK409井錄井見到良好油氣顯示的最大深度為5659m，油柱高度達(dá)240m。再如塔河6號區(qū)塊上的牧場北2號圈閉，其閉合幅度僅30m，其上的沙66井揭示的油柱高度達(dá)209m；牧場北3號圈閉，其閉合幅度60m，其上的沙67井試油揭示的油柱高度達(dá)216m?？傊?，塔河油田奧陶系油氣藏的油柱高度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于局部圈閉的閉合幅度，表明大面積連片含油的特征。

表2　塔河油田奧陶系油藏3、4號區(qū)塊及外圍試采成果　Table2　The production of Ordovician pools around ＆ in No.3,4　block of Tahe oil field

（4）油氣分布不受潛丘圈閉控制，即油氣不僅分布于潛丘圈閉范圍內(nèi)，在兩潛丘間的低部位也有油氣分布。例如，沙61井及沙64井，該兩井在T

構(gòu)造圖上均處于低凹部位，其中沙61井在取芯過程中見各種級別的油氣顯示14.50 m，測井解釋裂縫含油氣層4層63.5 m。1999年 10月 29日對5467.5～5540.0 m裸眼井段進(jìn)行酸壓作業(yè)，獲日產(chǎn)原油47.0m³。沙 64井取芯獲各種級別的油氣顯示 20.38 m，測井解釋含油氣層4層，厚49.0 m。1999年5月20日對奧陶系裸眼井段5435.38～5600.00 m進(jìn)行酸壓作業(yè)，獲日產(chǎn)原油53.0m³。這兩口位于低部位的井獲得突破，反映了油氣分布不完全受控于潛丘的局部高點(diǎn)，并主要與儲層發(fā)育程度有關(guān)。塔河地區(qū)處于古巖溶平緩的斜坡及殘丘位置，是古巖溶最為發(fā)育、且溶蝕縫洞保留幾率最高的地區(qū)，因此該區(qū)具有整體含油的特征。

綜上所述，多年的勘探實(shí)踐表明，塔里木盆地奧陶系油氣資源潛力大、成藏條件好，是尋找“古生古儲”型原生大油氣藏的重要層位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克庫勒凸起南坡發(fā)現(xiàn)塔河油田奧陶系大型油氣藏，已上交探明及控制儲量近億噸，預(yù)測油氣地質(zhì)儲量達(dá)5×10⁸ t，很可能培育成第一個(gè)與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。在該油藏的發(fā)現(xiàn)和評價(jià)過程中，地質(zhì)科技和地球物理預(yù)測碳酸鹽巖儲層技術(shù)，以及儲層改造等工藝技術(shù)的進(jìn)步起了重要作用。

參考文獻(xiàn)

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Science and technology further the discovery of ordovician oil and gas pool over-hundred millions ton in Tahe oil field

Zhang Ximing Ye Desheng Lin Zhongmin

(Academy of Designing and Planing,NW Bureau of Petroleum Geology,CNSPC)

Abstract:In Tarim Basin,explorational works for several years have proved that Ordovician's hydrocarbon resources have huge potential,and pool-forming condition is good.Ordovician is important formation to discover large primary oil and gas pool of fossil source bed and fossil reservoir.At present, huge hydrocarbon potential and better reservoir-forming condition of Ordovician system have been confinmed.A few years exploration efforts in Tarim Basin,which is a major horizon for discovering large oil and gas field of“source bed is older stata,reservoir is also older”type pool.At present,Ordovician pool of Tahe oil field that was discovered in Southern slope belt of Akekule uplift in Northern Tarim Basin,which will be becoming first large hydrocarbon field that is qualified for giant Tarim Basin． The imprortant role of progress for science and technology that had been applied to predict carbonate reservoir and improving reservoir quatity etc.is discussed during discovering and evaluation oilfield period.

Key word:Progress of science and technology Tahe oil field Ordovician oil and gasreservoir Predict carbonate pservior Improving reservoir

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