走滑断裂与盖层复合成藏模式——以塔中东部中古51井区鹰山组为例

兰晓东,吕修祥,朱炎铭,李世银,谢 恩

(1.中国石油大学 地球科学学院,北京 102249； 2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249； 3.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏 徐州 221008； 4.中国石油 塔里木油田 勘探开发研究院,新疆 库尔勒 841000)

走滑断裂与盖层复合成藏模式
——以塔中东部中古51井区鹰山组为例

兰晓东1,2,吕修祥1,2,朱炎铭3,李世银4,谢 恩4

(1.中国石油大学 地球科学学院,北京 102249； 2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249； 3.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室,江苏 徐州 221008； 4.中国石油 塔里木油田 勘探开发研究院,新疆 库尔勒 841000)

塔中地区东部中古51井区鹰山组碳酸盐岩油、气、水分布复杂。为探求鹰山组油气分布及成藏特征，通过对现有油、气、水勘探成果、断裂特征及储盖组合进行分析，应用常规测井、成像测井、地震及地化等多种方法开展研究。研究表明，该井区鹰山组储层以孔洞型和裂缝-孔洞型为主，沿不整合面准层状分布。走滑断裂有着明显的控藏作用，油气井多分布在距离主干走滑断裂0.5～4.0 km范围内，产量随着离断裂距离的减少有增加的趋势；油气各地化性质距离走滑断裂也呈规律性的变化，呈现出“近断裂气远断裂油”的平面分布局面。良里塔格组良三—良五段联合鹰山组内部数套高阻层组成多套封隔盖层，垂向上多套储盖组合相互叠置，油气多层聚集。早期油藏受后期气侵影响，使得垂向上具有“上油下气”的特点。油气在盖层及走滑断裂的联合控制下，在有利的构造圈闭和岩性圈闭内成藏。

走滑断裂；盖层；油气成藏；鹰山组；中古51井区；塔中地区

作为全球油气勘探开发的重点靶区，碳酸盐岩油气藏储量较多，也是预测难度最大的油气藏[1]。关于碳酸盐岩的研究越来越引起国内外学者和油气工业界的高度关注[2-10]，以期更好地认识碳酸盐岩及其油气分布机理。在我国中西部海相碳酸盐岩地层年代老、埋深大[11-13]，大都经历了多次构造运动的强烈改造作用和深部热液的叠加改造[14-16]，具有储层多样性、成岩演化复杂和非均质性强的特点[17]。自2004年以来，塔中北斜坡奥陶系海相碳酸盐岩油气勘探取得了突破性进展，下古生界碳酸盐岩油气产量逐年递增，先后在鹰山组发现了中古8井区、中古43井区两个千亿方级大型凝析气田，探明了鹰山组层间岩溶3亿吨级凝析气田[18]。勘探证实，塔中北斜坡鹰山组碳酸盐岩整体含油气，油气藏的分布受断裂、不整合、岩性和古地貌等多种地质因素的控制，没有明显边底水，为大型准层状、油气水分布复杂的非常规凝析气藏。然而随着勘探的进行，复杂的地质背景下油气藏的复杂性日益凸显。

1 地质背景

塔中隆起位于塔里木盆地中央隆起带上，现今呈现西北低，东南高的构造面貌，以中央断垒带为界分为塔中北斜坡及南斜坡。其中塔中北斜坡油气丰富，主要发育北东向的走滑断裂及北西向的逆冲断裂[19]。中古51井区位于塔中北斜坡塔中10号构造带中东部

(图1)，是中古43井区大型凝析气藏的东延部分，北以塔中Ⅰ号断裂为界，南以塔中10号断裂为界，东西以F1及F4走滑断裂为界。钻遇地层有新生界第四系、新近系、古近系，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系，缺失侏罗系。目的层奥陶系，可细分为上奥陶统桑塔木组、良里塔格组及下奥陶统鹰山组、蓬莱坝组。桑塔木组岩性以深灰色泥岩、钙质泥岩为主，钻井厚度206～829 m，可以作为良好的奥陶系碳酸盐岩盖层。良里塔格组可细分为5个岩性段(从上而下为良一段—良五段)，厚度384～641 m，自西向东有增厚的趋势。鹰山组均未钻穿，岩性总体上可以划分为灰岩类、白云岩类以及过渡类型，主要分为4段：鹰一段以亮晶(藻)颗粒灰岩为主；鹰二段以泥晶颗粒灰岩、泥晶灰岩、泥质灰岩为主；鹰三段以云质灰岩和泥晶灰岩互层发育为主；鹰四段以云质灰岩、灰质云岩、白云岩发育为主。自塔中Ⅰ号断裂向塔中10号带，鹰山组地层逐渐尖灭，本井区自北而南剥蚀鹰一段及鹰二上亚段。

鹰山组发育的台地相碳酸盐岩[20]，自沉积后经历了中加里东期、晚加里东期、早海西等多期风化岩溶作用，加上碳酸盐岩成岩过程复杂，具有强烈的非均质性，致使储层发育十分复杂[21-22]。与此同时，多期构造活动致使本地区断裂极其发育，鹰山组油气多期调整、改造，油气分布复杂，控制因素多样[23-24]，并不严格受构造控制。

图1 塔中地区中古51井区构造位置及地层展布情况Fig.1 Structure location and strata distribution of ZG-51 wellblock in Tazhong areaa.塔中构造纲要及中古51井区位置；b.中古51井区井位

2 储盖组合特征

2.1 储层特征

中古51井区奥陶系鹰山组钻井取心资料很少，成像测井表明碳酸盐岩储集空间类型主要有孔、洞、缝三大类。洞穴直径通常大于500 mm，钻遇洞穴的井多出现大量泥浆漏失、钻具放空、溢流等工程异常(图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。根据孔、洞、缝组合特征可以把储层划分为孔洞型、裂缝型和裂缝-孔洞型。测井解释结果显示鹰山组洞穴型储层占11.06%，孔洞型储层占45.36%，裂缝-孔洞型储层占33.95%，裂缝型储层占9.63%，储集层以孔洞型和裂缝-孔洞型储层为主。

本井区鹰山组储层厚度较大，中古51井最厚达80.3 m，其中Ⅰ类储层厚16.3 m，Ⅱ类储层厚64 m，而测井解释孔隙度为1.1%～10.7%，渗透率为0.01×10-3～1.15×10-3μm2。有效储层(有效孔隙度大于1.8%，渗透率大于0.01×10-3μm2)厚度占到总厚度的48%，主要分布在5 089～5 122 m和5 163～5 250 m两个深度范围内。上部主要为砂屑灰岩，受到

层间岩溶影响发育两套溶蚀洞穴型储层；下部储层为灰质云岩及云质灰岩类，孔隙较发育，主要类型为孔洞型。地震波阻抗连井剖面上(图3)，有效储层多分布在鹰二段上部，发育于不整合面以下167 m范围内，储层横向连续性好，呈准层状分布；纵向上储层分层叠置，间夹相对致密隔层。空间上裂缝、孔洞及洞穴相连，构成大型缝洞系统，成为油气储渗的关键。

2.2 盖层、隔层特征

鹰山组上覆良里塔格组三段—五段岩性较致密，主要岩性为泥晶灰岩、含泥灰岩，本身泥质含量较高，厚度较大(一般大于200 m)，在没有断层破坏的情况下，对鹰山组油气藏起到很好的封盖作用。

与此同时，鹰山组内部也存在数套单层厚度不大(几米至几十米)、岩性致密、电阻率较大(深、浅电阻率大于1000 Ω·m)、渗透率低的非储集层，称之为高阻层[25-28]。它们主要沉积在能量较低的潟湖或局限台地的滩间海，遭受风化后经历了强烈的致密化成岩作用，在裂隙不发育的条件下，形成具有封闭性能的封盖层。本井区高阻层以泥晶灰岩为主，其次为含云灰岩、含泥灰岩，3套比较稳定发育，分别为鹰一上亚段高阻层、鹰二上亚段致密段及鹰二上亚段高阻层(图2)。鹰一上亚段高阻层随着鹰一段自塔中Ⅰ号断裂向中央断裂带尖灭，而鹰一下亚段还存在着1～2套不稳定的高阻层；鹰二上亚段存在着3套高阻层，推测鹰二下亚段至少存在2套。在垂向上，数套储盖组合相互叠置，为多层油气聚集提供了条件。

图2 塔中地区中古51井区北段鹰山组储盖对比Fig.2 Correlation of reservoirs and cap rocks in the Yingshan Fm in ZG-51 wellblock of Tazhong area

图3 塔中地区中古51井区下奥陶统鹰山组波阻抗连井剖面(北西-南东向)Fig.3 Cross-well acoustic impedance section of Yingshan Formation in ZG-51 wellblock of Tazhong area(NW-SE)

3 走滑断裂及油气特征

3.1 走滑断裂特征

中古51井区被四条北东向走滑断裂所切割，分别为F1，F2，F3及F4走滑断裂(图1)，断裂极其发育。走滑断裂纵切塔中Ⅰ号断裂，延伸至基底，垂向断距较小，一般在50～200 m，断穿至石炭系底。剖面上走滑特征明显，具有海豚、丝带及花状识别标志；同时在靠近主干断层尾端即塔中Ⅰ号断裂，发育一系列的NNE向的羽状断层，在剖面上呈

负花状构造样式(图4a)。走滑断裂多为左行，水平位移量不等，左侧常发育“拉分地堑”，一般规模较小。如伴随F3走滑断裂的中古6走滑拉分地堑，面积约12 km2，形状近半羽毛状，拉开了塔中10号断裂带，在地震剖面及鹰山组顶面构造图都有良好的显示(图4)。

3.2 油气特征

统计中古51井区20口钻井，其中11口工业油气井、2口低产井、7口水井。油气主要分布于良里塔格组良一—良三段及鹰山组，总体为凝析气藏局部油藏。天然气较重，一般相对密度0.60～0.87，平均为0.71；甲烷含量65.7%～93.2%，平均为80.5%，干燥系数为0.89；天然气非烃类含量较高，普遍含H2S，变化较大，范围1 000～410 000 mg/m3，而二氧化碳(平均3.3%)和氮气(平均3.5%)与整个塔中地区天然气性质相近[29]。天然气碳同位素很轻，其中δ13C2<-28.8‰，来源于海相腐泥型母质[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；凝固点-4～18 ℃，平均5.71 ℃；含硫量0.24%～0.51%，平均0.37%；含蜡量5.3%～22.2%，平均13.06%，属于“低密度、低粘度、低-中含硫、高含蜡”的凝析油。

4 油气差异成藏特征

4.1 走滑断裂控制下的油气平面分布

虽然塔中地区油气源还存在着争议[31-34]，但是北东向的走滑断裂形成早(加里东中晚期)，长期发育，且断至基底沟通下层寒武系-奥陶系的烃源岩[35-37]，是有利的油气运移道。与此同时，在走滑断裂附近以及走滑断裂与塔中Ⅰ号断裂、塔中10号断裂交汇的地区，裂缝更为发育，能够形成重要的储集空间和流体渗流通道，对鹰山组成藏起着至关重要的作用。经统计，中古51井区油气主要分布在距走滑断裂0.5～4.0 km

范围内(图5a)，并且随着距走滑断裂距离的减少，油气产量有增加的趋势(图5b)。

同时，油气各地化参数也随距离走滑断裂呈规律性变化(图6)。一般地，走滑断裂附近天然气干燥系数数值较大，由走滑断裂向两侧逐渐减小，如F1走滑断裂及F4走滑断裂；断裂附近气油比高，沿着走滑断裂向两侧逐渐降低，如M13井到M14井气油比从6 565降至181，再如M5到M10气油比从2 913降至187，呈现出“近断裂气，远断裂油”的局面；在F1及F4走滑断裂附近，H2S含量较高， M6及M9井H2S含量特别高达几十万ppm，推测是附近热液作用TSR作用强烈导致。总体而言，走滑断裂作为油气运移通道对油气藏起着重要的控制作用。

走滑断裂形成的拉分地堑由于位于构造低部位，除非有独立隔绝的缝洞系统，否则油气难以在此聚集成藏。而实际勘探证实其以产水为主，如中古6拉分地堑中的水井M4，M11，M16井等，而在其四周相对高部位均获得良好的油气产能，成藏条件相对有利，如M6及M14井。

4.2 多级储盖组合控制下的分层聚集

塔中地区鹰山组层间岩溶发育，形成一套沿不整合面分布的岩溶储层。而纵向上发育多套隔层，储层被多套隔层所分隔，而多期断裂又将其沟通，形成了一个纵向上具有多层分布，又相互连通的复杂油气藏。如前所述，良三—良五段盖层在有断裂破坏的情况下，油气沿断裂向上运移至良里塔格组成藏，如M8井在良一、良二段获得工业油气流，M14井在良3段获得油气流，M12井在良一、良二段获得良好油气显示(图7)。在北部靠近塔中Ⅰ号带，良三—良五段联合鹰一段高阻层很好地封闭了油气，鹰一段储层获得了良好的工业产能，如M10和M6井；南部靠近塔中10号带，良三—良五段联合鹰二上亚段致密层段很好地封闭了油气，鹰二上亚段储层段为主力产层。与此同时，鹰山组高阻层在没有被断裂破坏的情况，起到很好的封盖油气作用，如M13井和M12井。其中M13井位于背斜轴部，断裂及裂缝较发育，鹰二上亚段致密段及良三—良五段被破坏，上层储层含水，而鹰二上亚段高阻层较完整，油气得以在其之下被封闭保存，呈现“下气上水”；而相邻M12井由于断裂切穿高阻层，油气沿断裂调整至良一、良二段，在桑塔木组遮盖下聚集成藏。

图5 中古51井区油气与走滑断裂关系Fig.5 Relationship between strike-slip faults and oil/gas distribution in ZG-51 wellblock

图6 塔中地区中古51井区气油比、干燥系数及H2S特征Fig.6 Characteristics of oil/gas ratio,dryness coefficient and H2S in ZG-51 wellblock

总之，本井区纵向上呈现多套储盖组合叠置，包括桑塔木组和良一-良二段储盖组合、良三段、良四-良五段和鹰一上亚段储层段储盖组合、鹰一上亚段高阻层与鹰一下亚段储层储盖组合、鹰二上亚段致密段和鹰二上亚段储层段储盖组合等，油气多层叠置聚集。

4.3 油气成藏模式

中古51井区鹰山组油气主要受盖层、高阻层及走滑断裂控制，成藏于构造圈闭和岩性圈闭内。在鹰一上亚段尖灭线以北地区，油气主要富集在良四—良五段之下的鹰一上亚段储层及鹰一上亚段高阻层之下的鹰一下亚段储层内，主要受构造部位的影响，如M6及M16井(图7)；在鹰一段尖灭线及鹰一上亚段尖灭线之间的地区，油气富集于良三—良五段盖层之下的鹰一下亚段储层段内，主要以岩性及披覆圈闭为主，如M7及M15井(图8)。而在鹰一段缺失的塔中10号带，油气主要赋存在鹰二致密段之下的鹰二上亚段储层段内，受优质储层和局部构造控制，如中古6拉分地堑对油气富集不利，再如M11井构造位置较低存水；而在塔中10号构造带高点位置油气均较为有利，如M1，M2及M14井等。

多源多期油气充注导致油气水关系复杂，特别是喜山期大规模气侵更加剧了油气聚集的差异性。由于塔中油气藏具有多期成藏历史[38-40]，早期(加里东晚期—早海西早期、海西晚期)形成的是油藏，如塔中10号构造带上的M1，M2，M3，M8井可能大都保存为早期的油藏或是后期改造的油藏，气油比都很低；而晚期(印支期—喜马拉雅期)原油裂解气沿走滑断裂从下向上侵入，首先在下部储层中溶解聚集，过多的天然气注入使早期聚集的原油溶于气中，形成凝析气藏或干气藏；继续充注，气携带着轻质油突破隔层或沿缝洞向上运移，从而形成上部含较多溶解气的油藏。如M15井鹰二上段基本为纯气藏，M7井在鹰一下亚段高阻层之下凝析气层气油比为1 957，而在鹰一下亚段高阻层之上气油比为1 005；又如M5井在鹰一下亚段储层为凝析气，气油比为2 913，H2S量为48 463×10-6，而临井M10井产层在鹰一上亚段为油藏，气油比为187，H2S量为32 200×10-6。一般地，中古51井区纵向上自下而上依次表现为气藏—凝析气藏—饱和油藏—油藏，具有“上油下气”的分布模式。

图7 塔中地区中古51井区储盖组合及油气多层叠置图Fig.7 Reservoir-seal assemblage and superimposed multiple oil/gas reservoirs in ZG-51 wellblock

图8 塔中地区中古51井区油气成藏特征Fig.8 Oil/gas accumulation characteristics of ZG-51 wellblock in Tazhong area

5 结论

1) 中古51井区储层呈准层状分布在不整合面以下167 m范围的层间岩溶带内，以孔洞型和裂缝-孔洞型储层为主。良里塔格组良三—良五段联合鹰山组内部数套高阻层，很好地封盖鹰山组油气，纵向上多套储盖组合叠置，在断裂沟通下油气多层聚集。

2) 井区内发育的4条走滑断裂及伴生断裂，可作为有利的油气运移通道。油气多分布在距离主干断裂0.5～4.0 km范围内，产量随着距离减少有增加的趋势；走滑断裂附近气油比、硫化氢和干燥系数均较高，沿着主干断裂向两侧降低，呈现出“近断裂气，远断裂油”的平面分布局面。

3) 鹰山组油气主要受盖层隔层及走滑断裂联合控制，聚集在有利的构造圈闭和岩性圈闭内。一般地，构造高点聚油气，构造低点存水，拉分地堑内多存水，四周高点聚油气；多期成藏特别是后期气侵致使垂向上具有“上油下气”的分布模式。

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(编辑 张亚雄)

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。

兰晓东(1984—),男,博士研究生,油气藏形成与分布。E-mail:lansecup@163.com。

国家自然科学基金项目(41072102)；国家科技重大专项(2011ZX05005-12HZ)；中国石油大学(北京)博士生基础研究创新基金项目(2462013YXBS002)。

0253-9985(2014)01-0107-09

10.11743/ogg20140113

TE122.3

：A