断溶体油气藏成因、成藏及油气富集规律——以塔里木盆地哈拉哈塘油田塔河南岸地区奥陶系为例

丁志文，汪如军，陈方方，阳建平，朱忠谦，杨志敏，孙晓辉，鲜波，李二鹏，史涛，左超，李阳

（中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000）

0 引言

塔里木盆地台盆区碳酸盐岩油气资源量丰富，塔里木油田矿权内累计探明油气储量当量 11.08×108t，其中90%以上来自缝洞型碳酸盐岩[1-6]。哈拉哈塘油田在塔里木河以北地区先后勘探开发了哈6、新垦、热普、金跃等区块，经历了潜山区、顺层改造区向台缘叠加区的探索，形成了缝洞型碳酸盐岩油藏的基本地质认识和关键技术系列。近年来，随着地震资料的改善和钻井技术的不断进步，哈拉哈塘油田勘探开发范围不断向南扩展，塔河南岸地区6 500～7 500 m深层、超深层不断获得突破，跃满、富源、玉科等区块“日产百吨井”频出，跃满西、果勒、鹿场等勘探新区不断发现，塔河南岸地区建成产能近百万吨，成为塔里木盆地碳酸盐岩勘探开发的重点[7-8]。目前已发现的工区面积达5 041 km2，18条深大断裂控制的油气地质储量高达16 300×104t，该地区按照规划将在2022年建成原油150×104t、天然气6.6×108m3的产能基地，成为塔里木盆地“十四五”期间重要的勘探开发主战场。

与塔河南岸地区油藏类似的邻区顺北油田百万吨产能建设稳步快速推进。鲁新便等人针对顺北油田碳酸盐岩的开发实践首次提出了断溶体油气藏的概念[9]，即碳酸盐岩受构造作用形成的深大断裂破碎带，受多期断控岩溶或局部热液溶蚀作用形成大型洞穴、溶蚀孔洞和裂缝组成的储集体，在上覆泥灰岩、泥岩等盖层封堵以及侧向致密灰岩遮挡下，形成由不规则状的断控岩溶缝洞体组成的断溶体圈闭，经油气充注成藏后形成一类特殊的断溶体油气藏。随着生产实践和认识的不断深化，哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏由风化壳岩溶、层间岩溶为主控的缝洞体油藏认识逐步转变为深大断裂控储、控藏、控富的断溶体油藏认识。

本文基于构造、断裂演化、岩心、测井、地震、钻录井、生产动态等资料，系统研究塔河南岸地区奥陶系断溶体空间展布特征、形成条件、成因，阐述断溶体成藏模式和油气富集规律，以期为这类油气藏的高效勘探开发提供依据。

1 区域地质概况

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡，北靠轮台凸起，南接阿满过渡带，西邻英买力低凸起，是轮古—塔河—哈拉哈塘奥陶系特大型油田的一部分，历经多期次构造运动和沉积演化。本文研究区位于哈拉哈塘油田塔里木河以南地区，紧靠顺北油田，被满加尔、阿瓦提等生烃凹陷所围绕，是油气运移和聚集的有利区块（见图1）。

图1 塔里木盆地塔河南岸地区构造位置及主干深大断裂分布图（a）、地层及构造成藏期次柱状图（b）

早加里东期（寒武纪—中奥陶世），塔河南岸地区为碳酸盐台地和海相泥质烃源岩沉积期，形成了塔中—塔北连为一体的满西大型碳酸盐台地，经多期次多旋回的不整合和大气淋滤作用，发育了分布较广的鹰山组—一间房组碳酸盐岩储集层。同时，塔河南岸地区东部的满加尔凹陷为盆地相沉积，发育一套寒武系—中奥陶统烃源岩[10]，为后期油气运移和充注提供了物质基础。

中加里东期Ⅰ、Ⅱ幕是构造-沉积性质转换的重要时期，南天山洋俯冲加剧，塔北构造整体隆升，古隆起基本形成，在北东、南北向双向地应力挤压作用下形成大范围的北东和北西向走滑断裂系统，初步构成了该地区的断裂体系骨架，为后期断溶体的形成奠定了基础。垂向上，走滑断裂表现为陡峭的直立断层或正花状构造，向下断至寒武系内部甚至断穿寒武系，向上断至该时期沉积的良里塔格组顶面；平面上，走滑断裂多呈线状，延伸数十千米甚至数百千米，局部呈雁列式、羽状式排列。中加里东期Ⅲ幕受全球性海侵事件影响，塔河南岸地区结束了碳酸盐台地沉积，转变为混积陆棚沉积，形成了桑塔木组600～700 m的巨厚泥质地层，为该区奥陶系碳酸盐岩油气成藏提供了优质的区域盖层。

晚加里东期—早海西期（志留纪—泥盆纪），受中昆仑岛弧与中昆仑地体间的持续碰撞和阿尔金造山带强烈的挤压作用[11-12]，塔北隆起经历了志留系沉积前、泥盆系沉积前、石炭系沉积前的 3次强烈隆升，轮台凸起与轮南低凸起持续抬升，哈拉哈塘、哈得逊鼻状构造相继形成，塔北古隆起基本定型。该时期北东向和北西向断裂继承性发育，向下断穿寒武系，沟通寒武系底部优质烃源岩；向上断至中下泥盆系。断裂带不断延长、变形，形成断裂破碎带，沿断裂带的碳酸盐岩储集层规模扩大。

中晚海西期（石炭纪—二叠纪），南天山洋自东向西剪刀式闭合，塔北隆起的构造活动自东向西扩展，构造作用西强东弱，哈拉哈塘地区奥陶系构造相对稳定，由于二叠纪大规模火山喷发，使得前期走滑断裂继承性活动，同时深部富硅高温流体沿深大断裂带对碳酸盐岩储集层进行溶蚀改造。

印支期—燕山期（三叠纪—白垩纪），构造断裂活动较弱，塔北南缘整体较为稳定，喜马拉雅运动期间哈拉哈塘地区中、新生界整体呈北倾，下古生界仍为区域南倾，现今鼻状隆起构造格局定型。

2 断溶体特征及成因

2.1 储集空间类型及特征

塔河南岸地区奥陶系碳酸盐岩储集层发育段主要为一间房组（O2y）—鹰山组（O1—2y）。储集空间类型多，主要包括洞穴、溶蚀孔洞（见图2a、图2d）、高角度构造缝（见图2b、图2c、图2f）、扩溶或充填残余缝、晶间孔（见图2e）、粒间孔及微裂缝等。

图2 塔里木盆地塔河南岸地区奥陶系碳酸盐岩储集空间特征

不同类型的储集空间尺度差异大，大型洞穴尺寸可达几米到数十米，在钻井上常表现放空、钻井液漏失等工程异常，在成像测井上常呈暗斑状显示（见图2g）。溶蚀孔洞尺寸从几厘米到几十厘米不等，而晶间孔、粒间孔尺寸仅为毫米级。主要储集空间为洞穴、溶蚀孔洞和构造缝，同时它们也是重要的流动通道，而晶间孔、粒间孔及微裂缝等储集、渗流作用甚微。

塔河南岸地区奥陶系岩心 CT扫描结果显示平均孔隙度为2.1%、平均渗透率为0.33×10-3μm2，测井解释结果显示平均孔隙度为 3.6%、平均渗透率为 0.56×10-3μm2，试井资料解释结果显示渗透率为（550～3 000）×10-3μm2，显示静动态资料分析结果差别很大。由于储集层发育段洞穴或裂缝的异常发育导致难以取得岩心或者岩心收获率极低，因此静态资料不能反映储集层真正的储集、渗流能力，主要的储集空间可能是与断裂带相关的缝洞体。

2.2 空间展布特征

塔河南岸地区奥陶系断溶体主要沿主干断裂带分布。例如，跃满3号主干断裂带部署的15口井中有80%以上的高产井在钻至目的层时发生放空和钻井液漏失。其中，跃满 3-5井钻至离主干断裂直线距离超过800 m的次级断裂上，钻探过程中未发生放空和钻井液漏失，气测显示弱，常规测井解释以Ⅲ类储集层为主，成像测井见少量高角度裂缝，试油过程中表现供液不足，因产量低而无法投产。之后，对该井向主干断裂侧钻500 m获高产工业油气流，日产能力达60 t/d。

2.2.1 平面分布特征

塔河南岸地区奥陶系断溶体在平面上沿着断裂带成条带状分布，但同一断裂带的不同分段发育程度差异较大，这与走滑断裂的分段性有关。按照应力状态，走滑断裂可分为拉张段、挤压段和平移段 3种类型，拉张段和挤压段分别发育于应力释放弯曲部位和应力限制弯曲部位，平移段则发育在压力相对稳定部位[13-16]。对于同一条断裂，拉张段储集层发育程度最好，挤压段次之，平移段最差。Olson等[17-18]指出断裂控制的地层破碎程度主要受断裂系统周缘的应变能量密度影响，一般断裂末端的应变能量密度最强，地层破碎程度最高。在断裂叠接拉张处容易形成大型岩桥破碎带（拉分地堑），两条主干断裂交叉叠合的岩桥区域沿断层走向拉伸，更利于储集层扩溶改造，常表现为正断层或小型张性破裂较发育的负花状构造（见图3a）。在叠接压扭处表现为逆冲或小型剪切破裂密集发育的正花状构造，由于应力的限制，断溶体发育相对较差（见图3b）。在平移段基本上以断层两盘相对滑动为主，只在两盘的围岩发育与主变形带小角度相交的次级破裂，断溶体发育较差。

图3 塔河南岸地区断溶体示意图

图4 塔河南岸地区跃满区块断溶体油藏平面分布

表1 塔河南岸地区跃满2号主干断裂分段开发效果统计表

跃满2号断裂带总长29 km，根据应力分析将断裂带划分为9段，包括3段拉张段、4段挤压段、2段平移段（见图4、表1）。拉张段总长10.5 km，断裂宽度为0.23～1.95 km，断溶体规模大，钻有8口生产井，平均单井控制地质储量为82×104t，初期平均单井产能61 t/d，平均单位压降累计产量1 796 t/MPa，生产动态反映地层能量充足或较充足。挤压段总长12.5 km，断裂宽度为0.15～1.71 km，断溶体规模中等，钻有7口生产井，平均单井控制地质储量为53×104t，初期平均单井产能39 t/d，平均单位压降累计产量718 t/MPa，生产动态反映地层能量较充足或不足。平移段总长6.0 km，断裂宽度为0.12～0.56 km，钻有3口生产井，平均单井控制储量为25×104t，初期平均单井产能23 t/d，平均单位压降累计产量238 t/MPa，生产动态反映地层能量不足，产能递减较快。

2.2.2 垂向分布特征

断溶体在垂向上第 1个特征是发育的不规则性，总体上分为核心区和延展区，核心区由于断裂破碎和溶蚀改造作用强，主要发育大型缝洞体，储集层规模较大，是主要的钻探目标；延展区主要是伴生断裂控制作用下形成规模较小的裂缝孔洞储集体（见图3）。第 2个特征是储集层发育深浅不一，具有明显的穿层性。跃满区块钻井放空漏失点分布显示（见图5a），储集层发育位置距一间房组灰岩顶的垂直距离深浅不一，最浅处只有几米，最深处高达120 m，平均深度约为70 m，大部分井在70 m范围内钻遇大型缝洞体。另外，从跃满区块地震剖面的“串珠”反射位置同样可以看出这一点（见图5b），而且一间房组和鹰山组可能上下连通，储集层垂向展布可达几百米。跃满 5井钻揭一间房组20 m放空1.2 m完钻，试油日产高达120 t，生产3年油压、产量稳定，动态储量高达300×104t，目前井底流温比生产初期高 7.2 ℃，比地层静温高7.8 ℃，表明生产后期出现深层供液现象，按地温梯度2.4 ℃/100 m推测油柱高度达325 m。

2.3 断溶体成因

塔河南岸地区中奥陶统碳酸盐岩断溶体发育主要受控于加里东期—海西期构造作用形成的深大断裂、伴生断裂和裂缝组成的断裂体系，后经多期次构造作用、断控岩溶作用、局部热液溶蚀作用的叠加改造而定型。

2.3.1 断溶体形成条件

2.3.1.1 岩相条件

岩相是断溶体改造的物质基础。一间房组—鹰山组以大范围开阔台地、台地边缘砂屑鲕粒滩沉积为主，岩性以台缘高能滩相沉积的亮晶砂屑生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩为主（见图2c、图2e），亮晶藻屑灰岩由于准同生暴露溶蚀作用形成藻屑内粒内微孔隙，为后期的断控破碎、断控岩溶改造奠定基础。另外，碳酸盐岩占比 95%以上，泥质岩夹层少，岩性纯而脆，容易受后期破碎、溶蚀等作用改造。

2.3.1.2 断裂破碎和断控溶蚀作用

断裂破碎和断控溶蚀作用对断溶体的形成起关键作用。塔河南岸地区主要发育北东向、北西向两组走滑断裂。发育北东向深大走滑断裂18条，主要以单剪断裂为主，形成于加里东中期，加里东晚期—早海西期持续活动，晚海西期—印支期继承性活动，断裂破碎程度强。北西向断裂仅发育 5条，主要形成于早海西期，晚海西期—印支期继承性活动，断裂破碎程度相对较弱。

构造运动产生的断裂破碎作用是断溶体形成的先决条件。根据里德尔剪切物理模拟实验[17-18]，走滑断裂破碎带形成分为 4个阶段：①初期阶段，主体走滑断裂开始形成，呈雁列式展布，破裂范围较小，启始端形态完整；②早期阶段，随着应力的增强，其影响范围随之增加，破裂程度快速增强，走滑断裂依然呈雁列式展布，破碎范围明显扩大，破碎程度明显增强；③中期阶段，破裂范围进一步增大，雁列式断裂连接形成完整破碎带；④后期阶段，破碎程度最强，整个破碎带表现为斜列展布的马尾状或羽状断裂破碎带（见图6）。实验结果显示，同一断裂带不同位置的断裂破碎程度不同，应力释放弯曲部位破碎程度较强，压力稳定部位破碎程度较弱。

图5 塔河南岸地区跃满区块断溶体钻遇位置（a）及地震剖面（b）

一般认为，构造活动性越强、持续时间越长，对断裂破碎带的形成越有利。由于北东向断裂活动活动性更强、活动时间更早且更持久，因此断裂破碎程度更强。走滑断裂的多期次活动和构造破碎作用，也为后期大气淡水淋滤扩溶、埋藏溶蚀改造提供了顺畅的通道，为后续大型洞穴及溶蚀孔洞的形成创造了条件[19-21]。

2.3.1.3 局部深部热液改造作用

包裹体测温结果表明，该地区经历了不同温度下的多期次岩溶充填作用，大于120 ℃的高温包裹体存在证明本区存在异常高温流体的可能[20-21]。另外，位于塔河南岸地区西南方向邻区的顺北 2井鹰山组灰岩中常见硅质团块并伴有粒状黄铁矿，表明存在埋藏流体改造，储集层发育可能与埋藏岩溶作用有关[21]。有学者指出可能还存在其他类型，主要包括盆地压实流体溶蚀作用、烃类携带酸性流体溶蚀作用、硫酸盐热化学还原作用等[22-25]。热液的流动方向整体上是沿着深大断裂自下而上，其对储集层的改造程度主要取决于热液通道是否畅通。

2.3.2 断溶体形成模式

塔河南地区断溶体是受断裂破碎、断控淋滤和局部热液改造等综合作用形成的，其中断裂是主控因素。按照断裂的控制作用，可将形成模式划分为沿主干深大通源断裂溶蚀模式、沿次级通源断裂溶蚀模式和沿次级内幕断裂溶蚀模式（见图7）。

沿主干深大通源断裂溶蚀模式，是指由主干深大通源断裂控制形成的断溶体。主干深大通源断裂均断穿寒武系，在断裂形成过程中应力作用强，对灰岩的破碎作用大，一般会形成宽度为200 m左右的断裂破碎带。后期断控大气水岩溶作用使得先期形成的断裂破碎带进一步溶蚀、扩大、再改造，流体通道进一步打开，储集空间进一步增大，改造程度进一步扩大，由此断控大气水岩溶进入良好的岩溶循环系统，最终形成大型缝洞体。同时，主干深大通源断裂也是热液运移的优势通道，深部异常高温流体自下而上流动过程中对储集体有一定的改造作用。这种模式形成的断溶体由大型洞穴、溶蚀孔洞和裂缝等综合构成，平面和纵向连通性极好，储集渗流能力极强，是塔河南岸地区主要的钻探目标（见图7B井和C井）。

图6 里德尔剪切物理模拟实验中断裂破碎带不同阶段特征（据文献[17-18]修改）

沿次级通源断裂溶蚀模式，是指由次级通源断裂控制形成的断溶体。次级通源断裂发育规模仅次于主干深大通源断裂，也可断至寒武系。但由于应力作用有限而不能形成较大规模的断裂破碎带，流体流动通道也不如主干深大通源断裂畅通，断控溶蚀改造或热液改造作用不够充分。这种模式形成的断溶体多为溶蚀孔洞、裂缝组成的裂缝-孔洞型储集体，平面和纵向上具有一定的连通性，但规模有限（见图7A井）。

沿次级内幕断裂溶蚀模式，是指由次级内幕断裂控制形成的极小规模断溶体，一般不具有经济开采价值。次级内幕断裂是指发育规模极小、向下可能断不到寒武系、向上可能断不穿奥陶系的小型走滑断裂。这类断裂的破碎作用极弱，不能形成断裂破碎带，流体通道不畅通，基本不能接受大气水淋滤改造作用，或有热液改造，但改造作用极弱，难以形成规模储集体（见图7D井）。

图7 塔河南岸地区奥陶系断溶体形成模式图

3 断溶体油气藏特征及成藏模式

3.1 油气藏特征及分布

塔河南岸地区奥陶系油气藏的原油整体上表现为低密度、低黏度、低硫含量、少胶质+沥青质的轻质油—凝析油的特征，地面原油密度为 0.795～0.877 g/cm3（平均为 0.824 g/cm3），50 ℃原油黏度为1.230～5.470 mPa·s（平均为 2.375 mPa·s），硫含量为0.008%～0.700%（平均为0.200%），胶质+沥青质含量为0.12%～7.71%（平均为1.06%）。天然气以烃类气体为主，甲烷含量为 63.00%～87.50%（平均为73.03%），乙烷含量为 1.13%～30.95%（平均为14.37%），干燥系数为 75.67%～95.43%（平均为83.74%），以高熟原油伴生气—凝析气为主，油、气同源[6]。塔河南岸地区奥陶系油气藏整体呈现“东气西油”的分布格局。PVT分析结果显示，只有玉科区块表现为凝析气藏特征，气油比高达5 600 m3/m3以上，玉科区块以西整体呈现弱挥发性轻质原油油藏的相态特征（见图8）。

3.2 油气成藏模式

3.2.1 优质烃源岩和生排烃条件

图8 塔河南岸地区奥陶系油气藏典型井三角相图

满加尔凹陷寒武系烃源岩是塔河南岸地区奥陶系油气藏的主力烃源岩。塔河南岸地区捕获的第 1期油气主要形成于加里东晚期，该时期满加尔凹陷烃源岩已开始生、排烃，生成油气向邻近的塔河南岸地区高部位运移聚集。但由于早海西期强烈的构造作用，油气遭受破坏未能有效保存。晚海西期，满加尔凹陷仍处于生、排烃期，是塔河南岸地区大面积捕获油气的第 2个时期，该时期塔河南岸地区奥陶系已形成了一间房组—桑塔木组优质储盖组合，油气保存条件好，大规模聚集成藏。印支期—喜马拉雅期，满加尔凹陷周围处于生干气期，塔河南岸地区东部遭受较强的气侵作用，越往西气侵作用越弱，形成了塔河南岸地区“东气西油”的格局（见图9）。

图9 塔河南岸地区奥陶系断溶体油气藏成藏模式图

3.2.2 油气运移和充注

塔河南岸地区发育多条大型走滑断裂向下断穿寒武系，这些通源深大断裂在多期次构造破碎作用和岩溶作用下形成大量被溶蚀扩大的分支、次级断裂，构成纵横交错的油气运移网络系统，成为油气运移、充注和聚集成藏的优势通道。满加尔凹陷寒武系烃源岩提供的高成熟—过成熟油气从南东方向向北西方向运移至塔河南岸地区，主要沿通源深大断裂带以垂向运移、充注为主，在溶蚀破碎带内部或伴生的分支、次级断裂间侧向调整。由于断裂带具有明显分段性，油气充注程度差异较大，油气藏在平面上和垂向上具有相对分隔性，油气藏油水界面不统一（见图3、图9）。

开发实践表明，沿主干断裂的油气充注程度强，油气富集程度高，钻遇主干断裂的油井生产时普遍不产水或无水采油期长。沿分支断裂油气充注不充分，钻遇的油井生产时油水同出，说明成藏时地层水并未得到充分的排驱。离主干断裂较远的内幕次级断裂油气充注程度弱，储集层不发育，钻遇井试油测试时油压迅速下降并且伴有地层水产出。

油气充注强度与断裂的活动性有关。塔河南岸地区北东向断裂整体比北西向断裂活动性强，是油源的主要运移通道，油气充注强度大，油井产能高；而北西向断裂在油气充注期不活动，处于相对封闭状态，油气充注程度较弱。由于应力作用强度的差异，同一断裂不同分段的活动性有差异，油气充注强度不同，一般拉张段和挤压段活动性较强，油气充注更强烈，油气更富集。

3.2.3 油气成藏模式

断溶体油气藏是由断裂控制储集层发育程度、断裂控制油气充注强度的一类特殊油气藏。按照断溶体油气藏的储盖组合空间配置、储集层之间的连通关系以及油气运聚强度，可将断溶体油气藏成藏模式划分为主干深大通源断裂控制型、次级通源断裂控制型、次级内幕断裂控制型3大类（见图9）。

主干深大通源断裂控制型油气藏是指由主干深大通源断裂控制形成的断溶体为油气聚集场所，主干深大通源断裂为油气运移通道，由巨厚桑塔木组泥岩盖层封挡而形成的油气藏。塔河南岸地区北东向主干深大通源断裂的主活动期与油气成藏期时空上匹配良好，断裂活动性强，是油气运移优势通道，油气充注强烈。成藏期油气垂向运移、侧向调整，成“T”字型运聚模式，油气优先通过主干深大通源断裂运聚至大型缝洞储集体聚集成藏（见图9A井、B井、D井）。这类油气藏多为柱状油气藏，平面泄油面积不大，但油柱高度较大，部分高产井油柱高度甚至超过300 m，这是因为主干深大通源断裂控制的一间房组和鹰山组大型岩溶缝洞体十分发育，上下储集体相互沟通连为一体。这类油气藏是塔河南岸地区主要钻探目标，控制整个地区80%以上的储量和产量。

次级通源断裂控制型油气藏指由次级通源断裂控制形成的断溶体为油气聚集场所，次级通源断裂为油气运移通道，由侧向致密灰岩封挡而形成的油气藏。由于次级通源断裂的级别相对较小，虽能沟通寒武系烃源岩，但由于断裂活动性较弱、油气充注不够充分、断溶体规模相对较小，油气藏油柱高度较小，控制地质储量较小（见图9C井）。这类油气藏主要以一间房组裂缝孔洞为储集体，由早期的表生岩溶和后期的断控岩溶叠加改造形成，多数生产井压力、产量递减较快。

次级内幕断裂控制型油气藏由于次级内幕断裂级别过低，一般未能沟通寒武系烃源岩，油气无法有效运移而无法成藏（见图9E井）。钻探完井试油通常不出液，大型酸压改造也难以沟通储集体。

3.3 油气富集规律

断裂和成藏之间的匹配关系决定了油气富集规律。断裂既是断溶体形成的主控因素，又是油气运移通道，同时油气运移伴随的酸性溶蚀介质可对断裂、断溶体进一步改造，从而更利于成藏和富集。总体上来说，断溶体是否成藏、油气是否富集主要取决于成藏与断裂活动时空上的匹配关系、断裂级别及断裂的分段性。

3.3.1 油气富集成藏与断裂活动的匹配关系

塔河南岸地区奥陶系经历了晚加里东期—早海西期、晚海西期、喜马拉雅晚期3期成藏过程（见图1）。晚加里东期—早海西期塔河南岸地区油气未能完整保存，主要以沥青、稠油为主；晚海西期和喜马拉雅晚期塔河南岸地区油气整体保存完整，以成熟原油和气侵为主。

塔河南岸地区北东向深大断裂的主活动期与油气成藏期匹配良好，在晚海西期、喜马拉雅晚期这两个主要油气充注时期，北东向深大断裂处在活动期、且与油气运移方向具有较好的一致性，油气充注程度较强，油气保存较好，大规模成藏、富集。

塔河南岸地区北西向断裂活动与油气成藏期匹配性较差，多条断裂虽断至寒武系烃源岩，但油气充注程度较弱，难以富集；但与北东向交汇的北西向断裂，由于与之连通，油气运移时向北西向断裂做了调整，能够规模成藏。例如，跃满区块 1号断裂是与北东向深大断裂连通的北西向断裂，在该断裂上部署的13口井，建产11口，建产率达85%，平均单井产能45 t/d，开发效果较好。

3.3.2 油气富集成藏受控于断裂级别

断溶体发育程度、油气充注强度主要受控于断裂发育程度，因此油气富集成藏受控于断裂级别。

塔河南岸地区奥陶系油气主要沿主干深大通源断裂富集，85%以上的高产井位于主干深大通源断裂带上。塔河南岸地区跃满区块42口井开发效果统计结果显示（见表2），31口井部署在主干深大通源断裂附近，建产30口井，建产率达96.8%，平均单井产能50 t/d，累计产油143.8×104t，贡献该区块94.6%的产量，生产动态表明断溶体核部油柱高度、油井产能明显高于扩展区。

次级通源断裂由于级别相对较小，断溶体发育规模较小，油气成藏时油气充注不够充分，虽能成藏但油气富集程度不高。沿次级通源断裂部署的开发井整体建产率尚可，但难以高产。例如沿跃满区块次级通源断裂部署了5口井（见表2），建产4口井，建产率80%，平均单井产能为20 t/d，产量、压力递减较快。

大部分分支断裂由于发育级别较低，储集体规模较小且后期油气充注程度较低而难以成藏。少数主干分支断裂紧连主干深大通源断裂，其断控储集体往往与主干深大通源断裂储集体相连通，油气也能富集，可形成一定的产能规模，有 2口井钻探成功，平均单井产能30 t/d（见表2）。

次级内幕断裂级别最低，在空间上相对孤立，难以形成有效储集体，且不能沟通油源，钻探的 2口井（见表2），试油不出液，大型酸压改造也未能沟通储集体。塔河南岸地区奥陶系油气藏的主要钻探目标是主干深大通源断裂控制的断溶体油气藏，次级通源断裂或主干分支断裂控制的断溶体仅作为接替目标。

表2 塔河南岸地区跃满区块不同断裂级别开发效果统计表

3.3.3 油气富集成藏受控于断裂分段性质

沿同一条主干深大断裂形成的油气藏并不是连为一体，油气藏之间具有明显的分隔性，储集体空间展布位置及规模、油柱高度、油水界面等均具有不一致性，这些差异主要受控于断裂的分段性质。

对于同一条断裂，拉张段断溶体发育程度最好，挤压段次之，平移段最差。由于应力作用强度的差异，断裂活动性不同，拉张段、挤压段、平移段断溶体的油气充注强度也有所差异，一般拉张段和挤压段断裂活动性较强，油气充注更强，油气更富集。总体来说，拉张段储油气最富集，挤压段次之，平移段最差。

表1数据显示，拉张段和挤压段的断裂宽度明显大于平移段，拉张段局部最宽为1.95 km，说明断裂活动性非常强，对断溶体规模形成和油气规模成藏非常有利。例如，跃满区块2号断裂带2-3拉张段平均单井控制储量为95×104t，平均单井初期产能为68 t/d，单位压降累产量高达2 232 t，产能年度自然递减率仅为9.5%，地层能量充足，开发效果非常好。

4 结论

塔河南岸地区奥陶系断溶体空间展布平面上呈现分段性、垂向上呈现不规则性和穿层性。断溶体发育模式受控于断裂破碎作用、断控岩溶作用、断控热液改造作用。按照断裂的控制作用，可将断溶体形成模式划分为沿主干深大通源断裂溶蚀、沿次级通源断裂溶蚀和沿次级内幕断裂溶蚀 3种模式。受主干深大通源断裂控制的断溶体规模大、连通程度高，次级通源断裂控制的断溶体次之，次级内幕断裂断溶体最差。

深大主干断裂及伴生的分支断裂、次级断裂构成油气运移通道网络体系，油气呈“T”字型垂向运移、侧向调整，断裂的分段性质及断裂级别决定油气“分段成藏、差异富集”的特征。主干深大通源断裂对油气富集起决定作用，控制着绝大部分储量，次级通源断裂油气富集程度相对较低，次级内幕断裂油气难以富集成藏。同一断裂带，拉张段油气最富集，挤压段次之，平移段最差。