与油气勘探开发关系密切

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（1）油气藏形成和分布与断裂活动关系密切

断裂构造是多种构造类型中最常见的一种，有时它不仅控制了盆地的构造，而且还控制了盆地内沉积建造和层序发育特征，直接或间接地控制着盆地内烃源岩、储集层、圈闭发育特征和油气的运移、聚集及油气藏的分布。只是不同级别、不同性质的断裂在时空上对油气藏的形成和分布的控制作用不相同。

通过世界众多含油气盆地的对比研究发现，尽管每个盆地的构造发展演化历史，生储盖特征和油气聚集带特征存在着非常明显的差别，但它们都遵循一条规律，即油气主要赋存在各种大地构造单元相交叉的部位，其中与断裂有关的构造交会点占相当大的比例。特别是我国东部和西部含油气盆地由于受多期构造运动影响，在拉张、挤压、走滑、重力和塑性底辟作用等多种构造应力作用下，形成多期、多组断裂构造，它们相互叠加，改造并丰富了含油气盆地构造面貌，影响了盆地内油气藏的形成与分布。

从世界和中国含油气盆地油气分布看，盆地中油气储量的90％以上都与断裂有关，表明断裂对油气运聚成藏和分布具有重要的控制作用。勘探结果表明，含油气盆地内多数构造油气藏形成和分布与断裂有关。在平面上，主要含油气带都沿断裂带分布。如我国塔里木盆地塔北隆起轮台-亚南断裂控制的断凸区与断裂活动有关的圈闭沿断裂带附近呈带状或串珠状分布，圈闭的长轴方向与断裂带走向基本一致。准噶尔盆地内已发现油气藏绝大多数（95％）与断裂活动有关，在平面上，表现为油气沿断裂走向侧向运移至烃源区外数十千米聚集成藏，盆地内主要油气聚集带沿断裂带分布（图1.1）。在纵向上表现为“断裂断到哪里，油气就走到哪里”，断裂是深部烃源层生成的油气或深层油气藏向浅层储层运移的主要通道（图1.2）；反映了盆地内油气藏的形成与分布与断裂活动关系密切，即断裂是控制含油气盆地油气运移、聚集、保存和分布的主要因素。断裂对油气的控制主要有直接控制与间接控制和宏观控制与微观控制作用（罗群等，1999）。其中断裂对油气的宏观控制作用和间接控制作用，前人论述较多，大的规律性认识比较一致。但在断裂对油气聚集带油气藏形成与分布的控制作用分析上，目前还不够系统和深入。

（2）可正确认识油气运移、聚集过程和分布规律

图1.1 准噶尔盆地油气藏分布与断裂关系图（据新疆油田分公司，1999）

图1.2 准噶尔盆地油气藏形成与断裂关系图（据新疆油田分公司，1999）

断裂对油气聚集带或油气藏控制作用，主要表现在断裂对油气的运移和聚集过程及油气分布的控制作用。其实质是对油气运移的控制问题。其中断裂的开启性（通道）与封闭性（遮挡）对油气运移、聚集成藏和油气藏破坏起着重要作用。由此可见，要研究盆地内断裂控制油气规律，首先要研究和分析断裂在油气运聚过程中所起的作用，断裂是起通道作用，还是起封堵作用？这个问题是近十几年来国内外学者们研究的热点。断裂到底起通道作用还是封堵作用，曾有过激烈的争论，但在生产实践中，断裂起通道作用和断裂起封堵作用的证据都存在。目前，认识趋于一致的是，无论断裂的性质如何，在断裂活动期起通道作用，在断裂静止期起封堵作用。以往国内外有关断层封闭性的研究对象主要偏重于拉张环境的正断层，且讨论较多的是断层封闭性问题。而对于像我国西部以挤压作用为主的含油气盆地，在许多油气藏形成过程中，断裂不仅具有遮挡作用，而且油气沿断裂的垂向和侧向运移特征也十分明显。由此可见，断裂既可成为油气运移的通道，也可成为油气聚集的遮挡条件。不过对于挤压性盆地来说，由于压扭性断裂易形成封闭，因此，这类盆地中研究断裂的开启性比封闭性显得更加重要。

对于断层封闭性及封闭史的研究，结合区内油气排运史的恢复，可了解断层封闭与开启历史及与油气排运史的匹配关系，根据断层分布规律和油气二次运移路线等研究，可了解油气在时间上和空间上的运移聚集过程与分布规律。油气从生油气层排出以后，往往在盖层之下的储集层中分散或整体运移，在适当的构造中形成聚集。但在运移途中或聚集后遇开启性断层，油气则沿断层作垂向运移至上部储集层，若断层通天，则可能难以保存油气，除非断层后来由开启转为封闭。断层封闭时间若早于油气二次运移时间，断层则成为油气运移的屏障，起遮挡作用，在适当的位置可形成与断层有关的圈闭及油气藏。

因此，研究油气运移聚集过程，不仅仅要研究储集层物性的变化规律、盖层的分布及构造变动和流体势等，还必须对断层封闭性及封闭史进行详细研究。实践证明，断层在油气运聚过程中起着至关重要的作用。在同一层段内，有的断层可能是开启的，成为油气运移的通道；有的则可能是封闭的，成为油气运移的遮挡物。有的断层目前可能是封闭的，但在地质历史时期则可能是开启的，有的断层可能经历了多次封闭与开启历史。断层开启时，尤其断层的垂向开启，因其垂向渗透能力远好于储集层，可完全改变油气运移的方向，致使油气由原来的侧向为主的运移改变为垂向为主的运移。断层的垂向开启与侧向封闭，均可造成储集层内流体势能场的变化，由此造成了油气运移聚集和分布规律的复杂化，所以，只有正确认识了断层封闭性及封闭史，结合断层其他相关方面的研究，才能全面正确地认识油气运移聚集过程与分布规律，预测有利的油气勘探区带和目标。

（3）可预测断层圈闭有效性、降低油气勘探风险

在正确认识了油气运移聚集过程和分布规律之后，可以确定出预探构造中是否可能有油气的来源，在此前提下，研究与预探构造内有关断层的封闭性及封闭史；分析该构造富集油气的可能性，若该构造内断层目前是开启的，尤其具垂向开启性，则构造内储集油气的可能性就小；若断层是封闭的，继而确定其封闭时间，如果断层是在油气运移之前或同时，圈闭内有油气的可能性大；若在油气运移之后断层才形成封闭，预探构造内富集油气的可能性就小，由此可预测出预探圈闭的有效性，降低钻探风险。

（4）可有助于开发井网的合理布置

当油田进入了开发阶段后，开发区内断层的封闭与开启，直接影响着注采措施及开发效果，搞清楚断层的封闭性，有助于开发井网的布置合理；注水开发后断层活化的预测，可有效地减小套管损失。因此，开发阶段对断层封闭性的研究也是非常重要的。

塔里木盆地油气地质信息遥感探测研究

塔里木是多时代、多类型盆地叠加复合的大型含油气区。盆地具有多时代油源岩，油气资源十分丰富，并具多时代成油组合，多油气藏类型和成油模式。盆地周边被天山、昆仑山和阿尔金山所环绕，中部是有着“死亡之海”之称的塔克拉玛干沙漠，面积33.7万平方公里，是世界上最大的流动性沙漠。巴州位于塔里木盆地内。塔里木盆地高丰度烃源岩在纵向上主要赋存于寒武系、中&上奥陶统、石炭系和三叠—侏罗系四个层系中。这几套高丰度源岩的存在，为塔里木盆地的油气勘探奠定了物质基础，由于中生界烃源岩主要为#型干酪根，所以其生 油窗较宽，且主要生油高峰期在第三纪，如库车坳陷三叠系烃源岩生油高峰期为白垩纪末—早第三纪 ，侏罗系则为晚第三纪塔西南侏罗系生油高峰期为早第三纪，受古亚洲构造域和特提斯构造域的先后影响，塔 里木盆地在地史中出现%个区域性不整合构造面，"塔里木运动，形成震旦系与前震旦系间的角度不整合；#加里东中期运动，形成志留系与奥陶系间的假整合到微角度不整合；!海西早期运动，形成石炭系与泥盆系间的假整合到角度不整合；海西晚期末期运动，形成上二叠统与下二叠统及三叠系与二叠系间的假整合到角度不整合；喜马拉雅运动，形成上第三系与下第三系间的假整合到微角度不整合接触关系。这些不整合构造面多分布在古隆起，古斜坡和盆地边缘断块部位，造成下伏地层遭受剥蚀缺层及上覆地层超覆披盖呈楔状体展布。受构造运动影响，基底之上发育%期不同类型的盆地演化，二叠纪之前为属克拉通盆地演化阶段，以后属前陆的多层“叠置复合”盆地演化阶段。初步统计盆地内发育数百条大小不等，不同期次（世代）、不同性质、不同规模的断裂，其中主要断裂有#%’条#） 。依据其规模和动力强弱程度，划分四个等级：板块缝合带断裂；深断裂；大断裂和一般断裂。依据应力场方向、运动学和动力学机制，将断裂划分为逆冲断裂系统、走滑断裂系统和正断层系统，以前二者为主。研究认为断裂活动及演化可分四个时期：加里东运动期以正断层为主，海西运动期以逆冲断裂为主，印支&燕山运动期和喜马拉雅运动期以逆冲断裂—走滑断裂为主，时代越晚构造活动越强烈。断裂分布呈三组方向：北东东&东西、北西、北东向，它们分别平行周边山脉走向，构成塔里木盆地菱形四边形的格局。缝合带断裂分布在塔里木板块南北边界，深断裂分布在盆地边缘，大断裂多为隆起、坳陷、斜坡等二、三级构造单元的边界，一般断裂控制局部构造的形成和分布。先存断裂常常被后期改造，压、扭、张力学性质可以发生变化。盆缘前陆区挤压应力集中，腹部克拉通区以高角度断裂为主，上陡下缓，且断层两侧形成微幅度褶皱，断裂规模和变形强度由盆缘向腹初步统计盆地内发育数百条大小不等，不同期次（世代）、不同性质、不同规模的断裂，其中主要断裂有#%’条#） 。依据其规模和动力强弱程度，划分四个等级：板块缝合带断裂；深断裂；大断裂和一般断裂。依据应力场方向、运动学和动力学机制，将断裂划分为逆冲断裂系统、走滑断裂系统和正断层系统，以前二者为主。研究认为断裂活动及演化可分四个时期：加里东运动期以正断层为主，海西运动期以逆冲断裂为主，印支&燕山运动期和喜马拉雅运动期以逆冲断裂—走滑断裂为主，时代越晚构造活动越强烈。断裂分布呈三组方向：北东东&东西、北西、北东向，它们分别平行周边山脉走向，构成塔里木盆地菱形四边形的格局。缝合带断裂分布在塔里木板块南北边界，深断裂分布在盆地边缘，大断裂多为隆起、坳陷、斜坡等二、三级构造单元的边界，一般断裂控制局部构造的形成和分布。先存断裂常常被后期改造，压、扭、张力学性质可以发生变化。盆缘前陆区挤压应力集中，腹部克拉通区以高角度断裂为主，上陡下缓，且断层两侧形成微幅度褶皱，断裂规模和变形强度由盆缘向腹。

塔里木盆地塔中油气田碳酸盐岩岩溶储集体特征

一、油气微渗漏理论及其遥感探测机制

（一）烃类微渗漏理论

1.烃类渗漏的两种表现形式

（1）显观油气苗：肉眼可观察到的油气苗。它的运移机制是油气藏受地质活动（诸如地层倾斜、埋深变化、裂缝、断层）的影响而产生的运移，早期油气勘探主要依据油气苗的发现。

（2）微观油气苗：肉眼观察不到的油气苗。微观油气苗的运移机制是“垂直运移理论”，是烃类透过上覆地层向上发生微渗漏，垂直渗漏的理论是遥感技术和化探技术直接找油的基础。

2.烃类的垂直迁移主要靠烃类分子向上渗透

石油聚集于圈闭后，烃类物质通过水、气等介质携带，辅以浮力、蒸发等作用，产生自然的向上渗透作用。研究表明，直径较大的复杂环烃，其分子直径为15～20 ，而埋深在4000m深的泥页岩盖层相应的孔隙直径为20 。因此各种烃类分子都可穿过盖层到达地表。

（二）遥感探测微烃的理论机制和方法

1.烃类微渗漏的地面共生效应

烃类垂直迁移至地表，可能形成一种化学场罩，从而改变地表的氧化还原条件，使土壤、岩石、植被发生一系列的物理化学反应，并形成一系列相应的地面特征。这些现象称为烃类微渗漏的“蚀变效应”或“蚀变现象”，统称为地面共生效应。具体包括：

（1）烃类物质含量及其伴生元素，如△C、Hg含量的增加，形成顶端异常或边缘效应。

（2）土壤中Fe3＋向Fe2＋转化，造成红层的褪色现象。

（3）土壤中形成碳酸盐化蚀变（△C）。

（4）由于植被受土壤蚀变或烃类物质的直接影响，导致植物的变异现象。

（5）由于烃类物质的作用，促使放射性物质发生再分配，形成放射性异常。

（6）引起地面地球物理、地球化学场的变化。

（7）由于Eh/Ph值的改变，使长石类矿物蚀变，形成粘土化矿物。

2.遥感探测机理

遥感的物理基础是不同地物的不同电磁波特征。各种地物由于其成分和结构的不同，因此都具有自身特定的反射、散射、吸收和辐射电磁波的性质。遥感图像上色调和影纹结构的变化就反映了地物波谱特征之间的差异。

（1）烃类物质典型的波谱特征

通过对原油样品的实验室透射光谱测量，发现烃类物质在波长为1.725μm、2.270μm、2.348μm、3.30～3.53μm、6.23μm、7.246μm、11.363μm、12.195μm和13.699μm等处有一系列吸收峰存在（图1），其中有三个强吸收带：2.27～2.36μm吸收带；3.33～3.53μm吸收带；6.68～7.38μm吸收带（与大气吸收带重合，不便使用）。前两个波段为油气藏烃类微渗漏遥感探测的实用波段。显然，陆地卫星TM5、6、7三个波段包含有烃类吸收带。

图1　烃类物质的透射光谱特征

①—原油；②—油苗；③—沥青

（2）烃类微渗漏形成的地表蚀变矿物的典型波谱特征　烃类微渗漏引起地表物质的蚀变类型主要是“红层褪色”（Fe3＋→Fe2＋），矿物粘土化蚀变及碳酸盐化蚀变。通过对这些蚀变矿物的典型波谱特征进行研究表明，Fe3＋在0.9μm附近有吸收峰，Fe2＋在1.1μm处有吸收峰。粘土矿物吸收峰表现在2.2～2.3μm附近。碳酸盐矿物的吸收峰有几个，其中以2.35μm和2.5μm处最为明显。

（3）地植物光谱异常　油气田上方的植被健康状况及分布异常，引起石油遥感地质学家的极大关注。经研究发现，油气微渗漏引起土壤蚀变可使植物枯萎或病变。病变植物和正常植物的光谱曲线有明显的差异，主要特征为：病变植物的近红外（0.7～0.75μm）反射曲线发生“蓝移”，即由0.70μm的位置向短波方向移动，近红外反射率明显降低（图2）。

Rλ′＝Rλ－Ro/Rs-Ro标准化公式

A=A·Rλ′＋B红边回归曲线

（4）遥感图像的色调和结构异常色调和影纹结构是地物光谱特征的反映。烃类微渗漏所引起的岩石、土壤蚀变及植物生长变异反映在遥感图像上为色调和影纹结构的异常，主要特征呈浅色调。这些色调异常的形态受地下油藏或构造的制约。

图2　植物病害光谱变化示意图

λρ——蓝移指数　Rs——红外肩高　Ro——叶绿素吸收峰

（5）烃类微渗漏地面共生效应的化探信息和遥感信息是一种内容的两种表现形式地球化学勘探是一门较早的直接找油的勘探方法，它的理论基础也是建立在油气微渗漏的垂直迁移理论上的，与遥感探测有许多内在的联系。

化探资料是按一定测网布置而采样的，它以数据形式表征地物测点的地球化学指标，是直接监测油气微渗漏存在的证据。

遥感资料（星载、机载）是每一个地物按一定形式记录的波谱值，而这些波谱值直接反映油气微渗漏所引起的地面共生效应。因此，遥感、化探两种探测手段有着必然联系，两种资料的结合必能提高油气勘探的成效。我们以遥感信息为主，以其他与油气有关的信息为辅建立了油气微渗漏地面共生效应的识别模式。

二、探区的地质、地理背景

试验区位于库尔勒以西，沙雅以东，乌喀公路以南和塔里木河以北的广大第四系覆盖区，面积约2万平方千米。从地貌上看本区为西北高、东南低的微倾戈壁。由于塔里木盆地深居内陆中心，加之其北受天山的隔阻，雨量稀少，气候炎热干燥，因而植被稀落。

塔北地区从构造单元划分图上看，处于库车坳陷东部，塔北隆起和北部坳陷的北斜坡上。从9幅MSS组合处理图的宏观特征上看，塔里木盆地的中部，其区域构造特征具有明显的三分特点。即新和—轮台一线以北（相当于库车坳陷的东段）为北东东向线状构造或长轴状构造展布区；阿拉尔—塔里木乡—哈达墩一线以南（相当于塔中隆起和北部坳陷的大部分）为北北东或近南北向之巨型长轴状构造分布区。长轴状构造均有南端膨大的特点，且排列（左型斜列）有序。两者之间（相当于塔北隆起和北部坳陷的一部分）则为短轴状或块状构造分布区。其轴线走向，东部呈北东向，西部呈北西向。

遥感资料进一部表明，塔北隆起浅表地质构造是由众多不同时期、规模不一、形态各异的洪积或冲积扇体以不同形式叠合的产物。从扇体展布的特征分析，有伴随地史发展而向南天山退缩的趋势。据地质资料，塔北地区自元古宙末就具有隆起的雏形，古生代早期隆起幅度骤然加大。中生代该区虽然随着北部坳陷同时整体下陷，但塔北仍然是个相对隆起区。尽管新生代时由于北部坳陷的大幅度上升，以致塔北隆起逐渐消失。但就塔北隆起本身来说，除了区域背景造成的影响之外，其内部结构仍然具有相对稳定的布局特点。因此，即使那些显而易见的冲积扇体，在新生代以来构造运动所造成的起伏变化上存在一定的补偿作用，但依然没有完全割断深部地质构造与地表之间的联系，这是本区遥感资料应用中的重要地质背景条件。

三、不同遥感资料在反映地质信息上存在一致性

塔北地区共使用了两类6种不同的遥感资料，即MSS、TM、SPOT及机载多光谱扫描、彩红外摄影、热红外（夜航）等资料（见图版Ⅸ、Ⅹ）。这6种资料尽管在空间上并不完全重合，但通过不同资料的不同连接面，可以找出它们之间的对应关系。其主要特征如下：

（一）地下正向构造在各种上一般表现为浅色特征

从145—31TM453合成上分析（见图版Ⅸ－1），确定了33个环形影像，其中17个为浅色（图3）。在MSS组合方法处理的图像上，确定了23个环形影像，其中18个为浅色或浅色斑块状环形影像（图4）。据分析，各种上的浅色影像，绝大多数是通过水系和地面湿度而反映出来的微地貌隆起，而这些微地貌隆起与地下正向构造有密切的关系。

（1）二八台构造（168号、图3—Rt12）已获油流，该构造是受两条北东向断裂控制的正向断块，为重力、磁力正异常，系一古生代末就存在的继承性隆起。其影像特征为深色背景中的浅色椭圆形色调异常。

（2）兰尕大队东构造位于轮南潜山带西南侧。该构造（或潜山头）由奥陶系构成，在TM（图3—Rt14）、MSS（图4—RR51）、SPOT（图5—RS—2）上均表现为明显的浅色影像异常。该浅色影像异常的东北端便是轮南潜山构造带。从大范围来看，轮南潜山构造带就在浅色影像异常区内。该潜山带虽然被东西向断裂切割而复杂化，但总体为团块状构造，与浅色影像异常的形态基本一致。而轮南潜山构造带已是众所周知的出油构造之一。

（3）东河塘断块，是在巨型北东向断隆背景上的北西向次级断块，其西北段在中生界底构造图的高点上、Ⅱ—10地震层序（相当于石炭—二叠系）中异常地质体的北部边沿，目前东河1井已出油。其出油层位为石炭系砂岩体。该断块在MSS组合图（图4—RR45）及机载多光谱扫描图上均以浅色影像为特征。

（4）最近在吉拉克三叠系构造上获得了工业油流，而吉拉克构造在MSS组合图上（RR55），在SPOT（图5Rs14），及TM（图3RT14—2）上均为浅色环形影像，该浅色影像特征是由水系环绕而表现出来的微地貌隆起。因此，上述实例说明，本区地下正向构造与现今微地貌隆起有不可分割的关系。

图3　TM地质解译图

图4　MSS组合图像地质解译图

图5　SPOT地质解译图

（二）已知油田与化探之间有一定的相关性

塔北地区进行了8000km2化探的面积概查。从试验区30个指标的筛选中确定了12个有效指标，通过总体分析认为CH4、C2H6、C3H8及iC4、nC4等指标与油气聚集有关，常常表现为油藏的边缘效应或顶盖效应；而Hg、△C、Uv等则表现为油田的边缘效应（图6）。

（1）雅克拉构造，北东向延伸，已获油流（∈—O），为CH4、C3H8高异常区和Hg及△C低值区（边缘效应）。

（2）轮南潜山构造带，近东西向延伸，于奥陶系潜山上多口井出油，表现为CH4、C3H8的高异常区。

（3）东河塘构造（RR45、Rt11）北西向延伸的上古生界断块，处于其北部边缘的东河1井已出油（石炭系砂岩），也系烃类的高异常区。

（4）兰尕大队东构造（Rt14、Rs—2）于1990年10月试油后为奥陶系低产油田，浅色影像特征不但与奥陶系顶构造圈闭一致，且也是烃类高异常区。

因此，从现有资料分析，已知油田区与化探异常之间有较好的相关性，也就是说油田上方存在着可以监测的地球化学场罩。

（三）已知油田在微磁场中表现为正异常特征

近年来的油气勘探实践表明，大多数油气藏的上方存在微弱的次生磁异常。这种微磁异常是由于碳氧化合物渗漏上逸而在油气藏上方造成一种还原环境，并引起岩石的物理化学变化逐渐导生了磁铁矿，进而形成正微磁异常（图7）。通常这种正微磁异常被淹没在区域磁场中而不被人们所重视。但目前使用视深度滤波法，可以从区域磁场中提取出来，并作为油气信息的证据之一。我们通过对库车—轮台地区的高精度航磁数据的滤波处理，结果其正微磁异常与已知油田及遥感油气信息解译有良好的一致性，特别是东河塘地区，如塔里乡以北的RT30、RT11及RT14与该区微磁异常评价一类区十分一致（图8）。

（四）已知油田为地面光谱高反射率区

塔北地区曾与化探Ⅰ（过轮南2井）、Ⅱ（过沙14井）测线同步作了两条地面光谱测量剖面（约150个光谱点）。从四个相邻测点的波谱曲线图上可以看出，其所测波谱段范围内的各波段其反射率有明显的相关性（图9）。则其在剖面上的变化基本趋于一致，相对关系为TM7＞TM5＞TM4＞TM2＞TM1。它们在已知油区，由于地物的直接影响而变化不稳定，但总的趋势表现为相对高值区。这与各种遥感资料之间有一定的对应关系。

（五）已知油田区表现为红外的正热异常

在TM6（145～31）图幅范围内的已知油田皆表现为不同程度的正热异常。二八台（168）为受地面植被与水系干扰的弱正热异常特征；轮南、桑塔木潜山带为明显的正热异常区；东河塘构造为被北西向水系分割的正热异常；去年底出油的兰尕大队构造也表现为弱正热异常的特点。因此，正热异常是油田地面的特征之一。

图6　雅克拉构造地表化探剖面图

图7　后生作用形成磁铁矿过程示意图

图8　塔北地区微磁异常评价图

1—油井；2—干井；3—地震断裂；4—推断侵入岩；5—推断二叠系玄武岩；6—推断一级含油有利区带；7—推断二级含油有利区带；8—推断沉积岩之磁性层；9—异常；10—志留系尖灭线；11—地面背斜

图9　轮南地区含油砂土的波谱反射特征曲线（96、97、98及100四个测点）

四、基本规律及初步结论

从上述实例及总体分析来看，塔北地区的已知油田与遥感信息、地化异常及地面波谱等因素有着密切的联系。这种联系可以归纳为下列模式，并以框图表示之：

叶和飞油气地质遥感论文集

初步结论：上述关系说明，航天遥感信息在地质和物探的支持下可以直接用于塔北地区的油气田预测。

五、几个有利油气区的预测

（1）塔里木乡以东的阿克库木地区：本区存在一系列由明显浅色环形影像反映出来的环（块）状构造。其中的Rk17（Rs13、Rs8;RR54）北端为已出油的桑塔木潜山构造带。而南端尚有Rk18、Rk19等环形构造，它们都有明显的环形特征，也是有利的含油构造。

（2）东河塘以南的哈拉哈塘地区：本区存在三排由浅色环形影像反映出来的中型环（块）状构造。其中Rk12构造的北缘已获工业油流（东河1井）。而南侧的Rk8、Rk9、Rk10、Rk11及Rk20都有极为类似的特征。因而认为这些都是有类似特征的含油气构造。

参考文献

朱亮璞主编.遥感地质学.北京：地质出版社，1991.

中国西部含油气盆地的地质特征.李德生石油地质论文集.北京：石油工业出版社，1992.

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王家林等编著.石油重磁解释.北京：石油工业出版社，1991.

滕吉文主编.塔里木地球物理场与油气，北京：科学出版社，1991.

塔中油气田位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，自1989年发现后，先在中奥陶统一间房组探明储量扩大，近年来，又在下奥陶统鹰山组白云岩中发现大型油田，控制储量达3×108t以上。

塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气勘探从良里塔格组礁滩体到鹰山组风化壳取得了前所未有的重大发现，最主要的一点是勘探思路从构造勘探向储层勘探的转变，这也为配套技术的发展指明了方向。碳酸盐岩储层受沉积-改造的双重控制，改造作用对于改善其储集性能至关重要。塔中地区发育北西向逆冲和北东向走滑的两组断裂，如塔中82井区在塔中Ⅰ号断裂和塔中82走滑断裂的作用下发育级别不同、规模不等的次一级断裂以及裂缝，在断裂带发育的附近，储层裂缝发育，多级次、多方位裂缝的发育与沟通无疑使碳酸盐岩的储集性能得到明显改善。探讨断裂活动对发育优质储层所起的作用以及对储层的改造机制并建立相应的地质模式，对碳酸盐岩储层地质学的深化和油气勘探开发都有其现实意义。

（一）地质背景

塔中隆起位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，北邻满加尔凹陷，西北与阿瓦提凹陷相邻，西邻巴楚隆起，南邻塘沽孜巴斯凹陷，东接塔东低凸起，是一个加里东运动期定型的稳定古隆起。不同规模、方向、期次的断裂将塔中隆起切割成多块，具有“南北分带、东西分块与垂向分层”的特点。塔中隆起总体走向为北西—南东向，平面上自东向西呈扇状发散，形成了塔中隆起东窄西宽的构造格局。北西向逆冲断裂将塔中隆起分成塔中Ⅰ号、塔中10号、塔中Ⅱ号断裂构造带和塔中南缘断裂坡折带等（图7-11）。其中，塔中北斜坡可细分为岩溶下斜坡带、岩溶次高低和岩溶上斜坡带等次级构造单元。北东向走滑断裂将其分割为中东部陡坡区、中部低隆区、中西部缓坡区和西部平台区等。

塔中地区断裂构造的演化受控于塔里木盆地及周边造山带的构造演化。通过地震剖面解释及构造演化分析，塔中隆起自寒武纪以来有5期断裂活动。即早—中寒武世强伸展断裂活动、中—晚奥陶世强挤压逆冲断裂活动、志留纪—早泥盆世走滑断裂活动、二叠纪火成岩活动伴生局部断裂和继承性走滑断裂活动以及新生代陆内造山运动走滑断裂局部调整。

早—中寒武世陆缘拉张，塔里木地块处于强伸展阶段，断裂活动强烈，正断层控制塔中两侧不等厚沉积。早—中寒武世，局部先期短时间内拉张形成小型地堑，到中寒武世末挤压隆升为一个小型凸起。至晚寒武世，构造活动基本处于休止期，断裂不发育。受下伏断层的影响，局部井区上寒武统略厚。

中奥陶世塔里木盆地发生差异沉降活动、周边隆起、逆冲断裂活动。沉积地层发生挤压，在下奥陶统蓬莱坝组和上寒武统内部发育一些“X”型剪切共轭构造。该期构造活动导致塔中地区个别井区因下伏断裂的存在，产生新的走滑断裂，从基底上切至鹰山组。至晚奥陶世，良里塔格组沉积之后，走滑断裂在局部有微弱调整，上切至良里塔格组。上奥陶统桑塔木组沉积之前，良里塔格组遭受剥蚀，地层相对平缓，部分井区地层发生沉降。至晚奥陶世末，南北大洋关闭，满加尔坳拉槽停止活动，塔中地区走滑断裂活动停止。

图7-11 塔中隆起断裂平面分布图

志留纪—早泥盆世，塔里木盆地处于过渡盆地发育阶段，南天山洋先期扩张引起侧向挤压力，后期向北消减，满加尔坳拉槽形成新的坳陷。受海西运动早期构造运动影响，塔中地区走滑断裂活动强烈。至海西运动中期，二叠纪之前，构造运动相对较弱，走滑断裂活动停止。

二叠纪，塔里木地块北部抬升，使盆地向南迁移，结束古生代盆地的演化历史。海西运动晚期火山活动伴生局部断裂、继承性走滑断裂活动，在局部有小幅度调整，先存走滑断裂上切至石炭系标准灰岩段。

喜马拉雅运动期，塔里木盆地处于陆相盆地发育阶段，陆内造山运动，由山前分割性盆地发展为统一的大型前陆盆地。古近纪之前，塔中地区沉积地层持续抬升，因东西向挤压，走滑断裂局部调整。

塔中地区奥陶系为一套巨厚的台地相碳酸盐岩沉积，岩性以浅灰色亮晶砂屑灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和白云质灰岩为主。在暴露侵蚀、埋藏溶蚀、断裂活动、热液改造等作用下，其顶部发育大型岩溶风化壳，在不整合面之下0～220m呈准层状分布。风化壳内发育良好储层，储集空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，横向连片、纵向叠置、规模不等，部分裂缝和溶洞被泥质、方解石、石膏或硅质充填或半充填。该风化壳在地震、钻井、测井以及岩心资料上均可识别、区域上可连续追踪对比，例如，地震剖面上一般显示为“串珠状”反射特征，钻井过程中容易出现低钻时、泥浆漏失、放空等现象，自然伽马、声波时差以及深、浅侧向电阻率等测井曲线形状发生突变，岩心上可见特征的岩性。

断裂对碳酸盐岩储层的改造作用主要集中在两个方面：一是深大断裂可作为流体运移的良好通道，向下沟通深部热流体上涌。改造储层储集性能，向上增大表生岩溶深度，促使风化壳岩溶储层发育；二是深大断裂活动导致一系列诱导缝在其周围一定范围内交错发育，扩大了储层的储空间，进一步与溶蚀孔洞沟通，从而形成优质酸盐岩储层。断裂尤其是走滑断裂对风化壳岩溶储层的控制作用在塔中北斜坡中部的中古5—中古7井区体现得非常明显（图7-12）。中古5井和中古7井均靠近大型的走滑断裂，二者优质储层发育，底界距不整合面分别为182m和166m；而中古6井和中古501井附近则不发育这种大型的走滑断裂，因此岩溶储层的发育深度也相对较浅，分别为119.5m、79.6m；中古9井最深为282m。从井区的构造演化剖面上看，在中古5和中古9之间以及中古7井东侧各存在一组自鹰山组沉积后发育至今的深大断裂，向下断穿基底，向上断至志留系或者上奥陶统的桑塔木组，而中古6井和中古501井附近不存在这种性质的断裂，断裂发育规模较小。可见，深大断裂对岩溶储层的发育深度具有显著的控制作用。

图7-12 中古5—中古7井区岩溶储层横向对比图

塔中北斜坡位于塔里木盆地中央隆起带塔中低凸起北部，是塔中低凸起的一个二级构造单元（图7-13）。塔中低凸起西与巴楚断隆相接，东与塔东低隆相连，呈北西向条带状展布，是一个在寒武系—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性隆起，形成于早奥陶世末，泥盆系沉积前基本定型，早海西期以后以构造迁移及改造为特征。区域地层对比和生物地层学分析表明，该区中奥陶统一间房组与上覆良里塔格组之间呈角度不整合关系，鹰山组顶部遭受了强烈剥蚀、淋滤和风化，形成了广布塔中地区的碳酸盐岩风化壳岩溶储集体。塔中低凸起为北部满加尔凹陷与南部塘古孜巴斯凹陷所夹持，特别是满加尔凹陷已被证实为大型的生烃凹陷，环满加尔凹陷已发现了哈得4、东河塘、英买力等一系列大中型油气田。塔中低凸起是周边凹陷烃源岩生成油气的长期运移指向区。塔中Ⅰ号断裂、后期的走滑断裂以及横向的输导层形成时间早，构成油气运移的有效输导体系，为大量油气的运聚成藏提供了桥梁。

图7-13 塔中北斜坡构造位置图

（二）碳酸盐岩岩溶储集体类型

通过对24口井273块岩心常规物性数据统计（吕修祥，2010），实测孔隙度分布范围为0.17%～11.13%，平均为0.91%；实测渗透率分布范围为（0.004～153）×10-3μm2，平均为3.776×10-3μm2，说明基质孔隙并非有效的储渗空间。关键是溶蚀孔洞和裂缝可组成大型缝洞系统，具体包括地震串珠状反射所对应的缝洞单元，成像测井检测到的裂缝和孔洞，钻井放空、漏失段对应的储集空间等。根据鹰山组孔、洞、缝的综合识别和组合特征，将其划分为洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层、孔洞型储层、裂缝型储层和白云岩储层5种类型。

1.洞穴型储层

洞穴型储层是该区最主要的储集体类型之一，其储渗空间主要以大型洞穴（直径大于100mm）为主。最明显的特征就是在钻井过程中出现放空或漏失（表7-4），成像测井图像为暗色条带夹局部亮色团块或所有极板全是黑色（图7-14a），地震上可见典型的串珠状反射。洞穴型储层纵向上主要分布在鹰山组顶部风化壳附近，平面上主要分布于断裂活动发育区，是油气产出的主要的储集类型。

表7-4 塔中北斜坡奥陶系储层钻进过程中放空及钻井液漏失情况表

2.裂缝-孔洞型储层

裂缝-孔洞型储层也是该区最主要的储集体类型之一，孔洞是其主要的储集空间，裂缝可提供部分储集空间，但更为重要的是起连通渗流渠道的作用。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存更能提高储集、渗流能力，其在FMI成像测井动态图像上显示为黑斑点与垂直黑色条带联合（图7-14 b）。裂缝-孔洞型储层在研究区广泛分布，纵向上主要分布在距鹰山组顶部200m范围之内。

3.孔洞型储层

孔洞型储层发育相对较少，主要是原生孔隙经过溶蚀改造形成溶蚀孔、洞（直径小于100mm），裂缝欠发育，大多由同生期大气淡水淋虑作用形成。此类储层经过中-深埋藏多数已被胶结充填，基质孔隙度多在2%以下，但部分溶蚀孔漏发育段孔隙度可达4%～6%，局部超过10%。在FMI成像图上观察到的溶蚀孔洞，一般呈不规则暗色斑点状分布（图7-14c）。孔洞型储层主要分布在塔中I号坡折带附近（如ZG203井），纵向上分布于高能滩等沉积地貌高处。

4.裂缝型储层

裂缝型储层相对不发育。该类储层缺乏孔洞，基质孔隙一般不发育，孔洞孔隙度一般小于1.8%，裂缝孔隙度一般大于0.04%，裂缝既是渗滤通道，又是主要的储集空间，具低孔隙度（主要是岩石基质孔隙度）和较高的渗透率，储渗能力主要受裂缝分布和发育程度的控制。裂缝型储层主要分布在塔中北斜坡鹰山组中下部裂缝相对较发育的区域（图7-14d）。

图7-14 塔中北斜坡奥陶系岩溶储层储集类响应特征

5.白云岩储层

塔中地区中下奥陶系白云岩发育。白云石晶体大小不一，结构特征各异，可归纳为6种基本类型（表7-5）；按其成因可划分为5 种类型，分别为Ⅰ型白云岩、Ⅱ型白云岩、Ⅲ型白云岩、Ⅳ型白云岩与V型白云岩。

表7-5 塔中地区奥陶系鹰山组白云岩结构类型及特征

奥陶系白云岩主要为潮上带藻席蒸发白云岩，灰**，叠层结构发育，微晶到细晶结构为主，原生白云岩占主要地位（图7-15）。动物化石及早期细纤维状、等轴状的方解石胶结物由保存较差到保存较好各个阶段都有。交代白云岩化作用在奥陶系非常典型且普遍，交代白云岩包括微晶到粗晶的，粒径为20～400μm，据晶体结构大小可分3种类型：微晶白云岩（I型）、细晶白云岩（Ⅱ型）及中粗晶白云岩（Ⅲ型）。少量细晶到粗晶、半透明及马鞍状白云岩在交代白云岩中也常有发生。Ⅱ型白云岩是最常见的，约占整个交代白云岩含量的80%，I型白云岩约占15%，而Ⅲ型白云岩只占3%，体积上相对比较少。

图7-15 塔中地区寒武系交代白云岩结构示意图

1）微晶白云岩（Ⅰ型）

通常为紧密排列的、微晶（20～50μm）、他形、等粒状的、边部是非平面的（图716）由这种白云石组成的微晶白云岩和藻白云岩成层性好，横向分布稳定，水平层理发育，主要产于潮坪环境。常能在各种沉积相带中存在，并且具有保存完好的原生石灰岩的结构，发现有海百合碎片及早期细纤维状方解石胶结物（图7-16 a），等轴状的方解石胶结物，被白云岩交代后仍有残余结构。I型白云岩在细纤维状、等轴状方解石胶结物之后形成，但早于缝合线和裂缝形成期（图7-16b）。I型白云岩大小相对均一，粒屑白云岩中的颗粒主要由泥、微晶白云石组成。推测这种白云石形成时间早，多为准同生白云岩化产物，且与沉积环境密切相关。寒武系白云岩中这类白云岩发育广泛。

2）细晶白云岩（Ⅱ型）

为本区寒武系白云岩的主要结构类型之一。既可作为交代物产出，也可呈胶结物或充填物形式生长于各种孔隙内，或是重结晶作用的产物图（图7-17）。既可单独构成粉晶白云岩，也可是砂砾屑的主要组分。有时可见白云石沿缝合线及其附近呈不规则斑块状或斑纹状分布，或沿生物潜穴和扰动构造分布，在多种成岩环境中均可生成，产状不同，其成因也不同。Ⅱ型白云岩通常包括粒径为50～150μm、自形到他形、连生的菱形的晶体，具有规则消光。形态通常是多孔糖粒状嵌晶结构，具平面的晶体边界，原生石灰岩结构如细纤维状及等轴状方解石胶结物都有发现（图7-17a，b）。晶体中心部位包含有流体包裹体，具雾心亮边现象，边部含少量流体包裹体，较明亮，但有些晶体或含有大量流体包裹体，晶体明亮的通常占整个晶体的10%～40%，其余则是雾状核心部分。雾状核心和富含包裹体的晶体常有暗淡的橘红色荧光，比I型白云岩更明亮。较清澈的、含包裹体较少的边部则有暗淡红色荧光。许多Ⅱ型白云岩镶嵌状的晶体常含少量I型白云岩，细晶结构，嵌晶接触。Ⅱ型白云岩中，腕足类、珊瑚、腹足类、头足类以及海百合化石等具有选择性溶蚀现象，形成数量不等的铸模和溶孔。Ⅱ型白云岩主要有以下3种不同的产状（图7-17c，d）。

图7-16 塔中地区寒武系—奥陶系I型白云岩显微特征

（据杨玉芳等，2010）

图7-17 塔中地区寒武系—奥陶系Ⅱ型白云岩显微特征

（据杨玉芬，2010）

（1）浑浊状细晶白云石：细晶白云岩和残余颗粒白云岩的主要组分，镜下呈浑浊状，半自形—他形为主，晶间呈直线形—凹凸形接触，局部具颗粒残余或幻影结构。

（2）亮晶白云石胶结物：分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。镜下表现为以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。由孔隙流体结晶生成，形成环境范围较宽，从海底成岩环境直到埋藏成岩环境均有可能生成。

（3）亮晶白云石充填物：呈充填物形式产于次生缝洞内，在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，其晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，这种白云石是在埋藏环境中从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液中结晶生成的。

3）中、粗晶白云岩（Ⅲ型）

分布较广，但比Ⅱ型白云岩少得多，可单独组成原生结构完全消失的中、粗晶白云岩，也可以以充填物形式产于大型缝洞内。多数在埋藏环境高温下生成，有的则是重结晶作用的产物。常为松散排列、糖粒状，粒径为150～400μm，自形—他形，具有内生或者连生的菱形晶体，具雾心亮边现象，有时有嵌晶结构及他形非平面边界，具明显次生加大边。有时具明显原生结构破坏性的特点。次生加大的明亮边部通常占整个晶体的10%～30%，有雾状核心。Ⅲ型白云岩有些具弯曲的晶体边部，呈波状消光，与马鞍状白云岩类似。荧光照射为暗橘红色到红色，比雾状核心的含流体包裹体的Ⅱ型白云岩更亮。Ⅲ型白云岩通常也同时包含Ⅱ型或Ⅰ型白云岩。

4）白云岩的充填（Ⅳ型）

分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。这种白云石由孔隙流体结晶生成，从海底成岩环境到埋藏成岩环境均有可能生成。也可呈充填物形式产于次生缝洞内，一般是在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。在岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，为埋藏环境下从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液结晶生成的。

5）石灰岩晶体中充填的细粉晶白云岩（Ⅴ型）

为本区常见结构类型之一，很少单独组成白云岩，常以缝洞充填物形式产出，是通过交代基质形成白云石雾心，随后次生加大形成白云石亮边。说明雾心亮边白云石形成于条件多变的成岩环境，推测主要为混合水和埋藏成岩环境。粒屑白云岩是机械搬运、沉积的白云岩碎屑颗粒由自生白云石胶结而成的白云岩，属原生白云岩类型，其形成环境多样，粒屑结构发育良好，颗粒与填隙物界线分明，有时甚至可见粒间白云石胶结物呈世代生长。角砾白云岩和砾屑白云岩见于塔中5井、塔中38井下奥陶统，发育于台缘斜坡相带，属海底岩崩、滑塌及碎屑流成因，其碎屑颗粒主要来源于台地边缘已固结的同时代白云岩。此类型白云岩也可呈大型溶洞充填物的形式产出，如塔中1井3585.65～4593.67m井段白云岩，其粒屑成分为微晶隐藻白云岩，属藻砾屑和藻砂屑，磨圆好，分选中等，推测其源于潮坪环境准同生云化形成的隐藻白云岩，经破碎、搬运，在浅滩或潮沟环境中再沉积而成。粒间一般发育两期白云石胶结物。第一期呈马牙状环边，第二期为粒状亮晶白云石。另一种以塔中38井3475.5m以下的砂砾屑白云岩为代表，发育于台缘斜坡，也可是海底碎屑流或浊流成因。

（三）岩溶储集体发育的主控因素

早奥陶世末—晚奥陶世初的中加里东运动使塔中地区整体抬升，中奥陶统上部和上奥陶统下部的吐木休克组多有缺失，一间房组部分层段被剥蚀。鹰山组在表生成岩环境中，经多幕次加里东运动和海西运动早期形成叠加古隆起的暴露、埋藏和再抬升，造成了碳酸盐岩多期次、多成因的溶解，形成了叠加复合储集体。

1.断裂和裂缝网络

构造背景是古岩溶发育的基础，断裂展布型式控制了岩溶地貌分区。断裂和裂缝是岩溶水的主要渗滤通道。本区断裂非常发育，主要有2期：第1期为加里东期形成的塔中Ⅰ号断裂和塔中10号断裂，呈北西—南东走向，断距大，延伸远，控制了塔中北斜坡构造的总体格局；第2期主要形成于海西期，为北东—南西走向的走滑断裂，加深改造了塔中北斜坡的构造面貌。走滑断裂均伴随一些羽状排列的次级走滑断层，其与主走滑断裂斜交，组成网状断裂系统。中加里东期至海西期形成的多期、多组断裂及伴生的裂缝网络形成良好的流体优势运移通道，成为各种液体（地表水、热液水、烃源岩排烃之前的酸性水）溶蚀改造储层的有利通道。向上通过网络系统的沟通而成为有利的碳酸盐岩孔洞缝发育的集合体。

2.不整合岩溶

中加里东运动使塔中地区整体抬升，下奥陶统鹰山组广泛暴露并长期遭受剥蚀。形成广泛的鹰山组不整合岩溶发育区。鹰山组顶部不整合面之下200m厚的地层内出现了发育程度不等、规模不同、形态各异的岩溶缝洞系统和不同特征的内部充填物。岩溶的发育程度和深度随古地貌位置、古水文条件以及暴露时间长短等因素的差异而有较大的变化。理论上一个发育完整的不整合岩溶序列从不整合面向下一般由表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带4部分构成。塔中北斜坡鹰山组除表层岩溶带相对不发育外，垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带均有不同程度的发育。优质储层段主要分布在径流岩溶带内，其次为垂向渗滤岩溶带，深部缓流岩溶带储层基本不发育（附图14）。有效储集体呈准层状分布在垂向渗滤岩溶带和径流岩溶带内。

不同井区地层的岩性分布特征、古地貌以及岩溶期次的不同，导致了风化壳岩溶在不同井区的发育和分布存在着明显的差异。古地貌不仅对沉积古地理的发育具有重要影响作用，对碳酸盐岩储层发育分布也具有明显的控制作用，利用残厚法（鹰山组和蓬莱坝组厚度）可较好地反映鹰山组风化壳的古地貌。塔中北斜坡岩溶古地貌形态由于中加里东运动起伏较大，平行塔中Ⅰ号坡折带方向从外带向内带逐渐升高，依次发育岩溶洼地、岩溶斜坡及岩溶次高地，东西两侧分别是潜山区和平台区。岩溶洼地岩溶作用相对较弱，储层相对不发育（如TZ722井）。岩溶斜坡除大气降水垂直渗流补给外，还接受岩溶高地地下水的侧向补给，水动力作用强，主要以水平层状岩溶为主；岩溶形态以暗河管道和宽溶缝为主，部分溶蚀垮塌物可具有一定距离的搬运和分选；储层保存情况较好（如ZG5井、ZG7井）。岩溶次高地上的侵蚀、溶蚀力度大，为地下水的补给区，流体以垂向渗滤为主，形成垂向溶蚀带、落水洞等，分布具有非均一性（如ZG432井）。西部平台区岩溶作用也相对较弱，储层相对不发育（如ZG15井）。东部潜山区岩溶作用最强，常形成大型的缝洞系统。

塔中北斜坡一间房组岩溶古地貌高度差异明显，如岩溶次高地与岩溶洼地最大高差可达581m。由于鹰山组不整合岩溶作用发育的不完善性，结合多口井岩溶具体发育情况，推测岩溶有效厚度为100～200m，即不整合岩溶储层集中分布在下奥陶统顶面以下200m地层厚度范围内，这与目前钻井油气产出情况非常符合。

3.埋藏溶蚀

埋藏期深部流体的溶蚀作用可改善储层的储集性能，不但使储层的孔隙度升高、渗透性增强，而且能在构造裂缝发育带形成相当规模的储渗体。埋藏溶蚀所形成的储层主要分布在构造裂缝和断层发育带、油气排泄有利区和运移线上，以及其他因素形成的孔隙发育带。本区碳酸盐岩历经多次构造—成岩旋回的改造，同时存在多套源岩和多次烃类的运聚事件，相应地发育了多期埋藏溶蚀作用。特别是TSR作用形成的酸性流体对储层的溶蚀改造，可以明显改善储层的性能，这已在四川盆地飞仙关组和长兴组得到证实。塔中地区奥陶系油气藏中富含因TSR作用形成的酸性流体，如硫化氢、二氧化碳等，这些流体对成岩蚀变、扩溶缝洞具有重要作用，是本区一种重要的建设性成岩作用。埋藏溶蚀作用所形成的各种串珠状溶蚀孔洞、扩溶缝进一步改善了不整合岩溶所形成的缝洞系统，成为本区油气有效的储集空间控制着优质储层的发育和油气富集。

该区另一种优质的储层是白云岩储层，埋藏期地下热水沿断层或裂缝向上运移使灰岩地层发生热液白云岩化，这对灰岩储集性能具有重要的建设性作用。热液成因白云岩具有以下特征：白云岩晶体粗大，常为中—粗晶，部分为块状斑晶；异形白云石结晶粗大，呈粗晶块状，晶形和解理弯曲，波状消光，常分布于溶蚀孔洞中或大裂缝中，具有较高的铁和锰含量。埋藏成因白云石87Sr/86Sr变化范围较宽，平均值高于近地表海水蒸发成因，Fe含量可达（1804～4652）×10-6，Mn含量最高可达132×10-6，具有较轻的δ18O；流体包裹体均一化温度高；常见石英等残余晶体。热液成因的白云岩分布较广，如TZl62井、TZl2井、TZ43井等均可见及，呈不规则透镜状或块状分布，井间对比性较差。碳酸盐岩围岩、岩浆热液、断裂和不整合等共同组成了热液溶蚀作用的要素，同时热液矿物的发育也可较大地改善储层的物性。

（四）储层发育模式及有利区带预测

塔中北斜坡奥陶系一间房组为大型不整合准层状缝洞型凝析气藏。是多种作用、多期叠加改造形成的纵向叠置、横向连片的优质碳酸盐岩储集体。其储层成因演化模式：良里塔格组沉积之前，下奥陶统鹰山组地层经过中加里东期构造抬升而受剥蚀溶蚀，发育不整合岩溶，在不整合面附近形成准层状的大规模不整合岩溶型缝洞储集体；到上奥陶统良里塔格组下部的良四段、良五段沉积时期，海平面之上的岩溶水对鹰山组储层进一步溶蚀，空间上与良四—良五段的礁滩体形成统一的储集体系；晚加里东期至喜马拉雅期经过多期构造破裂作用和埋藏溶蚀作用改造及油气聚集，鹰山组顶部的风化壳储层和良里塔格组下部的孔洞层被断裂/裂缝体系连通为一个统一的储集单元，最终形成了优质的岩溶储层。

通过对制约不整合岩溶储层发育因素分析及发育演化模式建立可预测有利的储集区带。这套储层既与岩溶古地貌相关，又受多成因、多期次成岩溶蚀、断裂裂缝、埋藏溶蚀叠加的综合控制。优质储层主要沿断裂和裂缝呈斑团状和短条带状，最有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂同时发育的区域，总体上沿塔中Ⅰ号坡折带呈断续分布，部分受走滑断裂控制而呈北东—南西向分布。次有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂次有利发育的区域，但范围较最有利储层分布范围广，连片性好。断裂和不整合岩溶都不发育或者只有一种类型发育的区域储层相对不发育（附图15）。

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