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塔河空间设计公司哪家好（塔河空间设计公司哪家好一点）
发布时间：2023-05-09 05:48:11
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塔河油田奥陶系油气藏特征
蒋华山 叶德胜 王少立 阎文新
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 塔河油田位于沙雅隆起阿克库勒凸起西南部，是新星石油公司近几年在塔里木盆地北部发现的“超亿吨级”的大型油气田（群），其主体是奥陶系油气藏。勘探及研究表明奥陶系油气藏属受阿克库勒大型凸起控制，非均质性极强的岩溶缝洞型油气藏。该油气藏经历了复杂的成藏历史，主成藏期为海西晚期，海西晚期运动使油气藏受到一定程度的破坏，形成重质油藏，并受印支期—燕山期以来高成熟油气不同程度的充注、改造。
关键词 塔河油田 奥陶系油气藏 缝洞储集体 成藏历史
塔河油田奥陶系油气藏是新星石油公司在塔里木盆地北部发现的“超亿吨级”大型油气藏，目前已在其中的3号、4号区块提交探明加控制储量11576.6×104 t油当量。同时相邻的牧场北、桑塔木、艾协克南等地区也获得较大的油气突破，表明它很可能为连片分布的，预测储量达5×108t油当量的，第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。
1 区域构造背景
塔河油田奥陶系油藏位于阿克库勒凸起南部斜坡区。阿克库勒凸起是以寒武系—奥陶系为主体的、长期发育的大型古凸起。该凸起于加里东中晚期形成凸起雏形，海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向展布的大型鼻凸，凸起主体缺失志留期—泥盆系及中上奥陶统，下奥陶统也受到不同程度的剥蚀；海西晚期运动使该区再次抬升、暴露，形成了一系列近东西向的褶皱和断裂，大部分地区仅保留下石炭统，缺失上石炭统及二叠系，局部地区下石炭统亦被剥蚀殆尽；印支期—燕山期该区构造运动相对微弱，主要表现为整体升降，使该区缺失中上侏罗统；至喜马拉雅期（特别是喜马拉雅晚期），受库车前陆盆地的影响，该区北部强烈沉降，阿克库勒凸起最终定型。
阿克库勒凸起自北而南可划分为：阿克墩构造带、阿克库木断裂构造带、中部斜坡（“平台”）区、阿克库勒断裂构造带及南部斜坡区（图1）。
2 储层特征
本区中上奥陶统具混积陆棚相沉积特征，为砂泥岩夹灰岩；下奥陶统属开阔台地—台地边缘相沉积，为较纯的碳酸盐岩，储层主要发育于下奥陶统的中上部（一间房组至鹰山组）。
图1 阿克库勒凸起油藏位置图 Fig.1 Position of oil and gas pool in Akekule heave
Ⅰ—阿克墩构造带；Ⅱ—阿克库木断裂带；Ⅲ—中部斜坡带；Ⅳ—阿克库勒断裂带；Ⅴ—南部斜坡带
2.1 储集空间类型
区内下奥陶统碳酸盐岩的储集空间包括孔、洞、缝三大类。
2.1.1 孔
孔是下奥陶统碳酸盐岩储层中普遍分布的储集空间，直径一般 n～n×102um，其类型有晶间孔、粒间孔、晶间溶孔、粒间溶孔等，以各类溶蚀孔为主。它们与超微裂缝组合即构成基质孔隙，本区基质孔隙度一般0.04％～2.00％，渗透率一般小于1×10-3μm2，反映基质孔渗性能总体较差的基本特征。
2.1.2 洞
洞是本区奥陶系油藏重要的储集空间类型，主要由古岩溶作用形成。岩心上难以发现未充填的大—巨洞，主要根据钻井放空、严重漏失等现象判断，并可由测井解释确定。本区钻井放空及泥浆漏失情况见表1。
2.1.3 缝
缝亦是奥陶系油藏最发育、岩心最常见的储集空间，以构造缝及构造溶缝为主，次为压溶缝（缝合线）。缝是区内油气显示十分活跃的储集空间，荧光薄片统计表明，构造缝和构造溶缝的油气显示率平均为74.8％，缝合线的油气显示率平均高达95.3％。
上述三类储集空间对储层储集能力的贡献有所不同，本区12口井测井解释数据分析表明：基质孔隙对储层储集能力实际贡献的平均值为27.2％，裂缝孔隙实际贡献的平均值为28.2％，大型溶蚀孔洞实际贡献的平均值高达44.6％。由此可见，区内碳酸盐岩储层储集空间以裂缝和大型溶蚀孔洞为主。
表1 塔河油田奥陶系油藏钻井放空、泥浆漏失数据表 Table1 Data of null-resistance drilling and mud loss in Ordovician reservoirs in Tahe oil field
2.2 储集类型
所谓储集类型是指上述3种基本储集空间在碳酸盐岩中的组合特征，本区的储集类型主要有裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型及裂缝-溶洞型。
2.2.1 裂缝型
裂缝型储层是本区常见的一类储层，其特征是基质孔、渗透性极差，且无大型溶洞；而裂缝发育，它既是主要渗滤通道，又是主要储集空间。T301井5403～5417m、S47井5435～5469m井段等均属裂缝型储层。这类储层油气产出的特点是，初产一般较高，但产量递减快，在较短时间内甚至可能停喷。
2.2.2 孔洞-裂缝型
孔洞-裂缝型储层中的孔洞和裂缝均较发育，两者对油气的储集和渗滤均起到相当贡献，但裂缝的作用更重要。T302井5524～5682m井段是该类储层的实例，其油气产出的特点是初产较高—高，产量相对较稳定，稳产期较长。
2.2.3 裂缝-孔洞型
裂缝-孔洞型储层与孔洞－裂缝型相似，孔洞及裂缝均较发育，两者对油气的储集和渗滤均有相当贡献，但孔洞的贡献更大。T401井5367～5376m、TK407井5391～5399m井段等属此类储层，其油气产出的特点是初产量高、且稳产时间较长—长。
2.2.4 裂缝-溶洞型
裂缝-溶洞型储层发育大型洞穴和裂缝，前者储集空间巨大，后者对沟通洞穴和改善渗流性能有重要作用。此类储层油气产出的特点是初产量高、稳产期长，因而是本区最有价值的储层。S48井下奥陶统即是此类储层的典型实例，该井自1997年10月26日投产至2000年4月已累计产油近40×104t，平均日产在400t以上，是塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气井中累积产量最多、稳产期最长、平均日产量最高的“王牌井”。
综上所述，塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩的主要特征是：①基质孔隙度低、渗透性差，难以构成有效储集空间；②溶蚀孔洞和裂缝是储层的有效储、渗空间；③储集性能在纵、横向的非均质性强；④储集类型多样，以裂缝-孔洞型及裂缝-溶洞型最重要。
3 圈闭类型
对塔河油田奥陶系油气藏的圈闭类型尚有不同认识，归纳起来主要有3种：
3.1 潜山（或残丘、潜丘）圈闭
在塔河3、4、5及6号区块的探井部署中，奥陶系顶面
实际上，本区不仅在奥陶系顶面凸起获高产工业油气流，在奥陶系顶面凹地或斜坡亦获工业油气流，例如S61、S64及TK203井等。同时从整个阿克库勒凸起范围看，许多获高产工业油气流的并非在潜山上，例如阿克库木与阿克库勒断裂构造带之间的“平台”区上的LN17、LN30、LG1、LG2等高产井均不在潜山上；相反一些潜山上的井并非都有油气，例如LN34井。此外，几乎所有位于潜山上的油气井的油柱高度都远远大于潜山圈闭的幅度。
由此可见，奥陶系油气藏并非受潜山圈闭的控制，即潜山圈闭并非奥陶系油气藏的主要圈闭类型。
3.2 地层不整合圈闭
本区许多钻井在奥陶系顶部不整合面附近获高产油气流（如S47、S48等井）或良好油气显示。因此，有人认为塔河油田奥陶系油气藏为地层不整合油气藏。实际上许多钻井中的产层距不整合面有相当大的距离，例如S67井在5662～5674m井段获高产油流，日产原油470.8m3，距奥陶系顶部不整合面203 m。因此，地层不整合圈闭也不是该油气藏的主要圈闭类型。
3.3 岩溶缝洞型圈闭
已于上述本区奥陶系储层属缝洞型储集体，具有强烈的非均质性，这种储集体的封堵条件不仅是不整合面之上的下石炭统巴楚组泥岩，缝洞储集体周围的非渗透性碳酸盐岩基质也可起封堵作用。此外，本区北部亦可能存在沥青封堵的可能。因此，该油藏的主要圈闭类型应属岩溶缝洞型圈闭。
综上所述，塔河油田奥陶系油藏的主要圈闭属特殊类型的岩性圈闭－岩溶缝洞型圈闭，并且这类圈闭也可与潜山（或残丘、潜丘）圈闭、地层不整合圈闭构成复合型圈闭。
4 流体性质
塔河油田奥陶系油气藏井流物有凝析油、正常原油、重质油、天然气及地层水等不同流体，下面简述其特征。
4.1 油气性质
塔河油田奥陶系油藏油气性质在各地区存在较大差异（表2、3）。3号区块原油性质纵向上差异较大，分带明显，顶部原油地面密度0.8186g/cm3，属凝析油，井流物 pVt分析为凝析气；上部原油地面密度为0.8297g/cm3，为轻质原油；下部原油地面密度为0.853g/cm3，为正常原油；底部（如T301井5545.66m以下）原油地面密度为0.966 g/cm3，属重质稠油。天然气甲烷含量平均为84.47％，重烃含量12.61％，相对密度平均为0.68，为凝析气与油溶气过渡的特征。
表2 塔河油田奥陶系油藏各区块原油物理性质 Table2 Physical properties of the oil in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
4号区块油气性质较均一，原油地面密度为0.9016～0.9638g/cm3，饱和烃含量偏低，芳烃、非烃与沥青质含量较高，S48、S65等井井流物pVt分析属重质稠油。天然气甲烷含量平均为77.27％，重烃含量为16.23％，相对密度平均为0.74，为溶解气特征。
表3 塔河油田奥陶系油藏各区块天然气组分 Table3 Composition of thegas in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
牧场北地区（6号区块）原油、天然气性质与4号区块较为接近，油质更稠更重，天然气也属溶解气特征。艾协克南地区则表现为常规原油及溶解气特征。桑塔木地区（5号区块）原油、天然气性质与3号区块上部油气性质较为接近，呈带凝析气顶的油藏特征。
这种油气差异聚集分布特征主要与成藏期次、保存条件、大型断裂分割作用、储集体发育程度等因素有关。
4.2 地层水性质
塔河油田奥陶系油气藏地层水样品分析数据见表4。从该表可知，该油气藏地层水均属高矿化度的CaCl2型水，表明油气藏处于一个较封闭的地下水动力环境。
表4 塔河油田奥陶系油藏地层水性质 Table4 Nature of water in Ordovician in Tahe oilt ield
5 油气分布特征
5.1 油气平面分布特征
油气勘探及研究成果表明，本区奥陶系油气具大面积、连片分布的特征，极有可能培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油藏（预测储量达5×108t油当量）。主要依据如下。
（1）在目前初步圈定的油藏范围内（东到 S69井、西至S71井、北到 S73井、南至TK203井）（面积近500 km2），钻井成功率相当高。据统计，截至2000年2月，系统在油藏范围内共完钻并经测试（含酸化压裂）的各类钻井29口（含探井、评价井和开发井），其中获高产或工业油气流的钻井25口，占钻井总数的86.2％；而且在其余钻井中均获不同程度的油气显示，没有真正意义上的“干井”。同时需要指出的是，由于碳酸盐岩基质孔、渗差，储层非均质性强，加上钻井过程中对储层的污染等因素，部分钻井需进行酸化压裂等储层改造措施才能获得产能。S23井便是典型实列，该井是1990年完钻的老井，尽管奥陶系油气显示较好，但常规测试未获工业油气流；直至1998年对其实施酸压作业后，才获得工业产能，而且一直生产至今，产量较稳定。我们相信，只要储层改造措施得当，目前尚未获工业产能的钻井中，大多数是可以获得工业产能的。80％以上的勘探成功率（通过储层改造成功率还可提高）足以表明本区是大面积连片含油，绝非“鸡窝状”的局部含油。
（2）油气分布不受残丘圈闭的控制。本区残丘圈闭的幅度较小，最大仅50～60m（塔河3号及4号），面积最大也仅15km2左右。但是据录井、测井和测试等资料所确定的含油气段的厚度远远大于残丘圈闭的幅度，例如：塔河3号残丘圈闭（即艾协克构造）闭合幅度仅60m，该圈闭上的T302井试油揭示的油柱高度达304.5m；塔河4号残丘圈闭（即艾协克西构造）闭合幅度仅50m，其上的TK409井录井良好油气显示所揭示的油柱高度达240m；塔河6号区块上的牧场北3号圈闭闭合幅度仅60m，其上的沙67井试油所揭示的油柱高度达216m。
此外，不仅在残丘圈闭范围内的钻井获工业油气流，在残丘圈闭外的钻井亦获工业油气流。例如位于塔河3号与塔河4号残丘圈闭之间（鞍部）的S64井，以及分布于斜坡部位的S61井等均获工业油气流。这充分表明，油气分布不受局部残丘圈闭的控制，而是大面积连片分布。
5.2 油气纵向分布特征
（1）油气在纵向上呈连续分布态势，油层间不夹水层。迄今为止工区内所有钻遇奥陶系的井，不论是录井显示、测井解释还是测试成果，均表明油层在纵向上连续分布，油层段内不夹水层。尽管由于碳酸盐岩储层的非均质性，纵向上储层分带发育（即有效储层与差储层相间出现），但差储层段分布不稳定，不能起到稳定的隔层作用；同时测井解释的差储层段内仍见油气显示。可见，油气在纵向上连续分布是必然的。
（2）油气性质在纵向上有分异，这在塔河3号区块表现最为明显，其底部为重质稠油，下部为正常原油，上部为轻质原油，顶部为凝析气（详见上文“油气性质”）。
6 成藏历史
6.1 分析油气成藏历史的依据
研究表明，塔河油田奥陶系油气藏经历了复杂的成藏历史，分析本油气藏的成藏历史主要有以下依据。
6.1.1油气性质
（1）虽然本区原油物理性质变化很大，从凝析油—轻质原油—正常原油—重质原油均有分布，但从原油样品正构烷烃表征成熟度的OEP值集中分布于0.92～1.04，表明是已成熟的原油；并且从反映来源的w(Pr)/w(Ph）、w(Pr)/w(nC17）、w(Pr)/w(nC18）等指标变化不大，表明它们是同源的产物。从原油微量金属元素（w(V)/w(Ni)>1）、碳同位素分布（-33.8％‰～-31.56％‰）表明为海相来源。并且，采用原油轻烃指纹分析对比、类异戊二烯烷烃对比、碳同位素对比等油源对比结果，表明本油藏油气主要来自寒武系—奥陶系源岩。
（2）本区原油饱和烃正构烷烃的分布都很完整，但从原油饱和烃的质谱分析均检测出25－降藿烷系列，它的出现是受严重生物降解的标志。同时，生物标记化合物指标表明塔河奥陶系油藏生物降解从强至弱的顺序是6号区块—4号区块—3号区块—5号区块。
从原油饱和烃正构烷烃分布的相对完整，但又经历过严重生物降解，表明本区奥陶系油藏均是在早期（海西晚期）成藏，并在海西晚期—印支期构造运动期间受到严重生物降解，又在燕山期以后有成熟度较高的原油的充注而形成的。后期高成熟油气的充注掩盖了其经受严重生物降解的原始面貌。
6.1.2 两相流体包裹体
本区奥陶系碳酸盐岩裂缝和溶洞方解石中含烃类的两相流体包裹体分析表明，其均一温度集中于4个区间，反映了该区经历了4次规模较大的油气运移、聚集。
第一类包裹体：主要产于构造裂缝方解石中，包体大小一般3～15μm，无色，见气泡，气液比5～10，均一温度46.5～55.8℃，多数在50℃，用当时地表温度23℃和地温梯度3.0℃/100m计算，包裹体形成时的埋藏深度在900m左右。若恢复海西早期运动的剥蚀厚度，这期含烃类的包裹体形成于加里东中晚期—海西早期。
第二类包裹体：主要产于充填—半充填构造裂缝（常切割微裂缝和风化裂缝）和洞穴的方解石中。产于裂缝中的烃包体较小，一般为5～10μm，棕黄－浅黄色，气液比为5～10，均一温度为53.9～67.1℃；产于洞穴中的烃包体较大为10～30μm，褐黄色，气液比为20～25，均一温度为58.9～77.0℃。按地表温度为19℃、地温梯度为2.5℃/100m推算，此期包体形成深度在1300～2300m之间。若恢复海西晚期运动的剥蚀厚度，该期烃包体应形成于海西晚期。
第三类包裹体：主要产于构造裂缝方解石中，为大小为10～20μm的烃包体，浅黄色，气液比为5～20，均一温度为73.3～104.9℃，主要在90～100℃之间，推测形成深度为3800～4300m，发生于燕山晚期至喜马拉雅早中期。
第四类包裹体：为产于构造裂缝和洞穴方解石中的烃包体，大小在10～30μm间，多为浅褐黄色，少数为棕黄—浅黄色，气液比为10～40，均一温度为101.5～127.8℃，推断包体形成时埋深为4500～5700 m，发生于喜马拉雅晚期。
6.1.3 油气藏的饱和压力或露点压力
利用油气藏的饱和压力或露点压力可以确定油气藏的形成时期（郭仁炳，1994），但需要恢复构造运动所剥蚀的地层厚度。塔河奥陶系油气藏目前有5口井的pVt资料，据饱和压力或露点压力计算结果，表明油藏形成于海西晚期，凝析气藏形成于喜山拉雅晚期（表5）。
表5 用pVt资料计算的塔河油田奥陶系油气藏的成藏期Table5 Periods of the accumulation of oil and gas in Ordovician reservoirs in Tahe oil field calculated through pVt parameters
6.2 油气藏的形成、演化
根据上述分析油气成藏历史的依据，结合区域构造演化史、生烃史等，可将塔河奥陶系油气藏的形成、演化归纳如下：
加里东中晚期至海西早期，满加尔坳陷寒武系—下奥陶统烃源岩已进入生油阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统中形成相当规模的油气聚集。但是由于泥盆纪末的海西早期运动，使本区志留系—泥盆系及中上奥陶统大部被剥蚀，下奥陶统也受到部分剥蚀，下奥陶统油藏或被剥蚀、或暴露地表而被破坏。在缝合线及裂缝中普遍见到的干沥青以及裂缝方解石中含烃类的水溶液包裹体便是该期油气藏残留的痕迹。
海西晚期，满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—下奥陶统烃源岩已进入生油高峰，所生成的大量油气沿不整合面、断裂及裂缝向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统岩溶缝洞系统中聚集成藏，由于下奥陶统之上有较厚的石炭系—二叠系盖层而形成良好封堵。因而，该期是塔河油田奥陶系油气藏最主要的成藏期。二叠纪末的海西晚期运动，使石炭系—二叠系普遍受到剥蚀，但本区仍保留有500～600m的下石炭统，使海西晚期形成的油气藏得以保存。只是由于本区之北的阿克库木断裂构造带西段海西晚期运动强烈，石炭系—二叠系被剥蚀殆尽，下奥陶统裸露地表，使该区奥陶系油藏严重破坏，并且受大气淡水的强烈影响，因而使邻近该区的塔河4号及塔河6号油藏受到较严重的氧化水洗、生物降解（在其原油中普遍检测到的25-降藿烷系列就是生物降解的依据），使油藏受到轻度破坏，即油质变差，成为低凝固点、高粘度的重质稠油。
燕山期—喜马拉雅早中期，寒武系—下奥陶统烃源岩主体已进入高成熟至过成熟阶段，以生气为主；在沙雅隆起区成熟度相对较低，可生成一定数量的原油。高成熟的油气仍沿不整合面及断裂运移，充注到已在海西晚期形成的油气藏中。
喜马拉雅晚期，寒武系—下奥陶统烃源岩均已进入高成熟—过成熟阶段，所生成的气沿不整合及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中。目前在塔河3号、5号油藏中所见到的凝析气可能主要是在该期形成的（用PVT资料计算凝析气藏的形成期为喜马拉雅晚期）。凝析气的形成可能有两种方式，一是烃源岩生成的凝析气直接充注到先期形成的油藏中；另一种可能是烃源岩生成的干气充注到先期形成的油藏中，与原油混合而“富化”，形成富化型凝析气，从烃源岩成熟度分析，后一种可能性较大。
综上所述，塔河奥陶系油气藏经历了复杂的形成、演化过程，该油气藏主要是在海西晚期成藏，在晚海西运动—印支运动期间遭受强烈的生物降解，后经燕山期—喜马拉雅期高成熟油气的充注、改造而形成的。
7 大—特大型油气藏形成条件
前已述及塔河油田奥陶系油气藏为“超亿吨级”的大型油气藏，并且有可能培育为特大型油气藏，可将该大—特大型油气藏形成的主要地质条件归纳如下：
7.1 油源丰富
油源研究表明本区油气属海相成因，主要来自寒武系—奥陶系，而本区邻近塔里木盆地最大的生油坳陷——满加尔寒武系—奥陶系生油坳陷。该生油坳陷具长期生油、多期供油的特征，仅满加尔坳陷及邻区寒武系—下奥陶统盆地及斜坡相烃源岩在海西早期可提供的资源量达77.9×108t（油当量，下同），在海西晚期可提供资源量53.2×108t，在喜马拉雅晚期可提供资源量35.8×108 t。尽管海西早期油气资源受到严重破坏，但海西晚期及喜马拉雅晚期的油气资源保存较好（仅海西晚期油气资源受到局部破坏）。该两期的巨大油气资源（89.0×108t）为本区大一特大型油气藏的形成提供了充分的资源保证。
7.2 区域构造位置有利
本区处于阿克库勒凸起的南部，该凸起是长期发育的大型古凸起，加里东中晚期形成雏形，海西早期成为大型鼻凸，海西晚期得到进一步加强，喜马拉雅期鼻凸北部强烈下沉，阿克库勒凸起最终定型。因此，处于该凸起南部的塔河油田区下古生界始终保持南倾格局，是其南满加尔坳陷所生成的油气长期持续运移的指向区，并是聚集成藏的有利地区。
7.3 岩溶缝洞型储集体发育
勘探表明本区岩溶缝洞型储集体相当发育，这与本区所处岩溶发育位置及构造变形位置密切有关。
研究表明，岩溶地貌与储层发育关系密切。岩溶高地以垂直渗流带发育为特征，仅在其边缘具水平潜流带，中小型溶蚀孔洞较发育，但充填作用强，因而岩溶缝洞储集体发育程度中等—较差；岩溶谷地各岩溶垂直分带均不甚发育，且充填作用更严重，因而岩溶缝洞储集体发育较差；岩溶斜坡垂直渗流、水平潜流岩溶带均发育，大、中、小型溶蚀孔洞发育，且保留的机遇较高，其中特别是坡度较缓的岩溶斜坡（即岩溶缓坡）及其上的岩溶残丘，因此岩溶缝洞储集体最为发育。从阿克库勒凸起海西早期岩溶地貌分区图（图2）可见，塔河奥陶系油气藏处于岩溶缓坡和其上的岩溶残丘分布区，这是本区岩溶缝洞储集体发育最重要的因素。
同时，从本区所处的构造位置看，本区主体处于北东向（形成了海西早期）与东西向（形成于海西晚期）构造的交会处，是构造裂缝最发育的地区（图3）；同时本区3、4、6号区块处于古阿克库勒北东向大型鼻凸的轴部，挤压拱张裂缝发育。由于上述两项因素使本区主体裂缝十分发育。裂缝不仅是碳酸盐岩储层中重要的储集空间和渗滤通道，裂缝还与岩溶发育程度密切有关。岩溶期前形成的裂缝为岩溶发育提供了重要通道，从而为地表水系及地下水系的发育及两者间的沟通起了重要作用；岩溶期后形成的裂缝对于沟通半充填或未充填的溶蚀孔洞起了重要作用，从而形成裂缝－溶蚀孔洞网络系统，构成极发育的缝洞储集体。
图2 塔里木盆地阿克库勒凸起海西早期岩溶古地貌图 Fig.2 The paleokarst relief at Hercynian period in Akekule heave in Tarim basin
1—巴楚组厚度等值线；2—巴楚组尖灭线；3—岩溶残丘；4—岩溶高地；5—岩溶斜坡；6—岩溶洼地；7—1：完钻井，2：部署井
图3 塔里木盆地阿克库勒凸起塔河油田构造图 Fig.3 The structural map of Akekule heave of Tahe oil field in Tarim basin
1—断层；2—构造高；3—井位；4—构造低
由于本区处于阿克库勒凸起上岩溶发育最有利的部位（岩溶缓坡及其上的岩溶残丘），且处于构造裂缝发育的有利部位，因此是阿克库勒凸起上岩溶缝洞系统最发育的地区，这是本区形成大—特大型油气藏最重要的因素。
7.4 封盖条件良好
本区下奥陶统储层之上普遍覆盖了数十米下石炭统巴楚组泥质岩作为油气藏的直接盖层，使本区海西晚期以来形成的油气藏具备了良好的封盖、保存条件。
8 结束语
通过上面论述，可以得出如下主要结论：
（1）塔河油田奥陶系油气藏是一“超亿吨级”大型油气藏，并且有可能培育成特大型油气藏。大—特大型油气藏形成的主要地质条件是：油源丰富，区域构造位置有利，岩溶缝洞储集体发育，封盖、保存条件好。
（2）该油气藏的储层为特殊的岩溶缝洞储集体，主要储集类型包括裂缝－溶洞型、裂缝－孔洞型、孔洞－裂缝型及裂缝型，以前两者最为重要。
（3）该油气藏的圈闭类型既不是一般意义上的地层不整合圈闭，也不是潜山或残丘型圈闭，而是一种特殊的岩性圈闭－岩溶缝洞型圈闭。
（4）该油气藏经历了复杂的成藏历史，主要在海西晚期成藏，在晚海西运动—印支运动期间受到以生物降解为主轻度破坏，后经燕山期—喜马拉雅期高成熟油气的充注和改造。
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
塔河地区碳酸盐岩储层预测技术方法研究
李宗杰 韩革华 黄绪宝 张旭光
（新星公司西北石油局规划设计研究院，乌鲁木齐 830011）
摘要 作者分析了新疆塔里木盆地北部塔河油田区碳酸盐岩储层的特点和预测的难点，并针对这些难点，初步找到了利用地震资料进行碳酸盐岩储层预测的方法技术系列。通过在塔河油田的应用取得了较好的效果。这些技术方法主要包括：古地貌研究、古水系研究、振幅提取、相干计算、波阻抗反演技术、模式识别技术、多参数直方图、二维交会图、三维交会图分析技术等。
关键词 古地貌研究 古水系研究 振幅提取 相干计算 波阻抗反演 模式识别 多参数分析
1 引言
塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地北部油气勘探的主要目的层之一，储层具有两个显著特点，一是目的层埋藏深（大都在5000m以下），地震反射信号较弱；二是储集空间为构造裂缝及溶蚀孔、洞、缝系统，纵向及横向非均质性强。
随着勘探开发程度的不断深入，在碳酸盐岩储层预测研究中主要存在以下三个方面的问题：
（1）探索碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术系列。
（2）区别碳酸盐岩储集空间内充填物的性质，即油、气、水、硅质、砂泥质、方解石等充填物的识别，也就是含油气性判别。
（3）建立碳酸盐岩储层的地质、地球物理模式。
针对上述问题，主要采用了以下几类碳酸盐岩储层预测技术手段：
（1）利用三维地震资料进行古地貌、古水系研究。
（2）利用地震特殊处理技术进行以下储层预测研究。地震属性参数提取（振幅、频率等），地震特征计算（相干值），地震反演（测井约束反演），测井反演类（利用地震约束的测井反演）。
（3）模式识别等油气识别技术。
利用上述多种地球物理参数，引入直方图分析、二维、三维交会图分析等技术进行多参数综合分析评价，预测储层的分布取得了显著效果，使针对碳酸盐岩储层的钻井成功率在80％以上，证明上述技术方法具有推广应用价值。
2 碳酸盐岩储层预测研究技术方法
通过对塔河地区碳酸盐岩储层特点、预测难点的分析和长时间的摸索和实践确定了如图1所示的碳酸盐岩储层预测研究流程，初步探索出了有效的技术方法系列，下面将介绍各种方法的基本原理和应用条件。
2.1 古地貌、古水系研究
图1 利用地震资料预测碳酸盐岩储层研究框图 Fig.1 The forecast workflow of carbonatite reservoir by seismics
塔河地区构造位置隶属新疆塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起上，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩古岩溶发育的时期主要为海西早期，部分地区叠加了海西晚期岩溶作用。
古岩溶发育程度受多种因素控制，其中包括岩性、构造、气候、岩溶持续时间等，其中构造是控制古岩溶发育的重要外在因素之一，主要表现为：①构造背景是古岩溶发育的基础；②构造格局控制了岩溶地貌的分区；③断裂和裂缝是地下水重要通道，对古岩溶的发育具有重要控制作用。因此对古地貌、古水系的研究是进行奥陶系储层预测的重要环节。
石炭系底部巴楚组是在中下奥陶统风化壳之上的填平补齐式沉积，其厚度可间接反映中下奥陶统风化壳型岩溶的地貌特征。石炭系巴楚组顶部的双峰灰岩是区域标志层，它代表一种沉积环境相对稳定情况下的沉积。我们利用地震资料的层拉平技术，将地震数据体或奥陶系顶面构造图沿双峰灰岩顶面拉平，拉平后的奥陶系顶面的构造面貌，基本代表了海西早期岩溶发育时的地貌特征。这样就可以根据古地貌特征，确定岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地，从而预测碳酸盐岩储层的有利分布范围。
古水系发育的研究是古岩溶研究的又一个重要环节。我们在精细构造解释的基础上，利用地震的层拉平技术和三维立体可视化解释技术相结合，通过振幅属性的调整，结合钻井岩心、测井解释的数据进行标定，直接利用三维地震数据体分析古地表水系、地下水系的发育情况，从而利用古水系的分布规律预测碳酸盐岩储层的有利分布区域。
2.2 储层预测的地球物理参数方法
（1）相干体技术
相干体技术是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。一般认为原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程。所以，地震波在横向上基本是相似的。影响地震道之间不相关的因素较多，地震资料处理的噪音、地层倾角变化、岩性变化、地层中存在的断层和裂缝，以及火成岩体、礁体、盐丘及泥岩刺穿体等因素，都会影响地震道的相关性。在塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层段若地震资料品质好，横向岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，那么影响地震道不相关因素主要是裂缝及溶蚀孔洞和微小断裂，即碳酸盐岩的主要储集空间。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。这里说明一点，相干体只是宏观预测碳酸盐岩孔、洞、缝的发育带，至于孔、洞、缝中充填的是油、气、水，还是泥质、钙质、硅质充填，不能区分。虽然这些物质的充填也会引起地震道之间的不相关性，不相关的程度有多大，尚不能判别，因此还要借助于其他方法。
（2）振幅提取技术
影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假设在地震处理中，保幅处理较好，那么在奥陶系碳酸盐岩储层中，影响振幅的则是孔、洞、缝的发育程度。一般认为储层中孔洞缝发育则会使振幅减小，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一，它可以指出碳酸盐岩孔、洞、缝发育带，不能区分其充填物。孔洞中其充填物不同则振幅衰减的程度不同，能否分辨还要取决于地震波的分辨率。
（3）波阻抗反演
地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。反演的算法也有很多种，影响反演结果的因素有以下几个方面：
a.地震基础数据的资料品质，品质好（信噪比高、分辨率高、保真度高），反演效果好；否则差。
b.针对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否正确反应裂缝发育带及不发育带，直接影响着测井约束反演的结果。若声波时差曲线不能反应裂缝发育带，就要通过其他的测井曲线如侧向电阻率曲线来建立速度模型，进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。
c.约束反演中子波的提取与确定，也是影响波阻抗反演成果的因素。子波在时间上和空间上应该是变化的，尤其是利用多口井确定的子波，反演中用一个，还是都用，也会影响波阻抗反演结果的精度。
d.约束反演中，初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是反演结果好坏的基础。
e.如何对声波测井曲线进行环境校正，制作精度高的合成地震记录是反演的关键。
f.参与测井约束反演的井越多，反演的结果越可靠。
碳酸盐岩地层是高波阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值会降低，低阻抗带基本反映了储层的发育带。也应注意一点，低波阻抗带也只是反映了孔洞缝发育带，致于其充填物是油、气、水还是泥质、砂泥、硅质，也要依据波阻抗反演的分辨率以及充填物与基质、围岩的波阻抗差别大小来判别。
若取灰岩地震波速度为6350m/s，灰岩孔隙度取4％，按时间平均方程计算，当孔隙充填气体时（取气为340m/s）速度将下降37.5％。当充填物为水时（取v=1500m/s）速度将下降10％。当充填物为油时（取v=1200m/s），则速度降低为12.7％。当充填物为泥质时（取v=4700m/s），则速度降低1.2％。当灰岩中裂缝孔洞发育时，孔隙度增大，则相应的速度降低幅度也将增大。
（4)Jason反演中利用地震资料约束的测井反演技术
这种方法就是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插地震数据体与实测地震数据体相对比，然后改变每一个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测数据体的误差满足精度要求，从而求出一个权系数体。再利用已知井的结果，通过权系数控制得到内插、外推的各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。这种方法较适用于开发阶段，它一般要求100km2的面积，要有10口以上钻井，且在区内均匀分布。如果区内钻井少，分布很不均匀时，其精度将大受影响。
2.3 神经网络与模式识别油气预测方法
神经网络与模式识别是利用地震资料直接检测油气的方法，是对前面几种方法的一种补充。利用已知油气井和干井井旁地震道，提取特征信息，建立判别函数，对未知样本判别其含油气性。这些方法在碎屑岩储层研究中取得了较好的效果。在塔北由于目的层埋藏较深、地震信息较弱，储层横向非均质性严重等因素，在特征参数、样本选择、时窗选择上作了大量试验应用研究，在油气直接检测方面取得了一定效果。
2.4 地球物理参数分析技术
采用直方图、二维交会图、三维交会图等多参数聚类分析技术，对多种地球物理参数进行综合分析评价，预测碳酸盐岩储层的有利发育带。
3 碳酸盐岩储层预测技术应用实例
3.1 古地貌研究实例
利用三维地震的层拉平技术，将牧场北工区奥陶系顶面 t。图沿双峰灰岩顶面拉平，并用三维可视化技术对该拉平的层面进行立体显示（图2），该图基本反映了该区古岩溶时期的古地貌特征。
从阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩岩溶地貌上分析，牧场北地区位于岩溶斜坡带的残丘上，牧场北工区正处于Ln27井所处的岩溶残丘一带。从图2上可以看出牧场北工区的岩溶残丘并非一个，而是岩溶残丘的群体。对比牧场北古岩溶地貌与桂林地区现代峰丛、峰林岩溶地貌形成的模式（图3），二者极为相似。
图2 牧场北三维工区古地貌立体显示图（时间域） Fig.2 The 3D stereoscopic display of fossil landscape
图3 桂林峰丛、峰林岩溶地貌形成示意图 Fig.3 The forming diagram of Karst spike crowd and forest in Guilin,China
通过牧场北地区古岩溶地貌综合分析，得出以下结论：
（1）牧场北古地貌东高、西低，与现今构造形态相似。
（2）牧场北古地貌岩溶残丘可以分为三类。第一类，S48井区（塔河4号油田）为I级残丘；第二类，Ln27-S66井区、S67井区残丘为Ⅱ级残丘；第三类，Ln27井－S66井西北部残丘为Ⅲ级残丘。各残丘带之间有溶蚀沟。工区北部、西北、西南部位均处于较低洼的部位。
（3）从本区溶沟的展布方位推断本区裂缝（节理）主要发育两组，一组为北东向，一组为北西向。这种发育模式可能与本区位于阿克库木构造带和阿克库勒构造带的交汇部位有关。
（4）分析本区钻井油气成果和古地貌特征，钻获工业油气流的 S48、T401、T402、TK408井均处于古地貌较高的残丘上，显示较好的钻井S66、S67、S65井也位于岩溶残丘的高部位或岩溶残丘的斜坡部位。
（5）根据上述古地貌分析，预测本区碳酸盐岩储层的有利发育带为：
第一类有利区，S48井区的工级残丘；第二类有利区，Ln27-S66、S67井区的Ⅱ级残丘；第三类有利区，Ln27-S66井西的Ⅲ级残丘。
经位于第二类有利区的S71井钻井获工业油气流，但比位于第一类有利区的S48井区的产能低，证实我们的预测是正确的。
3.2 古水系研究实例
利用地震数据和钻井、测井成果对艾协克工区塔河3、4号油田区的古水系进行了研究。
首先将艾协克三维工区的地震数据体沿双峰灰岩顶面
对靠近奥陶系顶部的地表水系和奥陶系内部的地下水系发育情况进行了分析，塔河3、4号油田区古水系发育具有以下特征：
（1）本区奥陶系顶面古构造上呈现北高南低的格局，水系较发育，水由北向南流。
（2）本区主要发育4组水系。以中间的两组水系为主。地表及地下水系均呈树枝状分布。除主干河道外，还有许多分支河道。分支河道向下游逐渐汇聚。
（3）本区地表与地下水系有很强的相关性，且地表水系较地下水系发育。
（4）本区南部各水系汇聚成主干河道，分支河道不发育，与本区中上奥陶统覆盖地区相吻合，地表及地下水系主要发育在中上奥陶统缺失区。中、上奥陶统尖灭线附近，为海水、淡水交汇地区，是混合岩溶的有利发育区。
（5）古水系的发育与本区南北、北东、北西向三组断裂、裂缝发育有关。
（6）对比塔河3号油田和塔河4号油田地表及地下水系；可以看出塔河4号油田区分支河道多于塔河3号油田区。
（7）从本区已完钻井的油气产出情况与地表、地下水系的发育状况分析，处于多支分支河道交汇处的钻井，如S48井有较高的油气产能。水系不发育的地区油气产出也较少，甚至没有产出，如TK303井。
图4 艾协克三维工区奥陶系顶面附近（3448ms）地震切片图（层拉平后） Fig.4 Seismic slices near the top of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）
利用地震资料进行古水系研究，为古岩溶发育研究提供了基础数据。分析认为，分支河道交会地区是岩溶洞穴发育的有利区域，主干河道和分支河道不发育的地区为储层发育的不利地区。这种方法为地下河、溶洞的展布研究，塔河油区储层地质模式的建立提供了可靠的地质依据。
3.3 储层预测的地球物理参数方法应用效果
（1）反演波阻抗的应用效果
为进一步研究艾协克三维工区奥陶系碳酸盐岩储层的横向变化规律，利用该区三维地震保幅数据体和工区内已完钻的T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62等10口钻井的测井资料，进行了测井约束的地震反演。
图6为预测井 TK407井波阻抗反演剖面，钻井揭示 TK407井的油气层主要集中在5391.5～5478m，即风化面以下80m范围以内（约30ms）。与波阻抗剖面上的奥陶系风化面以下33ms内的低波阻抗相对应，吻合很好。
利用上述方法对区内钻井逐个分析，约束井的吻合率约为70％～80％，检验、预测井成功率为60％～76％。
（2）振幅参数应用效果
为更客观地分析振幅属性参数，我们选用井周围约50m范围内的振幅平均值，作为该井附近的振幅值。分析振幅值与相应油气储层的关系，确定振幅门槛值。通过分析奥陶系顶面以下20ms时窗内各参数平均值，艾协克工区振幅门槛值为2400，艾协克北工区为7000，牧场北工区为7400（振幅为相对值，量纲一）。经预测井TK407、TK408等钻井钻探证明该参数预测的成功率约为68％～80％。
图5 艾协克三维工区奥陶系内部（3496ms）地震切片图（层拉平后） Fig.5 Seismic slices of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）
图6 过TK407井波阻抗反演剖面 Fig.6 The section of impedance inversion cross well TK407
（3）相干参数应用效果
按照与振幅参数相同的分析方法，确定奥陶系顶面以下约20ms时窗以内的门槛值为：艾协克北三维相关门槛值为9.05％（相对值），艾协克工区门槛值为33％（相对值），牧场北门槛值为95％（相对值），这些值不同是由于各工区数据没有做归一化处理。经T4K 07、TK408等井钻探证实，相干参数在各工区有较高的成功率。
3.4 模式识别油气预测方法应用效果
为了能够在有利储集层分布区，进一步判别储集空间内的含油气性和间接判别充填物性质，对塔河地区碳酸盐岩储层进行了模式识别油气预测，取得了一定效果。
图7 过S71井模式识别异常剖面图 Fig.7 The section of pattern recognition anomalies cross well S71
在牧场北工区利用S48、T401井作为油井样本，LN27井作为干井样本，进行了模式识别处理。本次模式识别所选用的时窗为36 ms，特征参数主要选择伯格谱、自相关、自回归模型参数。如图7为预测井S71井模式识别油气预测异常剖面图，由图分析S71井可望钻获工业油气流，后经实钻证实预测是正确的。
3.5 地球物理多参数分析技术应用
（1）直方图分析技术应用
利用直方图分析技术对所求取的各项沿层的地震参数，比如沿层的振幅、相干值、波阻抗、模式识别异常、频率异常等进行量化分析。
以艾协克北奥陶系顶面以下20ms时窗内的平均波阻抗分析为例，通过平均波阻抗的直方图分析，该区沿层平均波阻抗值主要集中在11000到14500之间（数值为相对值）。综合分析实钻井油气储层与波阻抗的之间的关系，确定门槛值为12800，将低于12800的波阻抗分布的范围展在平面图上，根据具体情况调整波阻抗值的选择范围，使预测区域中已知钻井的吻合率达到70％以上，这时就可以对有利储层的预测分布范围进行外推。
（2）二维交会图分析技术应用
利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，比如对牧场北三维工区奥陶系顶面以下20 ms时窗内的平均相干值、振幅、波阻抗的等进行两两交会，从而分析各参数间的关系以及两种参数与储层的关系。选择弱振幅、弱相干的参数，通过RAVE的发射功能，就可以将所选中的两种参数的有利分布范围展到平面图上。还可以调整两种参数范围，分析有利储层的平面展布范围。
（3）三维交会图分析技术应用
三维交会图是利用三种参数进行交会分析的技术，如图8为艾协克工区奥陶系顶面以下20 ms平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，图中黑区为选择的弱相干、弱振幅、低波阻抗的有利参数区，利用RAVE的功能就可以直接将有利参数所代表的储层有利分布范围展布到平面图上（图9）。利用这种方法可以综合三种参数进行评价分析，确定有利储集体的分布，减少单个参数的局限性。
图8 艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗三维交会图（O1顶面以下20ms) Fig.8 The 3D cross plot of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area (20 ms under the top of O1）
总之，上述分析方法技术为参数的量化分析和多参数综合分析提供了可靠的技术手段。
4 结论
经过几年的实践，逐步形成了一套适合于塔北碳酸盐岩储层预测的方法组合，其中主要包括测井约束地震反演、地震约束的测井反演、相干体计算、振幅提取等方法。
利用模式识别方法进行油气预测，为在碳酸盐岩储层发育带寻找油气储层提供了有效的辅助技术手段。利用三维地震数据体层拉平技术，进行古地貌、古水系研究，为建立塔河地区岩溶发育的地质模式奠定了基础。
碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为：低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性、较低的频率等。因各工区地震数据不同，其门槛值也不同。应分区分别建立碳酸盐岩储层的地球物理模式。储层预测不能靠单一的技术方法，每种方法都有其自身的适应性和局限性，必须坚持多参数综合评价分析的方针。直方图分析和交会图分析技术为多参数分析研究提供了有效的技术手段。
图9 艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗分析有利储层分布图（O1顶面以下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）
上述方法技术在塔河碳酸盐岩储层预测研究方面取得明显效果，但还需在今后的工作中不断总结、改进、完善、提高，为碳酸盐岩油气勘探发挥更大作用。
参考文献
[1]N·P·詹姆斯、P·W·肖凯．胡文海、胡征钦等译．古岩溶．北京：石油工业出版社，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
大连塔河湾有升值空间吗
大连塔河湾有升值空间。塔河湾海水浴场位于旅顺口区东部的龙王塘镇内,在通往旅顺至大连南路段盐场连接郭家沟村沿黄海岸边,全长3公里左右。每年七、八、九月份,盛夏时节,这里是游泳避暑的好地方。
塔河油田奥陶系岩溶发育特征及受控因素
林忠民 李正芬 罗传容
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 塔河油田奥陶系油藏储集空间以碳酸盐岩岩溶孔洞缝为主，岩溶发育程度对奥陶系油气成藏有重要的控制作用。塔河油田奥陶系岩溶发育，在纵向上分为地表岩溶层、渗流岩溶层和潜流岩溶层；平面上又分为7个岩溶系统。岩溶发育深度以风化面以下至150 m的范围内最为发育。海西期是岩溶发育的主要时期，根据岩溶作用的不同形式又可分为4个重要的岩溶发育阶段。原岩性质、断裂强度、古地貌形态、古气候及古水系是控制岩溶发育的主要因素。断裂强度是岩溶发育程度最为重要的因素，大型溶洞沿断裂发育，多组断裂的交汇处岩溶发育，溶洞发育，但充填亦严重。
关键词 塔河油田 奥陶系 岩溶特征 受控因素
塔里木盆地阿克库勒凸起已发现了多个油气田，特别是塔河油田奥陶系油气藏具有规模大、埋藏深、储层非均质强、勘探难度大等特点。塔河油田奥陶系油气藏储集空间以碳酸盐岩溶蚀孔洞缝为主，受岩溶发育程度及断裂活动强度等因素的控制。随着塔河油田奥陶系油气勘探开发的不断深入，对奥陶系岩溶发育特征及受控因素的认识逐渐清晰，这些认识对塔河油田的勘探与开发具有重要意义。
1 奥陶系岩石学及成岩特征
1.1 岩石学特征
通过古生物地层研究，初步建立起了塔河油田奥陶系地层序列。塔河油田的南部发育中、上奥陶统（S60井、TK203井），为恰尔巴克组和良里塔格组，分别属庙坡期和宝塔—临湘期。塔河油田主体部位，钻井仅揭示了一间房组和鹰山组，分别属大湾晚期—牯牛潭期和红花园晚期—大湾早期。下奥陶统以泥晶、微晶、砂屑、粒屑灰岩为主，顶部局部地区造礁生物发育，如沙60井所钻下奥陶统发现大量造礁生物古钵海绵（葵盘石类）、蓝绿藻丝体粘附生物屑现象、单体珊瑚、腕足、三叶虫（Megalospides sp.）等生物以及鲕粒灰岩，相当于一间房组，为浅海台缘礁滩相生屑、砂屑、藻屑碳酸盐岩。中上奥陶统以泥质灰岩为主，含较多泥质，也夹有灰质泥岩和粉砂质泥岩，局部见有小型生物礁（表1）。
1.2 成岩特征
区内奥陶系埋深多超过5000m，处于中成岩期成熟阶段B亚段和超成熟阶段。主要成岩作用有压实、压溶、胶结、溶蚀和破裂作用，其次为重结晶、白云化和硅化等作用。其主要特征为：
表1 塔河油区奥陶系生物地层层序 Table1 The biologic stratum sequence of Ordovician system in Tahe oil field
①压实作用强。由于长期深埋藏，岩石经历了强烈的压实作用。
②胶结作用强烈。特别是发育于台地边缘相的粒屑灰岩经历了多期胶结作用，原生粒间孔及早期次生溶蚀孔多被后期胶结物填塞。
③发育多期溶蚀作用。早期近地表淡水溶蚀，加里东—海西期抬升剥蚀区的古表生溶蚀和埋藏期的深部溶蚀。其中，早期近地表淡水溶蚀孔已被后期胶结物充填，储层的有效孔隙主要为古表生溶蚀孔，其次为埋藏期溶蚀孔。
④成岩演化不均衡。奥陶系沉积后，经受了早成岩期的海底成岩作用和近地表成岩作用，并逐步埋藏进入中成岩期。受加里东—海西运动的影响，强烈抬升剥蚀，经受了强烈的古表生溶蚀（古岩溶）。其后，随中新生界的沉积，再次被埋藏，构成了中期开启型成岩演化系统。
2 岩溶垂向分带特征
近地表淡水岩溶体，纵向上可分为地表岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带（表2、图1）。
表2 岩溶分带特征 Table2 Thefeature of karst distributing strap
(1）地表岩溶带。位于地下水渗流带上部。由于地表水不断向下渗流，形成一些溶沟、溶缝、溶蚀洼地和落水洞，常被地表残积物和洞壁塌积物如角砾、硅质、砂、泥质等机械充填，钻进中往往出现井漏、放空、井涌（表2）。获工业油气流的代表井有 LN1、LN8、LN14、S17、S46、S47及S48井。在S46及LN20井还发育了古风化壳，由于构成潜山顶部的原岩类型差异和大气淡水中pH值的影响，形成硅壳或含燧石条带、燧石斑块的硅质碳酸盐岩壳。
（2）渗流岩溶带。位于地下水渗流带。由于地下水沿岩层中的裂缝或断层向下渗流，对碳酸盐岩进行淋滤、溶蚀，形成一些垂直或近于垂直分布的溶蚀裂缝或串珠状的小型溶洞，这些溶洞一般为渗流机械物质充填，只有少量为化学充填物，燧石条带、结核、方解石晶簇也可沿洞壁、缝壁析出。
（3）潜流岩溶带。位于地下水潜流带上部，由于地下水较强的水平流动，且地下水中碳酸盐不饱和，CO2含量高，因而溶蚀作用强烈，可形成规模较大的水平溶洞，并可进一步发育成暗河。河成角砾岩发育，还可有化学充填作用，形成众多类型的次生灰岩及洞穴崩塌堆积物。
3 岩溶系统
3.1 岩溶系统定义
我们对具有原岩性质、岩溶环境、构造背景、古水文系统具有相似性，形成的岩溶类型、岩溶形态、地下水分布特征等因素具有可比性，在成因上具有关联性的岩溶区称为岩溶系统。同一岩溶系统具有统一的岩溶地下水文系统。岩溶作用、岩溶形态的分布在平面和纵向上均有其特定的分布规律。目前，岩溶系统的研究正在进行，一些观点和认识也在逐步完善。3.2 岩溶系统划分
图1 塔河油田沙47井岩溶划分剖面图 Fig.1 The column of karst partion of Sha47 well in Tahe oil field.
根据以上定义，我们在阿克库勒凸起划分了11个岩溶系统。其中，在塔河油田划分出了7个岩溶系统（图2）。同一岩溶系统具有统一的古水文子系统，可能形成统一的油水界面，或具有相似的成藏特点。深入研究岩溶系统的形成、发展、演化，对指导油气勘探具有重要意义。
渗流强交替供水区岩溶系统主要发育在塔河油田以北地区，基本上位于岩溶高地，长期遭受风化剥蚀。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给区，对本区及与此供水区相连通的其它岩溶区的油气成藏产生一定的影响，如塔河油田4号区块油田、牧场北地区奥陶系的重质原油的形成可能就与海西晚期及以后阿克库木地区的淡水不断供给有关。渗流强交替供水岩溶区由于受剥蚀的时间长，奥陶系时代较老，相当于鹰山组，岩溶虽比较发育，但充填与塌陷也很严重，往往有效的储集体不太发育，后期保存条件又差，测试出水的较多。
塔河油田主要为承压区，该区既有垂直渗流岩溶作用，又有潜流岩溶作用。由于各区块与供水区的联系程度不同，导致后期地下水对已成藏的油气的改造程度不同，受改造的油气藏以重质油为主，未受改造的以轻质油或气为主。承压区奥陶系时代较新，相当于一
图2 沙雅隆起阿克库勒凸起岩溶系统分布图 Fig.2 Distribution of karst system in Akekule heave of Shaya uplift.
1—断层；2—中上奥陶统尖灭线；3—奥陶系顶等深线（m）。
A—阿克墩北淡水渗流强交替供水区岩溶系统；B—于奇淡咸水渗流弱交替混合岩溶系统；C—阿克库木淡水渗流强交替供水区岩溶系统；D—牧场北承压区混合岩溶系统；E—塔河4号承压区混合岩溶系统；K—塔河3号承压区混合岩溶系统；F—南部平台承压区混合岩溶系统；G—兰尕-塔河北咸水岩溶系统；H—牧场－桑塔木盐边排泄区混合岩溶系统；I—艾北弱交替区混合岩溶系统；J—北部平台承压区混合岩溶系统
间房组。
排泄区主要位于塔河油田南部，来自北部供水区的水通过岩溶系统后，以地下水或地表径流等方式在该区汇聚，并与该区的咸水一起产生溶蚀作用。该岩溶区由于剥蚀程度低，存在中上奥陶统和比较齐全的下奥陶统，生物屑、砂屑灰岩和生物礁滩发育。以侧向溶蚀和沿层溶蚀作用为主，经岩溶改造的孔缝洞发育，是一个极有前景的勘探区块。
咸水岩溶区岩溶岩主要是中上奥陶统，尤其是良里塔格组上部也存在一套生物礁滩相的灰岩，经岩溶改造后可形成良好的储集体，其上又是石炭系的膏盐层，勘探前景好。桑南1号、塔里木乡1号是最有利的勘探目标，获油气突破的希望较大。
4 岩溶发育期次及发育阶段
海西早期石炭系沉积前及沉积时至海西晚期是塔河油田岩溶发育的主要期次，根据岩溶作用的不同形式，又可分为4个重要的岩溶发育阶段：
（1）基岩裸露期淡水岩溶阶段。海西早期运动开始，由于强烈的剥蚀作用，使志留—泥盆系、中上奥陶统均已在塔河油田的大部分地区剥蚀殆尽，下奥陶统灰岩开始暴露地表，遭受剥蚀，形成岩溶。也许早期的气候环境使得这次岩溶作用并不强烈。
（2）浅埋藏期淡咸水混合岩溶阶段。石炭系巴楚组沉积时，随着海平面的不断上升，区带南部兰尕地区成盐环境已经结束。巴楚组下泥岩段沉积时，气候条件相对湿润，降水也有所增加，岩溶作用相对加强。在牧场北、塔河油田3、4号区块、艾北及塔河油田1、5号区块附近形成大面积的淡水咸水混合岩溶区。如在塔河油田3号区块，奥陶系碳酸盐岩充填方解石晶脉电子探针测定的元素分析数据表明，Sr、Na含量较高，并与含量低的样品共生，为淡水与海水混合溶蚀作用的依据（表3）。
表3 塔河油田3号区块奥陶系晶脉（洞）电子探针元素分析成果 Table3 The element analysis of electronics probes in Ordovician crystal pulses(cave)of No3 section in Tahe oilfield
岩溶水的混合溶蚀现象，是指两种方解石浓度不等的水混合后，会降低其方解石的饱和度或重新对方解石具有侵蚀性。这种混合溶蚀作用在咸水与淡水混合的岩溶地区表现的最为明显。从岩溶角度来看，也可以说是方解石过饱和的海水同方解石呈平衡状态的淡水的混合，随着发生混合溶蚀作用，在滨海地带发育多层溶洞，最深可达120m。这种类型的溶洞可能在塔河油田的东南部发育，有可能沿中、上奥陶统尖灭线分布，并可能与早期沿断裂形成的溶洞相互改造。
（3）深埋藏期地下水溶蚀及淡水渗滤岩溶阶段。巴楚组沉积时，塔河油田的大部分地区处于浅埋藏期混合岩溶阶段。之后，在石炭系卡拉沙依组沉积时，由于奥陶系可溶岩之上有非可溶岩的隔离，大部分地区未见到岩溶的各种现象，以地下水的溶蚀作用为主。地下水可沿裂缝、溶孔、溶隙产生较为缓慢的溶蚀作用，出现充填或半充填作用。受海西晚期构造运动的影响，产生了许多深达下奥陶统的断裂，地表岩溶水通过断裂输入、渗滤至奥陶系可溶岩中，产生溶蚀作用，但此时水动力条件差，地下水的交替缓慢。在深埋藏的岩溶环境中，其初期形成的溶孔、溶隙等，易为自身溶蚀反应中的物质所沉淀封闭。深埋藏型岩溶环境，受深大断裂的影响时，岩溶系统中的水与深部含水岩体可有一定的水力联系。深埋藏期的岩溶作用可持续至喜马拉雅期。
（4）深部岩溶作用阶段。深部岩溶是指可溶岩被深埋于地下，在与外部水基本隔离的封闭环境下的岩溶作用。以热液型溶蚀、特殊气体的溶蚀和有机酸等溶蚀形式出现。
应该指出，由于各阶段形成的岩溶形态互相叠加、改造，使阿克库勒凸起岩溶期次研究变得更加复杂。
5 断裂与岩溶作用
5.1 应力场特征
变形特征、断裂特征及应力场变化特征表明，影响塔河油田奥陶系断裂发育的构造运动主要有4期。不同期次的构造运动产生的应力场特征及规模也不相同，海西早、晚两期构造运动对塔河油田断裂的发育起重要作用（图3）。
海西早期运动是阿克库勒地区最重要的—期构造运动，造成严重的地层剥蚀，形成不同尺度的构造变形带。从中、上奥陶统与志留—泥盆系剥蚀尖灭线的展布以及上覆石炭系巴楚组厚度变化规律及不同尺度的变形构造的轴向，综合判断其主压应力方向为NW—SE向，形成相应的古构造方向为NE—SW向。
海西晚期，相应形成一系列近东西向的断垒构造带、背斜构造带。从整体上看，其构造变形强度具有北强南弱的特点。
印支—燕山期，主压应力转变为NE—SW向，形成一系列NW向构造带，在海西早期和海西晚期构造变形基础上，叠加了一系列NW向构造带。
喜马拉雅期，未发生明显的断裂及褶皱作用，只是产生了区域性的南部抬升，东部抬升。
5.2 构造缝发育特征
塔河油田奥陶系构造裂缝的发育强度及平面展布，主要受控于该区变形特点，裂缝的平面分布呈NE、EW及NW三组优势方向成排成带展布，与海西早期、海西晚期及印支—燕山期形成的构造轴向一致，裂缝带与各变形期发育的古构造带具有平面展布的一致性。缝的发育强度宏观上表现为西强东弱、北强南弱的特点，体现了变形强度的变化特征。早期构造对晚期裂缝具有控制作用。同时，晚期构造运动对早期形成的裂缝具改造作用。
图3 阿克库勒凸起应力场特征示意图 Fig.3 Sketch map of stress field in Akekules heave.
1—断裂；2—石炭系盐体边界；3—海西早期褶皱；4—海西晚期褶皱；5—印支－燕山期褶皱；6—海西早期主压应力方向；7—海西晚期主压应力方向；8—印支燕山期主压应力方向
5.3 构造缝与岩溶作用
岩溶作用不仅与岩性有关，还与早期形成的裂缝有关。一般情况下，裂缝的存在首先增大了地表水和地下水的溶蚀范围，增加了水与碳酸盐岩的接触面积，使溶蚀作用增强、溶蚀速度加快。另外，由于裂缝的存在，改善了碳酸盐岩的渗流作用，从而使地表淡水可以在碳酸盐岩内部渗滤流动，形成了一个可代谢的淡水溶蚀系统，从根本上为空间范围内大规模的碳酸盐岩溶蚀作用提供了条件。钻井岩心也证实了沿裂缝溶蚀作用增强，溶蚀孔发育。岩溶研究的成果表明，溶蚀孔洞大都沿断裂和裂缝分布，其走向也与区域上的断裂走向相近。溶蚀作用强的地区又沿断裂形成不规则的大型洞穴。
6 大型溶洞发育规律
大型洞穴的形成不取决于溶蚀速度和岩溶化强度，具有较大溶蚀速度的岩石和强烈的岩溶化作用并不意味着必定有大量的大型洞穴形成。有时，有可能是大型洞穴形成的不利因素。这是由于岩石强度不够，不能支撑地下空间，也不能发育大型溶洞。岩层的厚度及岩体力学强度大是大型洞穴形成的重要因素。
一般情况下，单层厚度和连续厚度均较大，原始孔隙度和渗透率较低，岩石力学强度较大的亮晶颗粒灰岩，当处于构造轴部或沿断裂最有利于形成大型洞穴。大型溶洞常发育在大断裂带附近，洞穴的走向常与断裂的走向及岩层的走向一致。二组及三组断裂的交汇处也容易形成大型洞穴。这是因为断裂带岩石破碎程度高，可溶蚀度大，沿断裂水的渗流和交替作用均强等原因造成的。但在断裂带，洞穴的崩塌现象较多。另外，地表径流的边缘往往容易形成侧向侵蚀的洞穴或与排水口连接的洞穴。初步认为塔河4号和6号油田发育南北向或北北东向的洞穴，洞穴沿断裂延伸，沿大的地表水系形成。塔河油田南部奥陶系则发育沿北东向中上奥陶统尖灭线分布的大型洞穴。并有可能沿中上奥陶统与下奥陶统分界面附近发育，这是由于该区地表水的侧向侵蚀及溶蚀作用和混合岩溶作用较强决定的。这些大型洞穴有相当一部分在后期的岩溶作用中产生崩塌及充填，低洼地方的洞穴含水的可能性更大。
7 岩溶发育的受控因素
7.1 岩溶机理
岩溶作用应具备以下4个条件：岩石可溶、岩石具有渗透性、具溶蚀性的物质、溶蚀性物质可流动。具备上述条件即可发生岩溶，但形成岩溶洞穴系统仍需附加下述条件：具有相当厚度的可溶岩层，具备相对稳定的大地构造背景，具备相对不渗透层。岩石可溶和具溶蚀性的物质是岩溶的两个必备条件，是内因；岩石具有渗透性和溶蚀性物质可流动性是岩溶的两个重要条件，是外因。岩溶不仅与可溶岩的性质有关，也与气候条件有关，与水文网有关，与岩石的渗透性有关。岩石的渗透性主要与裂缝有关，裂缝的强弱决定岩溶的程度。
7.2 受控因素
（1）与原岩岩性有关。岩溶作用包括化学溶解和物理破坏。影响化学溶解量的主要因素是岩石的成分。关于可溶岩岩性对岩溶作用的影响，提出了“比溶蚀度”的概念。即在一定实验条件下，某种碳酸盐岩的溶蚀量与标准试样溶蚀量之比，比溶蚀度高的岩石更有利于岩溶发育。由表4可以看出，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥质灰岩更容易被溶蚀。但由于泥灰岩岩石骨架较软，不易形成大型溶洞。
塔河油田南部发育有中上奥陶统，以泥质灰岩和生物灰岩为主，此溶蚀度高，易于溶蚀，在地形地貌上往往形成较平坦的洼地或斜坡。而北部下奥陶统则以粒屑、砂屑、微晶灰岩为主，岩石骨架较硬，此溶蚀度较低，在地形地貌上多见一些溶蚀残丘，溶洞相对发育。
另外，岩性差别较大的界面也是岩溶发育的重要领域，如中、上奥陶统与下奥陶统之间的分界面，有可能形成沿此面形成层状分布的岩溶洞穴。S60井证实沿此面附近岩溶发育。
（2）与断裂强度有关。前已论述，断裂的破坏作用对岩溶的发育起重要作用。但不同的岩性对其破坏作用的反应也是不同的，如图4所示，总的物理破坏量白云岩最高，抗拉强度最低。因此，不同的岩性物理破坏的结果也是不同的，对后期的岩溶发育程度的影响也是不同的。
表4 各种碳酸盐岩比溶蚀度平均值 Table4 Average value of corrosion degree in carbonic rock
断裂对岩溶的控制作用主要表现在：增加了岩石的渗透性，改善了岩溶水的循环系统，增大了可溶岩溶蚀面积。
（3）与古地貌有关。一般情况下，古地貌相对高的地区，地表及渗流岩溶带发育，并以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重；岩溶洼地，溶蚀程度高，充填和塌陷严重，但潜流岩溶带发育；岩溶缓坡岩溶发育程度相对适中，有利储集空间发育，是油气勘探的最佳领域（图5）。塔河油田大部分地区均处于岩溶缓坡，是寻找大型油气田的最佳区域。
图4 物理破坏量与岩石结构及物理力学性质关系图 Fig.4 Relationship between physical destuction quantity and rock structure,physical mechanics nature.
1—孔隙度；2—渗透率；3—抗压强度；4—抗拉强度；5—内聚力；6—内摩擦角；7—物理破坏量
（4）与古气候有关。古气候条件是岩溶发育程度的另一个重要因素。潮湿温暖降水量丰富的气候条件，有利于岩溶发育，高温、干旱的气候，虽然不利于岩溶发育，但可产生较强的物理风化作用，为后期的岩溶作用提供有利条件。
（5）与古水系有关。在岩溶区，古水系往往形成地下水系与地表水系两大类。地下水系受断裂系统和岩石性质的影响，多形成不同的地下水文网，控制着岩溶系统的分布。地下水文网供、排水系统完善的岩溶发育程度高，溶洞发育，充填也严重。地表水系沿地表岩溶冲沟，断裂带、塌陷的溶洞发育。沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴、具层状的排水洞。
图5 阿克库勒凸起钻井岩溶对比剖面图 Fig.5 Section chart of karst contrast among artesians in Akekule heave.
1—地表岩溶带；2—渗流岩溶带；3—潜流岩溶带；4—次级潜流岩溶改造带；5—地层
8 结论
塔河油区奥陶系岩溶发育，在纵向上分为地表岩溶层、渗流岩溶层、潜流岩溶层，平面上又分为7个岩溶系统。岩溶发育深度以风化面以下至150m的范围内最为发育。海西期是岩溶发育的主要时期，根据岩溶作用的不同形式又可分为4个重要的岩溶发育阶段。原岩性质、断裂强度、古地貌形态、古气候、古水系是控制岩溶发育的主要因素。断裂强度是岩溶发育程度最为重要的因素，大型溶洞沿断裂发育，多组断裂的交汇处岩溶发育，溶洞发育，但充填也严重。由于塔河油田奥陶系埋藏较深（＞5350m），受地震勘探分辨率及储层预测方法的限制，岩溶发育特征的认识还有待于进一步深化。
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
科技进步促进了塔河油田奥陶系超亿吨级大油气藏的发现
张希明 叶德胜 林忠民
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐 830011）
摘要 多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，并且它很可能被培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。笔者着重阐述了地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步在发现和评价该油气藏过程中所起的重要作用。
关键词 科技进步 塔河油田 奥陶系油气藏 碳酸盐岩储层预测 储层改造
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩的油气勘探经历了马鞍型的发展过程。1984年9月，位于塔里木盆地北部沙雅隆起雅克拉断凸上的沙参2井在下奥陶统碳酸盐岩中喜获高产工业油气流，实现了中国古生代海相油气首次重大突破，成为中国油气勘查史上的重要里程碑。该井的突破也迎来了塔里木奥陶系油气勘探的第一个高潮。在这一阶段（1984～1990），奥陶系油气勘探集中在沙雅隆起上的阿克库勒凸起。据不完全统计，原地矿及石油两大部门在该凸起上部署以奥陶系为主要目的层的探井达45口，其中有18口获工业油气流，钻探成功率为40％，证实阿克库勒凸起奥陶系潜山风化壳普遍含油气。但是，奥陶系碳酸盐岩储层非均质性严重，在高产井旁边2～3km就是干井；同时，尽管初产量高，但不能稳产，往往一口井累计产油不到1×104即停产，既拿不到产量，且也交不了储量。在这种形势下，塔里木油气勘探的重点便转移到石炭系及中新生代地层，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探暂时处于低潮。直至1996年以来，由于对塔里木油气成藏地质条件及控油地质规律认识的提高，以及碳酸盐岩储层预测技术和钻井、测试、储层改造等工艺技术的进步，塔里木又出现了一个以奥陶系为主要目的层的油气勘探新高潮。在塔里木的三大隆起区，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探均取得了丰硕的成果。在沙雅隆起阿克库勒凸起西南部发现塔河油田奥陶系油气藏；在巴楚隆起南侧玛扎塔克构造带发现多个天然气藏；在塔中隆起北坡Ⅰ号断裂带多口井获高产油气流，控制了东西长160km的奥陶系含油气带。特别值得提出的是阿克库勒凸起西南部塔河油田奥陶系油气藏，目前已发现4个含油区块，即3号区块、4号区块、5号区块及6号区块。其中4号区块上的沙48井，自1997年10月试采以来，到1999年12月已累计采油32.26×104，平均日产达410t，是塔里木碳酸盐岩油气井中日产量最高、累计产油最多、稳产期最长的“王牌井”。仅3号及4号区块于2000年元月已上交探明加控制油气地质储量1×108（其中探明储量7717.4×104）。据近期勘探成果，该油气藏极有可能为连片分布的特大型油气藏，预测总油气地质储量达5×108t，极有可能为第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。
笔者侧重从地质和地球物理预测碳酸盐岩储层技术、储层改造等工艺技术等方面，阐述科技进步在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气田发现过程中的重要作用。
1 地质科技
地质认识是否符合客观实际，是油气勘探能否取得成功的基础，特别是对于寻找大至特大型油气田（藏）。在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气藏的发现过程中，下列地质问题是十分重要的。
1.1 塔里木克拉通盆地大型油气田（藏）的勘探方向
多年的勘探和研究表明塔里木盆地成藏地质条件优越，具备了形成大型、特大型油气田的地质条件〔1,2,3〕，其主要原因是：油气资源量巨大，具有多生油层系、多油气源区，长期生油、多期聚集的特点；近临生油坳陷发育大型古隆起、背斜带及多类型圈闭有利于油气聚集成藏；多储集层系、多储集类型与良好的区域和局部盖层，有利于在纵、横向寻找不同类型的油气藏。
随着油气勘探程度的不断深入，实践表明塔里木盆地油气地质条件有其复杂性的一面〔4,5〕。主要表现在：第一，主力烃源岩与好储层在时空分布上总体不配套，克拉通区主要烃源岩在下古生界（特别是
基于塔里木盆地克拉通区油气地质特征（即有利条件和复杂性并存），认为大型油气田的主要目标之一是下古生界碳酸盐岩。我们在1995年指出，塔北地区寻找大油气田的主要方向是“沙雅隆起上的下古生界碳酸盐岩古岩溶型储集体，其特点是圈闭面积大，储层厚度大，但非均质性强，主要受岩溶发育强度和古地貌的控制。成藏期主要为海西晚期及喜马拉雅期，阿克库勒凸起是寻找这种类型大型油气田的最有利地区” 叶德胜、王恕一、张希明等，“八五”期间国家重点科技攻关项目下属“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专题报告，1995。
1.2 碳酸盐岩储层基本特征及储层分布规律
在下古生界碳酸盐岩中寻找大油气田的主要难点在于储层非均质性严重，好储层的分布规律不清。为此，我们对下古生界（特别是奥陶系）碳酸盐岩储层进行了长期的、多方位的研究。通过研究，认为奥陶系碳酸盐岩储层的基本特征是：
（1）碳酸盐岩岩块的孔隙度、渗透率性极差，难以构成有效的储集空间。据阿克库勒地区数十口井、数千件岩心样品分析，其平均孔隙度＜1％，渗透率多小于0.1×10－3μm2。
（2）次生溶蚀孔洞和裂缝是碳酸盐岩储层的主要有效储集空间，次生缝、孔洞的发育是形成良好储层，获得高产、稳产的关键。次生溶蚀孔洞的发育主要受与不整合面有关的古岩溶作用的控制。
（3）碳酸盐岩储层在纵向上和横向上的非均质性极强。由于碳酸盐岩基块孔、渗性极差，主要有效储渗空间为受古岩溶及构造作用所形成的溶蚀孔洞和裂缝，而古岩溶及构造作用对碳酸盐岩的改造受多种因素的控制，极不均一，因而所形成的溶蚀孔洞及裂缝的分布极不均一，造成其严重的非均质性。
由此可见，古岩溶作用是控制碳酸盐岩储层发育最为重要的因素，是在奥陶系碳酸盐岩中寻找大油气田要解决的关键问题。因此，在塔里木碳酸盐岩勘探的低谷时期，我们仍坚持碳酸盐岩古岩溶的研究。在“八五”国家重点科技攻关项目中的“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专项下设“塔里木盆地北部古岩溶及其控油作用研究”子专题。研究表明，古岩溶储集体是塔北地区最主要的碳酸盐岩储集体。对古岩溶的识别标志，古岩溶发育期次，古岩溶地貌，古岩溶的垂向剖面结构以及古岩溶储集体的特征等，均在当时资料的基础上进行了较深入的研究。提出古岩溶斜坡及岩溶高地，特别是两者间的过渡地区是古岩溶储集体发育的有利地区。
“九五”期间，我们侧重研究了阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩的古岩溶作用。指出，该区岩溶作用主要发育于海西早期，其次是海西晚期。对岩溶地貌进行了详细划分，并指出岩溶最为发育，且储集空间保留机率较高的是岩溶斜坡，特别是坡度较缓的岩溶斜坡（岩溶缓坡）及其上的岩溶残丘，它们是寻找岩溶型储层的最佳地区。在此基础上，对该区奥陶系碳酸盐岩储层进行了分区评价和预测，并提出该区勘探部署建议。
总之，自“七五”以来古岩溶研究取得了显著的成果，这就为寻找奥陶系碳酸盐岩大油气田奠定了坚实的基础。
1.3 突破口的选择
在上述两个问题得以初步解决后，突破口的选择便是奥陶系碳酸盐岩勘探的首要问题。经认真研究，选择阿克库勒凸起西南部的艾协克（后称艾协克1号）、艾协克西（后称艾协克2号）作为奥陶系碳酸盐岩大油气田勘探的突破口 林忠民、张希明等，塔里木盆地沙雅隆起艾协克—阿克库勒—达里亚油气区带工业勘查项目报告，1997。
（1）据“八五”期间古岩溶研究成果，上述两口井位于岩溶斜坡与岩溶高地的过渡地区（其后进一步研究表明，该区处于岩溶斜坡上的岩溶残丘），是古岩溶储集体发育最有利的地区。
（2）邻近寒武系—下奥陶统烃源岩的主要烃源区，油源丰富。
（3）其上为下石炭统下泥岩段泥质岩，封盖条件优越。
（4）该区已完成三维地震，下奥陶统碳酸盐岩潜山圈闭可靠。
位于艾协克构造上的沙46井于1996年8月28日开钻，1997年2月11日完钻，中途测试于下奥陶统5359.14～5504.00m井段，获日产原油212.54m3，气14×104m3，实现了该构造奥陶系油气突破。
位于艾协克西构造上的沙48井于1997年5月28日开钻，10月20日完钻，该井于井深5363 m进入奥陶系后发生放空和严重泥浆漏失，中途测试获日产原油570m3，气1.5× 104m3，并且试采以来产量和油压一直较稳定，日平均产量在400t左右。
上述两口井的突破，特别是沙48井的重大突破，拉开了寻找奥陶系碳酸盐岩油气田的序幕。
2 地球物理预测碳酸盐岩储层技术
由于碳酸盐岩严重的非均质性，碳酸盐岩储层预测是一个世界性的难题。塔河油田奥陶系埋深在5350m以下，预测难度更大。塔河地区已完成七片三维地震勘探约1755km2，利用国内外最新的三维地震特殊处理技术进行储层预测，取得了良好效果，为塔河油田奥陶系大型油气藏的评价作出了贡献。
2.1 相干体技术
相干体技术的核心是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。借助相干体资料能识别岩层横向不均一性和断裂特征。
一般认为，原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程，也就是说地震波在横向上是基本相似的。当地层中存在断层和裂缝、火成岩体、礁体、盐丘、地层或岩性尖灭等地质现象时，地层的相似性将受到破坏；此外，地层倾角变陡等因素也会影响其相似性。塔河地区奥陶系地震品质较好，地层产状平缓、岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，故影响相似性的主要因素为溶蚀缝洞和裂缝，以及微小断裂。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。
从艾协克三维工区所作奥陶系储层段相干体平面变化图可见，该工区NE—SW向可明显分为三个带：S48、T401、T402、S47、T301、T302等井处在相干性差的地区，孔、洞、缝发育或较发育；S23、LN15等井处于相干性中等地区，即过渡带；再向SE方向相干性较高，孔、洞、缝发育程度相对较低。这一结论，已为大量实钻资料证实。
2.2 振幅提取技术
影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假定地震资料处理中，保幅处理做得较好，对特定的碳酸盐岩储层，影响振幅的则是岩性和孔、洞、缝的发育情况。一般认为储层中存在孔、洞、缝发育带会使振幅减弱，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一。
从牧场北三维工区所作
2.3 波阻抗反演
地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。波阻抗的大小与岩石的密度和地震波在其中传播的速度有关，当地震波穿过碳酸盐岩缝、洞发育段时，会导致其传播速度的明显降低，因此该项技术也是进行碳酸盐岩储层预测的重要手段之一。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。影响反演结果的主要因素有：
（1）地震基础数据的品质，品质好，反演的结果就好；反之亦然。
（2）对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否反映裂缝发育带，直接影响测井约束反演的结果。若声波测井曲线不能反映裂缝发育带，就需要通过其它测井曲线（如电阻率曲线）来建立速度模型进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。
（3）约束反演中子波的提取与确定。
（4）约束反演中初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是影响反演结果好坏的基础。
（5）声波测井曲线的校正，制作高精度的合成地震记录是反演的关键。
（6）参与测井约束反演的井越多，反演的结果就越可靠。
碳酸盐岩是高阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值就会降低，因此低阻抗带基本反映了储层的发育带。在艾协克三维工区奥陶系平均波阻抗值分布图上，反映出与相干体相似的储层发育带。即S23井北西的大部分地区，特别是S48井附近波阻抗值较低，反映储层发育；而S23井南东地区，波阻抗值较高，反映储层发育相对较差。
2.4 Jason反演技术
Jason反演技术的原理是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插得的地震数据体与实测的三维地震数据体进行比较，由于二者的差异得到每个样点的权系数值，然后逐渐改变每个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测的三维数据体吻合，从而求取一个权系数体，再利用已知井的结果，通过权数据体约束反演，内插、外推得到各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。Jason反演主要包括：Invertrace测井约束的地震反演，Invermod地震约束的测井反演。
利用三维地震保幅数据体和已完钻的10口钻井（T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62），用Jason软件进行了测井约束的地震反演和地震约束的测井反演。用上述方法对上述钻井进行逐个分析，约束井的吻合率为80％，检验、预测井的吻合率为76％。
总之，通过几年的实践，已初步形成了一套适合于塔北地区碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术，主要是相干体、振幅提取、测井约束的地震反演和地震约束的测井反演等。每一种方法都有其自身的适用性，同时也存在一定的局限性。因此，必须坚持多参数综合评价的方针。
碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为，低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性，较低的频率等 林忠民、罗宏、王士敏、沈林克等，塔里木盆地沙雅隆起油气勘探靶区研究，1999。
碳酸盐岩储层预测的地球物理方法已经在塔河油田奥陶系油气藏的评价和滚动勘探开发中发挥了重要作用。
3 钻井、测井及储层改造工艺技术
钻井、测井及储层改造等工艺技术的进步，极大地促进了塔河油田奥陶系碳酸盐岩超亿吨级油气藏的发现、评价和滚动勘探开发。例如，代表钻井技术发展趋势的欠平衡钻井技术的应用，有效地防止了地层漏失，保护储层，利于发现低压储层，提高机械钻速，对于裂隙发育、压力敏感的碳酸盐岩地层具有突出的优越性。又如，斯伦贝谢公司的全井眼微电阻率扫描测井（FMI）、偶极横波成像测井（DSI）、核磁共振成像测井（CMR）以及方位电阻率（ARI）成像测井、综合孔隙度岩性测井（IPLT）等新技术的应用，解决了常规测井手段所难以解决的问题：裂缝发育方向、裂缝的开启程度和连通性、碳酸盐岩储层的定量评价等。限于篇幅，笔者仅介绍储层改造工艺技术在碳酸盐岩大油气藏发现中的作用。
对于岩块孔、渗性差，且非均质性严重的碳酸盐岩的油气勘探，酸化压裂等储层改造技术是非常重要的手段。
西北石油局在1998年至1999年间对塔河油田20口井奥陶系碳酸盐岩进行了25井次的酸化压裂作业。酸化压裂作业分三轮进行：第一轮有7井次：S23井、S62井、S64井、T403井、TK405井、TK406井、T302井；第二轮有4井次：TK404井、TK406井、TK408井、TK409井；第三轮共有 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。在这20口井中，有16口井取得了良好效果，取得了工业产能；有3口井效果不明显，有1口井（S70井）尚待进一步作业。由此可见，酸化压裂的效果达到80％以上。
S23井是塔河油田第一口实施酸压作业的井，该井位于艾协克构造的东部，是1990年完钻的老井，尽管钻井过程中在奥陶系曾发现较好的油气显示，但当时在裸眼测试中未获工业油气流，测试评价为干层。该井于1998年12月6日至12月27日对奥陶系5420～5480 m裸眼井段进行酸化压裂作业，5 mm油嘴求产，产油68.26～75.26t/d，产气16762～21791m3/d。从而，使“沉睡”了8年之久的老井获得了解放。该井在奥陶系的突破，不仅对评价该区奥陶系有重要意义；更为重要的是：对奥陶系碳酸盐岩，常规测试不出油的井，不能轻易下“干井”的结论，更不能因此否定该井所在的区块。
截止2000年2月，塔河油田奥陶系共完钻36口井，其中测试直接获工业油气流的井10口；测试不出油，经酸化压裂后获工业油气流9口；完井后直接酸压获工业油气流者6口；酸化压裂后目前还未获工业油气流的井3口；测试未获工业油气流、未进行酸化压裂者1口；另有7口井正进行或待进行测试或酸化压裂作业（表1）。
从表1可见，在完钻后经测试及酸压的29口井中，获工业油气流的井25口，占总井数的86.2％；其中经酸化压裂后出油的井有15口，占总井数的51.7％，占出油井数的60.0％。由此可见，酸化压裂在塔河油田奥陶系超亿吨级大型油气藏的发现和评价中的重要作用。
表1 塔河油田奥陶系测试、酸压成果统计 Table1 The statistic results of the testing and acid-pressing on Ordovician in Tahe oil field
特别需要指出的是，有9口井是在常规测试未获工业油气流的情况下，经酸化压裂后获得工业油气流的，若不经酸化压裂，这些井很可能被看作“干井”。正是由于酸化压裂，使这一批井得以“解放”，才有可能使我们逐步认识到，塔河油区奥陶系油气藏不是彼此孤立的中小型油气藏，而是大面积连片分布的、大型至特大型油气藏。下列依据支持这一认识：
（1）在塔河油田奥陶系油气藏及其外围近500km2范围内，已完钻并经测试（含酸化、压裂）的29口井中，获高产或工业油气流的井有25口，勘探成功率达86.2％；并且，在未获工业油气流的几口井中也见不同程度的油气显示，即没有真正意义上的“干井”。这充分表明该区是大面积连片含油。
（2）由于在塔里木奥陶系第一个油气勘探高潮期（1984～1990）尽管打了很多出油井，勘探成功率也较高，初产一般都较高；但经试采，绝大多数都是“高产瞬逝的短命井”。因此，人们很自然地担心在奥陶系油气勘探的第二个高潮中所发现的塔河油田奥陶系油气藏是否也会有同样的命运。两年多的试采表明，大多数油气井是高产、稳产的，沙48井便是典型实例。该井自1997年10月试采以来，至1999年12月已累计产油32.24× 104t，平均日产量达410t。截止1999年12月，该油藏已有22口井系统试采，投产初期有15口井日产量大于100t，到1999年12月仍有14口井日产量大于100t；而且在同一工作制度下，有的井1999年12月的日产量较投产初期有所增加（如TK410、TK411、TK412等井）；此外在试采的22口井中，累计产量超过1×104 t的有14口井（在1984～1990年奥陶系油气勘探第一个高潮期，绝大多数井试采不到1×104 t即停喷），其中有5口井的累计产量已超过5×104 t（表2）。
（3）油气柱的高度远远大于潜丘圈闭的幅度，例如塔河3号潜丘圈闭（即艾协克或艾协克1号构造）闭合幅度60m，该圈闭上的T302井试油揭示的油藏底界为5682m，油柱高度达304.5m；该圈闭上的沙70井录井见到良好油气显示的最大深度为5681m，油柱高度达255m。又如塔河4号潜丘圈闭（即艾协克西或艾协克2号构造），其闭合幅度为50m，该圈闭上的TK404井试油揭示的油藏底界为5613m，油柱高度达203m；该圈闭上的TK409井录井见到良好油气显示的最大深度为5659m，油柱高度达240m。再如塔河6号区块上的牧场北2号圈闭，其闭合幅度仅30m，其上的沙66井揭示的油柱高度达209m；牧场北3号圈闭，其闭合幅度60m，其上的沙67井试油揭示的油柱高度达216m。总之，塔河油田奥陶系油气藏的油柱高度远远大于局部圈闭的闭合幅度，表明大面积连片含油的特征。
表2 塔河油田奥陶系油藏3、4号区块及外围试采成果 Table2 The production of Ordovician pools around ＆ in No.3,4 block of Tahe oil field
（4）油气分布不受潜丘圈闭控制，即油气不仅分布于潜丘圈闭范围内，在两潜丘间的低部位也有油气分布。例如，沙61井及沙64井，该两井在T
综上所述，多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，已上交探明及控制储量近亿吨，预测油气地质储量达5×108 t，很可能培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。在该油藏的发现和评价过程中，地质科技和地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步起了重要作用。
参考文献
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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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