引言

由于储层的强非均质性、油气水平面及纵向分布的复杂性，兼之地表恶劣的自然环境，塔里木盆地台盆区奥陶系碳酸盐岩油气藏的勘探开发历经千辛万苦、千难万险，经过几代人的努力，取得了举世瞩目的成绩，先后在塔里木盆地塔北隆起和塔中隆起奥陶系良里塔格组、一间房组和鹰山组发现塔河油田、哈拉哈塘油田、轮古油气田和塔中Ⅰ号气田等大型油气田，探明储量油当量超过20×10$^8$ t，建成年产能规模油当量超过800×10$^4$ t^[1-2]，成为目前乃至“十四五”期间塔里木盆地原油开发的主攻领域。

对主力油气田塔中Ⅰ号气田、轮古油气田、哈拉哈塘油田和塔河油田等油气藏的认识由早期构造控油、储层控油逐步深化为目前断溶体控油，油气田的开发经历了规模建产、注水和注气等二次和三次采油阶段，形成了适合复杂缝洞型碳酸盐岩油气勘探开发的多项配套技术体系：高精度三位地震资料的采集与处理、复杂缝洞型碳酸盐岩储层描述及井位部署技术和相应的采油气技术体系(稠油热采、注水采油、排水采气和注气开发等)^[3-4]。虽然如此，油气田的后续开发依然面临多方面的难题与挑战，首先，开发效益不高，“28”现象明显，即约20%的高效井产出近80%的油气，约80%的井却效益低下，单井累计产量低^[5]；其次，在前期通过摊大饼外延式的开发方式大规模建产后，如何重新梳理油气富集规律及落实开发潜力，如何在已建产区块进行优质高效井点梳理是目前面临的主要难点。

本文在构造精细成图基础上，重新识别研究区主要的构造圈闭并进行圈闭类型的划分，通过海量钻井(塔中隆起和塔北隆起总钻井数约1 000口)油气富集规律的统计分析，重新落实构造对油气的控制作用，指出大型构造圈闭内的储层发育区是油气最富集的区域，是后期开发井部署的主攻领域。对提升塔里木盆地下古生界海相碳酸盐岩油气地质认识、扩大油气规模具有重要的理论和现实意义。

1 地质背景

塔里木盆地位于新疆维吾尔自治区境内，介于南天山和西昆仑山之间，是一个在前震旦纪陆壳基底上发育起来的大型叠合复合盆地^[6]，受控于塔里木板块南缘古昆仑洋的扩张—闭合，位于盆地下构造层的下古生界碳酸盐岩经历了多期不同类型、不同强度的构造作用。寒武纪—早奥陶世，塔里木盆地具有克拉通内拗陷与克拉通边缘拗陷复合的盆地性质，形成了西台东盆的构造—沉积格局；中奥陶世，塔里木板块南缘从被动大陆边缘转为活动大陆边缘，盆地内部从东西伸展转为南北挤压，形成影响广泛的中加里东运动；晚奥陶世良里塔格期，盆地内部碳酸盐岩收缩发育，形成塔北、塔中—巴楚和塘南3个孤立台地，出现明显南北分带的构造与沉积格局。随着板块南缘的强烈弧陆碰撞，至晚奥陶世桑塔木期，碳酸盐岩台地全部淹没，最后消亡^[7-9](图 1)。

盆地内上震旦统—奥陶系以碳酸盐岩为主。奥陶系碳酸盐岩地层厚约800~1 200 m，中上奥陶统良里塔格组和一间房组主要为灰岩，中下奥陶统鹰山组为灰岩、灰质云岩、云质灰岩和云岩，下奥陶统蓬莱坝组为云岩^[10]。沉积相为海相碳酸盐岩台地，可细分为镶边台地、缓坡台地和陡坡台地等相应的台地类型。储集空间主要为裂缝、孔洞和大型洞穴，储层非均质性强，目前已发现的油气藏主要位于塔中隆起和塔北隆起奥陶系良里塔格组、一间房组和鹰山组，分布于灰岩顶面之下0~250 m，分为礁滩型、潜山型和层间岩溶型等类型丰富的油气藏^[11]，全区无统一的油气水界面。

2 有效圈闭的识别 2.1 构造圈闭的识别与类型划分

精细的构造成图是识别构造圈闭的有效手段。塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩埋藏深，地震资料品质差，构造图的精度一般在5~10 m，已经达到目前地震分辨率的极限。借助相关软件进行构造等值线加密，将构造等值线由10 m加密到2 m，实现了构造图的精细与直观显示(图 2)，通过实钻井的测录井资料、生产动态资料和构造特征综合识别“有效圈闭”。

油气圈闭按类型可分为构造圈闭、岩性圈闭与复合圈闭3种类型^[12]。在精细构造成图与有效圈闭识别基础上，综合考虑碳酸盐岩储层的强非均质性及油、气、水分布的复杂性，对塔中、轮古及哈拉哈塘主要构造-岩性圈闭类型解剖，将研究区主要构造-岩性圈闭划分为背斜圈闭、断背斜圈闭及与走滑断裂相关的断裂圈闭共3大类6小类(图 3)。

背斜圈闭包括轮古、哈拉哈塘北部和塔中东部古潜山残丘背斜圈闭，盖层主要为石炭系或者三叠系的泥岩，单个残丘(潜山)为单个背斜圈闭，单个残丘(潜山)具有相对统一的油水界面。由于油气的多期充注与调整及潜山内幕储层的非均质性，油气的分布不完全受最大溢出点的控制，宏观上表现为无统一的油水界面，油气具有差异聚集的特征。

加里东期的逆断裂主要形成近东西走向及北东—南西走向的大型断背斜构造圈闭，包括塔中Ⅰ号坡折带、塔中10号构造带、轮南断垒带、桑塔木断垒带和英买2区块等多个富油气区带，由于构造轴部裂缝发育及断裂的多期活动，一般表现为大型的复式油气聚集区，其中，塔中Ⅰ号坡折带先后探明塔中62、塔中82和塔中26等3个井区；塔中10号构造带先后在奥陶系鹰山组、良里塔格组、志留系东河砂岩和石炭系柯坪塔格组发现多个油气藏。

走滑作用形成的各种构造要素组合，包括走滑断层的主位移带及各种由于断层走滑位移引起的伴生构造，称为走滑构造组合^[13-17]。主位移带(principal displacement zone)简称PDZ，是与走滑构造带走向一致、连续的走滑断层位移带，内部应力机制及结构复杂，包括R剪切、P剪切及R′剪切。伴生构造(associated structures)是在走滑构造带内部或主要走滑位移带附近区域，由于走滑位移引起的各种构造变形。与走滑断裂相关的构造圈闭主要沿走滑断裂带呈线性分布，单条走滑断裂及其破碎带的规模有限，但多条平行的走滑断裂构成了塔中、塔北主要的断裂形态，油气藏主要表现为“小油藏，大油田”的特点，沿着塔中及塔北隆起大面积分布。与走滑断裂相关的构造圈闭分为压扭性的断鼻圈闭、R剪切岩桥式圈闭和张扭性的P剪切上倾部位断裂圈闭、马尾状断裂圈闭(图 3，图 4)。

2.2 大数据统计分析

利用塔中隆起和塔北隆起奥陶系已完钻988口井分别统计钻井成功率、单井累计产量与构造圈闭的吻合关系。统计结果表明，圈闭内的油气富集程度远高于圈闭外，圈闭内的钻井成功率与开发效果与圈闭外相比具有压倒性优势。圈闭内完钻576口井，投产463口井，钻井成功率80.4%；圈闭外完钻412口井，投产172口井，钻井成功率41.7%。累计产量大于2×10$^4$ t的共有244口井，其中，圈闭内210口井，是圈闭外的4.3倍。从失利原因分析，累计失利353口井，其中圈闭外240口井，占比68.0%，是圈闭内的2.1倍。圈闭外因流体原因失利160口井，占圈闭外失利井总数的66.7%，远高于储层失利；圈闭内井位的部署要特别重视储层发育情况(表 1，表 2)。

各个油气田的情况存在一定差异。轮古潜山油田完钻215口井，圈闭内投产井128口，钻井成功率83.7%，钻井成功率圈闭内是圈闭外的2.0倍；大于2×10$^4$ t的井圈闭内52口，圈闭内是圈闭外的17.3倍；圈闭内主要为储层失利，圈闭外主要为流体失利。塔中Ⅰ号气田完钻353口井，圈闭内投产井205口，投产成功率85.1%，圈闭内成功率是圈闭外的3.4倍；大于2×10$^4$ t的井数圈闭内106口，圈闭内是圈闭外的21.2倍；圈闭外流体和储层风险均远高于圈闭内，圈闭内流体风险主要为鹰山组，储层风险主要是良里塔格组。哈拉哈塘油田完钻420口井，圈闭内投产井130口，圈闭外投产118口井；大于2×10$^4$ t的井数圈闭内52口井，圈闭内是圈闭外的2.0倍；圈闭内和圈闭外主要是流体原因失利，圈闭外流体失利井是圈闭内井数的2.6倍(表 1、表 2)。

2.3 油气富集规律的再认识 2.3.1 储层发育特征

储层的连续性和连通性是油气差异聚集的地质基础。中国海相碳酸盐岩储层类型主要受断裂—岩溶发育程度的控制，以孤立的缝洞储集体为主者称“纳溪型”；各储集体间相互连通，似块状者称“任丘型”，似层状者则称“威远型”；居于这两个端元间的过渡类型为塔里木盆地“塔河型”^[18]。

从目前的开发实践分析，塔里木盆地复杂碳酸盐岩储层具强非均质性，不同层系、不同油田、同一油田的不同断块储层发育程度及连通情况复杂，部分井孤立而部分井连通，连通井组间连通程度也存在极大差异，储层连通结构可分为“缝—缝连通”、“缝—洞连通”等多重组合模式^[19-20]。由于裂缝的渗透率一般是基质的数倍甚至数百倍，裂缝与洞穴周缘相对致密段的储层，储层的发育程度类似于页岩气储层^[21]，油气以吸附状态或游离状态赋存于孔隙和喉道中，储层在静态上以喉道和微裂缝连通为主，动态上受压差控制，储层的连续性和连通性具有相对性和阶段性^[21-22]，在漫长的地质历史中，储层中的流体具备差异聚集的地质基础。

2.3.2 油气差异聚集

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气藏油、气、水的分布符合经典的油气差异聚集原理^[23]，本文以塔中隆起及塔北隆起典型实例说明。

塔北隆起潜山岩溶区的轮古油气田奥陶系存在多期次油气充注、聚集、调整和动态聚集，由于晚期气倾强度较小，未完全充满西部残丘，宏观上自西向东依次为稠油、一般黑油、挥发油、凝析油及天然气，宏观上具有西油东气的特点；微观上同一个残丘内部油气水正常分异，中平台的AN30、AG2残丘部分构造高部位的井存在气顶(图 5)。

塔中隆起层间岩溶区的塔中Ⅰ号气田塔中10号构造带BG43井区鹰山组的油气聚集，受晚加里东期—早海西期走滑断裂的控制，BG43井区分为3个断块，不同断块内的油气水表现为正常分异特征，同一断块内构造高部位以气藏为主，构造翼部和低部位逐步过渡为油藏，且低部位水体活跃程度明显高于构造高部位(图 6)。塔中83井区的油气聚集与BG43井区类似^[23-25]。

2.3.3 油藏类型模式

综合考虑区内构造、断裂及油气藏发育特征，将盆地奥陶系碳酸盐岩油气藏分为4种主要类型(图 7)：D井为圈闭内富集型，其圈闭特征主要为背斜圈闭或大型逆断层控制的断背斜圈闭，由于为构造圈闭的最高部位，且断裂发育，是油气长期运聚的指向区，油气最为富集，开发效果也最好；A、B、C分别为斜坡全充注型、斜坡半充注型和斜坡全漏失型，由于为构造翼部，是油气运移的通道区，断裂附近储层发育区常常能捕获油气，其油气富集除受断溶体和油气充注强度控制外，侧向灰岩的封堵能力控制油气的逸散，是哈拉哈塘油田塔河南岸、塔河外围斜坡区和塔中北斜坡的主要油气藏类型，由于储层的非均质性，特别是断控岩溶内部结构的差异性，以及侧向封堵能力的差异，不同类型断溶体油藏开发效果差异较大^[26-28]。

3 结论

(1) 塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩构造圈闭是油气最富集的区域，是高效井点的集中分布区，是规模效益开发的最现实区域。构造圈闭的特征可细分为背斜圈闭、断背斜圈闭及与走滑断裂相关的断裂圈闭共3大类6小类。

(2) 塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层具有一定程度的连续性和连通性，油气的聚集宏观上和微观上符合油气差异聚集原理。油气藏富集模式可分为圈闭内富集型、斜坡全充注型、斜坡半充注型和斜坡全漏失型共4种，其中，斜坡全充注型和圈闭内富集型是钻探获高效井最有利的地质目标。

(3) 大数据统计分析、构造油气藏理论及差异聚集原理在塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩中的应用能较好地解释前期无论是塔北隆起还是塔中隆起均无统一油水界面、准层状油气藏的理论困惑，给油气藏的开发带来新的启示与反思，为后续开发方案的编制及产能建设提供新的、更加全面广阔的视角。