近年来全球超深层油气勘探取得了持续性重大突破^[1-2]，中国、印度、俄罗斯及阿曼等国分别在超深层前寒武系—奥陶系发现了巨型油气田^[3-5]。塔里木盆地深层碳酸盐岩地层中发育多套生储盖组合，成藏条件好，其中寒武系—奥陶系碳酸盐岩厚度可达3 000 m，分布面积超20×10⁴ km^2[6-7]。勘探实践表明，盆地内塔中隆起作为经历多旋回构造-沉积演化的继承性古隆起，上奥陶统良里塔格组与中—下奥陶统鹰山组发育大面积准层状礁滩体与风化壳岩溶储层，且具有上奥陶统泥岩、石炭系与志留系泥岩等区域性优质盖层，储盖组合条件优越^[8-9]，奥陶系油气分布具有“古隆起控富，斜坡聚集”的特征^{[6, 10-11]}。已有研究指出，塔中地区奥陶系油气富集与走滑断裂带密切相关^[12-14]，但不同断裂带内部及周缘多相态油气藏并存，油气生产状况非常复杂，如何建立富集模式及有利区带成为当前勘探开发的重点问题，而对油气充注运移的研究对确认富集区至关重要。部分学者认为塔中Ⅰ号坡折带与塔中10号断裂带作为油源断裂，对奥陶系油气富集具有控制作用^[15-16]，但该认识并不能完全解释塔中地区最新勘探实践揭示的油气差异分布特征。学者们已经认识到走滑断裂与逆冲断裂交会部位有助于形成碳酸盐岩优质储层，也可作为油气垂向运移的有利通道^[17-18]，但受限于研究资料，对勘探实践的指导性较弱，如王阳洋等^[19]通过地球化学手段分析认为点状油气充注控制着塔中地区奥陶系油气的分布格局，断裂交会部位为油气有利充注点，但这一结论与该区生产资料指示的部分断裂交会处油气井的产量不高且出水较严重的现象存在矛盾，还需要进一步论证。已有研究表明走滑断裂带具有复杂的空间结构，平面分段性明显，断裂构造样式对油气充注及富集具有明显的控制作用^[20-22]，学者们依据塔中地区断裂样式及结构对其油气富集模式进行了探讨，如Shen等^[23]指出塔中Ⅰ号坡折带与羽状走滑断裂带控制着塔中Ⅲ区奥陶系油气充注与富集；江同文等^[13]指出塔中地区80% 以上油气储量沿断裂带富集。然而，这些研究更加注重宏观因素，对塔中地区油气充注特征及富集模式尚未清晰阐明，限制了该区进一步勘探部署。

以断裂分布体系、断裂活动期次及断控岩溶储层发育特征等地质要素为基础，综合利用油气地球化学、构造剖析等多种方法，分析塔中地区奥陶系油气性质及产能分布特征，从油气充注特征、输导体系、构造与油气运聚相关性这3个方面对油气成藏模式进行分析，以期明确油气富集模式，为该地区及类似油气田勘探开发提供参考。

塔中隆起位于塔里木盆地腹地，是一个经历多期构造运动的继承性古隆起，形态为一巨型褶皱背斜，平面上呈北西西向倾伏发育，西宽东窄，形成于晚加里东期，于早海西期定型^{[9, 13, 24-25]}，北部以塔中Ⅰ号坡折带为界与阿满过渡带相接，区域面积约2.2×10⁴ km²（图 1a）。硫同位素、芳基类异戊二烯及其单体碳同位素等地球化学指标指示塔北隆起及塔中隆起台盆区油气均主要来源于下寒武统烃源岩^[26]，其中塔北隆起旗探1、轮探1等寒武系钻井的油气突破揭示下寒武统玉儿吐斯组烃源岩为高丰度烃源岩，且广泛分布，可作为台盆区主力烃源岩^[27-28]。塔中隆起临近北部坳陷，具有优越的源灶供烃和油气充注条件，在寒武系—石炭系形成了多套储盖组合，其中主要含油气层为奥陶系良里塔格组、一间房组与鹰山组（图 1b，图 2）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 塔里木盆地塔中隆起构造位置（a）及古生界岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location of Tazhong Uplift (a) and stratigraphic column of Lower Paleozoic (b) of Tazhong Uplift, Tarim Basin

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 塔中隆起油气纵向分布特征（剖面位置见图 1a） Fig. 2 Vertical distribution characteristics of oil and gas in Tazhong Uplift

随着北部坳陷断控油气成藏理论的不断突破，目前塔中地区的油气勘探主要围绕走滑断裂带展开，区域内逆冲断裂与大型走滑断裂带发育，其中北部Ⅰ号坡折带为向北逆冲的逆冲断层，在地震剖面上表现为基底卷入式，为走滑断裂发育的断控坡折^{[13, 29-31]}，形成于中奥陶世，基本定型于晚奥陶世^[32]；塔中10号断裂带发育向南逆冲的盖层滑脱型断层，向上断至奥陶系，向下滑脱于寒武系盐膏层，是一个从加里东中期至海西期继承性发育的逆冲断裂^[31]。此外，大范围发育北东向、北西向大型走滑断裂带，平面上自南向北根据构造样式划分为线性段、斜列段和马尾段，马尾段靠近塔中Ⅰ号坡折带，为应力释放区，区域内形成了较大规模的破碎带^[33]；走滑断裂在地震剖面上主要表现为正花状及负花状特征，断面呈陡直形态，部分区域发育拉分地堑，在纵向上一般向上断至志留系，部分可达二叠系，向下断至前寒武系基底^{[13, 31-32]}；断裂方解石U-Pb定年及地震资料解释指示走滑断裂形成于中奥陶世末（距今约460 Ma）^[32]。

原油物性、流体PVT高压物性等资料分析表明塔中地区多相态油气藏并存，且油气相态无明显边界。统计显示，奥陶系以轻质原油为主，具有低密度（0.72~0.87 g/cm³）、低黏度（0.75~8.21 mPa·s）、低含硫（质量分数为0~0.7%）的特征，蜡、胶质+沥青质的质量分数分别为0.3%~19.7% 和0.02%~6.50%。

研究区油气藏的气油比为17~82 367 m³/m³，在平面上表现为不同断裂带乃至同一断裂带油气藏的相态及油气性质都存在较大差异，但其分布具有一定的规律性。统计已钻井原油密度及气油比发现ZG17，ZG172，ZG15，ZG11，ZG441，ZG43，ZG10，TZ82等8个井区原油密度较低、气油比较高，具有凝析气藏特征，在井区内均表现出沿断裂带向南及远离断裂带方向原油密度增大、气油比降低趋势，其中部分井区油气藏相态由凝析气藏转变为挥发性油藏甚至油藏。以ZG17井区为例，沿走滑断裂带向南如ZG17井—ZG265井，原油密度由0.76 g/cm³增大至0.85 g/cm³，气油比由6 929 m³/m³降至119 m³/m³，PVT模拟实验结果显示ZG17井油气藏相态为凝析气藏，而ZG265井油气藏相态为油藏。除了上述8个井区，位于塔中Ⅰ号坡折带东部转折端的TZ621井气油比为511 m³/m³，油气藏相态为油藏，而其邻井TZ62井气油比达2 111 m³/m³，自TZ62井向东油气藏相态均为凝析气藏（表 1，图 3），分析认为该区域油气成藏条件较单一，油气主要沿Ⅰ号坡折带充注，并未受到走滑断裂等因素的调整或控制。

表 1(Table 1)

表 1 塔中隆起奥陶系主要油气充注点原油密度及气油比分布特征 Table 1 Distribution table of Ordovician crude oil density and gas-to-oil ratio in Tazhong Uplift 充注点 井号 原油密度/（g·cm-3） 气油比/（m3·m-3） 充注点 井号 原油密度/（g·cm-3） 气油比/（m3·m-3） ZG17井区 ZG17 0.76 6 929 ZG10井区 ZG102-6X 0.75 82 367 ZG262 0.84 272 ZG102-3X 0.78 13 022 ZG265 0.85 119 ZG102 0.77 1 200 ZG260 0.84 170 ZG10 0.76 2 490 ZG172井区 TZ86 0.77 5 896 ZG106 0.81 2 143 ZG172 0.79 3 689 ZG43井区 ZG45 0.78 2 323 ZG162 0.83 2 488 ZG45-H1 0.80 1 243 ZG16 0.83 454 ZG43 0.79 2 766 ZG296 0.81 126 ZG43-9 0.79 3 390 ZG15井区 ZG14-H7 0.77 5 969 ZG431 0.80 889 ZG14 0.77 4 025 ZG431-H1 0.84 666 ZG14-1 0.75 8 558 ZG431-H12 0.80 1 003 ZG15 0.80 338 ZG432 0.85 159 ZG15-H3 0.79 639 ZG433-6X 0.85 150 ZG15-5H 0.80 448 TZ82井区 TZ82 0.79 3 316 ZG166H 0.80 888 TZ821 0.81 2 421 ZG16-H4 0.80 1 856 TZ823 0.79 3 437 ZG29-H5 0.81 1 237 TZ828 0.80 1 765 ZG292 0.84 232 TZ82-1H 0.80 2 469 ZG291-H12 0.84 140 TZ83 0.82 5 268 ZG22-2H 0.82 1 832 TZ83-6X 0.82 6 824 ZG11井区 TZ85 0.83 230 ZG7-H1 0.82 2 457 ZG112 0.79 3 562 ZG6 0.83 408 ZG111 0.78 3 003 ZG511 0.80 654 ZG11 0.79 3 736 其他井区 TZ622 0.80 1 167 ZG11-H8 0.78 3 506 TZ62-5H 0.81 1 797 ZG21-H5 0.80 895 TZ621 0.83 511 ZG8 0.78 1 214 TZ62 0.81 2 188 ZG8-6 0.79 642 TZ623 0.79 5 270 ZG441井区 ZG441-1H 0.78 6 258 TZ623-H1 0.80 4 632 ZG441-2H 0.80 3 458 TZ62-H9 0.85 2 147 ZG441-H5 0.85 361 TZ26-2H 0.77 2 020 ZG441-H6 0.78 6 380 TZ243 0.78 1 369 ZG46 0.80 4 138 TZ26-H10 0.80 12 376 ZG462 0.79 1 832 TZ26-H7 0.79 10 368 ZG46-H4 0.79 6 276 TZ26-H12 0.78 5 666

下载CSV 表 1 塔中隆起奥陶系主要油气充注点原油密度及气油比分布特征 Table 1 Distribution table of Ordovician crude oil density and gas-to-oil ratio in Tazhong Uplift

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 塔中隆起奥陶系原油密度及气油比分布特征 Fig. 3 Distribution characteristics of Ordovician crude oil density and gas-oil ratio in Tazhong Uplift

此外，研究区油气井的生产特征指示油气具有显著垂向运移特征，从奥陶系深部至浅层，气油比呈降低趋势，下奥陶统蓬莱坝组和鹰山组3、4段主要为干气藏，而中奥陶统鹰山组1、2段则为典型的凝析气藏，气油比为910~3 900 m³/m³，平均为2 180 m³/m³；上奥陶统良里塔格组储层的气油比持续降低至0~1 060 m³/m³。

综上所述，研究区奥陶系油气的分布特征受控于断裂系统，其中走滑断裂控制着油气空间分布；油气藏的差异分布主要是由于该区受到了多期油气成藏及调整所致；沿大型走滑断裂带发育8个优势油气充注点，从西至东依次为ZG17井区、ZG172井区、ZG15井区、ZG11井区、ZG441井区、ZG43井区、ZG10井区及TZ82井区。晚期高成熟度、低密度油气主要沿优势充注点垂向充注至奥陶系储层，与早期低成熟度原油混合，喜山期天然气对早期油藏的强烈气侵改造作用也是原油性质及气油比发生明显变化的重要原因。Ⅰ号坡折带东部部分井区（如表 1中其他井区）虽也有较高气油比和高成熟度油气充注，但主控因素与走滑断裂无关，且已钻井较少，不具备深入分析条件，本文不进行展开。

天然气性质及组成的数据变化可以综合反映油气充注及运聚过程^[34]。研究区天然气干燥系数统计显示，8个主要油气充注点都具有较高的干燥系数，沿断裂带向南或向远离断裂带方向呈降低趋势。如ZG15井区位于ZG10断裂带北部，区内ZG15、ZG14井天然气干燥系数均较高，分别为0.85和0.96，而同一断裂带南部ZG291-H12井天然气干燥系数降低至0.76；ZG10井区位于ZG10断裂带北部，井区内ZG102-6X井干燥系数为0.98，而ZG10断裂带中部的ZG106井干燥系数为0.93，断裂带南部ZG43井区ZG43井—ZG431-H1井干燥系数由0.94降低至0.80。此外，TZ82井区TZ823井往东至远离断裂带的TZ621井干燥系数由0.98降至0.84，而TZ621井以东（Ⅰ号坡折带东部）井区天然气干燥系数均大于0.94，部分井区高达0.98，无明显规律（表 2，图 4）。整体而言，研究区干燥系数的分布规律与原油密度及气油比的变化趋势基本一致。

表 2(Table 2)

表 2 塔中隆起奥陶系主要充注点天然气干燥系数及甲烷碳同位素分布 Table 2 Ordovician natural gas drying coefficient and methane-carbon isotope distribution table in Tazhong Uplift 充注点 井号 天然气干燥系数 甲烷碳同位素/‰ 充注点 井号 天然气干燥系数 甲烷碳同位素/‰ ZG17井区 ZG17 0.95 -40.4 ZG10井区 ZG102-6X 0.98 — ZG262 0.83 -54.9 ZG102-3X 0.97 — ZG260 0.75 — ZG102 0.92 — ZG265 0.70 — ZG10 0.94 -38.5 ZG172井区 TZ86 0.96 -45.7 ZG106 0.93 — ZG172 0.93 — ZG43井区 ZG45 0.85 — ZG162 0.85 -51.0 ZG45-H1 0.80 — ZG16 0.81 -51.6 ZG43 0.94 -45.8 ZG296 0.75 — ZG43-9 0.97 — ZG15井区 ZG14-H7 0.97 — ZG431 0.88 — ZG14 0.96 -47.9 ZG431-H1 0.80 -48.0 ZG14-1 0.97 -47.0 ZG431-H12 0.88 — ZG15-H3 0.86 — ZG432 0.77 — ZG15-5H 0.89 -52.2 ZG433-6X 0.72 — ZG15 0.85 -61.4 TZ82井区 TZ82 0.97 -39.6 ZG166H 0.86 -53.4 TZ821 0.97 — ZG16-H4 0.85 — TZ823 0.98 -38.4 ZG29-H5 0.85 — TZ828 0.94 — ZG292 0.76 — TZ82-1H 0.97 -38.3 ZG291-H12 0.76 — TZ83 0.91 — ZG22-2H 0.82 — TZ83-6X 0.91 -38.4 ZG11井区 TZ85 0.91 -48.5 ZG7-H1 0.94 -41.8 ZG112 0.93 — ZG6 0.72 -35.7 ZG111 0.93 — ZG511 0.87 -44.1 ZG11 0.96 -47.1 其他井区 TZ622 0.94 -38.9 ZH11-H8 0.95 — TZ62-5H 0.91 — ZG21-H5 0.91 -48.4 TZ621 0.84 -41.5 ZG8 0.90 -46.4 TZ62 0.95 -38.7 ZG8-6 0.88 — TZ623 0.97 -38.7 ZG441井区 ZG441-1H 0.96 -39.6 TZ623-H1 0.95 — ZG441-H2 0.92 — TZ62-H9 0.95 — ZG441-H5 0.72 — TZ26-2H 0.95 -37.8 ZG441-H6 0.94 -41.2 TZ243 0.96 — ZG46 0.92 -41.5 TZ26-H10 0.96 — ZG462 0.89 -45.4 TZ26-H7 0.97 -38.1 ZG46-H4 0.97 — TZ26-H12 0.98 —

下载CSV 表 2 塔中隆起奥陶系主要充注点天然气干燥系数及甲烷碳同位素分布 Table 2 Ordovician natural gas drying coefficient and methane-carbon isotope distribution table in Tazhong Uplift

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 塔中隆起奥陶系天然气干燥系数及甲烷碳同位素分布特征 Fig. 4 Drying coefficient and methane carbon isotope distribution characteristics of Ordovician natural gas in Tazhong Uplift

喜山期原油裂解气的大规模充注是研究区凝析气藏形成的重要原因，晚期原油裂解气沿深大断裂自有利充注点充注后侧向调整，则是造成平面上天然气干燥系数异常分布的重要原因，这与Zhu等^[35]的研究结果基本一致。Qiu等^[36]的研究指出新生代满加尔凹陷下寒武统烃源岩热演化程度较高，R_o值高达3%，远高于阿满过渡带烃源岩热演化程度。因此，对于Ⅰ号坡折带东部井区（TZ621以东）而言，由于缺少古油藏，来源于满加尔凹陷的高成熟干气沿Ⅰ号坡折带的强烈充注致使其形成欠饱和凝析气藏，干燥系数较高^[37-38]，Ⅰ号坡折带控制着塔中地区东部油气垂向充注。

烃源岩热演化程度会影响天然气中碳同位素组成及特征^[39]。甲烷气体中重碳同位素随着烃源岩热演化程度的增高而逐渐富集，因此可以用甲烷碳同位素特征来分析天然气成熟度，同一来源天然气越靠近油气充注点则越晚成藏，天然气成熟度也越高^[40]。研究区奥陶系天然气甲烷碳同位素值为-35.7‰~-61.4‰，变化范围较大，8个主要油气充注点都具有较高的甲烷碳同位素，且沿断裂带向南或两侧呈降低趋势。如TZ82井区TZ823井位于TZ82断裂带北部，其甲烷碳同位素值为-38.4‰，而同一断裂带南部的ZG511井的甲烷碳同位素降低到-44.1‰；ZG43井区ZG43井位于ZG10断裂带，其甲烷碳同位素值为-45.8‰，而该断裂带东侧的ZG431-H1井甲烷碳同位素值降为-48.0‰。Ⅰ号坡折带东部具有全区最高甲烷碳同位素值，大部分井甲烷碳同位素值高于-39.0‰，与天然气干燥系数平面分布特征基本一致，指示该区域在喜山期受到了满加尔凹陷高成熟干气的强烈充注（表 2，图 4）。

Moldowan等^[41]指出蒸发分馏作用可以导致金刚烷系列化合物在残余油与运移油之间存在明显的分馏效应。Zhu等^[42]、Zhang等^[43-44]根据这一特征对塔里木盆地不同地区原油中金刚烷化合物含量进行了分析，发现金刚烷化合物的含量随着蒸发分馏作用的增强而增加，因此分析油气藏是否受到晚期气侵可以用金刚烷化合物当作示踪指标。本文以甲基双金刚烷指数（MDI）作为原油成熟度参数指标。

对研究区奥陶系46口井的原油样品MDI进行分析，8个主要充注点MDI较高，而远离充注点区域井的原油样品MDI较低（图 5），MDI分布特征与上述油气物性及天然气甲烷碳同位素分布特征基本一致。如ZG10井区ZG102-6X井MDI为0.54，而与该井同一断裂带上距离充注点较远的ZG106井MDI降为0.47。ZG441井区、ZG43井区这2个油气充注点的MDI均沿10号断裂带向ZG10断裂两侧依次降低，如位于充注点内的ZG43-9井、ZG46-H4井的MDI分别为0.48和0.50，而沿10号断裂带向东至ZG431井、向西至ZG441-2H井MDI均降为0.43。TZ82井区TZ823井MDI为0.47，沿Ⅰ号坡折带向TZ82断裂带两侧依次降低，向东至TZ621井MDI降至0.41。值得注意的是TZ621井以东井区MDI普遍较高，如TZ261井与TZ26-H7井的MDI分别为0.62与0.64，分析认为源于喜山期满加尔凹陷的高成熟干气沿Ⅰ号坡折带的强烈充注、气侵强度的不同是造成Ⅰ号坡折带东部与塔中其他区域MDI、天然气干燥系数及甲烷碳同位素变化趋势存在巨大差异的重要原因。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 塔中隆起奥陶系原油金刚烷指数（MDI）分布特征 注：MDI = 4-MD/（ 1-MD+3-MD+4-MD），其中1-MD，3-MD，4-MD分别为1-甲基双金刚烷，3-甲基双金刚烷，4-甲基双金刚烷，μg/g。 Fig. 5 Distribution characteristics of Ordovician crude oil MDI in Tazhong Uplift

由此可见，晚期高成熟油气的充注改造使得局部充注点具有较高的MDI，而远离充注点区域油藏保存了早期原油性质，几乎未受到晚期气侵改造作用，MDI较低，如ZG22-2H井、ZG503井及ZG432井的MDI分别为0.39，0.42和0.33。

早期研究认为塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气藏是受规模储集层控制的大型准层状油气藏^[45]，评价开发显示其基质孔隙储集体的孔隙度为2%~ 6%，渗透率为0.01~2.00 mD，属特低孔—低孔、超低渗—低渗储集层，油气储量丰度极低。走滑断裂破碎带对储集体具有明显的改善作用，累计油气产量大于5×10⁴ t的高效井主要分布在距大型断裂带2.5 km范围内，部分井位于局部高部位，目前勘探目标主要为受走滑断裂控制的缝洞型储层^{[13, 25]}。研究区油气地球化学分布特征指示优势充注点控制着奥陶系油气的分布格局，绝大多数井的油气产能受储集体与充注点距离的影响。

研究区8个主要油气充注点周缘单井油气产量相对较高，而远离充注点区域单井油气产量相对较低，主要表现为低产井与水井大范围分布。此外，也有部分井距离充注点近，但低产，分析认为这类井主要是未钻遇有效储集体，尤其是早期钻探的探评井，如TZ86井等。8个主要充注点的油气产能分布特征可分为“北部富气、南部富油”，“中间富气、两边富油”以及“普遍富气、局部富油”3种类型。

ZG17井区、ZG172井区和ZG15井区为“北部富气、南部富油”型，ZG17井区充注点ZG17井、ZG262井和ZG265井都具有较高的油气产能，其中北部ZG17井富气，该井2012年6月投产，截至2024年5月累产油1.4×10⁴ t，累产气0.85×10⁸m³；南部ZG262井富油，2013年4月投产，截至2024年5月累产油达15.8×10⁴ t，累产气为0.34×10⁸m³。ZG15井区北部ZG14井富气，2009年9月投产，截至2024年5月累产油2.2×10⁴ t，累产气1.23×10⁸ m³，而南部ZG15井富油，2009年5月投产，截至2024年5月累产油35.3×10⁴ t，累产气1.06×10⁸ m³。

ZG441井区与ZG43井区具有“中间气、两边油”的特征，位于充注点中部的ZG43井（2010年3月投产，截至2024年5月累产油6.6×10⁴ t，累产气1.8×10⁸ m³）、ZG441-1H井（2014年9月投产，截至2024年5月累产油1.78×10⁴ t，累产气0.31×10⁸ m³）均富气，而位于充注点两侧的ZG431井（2010年12月投产，截至2024年5月累产油1.3×10⁴ t，累产气0.09×10⁸ m³）和ZG441-H5井（2015年8月投产，截至2024年5月累产油0.11×10⁴ t，未见气）均富油。

ZG11井区、ZG10井区与TZ82井区3个油气充注点具有“普遍富气、局部富油”的特征，如ZG11井区ZG11-H8井2014年11月投产，截至2024年5月累产油3.2×10⁴ t，累产气1.12×10⁸ m³，ZG8-6井2017年2月投产，截至2024年5月累产油0.63×10⁴ t，累产气0.08×10⁸ m³；ZG10井区ZG102-3X井2017年3月投产，截至2024年5月累产油2.3×10⁴ t，累产气1.68×10⁸ m³，ZG102井2010年11月投产，截至2024年5月累产油0.66×10⁴ t，累产气0.05×10⁸ m³（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 塔中隆起奥陶系单井油气产能分布特征 注：图中的油气井累产油和累产气的截止日期均为2024年5月。 Fig. 6 Distribution characteristics of Ordovician oil and gas production capacity in Tazhong Uplift

对塔里木盆地台盆区寒武系主力烃源岩的热演化史的分析表明，奥陶纪末，该烃源岩进入成熟阶段，开始生油，加里东晚期—海西早期为生油高峰期，海西晚期—印支期进入高成熟阶段，喜山期在深埋条件下，烃源岩进入生干气阶段^[26-27]。塔中地区毗邻北部坳陷（生烃坳陷），古隆起继承性发育，石油地质条件优越，北部坳陷下寒武统烃源岩在漫长的地质历史期长期生排烃，为塔中隆起持续供烃，为其奥陶系油气的聚集提供了资源基础。

塔中隆起奥陶系油气充注与成藏史（图 7）表明，该区主要经历了3期油气充注及2期调整。加里东晚期在上奥陶统巨厚泥岩盖层桑塔木组快速沉积作用下，北部坳陷下寒武统烃源岩进入生烃高峰期，大量油气向塔中隆起运聚成藏，形成早期古油藏；随着隆起的发育与断裂的活动，同时发生隆升作用与断裂作用对油气藏的改造。加里东末期（志留纪）—海西早期，塔中隆起发生大规模抬升剥蚀，东部形成奥陶系碳酸盐岩古潜山，早期油藏基本以调整破坏为主，形成分布广泛的志留系沥青砂岩，而低部位受上奥陶统桑塔木组—志留系泥岩盖层的保护部分古油藏得以保存。海西晚期是塔中地区原油资源形成的关键时期，烃源岩再次生烃，古油藏发生调整，奥陶系保存了大量海西晚期充注的原油资源。喜山晚期，在深埋条件下古油藏及分散油质发生裂解形成原油裂解气，沿断裂系统对奥陶系油藏进行强烈气侵改造，凝析气藏大规模发育，形成了现今复杂的油气分布格局^{[13, 46-49]}。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 塔中隆起油气成藏模式（据文献[50]修改） Fig. 7 Hydrocarbon accumulation model diagram in Tazhong uplift, Tarim Basin

塔中地区大型走滑断裂系统与逆冲断裂带发育，构造解析发现塔中Ⅰ号坡折带东段与西段剖面上表现为向北逆冲的基底卷入式逆冲断层^[31]，而中段展现为断控坡折，由此可见，Ⅰ号坡折带仅有东西两段可做为油源断裂，中段可能并不具备油气输导能力；10号断裂带发育向南逆冲的盖层滑脱型断层，向上断至奥陶系，向下滑脱于寒武系盐膏层，也不具备沟通油源能力；区域内发育的大型走滑断裂经历多期活动，断至基底并沟通油源，是油气垂向运移的主要通道，且油气沿走滑断裂带聚集，也说明走滑断裂控制着奥陶系油气的垂向聚集。

结合原油密度等数据的变化特征可知，走滑断裂整体控制着奥陶系油气垂向充注与运移，油气充注强度与走滑断裂的分段性密切相关，存在优势充注点。对研究区8个主要油气充注点进行地质分析发现，充注点发育大型张扭性质走滑断裂，微地貌显示其拉分地堑发育、断裂活动强度大、剖面断距大，断穿中寒武统盐膏层沟通基底，为油气充注提供了优势通道，点状油气充注控制着研究区奥陶系油气分布格局（图 8）。断控储集体的发育受控于断裂活动强度及规模，通常在大型断裂带周缘断裂破碎带内储集体纵向发育规模大，横向连通性好，为垂向油气充注提供了优质储存场所。因此，有利油气充注点周缘油气大规模聚集，单井产量高。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 塔中隆起奥陶系油气充注点典型地震剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 8 Typical seismic profile of Ordovician oil and gas filling point in Tazhong Uplift

由于塔里木盆地经历了多期次构造旋回演化和海平面升降，在不同时期断裂活动强度也不同，塔中隆起奥陶系一间房组—鹰山组碳酸盐岩中发育大型不整合面，并形成了多成因叠加改造的大型岩溶缝洞系统^{[31, 45, 51-52]}。对研究区近八十口井的钻井资料进行统计发现，在钻遇不整合面时常发生钻井液漏失、钻具放空等工程异常，而远离不整合面时井漏等工程则较少^[53]。对一间房组—鹰山组风化壳储层段的油气产量、含油饱和度等进行分析发现，远离不整合面储层的含油气性及物性均较差^[53]，这表明奥陶系内幕不整合面对油气的侧向运聚有重要控制作用。

研究区大型走滑断裂的多期活动使得奥陶系碳酸盐岩地层内形成了复杂的断裂破碎带及裂缝网络发育区，极大改善了储集层的物性，同时叠加走滑断裂对良里塔格组礁滩体及鹰山组风化壳的改造作用，形成了分布范围更广且次级断裂发育的断控储集层，具有良好的油气输导及储集能力，而走滑断裂带呈NE—SW向展布，南部为构造高部位，是油气运聚的有利区域。

从上文分析可知，原油密度、气油比及天然气甲烷碳同位素等运移分馏参数均具有从充注点沿走滑断裂带呈规律性变化的特征，油气沿走滑断裂带具有明显的NE—SW大规模运移趋势。因此，走滑断裂带不仅控制了奥陶系油气的垂向运聚，对油气侧向运聚也具有重要控制作用。以ZG15走滑断裂带为例，大型拉分地堑的发育为该区的油气充注提供了优势通道，油气自寒武系充注至奥陶系一间房组及良里塔格组，之后沿不整合面及走滑断裂带向两侧调整，由于充注点东部处于构造低部位，早期运聚的原油可能无法得到有效保存，后期断裂开启时，晚期高成熟度气向南部ZG15—ZG291井区运聚，但受岩溶储层分隔的影响，油气的侧向运移距离有限，对充注点南部油藏区的气侵改造作用并不明显，使得该区域发育挥发性油藏及原油油藏，而北部发育高气油比凝析气藏（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 塔中隆起ZG15断裂带油气运聚模式 Fig. 9 Oil and gas migration and accumulation pattern map of ZG15 fault zone in Tazhong Uplift

以塔中10号断裂带（逆冲断裂带）油气藏分布为例，ZG11与ZG10走滑断裂的活动撕裂了该断裂带，在走滑断裂与逆冲断裂的交会部位发育大型拉分地堑，为油气垂向充注提供了良好通道，而鹰山组不整合面及背斜构造的发育为油气侧向运聚提供了良好通道与空间，上覆良里塔格组高能滩体叠加背斜构造的裂缝网络发育为奥陶系油气聚集提供了良好的储集空间，油气在ZG441井区及ZG43井区2个充注点由寒武系运移至奥陶系鹰山组，随后沿不整合面向两侧运聚，距充注点较远的区域保留了早期运聚成藏的古油藏，如ZG431-H12井以东井区原油油藏大规模发育（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 塔中隆起10号断裂带油气运聚模式 Fig. 10 Oil and gas migration and accumulation pattern map of structural belt 10 in Tazhong Uplift

综上所述，走滑断裂与鹰山组不整合面共同控制着研究区奥陶系油气侧向运聚，加里东晚期及海西晚期油气自充注点运移至奥陶系储层后，沿走滑断裂与不整合面发生侧向运聚成藏；中生代以来奥陶系岩溶缝洞系统遭受了大规模化学和机械充填，岩溶储层分隔性增强，喜山期天然气就近充注成藏，而距充注点较远的区域则主要发育油藏。

以往研究认为塔中地区奥陶系具有“大型准层状”油气成藏模式，塔中Ⅰ号坡折带大型礁滩复合体及鹰山组岩溶储层为油气成藏提供了优质储集空间，油气的分布和富集不受构造位置的控制^[45]。然而，统计研究区近八十口井的生产动态后发现高产油气井基本上都位于局部构造高部位。如ZG17断裂带中部为平台区，整体构造平缓，区域内ZG262井处于张扭走滑断裂发育区，具有良好的储集空间，且受两侧地层压扭构造的影响位于断裂带隆起高部位，油气保存条件在整个断裂带中具有局部优势，其油气产量远高于邻井（ZG265和ZG260井）（图 8a）；ZG172断裂带油气运聚也具有相似模式，油气自充注点运移至奥陶系后向南部高部位平台区聚集，位于局部高部位的ZG172井、ZG162井油气产量均较高（图 8b）。ZG15断裂带油气充注点南部ZG291井区为大型鼻状隆起，是油气运聚的有利指向区，但因距离断裂带北部的充注点较远，该井区缺少晚期高成熟气，以富集早期原油形成古油藏为特征，气油比较北部ZG14井区明显更低（图 8c）。ZG11井区南部ZG23井区处于斜坡区，油气沿风化壳发生逸散，不利于油气的保存，失利井较多，而ZG11井区北部位于平台区，地势较为平缓，有利于油气的保存，油气富集（图 8d）。TZ82井区油气沿TZ82走滑断裂运移至奥陶系储层后侧向运聚成藏，晚期近源天然气的强烈充注使TZ82断裂带北部TZ82井区、东北部TZ83井区具有极高的气油比、干燥系数以及甲烷碳同位素（图 8h）；TZ62井区距离油气充注点较远，区域内部分井（如TZ621井）处于局部构造的高部位，有利于油气聚集，油气产能普遍较该井区西部油气充注点TZ82井区更高。ZG43井区及ZG441井区这2个油气充注点周缘为背斜高部位，也是油气运聚的有利指向区（图 8f，8g）。

综上所述，构造高点、背斜、台地和鼻状构造都是油气运聚的有利指向区，局部构造高部位对油气运聚具有重要控制作用。

综上分析，塔中隆起奥陶系油气富集模式为油气垂向充注受控于张扭性大断裂，不整合面及走滑断裂控制油气侧向调整，断裂破碎带叠加层间岩溶为油气聚集提供了空间，局部构造高部位及平台区为油气聚集有利指向区。油气富集受控于三大要素，即高（局部构造高部位）、大（破碎带规模大、储层规模大）、张（张扭性走滑断裂）控富集（图 11）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 塔中地区奥陶系油气成藏模式 Fig. 11 Ordovician hydrocarbon accumulation model map in Tazhong Uplift

塔中地区北部富满油田奥陶系鹰山组突破的富东1井成藏模式与此具有相似性，具有良好的油气充注条件，次级断裂对鹰山组台内滩储层进行改造形成优质储层，且其处于构造平缓低势区，油气保存条件良好^[54]，这一成藏模式的认识对台盆区内幕碳酸盐岩的勘探具有重要意义。

（1）塔中隆起经历多期油气充注与成藏，海西晚期是原油资源的主要形成期，喜山晚期是天然气资源形成的重要时期，呈现多相态油气藏并存现象，油气相态无明显边界，不同油气藏之间原油密度、气油比、天然气干燥系数等参数变化范围大。

（2）受控于走滑断裂，塔中地区拉分地堑发育，形成了8个纵向通源、具有拉分地堑性质的优势充注点；走滑断裂形成的断裂破碎带及裂缝网络发育区叠加不整合面形成范围更广的断控储集层，控制着油气侧向运聚；构造高点、背斜、台地和鼻状构造等局部构造高点是油气聚集的有利区。

（3）点状油气充注控制着研究区奥陶系的油气空间分布格局，原油密度等油气性质参数沿充注点向周缘呈规律性变化，油气产量呈现明显递减趋势，但由于多期充注，部分充注点具有高气油比，周缘地区则保留了早期运聚的古油藏。

（4）研究区奥陶系油气富集受控于高（局部构造高部位）、大（破碎带规模大、储层规模大）、张（张扭性走滑断裂）。