Question

塔河油田奥陶系油气藏特征

Answer 1

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

）凸起（潜山或残丘、潜丘）是重要的决定因素，而且在其上的探井多获高产工业油气流，因而有人认为塔河奥陶系油气藏属潜山（或残丘、潜丘）型油气藏。

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