玛扎塔克反S型（似）构造控油作用

玛扎塔克反S型（似）构造体系位于塔里木盆地巴楚隆起西南部，断裂构造带由北西向南东延伸呈似反S型，长度达120km。在该构造体系南部于1998年发现和田河大气田。

541 反S型（似）构造的形成

巴楚隆起是一个起始于前震旦纪的继承性古隆起。震旦纪时，其隆起高部位位于现今麦盖提斜坡的东北部，为一近东西向的宽缓隆起。志留纪—泥盆纪时，隆起高部位向北迁移，隆起高部位位于现今的色力布亚—玛扎塔克断裂一带。早期海西运动，巴楚隆起两侧断裂活动不明显，地层厚度自东西两侧向隆起高部位逐渐减薄。由于受早期海西运动的影响，石炭纪时，巴楚隆起构造走向发生变化，由早古生代的近东西向转变为北西—南东向，向西南与麦盖提斜坡呈逐渐过渡关系。海西晚期—印支期的构造运动使巴楚隆起及相邻的麦盖提斜坡北部地区强烈隆升，导致隆起上缺失上二叠统—白垩系。仅在隆东南端的和深2井和卡塔克隆起东端的巴东2井见108～550m厚的三叠系地层。根据巴楚小海子地区露头剖面观察，下二叠统有大量火山岩，并向南增厚，说明海西晚期有强烈的构造运动，造成火山岩刺穿石炭纪地层。早期喜马拉雅运动（古近纪初期），巴楚隆起进一步隆升遭受剥蚀，并再次形成巴楚隆起与麦盖提斜坡并存的格局。此时，麦盖提斜坡为一宽缓向南倾的斜坡，古近系由南向北依次超覆，在麦盖提斜坡北部和巴楚隆起尖灭。

图5-9 塔中北斜坡油气运聚模式图

玛扎塔格断裂，震旦纪—中奥陶世为正断层。从晚奥陶世末，由于区域挤压应力作用，该断裂转化为挤压性逆冲断裂，并伴有抬升。海西晚期有拉张，又有挤压活动，早二叠世发生火山喷发，之后本区再次抬升，缺失中生界沉积。

新近纪沉积时，由于昆仑山系的急剧抬升，塔里木盆地被迫下沉，在此背境中，巴楚隆起相对沉降，致使新近系安居安组，沉积面积扩大。与此同时，巴楚隆起南北两侧边界断裂——色力布亚断裂（NNW）、古董山断裂（NNW）、玛扎塔克断裂（NW）及阿恰断裂（NNW）、土木休克断裂（NW）强烈活动，并被帕米尔歹字型的顺时旋扭应力场所收容，导致似反S型最终定型。至新近系上新统阿图什组沉积时，巴楚隆起再次下沉，接受了阿图什组1253～1303m厚的砂泥岩沉积（图5-10）。

图5-10 玛扎塔克反S型（似）构造展布图

542 构造体系控油作用

5421 和田河气田位于玛扎塔克反S型（似）断裂带内。

中国石油天然气总公司于1998年12月在鸟山构造上设计了鸟山1井，该井于3872～3885m下奥陶统白云岩中获工业气流，日初产气41×108m3。又于1998年9月在玛扎塔克断裂带上的玛4井于井深2017～2281m下奥陶统灰岩中获高产气流，日初产天然气为274×104m3，并于1999年把玛4气田改称为和田河气田，该气田探明天然气储量为620×108m3。

玛扎塔格反S型（似）断裂构造，出现于晚加里东期，海西期再次活动，喜马拉雅期形成了南北两条断裂夹持的断背斜（图5-10），两侧断裂于喜马拉雅期再次活动，主断裂断穿切了中新统，其南侧的次要滑脱断层沿中新统和上新统断滑直通天。

喜马拉雅期以寒武—奥陶系为源岩生成的天然气沿断裂从深部向上运移至中奥陶统灰岩及上覆石炭系灰岩及砂砾岩中聚集成藏。

天然气田在平面上主要分布在反S型（似）向北凸出的弧形带内，是地应力适中的构造带，如玛4井—玛8井段（图5-10）。而南侧的喜马拉雅晚期的滑脱断层因未形成圈闭不具成藏条件。

5422 气藏成藏模式

在石炭系、奥陶系储集层中普遍分布有沥青，沥青具有多期多源混合的特点，表明气区奥陶系存在古油藏的破坏过程，气田部分层段获得了少量石炭系与寒武系混源的凝析油是其（佐证）。根据构造发育历史，建立起该气田的成藏模式。

古油藏形成与破坏（加里东晚期—海西早期）：震旦纪—奥陶纪，受引张拉伸运动的影响，在和田河气田范围内发育一组张性的正断层，形成一个近东西向的断垒构造，同时在寒武系盐下形成构造，为下倾方向的油气运移聚集提供了指向区。在早古生代晚期，早先的张性断裂转变为挤压型断裂，寒武系圈闭中的油气通过断层向上运移至奥陶系碳酸盐岩储层中聚集成藏。志留纪—泥盆纪，奥陶系遭受风化剥蚀，一方面形成了良好的奥陶系碳酸盐岩风化壳储集层；另一方面大气淡水的淋滤和生物降解作用破坏了奥陶系古油藏，形成大量的沥青和重质原油（气田东部的玛4井区受构造运动影响小，寒武系古油藏破坏程度低，保存较好）。

天然气形成与逸散（海西晚期）：至石炭纪，塔里木盆地发生大规模海侵，沉积了厚达800～1000m的石炭系。到晚期海西（即早二叠世末期），塔里木盆地大面积的火山活动促进了寒武系、石炭系烃源岩的迅速熟化。和田河气田及北部地区下寒武统烃源岩进入干气阶段，早期形成的下寒武统古油藏的石油裂解成干气，而寒武系的烃源岩处于凝析油及湿气阶段。同时，晚期海西的火山活动也导致了和田河气田两侧的断裂活动，断裂切穿二叠系，使天然气发生垂向运移而逸散。

天然气聚集成藏（喜马拉雅期）：印支—燕山期，巴楚地区处于隆起状态，受风化剥蚀作用，地温梯度变小。至喜马拉雅期，由于昆仑山急剧升高，塔里木盆地相对下降，接受巨厚的第三系沉积。喜马拉雅晚期，受区域挤压应力的影响，和田河气田两侧断裂运动剧烈，产生断开基底的深大断裂，形成现今的断垒构造，在石炭系和奥陶系形成了较好的构造圈闭，为油气的聚集提供了有利的场所。寒武系古油藏油的裂解干气和由干酪根直接裂解的干气，通过气田两侧的断裂向上运移，形成和田河气田次生气藏。

5423 碳酸盐岩和碎屑岩储集层

（1）碳酸盐岩储集层

和田河气田碳酸盐岩储集层集中在奥陶系古潜山和石炭系生物碎屑灰岩段，其天然气储量达45464×108m3，占气田探明地质储量的735%。储集体物性受沉积相带和后期溶蚀、破裂等成岩作用的多重影响。

1）奥陶系潜山（O）

奥陶系沉积相类型主要为碳酸盐岩台地相，岩性主要为泥晶灰岩、粉晶—细晶灰岩、生物灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、灰质白云岩、白云岩。储集类型为裂缝—孔洞型，是典型的双重介质储集层。有效储集空间主要为粒间孔、粒内溶孔、晶间孔、溶蚀孔、溶洞及裂缝，喉道主要为细长缝及网状微缝。

基质孔隙度低，储层非均质性强。岩心分析孔隙度分布区间为0089%～2745%，平均195%；溶蚀孔洞形成的孔隙度较高，对玛5井、玛401井、玛4井的174块岩心用自吸法分析孔隙度，孔隙度分布在011%～1657%之间，平均值为685%。渗透率分布区间为0005×10－3μm2。

奥陶系潜山顶部风化壳发育未充填溶蚀针孔和溶洞，形成有效的储集空间。溶洞大小不均，多被溶塌岩堆积充填，充填物受围岩支撑，溶蚀作用强烈，形成了大量溶蚀孔，对天然气储集起了重要作用。

2）石炭系生物碎屑灰岩段

生物碎屑灰岩段在气田范围内分布稳定，一般厚40m左右，主要为开阔台地亚相的生物碎屑滩、砂砾屑滩微相的沉积，顶部有少量局限台地亚相灰质白云岩坪微相的沉积，岩性为褐灰色、深灰色泥晶、粉晶灰岩与生物碎屑灰岩、粒屑灰岩互层，顶部常夹少量白云质灰岩或灰质白云岩。

有效储集空间主要为粒间孔、粒内溶孔、溶蚀孔洞，张开缝、构造微细缝为主要渗滤通道，储集类型为裂缝—孔隙型。

物性分析孔隙度平均值为355%，最大达1911%。玛3井溶蚀孔洞集中发育段，计算机扫描面孔率为216%。分析渗透率平均为223×10－3μm2，最大达128×10－3μm2。测井计算孔隙度一般3%～5%，部分井段达到8%，渗透率为（10～30）×10－3μm2。

石炭系生物碎屑灰岩段溶蚀孔洞非常发育，孔洞发育密度达10～14个/m。生物碎屑灰岩段溶蚀作用与奥陶系灰岩的大缝大洞式的风化壳溶蚀有所不同，溶蚀孔洞表现为针孔或海绵状，主要属于埋藏期硫酸溶蚀作用。

有效裂缝包括构造缝和成岩缝。构造缝密度20～485条/m，未充填—半充填，为主要的渗滤通道。成岩缝主要为发育在生物碎屑灰岩条带中的垂直缝，不穿层，裂缝短而宽，缝长一般为10～50cm，宽一般为1～5mm，裂缝面被自形晶方解石半充填。

生物碎屑灰岩段酸化效果好，一般酸化前测试获几百至几千立方米天然气，酸化后就能获得高产。典型的是玛3井1414～1424m井段的测试，酸化前日产气454m3，酸化后日产气1146×104m3（794mm油嘴）。

（2）碎屑岩储集层

石炭系砂泥岩段（C2）

石炭系砂泥岩厚度为269～3545m，砂岩段厚度99～141m，占地层厚度279%～57%，最大单层厚度295m，一般厚10～20m。该段地层横向上分布基本稳定，连通性较好，为滨浅海相前滨一临滨亚相沉积，岩石类型以细—中粒岩屑砂岩为主。岩心分析孔隙度为199%～2108%，平均1225%；渗透率为（0024～774）×10－3μm，平均312×10－3μm。储集层类型为裂缝—孔隙型，有效储集空间主要为粒间溶孔、基质微孔和粒间孔，次为构造缝及溶洞。

砂砾岩段储层基质孔隙度低，非均质性较强，但裂缝发育，大大改善了储集性能。玛401井在2126～21653m测试，794mm油嘴，日产气168372×104m3，计算绝对无阴流量11581×104m3/d，有效渗透率803×10－3μm。

5424 盖层

本区石炭系区域性盖层是和田河气田得以良好保存的关键因素之一。

和田河气田石炭系有：上泥岩段、中泥岩段、下泥岩段三套区域性盖层和石炭系砂泥岩段中若干区带性泥岩盖层。它们与下伏的石炭系标准灰岩段及奥陶系古潜山形成良好的区域性储盖组合，与石炭系砂泥岩段潮坪亚相的砂层组形成较好的区带性储盖组合。

和田河气田构造形成于喜马拉雅早—中期。断裂的剧烈活动，破坏了寒武系古油藏圈闭的有效性，使天然气沿断层发生垂向运移进入上覆的奥陶系、石炭系圈闭，形成现今气藏格局。喜马拉雅晚期的构造运动，对主体构造未造成破坏。

543 油气分布预测

5431 玛扎塔克反S型（似）构造

油气主要聚集在断裂构造带弧弯内侧，表明该段构造应力适中，有利于油气聚集成藏，并为我们指明了今后油气勘探的方向。

5432 巴楚隆起北部阿恰—吐木休克断裂带

也具有似反S型特点，注意寻找有利圈闭进行勘探发现油气田。

5433 巴楚隆起7条NW向断裂构造带

目前已在2条断裂构造带中发现油气田，如色力布区及玛扎塔克断裂带，其余5条断裂构造带，要深入研究其成藏条件，择优钻探发现油气田。

据目前资料，油气分布与相应的构造体系关系密切。

561 新华夏构造体系对油气的控制

四川盆地油气显示极为普遍。从目前发现的多个气田来看，油气具有多产层及裂缝性特点，在下二叠统阳新组、下三叠统嘉陵江组、中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组、中石炭统、上震旦统灯影组及中侏罗统自流井群等11个层位共获得40个油气产层。无论海相碳酸盐岩或陆相碎屑岩产层，储油岩物性均差。油气产出及其优劣与构造裂缝密切相关，所有油、气田均为孔洞储集、裂缝富集，属构造裂缝型油气田。

构造裂缝的发育状况与不同构造体系(特别是新华夏构造体系)的不同级次的构造有关。

七跃山以东的新华夏构造体系第三隆起褶皱带，构造活动强烈，断裂及构造裂缝极为发育，自晚三叠世(特别是白垩纪)以来多次间歇上升，岩溶及古岩溶发育。

七跃山以西的盆地内部，构造裂缝发育规律较为复杂。在形变较强的川东新华夏构造体系构造发育区，断裂及构造裂缝发育，找油找气工作着眼于构造保存条件。在构造平缓的川中地区，则主要是油气富集的构造条件，应着眼于寻找构造裂缝发育地带。

川南二叠系、三叠系气区是盆地天然气的主要产区。多年勘探、生产实践为研究构造体系控油(气)作用提供了丰富资料。川南气区的气田主要受EW向构造(如纳溪、长垣坝等)、SN向构造(如合江、庙高寺、阳高寺南高点等)及新华夏构造体系构造(如阳高寺、桐子园等)控制。

阳高寺、纳溪等气田地面构造裂缝调查认为，不同构造体系的构造具有不同的构造裂缝组合特点。

阳高寺背斜为新华夏构造体系与SN向构造体系复合的产物，由3个高点组成。主高点(花园高点)及北高点(谭云观高点)走向NNE，属新华夏构造体系构造。齐家树至阳18井一带以南的南高点(或称南倾没端)走向SN，属SN向构造体系。

在主高点及北高点，轴部主要发育NEE走向及NNW走向共轭扭裂缝，次为NNE走向的压扭性裂缝及NWW走向的横张裂缝，后者常追踪共轭扭裂缝而发育。东、西两翼及阳高山断层附近，NNE走向的压扭性裂缝为主干组系，其规模较大、延伸远、穿层能力强，具有大量标志东盘向北扭动的水平擦痕。此外，还见有与之垂直的NWW走向的张裂缝及斜交的NNW走向及NEE走向的共轭扭裂缝。其中以前者为常见，兼具张性。低序次的NNE走向的纵张裂缝主要发育于断层上盘及岩层面曲率较大部位，如构造肩部、陡带等。

在南高点，纵、横张裂缝少见，轴部主要以NW向及NE 向两组扭裂缝为主干，裂面平直光滑，穿层能力强。东、西两翼分别以NE向及NW向扭性裂缝为主。

属于EW向构造体系的纳溪背斜，据四川省石油管理局地质勘探开发研究院(年)研究，主要发育4组构造裂缝：I组，走向260°～280°，主要分布于构造两翼陡缓变化带，走向与构造长轴平行，平面上呈侧列式，延伸较远，缝壁垂直层面，上宽下窄，成楔形张开或被方解石、黏土质充填，应为低序次纵张裂缝；II组，走向350°～10°，主要分布于构造两翼及高点偏缓翼部位，规模小，断续延伸，缝壁粗糙不平，为横张裂缝；III组(走向300°～320°)及IV组(走向30°～50°)为共轭扭裂，主要分布于构造顶部、端部及构造长轴斜交，缝面平直，延伸远，缝壁紧闭或有方解石充填，有时见水平擦痕。

上述典型构造地面裂缝调查资料表明，属于扭动性质的新华夏构造体系构造，发育有纵张、横张及扭张等3组张性构造裂缝，它们互相切割、穿插构成良好的渗透通道。属于直压构造的EW向构造体系及SN向构造体系的构造，仅有纵张及横张两组张性裂缝，尤其横张发育较差，故渗透连通范围较差。

造成不同构造体系具有不同构造裂缝组合的主要原因是不同的应力作用方式。直压构造应力作用下，横向应力为零，横向上仅有由于泊松效应而产生的横向应变，因而横张断裂及横张裂缝发育不佳。在直压构造应力场作用下，两组共轭扭裂将向压扭性质转化，而无张扭裂缝形成。直扭构造应力场属于剪切应力场，各个方向均有应力分布。直扭构造的横向应变不仅与泊松效应，而且还与横向应力有关。因而其横张断裂及横张裂缝均较发育。随着这组张裂缝，从而形成连通性较好的裂缝组合。

四川省石油管理局大量气田钻井、试采资料，将相邻井间，特别是同一井场不同井间(一般井底位置相距几十米至200m)的连通方向作为张性裂缝或张扭性裂缝发育的方向看待，结合其他资料综合分析，证实地下产层构造裂缝组合规律与地表基本吻合。如纳溪气田3井、纳19井、纳2井、纳6井、纳浅3井分属3个井场。同井场的两口井在相同深度、相同层位具有相似的显示情况，认为它们之间是连通的，其连通分别与近SN方向的横张裂缝及近EW方向的纵张裂缝有关。

属于新华夏构造体系构造控制的气田，具有大致统一的原始地层压力，气田内大面积连通，采气过程有压力补给，因而储、产量均高。如阳高寺气田阳新气藏北高点(阳33井)与主高点(阳7井、阳9 井)连通，为同一裂缝系统(图550)，桐子园、卧龙河、老翁场等气田也具类似特点。

图550 不同类型气田井间连通情况示意图

A—新华夏构造体系与EW向构造横跨复合；B—EW向构造(纳溪气田)；C—新华夏构造体系(阳高寺气田北高点)与SN向构造(阳高寺气田南高点)复合

属于EW向构造体系及SN向构造体系控制的气田，无统一的原始地层压力，井间连通性差，形成多裂缝系统，因而储、产量均低，如阳高寺气田南高点嘉一气藏阳4井、阳18井、阳25井各自成系统。纳溪气田嘉一气藏有4个裂缝系统，局部井间连通为纵张(纳43井-纳6井-纳33井及纳21井)及横张(纳17井-纳19井)方向(图551)。

属于新华夏构造体系与EW向构造体系横跨复合的气田，其主要连通及储、产部位是新华夏系方向。如广福坪气田，NNE方向的福1井、福4井、福2井、福3井互相连通，产量高。位于EW方向的福6井、福7井、福8井则各自成系统，产量低。

新华夏构造体系构造的主导控制作用具有普遍意义。川西北中坝高产气田受早期新华夏构造体系构造控制，占川中油区原油产量的二分之一以上、构造不甚明显的桂花油田的高产部位位于南江-威远晚期新华夏构造体系构造带上。在该区NNE向一线，尚有安岳-通贤及磨溪两个工业油流地区，川中大井坝地区及川7井一带须家河组获良好的油气显示。上述情况表明，南江-威远晚期新华夏构造体系构造带在构造平缓的川中地区可能造成有利油气移聚的构造裂缝发育带。该构造带及附近的圈闭构造，如东岳庙背斜、公山背斜等可能具有较好的油气远景。特别是公山背斜，其与八角场油气田遥遥相望。两者的关系和南充背斜与金华镇背斜的关系极为相似——构造轴线在靠近该构造带时，形成相反方向转弯，反映了晚期新华夏构造体系构造在新华夏构造体系构造集中发育地川东地区，除需在“低背斜”继续勘探外，最近大池干井背斜发现工业气流，为“高背斜”勘探开阔了眼界。“高背斜”具有圈闭面积大、隆起幅度高等优点，突破高背斜，才能大幅度增加油气的储量与产量。从构造体系及其复合关系来看，属于晚期新华夏构造体系的华蓥山、铜罗峡、方斗山背斜等是改造早期新华夏构造体系构造而形成，构造较为复杂。就油的保存条件而论，属于早期新华夏构造体系的“高背斜”，如大池干井、南门场、黄泥堂等构造较优。

图551 纳叙气下二叠统顶界构造形迹略图

1—EW向构造；2—SN向鼻状构造；3—压扭性断层；4—构造圈闭线；5—向斜；6—气井；7—微气或干井

562 纬向构造体系控油

现已探明的大部分油气田和含油气构造主要分布于EW向构造带上，或纬向构造体系与其他体系相复合的部位上。在纵向上油田主要分布于陆相地层中(以侏罗系自流井群为主)，而气田则大部分分布于海相地层中(以二叠系、三叠系为主)。

5621 川中地区

川中地区经钻探已证实为油田的有：广安、南充、龙女寺、合川大石桥、一立场、桂花园、蓬莱镇等EW向或近EW向构造，及卷入巴中-仪陇莲花状构造中的营山构造。已证实为气田的有威远、八角场构造等。此外，尚有渔渡河、大成及苍山等含油构造。

上述油气田及含油构造都是长期处于隆起或凸起部位。因而继承性好的、长期处于隆起部位的EW向构造对寻找油田有着十分现实的意义。而一些上下符合不好的构造或所谓“表皮构造”经钻探证实无油，或仅有油显示，对寻找油气田的意义不大。

5622 川南地区

川南地区为四川主要产气区，经钻探已证实为气田的构造有中兴场、纳溪、白节滩、旺隆场、太和场、五通场、打鼓场、沈公山、长垣坝、付家庙、老翁场和高木顶以及自流井一带的自贡(自流井构造)、工农场(黄家场构造)、圣灯山、观音场等。与其他构造体系相复合的气田构造有杨高寺、荔枝滩、广福坪、桐子园、南井、庙高寺、宋家场、牟家场等气田构造和莲花寺含气构造等。

上述气田分带性清楚，尤以长垣坝背斜群EW向展布的极明显，呈串珠状排列。由该带往北，由于其他构造体系的干扰、改造，尽管地表分带性表现得并不明显，但愈向地下(二叠系、三叠系)愈清楚，可明显地划分出几个EW向的构造带，并与SN-NNE向的构造带呈横跨复合接触。这种横跨复合较明显的构造有广福坪构造带、桐子园构造、纳溪构造、宋家场构造、莲花寺构造等。且深部两组构造线交会处常出现地震高点或航磁正异常。前者如永安场、九奎山北、杨高寺南、龙马溪、尧坝等地震高点；后者如白节滩以西的两个磁力高和高木顶构造东西两侧的马岭镇、宝元场两个磁力高点。从已统计出的天然气储量来分析(不论二叠系或三叠系气藏)真正的EW向背斜构造带储量最高(如长垣坝构造带)，而与SN-NNE向构造横跨复合较好的储量次之(如纳溪背斜带、中兴场背斜带)，复合较差的更次之，呈自南而北依次递减之势。

应提出的是位于第III带上的杨高寺气田，地表为近SN向展布的两个高点，而地下(二叠系、三叠系)除存在上述两个高点外，在其南部又出现了一个与EW向构造复合的高点。经钻探证实天然气主要富集在这一高点上，而中高点次之，北高点微乎其微。位于第IV带上的庙高寺气田构造，地下也出现多个高点，其重要气藏亦是在与EW向复合的南高点上。宋家场气田地表形迹是NE向的反“S”型展布，而地下二叠系顶的构造基本呈EW向。几个高产井都分布于EW向复合部位上。再以最北边的九奎山气田与最南边高木顶气田为例，高木顶气田地表、地腹形迹都呈EW向展布，钻井结果表明，地下水动力条件相当活跃，这对油气保存相当不利。然而这里却有初产量很高、递减很快的气井。而九奎山气田构造地表、地腹形迹都呈NNE向展布，且圈闭条件很好，地下水也不活跃，说明保存条件很好。但该构造上，单井产量很低。上述事例无疑说明了EW向构造带对油气确实起着一定的控制作用。

地表形迹明显的海潮构造和川主庙构造，在地下二叠系、三叠系中高点均消失。钻探未见好的油气显示。正如川中那样，“表层”构造对油气的聚集不利。

在沐川、犍为-自贡-隆昌一带，自流井气田、工农场气田、圣灯山气田、地下二叠系的形迹均是EW向的。甚至地表呈明显NE向展布的邓井关构造，地下二叠系的构造轴线亦近EW向，由此往西依次为孔滩鼻状构造、观音场构造、麻柳场构造、大窝顶构造，总体呈EW向雁行斜列，而邓井关、孔滩、观音场3个构造已证实为工业性气田构造。

不难看出，盆地内EW向构造带形成时间较早，延续时间长，对油气的聚集、保存无疑起着一定的控制作用。

563 多体系复合控制川南高产气田分布

一定的复合构造体系，控制了一定的复合型构造和气田。气田类型不同和所处边界条件的差异，直接影响裂缝系统的发育及其油气连通渠道好坏。这些因素对川南油气的勘探有着密切的关系。对气田的勘探，还必须重视以下两个方面。

5631 构造体系复合

两体系复合，控制了高点部位的形成，油气连通渠道以及扭动型优于纯挤压型气田。例如，纳叙气田为纳叙棋盘褶皱带中经向、纬向水平压力作用形成的复合气田构造。早期，由经向压力作用形成EW向展布的主体构造。晚期，又经受一次纬向方向相对的水平压力，导致主体的EW向构造两翼出现SN向的鼻状构造。鼻状构造与EW向构造交会部位，正好是EW向、与SN向构造体系复合的高点位置，其中与阳高寺SN向鼻状相接相对应的部位形成主高点(图551)，东、西两个次级高点亦分别对应有SN向鼻状构造。模拟试验能清晰地出现这类构造形迹。

此类气田，由于受到水平压力，形成褶皱顶部张裂缝发育性差，纵向裂缝分布状态、密度、延伸长度、裂缝宽度等方面具有不均一性特征。钻探过程中油气连通渠道有限，常沿发育不均一的纵张或横张裂缝方向形成局部性规模的裂缝连通。对这类气田的勘探，除采纳占复合构造高点外，适当沿轴部叉开布井并侧重于寻找褶皱幅度相对显著，受相邻构造体系干扰明显和具一定扭应力部位，有助于促使早期形成的扭裂缝力学性质改变和易于促进扩大裂缝连通渠道。例如有的气田勘探出现好的苗头，与这些气田部分受到相邻的NE向扭构造的干扰分不开。

永宜气田(图552)，属永宜扭褶带内的新华夏构造体系构造，轴向NNE25°方位，南端呈SN向与甲类气田主高点北凸起的鼻状构造正鞍相接。

图552 永宜气田下二叠统顶界构造形迹略图

(据黄福林等，修改)

1—NNE向构造；2—SN向构造；3—EW向构造；4—向斜轴；5—压扭断层；6—气井；7—微气或干井

平面上3个次级圈闭高点组成；高点轴线彼此斜列，显示新华夏构造体系逆时针扭动，实际上属两大复合体系(纳叙棋盘褶带、永宜扭褶带)影响背景上形成的一个以新华夏构造体系为主体和SN向体系复合的气田构造。试验表明，这类水平扭应力与水平压应力条件下形成的气田构造，裂缝不仅发育，组系亦全，于气田构造顶部，纵张裂缝密集成带，发育于主高点、北高点及其斜鞍地带，以高点部位纵张裂缝发育宽度最大，达1～2km，平面呈锯齿状，构成各类裂缝系统和空隙空间的油气主要连通渠道及储集场所。钻探、试验、采样证实，除了南高点由于承受单向压应力而形成，裂缝连通渠道有限，各气井间互不连通外，位于气田的主高点及北高点的各气井基本上相互连通，构成一个完整的统一的裂缝连通系统。特别在这类复合构造的北端钻获2口二叠系阳新统高产气井，说明气田构造北端存在一组NEE-EW向断裂体系的干扰和边界条件的改变，对裂缝的发育和扩大裂缝连通渠道起到极为重要的作用。同时，在模拟试验的底模上，亦明显地反映出这类体系复合构造形迹特点。

5632 多个构造体系复合

多体系复合是控制气田构造轴呈“弧凸”转折的主要因素，也是控制高产气井分布和形成油气连通渠道最佳的构造基础。

所谓“多体系复合”即是多构造体系复合所反映的应力条件下形成气田的基础条件。从地壳稳定与活动观点看待油气保存条件，体现出在高中(强褶皱)找低(相对适中)和在低(平缓褶皱)中找高(相对活动性显著部位)的特点。

所谓构造“弧凸”，指轴线在平面展布的弯曲。它和其他材料力学的弯曲机理一样，“凸侧”是形成油、气连通和聚集的最好条件。永宜扭褶带的气田和重庆弧褶带内的气田就是这类多构造体系复合的典型气田。

永宜气田位于纳叙棋盘褶皱带内的纳溪纬向构造带和莲花寺经向构造带往西和往北消失部位，并与NE向构造复合，控制了永宜气田的高点位置及高点轴线呈弧凸转折，反映出多构造体系复合的高点部位应力的集中和复杂性，有利于张裂缝发育和改善早期扭裂缝的力学性质；促进裂缝在地腹的有效连通作用，形成一个连通渠道和储集场所最佳的裂缝系统。勘探实践证明，油气富集以气田构造顶部为佳(图553)。

图553 永宜气田高产井分布与构造控制关系略图

1—EW向构造体系；2—NE向构造体系；3—SN向构造体系；4—二叠系顶界构造轴线；5—二叠系顶界构造形态；6—高产气井；7—工业气井；8—气-水同产井；9—水井；10—待试井；11—鼻状构造和张应力方向；12—张裂缝发育带

各气井相互连通，具有统一的气-水界面。原始地层压力一致，形成一个动态平衡气藏。气藏储量大，单位采气量高。气田顶部规模不大的断裂系统，在复合应力场条件下仍起到一定的连通作用，以沿断裂走向的气井压力变化明显，连通现象显著。同时高产气井的分布，明显地控制在高点轴部轴线的凸侧张应力活跃部位。模拟试验反映了多构造体系复合形迹及弧凸形成张裂缝发育带的特征。

重庆弧褶带气田为重庆弧褶带北段相对褶皱适中的一个多构造体系复合构造，主体为新华夏构造体系与经向构造体系的复合构造。是近年来钻获石炭-二叠系重点气田之一。由于存在NE向构造体系的干扰，导致气田平面呈枢纽的弧凸展布。北端正向复合形成气田主高点，南端正向与负向复合部位形成气田南端另一个复合的圈闭高点(图554)。

图554 重庆气田构造体系复合与控制气井分布关系图

(据油气田勘探图册)

1—二叠纪阳新统气井；2—石炭系气井；3—气-水同产井；4—水井；5—待式并；6—NNE向与纬向构造体系复合之背斜；7—NNE向与经向构造体系复合之向斜；8—NE向构造体系之背斜；9—NE向构造体系之向斜；10—阳新统顶面等高线

石油沟气田位于四川盆地东南部重庆市以南，气田构造为轴向南北方向的不对称长轴背斜，西翼陡，倾角达40°～50°；东翼缓，倾角为15°～30°。南北长约40km，东西宽8～9km。石油沟气藏的主要储气层是三叠系嘉陵江组石灰岩和白云岩，其上部以硬石膏层作为盖层。据岩心分析资料，储集层平均孔隙度仅2%，渗透率小于1×10-3μm2。但是，试井结果，平均值高达3000×10-3μm2以上。很明显，这种良好的渗透性是由于次生的构造裂缝造成的。气藏的高产井沿构造长轴的裂缝带分布。

裂缝性背斜气藏按储集层的岩石类型可分为碳酸盐岩和其他沉积岩两大类。以碳酸盐岩中的裂缝性背斜气藏最为重要。

碳酸盐岩中的裂缝性背斜气藏分布较广泛，但以构造变动较强烈，而且其中存在良好封闭条件的背斜最为重要。我国川东南气区的石油沟-东溪气田，就属于这种类型(图555)。

该气田位于川东南华蓥山褶皱东支背斜带上。褶皱强度中-强。主要产气层为嘉陵江组，其中以嘉三段为主要产气层。其上含有多层膏盐层构造良好的储盖层。位于江津县内，是一个近SN向“S”型构造，油气主要分布于“S”型构造转弯处高部位区。

图555 石油沟-东溪气田的构造及剖面示意图

(据四川石油管理局)

相田寺气田位于华蓥山东侧，是1977年新投产的气田。该气田是近SN向反“S”型构造，在翼部发育轴向逆断层，断层切开石炭系，背斜有南、北两个高点，该气田的储层为中石炭统上部( )的角砾白云岩为主夹藻白云岩、粒屑灰岩、粒晶灰岩及白云岩，储层孔隙有多种类型，溶蚀孔发育，渗透性较好，属裂缝-孔隙型储集层，南、北两个高点不连通，气主要分布在高点上(图556)。

图556 相田寺气田反“S”型构造控油示意图

721 构造体系控盆作用

李四光教授指出，构造体系的成生发展对含油气盆地的形成与演化有直接的控制作用。塔里木盆地的形成和演化与该区的构造体系的生成和发展有密切关系。研究认为，古生代塔里木地区主要受纬向系、西域系及其复合、联合控制，形成克拉通边缘拗陷、克拉通内拗陷及相伴的中央古隆起带。古生代末的海西运动，在塔里木地区的演化史中是一场变格运动。进入中新生代以来，盆缘旋扭构造体系崛起，与盆地内部多体系复合，形成多种原型盆地叠合。在中奥陶世之前，塔里木地台沉积建造主要受纬向系控制；自中奥陶世开始到泥盆纪，主要受纬向系与西域系联合控制，但以纬向系为主；石炭—二叠纪的沉积主要受西域系控制；中新生代以来，塔里木盆地主要受纬向系、河西系、南天山弧、和田弧及帕米尔歹字型、青藏歹字型（头部）的联合控制，从而形成现今的盆地构造格局。因此，塔里木盆地是多构造体系联合控制的复合型盆地。

722 构造体系控制油源区、油气富集带

塔里木盆地经历了多个构造变动期，每个构造变动期都有与之相应的构造体系以及受其控制的相应的沉积建造及油气组合，盆内的二级构造控制生油坳陷和油气富集带。

7221 构造体系控制生油坳陷

①库车坳陷：为受纬向系控制的沉降带，面积约3×104km2。它形成于中新生代，主要发育三叠—侏罗系烃源岩，生油条件好；同时还潜存古生界烃源岩，油气资源十分丰富。

②阿瓦提—满加尔坳陷：是西域系和纬向系负向复合的大型坳陷区，面积为8×104km2。从震旦纪以来长期沉降并堆积了巨厚的各时代地层。该坳陷发育3套烃源岩：上震旦统—奥陶系的碳酸盐岩及页岩；石炭系—下二叠统碳酸岩及泥质岩；三叠—侏罗系的泥质岩、页岩及煤。油气资源十分丰富，是盆地重要的油源区。

③喀什—叶城坳陷：是纬向系、西域系和帕米尔歹字型构造体系负向叠合的产物，面积约58×104km2。该坳陷区有3套生油岩系：寒武系—奥陶系生油岩，主要为一套海相灰岩、泥页岩、白云岩、磷块岩等；石炭系—下二叠统，为浅海—海陆交互相暗色泥页岩、灰岩；中下侏罗统，为浅湖—湖沼相的暗色泥页岩、泥灰岩或油页岩。区内油气资源十分丰富，是盆地西南地区主要油源区。

④民丰—瓦石峡凹陷：该凹陷带主要是青藏歹字型头部外围断褶带控制的山前坳陷，为中新生代坳陷，主要发育中下侏罗统暗色泥质岩夹煤的烃源岩，生油条件较好，是该区的主要油源岩，可能还发育石炭、二叠系烃源岩。但该区的生油条件较为逊色。

7222 构造体系控制油气富集带（隆起或斜坡带）

这里所讲的油气富集带是指二级构造控制的隆起带或斜坡区。

①沙雅隆起：位于库车坳陷以南，面积为3×104km2，是纬向系二级正向隆起带，该隆起出现于加里东早期，定型于海西期，在中生代仍处于隆起状态，新生代为北倾单斜层。沙雅隆起本身油源较丰富，而且它三面被生油坳陷所包围，故油源十分充足。油气通过断裂、不整合面等运移通道，在多类型的圈闭区聚集，是有利的油气远景区。1982年，在雅克拉构造上布了沙参2井。该井于1984年9月在奥陶系喜获高产油气流，实现了油气重大突破。目前，已发现18个油气田和塔河大油田，证明沙雅隆起是理想的油气富集带。

②巴楚—卡塔克隆起带：位于盆地中部，该隆起是西域系的主要成份，是加里东期逐渐形成的古隆起。古生界厚度大，大部分地区缺失上二叠统和中生界，新生界亦较薄。该隆起带西北部的巴楚隆起、中部的卡塔克隆起两侧均为大型生油拗陷区。隆起的储集条件好，并且在隆起上发现多个油气藏及塔中1号和和田河大型油气田。勘探证明该隆起是一个好的油气富集带。

③古域墟低隆起：位于阿满坳陷东南部，是阿尔金构造带与纬向系复合控制的产物。北邻满加尔油源区，成为油气运移指向区，并已在塔东2井寒武系见到好烃源岩，也发现少许油流，为较好油气富集带。

④顺托果勒低隆起：位于满加尔坳陷以西，处于阿瓦提和满加尔油源坳陷之间的过渡转折平台部位，是下古生界油源运移指向区。已经发现一系列重磁异常和地震构造。在北部已发现哈德油气田。顺托果勒“低隆”的志留系是很有希望的远景目的层，同时还应兼顾以上各目的层，特别要注意石炭—二叠系等的新发现。

⑤莎车低隆起：该隆起位于西南拗陷区的喀什凹陷和叶城凹陷之间，志留纪、古近纪一直处于隆起状态，是寒武—奥陶系、石炭—二叠系、侏罗系及上白垩统—古近系油源岩供给区。经重力普查后，有局部异常存在，而且相对埋藏较浅，为较好的油气前景区。

⑥麦盖提斜坡：该斜坡位于巴楚隆起西南，由西南向东北逐渐抬升。斜坡上有较发育的古生界生、储油岩，而且又靠近西南坳陷油源区，是油气运移的指向地区。同时，又是中—古生界沉积相变化带，有利于油气的富集。现已在巴什托构造的石炭系中发现油气田和和田河大气田，是寻找大中型油气田的有利地区。

⑦孔雀河斜坡：该斜坡位于盆地东北部，是满加尔坳陷向东北抬升斜坡区。该区下古生界生油岩及侏罗系较发育，同时也是满加尔拗陷烃源区油气运移的指向，故油源充沛，并已发现英买2油气田，因此，这一斜坡区亦应是油气富集的良好部位。

723 低级别扭动构造控制油气田分布

李四光（1973）、孙殿卿（1974）早就指出，要注意低级次扭动构造与油气关系。经过多年的油气勘探实践发现，盆内二级隆起带或斜坡区发育的低级别扭动构造，明显控制油气田的分布。

7231 雅克拉帚状构造

该帚状构造位于沙雅隆起，总体呈NEE向展布，向东收敛、向西撒开，东西长240km，南北宽10～35km。帚状构造自东向西扩散，东端轮台仅有一排构造，向西变为两排构造，到雅克拉则变为三排构造。目前已发现10个油气田（藏），油气田主要分布在帚状构造带的骨干断裂附近，显示西好东差。

7232 阿克库勒旋扭构造

该旋扭构造位于沙雅隆起中段，由三个旋回构造带组成。目前的勘探表明，含油气情况是内旋回层最好，中旋回层和外旋层较差。

7233 塔中帚状构造

该帚状构造位于卡塔克隆起上，总体呈NW向展布、向东南收敛、向西北撒开，分为三排断裂构造带，自北而南为：北部Ⅰ号带，中央Ⅱ号带，南部Ⅲ号带。目前油气勘探成果表明，北部Ⅰ号带发现10多个油气田，为主力油气田区，中部Ⅱ号带发现塔中4、塔中1油气田，南部Ⅲ号带待勘探。

7234 叶城雁列构造带

该构造带位于叶城坳陷南部，由三排构造组成，自北而南为固满构造、柯克亚构造和甫沙构造，形成于喜马拉雅期。经勘探证实只在中排柯克亚构造发现了油气田，而南排和北排均未发现油气田。

7235 巴什托入字型构造

该入字型构造位于麦盖提斜坡北部，为巴什托断裂构造带与NNW向色力布亚断裂带构成入字型构造，形成于海西晚期。1992年麦3井在石炭系顶部实现了油气重大突破。之后沿该构造带向西北和东南扩展又有新的发现，扩大了含油面积。

7236 玛扎塔克反S型（似）构造

该构造带位于麦盖提斜坡北缘与巴楚隆起交界处，目前发现了和田河大气田。该油气聚集带主要分布在反S型两条断裂之间的断隆带上，尤其是在反S型弧弯部位气田比较集中，产气层为奥陶系和石炭系。

综上所述，塔里木盆地中新生代以来，主应力场以压扭为主，故三、四级扭动构造体系十分发育，现已在几个扭动构造上发现多个油气田。尚有喀什雁列、乌帕尔入字型、喀拉玉尔滚雁列等构造带需进一步勘探，预计会发现更多油气田。另外，由于盆内工作程度很低，进一步研究亦会发现更多样式的扭动构造。

724 多构造体系控制的复合型盆地油气成藏特征

经研究认为，塔里木盆地是一个多构造体系控制的复合型盆地，从而造就了油气成藏的诸多特殊性。

7241 多时代烃源岩、多期排烃

塔里木盆地共有6个时代三套烃源岩，即：寒武—奥陶系、石炭—二叠系、侏罗—三叠系。它们分布广，经历多期构造活动，使其具有多期排烃的特点，为油气藏形成提供了充足物质基础。

7242 多时代成油体系

勘探实践揭示，纵向上存在6套成油组合（—O、O—S、C—P、T—J、K—E、N），而且各组合均已发现油气田。区域上形成7个含油气系统（库车坳陷、沙雅隆起、巴楚—卡塔克隆起、麦盖提斜坡、孔雀河斜坡、叶城坳陷、喀什坳陷）。

7243 多期成藏

主要成藏期为早海西、晚海西、印支—燕山、喜马拉雅等4期，但以晚海西及喜马拉雅期为主。

7244 多油气藏类型

已发现的油气藏类型主要有构造、地层、岩性3大类，进而可细分为8亚类、14种油气类型。

7245 油气田（藏）具“4个并存”特点

海相和陆相油气并存、不同成藏期的油气并存、不同成熟度的油气并存、不同相态的油气并存。

总之，塔里木盆地勘探实践证明，油气分布受构造体系控制；主要构造体系的一级构造控制含油气盆地；二、三级负向构造控制生油拗陷（烃源区），正向构造的古隆起、古斜坡、区域不整合、断裂带、山前构造带控制油气聚集带；低级别构造，特别是各类扭动构造型式控制油气田（藏）。

彭希龄

（中国石油新疆油田公司，新疆乌鲁木齐　830000）

准噶尔盆地是个规模化勘探开发了近半个世纪的老油区。研究工作的任务就是要根据现阶段存在和提出的问题进行两大方面的研究：一是针对性的，以解决现实生产问题；二是前瞻性的，以解决长远预期发展问题。目的是保证勘探工作能得到长期稳定的持续发展。

1　在思想方法上，勘探研究需要处理好几个方面的关系

11　在努力保持和世界先进发展水平同步的同时，要更加着力研究本区实际和解决

实质性的问题

要及时吸收国外先进的学术思路、方法技术，以促进我们研究水平的提高；但更重要的是洋为中用，结合实际，重在务实。这样才会使我们的工作不仅能紧密与世界潮流同步，还可以在某些部分赶超世界水平。这就是常说的：“只有民族的才是世界的”。

现在国际交流很活跃，我们引进和学习了不少国外的新概念、新思路、新理论，诸如板块构造、含油气系统、前陆盆地等等，这是必要的。而重要的还在于我们要分析这些学说或术语概念和我们自己曾经长期使用过的如槽台理论、生储盖组合、山前坳陷、边缘坳陷等有哪些本质区别和相通之处，从而着力吸收其精华，不搞简单的取代。简单的取代只是时髦，不是提高和进步。因此，任何时候都要大力提倡多做具体分析。

准噶尔到底是洋壳还是陆壳本是一个纯粹的学术认识问题，只要言之有据，都可取。但自海外的大学者首创洋壳说之后，国内学人争相从之，而证据则多相悖。世界上还从无厚度大于40km的大洋地壳，由洋壳直接演化为内陆湖盆的机制也不清楚。

比如槽台学说，那是奠基于大陆地质的构造理论。因为在此以前对海洋地质了解甚少，所以海洋地质调查结果一出来，它就显得很无奈。于是在海洋地质的基础上复活了大陆漂移思想，出现了板块理论。但板块理论也并非天衣无缝，本身一直在不断完善和发展中。譬如非洲，东西两侧都是被动陆缘，没消减带，它还飘移不？是往东飘还是西飘？何况东非裂谷还在不断扩张。可见板块是否就完全排斥数十年的槽台研究成果也未见得。朱先生生前就感到板块理论应用到古生代时困难较多。大陆与海洋都在同一个地球上，不可能互相完全排斥、否定。地球既不可能完全变为大陆，也不可能完全变为大洋，而必须共处于一个统一体中，因此两者就得相互协调融通。所以，槽台和板块不是绝对对立的。而板块登陆以后的实践说明，形成共识远比海洋不易，尤其是自古生代以前的古板块。在大陆上有些人把褶皱带都变为碰撞带，其实，在大陆上也不是随处都可以划碰撞带的。超基性岩不一定就是碰撞带标志，特别是那些不成“套”的超基性岩。所以不能搞简单的代替。板块在大陆上如何演化，现在大家都在摸索。

生储盖组合与含油气系统核心问题都是围着油源转，所以都是源控的。没有生油层，组合和系统也就不存在。有人说组合是静态的，系统才是动态的，这并不属实。组合并不全是简单的一比一，系统内也不全是简单的关系。有时一个油源可以在不同地区和不同层位形成几个层次的亚组合，显示了时空关系的动态变化，这与一个含油系统中还可分出亚系统是一样的。组合讲垂向关系，系统关注平面变化，可以互为补充。

现在一提到前陆盆地似乎就前景看好，但老同志们都知道，在20世纪50～70年代山前坳陷找油在国内是被批判和否定的。当然这是就其效益不如地台区和稳定单元、常常是事倍功半而言的。这固然是一种片面性，但同样，说前陆盆地就有油也是片面的。现在，山前坳陷、边缘坳陷重新引进了“前陆盆地”的新包装，就变得身价百倍，很不可取。何况我国标准的前陆盆地还不多，且都集中于西部。工作重点应该是具体分析坳陷的情况，而不限于模式对比。两年前我有幸参与藏北地区一个项目的评审，对工作者们在高寒地带艰苦劳动取得填补空白的丰富成果深表敬意。可惜在评价前景时主要强调了坳陷区的前陆性质，而对保存条件论述不够。源岩的存在可由地化研究确定，没有保存条件，油源再丰也是问题。那里的生储盖都是晚古的海相碳酸盐，又在昆仑山上，储盖的关系就成了主要矛盾，更应多加关注。

现在原型盆地很时髦。去年，我们油田原准备为准噶尔盆地的原型盆地研究立个大项目，拟采取技术引进与合作的方式以求获得基础性的成果。如果是求解盆地原型，不可能获得定解，还不如组织一个小型理论班子作点适当研究即可。如果企图通过盆地原型的模式化油气演化和分布样式来获得准噶尔盆地的油气分布信息，那无论如何也达不到现在已经掌握的详细程度。因此，花大力气进行规模化研究是不值得的，纳入生产性研究是华而不实的。主管部门请我咨询，我对此大为不解，结果将项目砍掉了。当然，如果砍错了，还可再干。

顾名思义，原型盆地应是以盆地原始状态进行的分类。但对于现存大多数都已经受过不同程度改造的盆地的原始状态，譬如边界，看法就往往因人而异，百人百样。至于盆地内涵还应包括的沉积体及其厚度、相特征、构造样式、成矿条件等，已经缺损的部分实际是无法恢复的。著名的构造学家琼斯认为，整个天山曾经全被中新生界覆盖，后来天山隆升，中新生界覆盖层才从山上向南北两侧滑塌下来，形成向山外推覆。按此，中新生代的塔里木和准噶尔，还有吐哈和伊犁，都是一个统一的盆地。这也是盆地的一种“原型”。可信度有多少？恐怕只会多增加一些无谓的笔墨官司。

其实，大凡处于构造相对稳定地区的盆地，特别是一些大型盆地，现存盆地把盆地发展各阶段的各种要素都基本保留下来了。以这些去分析和认识盆地自身、认识盆地的历史及现存盆地成矿规律已经基本足够。而那些处于构造强活动区内的盆地，特别是小型盆地，却因后期的改造而严重残缺，认识盆地的全貌就比较困难了。显然，着力去追索那些已不复存在的原属于盆地的部分，并无多大实用价值。当然，也需要从理论的高层次上提取盆地原始状态类型共性的最本质特征，用以从战略上（也仅能从战略上）指导油气资源的勘探。这是专业理论队伍和专业理论研究人员的任务，生产研究工作不能凑这个热闹。

现存的原型盆地虽不少，够格成为含油气盆地的却不多。中国大概只有青海柴达木盆地中三湖区的涩北第四纪含油气盆地可算数。其余绝大多数含油气盆地都经历过不同程度的改造。把这些都冠以“改造型盆地”岂不累赘。

我想，我们的思想方法应该这样。

12　总结经验不应割裂阶段联系，不要将阶段经验绝对化

过去我们找油首先着眼于定洼探边、找有利单元，也就是围着坳陷转，实际是围着油源区转，指导思想是源控论，譬如准噶尔盆地西北缘和陆梁南坡即是。后来有人将这概括为一个响亮的口号：“围绕大坳陷，寻找大油田”。这是从战略决策而言的。在油气勘探的早期，选择主攻目标一般只能如此。但是也不一定都成功，譬如乌伦古坳陷的勘探，原因是坳陷或大坳陷不一定有足够的成烃潜力。不过也是源控论的。经过了早期的成功选带，当勘探进一步深化以后，仅凭源控机制已不能指导所选区带的勘探决策了。譬如陆梁南坡的含油性本是按源控论确定的，实践证明无误。但陆梁南坡不可能整片含油，具体哪些地方含油，哪些不含油，控制因素是南坡上一系列北东向和近东西向的构造高带，即过去常说的“三级构造带”。现在大家说这是梁控论。但不能因此就认为源控论过时了，失效了。梁控是在源控的前提下才存在；没有源控，梁控即不成立。譬如乌伦古坳陷内构造也不少，却无油控。又如都同是北东向的构造高带，含油性也不相同。同一构造上也不是全都含油，譬如石西构造顶部的侏罗系不含油反而翼部含油，这是梁控无法回答的。足见其也非万能，适用有选择性。这说明在构造控制下还有更深层次的因素决定着油气的分布，譬如岩性或物性因素。因此，解决构造内油气的不均衡分布就应该是“岩性控”或“物性控”了。所以，不管源控、梁控或岩性控、物性控等都有（也只能有）相对的正确性，并不互相排斥，而是相互联系和补充，分别是为战略决策、战术动作设计和战役安排服务的。孤立或使某一作用绝对化都是有害的。

13　要认真分析高科技生产技术的效果和应用条件，趋利避害

我们现在使用了许多高科技生产技术和手段，无疑是正确的和必要的，是现代化的重要标志。但每项高科技技术都不是万能药方、法宝，都有其适应的环境条件。我们只有充分了解和把握这些条件，才可能趋利避害，立于不败。在小拐油田的勘探中就有这种教训。小拐油田是个埋藏很深的下盘上倾断块，储层既厚而又变化复杂，没有高科技技术手段的投入，要发现和探明油田是不可能的。没有现代数字地震技术，不能查明断块的封闭形态。尽管根据“平点”信息所钻的147井在20世纪80年代初就获得了油流，却直到90年代中期油田才被发现和投入开发。使用高科技手段既有积极的一面，使用不当也有消极的一面。现在我们使用的集钻井、录井、测井、试油和地震等多方面信息于一炉的油藏描述，是将油层的钻、录、测、试资料对地震信息进行标定后外推，以划定含油的范围，这对于储层比较规则的油气藏把握性是很大的，可以使勘探阶段少打许多井，获得高效益。例如彩南油田的400多口开发井只有一口落入小断块边缘的水区内，获得巨大成功。但对于象夏子街组那样厚度巨大、没有稳定隔层的干冲积扇砾岩体，由于其先天不足，属性能较差的低孔、低渗、具双重介质特征的储层，不论岩性和物性在纵向和横向的变化都是很剧烈的；相应地，含油性的变化也是惊人的。正因为如此，才使块状化储集体的含油高度有可能达到402m，而在这402m的高度内部却不是块状整体含油。在没有足够探井控制下的油藏描述，很难充分反映油藏内的这种剧烈变化，其结果的可信度相对就要低得多。由于对此估计不足，对描述结果过于乐观，使开发提前介入过猛，导致效益不高，不少井都打空，这并不奇怪。如果勘探的速度适当延缓一些，根据新井的情况再对油藏作进一步的滚动描述，对油藏的认识就会准确一些，投入开发也就更为稳妥。

还有一个例子。前几年赖仲康同志开始用地震资料作碳氢检测的AVO研究，这是一个成功的创新。老赖退休后，经与他一道工作的邹玉萍继续研究，发现储层的上覆为高速含钙泥岩，不管储层内的流体性质如何都会形成AVO现象，而无法判别是油气或是水。这又是个进步，说明AVO技术用作油气检测是有条件的，不是绝对的。如果认识不到这点，就可能会步入陷阱。

14　要注意对相互矛盾的信息进行认真的鉴别

探井试油常会出现结果与录井资料不符，试油结果不应有绝对否决权。

在火烧山的勘探中有两口井的试油结果至今仍令我记忆犹新，一是火南2A的平三-2，二是东翼火10井的平三-1。电性特征按火烧山标准无论如何都是油层，而试油都出水，按理是以试油结果为准。火10井悬挂砂体还低于油水界面，自然以此为结论。但如果由于工程工艺因素的影响使试油不彻底而结果失准，岂不将到手的油层放走了。火2井平三-2层状油藏，在油水界面以上试油出水，引出不少麻烦，历史证明是工程工艺问题。

又如彩南油田发现以后，根据原油地化指标认为油源来自侏罗系自身，是自生自储油藏。但这与彩南附近侏罗系未达到成熟窗口和五彩湾-沙南一带众多井下都未发现侏罗系油的结果相悖。当地侏罗系不能生油，靠南面油源长距离运移又未发现中途截留，使彩南的侏罗系油源说很费解。但侏罗系油源说肯定有对比的依据，问题出在标准上。后来有人提出了与二叠系混源的证据，矛盾得到缓和，但主从仍未解决。直到最近，侏罗系油源已退居次要又次要的位置，而是以石炭二叠系油源为主导了。这个石炭系的源岩标志应该就是当初被认为属于侏罗系源岩的同一物，实则是“相”相近造成的。这就是进步。如果大家一味盲从侏罗系油源说，岂不就踏步不前了。其实，靠生物标记化合物的油源判别，准确度全靠资料的积累。准东会战时，华东石大的一位研究生（现在应是副教授或教授了）在北25井小泉沟群（T2-3xq）取的样，图谱和芦草沟组（P2l）的很相似而明显有别于侏罗系。这个事实提示人们，干酪根的差异实质是沉积相的差异，而沉积相在平面上是可以变化的。因此，某个地层的干酪根型号就不可能一成不变。譬如吐哈盆地桃树园二叠系近底部的干沥青，油源对比与库车坳陷黑鹰山的上三叠统一致。其潜台词是既不同于已经掌握的二叠系腐泥型源岩，也不同于侏罗系腐殖型源岩，而是介于二者间的过渡类型。黑鹰山的黄山街组是以非泥非碳的泥质沉积为特征的，艾维尔沟的二叠系正是以似碳非碳的黑色泥质沉积为主导，所以桃树园干沥青的源岩实际上是二叠系的变异相。而对于鲁克沁油田，恐怕就要回归到二叠系的腐泥型源岩了。

2　两个前瞻性的课题

21　应重视和立即开展物性圈闭的研究

非构造的岩性封闭我们都很清楚，但物性封闭在我们的文献中提及不多。盆地腹部的勘探已经把这个问题提到了议事日程。石南油田的发现最初都是冲着一些局部低幅小圈闭去的，结果含油面积大都超出了小圈闭的范围，说明控油因素已不是构造，而是以岩性为主导了。但含油面积也与砂层的分布不完全一致，又说明砂体内部的油气分布受制于物性的变化。石西油田的侏罗系油藏都在翼部，顶部也不乏砂体储层，但却不含油，是什么原因？其中应有物性不佳的因素。在含油盆地的深化勘探中，非构造圈闭因素越来越突出，物性封闭也会日显重要。因此，我们应尽早开展对物性封闭的研究，包括封闭的识别和封闭的形成机制两方面。前者目的在于应用，后者目的在于预测，预测也是为了更好地应用。如何研究？要靠大家共同想办法。这具有攻关性质，不一定很快成功，但坚持下去，必有厚报。西西伯利亚盆地中有不少物性圈闭的例子，然多见于描述性报导，至于如何确定物性圈闭，却鲜有提及，难资借鉴。看来我们的难题也是别人的难题，自己的难题还得靠自己去解决。

影响物性的好坏不外乎沉积的先天因素和沉积后的成岩后生变化两大主项。准噶尔陆相储层的先天条件很不利，大部分都是快速堆积的产物，分选差，胶结物与骨架混杂，粘土矿物多而复杂。侏罗系的沉积速度相对慢些，但骨架仍以岩屑为主，不抗压实，埋深加大时原生孔隙消失很显著。孔隙性的改善往往与后生的裂缝发育程度有关。在陆相层后生变化中，主要是以偏酸性的水热溶蚀和胶结物的重结晶作用为主，而碳氢化合物进入孔隙的早晚对此有显著影响。这样，排烃期与储层的搭配如何就会影响到储层物性的变化。如何研究和掌握这些内在联系，预测储层物性的横向变化，还是一个亟待探索的课题。

22　要认真面对盆腹地区以气为主的勘探问题

盆地腹部随着烃源层埋深加大，热演化趋向过熟，烃会以气态为主。这对下部组合系统内的油气，莫北地区带油环的凝析气田的发现已传达了一个十分明确的信息。除非早期先进入上覆储集层的油气可能为液态以外，以后大量持续运移而来的可能都是以气态为主了。对于这类以凝析油气为主的气藏，勘探开发都要面对许多难题，现在应提前做好准备。

对于三叠侏罗纪的煤系地层，热演化是否也达到了以气为主的阶段，有待于生油方面的研究确定。但在盆地的南半部，有将近8000m的埋深，气化的可能性是很大的。而侏罗系基本呈平缓向斜状态，缺乏局部圈闭和大型断裂，其成藏不外两个方向：一是坳陷深处的白垩第三系表皮构造的次生气藏；二是坳陷斜坡区的深盆型气藏。第一种首先依赖于山地地震对表皮构造深部圈闭的明确程度，其次是工程工艺要克服许多难题。第二种是斜坡上部的地层水与下部的气态烃处于动态平稳时的水封气藏，这只有在低孔低渗条件下才可能出现。如何认识这种聚集并进行有效的勘探，对我们还是全新的课题，应早作准备。

3　影响深化勘探的基础研究

31　关于盆地基底时代、演化过程与油气形成的关系

准噶尔盆地的基本结构如单元划分、沉积分布等重要问题，现在都是比较明确的，近20年来大的格局并无分歧。不同的研究者基于不同的角度各有一些不同的局部性的修正意见，这是正常现象，不影响大局。在没有积累大量新资料以前，有关盆地形成和演化的研究是很难深入下去的。一般性的大规模研究并非迫切需要，要做，重点就应该放在过去没有而又十分重要的实际资料采集方面，亦即要有新手段。但这并不妨碍平时适时地作一些资料积累工作和探索。有两个问题需要特别注意：一是要认真面对和分析相互对立的两个方面的所有信息，不能采取顺则取、逆则弃的态度，以作出客观的评价；二是要遵守“游戏规则”，不管研究者采取或认同哪一种观点、方法、理论，都必须按被选择的理论系统所要求和假设的条件及逻辑系统去运作，才能自圆其说。像不久前获得的石西、石南、夏盐等井下流纹岩、玄武岩1341亿年的绝对年龄值就十分宝贵。这是准噶尔盆地内部石炭系基底火山岩第一次有了多块标本的绝对年龄记录。至于如何使用这项资料，就要认真分析研究了。这项年龄值肯定了准噶尔盆地前寒武系基底的存在，火山岩不是石炭纪的，这样，基底的双层结构说就不攻自破了。这是必须遵守的游戏规则。虽然双层结构说是我提出的，真被实际资料否定了，我也非常高兴。因为进步了，问题解决了。但与此相应，第一，岩样必须是变质的；第二，如果是原岩，就只有像中国北方的新元占震旦亚界那样才可能；第三，其上覆的所有古生代沉积都必须是稳定的台型建造。这也是必须遵守的游戏规则。然而，这三项条件一条都满足不了。这就是问题。当然，如果数据测量失准，又当别论。我们自然不可妄评数据的准确性，但有使用的选择权。用与不用，就看能否自圆其说。

其实，准噶尔盆地演化中最具特色的是作为盖层之下的某些基底岩系还残留有相当的成烃潜力。除了再生盆地以外，作为沉积盆地的基底岩系一般都是槽型建造，经历了强烈的褶皱、挤压、变形和不同程度的变质及岩浆岩的同化作用，沉积原岩具有的成烃潜力早已化为乌有了。准噶尔盆地的某些基岩不仅尚有相当的成烃潜力，且已证明对成藏有所贡献，并有工业油气藏实例，显然其演化进程与一般模式是不同的。这一特色倒很有研究价值。

32　地层问题

准噶尔盆地的正规勘探已经半个世纪，由于种种原因遗留下来的和生产中不断出现的新问题，至今也还有一些与油气密切相关的地层问题有待解决。

321　滴水泉组（C1d）问题

石油系统丈量的滴水泉剖面仅限于泉下斜坡上一套数百米厚的暗色泥质岩，顶底不清、不符合地层规范，很难构成独立的地层单元，时代也不清楚，很可能是南明水组（C1n）的一部分。过去滴水泉组与油气生产的关系相去甚远，而所处位置交通又极其困难，尽管20世纪60～70年代我们有技术能力解决这个问题，却无安全保障的装备，所以没有进一步做工作。五彩湾气田发现以后，滴水泉组已被认定为源岩。彩南油田深部也打到了南明水组，并逐渐被确立为重要的源岩。滴水泉组的问题就更加显得突出和迫切，一是要解决它在区域地层表上的位置，二是要明确分布范围。这需要相当的外业工作量才能解决，是该下决心的时候了。

322　佳木河组到底属石炭纪还是二叠纪

20世纪60年代初建立的佳木河组是指佳木河上游河谷出露的一套以紫红色为主的杂色凝灰质砾岩、少量砂泥岩和块状安山斑岩、玄武玢岩的交互层。其底部与哈拉阿拉特山区的石炭纪火山岩没有明显界线，也不符合建组标准。以后在油区井下相当于地震Ct2、Ct3反射波组层段见到大量火山岩和砾岩，人们认为这就是地下的佳木河组，按孢粉化石确定为二叠纪，但对佳木河及哈山地表火山岩露头的关系却未作认真研究。佳木河组露头可往东追踪到哈1井井口一带，哈1井火山岩被公认为属石炭系，因而地表佳木河组的时代也应是石炭系。这样，要么井下的不是佳木河组，要么井下佳木河组的时代不是二叠纪，没有调和的余地。

323　侏罗系的划分对比

这本是盆地内研究最详、划分近于成熟的单元，但近年在生产中提出了一些新问题、新方案。起因是根据全盆地地震波组的追踪，发现盆地东部地区的八道湾组（J1b）相当于克-乌断裂下盘井下的八道湾组、三工河组（J1s）与西山窑组（J2x）的总和。于是，按此思路对地面、井下的划分进行普遍调整、重划。研究的加深划分应越来越细。如果不是趋细而返粗，说明对比有误，是一种倒退。更合理的方案应该更能处理和解决各方面存在的问题，而不是遗留更多问题。

关键问题有两个：一是将Jt2波组定为八道湾组上含煤段不可靠；二是油区断裂下盘井下的划分有误，错把八道湾组中下部的湖积层和中上部的含煤地层分别划成了三工河组和西山窑组。如果思路错了，工作做得越多，弯路越长，浪费越大。

324　白垩系、第三系的界线

这过去离油气生产较远，紫泥泉子组出气以后，成了生产热门课题。自前二十年起，相继在准盆北部原老第三系的红砾山组、乌伦古河组（这些还是朱先生等在50年代中期建立的）中发现了恐龙、恐龙蛋皮和其他相关化石，近年又在紫泥泉子组中部找到恐龙蛋皮，似乎这些岩组都应当划归白垩系了。本来按古生物学的规矩，时代随恐龙化石变更即可。然而，在不同地点，红砾山组也含有古新世双子叶植物群，乌伦古河组也含有大量始新世哺乳类，紫泥泉子组也找到啮齿类牙床，这些互相矛盾的事实却容不得简单从事。因此，还有待下大力气深入地寻找和研究这些化石的层位关系，有没有共生，或只是纯粹的上下关系？在没有最终解决以前，暂时以维持原方案或作跨时代处理为好。

4　关于勘探目标

41　盆地中央莫索湾地区的油气来源需要尽快确定

油气究竟单纯来自二叠系，还是包括来自侏罗系的混源油气？在确定侏罗系油气的时候需要留心与石炭系烃源有否差别，以作到准确无误，吸取彩南油源研究中遇到的麻烦和经验教训。油气源不同，勘探着眼点和方法都会有不同的考虑。如果是来自二叠系的油源，早期进入侏罗系的可能以油为主，而较晚进入的则只能是气了。如果是侏罗系自己的油气，若以油为主，表明先油到达的气已过；若以气为主，则油还在后边，南侧斜坡区远景就大一些。

42　南缘次生油气藏要加大勘探力度

霍玛吐构造带已证明为表皮褶皱，卷入变形的主要是白垩系和第三系，重要的储集层系有喀拉扎组、清水河组、东沟组和紫泥泉子组。前二者钻到的可能性不多，后二者中的砂砾质孔隙储层不稳定，但却是可钻到的现实目的层位。地质研究有两个急需课题，一是山地地震如何尽可能地查明褶皱的内部结构和各断块内的地层分布；二是对吐谷鲁背斜出油的成藏条件进行研究。

呼图壁气田的发现，促使人们要加速对安集海、西湖等平缓背斜的深化勘探。

南缘山前构造的勘探工程工艺始终是一大难题，一是如何才能打穿安集海河组的厚泥岩层，二是要过好霍玛吐和独山子的陡构造关。

43　齐北逆掩断层的规模要争取早日查清

山前第三系的表皮构造与南来的推挤和变形平衡有关。现在只在齐古背斜北翼看到中新生界有明显的逆掩推覆错断现象，而且浅层断面未见明显的通天标志；地表第三系内也未发现断层。按理断层应发生于早更新世末的喜马拉雅期主幕，最高断开什么层位应认真研究。这个断点绝非孤立现象，按理往东往西都应延伸很远，至少在霍玛吐延伸的范围内都存在；甚至可能还要西延，与托斯台北部的大断层有无联系？往东止于何处？断层上盘的某些地段有无勘探价值？下盘有哪些埋藏圈闭和有利领域？所有这些，都需要认真地进行研究。

44　四棵树坳陷的勘探要继续深化

这是盆地西部的一个大领域。20世纪80年代的中后期和90年代早期作了不少工作，因未获突破而停顿下来。坳陷中应有适宜成烃的二叠系源岩，地表油气苗说明油源有保证。目的层应着眼于中生界，领域应放在北部边缘断阶区的超断带内。卡因迪克和其北侧的深层应作为研究重点，以选择作为深井钻探的突破点。

2000年按这个思路钻的卡6井，已在白垩系和老第三系中获得高产量油气。卡因迪克构造的出油，为准噶尔盆地南缘长达半个世纪的勘探求索重塑了“金身”。

411 构造体系控制油气区

塔里木盆地含油气区和油气聚集带受天山和昆仑山两个纬向系、西域系及其复合作用导控，并受帕米尔歹字型和青藏歹字型（头部）影响。形成三大油气区，即：塔北含油气区，塔中复合东西隆起油气区、塔西南油气区。由于受构造体系迭次控制作用，各巨型含油气区内形成低级次油气聚集区、带。

4111 塔中复合东西隆起油气聚集区

受区域东西带、西域系及河西系斜接、反接复合作用控制，其东部在加里东期、海西早期形成，西部则形成于海西晚期及中新生代。前者有塔中油气聚集带，呈北西西向展布；后者玛扎塔格反S型（似）油气聚集带、乌山油气聚集带，两者皆发现有古生代油气田，如塔中大油田等，及中新生代油气聚集带（玛扎塔格、鸟山油气田）。

4112 塔北油气区

可分三大油气聚集带。东西向库车油气聚集区（带），受东西向构造带所控，为陆相中新生代油气区；塔北古隆起油气聚集区（带），是天山纬向系中低级次的正向构造单元，为古生代和中新生代（次生）油气聚集带，油气富集，众多油气田（藏）分布其中；阿克库勒旋扭构造，置于沙雅古隆起南斜坡北东、东西向鼻状凸起上，富集了来自满加尔拗陷的油气，成为塔北最大的油气聚集区带。阿、满油气区内阿瓦提旋扭构造、顺托果勒低隆起及满加尔凹陷中正向构造是有望的油气聚集带。

4113 塔西南油气区

有库孜贡苏、乌泊尔（雁列式）、英吉沙、柯克亚等雁列型油气聚集带，它们是东西带和帕米尔歹字型复合控制的构造型式。包括麦盖提斜坡的油气聚集带在内，它们聚集了塔西南石炭、二叠纪边缘海盆地的油气及陆内侏罗系煤成油气以及可能还有白垩—古近纪闭塞海湾的油气。目前已在柯克亚中新统找到油气田，油源来自于石炭—二叠系等。

412 构造体系控制油气聚集带

4121 沙雅隆起油气聚集区（带）

沙雅隆起，是长期发育的古隆起，震旦纪即有隆起显示，寒武纪—奥陶纪隆起高部位沉积较两侧薄，加里东早期隆起明显，海西期定型，三叠纪—侏罗纪隆起依然存在，自白垩纪以来该隆起逐渐消失，被覆于北倾单斜之下（图2-7）。

隆起带构造不整合发育，三个构造层特点不同。前中生界，广泛发育着海西期形成的断块潜山和内幕背斜；三叠系—侏罗系构造层，以印支期—燕山期形成的推覆挤压背斜为特征；白垩系—新近系构造层，以燕山晚期—喜马拉雅期形成与断裂活动有关的背斜和半背斜为主。

隆起带上断裂构造很发育，主干断裂北有亚南断裂，南为轮台断裂。前者南倾，后者北倾，倾角较陡，两条断裂形成背冲结构，其中次级断裂大多数呈北东东向伸展。古生界多发育逆冲断裂，已卷入基底，倾角大。中、新生界为正断层，倾角小，表现为下逆上正的铲式断层特征。

沙雅隆起的构造型式为大型似帚状构造，向西撒开，向东收敛的逆时针压扭性旋扭构造。该旋扭构造内部又导生多个雁行分布的入字型（孙宝珊等，1991），如雅克拉入字型、沙雅入字型、红旗入字型和英买力入字型等，它们皆为控油构造型式。

沙雅隆起既有自身油气源（寒武系—奥陶系油源），又有北侧库车坳陷和南侧阿、满坳陷提供的油气源。油气源丰富，油气资源量达40×108t油当量。隆起上帚状构造又叠加入字型构造，形成多时代的圈闭，对聚集油气成藏十分有利。

沙雅隆起东段，阿克库勒、阿克库木地区发育有良好控油构造型式——阿克库勒旋扭构造（孙宝珊等，1991），控制塔河油田的分布。在旋扭构造内部，又分为阿克库木和阿克库勒两个剖面入字型，在这种旋扭构造的基础上又叠加低级序入字型，对油气富集尤为有利。

本隆起多储盖组合。既有海相碳酸盐岩储集层，又有陆相碎屑岩储集层，区域盖层和局部盖层良好。

油源断层发育，有的卷入基底，沟通深层寒武系—奥陶系油源层，多个区域不整合面伸向隆起，又为南北两侧油气构建的平台。先逆后正的铲式断层既是油气运移的良好通道，又是断裂带近旁逆牵引背斜、断背斜圈闭封存油气的屏障（孙宝珊，1996）。

本区长期以来以南北向区域挤压应力场起主导作用。现今应力场仍以近南北向挤压为特征，显示古今应力场一致性，使得油气运移方向相对稳定，利于油气富集和保存（孙宝珊等，1996）。

目前，油气勘探态势良好，发现18个油气田，特别是中国第一个古生界海相大油田——塔河大油田的发现，预示该隆起带油气资源丰富，是寻找大型—巨型油气田的理想地区。

4122 巴楚隆起油气聚集区（带）

巴楚隆起为塔里木盆地中央复合东西向构造带的西段，是纬向系、西域系联合控制的正向构造带，是盆地内最大的坳中隆，长期以来成为区域油气运聚的指向地区—油气富集区（带），油气资源量为10×108～15×108t油当量。

从其形态和断裂特征分析，中新生代以来，该隆起被柯坪弧及河西系的复合改造，使其原型被扭曲。它的西北段被北东向的柯坪弧辗掩，南北两侧又被色力布亚断裂—玛扎塔克断裂和阿恰断裂—吐木休克断裂截限构成似反S型。隆起西端发育小海子旋卷构造，但已出露地表，降低了控油的优势，其深层还可能残留油气（图2-6）。

该隆起古生代地层发育，寒武系—奥陶系和石炭系烃源岩分布广泛。北侧阿、满坳陷的油气，南侧西南坳陷的油气皆是本隆起的烃源。研究表明隆起本身及外源油气资源丰富。

阿恰断裂、吐木休克断裂和玛扎塔克断裂等以及小海子地区，在海西晚期（早二叠世）有两次岩浆侵入，有金伯利岩分布，又有玄武岩顺层贯注。说明这些断裂影响地壳深部，甚至波及上地幔。本隆起在寻找常规油气藏时，适时探查火山岩油藏，将是首指之地。

从上述可知，隆起处于南北坳陷之间，断裂为扭压性，断裂与局部构造组合成旋扭构造和似反S形，是油气富集的良好构造条件。海西早期、晚期和喜马拉雅期都有油气生成，油气源极丰富，与构造条件十分吻合。

本地区储盖组合多样：寒武系盐下带，寒武系既生油又储油；寒武系—奥陶系储盖组合；寒武系—奥陶系与志留系—泥盆系组合；石炭系—二叠系储盖组合等。另外，隆起带内存在4个不整合面，为油气侧向运移和地层岩性油气藏的形成提供了条件。需特别指出的是隆起带南北两侧导控的局部构造圈闭是聚油的良好场所；巴楚隆起与柯坪隆起扭压性断裂带交汇的西南与东北两个外墙角部位的含油气性应予关注。

本隆起勘探现状已展现辽阔前景，油气显示井多口，已发现3个油气田，亚松迪油气田及鸟山、和田河气田。

4123 卡塔克隆起油气聚集区（带）

该隆起位于中央隆起带的中段，是西域系叠加在区域东西带上形成的北西向构造。在加里东晚期逐渐隆起，海西早期构造运动强烈，抬升隆起，断裂发育，为隆起发展的主要阶段。在隆起高部位，中奥陶统及其以上地层，广被剥蚀，使石炭系直接不整合覆盖在下奥陶统之上。海西晚期构造运动，使先期断裂复活，形成晚古生代东高西低的大型鼻状背斜，其中卡1号—卡3号断裂构造带已显示向西北撒开，向南东收敛的似帚状构造。据地震资料解释表明，众多断裂为逆冲性质，夹持其间的局部构造或圈闭呈串珠状或波状或曲扭状，总体显示似帚状构造，与典型的帚状构造组合形态不同，其原因在于该构造型式的组成单元，是由东西向断裂与北西向断裂部分联合组成，造成了各自的构造形迹展布具有自己的特征，同时其运动方式和方向也并非一次而蹴，是多次运动叠加、复合改造而成，观其总貌为压扭性似帚状构造。经历了加里东中晚期，海西早期的演变，至海西晚期成型，最终定型可能与石炭纪阿尔金断裂构造带的左行扭动有关，为好的控油构造型式。

该隆起在白垩纪仍有显示，到新生代接受较厚沉积，隆起消失，为北倾的单斜。

该区油气资源丰富，油气资源量为18×108t油当量，有自供油源，也有来自东北侧满加尔坳陷和西边阿瓦提坳陷及南侧塘古巴斯坳陷的油气。由于古生代长期处于隆起状态，是不同时期油气运移的指向。

多套储层同时具备（寒武系—奥陶系碳酸盐岩，志留系砂岩，泥盆系东河砂岩，石炭系上部灰岩、泥砂岩，二叠系玄武岩）；又有良好的储盖组合（寒武系盐下和奥陶系上统泥质岩、泥灰岩为盖层；志留系为储层，志留—泥盆系为盖层；石炭系—二叠系油源，二叠系火山岩为储层；侏罗系覆盖组合。还有多种的圈闭类型：它们分别是发育在隆起高部位的潜山型圈闭，分布于前石炭纪地地层中的挤压背斜和牵引背斜，石炭系发育的披覆背斜，还有海西早期的构造运动界面—地层超覆尖灭带和地层削截尖灭带圈闭。由于控油构造型式规模大，油源断层发育，不整合面为油气垂向和侧向充注构建了便捷渠道。本区（带）勘探实效显著，在塔中1井、塔中16井获高产油气流，在志留系圈闭和石炭系底—泥盆系顶的东河砂岩圈闭中，获得工业油气流。目前，卡塔克隆起已发现塔中4油气田和塔中1、塔中10、塔中82等亿吨油气田。是中央隆起区最理想、最具前景的油气聚集区（带）。

4124 古城墟隆起油气聚集区（带）

本隆起西接卡塔克隆起，北邻满加尔坳陷，南以车尔臣河逆冲推覆带为屏障，呈NEE向延展近500km，宽40～100km，面积大于32600km2。

该隆起塔里木运动开始出现，中期加里东运动幅度加大，早期海西运动基本定型。其上的志留—泥盆系遭受剥蚀，石炭系广泛超覆。晚期海西运动和印支运动均有表现，白垩纪—古近纪仍处于隆起状态。早期喜马拉雅运动使其转化为往北倾斜的斜坡（图2-8）。该区长期以来一直是满加尔坳陷油气运移指向地区。

隆起带发育寒武系—奥陶系烃源岩，总厚度400～600m。为台地—盆地相沉积，有机质丰度好，干酪根属Ⅰ型，油气资源量为9×108～10×108t油当量，并在塔东2井见到寒武系油气流。

隆起南侧的车尔臣大断裂向盆内推覆逆掩，推断其下盘压盖、封堵来自寒武—奥陶系烃源岩的油气。

圈闭条件与卡塔克隆起相似，其构造、储盖条件尚好，属阿尔金构造带近控的油气聚集区（带），是寻找与扭压性构造圈闭和地层岩性尖灭圈闭类型的油气田（藏）的潜在油气区（带）。

4125 麦盖提斜坡油气聚集区（带）

麦盖提斜坡是西南坳陷向北东抬升的地区，也是中央隆起的西南翼，是油气向隆起高部位运移的必经之路；同时，又是中—古生界沉积相变化过渡带。

该斜坡于海西晚期形成，喜马拉雅期强化，斜坡坡度增大，宽阔平缓的斜坡与生油坳陷紧相连，为油气运聚提供了良好条件。

油气源丰富，斜坡区发育寒武系—奥陶系和石炭系—二叠系两套烃源岩系，烃源岩厚度为500～1000m。寒武系—奥陶系下统海相灰岩为较好烃源岩，干酪根Ⅰ型；奥陶系中上统斜坡相灰岩和泥岩为好烃源岩，干酪根为Ⅰ型，该套烃源岩于燕山期进入生油高峰期。石炭系—二叠系资源量大，除原地油源外，还有叶城—和田生油中心巨量油气供给，油气资源量为16×108t油当量。

良好的储集条件：主要储集层有中古生界和晚古生界灰岩和砂岩，碳酸盐岩为裂隙—孔洞型储层，碎屑岩为孔隙型储层。

二套区域盖层：分别是二叠系泥岩和古近系—新近系膏、泥岩。

局部构造和地层圈闭发育，地表牵引背斜，还有重力、航磁局部异常多处。局部构造形成于海西末期和喜马拉雅期，与烃源岩成油期匹配好。

麦盖提斜坡石油地质好，古生界海相油气源丰富，可形成多种类型生储油气藏，以构造圈闭和地层岩性圈闭类型占主导。其含油目的层，从寒武系—下二叠统，尤以泥盆系、下二叠统下部含油层为佳（图2-6）。

本斜坡油气勘探成果表明，具有广阔的勘探远景，巴什托构造石炭系灰岩发现的工业油气流，是标示寻找大油气田之先声。

4126 莎车低隆起油气聚集带

位于塔西南喀什坳陷与叶城坳陷之间，成为两者之间的正向构造，可谓坳中横向隆起，面积约7800km2。从各时代地层埋深图分析，从基底—古生界—中生界—古近系的厚度均薄于两侧坳陷，为一个长期发育的水下低隆起。中新世以来由于两坳陷强烈下沉，喀什坳陷新近系—第四系厚达10000m，叶城坳陷厚度达8000m。莎东低隆起在中新世以来也快速升起，为主要形成期。是寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系、侏罗系及上白垩统—古近系油气移聚之指向区。同时隆起带上存在较多的重力异常圈闭，且相对埋藏较浅，是重要勘探目标。

4127 顺托果勒低隆起油气聚集带

该带处于阿、满坳陷区之中，北接沙雅古隆起西部，南邻古城墟低隆起西段，东西分别邻接阿瓦提断陷与满加尔坳陷，是南北两个隆起的鞍部，又是东西两坳陷的转折枢扭带，既是东西两坳陷油气运聚的指向地，又是向南北两个隆起供油的转运站。这种特殊构造部位，奠定了它聚油又供油的奇特之处。故此详细研究该隆起构造发展演化与四邻石油地质条件，油气成生期与局部圈闭形成期的匹配关系是至关重要的。

顺托果勒低隆起，古生代长期以平台存在，构造极为平缓。早古生代和泥盆纪沉积层厚度明显小于满加尔坳陷，石炭纪—二叠纪沉积中心迁至阿瓦提地区时（沉积总厚达4000m），而顺托果勒低隆起上沉积厚仅1000～1500m。中、新生代转变为北倾的单斜，沉积层厚3500～4500m。

本隆起北缘及南缘，发育着志留系—泥盆系剥蚀尖灭带。区内较大断裂为一条北西向基底断裂，倾角较陡，向上断开古生界。近几年来，地震勘探发现本区南北向小断裂众多，同时还有北北东、北北西的扭断层发育。重力、航磁资料发现7个北西向局部异常，地震查见一批隆起，说明区内不乏局部构造。志留系—二叠系存在大型地层超覆尖灭带，志留系沥青砂岩广布。中新生界可能有一些砂体发育。这些圈闭需进一步落实，也是重要的勘探目标。

本区勘探程度低，研究程度更低。目前已发现哈德逊大型油田（构造岩性油藏），从上述分析可知，区内油源丰富，同时又是西域系叠置在阿、满坳陷区中的一个北西向正向构造，构造部位特殊，在勘探中需注意众多断裂旁侧的背斜、鼻状背斜，因此该隆起是探查托起中古生界大型油气田的又一潜在地区。

4128 孔雀河斜坡油气聚集带

本斜坡是满加尔坳陷向北东侧库鲁克塔格隆起抬升、过渡带。早古生代—泥盆纪沉积与满加尔坳陷相似。海西运动强烈，使其向北东抬起，演化成斜坡，并使石炭系—二叠系大面积缺失，中生代转为陆内坳陷，沉积了三叠系—侏罗系含煤烃源岩系。区内缺失白垩系，新生代为山前盆地沉积。

油源有两套：其一是除寒武系—奥陶系油气自供外，还有近邻满加尔坳陷油气源；其二是侏罗系油气供给，油源充沛，油气资源量为10×108t，前景好。

该区断裂、局部构造发育。北西向的孔雀河断裂，规模大，活动时期长，是基底卷入断裂，上断至新生界，是本区最重要、最具控制油气运移聚集作用的南西倾压扭性断裂。此外中小断裂众多，可分3组：东西向断裂分布于东西两端，近南北向一组置于中部，北西向一组（似帚状构造）出现在东南。3组从图上分析皆为压性、压扭性。局部构造，重、磁、地震勘探均有发现，类型有断背斜、背斜、断块、断鼻以及多种圈闭。划分4个构造带：维马克—开屏背斜构造带，局部构造为东西向，断裂有东西向和北西向两组，后者切割前者；龙口背斜构造带为北西向；尉犁断鼻构造带；北部斜坡带，断裂与局部构造不发育。

近期油气勘探形势好，孔参1井志留系获4000m3气，华英参1井侏罗系出油，英南2井找到油田（图4-1）。

图4-1 孔雀河斜坡油气聚集带分布图

该斜坡注意寻找志留系海底扇或浊积层系储集岩类型油气藏以及构造、地层油气藏，勘探目的层重点当前放在志留系和侏罗系。

4129 库车油气聚集带

库车坳陷位于塔北坳陷区北部，东起库尔勒，西至阿合奇，北邻天山，南到阿克苏—库车—亚南断裂一线，东西长约650km，南北宽30～80km，面积为31200km2，是纬向系的一个负向构造单元。

库车坳陷系指中、新生界沉积范围。其基底为前震旦系，埋深一般为7000m，拜城一带埋深最大，可达10000m。基底之上部分地区有古生界，对古生界的分布范围及其存在层位的认识目前尚不统一。地震反射中生界之下反射不清难于辨识，钻井揭示在坳陷南缘库车、新和一带有震旦系、寒武系和奥陶系。地表露头于温宿北见寒武系—奥陶系，南天山山前普遍见到石炭系—二叠系。

中生代以来，由于天山造山带向南挤压推覆及构造负荷、重力滑脱等应力作用，沿造山带前缘地壳下沉形成了近东西走向的前陆坳陷盆地。坳陷的发展有从北向南逐渐推进的特点：三叠系—侏罗系为河流相—湖沼相—半深水湖相含煤碎屑和泥页岩。其沉积范围北至天山山前，南到亚肯断裂带。三叠系沉积中心在拜城—康村一线以北，侏罗系沉积中心在拜城—康村一线以南。白垩系—第三系为冲积扇相—河流相—淡水湖泊相—泻湖与咸化湖相红色碎屑岩。其沉积范围由天山山前向南扩大，越过沙雅隆起，特别是新近系与阿瓦提-满加尔地区连成一体。白垩系下统沉积中心在秋立塔克构造带北侧，上白垩统—第三系沉积中心从拜城—康村一线向南扩展到秋立塔克构造带以南。上述中新生代地层逐层向南超覆。油气资源十分丰富，油气资源量为30×108t油当量。

库车坳陷形成和演变经历了3个阶段：早期三叠纪—侏罗纪为稳定下坳含煤生油发展阶段；中期白垩纪—古近纪为开阔坳陷含膏盐红层发展阶段；晚期新近纪为快速沉降含膏杂色碎屑岩发展阶段。在这3个发展阶段里，最重要的构造运动是喜马拉雅运动。晚期海西运动塑造了前陆盆地雏形，喜马拉雅运动使中新生代地层褶皱、冲断、推覆、滑脱变形，形成一系列近EW向断裂带和局部构造带。在地表可见到5个背斜构造带伴有6条断裂带。5个构造带自北而南为南天山山前构造带、库喀构造带（包括库木格列木—巴什基奇克背斜带和吐兹玛扎—喀桑托开背斜带）、秋立塔克背斜带、亚肯平缓背斜带、牙哈牵引背斜带。6条断裂带自北而南为南天山山前断裂带、库木格列木—巴什基奇克断裂带、吐兹马扎—喀桑托开断裂带、秋立塔克断裂带、亚肯断裂带、亚南断裂带。北部的三排构造带的褶皱轴为近EW向，与南天山褶皱山系走向近于一致，唯秋立塔克背斜带呈向南突出的弧形（拜城弧）。背斜带两翼不对称，南翼陡，北翼缓。几条背斜带轴部出露的地层，由北向南逐渐变新；同一条背斜带轴部出露地层，由东向西变新。在每条背斜带的轴部或陡翼都有一条自北向南推覆的逆冲断裂带。这些断裂带除南天山山前大断裂外均发生在中、新生界盖层内部。断裂面向北倾与褶皱轴面一致。断面上陡下缓，在毛拉山及塔什米里克山等地膏岩、盐丘及刺穿现象很多。因此，本区可能存在着与盐丘有关的地层岩性圈闭类型的油气藏以及盐丘上拱形成的构造圈闭型油气藏等。

研究认为，库车坳陷油源岩除公认的三叠、侏罗系煤系、混生油源外，尚有潜在油源——古生代海相油源岩。因前陆盆地的前身为先期边缘海盆地，具有良好的生油环境，故古生代海相烃源岩不容忽视。实际上，现在库车坳陷已发现的油气总量，已超出三叠、侏罗系煤系生烃潜力。

1989年以来，在北部第二断褶带内发现克拉2大气田，迪那2大气田及大北3大气田。并于西部乌什凹陷内乌参1井白垩系打出高产气流，在南部秋里塔格构造带的劫1井试获工业气流等等，进一步证明前景可观，是今后重要的勘探区（带）。

41210 叶城油气聚集带

叶城坳陷位于塔里木盆地的西南部，南邻铁克里克隆起，北接麦盖提斜坡，面积约37×104km2。该坳陷基底埋深16km，各时代地层发育齐全且分布广泛。尤其上古生界石炭系—二叠系是全盆地发育最佳的地区。区内主要生油岩有寒武系—奥陶系、石炭系—下二叠统、三叠系—侏罗系、上白垩统—古近系，生油岩总厚度达1000～3000m。生油地化指标良好，有机质演化为成熟—高成熟阶段，油气资源量丰富，油气资源量为8×108～10×108t油当量。

该区主要经历了3次大的构造运动，即加里东晚期（S/O）、海西早期（C/D）及海西末期（T/P2），从而形成3个明显的区域性不整合和多类型的构造圈闭。

区内主要构造线为近东西向，局部构造十分发育。地表构造多分布于昆仑山前地区，它们主要形成于喜马拉雅晚期。这些构造上下不吻合，如柯克亚构造。另外，本区断裂也较发育，如铁克里克北缘断裂、和田断裂及各背斜轴的纵断裂等。断裂多属压性和扭压性。这些断裂对油气运移、聚集起重要作用。该区已有油气发现，如1977年在柯克亚构造带上的柯1井于新近系打出高产油气流，发现柯克亚油气田，另在桑珠构造见多层良好油气显示。

区内储盖层条件良好，各时代地层均可储集油气，是寻找大型油气田的有利地区。

41211 喀什油气聚集带

喀什坳陷位于塔里木盆地西南坳陷区北部，面积约21×104km2。在古生代它可能是纬向系与西域系联合控制的一个北西向坳陷，印支、燕山、喜马拉雅期又经受了河西系及帕米尔歹字型的复合与改造，使其成为一个多体系复合控制的坳陷区。

区内基底埋深16～17km，可能有震旦系—奥陶系。志留纪以来各时代地层发育齐全，特别是新生界厚度最大，成为全盆之最。

本区主要生油岩系有石炭系—下二叠统、侏罗系、上白垩统—古近系及中新统，生油岩厚度1000～2000m，其生油地化指标较好。有机质演化程度除中新统为低成熟外，其余均为成熟—高成熟阶段。油气资源量10×108t，油气资源十分丰富。储集层发育，并已在中新统发现油气流。据区内构造演化及沉积发育特征可进一步划分出5个次一级构造单元：天山山前坳陷、库孜贡苏断坳、卡巴加特—乌拉根凸起、昆仑山前坳陷、喀什坳陷。

该坳陷局部构造发育，据统计约40个。这些局部构造主要形成于喜马拉雅期，而且新构造运动明显，以上升为主，形成多级阶地。

靠近西天山和西昆仑山地区的局部构造发育，多为紧密线形褶皱，构造上下偏移现象明显，为不对称斜歪背斜，在陡翼往往伴生高角度逆掩断层。远离山区，在坳陷内的局部构造褶皱强度减弱，形成中等程度的箱状构造，如喀什、明尧勒等背斜。

总之，喀什坳陷油气资源丰富，构造条件尚好，储盖层发育，已在克拉托构造、杨叶构造钻迂油气流，并在侏罗系、白垩系多处见良好油气显示，最近在北部的阿克1井打出高产油气流，由此预测本区是寻找大、中型油气田的有利地区。

41212 民丰—瓦石峡油气聚集带

该带属阿尔金构造带的一个山前坳陷带，面积约2×104km2。该区勘探程度低，据资料分析，区内发育两套生油岩，即石炭系和侏罗系，构造和储盖条件较好，可作为油气勘查地区。

油气勘查有利地区：①民丰凹陷，它具长期稳定下沉的构造背景，至少有两套油源岩，即石炭系和侏罗系。油源岩厚度较大，油气资源量为6×108～8×108t油当量，区内构造条件和储盖条件较有利，可视为油气前景较好地区。②瓦石峡凹陷，主要油源岩为侏罗系，并发现了沥青砂岩，构造、储盖条件尚可，有一定油气前景。③且末断隆带，为长期继承性凸起，新近系直接覆盖在元古宇之上。它处于南、北生油气凹陷之间，特别北部塘古巴斯坳陷有丰富的油气资源，为油气运移的指向地区。其上局部构造较发育，如策勒构造等，因此认为本区油气前景较好。

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3226×104，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77174×104）。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。

11　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 ），但缺乏好储层；良好储层集中于上古生界和中新生界，但缺少好的烃源层。第二，大构造与好储层在圈闭组合上基本不配套，克拉通区大型构造主要发育于下古生界，但下古生界碳酸盐岩总体物性差、非均质性严重；相反，上古生界和中新生界发育优质砂岩储层，但缺乏大型高幅度构造。第三，主要油气成藏期与区域构造运动不够配套，克拉通区主烃源岩（ ）的主要成藏期为加里东中晚期至海西期，成藏后受到多期构造运动的强烈改造，油气资源的损失是巨大的，目前已发现的柯坪、塔北等特大型古油藏充分表明这一点。

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。

。在碳酸盐岩勘探低谷的当时，我们明确提出：“在当前以碎屑岩油气勘探为主的同时，应加强下古生界碳酸盐岩古岩溶型油气藏的研究与勘探”。道理很简单，上古生界和中新生界储层再好，没有好烃源岩和大型圈闭，是很难找到大油气田，只能找到次生中、小型油气藏。下古生界有好烃源岩，有大型圈闭，就有可能形成原生大型油气藏；尽管其储集条件相对较差，但也不是“铁板一块”，如有的井放空1～2m，有的井漏失泥浆几千立方米等，可见碳酸盐岩中确有好储层。问题是要下决心，通过各种技术手段，寻找碳酸盐岩中的好储层。

12 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01×10－3μm2。

（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。

13　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。

，部署了沙46井和沙48井。部署这两口井作为寻找奥陶系碳酸盐岩大型油气田的突破口的主要依据是：

（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535914～550400m井段，获日产原油21254m3，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15× 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。

21　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。

22　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 射振幅平面变化图、振幅时间切片图及 反射振幅沿层切片图可见，东南角的T402、T403、TK408等井（即4号区块）处于振幅低值区，该三维工区西北部振幅最大，两者之间为过渡区，主要为振幅较低值区，并有一振幅低值条带，预测该条带为较有利的缝洞发育区，是下步钻探的方向。

23　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。

24　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6826～7526t/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862％；其中经酸化压裂后出油的井有15口，占总井数的517％，占出油井数的600％。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862％；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3224× 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3045m；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 No3,4　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 构造图上均处于低凹部位，其中沙61井在取芯过程中见各种级别的油气显示1450 m，测井解释裂缝含油气层4层635 m。1999年 10月 29日对54675～55400 m裸眼井段进行酸压作业，获日产原油470m3。沙 64井取芯获各种级别的油气显示 2038 m，测井解释含油气层4层，厚490 m。1999年5月20日对奥陶系裸眼井段543538～560000 m进行酸压作业，获日产原油530m3。这两口位于低部位的井获得突破，反映了油气分布不完全受控于潜丘的局部高点，并主要与储层发育程度有关。塔河地区处于古岩溶平缓的斜坡及残丘位置，是古岩溶最为发育、且溶蚀缝洞保留几率最高的地区，因此该区具有整体含油的特征。

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

[1]叶德胜，周棣康．塔里木盆地形成大－巨型油气藏的石油地质条件．石油与天然气地质，1991,12(1)

[2]谢晓安．论塔北隆起形成大油气田的石油地质条件．新疆石油地质，1986,7(2)

[3]张恺．论塔里木盆地类型、演化特征及含油气远景评价．石油与天然气地质，1990,11(1)

[4]蒋炳南等．塔里木盆地油气聚集条件的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994

[5]叶德胜．塔里木盆地油气勘探的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994

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 goodOrdovician is important formation to discover large primary oil and gas pool of fossil source bed and fossil reservoirAt present, huge hydrocarbon potential and better reservoir-forming condition of Ordovician system have been confinmedA 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 poolAt 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 etcis 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

该旋扭构造位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段的阿克库勒凸起上，形成于海西期，由2个旋回构造带和旋涡组成，它对本区油气田分布起重要控制作用（图5-3）。

521 阿克库勒旋扭构造形成

5211 震旦纪—中奥陶世

克拉通盆地沉积了一套浅海相碳酸盐岩，本区构造活动较弱。中奥陶世末期发生了南北挤压作用，使本区开始出现隆起显示并产生了阿克库木断裂带及桑塔木断裂带。

5212 晚奥陶世—志留纪

塔里木台地处于挤压环境中，在挠曲盆地发育时期，形成阿克库勒北东向背斜型凸起，同时阿克库木和桑塔木断裂再次抬升活动，并使本区遭到强烈剥蚀作用。

5213 泥盆纪

由于区域挤压应力持续作用，使本区再次抬升，断裂活动加剧，阿克库木和阿克库勒断裂产生两个背冲型断裂构造带。

5214 石炭—二叠纪

早中石炭世随着台地伸展沉降，本区开始接受沉积，形成一套浅海相碳酸盐岩。晚石炭世再次抬升，缺失上石炭统。早二叠世，本区也发生火山喷发活动，堆积一套火山碎屑岩地层，晚二叠世又再次抬升遭受强烈剥蚀。此间阿克库勒旋扭构造基本定型（图5-4）。

图5-3 塔里木盆地北部塔河油气田及周缘油气田分布示意图

图5-4 阿克库勒凸起海西晚期断裂体系图

5215 印支—燕山期

本区构造活动很微弱，三叠系全面覆盖在各时代地层之上。阿克库木断裂带和桑塔木断裂带仍有活动，局部切穿三叠系。

5216 喜马拉雅期

本区伴随着盆地沉降接受了新生代沉积，整体转化为北倾斜坡状态（表5-4）。

表5-4 塔河油田钻井揭示地层简表

续表

522 构造体系控油作用

阿克库勒旋扭构造控制油气田分布，目前已发现的油气田中，一是分布在外旋回层的阿克库木构造带，如轮南油气田；二是分布在第二旋回层的阿克库勒构造带中，如阿克库勒油气田及达里木油气田等；三是分布在旋涡油气聚集区内的塔河油田（图5-5）。

上述油气田其油源岩均为寒武—奥陶系，经长期生排烃，油气沿区域性不整合面和旋扭断裂运移聚集成藏。油气分布在奥陶系、泥盆系、石炭系及三叠系储层中。以塔河油田为例概述如下：

塔河大油田位于沙雅隆起阿克库勒旋扭构造体系的内旋回层。

1984年9月沙参2井实现奥陶系油气田首次重大突破后，原地矿部为迅速扩大战果，于1985年初，决定从下属石油局系统的6个地区局，调集了6000人精干队伍到塔里木盆地进行空前规模的联合勘探，接着在3×104km2的沙雅隆起范围内，在的不同区块、不同构造、不同层位、不同类型圈闭中连获突破。与此同时，在阿克库勒凸起上的阿克库木第一旋回构造带中的S9井、第二旋回构造带的S14井、S17井、沙18井，均在奥陶系获高产油气流，多兵团联合攻关，团结奋斗的精神，令人振奋。

1990年10月在内旋层的艾协克构造（塔河3区）设计了S23井，于古生界石炭系试获高产油气流（塔河大油田第一口发现井），并于奥陶系中统一间房组生屑灰岩、砂屑灰岩中见多层良好油气显示，并见原油外渗，显示层累计厚度达100m余，经测试，因工艺技术不到位，只出少量轻质原油。后经反复研究，于1998年又在本井奥陶系油气显示层进行酸压测试，获日产原油80t。1991年又在本区桑塔木构造上设计了S29井，该井于三叠系获高产油气流（为塔河大油田第二口发现井）。1996年初，根据新三维地震成果，部署S46井、S47井和S48井及评价井，在1997年各井先后于奥陶系及石炭系均获高产油气流。特别是S48井只打穿中奥陶统一间房顶部古风化面7m发现强烈井涌后，进行测试，日产油570m3、天然气15×104m3，该井3年累计产油50×104t，创造国内古生界稳产高产新纪录，号称“王牌井”。由此，发现了我国第一个古生界大油田——塔河大油田。

该油田于2008年获得探明储量95×108t油当量，三级储量95×108t，年产石油600×104t。预计2010年获得新探明储量10×108t，年产油气1000×104t油当量，建成特大油气田。

5221 油田区断裂体系

（1）NNE向纵张性断裂系

其走向在NNE20°左右，实际测量在N15°～30°E间，往往与同一走向的背斜褶皱相伴，早期表现为纵张性破裂面，在挤压应力持续作用下，最终表现为压扭性逆冲断裂。

（2）NNW向压扭性断裂系

走向在NNW345°左右（N340°～350°W），是凸起西翼最强的一组破裂面。

S99—T802、S91—T737：北两组北北西向断裂构造带。延伸长度1km至89km不等，最大垂直断距一般为5～10m，其水平位错较大，其形成及主要活动期为加里东中期；中北部与西侧8条断裂错断，说明在海西早期、海西晚期还有活动（沿此带以西P1火山岩厚度较大，反映它们曾经为岩浆活动与火山喷发提供通道），断裂长一般12～35km不等，断距多在5～10m。

（3）NEE向压扭性断裂系

该断裂系是在与NNW向压扭性断裂组成共轭的一组破裂面的基础上发展起来的压扭性断裂，走向NEE55°左右（N55°～70°E），分布于油区西北与东南部。

由6条（F21—F25、F56S）NEE向断裂组成，走向N60°～70°E，延长15～85km不等，垂直断距10～30m，错断。如前述，这一断裂带对O3l沉积相展布起控制作用（图5-4）。

（4）棋盘格式断裂组合

由NNW、NEE共轭扭断裂共同构成的断裂组合，在S94至S74井间最为清晰，包括NNW向的13条小断裂，长1～4km不等，断面平直，最大垂直断距5～10m，水平错位要大些，错断或仅断开；NEE向组有两条较清楚，分别长46km和136km，垂直断距5～10m，错断，反映该组在海西早期仍有活动。

断裂不但是古岩溶发育的重要因素，更是油气运移和聚集的通道和场所。

5222 古岩溶储集体发育特征

油田区发育3组断裂：NNW向压扭性逆冲、NNE向张扭性及NEE向扭性断裂。这些断裂系统对奥陶系古岩溶的形成及油气运移和聚集起了重要作用。

塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩储层的基质孔隙度低、渗透性差，难以构成有效储集空间，但溶蚀孔洞和裂缝非常发育，它们构成了储层的有效储渗空间。碳酸盐岩中的孔、洞、缝以不同的组合形式构成四类储集体：裂缝型、孔洞—裂缝型、裂缝—溶洞型和生物礁（滩）孔隙型。特别是裂缝—溶洞型储集体发育大型洞穴和裂缝，大型洞穴的储集空间巨大，而裂缝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。

奥陶系储集体的分布规律主要受构造条件、成岩环境、原岩性质、古地貌、古水文条件等方面的控制。分布规律如下：

①裂缝—溶洞型储集体在纵向上有两个主要发育带：一是古风化壳附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育大多位于风化面以下200m范围内，受岩溶发育深度的明显控制。中、上奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带。

②海西早期形成的北东向构造与海西晚期形成的近东西向构造交汇处也是裂缝—溶洞型储集体发育的有利场所。海西早期裂缝为岩溶发育提供了良好的通道，海西晚期所形成的裂缝改善了早期缝洞的连通性，使储集空间在一定范围内连通。

③在古背斜构造的轴部，由于受强烈挤压应力的作用，平行背斜走向产生一组纵张断裂和一系列张性节理，为岩溶发育提供了地下水必要的导流条件，特别在两组断裂的交汇处，是裂缝—孔洞型储集体的主要发育部位。岩溶的储集空间分布，一般由古构造轴部以洞为主向两翼逐渐转变为以缝洞和少量裂缝为主，储集性能相应变差。

④岩溶缓坡区储集体发育。在同一个岩溶斜坡内，岩溶强弱程度受次一级古地貌控制。地貌高部位，风化侵蚀程度高，即被埋藏后的岩溶残丘、岩溶缝洞相对发育。因此，斜坡上的残丘一般比低洼处的储集性能好。

⑤生物礁（滩）孔隙—裂缝型储集体主要分布于中奥陶统上部，沿塔河油田中、上奥陶统尖灭线附近分布。

⑥由深部成岩作用及热液作用形成的缝合线、溶蚀缝洞组合成的储集体，主要在距风化面300m以下的部位，储渗条件相对较差。

5223 多种储盖组合

盖层条件，塔河油田奥陶系油藏的直接盖层为下石炭统巴楚组双峰灰岩及下泥岩段，塔河油田南部还发育中、上奥陶统泥灰岩、微晶灰岩、灰质泥岩段，也可形成较好的盖层。

储盖组合，塔河油田奥陶系发育多层段、多类型储盖组合，主要有以下3种：①下石炭统巴楚组泥岩[盖]—奥陶系岩溶储集体[储]；②上奥陶统泥灰岩[盖]—中奥陶统一间房组礁（滩）相灰岩（或经裂缝、岩溶改造）[储]；③中奥陶统致密灰岩及岩溶充填层[盖]—岩溶储集体[储]。以上组合中，以第①种最重要，分布最广泛。

5224 油（气）藏类型

塔河油田奥陶系油气圈闭发育程度及分布受控于储集体的发育及展布。

据区内奥陶系发现的油（气）田实际资料分析，奥陶系的油（气）藏类型主要有两种：

古风化壳潜山（丘）型：奥陶系经过海西运动抬升和长期风化剥蚀淋滤作用，使其表面发育裂缝、溶孔（洞），成为油气聚集空间，形成圈闭或油气藏。这类油气藏又可细分为背斜潜山油气藏和断块潜山油气藏。古风化壳厚度一般在50～100m，如塔河三、四区。

岩溶储集体型：由于长期的风化淋滤作用，在渗流带和潜流带内形成较发育的裂缝、溶孔、溶洞等储集体。这类储集体有的分布在构造高部位，有的分布在斜坡或谷地等部位，如塔河三区S46井5556m处的油层，就是在奥陶系古风化壳下180多米。

5225 多期成藏

塔河油田形成的一个重要条件是多期成藏、多期充注。塔河油气藏的形成总体分为三期：

第一成藏期：加里东中晚期—海西早期，位于塔河油田西南部的满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入成熟—高成熟阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，在本区下奥陶统中形成相当规模的油气聚集。

第二成藏期：海西晚期，这个时期是本区主要成藏期。满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—中奥陶统烃源岩已进入生油高峰期。其中，寒武系烃源岩进入成熟—过成熟阶段，下奥陶统烃源岩为生油高峰—高成熟阶段；中、上奥陶统进入成熟阶段。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。

第三成藏期：印支—喜马拉雅晚期，寒武系—奥陶系再度深埋，寒武系—中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面及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中（图5-5）。

图5-5 塔河油田复合油气藏油藏剖面图

523 油气分布预测

通过已知油气田和新资料的研究认为，今后油气勘探应注意以下几方面：

①由于旋扭构造的控制作用，应注意在志留系—白垩系各层系形成的低幅度构造型和岩性型油气田的发现，要特别关注旋扭构造骨架断裂附近的油气藏形成。

②由于油田区奥陶系（含寒武系）古岩溶十分发育，要注意断裂交叉部位，特别在张扭性断裂带附近、生物礁滩发育地带、石炭系盐下和风化剥蚀强烈地区进行钻探，以发现更多油气储量。

③通过塔深1井8408m取心发现良好孔洞、缝尚未充填，说明深部仍存在岩溶作用，具备良好储集空间，如有良好封盖条件，可能具备成藏条件，因此，关注深部勘探十分重要。

1、尾气冒蓝烟是怎么回事

在实际驾驶过程中,如果排气管冒蓝烟,怠速状态下发动机出现抖动,发动机机油在一个例行保养(换机油)周期中(无滴漏现象)严重缺少,那么可能是烧机油。其中,凉车“烧机油”时,每天早晨第一次着车,后排气管会有比较浓的蓝色烟雾排出。过一段时间蓝色烟雾消失,当天一般不会再有类似的情况发生;加速“烧机油”,在车辆行驶时,驾驶员猛踩油门或原地着车猛踩油门,从排气管排出大量蓝烟的情况,严重的在车辆行驶时当驾驶员猛加油门后,驾驶员可以从排气管侧的反光镜中看见蓝色烟雾。

可以将车辆加满机油,让车行驶1000公里后到维修站对机油机滤进行称重,然后再加满机油,再让车行驶1000公里。如此反复3次,取得一个平均值,磨合期后机油的正常消耗一般可达到1l/1000km,如果超标,就要对发动机进行维修。

2、后果:可能导致发动机报废

所谓的“烧机油”是指机油进入了发动机的燃烧室,与混合气一起参与了燃烧。车辆出现“烧机油”现象,会使车辆氧传感器过快损坏,导致燃烧室的积炭增加、怠速不稳、加速无力、油耗上升、尾气排放超标等不良后果,严重者发动机润滑不足,使引擎造成难以修复的损伤甚至报废,造成维修成本大幅升高甚至事故隐患。

3、故障原因:正常磨损+非正常磨损

烧机油的原因分为两种:正常磨损,也就是车辆在行驶一定公里数以后的正常现象。一般车辆为20万公里左右,不同的车、不同的人使用、不同的地区(空气灰尘含量)对发动机的使用寿命都有很大的影响;非正常磨损,造成非正常磨损的原因有产品质量和使用不当造成的早期磨损。

此外,使用不合格机油、超期不更换机油和机油虑清器、冷车大油门起动、长时间缺少机油下运转、长时间高温状态下运转、长期超负荷高转速下运转、长期在空气质量不好和到期不更换空气虑清器的状态下运转、机油泵油泵力不足、油压过低、机油道堵塞等等,都会造成发动机烧机油,从而减少使用寿命。

4、解决方法:选择高品质油料

建议车主在驾驶过程中,应选择品质较好的汽油;老旧车可以适当选用黏度稍大的机油,来增加活塞、缸壁间的密封性。当然,解决“烧机油”的最终办法还是要对车辆进行比较彻底的检修,从根本上解决问题;勤检查机油标尺,按产品使用说明书要求,定期更换机油和机油滤清器,更换正品机油滤清器备件;为了适应道路状况,满足发动机的工作正常和使用寿命,减少机油消耗,选择一款高端的发动机润滑油很有必要。尤其是带涡轮增压器的发动机(其工作温度更高),更有必要使用挥发率较低的优质发动机机油,因为机油挥发也是导致汽车“烧机油”的一个重要因素。