激素脸是不是要爆发了才能好

　　是的。激素脸需要爆发出来，将激素排出皮肤才能好转的。改善激素脸首先要停用激素类产品，而且做好防晒，同时选择专业的修复产品，做好日常护肤。

　激素依赖性皮炎，不管怎么样，都是需要爆发出来，将激素排出皮肤才能好转的。可能很多人换了激素依赖性皮炎后，一开始什么产品都不用，让皮炎自然发作。这种自然排毒的方法是无法将皮肤内的激素毒素排干净的。残留的毒素依然可能会刺激皮肤，产生新的毒素。当积累到一定量时，激素依赖性皮炎会再次爆发。因此，必须要通过使用专业修复肌肤屏障的产品，配合内调外养辅助治疗等正确治疗方法，才能完全摆脱激素脸的困扰。

　改善激素脸的方法：

　选用专业的修护产品，修护受损的肌肤屏障，屏障修护好了，受损的组织和功能也就得到了恢复。出现激素脸的症状后就要停止使用当前的药物或产品。

　不管你的肌肤是何种类型，要正确的洁面，尽量使用温和类型的洁面产品，例如泡沫较少的啫喱状洁面，一定要避免强力控油清洁的泡沫型洗面奶，皂基类洁面产品、手工皂等也要尽量的避免。

　辛辣刺激的东西、肉类、海鲜、胡椒、大蒜等都先忌口，避免刺激皮肤。遵守睡眠休息时间，不要熬夜。多吃水果蔬菜，补充维生素，提高身体免疫力。

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(见图246)。

(1)旋扭构造形成

①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。中奥陶世期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。

②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,并使本区遭到强烈侵蚀作用。

③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。

④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,晚二叠世再次抬升遭受强烈剥蚀。此间阿克库勒旋钮构造基本定型。

⑤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。

⑥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。

(2)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;二是分布在内旋回层的桑塔木构造带中,如桑塔木油气田及达里木油气田等;三是分布在旋涡油气聚集区内,如塔河油田。

上述油气田其油源岩均为寒武-奥陶系,经长期生排烃,油气岩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。

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。

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。