塔里木盆地

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塔里木盆地的含油显示（包括油砂、油苗、沥青等）围绕盆地边缘分布，库车坳陷和塔西南坳陷是两个主要的分布区，另外在巴楚—柯坪地区、塔东南坳陷也有油砂分布。

（一）库车坳陷油砂资源评价

库车坳陷的油砂资源主要分布在北部山前的单斜带和克—依构造带，油砂产出层位主要以中生界为主。靠近山前的构造带位于坳陷的边部，是烃类运移的指向区，山前地区的上覆沉积一般较薄或烃源岩直接裸露，常规原油降解为油砂最为便捷，原油中的重烃组分也可运移至地表或浅地表，如黑英山地表原油。在此区域内，尤其是在北部单斜带，受构造冲断作用的影响，侏罗系烃源岩的埋深相对较浅，烃源岩演化程度低，喜山晚期仍具生油能力。构造顶部常出露中生代地层，含油显示沿构造轴线呈带状分布，且都有一定的规模，如黑英山油砂、巴什基奇克油砂和依奇克里克油砂。而在靠近坳陷中心的区域的克—依构造带顶部的新生界地层常被剥蚀，构造轴部出露中生界地层，并有轴向断裂发育，沟通了下部烃源层系，有利于地表油砂的形成。

区内油砂资源的分布单元主要是地表构造，因此，油砂资源量的计算应该以单个构造为计算单元。油砂真厚度值经地层产状换算获得，因此计算所用的面积值一般都远大于出露面积值。对于100～500 m 埋深油砂层的含油饱和度值，参照相邻油田含油饱和度选取。黑英山构造曾钻探过为数不少的探井和浅井，其中的米2井在300～400m井段获低产油流，含油饱和度取值65%；浅井井深一般100m 左右，都见有油气显示（油花、天然气等），储层孔隙度在10%～20%。依奇克里克油田含油饱和度在50%～70%，孔隙度8%～18%。岩石密度取2.0t/m3。

用含油率法计算黑英山构造和巴什基奇克构造的油砂油资源量，结果如下：

黑英山油砂按5.2%含油率计算，0～100m 埋深油砂油预测储量为132.78×104t;100～500m埋深油砂油资源量762.6×104t。

巴什基奇克按4.5%含油率计算，0～100 m 埋深油砂油预测储量为77×104t;100～500m埋深油砂油预测资源量432.45×104t。

除上述10个构造外，其他地表构造的油气聚集条件与此相似，采用类比计算，预测其油砂油资源量。

库车坳陷油砂油资源量最终计算结果为0～100m 油砂油地质资源量为14 180×104t,100～500m 为36 846×104t。库车坳陷500m 以浅油砂油地质资源量为51 026×104t。

库车坳陷0～100m 油砂资源的可采系数取值0.85～0.6，则可采资源量为8 560×104t;100～500m 油砂油资源的可采系数取值30%，则其可采资源量为11 054×104t。库车坳陷500m以浅油砂油可采资源量为19 614×104t。

（二）塔西南坳陷油砂资源评价

塔西南坳陷地表油砂主要在喀什凹陷北部、叶城凹陷及其周缘，因此，主要计算了这些地区油砂油的远景资源量。

区内油砂资源的分布单元主要是地表构造，因此，油砂资源量的计算应该以单个构造为计算单元。油砂真厚度值经地层产状与视厚度值换算获得，并由此获得计算所用的面积值。对于100～500 m 埋深油砂油资源量的计算，依据杨叶构造和克拉托构造是含油情况，含油饱和度为60%，砂岩孔隙度为11%。岩石密度取2.0t/m3。

用含油率法计算杨叶构造的油砂油资源量，结果如下：

杨叶油砂按平均含油率4.5%计算，0～100m 埋深油砂油地质资源量160×104t;100～500m埋深油砂油地质资源量693×104t。

克孜洛依油砂按含油率4.2%计算，0～100m 埋深油砂油地质资源量92×104t;100～500m埋深油砂油地质资源量431.12×104t。

其他地表构造的油气聚集条件与此相似，采用类比计算，预测其油砂油资源量。

塔西南坳陷油砂油资源量最终计算结果为，0～100m 油砂油地质资源量12 910×104t,100～500m油砂油地质资源量35 546×104t。塔西南坳陷500m以浅油砂油地质资源量为48 456×104t。

塔西南坳陷0～100m 油砂资源的可采系数取值0.85～0.6，则可采资源量为7 809×104t;100～500m油砂油资源的采收率取值0.3，则其可采资源量为10 664×104t。塔西南坳陷500m以浅油砂油可采资源量为18 473×104t。

（三）塔里木盆地油砂资源

最终计算塔里木盆地油砂油地质资源量为12.36×108t，分布在四个区域内：库车坳陷、塔西南坳陷、巴楚—柯坪地区（柯坪断隆）及塔东南坳陷。其中，以库车坳陷和塔西南坳陷油砂油资源量较多，油砂开发利用的潜力也较大。全盆地0～100m 油砂油地质资源量3.08×108t，可采资源量1.86×108t;100～500m 油砂油地质资源量9.23×108t，可采资源量2.78×108t。

塔里木盆地古生代海相油气勘探重大进展

新疆库鲁克塔格阔克苏地区基性岩墙群由一系列NW向延伸的辉绿岩岩墙组成，其常量元素和微量、稀土元素特征表明其属于钙碱性玄武岩系列。K-Ar同位素定年结果表明，辉绿岩生成时代为282Ma。辉绿岩3He/4He值变化不大，介于（2.03～7.1）×10-7，明显大于放射性成因的3He/4He值，远远小于地幔的3He/4He值。40Ar/36Ar初始值为507，40Ar/36Ar值变化范围为803～1214，表现出明显的相对于空气的40Ar过剩。辉绿岩He、Ar同位素特征是原始地幔和放射性成因源或地壳源的混合结果，它可能与塔里木、天山构造带发育的早二叠世裂谷作用有关。同时也暗示，上述地区的裂谷作用可能受到更深层次的构造活动的控制。

一、引言

库鲁克塔格地区位于塔里木盆地的东北缘，属于塔里木地块的边缘隆起带（新疆维吾尔自治区地质矿产局，以下简称新疆地矿局，1993）。前寒武纪基底广泛出露，最老的为深变质的TTG系列的托格杂岩体，其上被中深变质的表壳岩不整合覆盖。在深变质岩和花岗岩类岩石中密集平行分布中基性岩墙群，总数达数千条，密度高，黑白相间，形成一种特殊的地貌景观，形似“斑马”，故野外称为“斑马”岩墙群（新疆地矿局，1993）。这些辉绿岩类岩墙未曾有过岩石地球化学和同位素年代学的详细研究，本书着重从岩石地球化学及同位素年代学角度对阔克苏塔格一带的代表性岩墙群进行系统研究，试图为该区的构造演化研究提供年代学及岩石地球化学的依据。

二、岩石学和岩石化学特征

阔克苏塔格基性岩墙群位于兴地断裂南北地区（图1-1-1），主要由一系列近于平行、相互间距大致相等的辉绿岩岩墙组成，岩墙群的走向为330左右，近于直立或略向南东方向倾斜，倾角约78。单个岩脉宽几十厘米到数米，长几十米到数百米，脉体中心部位呈中细粒显晶质结构，边部具明显的冷凝边，冷凝边宽度与脉体的宽度成正比，数厘米到十几厘米不等。岩墙群侵入于前寒武系变质岩和花岗岩中，边界平直，局部具有追踪张的特征。系统的薄片观察表明，组成该岩墙群冷凝边部分的岩石总体上呈均匀中粒的半自形柱状和粒状结构，岩墙中心部位的矿物颗粒较粗，多呈次辉绿结构。组成岩石的主要矿物为近于等量的普通辉石和斜长石，普通辉石普遍具闪石化、绿帘石化等，斜长石多具弱绢云母化，另外，含有少量绿泥石和钛磁铁矿等，岩石样品总体新鲜。

图1-1-1 阔克苏塔格地区基性岩墙群分布地质简图

（据阔克苏幅1：20万地质图修编）

1—第四系；2—元古宇；3—太古宇；4—花岗岩类岩体；5—岩墙群；6—断层；7—采样点

岩墙主元素化学分析结果见表1-1-1，主要氧化物百分含量特征：①SiO2含量为40.68%～53.34%，总体属于基性岩类。②全铁的含量为8.47%～14.52%，平均10.04%。③全碱的含量为3.50%～5.85%，平均4.72%，其中w（K2O）/w（Na2O）在0.29～0.50之间。④TiO2的范围变化在1.07%～3.2%间，一般在1.07%～1.5%之间。

利用Irvine＆Baragar（1971）判别图（图1-1-2）判别样品的岩石系列属性，结果表明，除一个样品落入碱性系列岩区外，其他样品全部落入亚碱性系列范围。亚碱性系列一般尚可进一步划分为钙碱性系列和拉斑玄武岩系列。故此将上述属于亚碱性系列的样品投入AFM图解中（Irvine＆Baragar，1971）以进一步确定其属性。投图结果表明（图1-1-3），总体属于钙碱性系列。因此本区的岩墙岩石总体属于亚碱性系列，具有钙碱性系列化学成分特征。

表1-1-1 阔克苏塔格基性岩墙群样品的常量元素分析结果（wB/%）

注：表中1～6由地质矿产部国家地质实验测试中心测试；7～9引自（新疆地矿局，1993）。

图1-1-2（Na2O+K2O）-SiO2岩浆岩系列判别图

（据Irvine＆Baragar，1971）

Alk—碱性系列；Sub-Alk—亚碱性系列

图1-1-3 FeO*-（Na2O+K2O）-MgO岩浆系列判别图

（据Irvine＆Baragar，1971）

Th—拉斑玄武岩系列；Ca—钙碱性系列

三、稀土和微量元素特征

岩墙的微量元素和稀土元素分析结果列于表1-1-2。由分析结果可知，在阔克苏塔格地区的辉绿岩中，Sr、Ba、Ce、Zr、Sm等元素无论是相对于球粒陨石（Boynton，1984）还是N型MORB（Pearce，1984）均较富集，而P、Ti、Y、Yb等相对于N型MORB略高或略低，Sc、Cr等相对亏损，尤其是Cr的亏损非常明显，与板内玄武岩微量元素地球化学特征相似（图1-1-4）。

表1-1-2 岩墙群岩石的微量和稀土元素丰度表（wB/10-6）

注：表中数据由原地质矿产部国家地质实验测试中心测试。

所有样品的REE丰度及其球粒陨石标准化配分曲线型式显示出LREE明显富集型（La/Yb）N=2.44～32.99，一般在4～6之间；除了TG38-6和TG38-7外，其他样品具有轻度的Eu亏损（δEu=0.71～0.84），一般来说，表明原始岩浆经受了以斜长石为主要结晶相的分离结晶作用。表现出典型的碱性或钙碱性玄武岩的稀土配分特点。

图1-1-4 阔克苏塔格基性岩墙群岩石稀土元素球粒陨石标准化分配型式图

四、形成时代

测钾和测氩用同一样品，用缩分法取样，以尽量保证样品的一致性。钾是在锂内标和钠缓冲的溶液中使用火焰光度计测量，重复测定的重现性很好，相对误差一般小于1%。

测Ar用同位素稀释法。样品装入去气的钼坩埚，置入萃取Ar的系统，抽真空并在200℃条件下恒温过夜烘烤，释放的气体由分子筛吸附。整个萃取系统烘烤至450℃，扩散泵抽真空。用高频感应加热系统熔样，并用Pertersen公司生产的钛海绵炉、Cu-CuO炉和沸石纯化。氩同位素组成用VSS公司生产的RGA10型质谱计测量，配有分子泵抽真空。真空条件：系统真空为（6～7）×10-7Pa，质谱计真空（4～5）×10-7Pa。本底水平：40Ar=（1.7～3.5）×10-13mols，38Ar=（2.7～5.4）×10-14mols，36Ar=（5.4～10.7）×10-14mols。其分析流程和实验参数与穆治国（1990）采用的一致，年龄计算中使用的常数为国际地科联推荐值（Curtis，1981）。测试结果列于表1-1-3。

表1-1-3 辉绿岩墙K-Ar等时线定年结果

注：分析者：北京大学地质学系K-Ar同位素分析室；样品质量指用于测氩的样品质量。

本区的岩墙群侵入于前寒武系地质体中，其形成时代的地质状况无直接证据，因此选择了四个蚀变作用较弱的样品进行常规K-Ar定年工作，其表观年龄较分散。利用K-Ar等时线技术（穆治国，1990）得到一条线性相关系数为0.9851的较好的等时线（图1-15），等时线年龄为282.35Ma，40Ar/36Ar初始比为507.1。利用ISOPLOT程序对分析数据进行了处理，等时线年龄为（282±15）Ma，置信度为95%；40Ar/36Ar初始值为508.1。初始值与现代大气值（295.5）相差甚远，这就导致了以现代大气值进行校正计算的表观年龄偏离，导致表观年龄为455.2～673.1Ma。这也与其产于深层次地质体的地质事实相符，即侵位时深度较大，同时形成岩墙的岩浆来源较深，这就造成了过剩氩的存在，使得表观年龄明显大于其真实侵位年龄。

图1-1-5 阔克苏塔格地区辉绿岩墙全岩的（40Ar/36Ar）—（40K/36Ar）等时图解

等时线年龄代表岩石达到氩封闭体系以来所经历的时间。基性岩对于氩的封闭温度较高，而且该处岩脉厚度小，普遍存在冷凝边，表明岩浆入侵后冷却速度较快，因此，从岩浆入侵到冷凝结晶，直至对氩封闭所经历的时间不长，K-Ar等时年龄可以作为岩石形成年龄。

五、He、Ar同位素特征

He同位素在中国地质科学院矿床地质研究所惰性气体同位素研究室测定，分析方法可参见有关文献（李延河等，1997）。用于He同位素分析的辉绿岩均为新鲜的全岩样品，样品碎至6mm左右的小颗粒，每件样品重500～800mg。样品于200℃加热去气30min，1500℃熔样40min，使样品完全熔融分解。释放出的气体经海绵钛泵、活性炭冷阱4次纯化，H2、N2、O2、CO2、CH4、H2O、有机质等活性气体被冷冻、吸附。纯净的 He、Ne进入分析系统。随He、Ne进入分析系统的微量H2、Ar等杂质气体经加液氮的钛升华泵再次纯化去掉。He同位素用乌克兰生产的MI-12001 IG惰性气体质谱计测量。4He用法拉第杯接收，3He用电子倍增器接收。倍增器的分辨率调至1200，使3He与HD+H3峰完全分开，无须HD+H3校正。分析样品之前先测量标准气体，并根据标准气体的测量结果进行计算。工作标准为北京的大气，3He/4He值为1.40×10-6。4He的空白值为2.129×10-11cm3STP，一般不需要4He的空白值校正。样品的测量精度为1%～10%。结果列入表1-1-4。

新疆库鲁克塔格阔克苏地区辉绿岩的3He/4He值变化不大，介于（2.03～7.1）×10-7。明显大于放射性成因的3He/4He值，远远小于地幔的3He/4He值，这说明岩石中的He同位素不是单一放射成因的。3He值变化也不大，介于（2.40～9.30）×10-12，4He值变化更小，为（1.09～1.41）×10-5（图1-1-6）。本区辉绿岩3He、4He同位素浓度总体低于阿尔泰地区的He同位素浓度，不过3He/4He值两者相近。

表1-1-4 基性岩脉He、Ar测试结果

注：Ar同位素由北京大学K-Ar同位素研究室刘玉琳测定；He同位素由中国地质科学院矿床地质研究所惰性气体同位素实验室宋鹤彬、李延河、李金城测定。

图1-1-6 辉绿岩的氦同位素组成图

P—原始氦；M—地幔氦；R—放射性成因氦；☆—阿尔泰辉绿岩；○—本区结果

表1-1-4中所示的40Ar/39Ar值范围为803～1214，表现出明显的相对于空气的40Ar过剩。36Ar变化不大，介于（1.60～3.29）×10-8，40Ar浓度具有相似的特点，为（1.94～3.58）×10-5。由此结果，可以排除分析过程中空气污染的影响。

本区辉绿岩中3He/36Ar值很低，分布在（0.88～3.60）×10-4的范围内，与汉诺坝新生代玄武岩中二辉橄榄岩包体的3He/36Ar值［（0.14～1.24）×10-4］（徐胜等，1997）相近。3He/36Ar值被认为是原始同位素，地幔中非放射性成因的稀有气体是地球物质聚集过程中圈闭的原始气体。地球各圈层的3He/36Ar值变化较大，尚无定值，这与地球脱气、稀有气体起源等有关。库鲁克塔格地区辉绿岩3He/36Ar值很低，比推测的地幔的3He/36Ar值（为1）（O’Nions et al.，1994）小得多，这可能是辉绿岩形成后期改造优先丢失3He造成的。4He和40Ar是放射性成因的，目前很难给出地幔的4He/40Ar特征值。库鲁克塔格辉绿岩的4He/40Ar值为0.40～0.63，接近于估算的上地幔4He/40Ar值2～3（O’Nions et al.，1994）。

在（3He/4He）-（40Ar/36Ar）图（图1-1-7）中，可以看到He、Ar同位素特征是原始地幔和放射性成因源的混合结果，这是因为数据点基本分布在P-R混合线附近。

图1-1-7（3He/4He）-（40Ar/36Ar）关系图

P—地幔柱；A—空气；M—洋中脊地幔；R—放射性成因；C—地壳；○—本区结果

库鲁克塔格地区辉绿岩的He、Ar同位素地球化学资料表明其岩浆来源于地幔。现今He同位素组成表明为地幔来源He与放射性成因He或地壳He的混合物。氩同位素初始值还较少被关注，主要原因：一是初始氩的存在得到承认的时间较晚；二是氩初始值的变化范围很大。Kaneoka＆Takaoka（1985）对不同源区物质的40Ar/36Ar和3He/4He初始值进行了研究，区分了四种来源：大洋中脊玄武岩（MORB）、地幔热柱（Plume）、陆壳和大气。并给出四种端元组分的3He/4He、40Ar/36Ar参考值分别为1.1×10-5、2×104；6×10-5、350；4×10-7、1500；1.4×10-6、295.5。

库鲁克塔格地区基性岩脉的40Ar/36Ar初始值为507，与地幔热柱的值最接近，可能是地幔热柱成因的岩浆在上侵过程中，受到地壳物质的混染，初始值有所提高。

根据岩石样品的主元素、微量元素及其稀土元素的特征分析（Zhang Zhicheng，et al.，1998），本地区的基性岩墙群为钙碱性系列玄武岩，具有低Al2O3，高FeO*、CaO等的特点，轻稀土元素和大离子亲石元素明显富集，而部分过渡金属元素发生亏损。也反映有大量的陆壳物质熔融加入。

综上所述，库鲁克塔格基性岩墙群具有地幔热柱成因，它可能与塔里木、天山构造带发育的早二叠世裂谷作用有关。同时也暗示，上述地区的裂谷作用可能受到更深层次构造活动的控制，也许是壳幔边界活动影响的结果。

六、大地构造意义

根据岩石样品的主元素、微量元素及其稀土元素的特征分析，本地区的基性岩墙群为钙碱性系列玄武岩，具有低Al2O3，高FeO*、CaO等的特点，轻稀土元素和大离子亲石元素明显富集，而部分过渡金属元素发生亏损。

辉绿岩的3He/4He值变化不大，介于（2.03～7.1）×10-7。明显大于放射性成因的3He/4He值，远远小于地幔的3He/4He值，这说明岩石中的He同位素不是单一放射成因的。岩墙群的40Ar/36Ar值变化范围为803～1214，表现出明显的相对于空气的40Ar过剩。36Ar变化不大，介于（1.60～3.29）×10-8，40Ar浓度具有相似的特点，为（1.94～3.58）×10-5，40Ar/36Ar初始比为507。较高的40Ar/36Ar初始比值，明显高于大气氩，高于地幔羽型（P型），低于MORB型（M型），反映了深源氩的信息（Kaneoka＆Takaoka，1985），由此揭示出基性岩墙群岩浆可能源自地幔。库鲁克塔格地区辉绿岩He、Ar同位素特征是原始地幔和放射性成因源或地壳源的混合结果，它可能与塔里木、天山构造带发育的早二叠世裂谷作用有关。同时也暗示，上述地区的裂谷作用可能受到更深层次的构造活动的控制。

基性岩墙群是大规模伸展构造作用的产物（Fahrig，1987；陈孝德等，1994），固结深度一般在5～15km（陈孝德等，1983），也就是中地壳，并且严格受构造应力场的控制。早二叠世基性岩墙群的确定，反映了本区二叠纪初期大规模的伸展构造作用的存在。也与这一时期塔里木盆地其他地区的基性火山岩和岩墙群的发育时间相一致（杨树锋等，1996）。说明整个塔里木盆地的北部地区，在晚古生代末期经历了一次大规模的伸展作用。这一时期的伸展作用可能与古生代末天山造山作用隆升背景下的后伸展作用有关。同时也说明二叠纪初期至今库鲁克塔格地区隆起上升5～15km，这与本地区广泛出露前寒武系基底的地质证据相吻合。

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（张志诚 郭召杰 刘树文 刘玉林）

康玉柱

（中国石化新星石油公司西北石油局，新疆乌鲁木齐　830011）

摘要　1984年9月西北石油局在塔北设计的沙参2井实现了我国古生代海相油气田首次重大突破后，开创了油气勘探的新领域。特别“九五”以来，塔河油田的发现和探明，加大了古生界的勘探和研究力度，并取得了重大进展：油气的重大突破、奥陶系古岩溶和储集体研究取得新进展、初查了塔河大油田特征及勘探技术方面的进步等。

关键词　盆地；古生代；油田

1965年著名石油地质学家朱夏就指出：“中国油气勘探实践说明，盆地发展存在两个重要差异，从印支运动前后可以划分出古生代盆地和中新生代盆地”，并多次提出古生代有较好的油气前景。我们从60年代末，就开始研究塔里木盆地古生代成油条件。特别是1984年9月在塔里木盆地北部我们设计的沙参2井实现古生代海相油气首次重大突破后，开创了塔里木盆地古生代勘探新领域。经过攻关研究计算的塔里木盆地油气资源量为206×108t，其中古生界海相地层油气资源量为160×108t，约占全盆地油气资源总量的4/5；目前已发现26个油气田（其中以古生界海相为油源的油气田15个），其中大、中型油气田12个，已获探明油气地质储量达10×108t；1999年原油产量529×104t、天然气3.9×108m3，其中古生代海相油约300×104t。

特别已探明塔河大油田（储量1.07×108t），表明古生代海相油气的巨大潜力。

1　油气的重大突破

1.1　发现和探明多个油气田

自1995年以来，我局加强了古生界油气勘探工作，1996年首先在沙雅隆起艾协克地区开展大面积三维地震。于1997年西北石油局在艾协克地区（塔河3～4号）沙46、沙48井于奥陶系获高产油气流后，又迎来了新一轮勘探古生界的高潮。近年来主要成果有如下几个方面[2]。

（1）在盆地的4个隆起（沙雅隆起、卡塔克隆起、巴楚隆起及顺托果勒隆起）上有40多口探井获工业油气流。石炭系和奥陶系油气具有多层特点。共发现大型油气田2个，中型油气田8个（表1、2）。

（2）1999年探明塔河大油田，其储量为10746×104t，成为塔里木第一个超大型油田。

（3）1997年9月中国石油集团公司塔里木石油勘探指挥部（简称塔指）施工的玛4井于下奥陶统获高产气流后，改称和田河气田，探明天然气储量620×108m3。

（4）1997年12月后“塔指”又在轮南地区设计轮古1、轮古2井在奥陶系获高产油气

表1　塔里木盆地奥陶系油气田表　（据西北石油局和塔指资料）

表2　塔里木盆地石炭系油气田表　（据西北石油局及塔指资料）流，使该区古生界储量不断扩大。

（5）1998年“塔指”在顺托果勒隆起北部哈德地区哈1井于石炭系获工业油气流，经过评价哈德油田获探明储量1008×104～t。

1.2　地质储产量快速增长

（1）目前，在该盆地古生界获得的地质储量为5.25×108t，占全盆地总储量一半左右。

（2）1999年古生界石油产量增长到300×104t，为全盆地产量的3/5左右。

2　石油地质理论的重大进展

2.1　古生代海相成油理论的建立

1984年9月西北石油局在塔北地区高左的沙参2井于井深5391m奥陶系喜获高产油气流，日初产油1000m3、天然气200×104m3，成为我国古生界找油的重要里程碑。之后，又连续发现古生界油气田。经过“七五”、“八五”科技攻关研究总结了塔里木盆地和国内有代表性古生界油气田的成藏特征，于1992年首次建立了我国古生代海相成油理论（专著：塔里木盆地古生代海相油气田、中国古生代海相成油特征）。“九五”以来，又充实了这一理论。其主要内容如下[1]。

（1）多时代、多类型盆地叠加复合是形成巨大的海相沉积体，并造就形成丰厚油气资源的构造、沉积背景和良好环境的重要因素。

（2）多时代生油岩、多期生油。各盆地古生界生油岩有：上震旦统、寒武—奥陶系、志留系、石炭系—二叠系等。由于盆地长期处于多旋回条件，使生油岩具长期生油特征。因此，油气资源十分丰富。

（3）多时代、多类型的储集层系有：震旦系、寒武—奥陶系、志留—泥盆系及石炭—二叠系。

上覆的中新生界储集层，储集岩有：碎屑岩、碳酸盐岩及火山岩等。而碳酸盐岩储集空间为孔洞缝。大油气田形成的重要因素之一，是洞、缝、孔储集体发育。

（4）油气具有长距离运移的特征。实践表明，古生界生成的油气，可通过区域性不整合、断裂等作长距离运移，水平运距达几十至上百公里，垂直运距达几百米至上千米。这是有别于陆相找油的特征之一。

（5）多期成藏。由于该盆地具多期、长期生油之特点，造就了多期成藏。其主要成藏期有海西早期、海西晚期，印支-燕山期，喜马拉雅期，但以海西晚期和喜马拉雅期为主要成藏期。

（6）多油气藏类型及多成藏模式。盆内古生界油气藏类型丰富多彩，可划分为三大类（构造、地层、岩性）、14亚类。古生界成藏模式有古生古储（古生界生油岩生成的油气，又储集到古生界中）、后生古储（古生界晚期生成的油气，又储集到古生界中）、后生中储（古生界晚期生成的油气，储集到中生界中）和后生新储（古生界晚期生成的油气，储集到新生界中）。

（7）油气分布特征。古生界海相油气田主要分布在古隆起、古斜坡、断裂带和区域性不整合面附近。

根据上述理论的指导，我局自1992年后在沙雅隆起、中央隆起区上发现了油气田，如巴楚-麦盖提地区发现了巴什托、亚松迪油气田；1998年又探明了塔河超亿吨级大油田（探明储量1.07×108t）等，使塔里木盆地古生界油气勘探开发推向了新的热潮。

2.2　奥陶系古岩溶研究的新进展

多年来通过几十口深井的各种资料及物探资料的研究，对塔里木盆地奥陶系古岩溶有了新的认识。古岩溶形成的因素主要有下面几个。

（1）岩性

由于碳酸盐岩中各岩性的化学溶解度不同，故被溶蚀的程度也不同，直接影响了岩溶的发育。实践证明，灰岩、泥质灰岩易被溶蚀。

（2）断裂

实践证明，断裂的破坏作用对岩溶的发育起着重要作用。但不同的岩性对其破坏作用程度也不同，总的物理破坏量白云岩最高，抗拉强度最低。因此，不同的物理破坏结果对后期岩溶发育程度的影响也是不同的。

断裂对岩溶的控制作用主要表现为：增加了岩石的渗透性，改善了岩溶水的循环系统，增大了可溶岩溶蚀面积。

（3）地貌

一般情况下，古地貌相对高的地区，地表及渗流岩溶带发育，并以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重；岩溶洼地，溶蚀程度高，充填和塌陷严重，但潜流岩溶带发育；岩溶缓坡，岩溶发育程度相对适中，有利储集空间发育，是油气勘探的最佳领域。塔河油田大部分地区均处于岩溶缓坡，是寻找大型油气田的最佳区域之一。

（4）古气候条件

古气候条件是影响岩溶发育程度的另一个重要因素。潮湿、温暖、降水量丰富的气候条件有利于岩溶发育；高温、干旱的气候虽然不利于岩溶发育，但可产生较强的物理风化作用，为后期的岩溶作用提供了有利条件。

（5）古水系

在岩溶区，古水系往往形成地下水系与地表水系两大类。地下水系受断裂系统和岩石性质的影响，多形成不同的地下水文网，控制着岩溶系统的分布。地下水文网供、排水系统完善的岩溶发育程度高，溶洞发育，充填也严重。地表水系沿地表岩溶冲沟、断裂带，形成塌陷的溶洞。沿地表水系主干流两侧异常发育侧向溶蚀洞穴、具层状的排水洞。

2.3　奥陶系碳酸盐岩储集体研究的进展

从多口井的实际资料研究认为，碳酸盐岩储层以孔、洞、缝作为储集的空间，形成双重或多重孔隙介质的特殊储层。碳酸盐岩基质孔隙度一般小于2%，对储层的好坏影响不大。储层的好坏主要看洞、缝的发育程度，即后期的构造及岩溶改造的程度。

受多期构造运动及岩溶作用的影响，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩中发育多期裂缝及溶蚀孔洞，它们构成了奥陶系灰岩的主要储集空间。但是裂缝和溶蚀孔洞的分布极不均一，从而储层在纵、横向上具有极强的非均质性，主要表现在洞缝发育的多少和大小、充填情况、洞缝空间组合类型的不同，从而造成储渗能力的千差万别。

阿克库勒凸起奥陶系灰岩储集层主要有4种储集类型，其一是裂缝—孔洞型，储渗空间以孔洞为主，裂缝次之，是最好的储集类型，如S48井等；其二是孔洞—裂缝型，孔洞及裂缝对储集均有贡献，如S47井等；三是裂缝型，裂缝是主要通道和储集空间，孔洞相对不发育，如S46井、S14井等；四是生物滩相孔隙型，以自生粒间孔、溶蚀孔为储集空间，如S76井、S60井、S68井等。

储集体分布规律从纵向上看有两个主要缝洞发育带：一是风化面附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育带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。中上奥陶统与下奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带，并获油气突破。

3　塔河大油田特征

塔河大油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起的西南部斜坡上，已控制面积约700km2（图1）。

3.1　地层特征

该油田地层发现较齐全，从震旦—第三系均有沉积，但其北部缺失志留—泥盆系及上奥陶统。

图1　塔河油田分布图

阿克库勒凸起从加里东中期开始隆起，北部缺失了中上奥陶统。海西早期快速抬升，所以北部缺失了志留—泥盆系地层。石炭纪又广泛海浸全面覆盖本区。但海西晚期再次抬升，使本区缺了上二叠统及下二叠统的部分地层。中新生代为浅坳盆地演化阶段，沉积了较齐全的中新生代地层。

3.2　生油岩

该油田的油源岩为寒武—奥陶系碳酸盐岩。从原油性质及包裹体分析，塔河油田成藏形成期以海西晚期和燕山-喜马拉雅期为主。

3.3　油田储层特征

下石炭统及三叠系为砂岩储层，其储集物性较好。奥陶系主要为微-细晶灰岩，以亮晶、砂屑灰岩为主。储集类型为裂缝型、裂缝-溶洞型及裂缝-孔（洞）型。它们的发育程度主要与岩溶地貌、断裂、古水流系统及岩石性质有关。

该油气藏储集体发育非均质性很强，纵、横向分布差异性较大。但其奥陶系油藏纵向分布有3层（图2），自上而下为：奥陶系顶部风化壳、渗流带及潜流带。油气主要分布在从奥陶系顶部风化面以下200m范围内。

图2　塔河油田3区油藏剖面示意图

3.4　油藏类型

下石炭统及三叠系油藏主要为背斜型。下石炭统还存在岩性尖灭型油气藏。奥陶系油藏有三大类，即构造型、地层岩性型及复合型（表3）。

表3　塔河油田奥陶系油藏类型表

3.5　油气水特征

3.5.1　原油特征

据现有资料分析，三叠系及下石炭统的油为轻质油或凝析油，且含气层。奥陶系的油为西北重东南轻，即：塔河6号、4号为重质油（4号区平均原油密度0.957g/cm3）；中部的塔河3号区以正常原油为主（原油密度平均0.82g/cm3）；东南部的塔河1号区为轻质原油。油内含硫量亦有类似的变化。

3.5.2　水的特征

奥陶系油藏总体为底水油藏。目前控制的700km2范围内底水多处在5690～5700m，但又不是统一的油水界面。塔河6号区西北角的沙81井底水在5750m附近，这是目前底水面最深的一口井。油区内底水面变化是北高南低，东高西低。

3.6　前景展望

2000年塔河油田勘探开发取得了重大进展：①扩大了奥陶系含油面，从200km2扩展到700km2左右，在潜丘、平台及低凹部位的探井均发现油气流，因此认为基本连片含油；②地质储量快速增长，去年已获探明储量1.07×108t，今年可增加探明储量4000×104t左右；③又在中上奥陶统灰岩中打出高产油气流，另在沙76井发现了生物滩含油，开拓了新领域；④进一步认识了奥陶系储集体的发育特点及分布特征，使提高钻井命中率有了新科学依据；⑤2000年西北石油局原油产量从1999年的109×104t可上升到190多万吨，原油产量增加的幅度相当可观；⑥据目前成果预测，塔河大油田探明＋控制＋预测储量达2.9×108t左右。笔者认为，2至3年内可拿到3×10～53×108t的超大型油气田。

4　古生界碳酸盐岩油气勘探开发技术进展

在“九五”期间，特别是从“十五”以来，以国家科技攻关项目为龙头的深入研究，初步形成了一套适应塔里木盆地古生界碳酸盐岩油气勘探开发的技术系列，主要包括以下几个方面。

4.1　区域评价选区技术

通过建立地层层序、地层对比，编制岩相古地理图，识别和确定生油岩，在搞清区域构造的基础上进行油气前景评价，优选靶区和突破点。

4.2　碳酸盐岩储层预测及油识别地球物理技术

通过二维、三维地震资料的深入研究和特殊处理，总结出了溶洞发育带具有低速度、弱振幅、低频率、层速度异常、弱相关性等特点，研制开发了储层精细成像处理、三维相干体处理、地震特殊参数提取分析、波阻抗反演技术、烃类直接检测、三维可视化等6大技术，初步形成了一套碳酸盐岩储层预测的物理方法技术系列，有效地指导了勘探开发，为塔河油田扩大含油面积、增储上产提供了科学依据。

4.3　深井碳酸盐岩欠平衡钻井技术

根据盆内碳酸盐岩储层的漏失特点和现有设备，采用了常规、万能、旋转防喷器、液体分离器等配套设备，选用无固相钻井液体系，细化压井和深井技术工艺，重建了井底正常压力状态和方法等，完井器口现场应用达到了欠平衡钻井的设计要求。

4.4　深井碳酸盐岩储层完井技术

由于碳酸盐岩裂缝带后效应较强，采用了胶溶性暂堵钻井完井液和酸化压裂改造等增产技术，提高了单层裸眼完井、中高产多层且无法套管射孔完成ECP完井、低产多层射孔完井、低产单层裸眼射孔完井等不同完井方式，为多油组的有效分隔和分层评价提供了有效完井技术。

4.5　深井碳酸盐岩储层预测技术　根据盆内碳酸盐岩储层高温、高压、深埋、油品粘度大等特点，采用了套管挂壁测试、裸眼支撑测试，裸眼挂壁测试、裸眼膨胀跨隔测试、裸眼PIP测试等技术。

4.6　深井碳酸盐岩储层改造技术

针对盆内碳酸盐岩储层非均质性严重的特点，采用大酸量、大排量封隔酸压作业，一批深井和开发井由不出油至产油量达标或高产，储量和产量增加效果明显。

4.7　碳酸盐岩油气田评价技术

该类油气田评价属世界性难题，据其油气藏特点，采用油气描述、油气藏建模等技术，进行油气藏评价及地质储量计算等。

4.8　深井碳酸盐岩油气试采和试验性开发技术

近几年来，通过对塔河油田和雅克拉凝析气田的试采和试验性开发工作，初步探索了油气田开发的技术及工艺。

参考文献

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