0 引言

进入海相盆地深部碳酸盐岩地层寻找油气是中国未来油气勘探的趋势之一^[1]。塔里木盆地作为中国西部典型的含油气盆地，广泛发育碳酸盐岩油气藏^[2]。其中，盆地中部的塔中隆起奥陶系碳酸盐岩地层油气成藏条件优越，吸引了众多研究^[2-4]。经过20多年的努力，塔中隆起奥陶系油气勘探取得重大突破，相继发现了上奥陶统良里塔格组礁滩型油气藏和下奥陶统鹰山组风化壳型油气藏，探明储量超过10亿吨^[5]。然而，2012年以来，隆起北部斜坡带西部空白区油气勘探进展缓慢，中古50、中古42等探井相继失利，引起学者重新对该区碳酸盐岩油气藏的形成问题进行更加深入和广泛的探讨^[6-7]。以往研究主要单独集中于烃源岩和油气藏，认为塔中隆起奥陶系主要为来自于寒武系—奥陶系烃源岩的混源成因油气^[8-16]，油气藏分布受断裂^{[7, 17-18]}、不整合面^[19-20]、盖层^[20-21]等多因素控制，而对油气从源到藏的运聚过程研究相对薄弱，尤其是对油气输导体系配置关系及其控藏作用的认识还不完善。由于油气输导体系是连接源与藏的纽带，油气运移距离和分布范围决定着油气勘探目标的选择，所以塔中隆起奥陶系油气运聚机制成为该区碳酸盐岩油气勘探研究中一个亟待解决的问题。本文对塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气藏多元地质条件及其空间配置关系进行综合分析，确定油气运聚主控因素，并以此为基础总结该区油气成藏模式，试图对指导该区下一步油气勘探、丰富海相盆地油气成藏理论做出一定贡献。

1 地质背景

塔中隆起为一个长期发育的继承性古隆起，可划分为塔中I号断裂坡折带、北部斜坡带、南部斜坡带、中央断垒带和东部潜山带五个构造单元^[4](图 1)。该区古生界寒武系—志留系均有发育，目的层奥陶系发育三套储盖组合：1)良里塔格组礁滩体储层与桑塔木组泥岩盖层的储盖组合；2)鹰山组风化壳型储层与良里塔格组泥灰岩盖层的储盖组合；3)蓬莱坝组下储上盖的储盖组合(图 2)。良里塔格组储层岩石类型以礁灰岩和颗粒灰岩为主，海平面的短期频繁变化导致礁滩体暴露风化，极大的改善了储层物性；鹰山组为一套断裂裂缝作用改造的岩溶储层，孔隙空间以岩溶次生孔洞为主；蓬莱坝组为一套白云岩为主的地层，后期经埋藏岩溶作用及深部热液作用强烈改造，形成大量的有效次生孔隙，为潜在的油气产层^[22-23]。

塔中隆起经历多期构造运动^[24]，形成复杂的断裂体系与不整合面。断裂主要包括NW向逆冲断裂与NE向走滑断裂，前者以塔中Ⅰ号断裂、塔中10号断裂及塔中40号断裂为主，后者自西往东依次为中古17号断裂、塔中86号断裂、塔中85号断裂、中古3号断裂、塔中82剪切走滑断裂等(图 1)。塔中Ⅰ号断裂在寒武纪—早奥陶世为伸展构造状态，到中奥陶世，构造反转，转化为该区最早的逆冲反转断裂体系，塔中40号断裂、塔中10号断裂等及由它们控制的次级断裂，在早奥陶世末开始活动，奥陶纪末以断褶作用为主，奥陶纪以后没有大的断裂活动^{[17, 25]}。断距相对较小的走滑断裂及其次级断裂形成于中晚加里东期，并在早海西期持续活动^{[18, 26]}。研究区奥陶系不整合面主要为下奥陶统—上奥陶统及上奥陶统—志留系界面^[27](图 2)，其中下奥陶统鹰山组顶面不整合之下碳酸盐岩储层经历强烈的风化淋滤作用，溶蚀孔洞发育，与断裂裂缝一起构成孔渗性较好的“孔—缝—洞”系统^[28]。

塔中含油气区有效烃源岩复杂，油气具有多区、多源混合特征^{[8-16, 29]}。层位上，奥陶系油气具有寒武系—下奥陶统烃源岩与中上奥陶统烃源岩成因油气混合的特征，两套烃源岩均进入生油气高峰^[8-16]。寒武系—下奥陶统烃源岩主要形成于非氧化沉积环境，以黑色硅质灰岩、黑色页岩为主，厚度为300~450 m，TOC为1.2%~3.3%，烃指数为2.10~250.37 mg/g，R_o为1.64%~3.61%；中上奥陶统烃源岩主要形成于台地边缘灰泥丘相等沉积环境，为藻类生物发育的深色灰岩和含泥灰岩，厚度为100~200 m，TOC为1.20%~2.56%，烃指数为6.10~531.06 mg/g，R_o为0.81%~1.30%。同时，寒武系—下奥陶统烃源岩和中上奥陶统烃源岩成因油气之间存在一系列的显著差异：寒武系—下奥陶统烃源岩成因原油中甲藻甾烷、三芳甲藻甾烷、24降胆甾烷的含量普遍高，C₂₇、C₂₈、C₂₉三例规则甾烷构成“V”型，碳同位素偏重；而中上奥陶统烃源岩成因原油中甲藻甾烷、三芳甲藻甾烷、24降胆甾烷的含量普遍偏低，C₂₇、C₂₈、C₂₉三例规则甾烷构成反“L”型，碳同位素偏轻。研究表明，隆起内部良里塔格组、鹰山组储层中寒武系—下奥陶统烃源岩成因油气的混源比分别为6%~78%与8%~73%；且随着储层埋深的增大，目的层中寒武系—下奥陶统烃源岩成因油气的混源比例逐渐增大^[29-30]。区域上，奥陶系油气具有隆起本地烃源岩成因油气与满加尔坳陷异地烃源岩成因油气交叉混合的特征^[30-32]，其中满加尔坳陷烃源岩厚度较大且分布范围较广，其生成的油气主要通过塔中I号断裂进入目的层，随着运移距离的增大，油气充注强度向隆起内带逐渐减弱，表现为内带储层中满加尔坳陷烃源岩成因油气的混源比下降^[6]。多区多套烃源岩经历多期构造变动，使得研究区经历多期油气充注：加里东中期、海西晚期以原油充注为主，喜山期以天然气充注为主^[33-34](图 2)。

2 油气运聚过程主控因素 2.1 油气垂向运移控制因素

多层段含油气是塔中隆起的一个基本特点^[35]。深部寒武系—奥陶系烃源岩成因油气于上部碎屑岩地层及奥陶系良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组多层段聚集成藏，需要突破巨厚的中寒武统膏盐层、上奥陶统桑塔木组泥岩层等封盖层；因此，断裂、源储接触关系、区域盖层的配置关系尤为重要。

2.1.1 断裂控制油气的长距离运移

前已述及，塔中隆起断裂多期活动，向下与寒武系、奥陶系烃源岩直接接触，向上断至石炭系(图 3)，且活动时期与油气充注时间相互匹配，对区内油气分布具有明显的控制作用。紧邻塔中I号断裂的塔中83油气藏，下奥陶统鹰一段、鹰二段和上奥陶统良一段、良二段均为含油层系，塔中10号断裂附近的塔中12油气藏、塔中40号断裂附近的塔中47油气藏等，从上奥陶统良里塔格组至石炭系均含油气，为复式油气藏，含油层系明显多于远离油源断裂带的中古6油气藏等(图 3)，表明断裂控制油气的长距离运移。

靠近中古3号走滑断裂的塔中11油气藏、靠近塔中10号断裂的塔中12油气藏原油地化参数对比分析表明：从深部奥陶系到浅部志留系，Ts/Tm、C₂₉Ts/(C₂₉Ts+C₂₉Tm)、4-MDBT/1-MDBT、4, 6-DMDBT/1, 4-DMDBT、2, 4-DMDBT/1, 4-DMDBT和含氮化合物总量等逐渐变小，1, 8-DMCA/1, 7-DMCA、1, 8-DMCA/2, 7-DMCA等逐渐增加，说明原油沿断裂从深部向浅部长距离运移并聚集成藏(图 3)。△R3(|R₃-R₄|/R₄)指数往往被用于天然气运移研究，随着运移距离的增大，R₃逐渐增大，R₄逐渐减小，即△R3指数增大的方向为天然气的运移方向^{[18, 36]}。通过塔中10号断裂附近的ZG44C、ZG43、ZG431、ZG51井各产气层天然气烃类组分分析表明，深部层段△R3指数明显小于浅部层段，表明天然气沿塔中10号断裂发生明显的长距离纵向运移(图 4)。

2.1.2 源储接触关系控制油气的短距离运移

除了长距离运移外，塔中隆起烃源岩与储层的接触关系控制了油气的短距离近源运移成藏。地质历史时期鹰山组叠置发育的礁滩沉积经历多期构造变动及差异溶蚀作用，物性出现较大差异，表现为高孔渗风化壳储层段、相对较致密储层段上、下叠置的地层分布格局，且上下两套储层的分界线分布在不整合面之下250~300 m左右^{[35, 37]}(图 5)。鹰山组上部高孔渗风化壳储层段与上奥陶统良里塔格组烃源岩层段直接接触，下部相对较致密储层段与寒武系—下奥陶统烃源岩直接接触，上述源储接触关系控制了两套储层的含油气性。统计分析表明，鹰山组下部相对较致密储层段越接近寒武系—下奥陶统烃源岩，其为干层的概率越小，油气层含油饱和度越大(图 5)。相似的，鹰山组上部高孔渗风化壳储层段含油气性与储层距良里塔格组烃源岩距离之间也具有负相关性，表明储层与烃源岩之间的距离控制了油气的近源运移充注。

2.1.3 盖层控制油气垂向运移的层位

塔中隆起奥陶系发育桑塔木组泥岩区域盖层和良里塔格组良3-5段泥灰岩直接盖层。桑塔木组区域盖层平均厚度为600 m左右，主要分布于隆起北部斜坡带上，向西逐渐减薄，对下部良里塔格组、鹰山组油气都具封盖作用。良3-5段直接盖层厚度较大、连续性较好，上覆于鹰山组储层之上。勘探成果表明，研究区从寒武系到石炭系均发现了油气，但从下部寒武系—奥陶系到上部志留系—石炭系，油气探明储量明显变少，直至二叠系及上覆地层基本无油气分布(图 6)。同时，对奥陶系而言，下部鹰山组油气储量明显较上部良里塔格组大(图 6)。油气储量纵向变化特征说明，上奥陶统厚度巨大的泥岩、泥灰岩盖层影响了油气垂向运移距离，控制了油气垂向聚集的层位。

2.1.4 油气垂向运移的综合控制作用

断裂、源储接触关系、盖层分别控制了油气在纵向上的运移距离与聚集层位。然而，油气运移距离的大小和聚集层位的多少，取决于三者之间的配置关系：1)当断裂突破奥陶系直接盖层及区域盖层断至志留系、石炭系时，油气运移距离最大，形成下部碳酸盐岩油气藏、上部碎屑岩油气藏共存的复式油气藏，如塔中11、塔中16油气藏(图 7a)；2)当断裂只断穿直接盖层而没有突破区域盖层时，油气运移的距离中等，形成奥陶系良里塔格组、鹰山组多层段油气共存的油气藏，如塔中83油气藏(图 7b)；3)当断层只是储层内部断裂，油气的纵向运移距离较小，只能进入相邻储层近源汇聚，即源储纵向叠置关系控制其分布，具体表现为储层越靠近烃源岩，含油气性越好，如塔中84区块良里塔格组下部靠近寒武系—下奥陶统烃源岩的储层含油气性明显较上部储层好(图 7c)。

2.2 油气侧向运移控制因素

塔中隆起奥陶系油气大范围分布，尤其是北部斜坡带鹰山组风化壳储层连片含油气^[37]，表明研究区目的层油气存在大规模侧向运移，这与构造背景、不整合面、渗透性输导层、断裂的配置关系密不可分。

2.2.1 构造背景控制油气的侧向运移方向

油气运移充注时期目的层的构造形态对研究区油气运聚方向具有重要的控制作用，油气多由构造低部位向构造高部位运移聚集，构造高点圈闭为油气运聚的指向区^[38]。塔中隆起构造演化形成的高点圈闭大致可分为四期^[39]：1)晚奥陶世—泥盆纪，为挤压背斜构造高点圈闭形成期；受到塔中Ⅰ号断裂及其他几条大断裂控制，构造高点圈闭主要分布在中1区块、塔中Ⅰ号坡折带和塔中10号断裂带上，且大都保存至今。2)石炭纪—早二叠世，为披覆潜山背斜构造高点圈闭形成期；塔中Ⅰ号断裂基本停止活动，而中央断垒带等构造区断裂活动形成构造高点，它们大多在后期构造运动的改造和调整作用下被破坏。3)早二叠世晚期，为火山岩构造高点圈闭形成期；该时期形成的火山岩构造高点主要分布在塔中40号断裂带等，如保存至今的塔中47构造圈闭。4)中、新生代挤压背斜构造高点圈闭形成期，分布比较局限；如巴东2井构造高点圈闭主要形成于早第三纪末期以来。上述构造高点形成特征表明，研究区现今构造高点的分布由各时期形成的古构造高点演化而来，能够一定程度上综合反映地质历史时期油气运聚的特征。以“体积平衡”理论为指导^[40]，绘出塔中隆起奥陶系鹰山组、良里塔格组现今顶面构造图。整体上，鹰山组、良里塔格组顶面构造背景较为一致：塔中I号坡折带、塔中10号断裂带及中1区块是继承性的相对高部位，为油气侧向运移的优势汇聚区，该区现今发现的大量油气藏证实这一观点；塔中10号断裂带以西的低洼处不易油气汇聚，是研究区水体最频繁的地区(图 8)。具体的，通过高密度观察和对比奥陶系纵横向地震剖面，总结流体、断裂分布特征，发现塔中隆起北部斜坡带奥陶系存在多个由局部构造高点、断裂构成的局部圈闭^[7](图 8，9)。局部圈闭的构造高部位多出现工业油气流井，底部多为低产井或者水井，且高部位储层油气产能、含油饱和度普遍比底部储层高(图 9)，证实了局部高点为油气运聚的优势场所。综上，研究区目的层整体斜坡、局部高点共存的构造格局，控制了油气的侧向运移调整方向。

2.2.2 不整合面、渗透性输导层与断裂构成油气侧向运移通道

塔中隆起奥陶系对油气侧向运移贡献最大的不整合面为鹰山组顶部不整合面，其在整个北部斜坡带均有分布，且缺失风化黏土层，输导能力强。统计分析表明，随着距鹰山组顶部不整合面距离的增大，钻具放空、钻井泥浆漏失等工程异常逐渐减少(图 5)，表明储层物性远离不整合面逐渐变差。同时，对鹰山组上部风化壳型储层段油气产能、油气富集概率、含油饱和度分析表明，远离不整合面，含油气性急剧变差，说明该不整合面通过控制其下部储层物性的方式，控制着目的层油气的横向运移与聚集(图 5)。

塔中隆起奥陶系渗透性输导层是指基质孔隙不发育的层段，储集空间主要为与不整合风化、断层有关的构造裂缝及溶蚀裂缝、孔、洞，包括鹰山组不整合面之下的“淋滤型”输导层和良里塔格组礁滩层的“内幕型”输导层。鹰山组不整合面之下的碳酸盐岩经历长期的风化淋滤，形成以缝、洞系统为主要储集空间的高孔渗“淋滤型”输导层(图 10a~h)；良里塔格组“内幕型”输导层主要是构造成因的断裂裂缝带及深埋条件下形成的溶蚀孔洞层(图 10i~l)，其中深埋溶蚀作用往往与深部热液流体的改造作用等因素有关^[35]。两套渗透性输导层往往可见沥青、油气包裹体(图 10c，d，i，j)，证实其为油气的输导通道及富集场所。

塔中隆起奥陶系油气大范围侧向运移过程中，断裂的输导尤为重要。研究区上奥陶统良里塔格组缺乏规模性的不整合面，油气侧向运移受到限制。同时有利沉积相带是渗透性输导层形成的基础^[41]：塔中I号坡折带台地边缘礁滩相发育各种溶蚀孔洞、断裂裂隙，形成高效输导层，而台地内部低能沉积相带礁滩体分布较少且不连续，虽然存在局部暴露淋滤，也很难形成渗透性输导层。因此，研究区良里塔格组油气要发生NE—SW方向大规模运移，NE向走滑断裂的输导必不可缺。以塔中86号断裂为例，根据断裂发育特征和油气分布情况分析发现，油气主要沿该断裂走向发生运移(图 11)：1)断裂为油源断裂，NE端沟通满加尔坳陷烃源岩，SW端沟通隆起内部烃源岩，并且基本不断穿上覆泥岩盖层，垂向上受盖层限制；2)构造发育史表明，在成藏关键时期，塔中86号断裂活动开启^[17]；3)自NE向SW部，目的层构造格局逐渐升高；4)沿断裂走向，油气性质发生规律性变化，证实油气沿断裂走向发生运移。

2.2.3 油气侧向运移的综合控制作用

塔中隆起大型继承性斜坡上发育的局部构造高点为油气的侧向运移提供了优势指向区，不整合面、渗透性输导层、断裂等构成了油气侧向运移的良好通道。因此，构造背景、不整合面、渗透性输导层、断裂的配置关系控制着研究区目的层油气侧向运移方向、通道和距离：当油气侧向运移方向、断裂走向与渗透性输导层展布方向一致且发育不整合面时，最有利于油气的侧向运移，其运移距离可达数千米；当不整合面发育，但油气侧向运移方向与断裂走向、渗透性输导层展布方向中的某一项垂直或斜交时，由于受到该因素的阻挡，油气侧向运移距离较小；当油气侧向运移方向与断裂走向、渗透性输导层的展布方向均垂直，且不整合面不发育时，侧向运移受阻，以原地生储为主。图 12所示为塔中隆起奥陶系沉积相(渗透性输导层的基础)与断裂叠合图，综合图 8、图 12可知：塔中I号坡折带、塔中10号断裂带上油气侧向运移方向、断裂走向与渗透性输导层展布方向(礁滩体展布)在空间上具有良好的配置关系，因此在该区良里塔格组、鹰山组发现大量油气藏。塔中10号断裂带以西，奥陶系礁滩体储层不发育，尤其是良里塔格组断裂也发育较差，油气长距离运移受到限制，多出现干井或者显示井；下奥陶统鹰山组虽然有不整合面的输导，但也仅在断裂相对发育的中古48井区等局部地区分布油气，表明长距离运移的油气相对较少。上述分析表明油气侧向运移方向、不整合面、断裂与渗透性输导层的有效配置决定了油气的分布特征。

2.3 油气分布控制因素

塔中隆起奥陶系油气分布复杂，平面上表现为油井、气井、水井紧邻分布，没有明显的流体相态界限，纵向上油层、气层、水层叠置发育，没有统一的油气水界面及温压系统，表明该区油气聚集过程复杂，这与目的层纵向沉积旋回、优质储层展布、现今构造的配置关系相关。

2.3.1 海平面升降旋回控制油气的垂向聚集层位

油气的纵向聚集层位取决于储层的纵向分布。古构造背景基本稳定的前提下，不同程度的海平面升降及其伴随的可容纳空间变化控制着不同级次的沉积旋回，进而控制着地层的沉积结构和储层分布^[42]。因此，识别不同级次的沉积旋回有助于划分塔中隆起奥陶系礁滩相储层、风化壳储层在垂向上的展布规律。

在Vail海相层序地层学理论的指导下^[42]，综合钻测井、二维和三维地震资料，建立了研究区奥陶系主要产层层序地层格架，划分出9个三级层序及其相应的次级沉积旋回(图 13)：对鹰山组而言，SQ1~SQ4总体上呈现出由白云岩→白云岩夹灰岩→灰云不等厚互层→较纯灰岩的演化趋势。岩性及其组合的变化反映了鹰山组沉积时，海平面呈总体上升的趋势，在上升的过程中出现4次短期的海平面相对下降，形成多套海侵体系域(TST)和高位体系域(HST)的间互沉积，发育相应的储盖组合。对于良里塔格组而言，SQ5~SQ9出现了下部(含泥灰岩段)滩间海相与粒屑滩间互沉积、中部(颗粒灰岩段)粒屑滩与灰泥礁丘间互沉积、上部(泥质条带灰岩段)滩间海与粒屑滩间互沉积的沉积岩性带组合特征，反映出5期海平面的旋回升降。海平面升降变换过程中，在层序界面上下分别发育相对致密的泥质灰岩、泥岩盖层与孔渗性较好的粒屑滩、生物礁储层，为油气富集提供有利场所及保存条件。值得强调的是，SB5界面形成时期，塔中隆起经历中奥陶世构造抬升，海平面迅速下降，沉积可容空间减小，下部鹰山组地层出露地表遭受剥蚀，大规模的风化淋滤作用形成不整合面附近的高孔渗溶蚀带，为现今鹰山组风化壳型油气藏的形成奠定基础(图 13)。综上，塔中隆起奥陶系主要产层发育9套储盖组合，其中上部多个油气富集层与致密层组合已为勘探证实^[35]，而受限于深部钻井的勘探，下部储层段是否含油气有待进一步证实。

2.3.2 优质储层展布控制油气的平面分布

油气在平面上的差异聚集宏观上受控于沉积相的展布，微观上取决于高孔渗优质储层的分布^[43]。在塔中隆起奥陶系沉积相划分的基础上，统计全区78口探井所在沉积相位置及其含油气层段试采结论(图 12，14)：奥陶系油气主要分布于礁滩体及粒屑滩中，少数分布于局限台地和丘滩体中，滩间海和斜坡相中几乎不含油气，这说明沉积相类型对目的层油气聚集范围具有重要的控制作用。进一步结合区域构造背景、断裂裂缝展布及沉积相研究成果，作出研究区奥陶系储层物性分布图(图 14)：研究区目的层油气基本都分布于相对高孔渗储层中(Φ>2.0%，K>0.1×10^-3 μm²)。进一步分析目的层34口井储层段测井孔隙度、渗透率与油气解释成果的相关性，随着孔隙度、渗透率增大，油气层含油饱和度增大(图 15)，表明储层物性控制了油气的差异聚集。此外，从各含油层系已发现油气分布范围来看，油气主要聚集在现今构造的有利部位，如继承性大斜坡背景中塔中I号坡折带、北部斜坡带上的局部构造高部位。

上述分析表明，在构造格局的调节下，优质储层控制着油气的平面分布规律。

3 油气成藏模式

在上述油气运聚主控因素分析的基础上，依据前述塔中含油气区烃源岩研究成果，结合奥陶系储层类型，总结出两种油气成藏模式：根据源储纵向接触关系及油气纵向运移距离，可分为近源混合成藏模式与远源混合成藏模式；基于区域上油气来源及油气横向运移距离，又可分为内部源岩叠加混合成藏模式与内外部源岩交叉混合成藏模式(图 16)。

3.1 近源混合成藏模式

研究区奥陶系鹰山组油气藏为此种成藏模式(图 16中的①型)，如中古48油气藏等。该类型油气藏的特征在于目的层鹰山组与上奥陶统、寒武系—下奥陶统两套烃源岩同时直接接触，形成上部上奥陶统烃源岩、中部鹰山组岩溶储层、下部寒武系—下奥陶统烃源岩的“三明治”式组合。油气纵向短距离运移研究成果表明，下部烃源岩生成的油气近源充注进入鹰山组储层，控制了其下部相对较致密储层段的含油气性变化。油气长距离运移也证实，下部烃源岩成因油气也可通过油源断裂注入鹰山组储层。同时，鹰山组风化壳油气藏形成早期，由于上覆岩层压实作用不强，上部烃源岩生成油气主要以垂直顶渗方式进入鹰山组风化壳；随着上奥陶统良里塔格组底部泥灰岩盖层(烃源岩)本身变得致密及风化壳油气势增大，上部油气只能从侵蚀沟处侧向侵入风化壳。由以上分析可知，“下生中储上生”的近源成藏是该类型油气藏的基本特征。

3.2 远源混合成藏模式

研究区奥陶系良里塔格组油气藏为此种成藏模式(图 16中的②型)，如塔中24油气藏等。该类型油气藏良里塔格组储层直接上覆于其底部泥灰岩烃源层，同时通过断穿鹰山组储层的深大油源断裂与寒武系—下奥陶统烃源岩间接接触。一方面，良里塔格组自身烃源岩生成的油气直接就近顶渗或者侧渗的方式进入储层，具有短距离运移的“下生上储”特征；另一方面，寒武系—下奥陶统烃源岩生成的油气通过油源大断裂或者层间断裂，越过鹰山组不整合风化岩溶带长距离运移进入储层汇聚，形成长距离运移的“下生上储”的成藏模式。由此可知，与鹰山组近源混合成藏模式相比，无上部烃源岩成因油气来源是该类型油气藏的基本特征。

3.3 内部源岩叠加混合成藏模式

此类型成藏模式主要针对塔中隆起北部斜坡带西部，尤其是塔中10断裂带以西的奥陶系油气藏(图 16)。该区域距塔中I号断裂带较远，且不整合面、渗透性输导层、断裂等高效油气输导通道的配置关系较差，同时受隆起构造高部位的隔挡，来源于北部满加尔坳陷的油气充注强度较弱，油气很难经超长距离侧向运移在此汇聚成藏。结合前人研究成果，距塔中I号断裂35 km之外的隆起内带储层，基本没有满加尔坳陷烃源岩成因油气的充注^{[7, 31, 33, 44]}。即该种类型油气藏油气主要来源于隆起内部本地寒武系—下奥陶统、上奥陶统烃源岩成因油气的叠加混合。

3.4 内外部源岩交叉混合成藏模式

此类型成藏模式主要针对塔中隆起北部斜坡带东部，尤其是塔中I号断裂带及其附近的奥陶系油气藏(图 16)。该区域储层除了接受隆起内部寒武系—下奥陶统、中上奥陶统烃源岩生成的油气充注外，由于距塔中I号断裂带较近，且该区目的层不整合面、渗透性输导层、断裂等高效油气输导通道的配置关系好，来源于满加尔坳陷烃源岩成因的油气充注强度大，经塔中I号断裂纵向输导进入储层后，快速向内带运移，于塔中I号断裂附近聚集成藏。即该种类型油气藏油气源于隆起内部及外部满加尔坳陷烃源岩成因油气的交叉混合。

4 结论

(1) 多元地质条件及其空间配置关系控制着塔中隆起奥陶系油气的运聚过程：断裂、源储接触关系、盖层共同控制着油气垂向运移的距离及层位；构造背景、不整合面、渗透性输导层、断裂的配置关系控制着油气侧向运移的方向、通道和距离；海平面升降旋回、优质储层的配置关系控制着油气的垂向聚集层位及平面分布规律。

(2) 根据源储接触关系及油气纵向运移距离，塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气成藏模式又可分为近源混合成藏模式与远源混合成藏模式；根据区域上油气来源及油气横向运移距离，研究区目的层油气成藏模式又可划分为内部源岩叠加混合成藏模式与内外部源岩交叉混合成藏模式。