引言

成岩圈闭概念最早由Wilson提出，认为成岩圈闭是一种在充注油气的古圈闭基础上，由油(气)水界面两侧差异成岩作用形成的一种圈闭，差异成岩作用导致油气被封堵在圈闭内，即使后期构造发生变动，圈闭内的油气也不会发生散逸，并形象称之为“冻结”油气藏^[1]。强子同等在研究四川盆地八角场构造大安寨灰岩时，识别出了类似的圈闭^[2]。目前，成岩圈闭泛指由成岩作用形成的圈闭^[2-7]。成岩圈闭形成过程中，成岩作用既可能形成储层，也可能形成侧向遮挡条件，进而使一些看似无法聚集油气的地方形成油气藏。强子同等将成岩圈闭分为古构造型、成岩型和地层型3种类型^[7]。古构造型成岩圈闭和地层型成岩圈闭是原始圈闭(构造圈闭、地层圈闭)经差异成岩作用封闭再经构造运改造所形成的圈闭，按圈闭成因分类应属于复合圈闭，可分别归为构造-岩性复合圈闭和地层-岩性复合圈闭，可见古构造型和地层型成岩圈闭并不同于构造或地层圈闭，但又与之有深刻联系(后者是前者发育的前提和基础)。成岩型成岩圈闭是非渗透性局部溶解或渗透层侧向胶结封堵所形成的圈闭，圈闭或开放，或封闭，按圈闭成因分类可归为成岩改造形成的岩性圈闭。研究表明，差异成岩作用是成岩圈闭形成的主要机理，可以由岩相、埋藏史、沉降史、早期成岩作用、流体类型等的不同引起^{[1-3, 7-8]}，其结果是使渗透层中形成起遮挡作用的非渗透层，或在非渗透层中形成渗透性的储集体。碳酸盐岩化学性质活跃，是成岩圈闭发育的理想载体，成岩圈闭首次提出也是基于对碳酸盐岩油气藏的研究^[1]。缝洞型储层是碳酸盐岩储层的一种，储层基质基本不具储渗性^[9]，储渗空间为古岩溶产生的溶蚀孔、洞及裂缝，因此，理论上讲，所有与缝洞型储层相关的圈闭都属于成岩圈闭，但本次主要讨论在碳酸盐岩缝洞型储层基础上形成的“冻结”型成岩圈闭(以下称缝洞型成岩圈闭)，即先溶蚀再胶结封闭所形成的成岩型成岩圈闭^[7]。

哈拉哈塘油田是近年来新开发的油田，奥陶系碳酸盐岩为其主要产层，油藏类型属典型的碳酸盐岩缝洞型油藏^[10-15]。开发表明，油田大量油藏表现为天然能量较弱，油水界面不统一等特征，反映油藏具有封闭性，综合分析认为是缝洞型成岩圈闭的表现。目前，成岩圈闭识别方法主要包括构造分析、成岩研究、流体分析等静态地质研究方法^[1-6]，很少有人利用生产动态资料对成岩圈闭进行识别。已识别出的成岩圈闭中，储层类型以孔隙型储层为主(包括砂岩和碳酸盐岩)^{[2-6, 8]}，缝洞型储层的成岩圈闭基本未见报道。本文以哈拉哈塘奥陶系缝洞型成岩圈闭为例，提出两种成岩圈闭的动态识别方法，并讨论了圈闭的主要特征，最后结合前人在储层、成岩、成藏等方面的研究成果，对缝洞型成岩圈闭成因进行分析，以期为该区油气勘探、开发提供地质依据。

1 地质概况

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西部(图 1)，奥陶系整体向西南方向倾斜，构造东北高，西南低，地层较为平缓，走滑断裂十分发育^[9-10]。区内奥陶系自下向上依次发育蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、吐木休克组、良里塔格组和桑塔木组，主力产层位于良三段、一间房组及鹰山组。前人研究表明^[13]，鹰山组、一间房组为开阔台地沉积，岩性以浅色泥晶灰岩、颗粒灰岩为主；吐木休克组为沉没台地沉积，含泥较重，岩性以泥晶灰岩、瘤状灰岩、泥灰岩为主。良里塔格组(自上而下划分为良一段、良二段和良三段)发育碳酸盐岩台地(研究区中-北部)、台缘斜坡和盆地相(研究区南部)沉积，其中，良一段、良三段台地相区岩性以泥晶灰岩、礁灰岩和各种颗粒灰岩为主；良二期水体加深，发育滩间海沉积，岩性主要为瘤状灰岩。

震旦纪以来，区域上经历了多期伸展-聚敛构造旋回^{[11, 16]}。震旦纪-早奥陶世，塔里木克拉通处于伸展构造环境，在拉伸构造作用下，周缘发育裂陷盆地、大洋盆地，内部主要发育克拉通拗陷盆地，研究区处于拗陷盆地碳酸盐台地相区，早奥陶世主要接受了一套碳酸盐岩沉积。中奥陶世-泥盆纪，构造环境由拉伸变为挤压聚敛，在构造挤压作用下，塔里木克拉通周缘裂陷盆地、大洋盆地逐渐闭合，塔北隆起逐渐形成，并在隆起内部的轮南-哈拉哈塘地区形成北东向大型背斜，研究区位于背斜的西冀。中、晚奥陶世，研究区主要接受了一套碳酸盐岩台地-陆棚相沉积，同时由于构造挤压，研究区奥陶系发育大量“X”型走滑断裂^[17]，并分别在一间房末期-吐木休克早期、良里塔格末期、奥陶系沉积末期发育多个不整合面及相关岩溶作用^[12]。研究区缝洞型储层主要形成于奥陶纪末表生期岩溶，该期岩溶作用时，由于当时构造北高南低^{[11, 16]}，地层剥蚀自北向南减弱，研究区北部地层剥蚀至一间房组，向南依次见吐木休克组、良里塔格组和桑塔木组地层尖灭线，现今一般以桑塔木组尖灭线为界，将研究区划分为潜山区和内幕区^[10]。石炭纪-三叠纪，轮南背斜持续发育，但哈拉哈塘地区逐渐沉降凹陷，向向斜构造发育。侏罗纪-第四纪，塔里木克拉通处于弱伸展-聚敛构造旋回，侏罗纪-古近纪，区域上为弱伸展状态，哈拉哈塘地区持续下沉、接受沉积；新近纪以后，受印度板块与欧亚大陆碰撞及其楔入的远程效应影响，塔里木盆地周边造山带强烈隆升，前陆地区快速下沉，包括研究区在内的塔北地区成为库车前陆盆地的前缘隆起和前陆斜坡，上古生界和中生界由向南倾变为向北倾，并与新生界一起构成整体北倾的大单斜，至此，哈拉哈塘形成现今构造格局。

2 缝洞型成岩圈闭识别方法

目前，成岩圈闭识别以构造分析、成岩研究、流体分析等静态地质研究方法为主^[1-6]，鲜有利用生产动态资料进行成岩圈闭识别的报道。针对研究区缝洞型油藏独特的油藏地质条件，本次提出两种利用动态资料识别缝洞型成岩圈闭的方法。

2.1 物质平衡法

物质平衡法以物质守恒为理论依据，用于表达油气藏开发过程中，产量、压力、储量、水侵量等变量之间的关系，由于方便实用，在油藏工程领域得到了广泛应用。根据油气藏特征及开发阶段的不同，物质平衡方程可以有多种具体形式^[18]。本次主要讨论油藏单井开发，天然能量开采，地层压力高于原油饱和压力，油井自喷、无水产油期的物质平衡方程，以下讨论均基于这一前提(研究区绝大多数油藏开发早期均满足这一条件)。对于缝洞型成岩圈闭油藏，油藏为一个相对封闭、孤立的系统，储集体一般上部充满原油，下部存在一定水体，油藏类型为未饱和油藏。开发过程中，由于水体规模有限，对油藏能量补充基本无贡献，可当作刚性水体忽略(即无水侵作用)。因此，对于缝洞型成岩圈闭油藏，可采用封闭未饱和油藏的物质平衡方程来描述，方程如下

$ N_{\rm p}=(C_{\rm{eff}}\times B_{\rm{oi}}\times N/B_{\rm o} )\times \Delta p $

(1)

式中：$N_{\rm p}$-地面累积采油量，$\times$10$^4$ m$^3$；

$C_{\rm{eff}}$-油藏有效压缩系数，MPa$^{-1}$；

$B_{\rm o}$-原油当前体积系数，无因次；

$B_{\rm{oi}}$-原油原始体积系数，无因次；

$N$-油藏储量，$\times$10$^4$ m$^3$；

$\Delta p$-地层压力累计下降值，MPa。

油藏开发过程中，$B_{\rm o}$和$C_{\rm{eff}}$变化不大，可以近似看作常数^[17]，因此，式(1)右边($C_{\rm{eff}}\times B_{\rm{oi}}\times N/B_{\rm o}$)项可近似为常数K，上式简化为

$ N_{\rm p}={\rm K}\times \Delta p $

(2)

这样，地面累积采油量$N_{\rm p}$和地层压力累计下降值$\Delta p$就呈现正比关系。如果将其绘制成$N_{\rm p}$-$\Delta p$图(生产指示曲线^[18])，则曲线近似为一条以K为斜率的直线(图 2)，直线斜率由油藏有效压缩系数、原油体积系数和油藏储量决定。油藏间横向对比时，直线斜率可反映油藏储量的大小，间接反映成岩圈闭的规模。

对于开放油藏，油藏开发过程中会逐渐发生水侵，假设某时刻油藏水侵量为$W_{\rm e}$，则物质平衡方程变为

$ N_{\rm p}=(C_{\rm{eff}} \times B_{\rm{oi}}\times N/B_{\rm o} )\times \Delta p+W_{\rm e}/B_{\rm o} $

(3)

式中：$W_{\rm e}$-某时刻油藏水侵量，$\times$10$^4$ m$^3$。

如果将其绘制成$N_{\rm p}$-$\Delta p$图，则曲线表现为早期近直线(由于水侵量低)，后期逐渐上翘的上凹曲线(图 2)。

这样，理论上就可以通过绘制油藏的$N_{\rm p}$-$\Delta p$图来识别缝洞型成岩圈闭油藏和开放油藏。可以看出，此方法应用的前提是取得一定数量的、能够代表不同生产时期的真实地层压力数据或者通过某种方法直接求得地层压力累计下降值，以及与之对应的累积产油量。实际工作中，累积产油量很容易获得，但地层压力监测数据一般非常稀少，因此，实际很难获得足够的数据。这样，利用物质平衡法识别成岩圈闭的关键问题转化为如何通过实测以外的方法来求取开发过程中地层压力累计下降值。

哈拉哈塘缝洞型油藏储层洞穴、裂缝发育，渗透率高，生产压差低，一般在2 MPa左右或小于2 MPa，地层压力则一般超过50 MPa，因此井底流压仅略低于地层压力。另据杨文明等研究，哈拉哈塘缝洞型油藏井口油压大于5 MPa时，油压与流压存在较明显的相关性^[19]，采用线性回归后，相关系数较高，一般在0.95以上。因此，对于哈拉哈塘缝洞型油藏，当油井生产平稳时，井口油压与地层压力一般存在近似线性关系，地层压力下降值可以用油压表示为

$ \Delta p={\rm A} \times \Delta p_{\rm t} $

(4)

式中：$\Delta p_{\rm t}$-油压下降值，MPa；A-常数。

利用式(4)计算得到地层压力下降值后，便可以绘制$N_{\rm p}-\Delta p$图，由于地层压力下降值与油压下降值为线性倍数关系，因此，也可以直接用油压下降值绘制$N_{\rm p}-\Delta p$图，两者曲线趋势是一致的。

为验证上述想法，本次选取压力监测数据相对较多、生产较稳定的H401井进行分析。该井完钻层位一间房组，井底放空4 m，储层类型为洞穴型，自喷投产，自喷期超过2 a，且不产水。投产第一年内进行了4次流压监测，将4次流压测试结果与油压、油嘴绘制在同一图上(图 3)，可以看出，在油嘴基本维持不变时，流压与油压趋势非常一致，将流压整体向下平移45.5 MPa后(图中红色圆点)，两者基本重合，各点误差最大不超过5%，压力下降值整体误差小于2%，说明H401井投产后井口油压下降值与井底流压(近似于地层压力)下降值存在线性倍数关系(倍数为1)。

上述分析表明，对于哈拉哈塘缝洞型油藏，一定条件下，地层压力下降值可以通过油压数据来近似求取，并通过绘制$N_{\rm p}$-$\Delta p$图来对缝洞型成岩圈闭油藏进行识别(图 4)。由于井口油压数据与产量可以连续取得，因此，可以绘制任何生产时期的$N_{\rm p}$-$\Delta p$图。本方法还有一个好处，就是不用通过关井来测试地层压力，故对生产无任何影响。但需注意，当地层压力低于原油饱和压力，原油发生脱气时，或油井见水后，整个生产系统变得不稳定，本方法不再适用，产层物性相对较差时本方法也不适用。

2.2 异常高压

随着开发的深入，哈拉哈塘油田陆续发现了一批异常高压油藏(表 1)。地层异常高压产生的原因有很多，如欠压实作用、生烃作用、流体增温膨胀等。“冻结”型成岩圈闭形成后，油藏成为封闭系统，若埋深继续增加，随着地层温度的升高，圈闭内原油趋于膨胀，但由于油藏空间封闭，膨胀受限，进而导致圈闭内憋压，憋压达到一定程度后便形成异常高压油藏。对于开放型油藏，流体与外界沟通良好，地层温度升高后，泄压流畅，不易形成异常高压。本区构造与埋藏史研究表明^{[11, 16, 20-21]}，新近纪以来，由于区域上造山带的隆起，哈拉哈塘地区成为库车前陆盆地的前缘隆起和前陆斜坡，地层发生了快速沉降，奥陶系埋深由3 000 m左右快速达到6 000 m以下。地层埋深的增加除导致地温升高外，还可能导致碳酸盐岩地层的化学压实及相应碳酸钙的沉淀，本区奥陶系碳酸盐岩地层中的高温盐水包裹体可视为这种沉淀作用的直接证据^[21-26]。因此认为，哈拉哈塘地区自新近纪以来的大幅沉降，不仅导致了地温的升高，同时也使奥陶系碳酸盐岩地层在深埋条件下发生了碳酸钙胶结作用，有利于缝洞型成岩圈闭及异常高压的形成。

埋藏史研究表明^[20-21]，新近纪以来哈拉哈塘地区沉降幅度超过2 000 m，粗略估计地层温度升高了60 ℃以上(按3 ℃/100 m估计)。若缝洞型成岩圈闭油藏形成于地层大幅沉降前或沉降过程中，那么，陡升的地温很可能导致油藏产生异常高压。故认为哈拉哈塘奥陶系缝洞型油藏异常高压应为地温陡增、流体憋压所致，异常高压是成岩圈闭的表现。通过压力测试，哈拉哈塘油田已发现异常高压油藏12个(表 1)，由于地层压力监测资有限，推测异常高压油藏应远不止于此。从本区缝洞型油藏异常高压形成机理推断，压力系数越高，圈闭的形成时间可能越早。

通过物质平衡法及异常高压法，对哈拉哈塘奥陶系160个缝洞型油藏进行了分析，共识别出成岩圈闭油藏74个，占比46.2%。

3 缝洞型成岩圈闭特征 3.1 储层类型

哈拉哈塘奥陶系缝洞型储层基质致密，一般不具储渗性，储集空间以溶蚀孔、洞及裂缝为主，其中，洞穴为最主要的储集空间^{[9, 13]}。根据主要储集空间类型，缝洞型成岩圈闭储层可划分为裂缝-孔洞型和洞穴型两种，裂缝-孔洞型储层储集空间以溶孔及小型溶洞为主，裂缝发育；洞穴型储层储集空间以溶洞为主。一般来说，单个缝洞储集体可发育多种储层类型，但以某种类型为主。缝洞型储层非均质性严重，加之为了钻井安全及开发需要，大多数井一般只揭开了缝洞储集体的顶部，因此，通过钻井和取芯很难获得反映真实储层情况的资料，储层类型需要综合钻录井、测井、试井、酸压改造和生产动态等资料来确定(表 2)^[9]。

据统计，哈拉哈塘油田缝洞型成岩圈闭洞穴型储层约占60.2%，裂缝-孔洞型储层约占39.8%。值得一提的是，酸化压裂和生产动态特征是油藏地质的综合表现，也是判断油藏储层类型最为有效的方法，实际资料非常丰富，应用也最广。

3.2 圈闭的盖层及遮挡条件

盖层和遮挡条件是圈闭的必须要素，主要起阻止油气继续运移的作用，使进入圈闭的油气逐渐聚集并成藏。圈闭盖层一般岩性致密，毛细管封闭能力强，突破压力高，常见的盖层有泥岩、膏盐层、致密碳酸盐岩等。圈闭遮挡条件可以由盖层向下弯曲构成(如背斜圈闭)，也可以由其他致密岩石或封闭断层单独构成。通过对目的层及上覆地层岩性、岩性组合、储层形成演化等分析认为，哈拉哈塘缝洞型成岩圈闭主要发育(含)泥质灰岩和纯灰岩(致密灰岩)两类盖层，以及致密灰岩和断层两类遮挡条件。

(含)泥质灰岩盖层。主要发育于吐木休克组和良里塔格组二段，两套地层厚度适中，沉积时水体相对较深，含泥较重，岩性致密，为本区的重要盖层。其中，吐木休克组主要为泥晶灰岩、瘤状灰岩及泥灰岩，厚30 m左右，平面展布较为稳定(分布于研究区绝大部分区域，仅北部少量地区因遭剥蚀而保存不全)，纵向上直接覆于一间房组之上，常与一间房组缝洞型储层构成储盖组合。良里塔格组二段，主要为瘤状灰岩，纵向上直接覆于良三段之上，两者构成储盖组合。

致密灰岩盖层与侧向遮挡。一间房组、鹰山组和良三段为岩性较纯的灰岩，地层中存在大量未遭受古岩溶的基岩，这些基岩孔隙度低，岩性致密，空间上分布于缝洞储集体的四周及上下，因此，常与缝洞储集体构成储盖组合和(或)侧向封堵。对于一间房组发育位置较深的缝洞储集体和鹰山组缝洞储集体，盖层及侧向封堵主要由致密灰岩构成。良三段厚度相对较薄，致密灰岩主要充当侧向遮挡条件，致密灰岩盖层欠发育。

断裂侧向遮挡。研究区奥陶系断裂十分发育，并且缝洞储集体具有沿断裂分布的特征^{[9-10, 17]}，对于紧邻断裂分布的缝洞储集体，若现今断层为开启状态，那么油气定会沿断裂向上倾方向运移，导致缝洞储集体不适宜油气聚集，反之则可能聚集成藏。因此，对于紧邻断裂的缝洞型油藏，推测相邻断裂应为关闭状态，并对油气构成侧向遮挡。实际开发中也发现，许多沿同一条断裂分布的油藏并不连通，这说明同一条断裂可能在某些局部是处于关闭状态的，并对油气构成侧向遮挡。

根据缝洞型成岩圈闭储盖组合或遮挡条件的不同，本区主要发育4种圈闭要素组合模式，各模式特征详见表 3。

3.3 圈闭规模

本文圈闭规模指圈闭空间展布及储集空间的大小。缝洞储集体一般由单个或多个缝洞体组成，单个缝洞体在地震上一般表现为“串珠状”或杂乱反射。据地震资料统计，单个缝洞体横向延伸距离一般100~500 m，纵向跨度15~30 m。连通性分析表明，多缝洞体组成的缝洞储集体平面延伸范围一般小于2 km，最大不超过3 km，可见，缝洞型圈闭的空间分布规模并不大。

对于缝洞型成岩圈闭储集空间的大小，本次利用弹性未饱和油藏的物质平衡方程进行大致估算，计算过程与物质平衡法计算储量过程类似，相关方法前人已做过详细研究^[27]，在此不再详述。通过对60个缝洞型成岩圈闭油藏的计算表明，圈闭储集空间大小在(1.0~144.6)$\times$10$^4$ m$^3$，平均29.3$\times$10$^4$ m$^3$，大部分圈闭储集空间小于40$\times$10$^4$ m$^3$(图 5)，可见，多数缝洞型成岩圈闭有效储集空间也不大。李勇等利用考虑水侵影响情况下的Blasingame方法以及流动物质平衡方法^[28]，对本区缝洞型油藏动态储量及水体大小进行了定量研究，得出了相同结论。

4 缝洞型成岩圈闭成因分析

前人研究表明，几乎所有成岩圈闭的形成都可归因于差异成岩作用^[8]。对于“冻结”油气藏，前人提出油(气)水界面上下差异成岩胶结作用来解释其成因，即油(气)水界面之上，储层饱含油气，成岩作用基本停止；而界面之下，储层饱含地层水，成岩作用不受限，成岩胶结产物逐渐充实储集空间并形成致密带，进而对早期聚集的油气形成封堵^[1-2]。结合前人成岩研究成果^{[22, 29]}及本区储层发育特征等认为，哈拉哈塘奥陶系缝洞型成岩圈闭的形成至少经历了早期孔隙充填、岩溶缝洞型储层形成及后期逐渐充填、封闭等阶段。

早期孔隙充填阶段(加里东晚期-早海西期岩溶前)。哈拉哈塘奥陶系缝洞型储层原岩系碳酸盐台地沉积，高能礁、滩沉积及相应原生孔隙较为发育，同时由于沉积后多次暴露^[12]，溶蚀孔隙也较为发育。但物性测试表明，岩石基质致密，孔渗性低，结合储层类型以缝洞型为主，溶蚀孔隙型储层欠发育，推测大规模缝洞型储层形成前(加里东晚期-早海西期)，高能礁、滩原生孔及早期溶孔等已基本被充填(岩溶作用发生时，若基岩为渗水层，势必成为重要岩溶通道，易形成溶蚀扩大的孔隙型储层，相反，则岩溶作用主要沿断层及裂缝进行，形成缝洞型储层)。倪新锋通过镜下观察及阴极发光分析也认为，加里东晚期-海西期抬升暴露前，哈拉哈塘奥陶系碳酸盐岩经历了2~3世代的胶结充填，并导致原生孔隙及早期溶蚀孔隙全部被充填^[29]。

大规模岩溶缝洞型储层形成阶段。加里东晚期-早海西期，受区域构造挤压影响^{[11, 16]}，包括研究区在内的整个塔北地区隆升并暴露。剥蚀前，研究区奥陶系碳酸盐岩地层埋深较浅(几百米不等)；抬升剥蚀期间，古地貌北高南低，地层剥蚀自北向南减弱。桑塔木组尖灭线(位于研究区中北部^[10])以北，碳酸盐岩地层直接暴露，发育潜山岩溶；桑塔木组尖灭线以南，由于目的岩石基质较为致密以及断裂强的导流能力，地下水(岩溶水)可能主要沿断裂及相关裂缝流动，并沿途发生溶蚀，局部溶蚀相对强烈，形成缝洞型储层。本期岩溶发生时，研究区奥陶系碳酸盐岩地层中存在大量“X”型走滑断裂^[17]，这为缝洞型储层的广泛发育提供了极为有利条件，并导致缝洞型储层主要沿断裂发育，即所谓断裂对储层的控制^{[9-10, 17]}，该控制作用在整个工区都表现较为明显，尤以南部(桑塔木组尖灭线以南)为甚，南部区域内远离断裂及相关裂缝发育区基本无缝洞型储层发育^[17]。本期暴露溶蚀作用强烈，研究区缝洞型储层主要形成于本阶段^[12]。

埋藏充填、逐渐封闭阶段(海西期-现今)。缝洞型储层形成后，在表生阶段经历了沉积物充填(角砾岩、暗河泥砂、渗滤泥砂)和胶结充填作用，尔后进入埋藏演化阶段^{[22, 29]}。表生岩溶作用期间，北部潜山区作为供水区，岩溶水由地表进入地下，沉积物卸载强烈，故潜山区及其附近区域沉积物充填相对较强，研究区南部桑塔木组覆盖区远离供水区，沉积物充填较弱。埋藏期间，缝洞型储层又经历了成岩胶结、压溶、溶蚀、破裂等多种成岩作用，但对储层影响较大的主要为压溶和成岩胶结^[29]，压溶作用为成岩胶结提供了丰富的物质来源，导致成岩胶结持续不断进行，这在多方面都留下了证据。李佳蔚通过薄片、阴极发光、流体包裹体和原位碳氧同位素测试分析认为，哈拉哈塘地区奥陶系在表生-深埋藏阶段经历了多期胶结作用，包括表生期成岩胶结、浅埋藏成岩胶结、石炭纪末期(高温)成岩胶结、中深埋藏成岩胶结和深埋藏成岩胶结^[22]。多期、持续的成岩胶结叠加最终导致储集空间被大量充填(以方解石充填为主，局部见硅质充填)，这种充填作用无论在岩芯还是薄片上都表现十分明显(图 6)，有时，甚至可以看到小型溶洞被方解石完全充填的现象，奥陶系储层充填规模可见一斑。前人对哈拉哈塘奥陶系缝洞型储层中的包裹体进行了大量研究，获得了丰富的盐水包裹体数据^[21-26]，测得的均一化温度大多在60~180 ℃，分布范围较广，反映本区奥陶系碳酸盐岩经历了多期、长时间的成岩胶结历史。另外，在塔里木盆地西北缘奥陶系野外露头及塔河油田均发现了均一化温度较高的盐水包裹体(均一化温度大于170 ℃的盐水包裹体，最高可达200 ℃)^{[9, 24]}，结合地层埋藏史，高温包裹体应形成于新近纪的深埋期，说明成岩胶结作用在新近纪仍在发生，推测该期胶结作用可能与新近纪以来研究区发生快速沉降所引发的化学压实及碳酸钙沉淀作用有关。常象春等在XK7井发现的成熟-过成熟干气包裹体，也很可能是新近纪成岩胶结的产物^[21]。从前人提供的包裹体均一化温度分布频次来看，均一化温度以70~95 ℃为主^{[9, 23]}，说明此段胶结作用相对较强，结合本区埋藏史，此温度段大约对应于浅-中埋藏阶段。孙崇浩等对哈拉哈塘奥陶系溶洞和裂缝方解石充填物的碳氧同位素分析也认为，方解石充填主要发生在浅埋藏期间^[9]。

综上，本区奥陶系缝洞型储层形成以后，除表生期沉积物充填外，还经历了多期、长时间的胶结充填作用，胶结充填从表生环境至浅埋藏、中埋藏、深埋藏均有发生，但以浅-中埋藏阶段最为强烈。多期充填叠加导致大量储集空间被充填，并最终形成缝洞型成岩圈闭。由于不同缝洞储集体与外界沟通的原始通道尺度不一，推测不同缝洞型成岩圈闭形成的时间存在差异—储集体沟通外界的原始通道尺度越大，通道越不容易被充填满，缝洞型成岩圈闭形成时间则越晚，这也可能是并非全部缝洞型成岩圈闭油藏都存在异常高压的原因。缝洞型成岩圈闭形成条件除充填作用外，先期油气充注也是必要条件，即圈闭形成时间应晚于油气充注时间。哈拉哈塘地区经历了早海西期、晚海西期、喜马拉雅期(局部)多次期成藏^{[20-21, 25]}，而晚海西期为最主要的成藏期，据此，推测哈拉哈塘地区缝洞型成岩圈闭的形成时间上限应为晚海西期。结合新近纪以来本区发生了由快速沉降引发的化学压实-碳酸钙沉淀事件，以及缝洞型成岩圈闭异常高压油藏的压力系数普遍不高(多在1.2~1.5)，推测新近纪以来是研究区缝洞型成岩圈闭形成的主要时期。

5 结论

(1) 当油藏单井开发，天然能量开采，地层压力高于原油饱和压力，油井自喷无水产油时，可以利用井口油压数据绘制$N_{\rm p}$-$\Delta p$图，并以此判断油藏属于开放性油藏还是封闭性成岩圈闭油藏。

(2) 研究区缝洞型成岩圈闭特征表现为：规模总体较小，储层类型以洞穴型为主，裂缝-孔洞型为辅，储集体发育受断裂控制明显；圈闭盖层以含泥较重的灰岩和岩性较纯的致密灰岩为主，遮挡条件主要由致密灰岩，或致密灰岩、封闭断层共同构成。根据储盖组合或遮挡条件的不同，缝洞型成岩圈闭发育多种圈闭要素组合模式。

(3) 研究区缝洞储集体经历了表生期沉积物充填及多期、长时间的成岩充填作用，多期充填叠加是缝洞型成岩圈闭封闭的根本原因，而新近纪以来本区大规模快速沉降所引发的化学压实-碳酸钙沉淀事件，可能是大多数缝洞型成岩圈闭最终封闭的直接原因，快速沉降同时导致地温陡升及相应缝洞型成岩圈闭油藏异常高压的形成。