油气通过运移而聚集成藏一直是石油地质学研究的核心(Levorsen，1956；Hunt，1979；Schowalter，1979；Allan，1989；Hao et al.，1995；Leythaeuser et al.，2000；Luo et al.，2007，2008；Zhu et al.，2008；Julien et al.，2010)。油气成藏机理的研究始终伴随石油天然气的勘探过程，对油气运聚成藏进行分析的思路和方法也很早就应用于指导勘探实践(Selley，1998；Hindle，1997；Lerche and Thomsen，1994；Karlsen and Skeie，2006)。特别是含油气系统概念及其研究方法的提出(Magoon and Dow，1992；Perrodon，1992；Jin and Mcabe，1998)，极大地促进了石油地质学的发展，在中国石油地质工作者中得到了广泛认同，取得了显著的成效(赵文智等，2002)。近年来，随着对叠合盆地深层进行油气勘探(朱光有和张水昌，2009)，含油气系统在指导这些复杂油气地质研究和勘探实践中显露出不足，这主要是由于中国叠合盆地油气成藏过程的复杂性、多期次性、输导体系复杂等特殊的地质特点所决定的(张水昌等，2007；朱光有等，2007；武芳芳等，2009)。中国海相碳酸盐岩分布广，时代老，烃源岩热演化程度高，储层埋藏深，油气成藏十分复杂(李晋超等，1998；赵文智等，2002；刘光鼎，2003；许效松等，2004；金之钧，2005；赵雪凤等，2007；吕修祥等，2008；朱光有等，2010)，这虽然增加了碳酸盐岩的勘探难度，但这并不影响中国海相油气的勘探潜力。由于中国海相含油气盆地具有多套烃源层、多期油气生成、多个油气系统控油、多期油气成藏，同时又遭受多期改造破坏，油气藏形成跨越多个构造期的特点(张水昌等，2011a)，因此，成藏研究始终是海相油气勘探的棘手问题，特别是对油气藏有效成藏期的确定、成藏过程的刻画与成藏机制的分析等，对于指导勘探部署，提高勘探成效，具有十分重要的意义。

由于海相碳酸盐岩油气藏一般都存在多套烃源岩，它们的生、排烃时间往往不同步，油气成因复杂，存在多源多期充注的特点，因此，多期成藏是海相油气成藏的主要特点。对于塔里木盆地海相油气藏来说，塔北和塔中是一个持续型古隆起，始终是油气运移的有利指向区，特别是塔北东部轮古东地区，经历了三期主要的油气充注成藏过程，碳酸盐岩非均质储层形成的缝洞体系圈闭，始终没有大的变化，圈闭定型早，因此记录了这三次充注成藏过程。而四川盆地则不同，燕山晚期以来，处于抬升过程，古油藏或圈闭发生调整变化，圈闭定型晚，早期成藏往往后期改造强烈。因此，本文选取中国最有代表性的海相多期成藏实例——塔里木盆地轮古东地区为例，论述海相油气多期充注与成藏聚集模式。

轮古东位于塔里木盆地轮南东部地区，处于塔北隆起南坡中段(图 1)。塔北地区蕴藏了丰富的油气资源，多期构造运动和晚期的快速深埋使这个古老的叠合盆地油气分布十分复杂(王招明，2004；周新源等，2006；何君等，2007；朱光有和张水昌，2009; 朱光有等，2009，2011a)。轮古东地区东邻草湖凹陷，西为哈拉哈塘凹陷，南部斜坡向满加尔凹陷倾没。上覆地层缺失志留系、泥盆系和二叠系，石炭系直接覆盖在奥陶系之上，三叠系沉积在石炭系之上。奥陶系可细分为上统桑塔木组、良里塔格组及吐木休克组；中统一间房组；中-下统鹰山组。主要含油气层系为奥陶系的良里塔格组、一间房组和鹰山组一段，呈裙边状尖灭(图 2)。奥陶系整体为一南东倾的斜坡。储层裂缝、孔洞发育，以颗粒灰岩为主；圈闭为构造-岩性型；盖层主要为上奥陶统桑塔木组及其上覆的石炭系。油藏类型以凝析气藏为主，埋深介于5900~7000m，地层温度最高达145℃，地层压力高达67MPa。已探明原油当量超过1亿吨。轮古东地区各级断裂及岩溶发育，为轮古东油气藏提供了良好的运移通道。油气源来自于东南方向的满加尔凹陷。

图 1

Fig. 1

图 1 轮古东凝析气藏地质图(上：轮古东气田位置；下：奥陶系顶面构造图) Fig. 1 Geological map of eastern Lungu condensate reservoirs(upper: location of eastern Lungu gas fields; lower: structure contour map on top of Ordovician)

图 2

Fig. 2

图 2 塔北轮古东地区奥陶系地层对比图 Fig. 2 Stratigraphic correlation section of Ordovician formation in eastern Lungu area,Tabei region

桑塔木组以陆棚浅海相为主，局部发育粒屑礁滩体；良里塔格组为广海陆棚、台地边缘相，滩间洼地、台缘滩微相为主；吐木休克组，即泥灰岩段发育于广海陆棚、台地边缘相；一间房组，即灰白色鲕粒灰岩段，该段地层以台地边缘高能沉积为主，发育较厚的颗粒灰岩，保存有较多的粒间孔，是主要的产层；鹰山组，含云质灰岩段，该段地层为开阔台地相，发育台内滩、台内礁滩微相为主(图 2)。

通过对轮古东数百块岩心常规分析数据统计表明，良里塔格组储层孔隙度范围在0.20%~5.0%之间，平均为1.25%；渗透率范围在0.014~63.75×10^-3μm^-2，平均值为1.77×10^-3μm^-2；一间房组储层孔隙度范围在0.12%~3.91%之间，平均值为1.31%；渗透率范围在0.012~191.32×10^-3μm^-2，平均值为1.106×10^-3μm^-2。良里塔格组孔隙度<1.5%的储层占76%，一间房组储层孔隙度<1.5%的储层占72%。总体上，一间房组储层岩心物性略好于良里塔格组。由于岩心物性分析仅仅代表岩石基质的物性特征，并不能代表整个储层的物性特征；另外因为物性比较好的井段很难取到完整的岩心，因此，岩心分析结果与地层的实际产能所反映的物性特征还是有一定差异。而测井、地震以及很多钻井资料显示，轮古东地区裂缝、溶洞系统发育，存在很好的储层发育段，储集空间类型主要有孔、洞、缝三大类。

轮古东地区主要发育两期断裂，一期为晚加里东-早海西期形成的早期断裂，另一期为海西末期-印支初期以后形成的后期断裂。早期断裂主要分布在奥陶系残留地层的上部，平面上表现为近北东-南西走向的Ⅲ级断裂，对古河道和碳酸盐岩溶蚀作用有明显的控制。后期断裂主要是近南北走向的走滑断裂，这期断裂形成期长，强度大，对储层和油气藏的影响明显，它可以伴生大量的裂缝，将储集体相互沟通，明显改善其储集性能，形成高产富集区，如轮南63、轮古39等井区。

轮古东所在的塔北隆起是一个持续性古隆起，始终是油气运移的有利指向区，经历了多期油气充注成藏过程，在油气性质及其成因与分布等方面明显体现出油气成藏过程的复杂性，大量分析化验数据表明该区存在三期成藏聚集过程。

轮古东及其中部平台所在的轮南地区，是一个复式油气分布区，含油层位多，奥陶系、石炭系、三叠系和侏罗系中都有油气分布，并且油气性质复杂，存在正常油、稠油、蜡质油、凝析油等多种类型油藏(张水昌等，2011b)。发育凝析气藏，凝析气藏中天然气干燥系数大于0.98，凝析油密度在0.81~0.88g/cm³，这与典型凝析气藏存在明显差异。这种特殊性反映了轮古东经历了复杂的成藏过程。

轮古东PVT相态图综合分析表明，奥陶系烃体系压力接近或高于地露压力(Pm)，地层温度介于临界温度和凝析临界温度之间，轮古东油气为凝析气藏。烃体系的压力及地露压差制约着油或气的饱和度。烃体系的压力比露压力高的越多，即离露-泡压力线(图 3)上方越远，气相或油相的含油或含气的饱和度越低，反之，饱和度越高(Danesha，1998)。根据奥陶系烃体系压力与地露压力(Pm)的高低关系，将轮古东凝析气藏分为未饱和凝析气藏和饱和凝析气藏两种类型(图 3)。在特定的温压条件下，未饱和气藏的地露压差较大，凝析油含量较低，反映出其地下相态为纯气相；饱和气藏的地露压差较小，凝析油含量较高，反映出其在地下带有油环(底油)。轮古东地区油气的相态由东部高气油比的未饱和气藏逐渐过渡到饱和气藏，油气性质具有明显非均质性的特点，在平面和剖面上都充分显示了其性质的多样性。

图 3

Fig. 3

图 3 塔北轮古东地区奥陶系油气相态图 Fig. 3 Hydrocarbon phase diagram of Ordovician reservoir in eastern Lungu area,Tabei region

塔里木盆地海相油气来源复杂，长期以来争论的焦点是：海相原油到底是来自于中上奥陶统烃源岩还是来自于寒武系烃源岩，为此不同学者开展了大量基础研究工作。并根据多方面研究成果，认为轮古东地区混源十分明显(张水昌等，2011b)。在大量分析数据的基础上，认为轮古东地区海相油气分别来源于寒武-下奥陶统和中、上奥陶统两套烃源岩。由于两套烃源岩发育环境和形成模式不同，因此在生物标志化合物中也有明显差异。寒武系-下奥陶统烃源岩的特点为C₂₈规则甾烷、伽马蜡烷、甲藻甾烷和三芳甲藻甾烷、4-甲基甾烷、C₂₆-4-降胆甾烷、三环萜烷等含量较高，重排甾烷含量较低，原油的正构烷烃单体烃碳同位素较重；而中上奥陶统烃源岩的特点正好相反(Zhang et al.，2000，2002a，b)，使用这些指标可以对两套源岩生成的原油进行定性区分。特别是应用沟鞭藻生源的甲藻甾烷和三芳甲藻甾烷生物标志化合物区分寒武系-下奥陶统和中、上奥陶统的源岩和原油效果最佳。利用来源于寒武-下奥陶统烃源岩的原油中甲基三芳甾烷(m/z 245)和三芳甾烷(m/z 231)含量丰富(Zhang and Huang，2005)的特点，按照一定比例混合寒武系-下奥陶统和中、上奥陶统两种来源的端元油，通过检测原油中三芳甾烷类化合物，定量评价油源的贡献比例(朱光有等，2011b)。根据上述方法对轮古东地区油气来源进行分析，计算出混源比例(表 1)，认为轮古东地区50%以上原油都以混源形式存在。

寒武系油气存在两期大量充注期，一期为加里东晚期，寒武系烃源岩处于成熟阶段，大量生烃，油气分布范围广泛，但后期破坏严重；另一期为喜山晚期，寒武系原油裂解形成的干气，在轮古东地区大量分布。两期油气在现今均有分布，但存在形式有很大差异，前者主要以沥青形式存在，少部分以混源油形式分布；而后者则主要为干气。奥陶系来源的油气主要存在一期，轮古东大部分都以寒武系与奥陶系混源的形式存在。

从轮古东凝析气藏与轮南其他油气藏的4-+3-甲基双金刚烷含量和C₂₉ααα20R甾烷含量的关系中可以看出，奥陶系中西部未发生原油裂解的样品中，4-+3-甲基双金刚烷含量在20×10^-6左右，C₂₉ααα20R甾烷含量的变化反映了中西部奥陶系原油成熟度的差异。4-+3-甲基双金刚烷含量比较高的原油样品基本上都位于轮古东地区，轮古东奥陶系储层凝析油的4-+3-甲基双金刚烷的浓度平均高达100×10^-6以上(图 4)，其中轮古35、轮古631，轮南14、轮南4和轮南48井的原油中C₂₉ααα20R甾烷含量小于10×10^-6，意味着这个地区原油的成熟度和裂解度都已相当高，与已有报道的英南2井对比，轮古东凝析油的裂解程度可能达到60%以上(张水昌等，2004)。然而轮古东大多数凝析气藏中C₂₉ααα20R甾烷含量平均超过30×10^-6，这说明轮古东凝析油藏的凝析油很可能为发生裂解的原油和未发生裂解的早期原油经过混合作用而成。

图 4

Fig. 4

图 4 塔里木盆地原油4-+3-甲基双金刚烷含量和C29ααα20R甾烷相关图 Fig. 4 Crossplot of the contents of 3-+4-methyldiamantanes versus C29ααα20R sterane

通过油源对比发现，轮古东深层凝析气藏的原油相对于轮南主体原油具有较高的C₂₈ααα20R甾烷、伽马蜡烷、甲藻甾烷和C₂₉三芳甲藻甾烷(图 5)。例如，轮古32井奥陶系原油中明显含有C₂₈ααα20R甾烷(m/z=217)，轮南63井奥陶系原油中伽马蜡烷的质量色谱峰相对较高(m/z=191)，以及轮南59井石炭系凝析油和轮古35井奥陶系原油的芳烃组分中C₂₆，C₂₇甲藻甾烷和C₂₉三芳甲藻甾烷比较丰富，普遍反映出来源于寒武系-下奥陶统烃源岩的生物标记化合物特征(Zhang et al.，2000)，但是又不如典型的塔里木寒武系来源原油的生物标记化合物特征那么显著。利用确定原油混源比的计算方法，可以计算出轮古东凝析气藏原油的混源程度(表 1)；而通过建立寒武系来源比与凝析气藏气油比的关系可以看出，气油比(GOR)较高的凝析气藏相应的具有较高比例的寒武系烃源岩的贡献，这说明轮古东凝析气藏的天然气很有可能来源于和寒武系烃源岩有关的原油裂解。

图 5

Fig. 5

图 5 轮古东凝析气藏的原油具有比较明显的寒武系来源特征 Fig. 5 Biomarkers compound properties of eastern Lungu condensate gas reservoirs obviously showing Cambrian origination

表 1

Table 1

表 1(Table 1)

表 1 轮古东地区奥陶系油气藏中寒武系来源的原油百分比 Table 1 The percentage of Cambrian genetic affinity oils in the Ordovician reservoirs of eastern Lungu area 井号 深度(m) 层位 原油密度(g/cm3) 原油性质 4，23，24-三甲基/4-甲基-24-乙基三芳甾烷 寒武系油源所占比例(%) 轮南14 5274~5363 O3 0.854 正常油 32. 51 15.31 轮南30 5325.38~5301.52 O1-2y1 0.852 凝析油 27.94 13.49 轮南54 5440.87~5552 O2y 0.836 凝析油 31.20 10.15 轮南621 5720.8~5785.5 O2+3 0.823 凝析油 47. 23 59.46 轮南63 5957~6071 O2+3 0.846 正常油 82.59 72.17 轮南631 5844.07~5883.17 O2 0.838 稠油 23.68 32.01 轮南632 6452~6472 O2y 0.861 正常油 83.59 71.28 轮古32 6185.48~6610 O2+3 0.825 凝析油 66.36 78.79 轮古35 6155~6165 O2+3 0.823 稠油 73.24 61.03 轮古38 5619.38~5740 O2+3 0.826 凝析油 51.22 36.43 轮古39 5861~5717 O3 0.833 正常油 65.32 82.14 轮古391 5758~5810 O3l 0.821 凝析油 21.93 41.28 吉南1 5477~5495 O3t 0.878 正常油 53. 68 72.45

表 1 轮古东地区奥陶系油气藏中寒武系来源的原油百分比 Table 1 The percentage of Cambrian genetic affinity oils in the Ordovician reservoirs of eastern Lungu area

轮古东天然气以烃类组成为主，其中甲烷含量在95%以上，乙烷含量小于2%，丙烷含量小于0.5%，非烃含量较低，二氧化碳含量在0.53%~2.65%，平均为1.7%，为低含二氧化碳的天然气；氮气含量0.23%~5.16%，平均为2.44%。天然气干燥系数(C₁/C₁+)大于0.98，天然气相对密度0.573~0.620，平均为0.597，总体表现出干气的特征。轮古东奥陶系凝析油的气油比很高，一般都在3732~42606m³/m³之间。

天然气中烃类碳同位素值比较相近，甲烷碳同位素值分布在-39‰~-34‰，乙烷碳同位素值为-37.5‰~-34.5‰，丙烷碳同位素值分布在-30.2‰~-34.7‰。气油比和干燥系数都比较高，成熟度明显高于油溶解气。碳同位素值分布特征与塔里木盆地英南2井(δ¹³CH₄在-38.6‰~-36.2‰，δ¹³C₂H₆在-30.9‰~-34.7‰)、英东2井干气和塔中地区奥陶系凝析气藏的碳同位素的分布特征相似(赵文智等，2009)，塔东地区普遍存在成因一致的海相油型天然气。根据Dai(1992)建立的海相天然气甲烷碳同位素与相应烃源岩成熟度Ro之间的经验公式：δ¹³CH₄‰=15.80lgRo-42.21可以得出，轮古东天然气形成时对应烃源岩Ro达到2.6%以上，说明轮古东天然气生成阶段属于高温裂解气。运用Rooney et al.(1995)提出海相天然气形成温度图版，通过计算δ¹³C₂H₆-δ¹³CH₄与δ¹³C₃H₈-δ¹³C₂H₆的比值，可以反映出天然气所经历最高演化温度。轮古东凝析气藏天然气δ¹³C₂H₆-δ¹³CH₄分布在-2.7‰~2.2‰之间，δ¹³C₃H₈-δ¹³C₂H₆的范围为0.57‰~5.40‰，指示轮古东凝析气藏天然气形成温度大于200℃，因此，轮古东天然气属于深部原油裂解气(Zhang et al.，2011)，并且与已证实的英南2井的原油裂解气(张水昌等，2004)对比，轮古东天然气的生成温度和干燥系数比英南2井天然气还要高。根据盆地内两套烃源岩的热演化史分析，轮古东天然气是来自于寒武系烃源岩生成的原油裂解气。

包裹体分析(测温、精确测压、气／液比、荧光特性、丰度、成分)是用于成藏期次与成藏年代学研究的一个重要手段(王飞宇等，2002；周凤英和张水昌，2000)。包裹体资料研究表明，轮古东地区存在三组温度段，结合热史和埋藏史，认为它们分别代表了三期油气注入，对应的包裹体均一化温度为90~95℃、105~110℃、大于130℃(图 6)。第I期具有褐~褐黄色荧光，含有较多的重质组分，饱和烃含量相对较少，芳烃、非烃、沥青质含量相对较多，为第一期的油气注入；第II期具亮黄~黄色荧光，含有较多的轻质组分，饱和烃含量明显增多，非烃和沥青质含量相对较低，代表第二期石油的注入；第III期具有蓝色~蓝白色荧光，组分较轻，饱和烃含量较高，芳烃、非烃、沥青质含量较少，极性组分以低碳数芳环结构为主，原油成熟度高，均一温度大于130℃。

图 6

Fig. 6

图 6 塔里木盆地轮古东地区地层埋藏史曲线图与油气充注期次 Fig. 6 Burial-thermal history curve diagram and hydrocarbon charging stages of the eastern Lungu area,Tarim basin

沥青作为油气演化的一个终端产物，它记录了油气运聚、成藏与调整过程。不少学者运用沥青蕴含的地质信息来探讨油气的成藏期次与过程。王建宝等(2002)在轮南低隆起碳酸盐岩中发现有两类沥青：运移沥青和储层沥青。运移沥青反射率分别为1.2%~1.35%、0.80%~0.95%、0.5%。肖贤明等(2000)根据改进的Karweil方法计算沥青的地质年龄，将轮南低凸起奥陶系沥青形成时期划分为三个阶段：第一期形成时间为380~400Ma；第二期形成时间为130~90Ma；第三期形成时间为25~40Ma。赵孟军等(2003)也发现轮南地区奥陶系存在三期沥青：第一期为碳沥青，固体沥青反射率多在1.20%~1.40%；第二期沥青的反射率多在0.70%~1.0%；第三期为沥青质沥青，仍具褐色荧光和明显正光变，其沥青反射率一般低于0.15%，这与王建宝等的研究结果一致。

本次通过详细测试轮古东奥陶系碳酸盐岩储层中沥青的反射率，并折算为等效镜质体反射率(表 2)，反映出轮古东奥陶系主要发育0.7%~0.9%和1.5~1.7%两组沥青(图 7)。结合塔里木盆地的源岩的生烃史、沉积埋藏史以及构造演化史，认为轮古东地区奥陶系灰岩中第一组沥青形成于晚海西期；第二组沥青则主要形成于喜山期，并且等效镜质体反射率偏高，斜坡及更深部位发现碳质沥青，反映出早期沥青经历了进一步成熟的过程。从上述分析资料来看，虽然包裹体与沥青反映的成藏期不一致，但两方面的证据都反映出了轮古东地区经历了多期成藏过程。

表 2

Table 2

表 2(Table 2)

表 2 轮古东奥陶系储层沥青等效镜质体反射率折算对比表 Table 2 Equivalent vitrinite reflectance converted from bitumen in the eastern Lungu Ordovician reservoirs 井号 层位 深度(m) 测点数 等效镜质体反射率(%) 轮古30 O 5325.32 4 0.61 轮古30 O 5310.73 2 0.81 轮古30 O 5305.32 7 0.75 轮古13 O 5563.71 50 0.74 轮古13 O 5555.80 3 0.78 轮南10 O1 5801 20 0.86 轮南10 O1 5812 14 0.90 轮南10 O1 5421 7 0.95 轮南5 O1 5668 5 1.19 轮南5 O1 5814 6 1.22 轮南5 O1 5901 7 1.07 轮南63 O 5682 6 0.53 轮南63 O 5682 4 0.84 轮南63 O 5839.00 8 0.75 轮南63 O 5843.50 4 0.81 轮南39 O 5843.90 1 1.48 轮南39 O 5839.00 2 1.61 轮南39 O 5717.50 1 1.66

表 2 轮古东奥陶系储层沥青等效镜质体反射率折算对比表 Table 2 Equivalent vitrinite reflectance converted from bitumen in the eastern Lungu Ordovician reservoirs

图 7

Fig. 7

图 7 轮古东奥陶系储层沥青等效镜质体反射率分布频率图 Fig. 7 Frequency histogram of equivalent vitrinite reflectance converted from bitumen in the eastern Lungu Ordovician reservoirs

中国古生代海相沉积盆地经历了三期重大的构造变革(张水昌等，2011a)，每一期构造变革都是一个从伸展到挤压的演化旋回，记录了从构造伸展沉降而形成沉积盆地，到遭受挤压而变形、 变位，导致区域性隆升剥蚀和多期不整合的过程。塔里木盆地在早加里东期-中加里东早期，是寒武系烃源岩、碳酸盐岩内幕储层形成时期。在中加里东晚期-早海西期，建造与改造并存，内克拉通中上奥陶统烃源岩沉积，碳酸盐岩与上覆桑塔木组泥岩、志留系泥岩储盖组合形成，也是第一期大规模油气成藏阶段。特别强调的是，这一时期是奥陶系岩溶储层形成的关键时期，即轮古东良里塔格组沉积后，当时的地层为向南东倾的斜坡，受大气降水与海水潜水的双重风化淋滤作用，轮古东西部主要发育潜山岩溶，中部层间岩溶更为发育，而东部处于海平面以下的地层，岩溶相对发育较差，以顺层岩溶为主。因此，在该时期岩溶主要发育层间岩溶、潜山岩溶。这期岩溶储层为第一期的油气充注成藏提供了条件，原油沿碳酸盐岩储集体或不整合面侧向运移，并储存于碳酸盐岩岩溶储层中。而海西早期，由于风化淋滤和地层剥蚀作用，岩溶大规模发育，早期原油遭受破坏。该时期轮古东西部没有上覆的桑塔木组，因此良里塔格组主要发育潜山岩溶，大气降水沿碳酸盐岩向东部顺层流动，同时，该时期断层大量发育，部分断裂断至桑塔木组顶，形成了循环性的水流系统，为顺层岩溶的持续发育提供了条件。两期岩溶的叠加，决定了现今轮古东地区大范围发育奥陶系内幕储集体。岩溶的大规模发育，为海西晚期原油大规模充注和喜山期天然气充注提供了可能。

中、晚海西期，碳酸盐岩与上覆石炭系砂岩、膏泥岩储盖组合形成，由满加尔凹陷奥陶系烃源岩形成的油气运聚成藏，是第二期大规模油气成藏阶段。燕山-喜玛拉雅期，主要表现为海相成藏系统的调整改造与石炭系、三叠系、白垩系和侏罗系等层系次生油气藏的形成，以及奥陶系凝析气藏的形成，为第三期油气成藏及调整阶段。这三期成藏作用导致了轮古东海相碳酸盐岩储层中既有干沥青、又有降解油、也有正常油气、凝析油和天然气。

在这三期成藏作用中，晚喜山期的天然气充注过程对古油藏改造和影响最为强烈，造成油气藏相态发生变化，形成次生成因的凝析气藏(杨德彬等，2010；张水昌等，2011b)。天然气主要是通过走滑断裂和奥陶系岩溶储层自东向西发生气侵。因此，晚喜山期的构造事件对凝析气藏的形成影响显著。轮古东高产井基本上分布在轮古东走滑断裂及三级断裂附近(图 8)。断裂及其产生的裂缝不仅是油气的优势运移通道，同时可以改善储层，使其成为良好的储集空间。东西走向桑塔木断裂和轮南断裂在晚海西期开始活动到喜山中晚期结束。近北东南西走向的走滑断裂，断层从寒武系断至侏罗系，这期断裂形成期长，强度大，对储层和油气藏的影响是显而易见的，同时它伴生大量的共轭三级断裂，从寒武系断穿至石炭系。这些断裂大部分断至中下寒武统，成为油气的有效输导和运移通道。

图 8

Fig. 8

图 8 轮古东高产油气井分布与走滑断裂的关系 Fig. 8 Relationship between high production oil and gas well and strike-slip faults in eastern Lungu area

另外，这些断裂对优化储层的储集性能有较大的控制作用，岩心上也见到明显的裂缝扩溶现象，同时断裂将奥陶系内部各层储集体(鹰山组一段、一间房组、良里塔格组)相互沟通，形成多层油气分布格局；通过走滑断裂输导来的酸性流体，又会进一步改善储集性能(朱光有等，2006；赵文智等，2009)，从而形成高产富集区，如沿走滑断裂的轮南63、轮南631、轮古39、轮古391、轮古35等井，沿桑塔木断裂的轮南14、轮南48、轮古13等井，均形成高产油气井。因此，晚喜山期原油裂解气大规模充注时，走滑断裂成为了重要的油气充注口，使得现今气油比(GOR)比较高的井均分布在走滑断裂附近。也正因为轮古东走滑断裂及其他三级断裂的广泛发育，才使得油气在奥陶系多套储层中形成大规模的油气藏。

轮古东地区经历了三次主要的油气充注成藏过程：晚加里东期、晚海西期和喜山晚期。油气相态的多样性及差异性与油气充注过程、充注期次密切相关。由于寒武系-下奥陶统和中、上奥陶统两套海相烃源岩分布位置的差异，其生排烃史也有明显差异。其中，寒武-下奥陶统生烃中心烃源岩演化快、生烃早，加里东晚期(志留纪中晚期)进入大量生排烃阶段；生成的油气沿着奥陶系岩溶储集体自东向西充注并聚集成藏(图 9)；早海西期的构造运动使高部位抬升剥蚀，油气大部分发生散失，部分以沥青的形式赋存在储集层中。

图 9

Fig. 9

图 9 塔里木盆地轮古东地区奥陶系油气成藏演化过程模式图(左：剖面图;右：平面图) Fig. 9 The model showing accumulating processes of Ordovician reservoirs in eastern Lungu area,Tarim basin(left: cross-section profile; right: plan view)

中、上奥陶统烃源岩演化慢、生烃晚，晚海西期(二叠纪晚期)进入大量生排烃阶段。来自于南部中、上奥陶统源岩生成的烃类向北运移，充注进入奥陶系有利圈闭中，形成规模油气藏(图 9)。此时，奥陶系油藏保存条件较好，上覆盖层厚度在1800~2800m左右，加上桑塔木组厚层泥岩封盖性能较好，使古油藏得到有效保存。因此，晚海西期是一期重要的有效成藏过程。

喜山晚期以来，寒武系原油裂解。形成的天然气自东向西充注，对先期形成的油藏进行气侵改造，形成次生凝析气藏(图 9)。因此，从生烃史的分析来看，该区存在三期重要充注成藏过程，加里东晚期(志留纪中晚期)、晚海西期(二叠纪晚期)和喜山晚期，前两期以油充注成藏为主，后一期以气为主。

轮古东地区的成藏可归结为：“早期聚油，后期聚气”。加里东晚期，来源于寒武系-下奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩岩溶发育储集体横向输导，形成古油藏；海西早期，由于地层遭遇淡水风化淋滤作用，早期古油藏遭受破坏，现今仅见干沥青；海西晚期，来源于中、上奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩溶发育储集体横向输导，原油在轮古东地区大范围成藏；喜山期，来源于寒武系原油裂解气，沿岩溶储集体大规模充注，早期原油反凝析于天然气中，形成现今凝析气藏。

多期成藏是中国海相盆地碳酸盐岩油气藏的一个重要特点。通过塔里木盆地轮古东地区奥陶系油气藏的解剖，认为该区海相油气存在三期重要的充注成藏过程，从流体的多样性与成因的复杂性、储层流体包裹体均一温度、储层沥青成熟度等多个方面，论证了多期成藏过程。

这三期油气充注过程分别发生在加里东晚期-海西早期、海西晚期、喜山晚期，原油来源分别是寒武系-下奥陶统、中、上奥陶烃源岩，而天然气主要来自寒武系的裂解气。其中，海西早期构造抬升导致志留系-泥盆系遭受剥蚀，来自于寒武系油气的古油藏遭受破坏，形成干沥青；海西晚期，来源于中、上奥陶统烃源岩的原油，沿奥陶系碳酸盐岩溶发育储集体横向输导，原油在轮古东地区大范围成藏；晚喜山期天然气自东向西充注，对轮古东地区晚海西期形成的油藏进行气侵改造，形成凝析气藏。