塔中隆起位于塔里木盆地中部，是一长期发育的继承性古隆起，紧邻生烃坳陷，具有优越的油气成藏条件，一直是塔里木盆地寻找大油气田的重点领域(贾承造等，1995; 贾承造，2004; 翟光明和何文渊，2004; 王招明，2004; Lü et al.，2009; Zhao et al.，2009; Zhu et al.，2012)。塔中隆起奥陶系碳酸盐岩的油气勘探自20世纪90年代起，经历了十余年艰难且曲折的过程(周新源等，2009)，2003年以来，通过沙漠区三维地震采集处理和碳酸盐岩油气地质科研攻关，不断创新碳酸盐岩缝洞系统量化、烃类检测与综合评价技术，奥陶系大面积复式混源成藏认识大幅度提升，先后整装探明了塔中Ⅰ号坡折带上奥陶统超亿吨级礁滩型凝析气藏与塔中北部斜坡下奥陶统岩溶风化壳型凝析气藏，塔中奥陶系10亿吨级油气储量规模的大场面已初具规模(周新源等，2006; 杨海军等，2007a; 韩剑发等，2008; Zhu et al.，2011a)。

前期的勘探实践表明，塔中北斜坡奥陶系碳酸盐岩整体含油，局部富集，油气的分布受断裂、不整合、岩性和古地貌等多种因素的控制，是一个大型复式油气聚集区。油气在纵向上呈准层状叠合分布，平面上受储层发育程度控制，没有明显边底水，为大型准层状、油气水分布复杂的非常规凝析气藏(周新源等，2006; 杨海军等，2007a，2011; 韩剑发等，2007，2008; 邬光辉等，2008)。超埋深古老碳酸盐岩储集体预测评价、油气分布及成藏机理是制约目前塔中油气勘探的瓶颈，本文通过对塔中北斜坡奥陶系碳酸盐岩储层时空分布规律、油气来源等方面的研究，旨在深入剖析奥陶系油气多源多期、混源成藏过程，明确油气分布规律及成藏主控因素，指出潜在的有利勘探领域。研究对该地区进一步勘探开发具有指导意义，并且对未来我国海相碳酸盐岩的油气勘探开发都将有所裨益。

塔中隆起总体走向为北西-南东向，平面上由四排断裂带组成，自北向南分别为塔中I号断裂带、塔中10号构造带、中央主垒带和II号断裂带(图 1)。塔中北斜坡位于塔中隆起中央主垒带与塔中I号坡折带之间，呈北西-南东走向，东西长约180km，南北宽约60km，表现为整体向西倾伏的斜坡，东西高差逾2000m，仅有很小的局部构造。

图 1

Fig. 1

图 1 塔中隆起构造单元划分图 Fig. 1 Sketch map showing the tectonic zone of Tazhong Uplift

图 2

Fig. 2

图 2 塔中隆起北斜坡原油物性分布特征 Fig. 2 Physical property of the oils in the north slope of Tazhong Uplift

塔中隆起寒武-奥陶纪是大型碳酸盐岩台地建造的重要时期，在经历构造沉积演化过程中多成因多期次岩溶作用改造后，形成了上奥陶统良里塔格组台缘高位域礁滩复合体、下奥陶统鹰山组岩溶不整合风化壳储集体(陈景山等，1999; 王振宇等，2007; 赵宗举等，2007; 韩剑发等，2011)，奠定了塔中北斜坡大型富油气区的基础。

寒武纪-早奥陶世，塔中地区为半局限-开阔台地沉积相，接受了大套碳酸盐岩沉积。早奥陶世末-晚奥陶世初的中加里东运动，受控于昆仑岛弧与塔里木板块的弧-陆碰撞作用，区域构造应力场开始由张扭转变为压扭，塔中乃至巴楚台地整体强烈隆升，与轮南对比研究表明，整体缺失上奥陶统下部吐木休克组及中奥陶统一间房组及鹰山组一、二段，下奥陶统上部鹰山组地层裸露为灰云岩山地，遭受强烈剥蚀和风化、淋滤，形成第一期广泛分布、全球可对比的区域性大型不整合岩溶风化壳，广泛分布于塔中-巴楚地区，勘探面积达5万平方千米，其沉积间断约10Ma。古风化壳在地层古生物、钻井和地震剖面上均有明显反映，以发育大型岩溶洞穴型储层为主要标志，纵向上呈准层状集中分布在风化壳顶面以下280m地层厚度范围内(朱光有等，2009a)，目前针对这套储集体，在塔中北斜坡已经探明塔中83、中古8和中古43三个整装大凝析气田，资源潜力巨大(苗继军等，2007; 韩剑发等，2008)。

中晚奥陶世良里塔格组沉积期，沿塔中北斜坡塔中I号坡折带东西长95km、南北宽3~10km范围内发育大型台缘生物礁群，造礁生物为珊瑚-层孔虫-钙藻，是目前我国发现这种造礁群落最早的礁体。礁滩体发育于台缘高位域沉积体系下，其发育规模受次级的构造沉降和海平面变化的控制，总体由下向上呈现出沉积环境变浅及沉积水动力能量增强的趋势。纵向组合特征表现为粒屑滩、灰泥丘、礁丘的多旋回组合，一般发育3~4期礁体，最后为巨厚的桑塔木组泥质沉积物所取代。单个礁体厚度大，多期礁滩体组合规模大，最厚达115.5m，在地貌上呈丘状凸起，属真正意义上的生物礁(陈景山等，1999; 王振宇等，2007)。从储层发育情况看，储层主要岩石类型为礁灰岩和颗粒灰岩，次生孔隙是主要的储集空间，海平面的短期频繁变化导致礁滩体顶部大面积暴露形成优质储层。目前上奥陶良里塔格组已经发现的油气藏的分布主要受台缘礁滩复合体控制，已经探明塔中26、塔中62、塔中82和塔中45-86井区等多个油气藏，目前正在大规模试采(杨海军等，2007a)。

塔中隆起北斜坡原油物性差异性显著，因层位、区块而异，烃类分布包含稠油、正常油、轻质油、凝析油等多种表现形式。统计表明，奥陶系原油一般具有低密度(0.75~0.85g/cm³)、低粘度(0.5~8.69mPa.s)。

塔中原油的族组成差异也很显著，对51个奥陶系原油的统计表明，饱和烃含量为33.5%~91.3%(均值74.5%)、芳烃为7.0%~36.3%(均值15.5%)、非烃+沥青质为0.8%~46.9%(均值10.1%)。多数志留系原油饱和烃含量相对较低(均值48.4%)、非烃+沥青质含量(均值25.3%)相对较高，与原油物性特征相吻合。

塔中原油物性与宏观组成的显著变化，指示油气成因与成藏的复杂性，反映多源、多期成藏。在该情形下，不同成熟度与不同油源原油的混合在所难免，特别是充当多期成藏期的主干运移通道的大断裂如I号断裂构造带及横切该断裂的转换断层附近的油藏。塔中I号构造带邻井原油物性也有显著的差异，由于储层的非均质性，其真实地记录了油气多源、多期混合聚集的特征。

已有研究表明，寒武系与中下奥陶统源岩及相关原油的显著差异主要表现在(梁狄刚等，2000; 张水昌等，2000，2004; Zhang et al.，2000，2002，2007; 肖中尧等，2005; 马安来等，2006; 李素梅，2008a，b; Zhu et al.，2011b)：寒武系烃源岩和相关原油的生物标志化合物具有甲藻甾烷、三芳甲藻甾烷、4-甲基-24-乙基胆甾烷、24-降胆甾烷、伽马蜡烷丰度高，重排甾烷丰度低，规则甾烷呈C₂₇≤C₂₈<C₂₉的“斜线型”或“反L 型”的特点；中上奥陶统烃源岩和相关原油一般具有与上述相反的特征，其规则甾烷呈“V”字型分布(C₂₇>C₂₈<C₂₉)。近年有人提出苯基类异戊二烯可作为区分两套烃源岩及相关原油的重要标志(Sun et al.，2003)。

塔中原油甾萜类丰度差异显著、分布型式多样(图 3)。由于塔中相当部分原油(特别是I号构造带奥陶系原油)热演化程度相对较高，部分原油特别是凝析油的规则甾烷与五萜三萜烷看似遭受热裂解作用，如TZ823(O)、TZ62-2(O)等(图 3)，对于部分成熟度较高原油而言，用生物标志物来识别混源显然存在一定的局限性。但是，通过甾萜类指纹与有关参数仍可识别出塔中分析原油中有十多个原油明显携带寒武系成因特征，例如：TZ452(O₁₊₂)、TZ62(S，O)及TZ162(O)等。这些原油甲藻甾烷、4-甲基甾烷和伽玛蜡烷丰度相对较高，重排甾烷相对不发育，C₂₇-/C₂₉-规则甾烷比值相对较低(李素梅，2008a)；C₂₇、C₂₈、C₂₉呈线型或反“L”型分布(图 3)。塔中原油甾萜类的分布特征反映多源、多期充注特征。值得注意的是，塔中地区相当部分原油中检测出了一定丰度的25-降藿烷系列，而这些原油中也同时存在丰富的正构烷烃系列，虽然有时难以识别25-降藿烷是何时以何种方式存在于原油中，例如，原地早期油藏破坏后经后期正常油二次/多次充注混合、异地混源后期调整成藏、运移途中受降解运移烃的侵染等(Zhang et al.，2011b)，至少反映塔中地区除了多源、多期混源外，尚有降解油与正常油的混源。

图 3

Fig. 3

图 3 塔中北斜坡奥陶系部分原油m/z217质量色谱图 Fig. 3 m/z217 mass fragmatograms for the saturated fractions in partial Ordovician oils in the north slope of Tazhong Uplift

单体烃同位素可反映烃类母源岩沉积环境与生源输入特征(张水昌等，2002)，其受成熟度、运移分馏的影响，但其影响程度相对较小，一般小于3‰(赵孟军和黄第藩，1995; 段毅等，2003)。本研究分析的塔中地区不同层系、不同构造部位的原油的正构烷烃单体同位素的分析结果表明，多数原油的单体烃同位素值为-32‰~-33‰(图 4)，反映多数原油成因相近。从生物标志物角度，塔东2(TD2，O₁-∈)、英买2(YM2，O₁)井原油分别被认为是塔里木盆地代表性的寒武系与中上奥陶统成因原油(张水昌等，2002; 肖中尧等，2005)两原油单体同位素具有显著的差异，前者明显偏重(-29‰~-30‰±)、后者偏轻(-35‰±)(图 4)，相差近5‰±，反映母源岩不同沉积环境与生源输入差异，进一步验证了其成因的差异。塔中多数原油介于这两类原油之间，仅在个别志留系残余油藏原油中检测到与TD2井原油相近的单体烃同位素，充分反映塔中地区多数原油为混源油。塔中多数原油单体烃同位素值相近，表明相当量的原油的混合作用发生在成藏之前或者混合作用较为均匀。塔中地区凝析油与正常原油同位素相差不大，表明成熟度影响相对较小。

图 4

Fig. 4

图 4 塔中隆起北斜坡部分原油中正构烷烃单体同位素组成 Fig. 4 Compound specific isotope of free oils and included oils in the north slope of Tazhong Uplift

上述从地球化学角度，可识别出塔中地区存在丰富的混源油，正如前文所言，利用生物标志物定性识别混源油具有很大的局限性。例如，TZ162(O₁)与TZ168(O₃)井原油的甾类分布似乎有很大差异(图 3)，反映原油成因不同，然而两井原油正构烷烃单体同位素差异相对较为接近(图 4)，反映原油主体成分相似，成因大体一致。正构烷烃毕竟是原油的主体成分，而甾类为微量组分，塔中生物标志物反映的寒武系成因原油的看似零星分布可能恰恰反映了寒武系成因原油的广泛混合。塔中原油、储层包裹烃的单体烃同位素分布结果，验证了这种推断，即塔中原油混合尺度大、混源范围广，混源是普遍的(李素梅，2008a，b)。塔中原油的族组分同位素也较为接近(包建平等，2008^①)，反映多数原油成因相近(即使表现为混源油形式)。进一步表明塔中原油广泛混源。

①包建平等. 2008. 塔里木盆地海相原油混源定量研究. 塔里木油田分公司内部报告

到目前为止多数学者认同塔里木盆地至少有两套烃源岩，即寒武系与中上奥陶统。这两套烃源岩最有利的生油部位都不在塔中本地，其生排烃期有交叉叠合现象即同时供烃，故具备形成混源油的物质条件。从油气运聚的地质条件角度，一些主干运移通道显然承担了多期成藏阶段油气的输导作用，如塔中I号断裂、垂直并切割塔中I号断裂的走滑断裂及与塔中I号断裂近似平行的走滑断裂等。其中，塔中I号断裂构造带附近缝孔洞发育，相对于内带更接近油源区，混源现象应更为突出。

塔中隆起奥陶系天然气组份变化大(表 1)，甲烷含量80.57%~92.5%，CO₂含量0.1381%~3.4782%，N₂含量3.29%~9.12%，天然气相对密度0.61~0.68。该地区天然气普遍含硫化氢，井间变化较大。天然气组分在平面上的变化具有分带性：塔中241井以东天然气普遍高含N₂、低H₂S含量；塔中242井-塔中823井之间具有较高的干燥系数(>0.95)、中低含N₂、低含CO₂、中高H₂S含量；塔中82-54井区具有低含H₂S、中高含N₂；塔中45井区具有低干燥系数、低CO₂含量、中低含N₂和中等含量的H₂S，这些都反映了天然气在成因和次生变化上存在差异。

表 1

Table 1

表 1(Table 1)

表 1 塔中隆起奥陶系天然气组成表 Table 1 Ordovician gas composition of in Tazhong Uplift 井区 井号 层位 深度(m) 烃类组分 非烃组分 干燥系数 C1(%) C2(%) C3(%) iC4(%) nC4(%) C5+(%) N2(%) CO2(%) H2S(mg/m3) 塔中26-24 井区 塔中241 O3l 4618.47~4725.74 69.60 4.02 2.33 0.28 0.56 0.17 18.40 4.34 324 0.90 塔中243 O3l 4387.03~4547.9 83.50 1.65 0.66 0.07 0.18 0.09 12.80 0.91 18 0.97 塔中244 O3l 4407~4433.64 75.00 2.37 1.43 0.25 0.72 0.60 17.70 1.57 - 0.93 塔中26 O3l 4300~4360 85.41 1.44 0.59 0.08 0.21 0.33 11.12 0.82 12 0.97 塔中261 O3l 4357~4380 85.60 1.06 0.42 0.05 0.12 0.07 9.35 3.28 - 0.98 塔中263 O3l 4310~4342 77.10 2.39 1.34 0.12 0.31 0.13 15.30 3.31 - 0.95 塔中24 O3l 4497.25~4522.87 73.12 3.12 4.53 0.21 0.48 0.00 18.54 0.00 - 0.90 塔中242 O3l 4516.56~4546.56 90.10 1.60 0.44 0.12 0.25 0.57 4.63 2.25 260 0.97 塔中62井区 塔中62 O3l 4700-54758 90.55 1.39 0.39 0.13 0.20 0.31 3.97 3.07 1000 0.97 塔中621 O3l 4851.1~4885 90.31 1.51 0.69 0.20 0.35 0.69 3.55 2.70 2305 0.96 塔中622 O3l 4913.52~4925 90.41 1.30 0.50 0.17 0.31 0.75 2.37 4.21 250 0.97 塔中623 O3l 4809~4815 90.20 1.29 0.42 0.12 0.19 0.25 4.65 2.89 8000 0.98 塔中62-3 O3l 5072.46~5348 86.70 1.69 0.72 0.20 0.38 0.56 6.28 3.48 1461 0.96 塔中62-2 O3l 4773.53~4825 90.80 1.36 0.29 0.08 0.14 0.20 4.09 3.02 919 0.98 塔中62-1 O3l 4892.07~4973.76 90.90 1.58 0.70 0.19 0.33 0.38 2.87 3.06 1544 0.97 塔中82井区 塔中82 O3l 5430~5487 81.97 3.07 1.30 0.35 0.50 0.78 8.85 3.17 55 0.93 塔中821 O3l 5212.64~5250.2 87.60 1.44 0.56 0.19 0.28 0.26 6.61 3.06 16800 0.97 塔中822 O3l 5614~5675 85.10 1.96 0.74 0.25 0.37 0.51 11.00 0.13 410 0.96 塔中823 O3l 5369~5490 90.80 1.22 0.41 0.12 0.16 0.18 3.68 3.44 22800 0.98 塔中824 O3l 5613~5621 82.70 3.94 1.77 0.32 0.68 0.93 7.53 2.10 37 0.92 塔中828 O3l 5595~5603 73.10 3.93 1.92 0.61 1.02 1.56 10.20 7.72 - 0.89 中古2井区 中古2 O3l 5944~6000 90.90 2.58 0.79 0.29 0.41 0.88 4.02 0.12 0.95 塔中54 O3l 5752.35~5792.3 80.01 3.12 2.07 0.19 0.37 0.00 5.61 8.63 16 0.93 塔中45-86井区 塔中45 O3l 6080~6125 84.57 4.45 1.63 0.37 0.66 0.88 4.82 2.62 - 0.91 塔中86 O3l 6273~6320 85.60 3.05 1.21 0.35 0.67 1.00 4.29 3.86 14.23 0.93 中古17 O3l 6426.09~6487.05 89.60 2.74 0.75 0.19 0.40 0.79 5.47 0.05 36.11 0.95 中古16 O3l 6230~6269 78.70 8.45 2.10 0.48 0.79 0.89 5.99 2.55 4.44 0.86 中古162 O3l 6123~6198 77.10 8.49 2.68 0.66 1.10 0.87 7.58 1.54 - 0.85 中古15 O3l 6125~6138 78.70 7.74 1.93 0.38 0.61 0.38 7.73 2.55 2000 0.88 塔中451 O3l 6090.5~6297.62 71.88 9.70 4.05 0.67 1.09 0.77 9.17 2.68 - 0.82 塔中72-16井区 塔中30 O3l 4997~5026 81.66 1.43 0.44 0.12 0.22 0.36 1.09 14.35 - 0.97 塔中72 O3l 5125~5130 88.20 3.16 1.23 0.39 0.71 1.37 1.30 3.68 750 0.93 塔中58 O3l 4592.19~4700.2 90.78 2.67 1.47 0.33 0.69 1.39 2.60 0.08 - 0.93 塔中721 O3l 4911.37~4980.44 77.70 2.35 0.99 0.24 0.42 0.55 15.40 2.36 - 0.94 塔中169 O3l 4224.09~4450.47 84.60 1.94 0.37 0.03 0.08 0.06 6.99 5.93 - 0.97 塔中83 O3l 5433~5441 52.20 1.00 0.41 0.17 0.35 0.81 0.82 44.30 - 0.95 塔中168 O3l 4374.5~4730 87.22 1.61 0.42 0.08 0.13 0.60 3.96 6.51 - 0.97 塔中161 O3l 4284.88~4302 92.59 1.31 0.63 0.15 0.29 0.31 4.43 0.28 - 0.97 井区 塔中83 O1y 5666.10~5681.0 93.10 0.64 0.10 0.04 0.06 0.15 0.97 4.91 32700 0.99 塔中721 O1y 5355.50~5505.0 94.70 0.65 0.14 0.03 0.07 0.11 0.97 3.31 18 0.99 塔中722 O1y 5356.7~5750.0 84.50 3.77 1.56 0.63 1.22 2.27 2.39 3.68 3833 0.90 中古5-7井区 中古5 O1y 6351.64~6460.00 87.90 3.51 0.89 0.24 0.37 0.57 1.53 4.59 48643 0.94 中古7 O1y 5865.00~5880.00 77.70 2.13 0.66 0.16 0.23 0.28 14.70 4.07 66500 0.96 中古6 O1y 5934.5~6172.73 85.95 3.10 1.32 0.72 1.00 1.12 2.77 3.99 600000 0.92 中古9 O1y 6049.1~6480 64.10 0.06 0.02 0.01 0.03 0.10 13.50 22.20 616000 1.00 中古8-21井区 中古8 O1y 5983.00~6145.58 90.10 3.13 1.23 0.34 0.68 0.53 1.98 2.01 19933 0.94 中古21 O1y 5753.00~5874.16 92.10 2.82 0.79 0.22 0.41 0.47 0.23 2.98 50894 0.95 中古10 O1y 6198~6309.8 93.10 1.83 0.58 0.23 0.29 0.27 2.16 1.53 2200 0.97 中古11 O1y 6450~6461.8 84.00 1.13 0.14 0.02 0.02 0.01 1.55 13.10 3800 0.98 注：“-”表示未测相关数据，表 2同

表 1 塔中隆起奥陶系天然气组成表 Table 1 Ordovician gas composition of in Tazhong Uplift

表 2

Table 2

表 2(Table 2)

表 2 塔中隆起奥陶系天然气碳同位素数据表 Table 2 Ordovician gas carbon isotope composition of in Tazhong Uplift 井号 层位 深度(m) δ13C1(‰) δ13C2(‰) δ13C3(‰) δ13C4(‰) δ13CCO2(‰) Ro(%) 塔中45 O3l 6020~6150 -54.4 -38.2 -32.0 -30.7 -2.5 0.35 塔中45 O3l 6020~6150 -56.5 -33.2 -37.8 -34.2 - 0.28 塔中824 O3l 5744.59~5750 -39.5 -35.2 -32.4 -31.8 -15.1 1.48 塔中82 O3l 5430~5487 -39.6 -33.8 -30.6 -29.0 -8.2 1.46 塔中821 O3l 5212.64~5250.2 -38.3 -33.1 -30.2 -29.4 -3.9 1.77 塔中62-3 O3l 5072.46~6348 -38.7 -33.5 -30.1 -29.9 -9.3 1.67 塔中622 O3l 4913.52~4925 -38.9 -33.8 -31.1 -30.3 -4.7 1.62 塔中62-1 O3l 4892.07~4973.76 -38.0 -33.6 -30.2 -29.3 -4.1 1.84 塔中62-2 O3l 4773.63~4825 -38.9 -31.7 -30.3 -28.7 -8.9 1.62 塔中44 O3l 4822~4832 -39.0 -31.5 -29.6 -27.7 - 1.59 塔中44 O3l 4854~4888.31 -44.0 -38.0 -33.1 -32.4 - 0.98 塔中241 O3l 4618.47~4725.7 -38.4 -37.2 -33.5 -31.1 -6.2 1.74 塔中24 O3l 4452~4465 -40.0 -31.6 -34.9 -30.8 - 1.38 塔中26 O3l 4300~4360 -38.4 -36.8 -33.5 -29.4 -10.7 1.74 塔中26 O3l 4300~4315 -37.7 -36.8 -32.6 -29.8 -0.4 1.93 塔中83 O1y 5666.10~5684.7 -38.4 -31.9 -26.7 -22.7 -5.6 1.74 塔中721 O1y 5355.5~5505 -38.8 -36.5 -30.8 -29.1 -10.3 1.62 中古8 O1y 5893~6145.58 -46.4 -36.5 -30.0 -28.6 -5.9 0.89 中古5 O1y 6351.64~6460 -44.6 -33.8 -28.9 -29.3 -1.2 0.98

表 2 塔中隆起奥陶系天然气碳同位素数据表 Table 2 Ordovician gas carbon isotope composition of in Tazhong Uplift

塔中奥陶系碳酸盐岩油气藏中天然气的甲烷碳同位素值主体分布在-37‰~-46‰之间(表 2)，乙烷碳同位素值主体分布在-30‰~-42‰之间，远低于腐泥型母质和腐殖型母质来源天然气的分界-28‰，属于海相腐泥型母质来源的天然气。δ¹³C_2-1值小，大多小于10‰，反映天然气成熟度非常高。根据天然气δ¹³C₁和R_o值关系式(黄第藩等，1996)换算出的天然气R_o值主体在1.3%~2.2%，说明天然气主体进入了高-过成熟阶段。这与塔中北斜坡上奥陶统烃源岩的成熟度不匹配，说明天然气主要来源于中下寒武统烃源岩。例外的是塔中45井具有异常轻的δ¹³C₁，小于-50‰，δ¹³C_2-1为16.2‰和23.3‰，干燥系数为0.89，具有生物-热催化过渡带天然气的特征。

天然气碳同位素值是划分油裂解气和晚期干酪根裂解气的重要依据(Zhu et al.，2005，2007)。前人通过对四川威远震旦系天然气的研究，甲烷碳同位素为-32‰时，仍然包含了三分之一油裂解气的，如果排除油裂解气的影响，晚期干酪根裂解气的甲烷碳同位素可能比-32‰还重。轮南59井石炭系天然气甲烷碳同位素为-33.4‰，以晚期干酪根裂解气为主。英南2井与和田河气田的玛4井的天然气成因研究表明以原油裂解气为主(李剑等，1999; 陈世加等，2002; 赵孟军，2002)，这两口井的天然气甲烷碳同位素均在-37‰左右，明显轻于轮南59井的干酪根裂解气的甲烷碳同位素。塔中古隆起奥陶系碳酸盐岩油气藏中天然气的甲烷碳同位素与塔里木典型的干酪根裂解气和原油裂解气的甲烷碳同位素的对比表明，塔中古隆起奥陶系天然气的甲烷碳同位素值明显与典型的原油裂解气相近或更轻，说明天然气主要为中下寒武统来源的古油藏的原油裂解气(赵文智等，2009；韩剑发等，2009)。

已有研究表明(张水昌等，2000，2004; 肖中尧等，2005; 邬光辉等，2008)，塔中隆起的油气来源于中下寒武统、上奥陶统两套烃源岩，主要形成加里东期、晚海西期、喜山期多期油气充注与成藏(Zhang et al.，2011a)，塔中地区和满加尔凹陷西部中下寒武统烃源岩在晚加里东期达到生油高峰，在晚海西期干酪根大量裂解达到生气高峰，目前有机成熟度Ro高于2.0%；塔中低凸起上奥陶统烃源岩在二叠纪末-燕山初期进入生油门槛，在喜山期达到生油高峰；满加尔凹陷西部的中奥陶统烃源岩在晚海西期进入生油高峰期，在喜山期进入生气高峰。本次工作针对塔中奥陶系碳酸盐岩储层中与烃类相伴生的盐水包裹体的均一化温度研究也支持上述观点，塔中奥陶系碳酸盐岩储层盐水包裹体均一化温度主要分布在三个区间，分别为70~100℃、90~125℃、120~155℃，与之对应的成藏期分别为加里东-海西早期、晚海西期和喜山期(表 3)，综合上述油气来源分析及本地区构造演化史资料，塔中地区成藏过程可概括为：晚加里东-早海西期、晚海西期和喜山期三期油气充注与早海西期油气破坏调整、喜山期油气补充调整(图 5)。

图 5

Fig. 5

图 5 塔中隆起北斜坡奥陶系碳酸盐岩油气运移聚集示意图 Fig. 5 Sketch map showing Ordovician hydrocarbon accumulation in north slope of Tazhong Uplift

塔中古隆起形成于早奥陶世，奥陶纪中晚期满加尔凹陷寒武系烃源岩进入生油高峰，生成的油气通过塔中I号断裂带向位于高部位的寒武系白云岩、下奥陶统风化壳、上奥陶统礁滩体圈闭运移聚集，形成广泛分布的大型古油藏。

志留纪末至东河砂岩沉积前，塔中地区遭受强烈的构造改造作用，油气经历强烈的调整破坏，大量的油气发生散失，形成志留系普遍赋存的沥青与稠油。

表 3

Table 3

表 3(Table 3)

表 3 塔中隆起北斜坡奥陶系储层包裹体温度及成藏时期 Table 3 Temperature and hydrocarbon accumulation period in north slope of Tazhong Uplift 地区 层位 晚加里东期 晚海西期 喜山期 TZ45井区 O3l 70~100℃ 90~125℃ 120~155℃ TZ82井区 O3l 70~90℃ 110~130℃ 140~150℃ TZ62井区 O3l 70~90℃ 90~120℃ 115~140℃ TZ83井区 O1y 86~90℃ 100~120℃ 125~150℃ 与盐水包裹体共生的烃类包裹体特征 主要为液相包裹体，发黄色荧光，数量少 气液两相包裹体，发黄色荧光和黄绿色荧光，数量较多 主要为气态烃包裹体

表 3 塔中隆起北斜坡奥陶系储层包裹体温度及成藏时期 Table 3 Temperature and hydrocarbon accumulation period in north slope of Tazhong Uplift

晚海西期满西及巴楚地区寒武系烃源岩进入高成熟期，同时满西地区中奥陶统优质烃源岩进入生烃高峰期，为紧邻满西的塔中北斜坡提供了大量的油气，来源于中下寒武统、上奥陶统两套烃源岩的油气在奥陶系优质储层发生混源成藏，形成塔中北斜坡奥陶系大面积分布的混源油气藏。

天然气的充注主要发生在喜山期，喜山期塔里木盆地受新构造运动作用，位于深层的古油藏、烃源岩与输导体系中分散有机质，在深埋作用下可能发生裂解，形成油裂解气，在塔中北斜坡下奥陶统及塔中I号构造带上奥陶统产生强烈气侵，形成现今塔中北斜坡大面积分布的凝析气藏。高成熟度的原油裂解气充注时，也会携带一定量的寒武系来源的凝析油，从而使得奥陶系油气藏混源现象进一步加剧。

塔中奥陶系凝析气藏喜山期气侵来自两个方向：其一来自北侧深层的寒武系，其二来自垂直方向的深层的寒武系。自北侧深层寒武系的天然气，从北向南呈近平行面状输导进入奥陶系碳酸盐岩储层中，现今正处于大量天然气充注期，气侵北强南弱，由于碳酸盐岩储层本身的非均质性，以及油藏受气侵产生沥青质沉淀，对天然气的进一步运移产生一定的阻隔(赵文智等，2009)，形成了“北气南油”现象，挥发油藏与凝析气藏没有截然界限，地露压差、地饱压差都很低。由于输导体系的差异性、储层物性的非均质性，在气侵强烈的层段形成凝析气藏，气侵程度弱的层段仍然保持为微型油藏，以斑块状的形式分布于凝析气藏中。另外，部分硫化氢含量极高的天然气沿切割中下寒武统的断裂从富含膏盐的中下寒武统向上运移，造成油气相态与产出的复杂性。研究认为，这些硫化氢TSR成因特征明显(Zhu et al.，2010a，b，2011b)。这些高含硫化氢气体多分布在南北向走滑断裂附近，如塔中82井区走滑断裂以东塔中83井硫化氢含量达到32700mg/m³(Jiang et al.，2008)。

前文从原油物性、生标特征及单体烃碳同位素论述了塔中奥陶系原油具有混源特征，根据奥陶系油气成藏过程分析可以看出，塔中奥陶系原油存在混源的地质条件，首先是两套烃源岩成藏期次存在重叠和交叉现象，因此两种来源油气混源在时间上是可行的；其次，上、下奥陶统优质储层横向上连片，纵向上相互叠置，油气沿断裂、不整合面、缝洞发育带及其共同构成的复式输导网络运移，使得两种来源油气混源在空间上是允许的。因此，多源多期成藏、多期调整及油气运移通道共享，是造成塔中北斜坡奥陶系原油普遍混源的根本原因。

对塔中地区提供油气的潜在烃源岩有三套，一是早已过成熟的普遍分布于塔中低凸起北侧、满加尔凹陷西部地区的高有机质丰度中下寒武统烃源岩； 二是塔中低凸起上普遍分布的有机质丰度较低、目前处于成熟阶段的上奥陶统灰泥丘相泥灰岩；三是仍然存在争议的位于满加尔凹陷西部地区的中奥陶统黑土凹组烃源岩(张水昌等，2000，2004)。塔中和满西地区中、下寒武统烃源岩厚30~200m,TOC最高可达2.43%，目前Ro=1.5%~2.3%，处于过成熟阶段，在较深的坳陷区Ro已大于3%，这些寒武系-下奥陶统烃源岩的沉积环境属于强还原环境，有机质丰度较高，不仅是塔中地区油气的重要来源，也是塔里木盆地其它台盆区重要的油气烃源；满西地区中奥陶统烃源岩20~60m,TOC为0.5%~1.3%，目前Ro=1.5%~2.0%，处于高~过成熟阶段；塔中地区上奥陶统烃源岩厚约80m,TOC介于0.5%~5.54%之间，在隆起斜坡区Ro=0.81%~1.30%，现今处于生油高峰阶段，上奥陶统烃源岩主要为碳酸盐岩陆棚内的洼地沉积，属于弱还原至弱氧化环境，有机质丰度低。总之，这三套烃源岩厚度大，分布广，有机质丰度高，现今都处于成熟阶段，在历史阶段生成的油气资源丰富，为塔中隆起北斜坡奥陶系大型油气藏的形成奠定了物质基础。

塔中下古生界碳酸盐岩经历长期成岩演化史，储层以低孔低渗为主，沉积相带、岩溶、裂缝是储层发育主控因素，其中不整合岩溶对优质储层的分布具有重要作用(朱光有和张水昌，2009)，多期不整合暴露控制了大面积碳酸盐岩储层的分布，埋藏溶蚀—烃类充注作用控制了储层的发育，构造破裂作用改善了储集性能。宏观与镜下微观研究表明，塔中地区碳酸盐岩储层的有效储集空间绝大多数为次生的溶蚀孔洞与裂缝，原生孔隙贡献很小。

图 6

Fig. 6

图 6 中古10-塔中83井区油气水分布模式图 Fig. 6 Sketch map showing hydrocarbon and water distribution in Zhonggu 10-Tazhong 83 block

以塔中I号坡折带上奥陶统储层为例，1402块岩心样品统计分析表明，最大孔隙度达12.74%，最小仅0.099%，孔隙度均值1.78％，孔隙度>2%占35％，渗透率分布范围在0.001~840×10^-3μm²，平均10.35×10^-3μm²，属特低孔-低孔、超低渗-低渗储层，孔渗相关性很低。由于大型缝洞发育段难以取心，而且岩心缝洞发育段易破碎，岩心样品物性整体偏低，仅代表基质物性特征，测井解释储层段孔隙度一般在3%~6％，大型缝洞发育段孔隙度>10%，大致能反映本区物性特征。从储层发育情况看，储层主要岩石类型为礁灰岩和颗粒灰岩，次生孔隙是主要的储集空间，储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔为主，裂缝是主要的渗透通道。塔中Ⅰ号构造带准同生期溶蚀及埋藏期溶蚀与TSR蚀变作用发育(朱光有等，2006; 陈景山等，1999; 王振宇等，2007)，在良里塔格组沉积后也有短暂的暴露岩溶，各种溶蚀作用多沿礁滩体原生孔隙层段与裂隙发育，而且可能形成大型缝洞系统，溶蚀孔洞发育段孔隙度可达4%~8%，洞穴发育段高达15%以上，后期的暴露岩溶及埋藏溶蚀作用大大改善了礁滩复合体的储集性能。

根据其空间组合特征可以将碳酸盐岩储层细分为孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型和洞穴型四大类，其中裂缝-孔洞型储层是风化壳的一种重要储集类型，这类储层孔洞、裂缝均较发育，孔洞是主要的储集空间，裂缝既作为储集空间，但更为重要的是作为渗流通道。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，裂缝-孔洞型储层孔洞和裂缝共存，大大提高了储集、渗流能力，是碳酸盐岩油气井高产稳产的主要储层类型。塔中奥陶系碳酸盐岩储层非均质性一方面给勘探开发工作带来复杂性，另一方面，奥陶系碳酸盐岩非均质储层易形成侧向封堵岩性圈闭，为形成大型-特大型岩性油气藏创造有利条件。由于塔中地区奥陶系碳酸盐岩油气复杂性与储层非均质性，造成了油气产出的多样性，储层物性好、连通程度好，则油气的产出稳定；而储层变化大、连通状态复杂、非均质性强造成了油气产出的多样性，如根据目前试采井动态分析结果，可将塔中Ⅰ号凝析气田各单井产量递减规律分为三种类型：稳产型、递减型、先减后增型。

总之，碳酸盐岩油气沿优质储层聚集成藏，受储层控制，宏观上具有准层状的分布特点。当局部放大，具体到储层内单独的一个缝洞单元内，油气水分异正常，流体的分布主要受控于该缝洞体所处的构造部位及其与断裂的关系等(图 6)。油气产出呈动态变化，可能是采油过程中，缝洞体结构及其与其它洞体连通性变化所致。因此，油气成藏研究中除了注重宏观上的整体研究外，还应加强单个缝洞体与局部构造、断裂活动等控制因素的关系研究。

塔中奥陶系碳酸盐岩具有优越的成藏条件，但在低孔、低渗碳酸盐岩中，断裂、裂缝、不整合面与储层所组成的油气有效运移系统，以及与运移系统沟通的有效聚集成藏缝洞储集系统对油气的分布具有重要的控制作用，有效运移系统和聚集系统形成运聚体系控制了油气的分布。

塔中奥陶系凝析气藏天然气主要来自深层寒武系的原油裂解气，天然气主要形成于晚近期，而且正处于充注过程之中，下寒武统生成的天然气需要通过巨厚的中寒武统盐膏层，因此气源断裂对天然气的运聚成藏具有举足轻重的作用(杨海军等，2007b; 赵文智等，2009; 武芳芳等，2009)。塔中古隆起发育多类、多期、多组方向断裂，具有平面分带、纵向分层的特点，以挤压断裂为主，同时发育走滑断裂，逆冲断裂造成南北分带、走滑断裂造成东西分段，断裂成网状交织，同时塔中下古生界碳酸盐岩发育多套不整合，形成多套区域储盖组合，形成网状油气输导体系，造成塔中古隆起上油气运聚成藏的广泛性。塔中奥陶系凝析气藏垂向输导体系主要以塔中I号断裂及次一级断裂、中央断裂、塔中10号断裂和走滑断裂构成，侧向输导体系则由下奥陶统鹰山组顶部不整合面、上奥陶统灰岩潜山不整合面和碳酸盐岩中缝洞发育带构成，断裂、不整合面和碳酸盐岩中缝洞体系构成三维输导体系，垂向运移与侧向运移的结合是形成塔中奥陶系大型凝析气藏的重要条件。

除中下寒武统存在储盖组合外，目前发现的油气藏主要位于上奥陶统礁滩体和下奥陶统风化壳储层中，这说明中下寒武统生成的油气经历了向上转移的过程。大量的油气藏和油气显示均发现于断裂附近，这也是断裂作为油气垂向运移通道的一个间接证据。而塔中古隆起下奥陶统鹰山组不整合面附近发现多个油气藏和大量油气显示则是不整合面作为侧向运移通道的证据。而输导层作为侧向运移通道主要发现于塔中I号断裂坡折带外带礁滩体储层发现大量油气藏，在地质历史时期通过优质储层的输导作用在南部的内带也形成了油气藏。

古隆起是油气运聚成藏的有利指向区。总体而言，塔中古隆起是一个寒武-奥陶系巨型褶皱背斜隆起，形成早、定型早，早奥陶世末已经形成，志留系沉积前基本定型，塔中古隆起形成演化北早南晚、构造作用西弱东强，经历多期构造作用叠加。中、新生代隆起相对南倾，这种由早期北倾转为南倾的翘倾模式有利于油气成熟和储集。

古隆起背景控制优质储层的发育。古隆起斜坡边缘有利于台缘高能储集相带的发育，沉积相控制岩石的结构和岩性，从而控制岩石原生孔的发育程度，并在很大程度上影响溶蚀孔隙的发育，虽然储层孔隙主要为次生溶蚀孔隙，但原生孔隙的存在是溶蚀作用发生的必要条件，溶蚀孔隙大多是在原生孔隙的基础上发展起来的。良里塔格组沉积期沿塔中I号构造带发育台地边缘相带，该相带适合于造礁生物的大量生长，随阶段性构造沉降和海平面变化及生物向上营建作用，发育生物礁、粒屑滩、灰泥丘的多旋回沉积组合(陈景山等，1999; 王振宇等，2007; 赵宗举等，2007)，形成塔中I号构造带的礁滩型储层，是塔中I号构造带上奥陶统油气赋存的主要储集对象。

古隆起斜坡区保存条件优越。塔中I号构造带形成于早加里东期，在奥陶纪末基本定型，志留系与石炭系都是自西向东披覆其上，在石炭纪后基本没有断裂活动，只有多期的整体翘倾活动，形成稳定的埋藏。塔中北部斜坡带及I号构造带奥陶系碳酸盐岩上覆一套稳定的区域盖层——上奥陶统桑塔木组泥岩，厚度一般在300~500m之间，该套盖层分布广泛、厚度大、封盖性能好。该套盖层在前两个成藏期(中晚加里东期、晚海西期)，上覆层较薄，泥岩压实较弱，构造活动强，桑塔木组中的断层基本处于开启状态，油气可以通过断裂、不整合面等进入志留系、石炭系。晚海西期以来的构造活动减弱，在石炭系以上基本没有断裂断穿，断裂在桑塔木组泥岩中处于封闭状态，在喜山期油气无法突破这套泥岩盖层向上运移，从而可以形成奥陶系礁滩体凝析气藏。此外，奥陶系良里塔格组下部较致密的含泥灰岩段与下奥陶统顶部鹰山组岩溶风化壳也可构成良好的储盖组合，形成岩溶风化壳型凝析气藏。

塔中奥陶系碳酸盐岩油气藏具有分布面积大、低孔渗、低压、低丰度的特点，同时具有近源、储层发育、盖层质量好等富集油气的条件，储集层段无论在纵向剖面上还是在横向剖面上均具有很强的非均质性，优质储层的发育层段控制了碳酸盐岩油气藏的分布。优质储层与上覆区域盖层形成六套储盖组合：上奥陶统桑塔木组泥岩/上奥陶统良里塔格组灰岩、下奥陶统鹰山组底部云灰岩/蓬莱坝组灰云岩、奥陶系底部云灰岩/寒武系白云岩、中寒武统云膏岩/下寒武统白云岩、上奥陶统底部泥灰岩/下奥陶统风化壳灰岩、塔中中部潜山区志留系-石炭系泥岩/潜山碳酸盐岩。这六套储盖组合也是目前下古生界碳酸盐岩油气显示的主要部位，区域储盖组合之下的优质储层是油气勘探的主要方向。塔中奥陶系碳酸盐岩油气勘探近期目标是以奥陶系礁滩体和下奥陶统岩溶风化壳为主要目的层，立足于复式油气勘探，以“寻找高产井，建立高产井组，培养高产区块”为目标，努力实现碳酸盐岩油气藏的规模效益开发，总结出碳酸盐岩油气藏规模效益开发的技术体系，培植大型富油气区，建设塔中碳酸盐岩大型油气田。

上述研究表明，塔中地区奥陶系碳酸盐岩具有良好的油气成藏条件，储盖组合控制了油气的分布，储层控制了油气的富集程度，在此基础上塔中地区下古生界碳酸盐岩形成二大现实勘探领域：上奥陶统礁滩复合体、下奥陶统岩溶风化壳，这两套储集体勘探业已证实是大型油气富集带(周新源等，2009)。根据最新三维地震资料，通过缝洞系统精细雕刻、烃类检测及石油地质等综合评价，塔中奥陶系资源量油气当量可达10亿吨。其中上奥陶统礁滩复合体在塔中I号坡折带有利勘探面积近1300km²，台缘带有利勘探面积300km²，台内带有利勘探近1000km²。目前上奥陶统礁滩复合体探明+控制累计油气储量约2亿吨，剩余资源量达1亿吨。下奥陶统岩溶风化壳勘探范围遍及塔中北斜坡，面积达6000km²，有利勘探面积可达3000km²，资源量7亿吨，目前探明仅为2亿吨，剩余资源量5亿吨，潜力巨大。

(1) 原油生物标志物特征与物化性质共同显示塔中奥陶系原油为不同成熟度、不同油源、形成于不同时期的混源油，混源规模大、范围广；根据天然气碳同位素判断，塔中奥陶系凝析气藏天然气主要来自深层寒武统的原油裂解气。

(2) 根据油气地化研究结果，结合区域构造演化史，塔中隆起成藏过程可概括为：晚加里东-早海西期、晚海西期和喜山期三期油气充注与早海西期油气破坏调整、喜山期油气补充调整。奥陶系凝析气藏是早期残留油藏在喜山期被大规模寒武系来源的原油裂解气气侵的结果。多源多期成藏、多期调整及油气运移通道共享，是造成原油普遍混源的根本原因。

(3) 塔中奥陶系凝析气藏成藏主控因素可概括为：两套烃源岩、三期排烃作用为塔中奥陶系油气成藏提供丰富的资源潜力；次生溶蚀孔洞及裂缝是碳酸盐岩有效储集空间，决定了缝洞系统是油气聚集的基本单元；断裂、不整合面、缝洞发育带形成的网状油气输导体系造成塔中古隆起油气复式运聚成藏的广泛性；长期稳定发育的古隆起背景为塔中奥陶系油气大面积聚集提供了有利条件。奥陶系礁滩复合体和下奥陶统鹰山组岩溶风化壳是近期的两大现实勘探领域，具备10亿吨当量的油气资源潜力。