塔河油田奥陶系走滑断裂带分区差异变形特征与控储模式

徐中祥，马庆佑

中国石化西北油田分公司

0 前 言

塔里木盆地塔河油田是国内最大的海相碳酸盐岩油田，以奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏为主体，其上叠加了多层系的碎屑岩次生油气藏组成大型复式油气田，目前合计保有三级地质储量约15×108t 油当量。多年的勘探开发实践表明［1-2］，塔河油田主要发育喀斯特缝洞型和断控缝洞型两大类型的油气藏，奥陶系油气富集程度主要受控于碳酸盐岩储集体的发育程度以及储集体与油气充注通道的连通程度，而走滑断裂带对规模缝洞型储层的发育以及油气通源性均具有重要控制作用。因此，开展走滑断裂研究对认识塔河油田两大类缝洞型油气藏的形成与富集均具有重要意义。

塔河油田构造位置处于塔北沙雅隆起，经历了多期构造运动，走滑断裂极其发育。前人对塔河油田及邻区的走滑断裂构造特征、形成演化过程及控储控藏作用开展过研究，认识到塔河地区走滑断裂在加里东中期—喜马拉雅期多期活动［3-4］，走滑断裂对岩溶储层发育及油气富集具有重要控制作用［5-9］，提出了塔河油田具有“层控”与“断控”两种油藏类型［2］，这些认识对塔河油田长期的勘探开发部署具有重要指导作用。但是，塔河油田受多期构造运动改造，导致不同区块在地层结构、岩溶改造期次、断裂变形特征及活动强度等方面存在明显的差异性，前人对塔河油田内部断裂体系的分区差异变形特征研究总体比较少，同时对不同断裂体系的控储模式缺乏差异对比研究。

近些年，塔河油田的勘探由主体区向外围的于奇中西部、东南斜坡区等地区（以下简称外围区）不断拓展，勘探成效不够显著，外围区面临着诸多难题亟待攻关。目前，对整个塔河油田的断裂体系缺乏系统解析与分区对比研究，对外围区走滑断裂带的变形特征与演化过程认识不清，对不同断裂体系控制规模储集体发育的机理尚不明确，这些是制约塔河油田外围区勘探突破的关键问题。因此，本文基于对塔河油田大量三维资料的地震地质解释，结合钻测录井、试油等资料的综合分析，详细剖析了奥陶系走滑断裂带的分区差异变形特征与形成演化过程，建立了3类走滑断裂带的发育模式，重点探讨了断裂体系对塔河外围区中—下奥陶统规模储层发育的控制作用，旨在为塔河油田向外围区的持续勘探拓展提供基础依据和借鉴。

1 区域地质概况

塔河油田构造位置处于塔里木盆地北部的沙雅隆起，主体位于阿克库勒凸起与草湖凹陷两个二级构造单元［10］，北靠雅克拉断凸，南邻顺托果勒低隆及满加尔坳陷，西为哈拉哈塘凹陷（图1a）。研究区经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期以及喜马拉雅期等5期构造运动，自下而上发育9个区域性不整合界面（图1b）。受多期区域应力场转换和古隆起迁移的影响，塔河油田所在的阿克库勒凸起，大致经历了加里东早期形成稳定克拉通建造、加里东中期形成鼻状低凸起雏形、加里东晚期—海西早期形成NE—SW向大型箱状背斜、海西晚期形成雅克拉断凸披覆背斜、印支期—燕山期形成库车周缘前陆盆地的前渊隆起、喜马拉雅期成为深埋古凸起等演化阶段。

图1 塔河油田地质概况Fig.1 Geological overview of Tahe Oilfield

塔河油田下古生界奥陶系自下而上发育蓬莱坝组（O1p）、鹰山组（O1-2y）、一间房组（O2yj）、恰尔巴克组（O3q）、良里塔格组（O3l）与桑塔木组（O3s）。受加里东中期构造运动的影响，大部分地区中—下奥陶统与上奥陶统顶部均遭受了不同程度的剥蚀，整体上T70界面之下的地层剥蚀程度是于奇中西部＞托普台—主体区＞东南斜坡区。同时，受加里东晚期—燕山期多期构造运动的影响，T70界面之上不同程度地缺失上古生界—中新生界，导致目前塔河油田不同地区中—下奥陶统顶面（T74界面）上下地层序列差异较大（图1c）：塔河主体区主要为石炭系巴楚组（C1b）或泥盆系东河塘组（D3d）与鹰山组上段组成的角度不整合接触关系；于奇中西部地区主要为巴楚组或三叠系与鹰山组下段组成的角度不整合接触关系；东南斜坡区主要为恰尔巴克组与一间房组组成的整合或平行不整合接触关系。

2 走滑断裂分区差异变形特征

塔河油田奥陶系的断裂性质主要有逆冲和走滑两大类（图2），其中轮台大型逆冲断裂带构成了塔河油田现今的北部边界，内部还发育阿克库勒、阿克库木等次级逆冲断裂带，这些逆冲断裂带前人研究较多［11-12］，本文不再赘述。塔河油田走滑断裂极其发育，不同地区的断裂变形具有独特性，整体可以划分为三大变形区域（图2）。

2.1 托普台—主体区X 型对称共轭断裂系统变形特征

托普台—主体区奥陶系主要发育NNE、NNW 走向的走滑断裂（图2），平面上延伸长度在40~70 km之间，两组断裂呈X型对称共轭交切，主干断裂与次级断裂伴生、密集成网，符合共轭断裂体系发育规律。平面上两组走滑断裂发育密度近似，NNE 走向断裂密度（0.32 条/km）略大于NNW 走向断裂密度（0.25 条/km）。中—下奥陶统顶面断裂表现出明显的分段特征（图3a），平面上呈左旋右阶展布，可分出压隆段、平移段和拉分段构造样式。中新生界发育多组右旋左阶组合排列的雁列式正断裂，平面上雁列方向与深层奥陶系走滑断裂走向一致。

图3 塔河油田奥陶系分区断裂系统变形特征解析图Fig.3 Analysis of deformation characteristics of Ordovician zoning fault system in Tahe Oilfield

纵向上寒武系主干断裂呈“1”字形直立状（图3a），向下陡直断穿基底界面），而次级断裂往往向下界面）之上；奥陶系主干断裂呈花状构造样断穿寒武系顶面界面），消失在中寒武统顶面式［13-14］，压隆段呈正花状特征，拉分段呈负花状特征；志留系—泥盆系整体缺失严重，断裂形迹不易识别；石炭系—二叠系发育少量由深部奥陶系延伸上来的“1”字形直立状断裂；中新生界则发育阶梯式正断裂形成的小地堑构造样式，与下伏奥陶系主干走滑断裂带局部相接。

2.2 于奇中西部非对称共轭断裂系统变形特征

于奇中西部地区奥陶系主要发育NE、SN 走向的走滑断裂（图2），平面上两组断裂非对称共轭，局部相互切割。其中，NE 走向断裂平面上呈带状展布，延伸长度大（18~30 km），连续性较好，为该区的主干走滑断裂；SN走向断裂平面上呈断续状展布，延伸长度短（4~16 km），连续性差，为该区的次一级走滑断裂。整体上，NE向断裂带规模（长度与破碎宽度）大于SN 向断裂，但SN 走向断裂发育密度（0.16 条/km）大于NE 走向断裂密度（0.11 条/km）。中—下奥陶统顶面断裂表现出明显的分段特征（图3b），平面上呈左旋右阶展布，可分出压隆段、平移段和拉分段构造样式。中新生界发育多组右旋左阶组合排列的雁列式正断裂［15］，平面上雁列方向主要与深层奥陶系NE 向走滑断裂走向一致，少量沿深层奥陶系SN向断裂零星发育。

纵向上深层寒武系断裂呈“1”字形（图3b），表现出高陡、直立、单根的特征，NE向主干断裂大部分向下陡直断穿基底（T90界面），纵向分层叠接强，而SN 向次级断裂往往向下断穿中寒武统顶面（T81界面），具有一定的纵向分层叠接；奥陶系主干断裂呈花状构造样式，压隆段呈正花状、拉分段呈负花状特征；志留系—二叠系整体缺失严重，断裂形迹不易识别；中新生界则发育阶梯式或成对的正断裂，形成小地堑构造样式，但整体多为“悬空”特征，与下伏奥陶系走滑断裂并不相接。

2.3 东南斜坡区多走向复合断裂系统变形特征

东南斜坡区奥陶系位于两大走滑断裂体系叠加改造区，共发育NNE、NEE、SN、NNW 走向的4 组断裂（图2）。其中，NNE 与NNW 向走滑断裂为同一体系，两组断裂交切成网，平面上呈断续展布特征；NEE 与SN 向走滑断裂为同一体系，切割NNE 与NNW 向走滑断裂体系。东南斜坡区奥陶系两大走滑断裂体系共同组成了多走向复合断裂系统。其中，NNE、NEE 两组走向断裂带规模（长度与破碎宽度）大，为该区主干走滑断裂，平面上呈似马尾状、左阶展布特征，具有明显的分段性（图3c）；NNW、SN 两组走向断裂带规模小，为该区的次级走滑断裂，平面上呈断续展布特征。中新生界沿奥陶系走滑断裂上方没有明显派生雁列式正断层。

纵向上该区结构单一，分层变形特征不明显（图3c）。断裂主要呈“1”字形高陡、直立、单根的特征，大部分断裂向下均未断穿基底（T90界面），而是切穿中寒武统顶面（T81界面），具有一定的纵向分层叠接。奥陶系断裂花状构造样式不典型，大部分呈“1”字形或“半花状”样式。受上覆石炭系盐岩层的封挡，奥陶系主断裂向上覆中新生界未派生雁列式正断层。

3 走滑断裂分区差异演化力学机制

受多期次区域应力场转换与古隆起迁移演化的影响［16］，塔河油田三大分区走滑断裂系统，具有独特的形成演化过程及成因机制。

3.1 托普台—主体区X 型对称共轭断裂系统形成机制

加里东中期Ⅰ幕运动时期，塔河托普台—主体区在近SN向区域构造应力场下（根据X共轭剪裂面的锐角平分线方向确定最大主应力方向为N3°E，步骤略），NNE、NNW 走向的两组走滑断裂同时初始形成（图4a1），规模级别相近，没有主、次级之分。加里东晚期—海西早期运动时期，在近NEE—SWW向区域构造应力场下，NNE、NNW 走向的两组先存走滑断裂继承性活动（图4a2），但受阿克库勒凸起隆升影响，志留系—泥盆系剥蚀严重，加里东晚期—海西早期的断裂形迹比较难识别。海西晚期构造运动时期，在近NNE—SSW 向区域应力场下，NNE、NNW 走向的两组先存走滑断裂继承性活动，少量向上延伸至二叠系（图4a3）。印支期—喜马拉雅期运动时期，在长期的近NE 向区域构造应力场下（根据雁列式正断裂排列方向确定最大主应力方向为N44°E—N52°E 之间，步骤略），早期形成的NNE 走向断裂继承性活动，断裂带规模进一步增大，同时受T74界面上下地层塑性差异的影响，中新生界形成多组右旋左阶组合排列的雁列式正断裂（图4a4），雁列方向与深层中—下奥陶统NNE 向的走滑断裂走向一致；而早期NNW 走向断裂此时与区域应力场方向不一致，整体活动较弱。整体上，呈现出现今两组X 型对称共轭走滑断裂规模的差异，NNE 走向断裂晚期持续活动更强。

图4 塔河油田奥陶系分区断裂系统形成演化模式图Fig.4 Formation and evolution model of Ordovician zoning fault system in Tahe Oilfield

3.2 于奇中西部非对称共轭断裂系统形成机制

加里东中期Ⅰ幕运动时期，于奇中西部地区受由SN 向的区域挤压应力较弱，此时断裂尚未形成（图4b1）。加里东晚期—海西早期运动时期，在古天山洋东段消减闭合挤压作用下，形成近NEE—SWW 向区域构造应力场，NE 走向的走滑断裂初始形成，左旋走滑活动（图4b2）。海西晚期运动时期，在近NNE—SSW 向区域应力场下，NE 走向的先存走滑断裂继承性活动；此时SN走向的走滑断裂初始形成，右旋走滑活动，受NE 向先存断裂带限制，SN向走滑断裂带断续展布（图4b3）。印支期—喜马拉雅期运动时期，在长期近NE 向区域构造应力场下，早期形成的NE 走向断裂继承性活动，断裂带规模进一步增大。中新生界形成多组右旋左阶组合排列的雁列式正断裂（图4b4），雁列方向与深层中—下奥陶统NE 向走滑断裂走向一致，SN 向雁列式断裂零星发育，表明NE向断裂晚期活动更强。

3.3 东南斜坡区多走向复合断裂系统形成机制

东南斜坡区处于碳酸盐台地与斜坡的结合部位，区域构造应力场比较复杂，发育多走向的复合断裂系统。加里东中期Ⅰ幕运动时期，东南斜坡区在SN 向区域挤压应力场下，初始形成了NNE 与NNW 向走滑断裂体系（图4c1），其中NNE 向主干断裂活动强度更大。加里东晚期—海西早期运动时期，在近NEE—SWW 向区域构造应力场下，早期先存的NNE 走向断裂继承性活动（图4c2）。海西晚期构造运动时期，在近NNE—SSW 向区域应力场下，初始形成NEE 与SN 走向的走滑断裂；受NNE 向先存断裂带限制，NEE与SN走向的断裂带断续展布（图4c3）。印支期—喜马拉雅期运动时期，在长期近NE 向区域构造应力场下，早期形成的NNE、NEE走向断裂继承性活动，断裂带规模进一步增大；受石炭系盐岩层的影响，NNE、NEE及SN走向的走滑断裂晚期活动的张扭应变量向上被塑性层吸收，上覆地层中雁列正断层欠发育（图4c4）。整体上，现今NNE、NEE向两组断裂比SN向断裂晚期活动性更强。

4 断裂分区差异控储模式

塔河油田长期的勘探开发实践表明，多期表生岩溶作用与断裂破裂改造是控制规模缝洞型储层发育的最主要因素。走滑断裂破碎带是岩溶作用的优势通道，在碳酸盐岩内部形成了可代谢的淡水溶蚀系统，大大改善了碳酸盐岩溶蚀作用的条件。塔河油田岩溶发育条件研究表明［1-3］，从东南斜坡区→托普台—塔河主体区→于奇中西部地区，岩溶作用持续时间呈逐渐增加的趋势，同时这些地区的断裂变形及演化也具有明显的分区特征，据此建立了走滑断裂带的分区差异控储模式。

4.1 塔河主体区表层岩溶+同期断裂耦合型

塔河主体区受加里东中期与海西早期两期岩溶作用的叠加改造，发育准层状分布的岩溶缝洞型储集体系统［17］，构成多个规模不等、几何形态各异、叠合连片的缝洞单元，具有“垂向叠置、准层状分布”的岩溶缝洞特征（图5）。这类储集体发育于古风化壳表层，渗滤岩溶作用深度达100~350 m，由不同幅度、不同规模的岩溶残丘、溶峰、峰丛垄脊等正向地貌单元构成。如位于大型风化壳岩溶区的沙48 井区缝洞单元，岩溶缝洞体规模较大，开发过程中表现为天然能量充足，单井产能较高的特征。这类储集体的形成和分布均与中—上奥陶统顶不整合面有关，尤其是与风化壳岩溶区的古地貌、古水系关系密切［2］。

塔河主体区加里东中期与表层岩溶同期发育的NNE、NNW 走向的两组走滑断裂，呈X 型共轭对称、密集发育，组成的断缝系统不断地继承性破碎，反复地溶蚀扩大，最终发育成规模较大的表层岩溶与同期断裂耦合型优质储集体（图5），成为塔河油田奥陶系碳酸盐岩油气的主产区。塔河主体区界面之下发育的大面积连片分布的岩溶缝洞型储集体，与同期走滑断裂带叠加耦合作用，通常沿主干走滑断裂带形成更优质的缝洞储集体。塔河主体区NNE 走向的主干断裂带长期与区域NE 向最大主应力方向一致，晚期持续活动性强，是目前表层岩溶与同期断裂耦合型储集体最发育的部位。

图5 塔河主体区表层岩溶+同期断裂耦合型控储模式（剖面位置见图2）Fig.5 Coupling reservoir control model of epikarst+contemporaneous fault in the main area of Tahe Oilfield(section position is shown in Fig.2)

4.2 于奇中西部内幕岩溶+晚期断裂改造型

于奇中西部地区受加里东中期—海西晚期多期岩溶叠加改造，地表岩溶作用持续时间长，改造作用非常强烈，导致奥陶系一间房组及鹰山组上段整体缺失界面表层的岩溶储集体也大部分被剥蚀殆尽，只剩下深部内幕岩溶储集体。于奇中西部地区大量实钻井资料表明，残留的鹰山组中—下段碳酸盐岩地层主要发育洞穴型和裂缝-孔洞型两类储层，但洞穴型储层被砂泥岩及灰岩角砾严重充填，储集性能大部分遭受破坏，现今保留下来的有效储集体主要为T74界面表层之下的深部内幕溶蚀孔洞及沿晚期断裂带附近发育的裂缝带（图6）。

图6 于奇中西部内幕岩溶+晚期断裂改造型控储模式（剖面位置见图2）Fig.6 Reservoir control model of inner karst+late fault reconstruction in central and western regions of Yuqi(section position is shown in Fig.2)

于奇中西部地区表层洞穴型储层虽然充填严重，但主要充填时期在加里东晚期—海西早期，而于奇中西部地区NE走向主干断裂带与SN向次级断裂带均在海西晚期及之后持续继承性活动，其中NE走向主干断裂晚期活动性更强。这些走滑断裂带的晚期活动，一方面可以改造内幕的岩溶洞穴型储层，另一方面可以派生大量裂缝，从而形成内幕岩溶叠加晚期断裂改造型储层（图6）。

图7 塔河地区部分钻井FMI与岩心识别裂缝图版Fig.7 FMI and core fracture identification chart of some wells in Tahe Oilfield

4.3 东南斜坡区断控缝洞型

图8 塔河油田东南斜坡区一间房组断控缝洞型控储模式（剖面位置见图2）Fig.8 Reservoir control model of fault-controlled fracture-vug of Yijianfang Formation in southeast slope area of Tahe Oilfield（section position is shown in Fig.2）

从阿探34 井、阿探35 井、阿探37 井、阿探39井等8 口井的成像测井解释来看，东南斜坡区主要发育近NE 走向的高角度裂缝，倾角普遍大于70°，裂缝的倾角、走向与断裂带较一致，岩心上可见高角度直立缝或斜交缝发育，部分被方解石半充填（图7b4，7b5）。其中阿探37 井6 022~6 154 m 井段成像测井解释裂缝97 条，发育密度达0.73 条/m。根据8 口井的裂缝密度统计结果来看，随着距断裂带距离的增大，裂缝发育密度逐渐减小，表明该地区裂缝发育主要受走滑断裂控制。东南斜坡区发育的NNE、NEE 走向断裂带规模大，为该区主干断裂，因此控制着现今有效裂缝走向主要沿近NE 向分布。近期针对NNE 向主干断裂带钻探的哈达1井在一间房组钻遇放空和漏失（图8），进一步说明该区块岩溶作用欠发育，走滑断裂带活动强度控制着规模裂缝-孔洞型或裂缝型储集体的发育。

5 结 论

（1）受控于区域构造应力场转换及塔北古隆起演化，塔河油田走滑断裂可以分为三大断裂系统，具有差异变形与演化特征。托普台—主体区X型对称共轭断裂系统：NNE、NNW 两组走向的断裂呈X型对称共轭切割，密集成网；于加里东中期同时形成，印支期—喜马拉雅期NNE 走向断裂持续活动。于奇中西部非对称共轭断裂系统：NE、SN 两组走向的断裂非对称共轭，呈带状和断续状展布，局部相互切割；先后于加里东晚期—海西早期和海西晚期初始形成，印支期—喜马拉雅期两者均持续活动，NE 走向断裂晚期活动更强。东南斜坡区多走向复合断裂系统：NNE、NEE、SN、NNW 走向的4 组断裂均呈断续展布，NNE 与NEE 走向的两组断裂限制SN 走向的断裂延伸；受石炭系盐层影响，浅层雁列式断裂不发育。

（2）塔河油田各地区经历的表生岩溶作用持续时间及强度存在差异，同时各地区断裂变形及演化也具有分区特征，据此建立了奥陶系与走滑断裂相关的3类控储模式：塔河主体区表层岩溶+同期断裂耦合型、于奇中西部内幕岩溶+晚期断裂改造型、东南斜坡区断控缝洞型。这一成果为塔河油田向外围区寻找规模储集体提供了依据。