塔里木臺(tái)盆區(qū)碳酸鹽巖成藏模式與勘探實(shí)踐

漆立新，云 露

(中國(guó)石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

近幾年塔里木盆地超深層海相油氣勘探不斷取得重大突破[1-4]。回顧塔里木盆地勘探史，有助于進(jìn)一步認(rèn)識(shí)塔里木盆地深層—超深層油氣成藏規(guī)律[5]。塔里木盆地油氣勘探經(jīng)歷了幾起幾落的曲折過(guò)程[6]，與成藏模式的認(rèn)識(shí)密切相關(guān)。一個(gè)盆地的油氣勘探大多是從油氣顯示著手，勘探初期，圍繞盆緣油苗找油，發(fā)現(xiàn)了柯坪地區(qū)石炭系—二疊系大量油氣顯示，烴源巖評(píng)價(jià)表明下二疊統(tǒng)是最好的生油巖，石炭系也發(fā)育良好的生油巖。在盆地早期勘探認(rèn)識(shí)指導(dǎo)下，勘探目的層主要聚焦中、新生界。隨著1984年沙參2井海相古生界油氣勘探的突破[7]，勘探工作由盆緣轉(zhuǎn)向盆地古潛山領(lǐng)域，“異地?zé)N源側(cè)向運(yùn)移成藏”；1996年沙48等井在古隆起(古斜坡)區(qū)突破，勘探工作轉(zhuǎn)向阿克庫(kù)勒鼻凸古巖溶領(lǐng)域；2015年實(shí)現(xiàn)了平緩構(gòu)造低部位順北超深層奧陶系油氣藏的發(fā)現(xiàn)突破，成藏模式認(rèn)識(shí)也相應(yīng)發(fā)生了明顯改變(圖1)。

圖1 塔里木盆地碳酸鹽巖領(lǐng)域勘探概況Fig.1 Exploration in carbonate fields, Tarim Basin

實(shí)踐表明，每一次烴源巖和成藏模式的認(rèn)識(shí)轉(zhuǎn)變都會(huì)直接或間接地推進(jìn)勘探大突破與大發(fā)現(xiàn)進(jìn)程。從烴源巖研究認(rèn)識(shí)和成藏模式的轉(zhuǎn)變看塔里木盆地勘探歷程及勘探油氣成果的取得，有利于真實(shí)展現(xiàn)勘探思路的轉(zhuǎn)變過(guò)程。本文立足于1984年以來(lái)勘探生產(chǎn)實(shí)踐和寒武系—奧陶系烴源巖分布演化及其認(rèn)識(shí)轉(zhuǎn)變過(guò)程，對(duì)塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)復(fù)式成藏模式的形成和實(shí)踐意義進(jìn)行總結(jié)，為臺(tái)盆區(qū)下步油氣勘探方向和領(lǐng)域決策提供參考依據(jù)。

1 臺(tái)盆區(qū)勘探成果與認(rèn)識(shí)

1984年9月22日，沙參2井在奧陶系白云巖中鉆遇高產(chǎn)油氣，實(shí)現(xiàn)了中國(guó)古生界海相油氣的首次重大突破，既是中國(guó)石化西北油田分公司進(jìn)疆后的第一個(gè)里程碑，同時(shí)也是中國(guó)油氣勘探史上重要的里程碑[7]。但沙參2井奧陶系海相油氣突破后的展開(kāi)勘探卻遇到了難題，即對(duì)油氣來(lái)源、成藏模式等產(chǎn)生了較大的爭(zhēng)論。歸根結(jié)底歸結(jié)于沙參2井奧陶系油源是海相還是陸相？是海相寒武系—奧陶系還是石炭系—二疊系？“七五”國(guó)家科技攻關(guān)研究基本明確了沙參2井油氣的海相屬性，初步認(rèn)為來(lái)自于上古生界海相石炭系—二疊系，同時(shí)明確提出要對(duì)下古生界寒武系—奧陶系烴源巖開(kāi)展研究。

1986年—1990年短短4年間，塔北地區(qū)共計(jì)在前震旦系、震旦系、奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系等8大層系中見(jiàn)到油氣顯示或高產(chǎn)油氣[8]。其中沙14、沙18和英買(mǎi)1井等在古生界奧陶系碳酸鹽巖中獲得了高產(chǎn)油氣流。在此期間，提出全盆“三隆四坳”、阿克庫(kù)勒凸起是大型北東向鼻狀凸起，具備良好油氣成藏條件等認(rèn)識(shí)，但烴源巖層系認(rèn)識(shí)存在以寒武系—下奧陶統(tǒng)[9]為主還是上奧陶統(tǒng)[10]或石炭系[11]為主的爭(zhēng)議，塔北地區(qū)勘探進(jìn)入以中生界為主、古生界多層系兼顧立體勘探的新階段。1989年—1997年，塔里木盆地的油氣勘探不唯目的層論，相繼以輪南地區(qū)奧陶系、三疊系、侏羅系，吉拉克、塔中石炭系，牙哈白堊系—古近系為主要目的層，擴(kuò)大雅克拉，東西展開(kāi)，注意中、淺層油氣發(fā)現(xiàn)，至1995年底實(shí)現(xiàn)了油氣連續(xù)突破，相繼在8個(gè)層系發(fā)現(xiàn)了雅克拉、輪臺(tái)、阿克庫(kù)木、阿克庫(kù)勒等10個(gè)油氣田[12]。這一系列重大油氣突破，進(jìn)一步拓寬了勘探者的視野，也充分揭示出在塔北沙雅隆起的廣大地域內(nèi)蘊(yùn)藏著豐富的

油氣資源，為構(gòu)筑立足于克拉通古隆起、古斜坡、沿構(gòu)造帶的勘探指導(dǎo)思想奠定了理論與實(shí)踐基礎(chǔ)。

1996年西北油田分公司針對(duì)海西早期古侵蝕面之下奧陶系碳酸鹽巖勘探領(lǐng)域部署的沙46井、沙47井、沙48井分別獲高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)工業(yè)油氣流，塔河奧陶系油氣藏的發(fā)現(xiàn)成為臺(tái)盆區(qū)海相油氣勘探的第二個(gè)里程碑，從而引發(fā)對(duì)碳酸鹽巖古巖溶縫洞型油氣藏特征的全面認(rèn)識(shí)[13]。在這期間，隨著勘探和研究的深入，逐步提出并明確了塔里木盆地海相油氣勘探思路[14]，即圍繞滿加爾坳陷區(qū)的古隆起、古斜坡勘探。特別是處于構(gòu)造低部位的沙64井奧陶系油氣柱高度在250 m以上，直接證明了塔河奧陶系油氣分布不受潛山或殘丘高點(diǎn)控制，而受古隆起、古斜坡儲(chǔ)層發(fā)育控制[15]。這個(gè)階段主要取得以下研究認(rèn)識(shí)：(1)塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖長(zhǎng)期處于隆起、斜坡部位，奧陶系風(fēng)化殼巖溶縫洞為主要儲(chǔ)集層和油氣側(cè)向運(yùn)聚通道，以滿加爾坳陷寒武系—奧陶系為主力烴源巖，多期生排烴，是油氣運(yùn)移的長(zhǎng)期指向區(qū)；(2)喀斯特巖溶儲(chǔ)層的發(fā)育控制了塔河地區(qū)油氣富集，加里東—海西早期表生巖溶作用形成了塔河主體區(qū)巖溶縫洞型儲(chǔ)層，塔河奧陶系油氣藏有效成藏期為海西晚期、印支—喜馬拉雅期[16]；(3)加里東中期巖溶的發(fā)現(xiàn)極大拓展了碳酸鹽巖勘探面積，同時(shí)，斷穿奧陶系的斷裂為上覆石炭系、三疊系、白堊系儲(chǔ)層提供了良好運(yùn)移通道，形成碎屑巖次生油氣藏。在上述認(rèn)識(shí)指導(dǎo)下，奧陶系勘探領(lǐng)域進(jìn)一步擴(kuò)大到艾丁—于奇西等地區(qū)[17]，突破了古油藏區(qū)域蓋層的認(rèn)識(shí)。自下而上形成了奧陶系鷹山組裂縫—溶蝕孔洞型、一間房組裂縫—溶蝕孔隙型、良里塔格組裂縫—溶蝕孔洞型儲(chǔ)層，志留系、泥盆系、石炭系、三疊系、白堊系、古近系碎屑巖孔隙型儲(chǔ)層的多層系、多領(lǐng)域立體勘探格局，進(jìn)一步拓展了塔河油田油氣勘探縱橫空間和類型。

2010年以來(lái)，中國(guó)石化西北油田分公司開(kāi)展了系統(tǒng)的全盆編圖工作。通過(guò)對(duì)盆地構(gòu)造演化、原型盆地分析與恢復(fù)、沉積相及巖相古地理編圖等綜合研究，2013年—2014年逐步確定了寒武系主力烴源巖的分布和演化，明確提出寒武系烴源巖不僅限于環(huán)滿加爾坳陷區(qū)分布，寒武系下統(tǒng)玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育廣、生烴潛力巨大[2]，堅(jiān)定了順托果勒地區(qū)的勘探。2015年順北油氣田發(fā)現(xiàn)，實(shí)現(xiàn)了“塔河之外找塔河”的戰(zhàn)略構(gòu)想，開(kāi)啟了繼沙參2井突破和塔河油田發(fā)現(xiàn)之后油氣勘探的第三個(gè)里程碑[18]。油源對(duì)比表明，臺(tái)盆區(qū)海相油氣整體來(lái)源于中下寒武統(tǒng)主力烴源巖[2,19]。2016年以來(lái)，立足寒武系玉爾吐斯組烴源巖分布和“抑制生烴”演化模式研究[20]，明確提出本地生烴、垂向運(yùn)聚，明確了順北地區(qū)具有“原地?zé)N源、斷裂輸導(dǎo)、晚期成藏”特征，主要成藏期為海西晚期—喜馬拉雅期，實(shí)現(xiàn)了碳酸鹽巖構(gòu)造平緩低部位油氣勘探的突破。

根據(jù)塔北碳酸鹽巖油氣勘探實(shí)踐[21]，塔北海相油氣具有斷裂多期活動(dòng)、烴源巖多期供烴的多期成藏特征，造成塔北奧陶系由斜坡至隆起高部位地表原油密度逐漸增大、原油成熟度由高至低的油氣分布特征。塔河勘探實(shí)踐中，建立了“古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復(fù)式成藏模式”，形成了多層系、多領(lǐng)域立體含油的勘探局面。2016年以來(lái)，針對(duì)長(zhǎng)期處于構(gòu)造低部位被視作勘探“禁區(qū)”的順托果勒低隆，通過(guò)烴源分布與演化、儲(chǔ)層成因機(jī)制與成藏解剖和成藏機(jī)理研究，建立了“超深斷溶體復(fù)式成藏模式[2]”，明確了超深斷溶體油氣藏新類型及其勘探潛力[1]，形成了下古生界碳酸鹽巖走滑斷裂控儲(chǔ)、控藏、控富的油氣分布新認(rèn)識(shí)。

2 油氣成藏模式的建立與實(shí)踐意義

我國(guó)東部陸相斷陷盆地經(jīng)過(guò)多年的勘探實(shí)踐，逐步形成了以“陸相生油”、“源控論”為代表的陸相石油地質(zhì)理論[22]。渤海灣陸相斷陷盆地提出“復(fù)式油氣聚集帶理論”[23]。針對(duì)中國(guó)西部海相多旋回盆地也提出了復(fù)式油氣系統(tǒng)[24]、油氣成藏體系[25]、成藏動(dòng)力學(xué)[26]等系統(tǒng)研究方法，復(fù)式油氣成藏是海相多旋回疊合含油氣盆地的重要特點(diǎn)?？碧匠晒砻鳎佑吞锸且环N復(fù)式立體油氣藏[27]。由于塔里木多旋回疊合盆地具有多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、多套儲(chǔ)蓋組合、多個(gè)含油氣系統(tǒng)、多期成藏和油氣調(diào)整再分配的地質(zhì)特點(diǎn)，致使油氣藏類型繁多，形態(tài)各異，構(gòu)造、地層、巖性等油氣藏應(yīng)有盡有。在油氣分布上，由于產(chǎn)出層位廣泛，縱向上含油氣層可多層疊置，橫向上可以成片分布(奧陶系)，油氣在各種圈閉的控制下富集成藏，表現(xiàn)為多期成藏的奧陶系原生油氣藏疊加上覆碎屑巖次生油氣藏的成藏特征(圖2)。

圖2 塔里木盆地塔河油田復(fù)式立體成藏模式剖面位置見(jiàn)圖1。Fig.2 Three-dimensional accumulation mode of Tahe Oilfield, Tarim Basin

2.1 古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復(fù)式成藏模式

2.1.1 低地溫、多套烴源、多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是持續(xù)生烴、多期成藏的重要條件

塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)長(zhǎng)期處于冷盆狀態(tài)，烴源巖油氣生成、演化的速度較低。長(zhǎng)期的地質(zhì)演化歷史中第一個(gè)較高地溫期出現(xiàn)在寒武紀(jì)—奧陶紀(jì)，地溫梯度可高達(dá)3.0℃/hm；第二個(gè)較高地溫期發(fā)生在二疊紀(jì)，地溫梯度可高達(dá)3.5 ℃/hm；中生代以來(lái)為緩慢的降溫期，喜馬拉雅期以后，盆地降溫較快。目前地溫梯度普遍為1.8～2.5 ℃/hm。盆地東部、中部與西部地溫史存在一定差異。不同層位烴源巖從坳陷、緩坡、隆起地溫史差異演化，形成了對(duì)應(yīng)成熟度、對(duì)應(yīng)規(guī)模、對(duì)應(yīng)期次的油氣供烴格局。

主力烴源巖熱演化特征宏觀上控制了原生油氣藏流體性質(zhì)及油氣平面分布。塔北海相原生油氣藏類型以輪臺(tái)斷裂為界，以北油氣藏類型較為單一，為凝析氣藏；以南則具有自東南向西北由凝析氣藏轉(zhuǎn)變?yōu)槌刭|(zhì)油藏、油質(zhì)逐漸變差的趨勢(shì)。超重質(zhì)油藏的覆蓋范圍較小，主要分布在塔河油氣田西北部以及哈拉哈塘的東北部區(qū)塊；重質(zhì)油藏及中質(zhì)油藏分布在塔河的主體區(qū)塊、哈拉哈塘的北部及英買(mǎi)力南部區(qū)塊；輕質(zhì)油藏覆蓋范圍相對(duì)較廣，主要分布在塔河油田西南斜坡帶、哈拉哈塘油田；揮發(fā)性油藏及凝析氣藏主要分布在阿克庫(kù)勒凸起東南斜坡帶、哈拉哈塘凹陷的南部及順托果勒北部區(qū)塊[28]。這種海相原生油氣藏流體性質(zhì)及相態(tài)分布與烴源區(qū)熱演化相一致。

2.1.2 古隆起及古斜坡帶是油氣側(cè)向運(yùn)移、聚集和富集的有利部位

塔里木盆地勘探研究表明，古隆起、古斜坡是油氣聚集成藏的有利部位。沙雅隆起加里東期整體抬升形成雛形，不同構(gòu)造部位經(jīng)歷了海西早期、海西晚期及印支等不同強(qiáng)度的隆升剝蝕、沉降轉(zhuǎn)換和巖溶改造，構(gòu)造高部位發(fā)育的巖溶儲(chǔ)層為油氣側(cè)向運(yùn)聚提供了通道。滿加爾坳陷區(qū)寒武系—奧陶系烴源巖、奧陶系碳酸鹽巖長(zhǎng)期巖溶儲(chǔ)層、區(qū)域分布的下石炭統(tǒng)巴楚組泥巖及奧陶系碳酸鹽巖巖溶不發(fā)育的致密層蓋層，形成了該區(qū)生、儲(chǔ)、蓋的最佳組合。

塔里木盆地經(jīng)歷了多旋回構(gòu)造演化過(guò)程，主要發(fā)育塔北殘余型古隆起、塔中穩(wěn)定型古隆起和巴楚反轉(zhuǎn)型古隆起3個(gè)古隆起[29]。從已發(fā)現(xiàn)的海相油氣田(藏)來(lái)看，塔北隆起及塔中隆起區(qū)是油氣主要富集區(qū)，這兩大古隆起區(qū)均緊鄰烴源區(qū)，作為盆地內(nèi)的正向構(gòu)造單元，縱橫向鄰近生烴區(qū)，具有近水樓臺(tái)先得月的優(yōu)勢(shì)，是油氣運(yùn)移聚集的有利部位[30]。另外滿加爾坳陷及周緣這個(gè)長(zhǎng)期、穩(wěn)定的寒武系—奧陶系烴源供給區(qū)在加里東期、海西期、喜馬拉雅期等具有多期、油氣接替生排過(guò)程，而繼承性古隆起古斜坡帶始終是油氣側(cè)向運(yùn)聚的有利指向區(qū)。

加里東—海西期巖溶儲(chǔ)層的形成及其儲(chǔ)集性能的改善為油氣聚集提供了可容空間和運(yùn)聚通道[31-32]；中下寒武統(tǒng)烴源巖海西晚期全線進(jìn)入生油高峰期—高成熟期與海西晚期成藏的油氣相匹配，具有古隆起背景的克拉通區(qū)是油氣藏形成的另一個(gè)重要條件。

2.1.3 多期巖溶形成了縱橫交錯(cuò)、準(zhǔn)層狀分布的縫洞型有利儲(chǔ)集體

自加里東期運(yùn)動(dòng)以來(lái)，阿克庫(kù)勒凸起奧陶系碳酸鹽巖經(jīng)歷了加里東早期Ⅰ幕、加里東早期Ⅱ幕、加里東中期Ⅰ幕和加里東中期Ⅱ幕層間巖溶，以及

強(qiáng)烈的海西早期巖溶，形成了準(zhǔn)層狀廣泛分布的多層巖溶縫洞型儲(chǔ)層[13]。塔河的勘探實(shí)踐證明，縱橫向發(fā)育的古巖溶縫洞型儲(chǔ)層是億噸級(jí)塔河奧陶系油氣藏形成的重要條件之一。

2.1.4 非構(gòu)造圈閉是主要的圈閉類型

2.1.5 油氣成藏系統(tǒng)的演化控制了油氣藏特征

塔里木海相古生界油氣受上奧陶統(tǒng)蓋層形成、海西早期抬升剝蝕，下石炭統(tǒng)蓋層及三疊系—侏羅系、下白堊統(tǒng)蓋層封閉性的形成演化，先后經(jīng)歷了加里東晚期—海西早期先封閉后開(kāi)放、海西晚期—燕山早期半封閉—封閉、喜馬拉雅晚期盆地整體封閉過(guò)程。在加里東期油氣成藏后遭嚴(yán)重破壞，海西晚期—燕山早期高成熟油氣的聚集對(duì)前期重質(zhì)油藏的改造，喜馬拉雅期高—過(guò)成熟油氣的聚集(前者如9區(qū)、后者如東達(dá)里亞)。多次封閉系統(tǒng)的開(kāi)放，形成了海相重質(zhì)改造原生油藏；喜馬拉雅期整體封閉形成了輕質(zhì)油氣藏和天然氣藏[16]。

2.2 超深斷溶體成藏模式

2.2.1 本地有效烴源巖和大型通源走滑斷裂的發(fā)育是垂向運(yùn)聚成藏的必要條件

順北奧陶系油氣勘探實(shí)踐表明，順北本地發(fā)育寒武系玉爾吐斯組烴源巖，該區(qū)處于寒武紀(jì)早期緩坡型烴源巖沉積區(qū)域，后期發(fā)育通源走滑斷裂，儲(chǔ)層以“斷溶體”為主。順北—塔河油氣地球化學(xué)精細(xì)對(duì)比表明油氣均來(lái)自于海相寒武系烴源巖[19]，順北油氣藏為晚期原生油氣藏，區(qū)別于塔河油田主體為殘留—改造油藏[28]。得益于塔北地區(qū)三維地震資料，走滑斷裂能很好地分辨與解釋[33]，大型通源走滑斷裂在成藏過(guò)程中起重要控制作用[34]，晚期油氣沿?cái)嗔褞н\(yùn)聚并改造早期油氣藏，主要成藏期為海西晚期—喜馬拉雅期，不同期生成油氣沿通源斷裂垂向運(yùn)聚至“斷溶體”中富集成藏(圖3)，具有“原地?zé)N源、晚期成藏、斷裂控富”總體特征。

圖3 塔里木盆地順北超深層斷溶體復(fù)式成藏模式剖面位置見(jiàn)圖1。Fig.3 Compound reservoir-forming model of ultra-deep fault solution in Shunbei, Tarim Basin

2.2.2 斷裂是否通源及活動(dòng)期控制了油氣成藏模式與不同成藏期油氣藏的分布

不論異地?zé)N源側(cè)向(橫向)運(yùn)移成藏模式還是本地?zé)N源區(qū)，通源斷層是垂向運(yùn)聚成藏模式的主要輸導(dǎo)途徑，斷裂是否通源決定了是否成藏及其規(guī)模，通源斷裂活動(dòng)期控制了不同成藏期油氣藏的分布。在古隆起、古斜坡區(qū)也存在本地?zé)N源、垂向運(yùn)聚成藏。寒武系玉爾吐斯烴源巖分布廣，本地?zé)N源垂向通源斷裂發(fā)育區(qū)具備本地?zé)N源、垂向運(yùn)聚成藏條件。在本地?zé)N源發(fā)育區(qū)，碎屑巖層系也可由通源斷裂形成原生油氣藏。

2.2.3 超深斷溶體油氣藏成藏特征

超深斷溶體油氣藏發(fā)育在構(gòu)造低部位，平緩、厚層致密走滑斷裂帶內(nèi)部，以構(gòu)造破裂作用疊加晚期埋藏流體改造形成的裂縫—洞穴型中、下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖為產(chǎn)層[35]，以上奧陶統(tǒng)泥巖、致密灰?guī)r為封蓋層，原地?zé)N源高溫高壓下“幕式泄壓排烴”和“斷控富集成藏” 垂向運(yùn)移為主[2]。同時(shí)，基于多屬性主向量分析和頻譜分解技術(shù)對(duì)斷層和溶洞進(jìn)行精細(xì)刻畫(huà)解釋[36]，建立了超深層碳酸鹽巖斷溶體儲(chǔ)層的特征及識(shí)別模式[37]。

超深斷溶體油氣藏有三大特點(diǎn)：①油氣沿通源走滑斷裂帶分布；②油藏埋深大(>7 300 m)，縱向穿層、不受構(gòu)造控制；③油氣柱高度大(>510 m) ，橫向分割性強(qiáng)，無(wú)統(tǒng)一油水界面。

2.2.4 超深斷溶體成藏模式

順北奧陶系的勘探實(shí)踐和綜合研究建立了走滑斷裂帶集“控儲(chǔ)、控輸、控藏、控富”四位一體的“寒武多期供烴，高壓抑制生烴，幕式泄壓排烴，構(gòu)造破裂控儲(chǔ)，斷裂縫網(wǎng)通道，垂向泵式輸導(dǎo)，斷溶立體圈閉，晚期原生油藏，走滑斷裂控富”超深斷溶體成藏模式。該模式的建立，突破了斷裂帶僅能形成裂縫與主要作為油氣運(yùn)移通道的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)[38]，指出構(gòu)造低部位的順北中奧陶統(tǒng)構(gòu)造平緩區(qū)，致密的碳酸鹽巖沿?cái)嗔褞矫姣B接分段形成良好側(cè)封和頂封條件，平緩構(gòu)造背景下奧陶系碳酸鹽巖可形成斷控型裂縫—洞穴型儲(chǔ)層，提出了走滑斷裂帶可形成不同于塔河巖溶縫洞型，以規(guī)模性裂縫—洞穴型儲(chǔ)集體為主的超深斷溶體型油氣藏。本地?zé)N源走滑斷裂帶“控儲(chǔ)、控輸、控藏、控富”的新類型與新模式，實(shí)現(xiàn)了從古隆起、古斜坡向坳陷鞍部低部位“禁區(qū)”的空間拓展和突破，有望形成塔北—塔中下古生界碳酸鹽巖連片含油氣的新格局[18]。

“超深斷溶體復(fù)式成藏模式”的建立，豐富了中國(guó)海相油氣成藏理論：①發(fā)現(xiàn)了全世界商業(yè)開(kāi)發(fā)的最深的油藏，豐富了深層油藏形成、保存機(jī)制；②獨(dú)特的斷控縫洞型儲(chǔ)層與成因機(jī)制[39]，豐富了海相超深碳酸鹽巖儲(chǔ)層形成機(jī)制；③國(guó)際少有、國(guó)內(nèi)僅有的新類型油藏，豐富了海相油氣勘探類型，實(shí)現(xiàn)了由早期古隆起潛山，逼近主力烴源巖，圍繞古隆起、古斜坡巖溶縫洞，尋找大油氣田，向低部位超深斷溶體油氣勘探的拓展，即立足原地?zé)N源巖，在構(gòu)造低部位，沿通源走滑斷裂帶尋找晚期原生油氣藏的拓展，建立了塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)的隆起—斜坡+腹部斷溶體的海相油氣復(fù)式成藏完整模式(圖4)。

圖4 塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)復(fù)式成藏模式示意剖面位置見(jiàn)圖1。Fig.4 Compound reservoir forming model in basin area of Tarim Basin

3 勘探方向與領(lǐng)域

基于以塔河油田為代表的“古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復(fù)式成藏模式”和以順北油氣田為代表的“超深斷溶體成藏模式”在塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)碳酸鹽巖領(lǐng)域的勘探實(shí)踐，轉(zhuǎn)變了鄰區(qū)的勘探思路，也推動(dòng)了深層—超深層勘探技術(shù)的進(jìn)步，部分地區(qū)已取得顯著成效，展現(xiàn)了良好的勢(shì)頭。

“逼近主力烴源巖，圍繞古隆起古斜坡，尋找大油氣田”是勘探方向之一；“立足原地?zé)N源巖，在構(gòu)造低部位，沿通源走滑斷裂帶，尋找晚期原生油氣藏”進(jìn)一步解放了思想，拓展了勘探領(lǐng)域。中國(guó)西部盆地均具有發(fā)育走滑斷裂體系的地質(zhì)條件，“超深斷溶體成藏模式”可為走滑斷裂帶相關(guān)的油氣勘探提供理論指導(dǎo)和技術(shù)支撐，推廣前景廣闊(圖5)。塔里木盆地震旦系—寒武系烴源發(fā)育區(qū)，只要具備通源斷裂和晚期成藏供烴條件，都值得勘探(圖6)。

圖5 塔里木盆地成藏模式與勘探思路的轉(zhuǎn)變示意Fig.5 Transformation of accumulation mode and exploration ideas in Tarim Basin

圖6 塔里木盆地下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖燕山晚期—喜馬拉雅晚期熱演化成熟度差異與膏鹽巖分布疊合Fig.6 Difference of thermal evolution degree of Lower Cambrian Yuertusi source rocks during late Yanshanian-Himalayan and distribution of salt rocks in Tarim Basin

研究表明，寒武系—奧陶系海相主力烴源巖在喜馬拉雅期仍具生烴潛力，寒武系鹽下(塔北—塔中、塔西南)部分地區(qū)具備喜馬拉雅期天然氣成藏條件；垂向和側(cè)向(橫向)運(yùn)聚受控于斷裂是否通源及活動(dòng)期；本地?zé)N源條件較差的地區(qū)側(cè)向運(yùn)移同樣可以形成規(guī)模油氣區(qū)，如卡塔克塔中隆起中深1、中深5井區(qū)[40]。因此，勘探方向主要有：(1)具備本地?zé)N源、垂向通源斷裂發(fā)育的寒武系鹽下和早期演化抬升晚期沉降演化區(qū)：①巴楚隆起東段寒武系儲(chǔ)蓋組合條件良好，普遍見(jiàn)油氣顯示，具備形成大油氣田藏的條件；②艾丁—艾丁北地區(qū)是深層勘探最有利地區(qū)。(2)盆緣立足側(cè)向運(yùn)移晚期成藏區(qū)，如柯坪斷隆東段沙井子構(gòu)造帶烴源條件和儲(chǔ)蓋組合好，具備晚期側(cè)向運(yùn)移成藏條件。

4 結(jié)論

(1)廣泛分布的多套烴源、多期成藏、多期構(gòu)造演化的復(fù)合盆地，復(fù)式成藏是普遍方式。通過(guò)長(zhǎng)期勘探實(shí)踐和綜合研究，西北油田分公司建立了以塔河油田為代表的“古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復(fù)式成藏模式”和以順北油氣田為代表的“超深斷溶體成藏模式”2種復(fù)式成藏模式。

(2)明確了2種復(fù)式成藏模式區(qū)別和聯(lián)系：①以塔河油田為代表的“古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復(fù)式成藏模式”是“逼近主力烴源巖，圍繞古隆起古斜坡，長(zhǎng)期生排烴、巖溶控儲(chǔ)、古隆起(斜坡)控藏、多期充注改造”的復(fù)式油氣成藏。這種成藏模式主要基于側(cè)向運(yùn)移為主富集成藏，本地可以有烴源巖，也可以通過(guò)垂向運(yùn)移。儲(chǔ)層主要是巖溶縫洞型為主，橫向連通性好，沿風(fēng)化面似層狀分布，是油氣橫向運(yùn)移的主要通道之一。②以順北油氣田為代表的“超深斷溶體成藏模式”，即，“寒武多期供烴，高壓抑制生烴，幕式泄壓排烴，構(gòu)造破裂控儲(chǔ)，斷裂縫網(wǎng)通道，垂向泵式輸導(dǎo)，斷溶立體圈閉，晚期原生油藏，走滑斷裂控富”。走滑斷裂帶可形成不同于塔河巖溶縫洞的規(guī)模性裂縫—洞穴型儲(chǔ)集體超深斷溶體型油氣藏，儲(chǔ)層斷控為主，縱向穿層、橫向分割性強(qiáng)，構(gòu)造低部位致密的碳酸鹽巖沿?cái)嗔褞矫姣B接分段，形成良好側(cè)封和頂封，保存條件好，原地垂向泵式輸導(dǎo)，這種創(chuàng)新成藏模式是對(duì)塔河復(fù)式成藏模式的補(bǔ)充和豐富。