Ⅰ 科技進步促進了塔河油田奧陶系超億噸級大油氣藏的發現
張希明 葉德勝 林忠民
（西北石油局規劃設計研究院 烏魯木齊830011）
摘要 多年的勘探實踐表明，塔里木盆地奧陶系油氣資源潛力大、成藏條件好，是尋找「古生古儲」型原生大油氣藏的重要層位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克庫勒凸起南坡發現塔河油田奧陶系大型油氣藏，並且它很可能被培育成第一個與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。筆者著重闡述了地球物理預測碳酸鹽岩儲層技術，以及儲層改造等工藝技術的進步在發現和評價該油氣藏過程中所起的重要作用。
關鍵詞 科技進步 塔河油田 奧陶系油氣藏 碳酸鹽岩儲層預測 儲層改造
塔里木盆地奧陶系碳酸鹽岩的油氣勘探經歷了馬鞍型的發展過程。1984年9月，位於塔里木盆地北部沙雅隆起雅克拉斷凸上的沙參2井在下奧陶統碳酸鹽岩中喜獲高產工業油氣流，實現了中國古生代海相油氣首次重大突破，成為中國油氣勘查史上的重要里程碑。該井的突破也迎來了塔里木奧陶系油氣勘探的第一個高潮。在這一階段（1984～1990），奧陶系油氣勘探集中在沙雅隆起上的阿克庫勒凸起。據不完全統計，原地礦及石油兩大部門在該凸起上部署以奧陶系為主要目的層的探井達45口，其中有18口獲工業油氣流，鑽探成功率為40％，證實阿克庫勒凸起奧陶系潛山風化殼普遍含油氣。但是，奧陶系碳酸鹽岩儲層非均質性嚴重，在高產井旁邊2～3km就是乾井；同時，盡管初產量高，但不能穩產，往往一口井累計產油不到1×104即停產，既拿不到產量，且也交不了儲量。在這種形勢下，塔里木油氣勘探的重點便轉移到石炭系及中新生代地層，奧陶系碳酸鹽岩的油氣勘探暫時處於低潮。直至1996年以來，由於對塔里木油氣成藏地質條件及控油地質規律認識的提高，以及碳酸鹽岩儲層預測技術和鑽井、測試、儲層改造等工藝技術的進步，塔里木又出現了一個以奧陶系為主要目的層的油氣勘探新高潮。在塔里木的三大隆起區，奧陶系碳酸鹽岩的油氣勘探均取得了豐碩的成果。在沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部發現塔河油田奧陶系油氣藏；在巴楚隆起南側瑪扎塔克構造帶發現多個天然氣藏；在塔中隆起北坡Ⅰ號斷裂帶多口井獲高產油氣流，控制了東西長160km的奧陶系含油氣帶。特別值得提出的是阿克庫勒凸起西南部塔河油田奧陶系油氣藏，目前已發現4個含油區塊，即3號區塊、4號區塊、5號區塊及6號區塊。其中4號區塊上的沙48井，自1997年10月試采以來，到1999年12月已累計採油32.26×104，平均日產達410t，是塔里木碳酸鹽岩油氣井中日產量最高、累計產油最多、穩產期最長的「王牌井」。僅3號及4號區塊於2000年元月已上交探明加控制油氣地質儲量1×108（其中探明儲量7717.4×104）。據近期勘探成果，該油氣藏極有可能為連片分布的特大型油氣藏，預測總油氣地質儲量達5×108t，極有可能為第一個與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。
筆者側重從地質和地球物理預測碳酸鹽岩儲層技術、儲層改造等工藝技術等方面，闡述科技進步在塔河油田奧陶系超億噸級大油氣田發現過程中的重要作用。
1地質科技
地質認識是否符合客觀實際，是油氣勘探能否取得成功的基礎，特別是對於尋找大至特大型油氣田（藏）。在塔河油田奧陶系超億噸級大油氣藏的發現過程中，下列地質問題是十分重要的。
1.1塔里木克拉通盆地大型油氣田（藏）的勘探方向
多年的勘探和研究表明塔里木盆地成藏地質條件優越，具備了形成大型、特大型油氣田的地質條件〔1,2,3〕，其主要原因是：油氣資源量巨大，具有多生油層系、多油氣源區，長期生油、多期聚集的特點；近臨生油坳陷發育大型古隆起、背斜帶及多類型圈閉有利於油氣聚集成藏；多儲集層系、多儲集類型與良好的區域和局部蓋層，有利於在縱、橫向尋找不同類型的油氣藏。
隨著油氣勘探程度的不斷深入，實踐表明塔里木盆地油氣地質條件有其復雜性的一面〔4,5〕。主要表現在：第一，主力烴源岩與好儲層在時空分布上總體不配套，克拉通區主要烴源岩在下古生界（特別是
基於塔里木盆地克拉通區油氣地質特徵（即有利條件和復雜性並存），認為大型油氣田的主要目標之一是下古生界碳酸鹽岩。我們在1995年指出，塔北地區尋找大油氣田的主要方向是「沙雅隆起上的下古生界碳酸鹽岩古岩溶型儲集體，其特點是圈閉面積大，儲層厚度大，但非均質性強，主要受岩溶發育強度和古地貌的控制。成藏期主要為海西晚期及喜馬拉雅期，阿克庫勒凸起是尋找這種類型大型油氣田的最有利地區」 葉德勝、王恕一、張希明等，「八五」期間國家重點科技攻關項目下屬「塔里木盆地北部碳酸鹽岩、碎屑岩油氣富集條件及評價研究」專題報告，1995。
1.2 碳酸鹽岩儲層基本特徵及儲層分布規律
在下古生界碳酸鹽岩中尋找大油氣田的主要難點在於儲層非均質性嚴重，好儲層的分布規律不清。為此，我們對下古生界（特別是奧陶系）碳酸鹽岩儲層進行了長期的、多方位的研究。通過研究，認為奧陶系碳酸鹽岩儲層的基本特徵是：
（1）碳酸鹽岩岩塊的孔隙度、滲透率性極差，難以構成有效的儲集空間。據阿克庫勒地區數十口井、數千件岩心樣品分析，其平均孔隙度＜1％，滲透率多小於0.1×10－3μm2。
（2）次生溶蝕孔洞和裂縫是碳酸鹽岩儲層的主要有效儲集空間，次生縫、孔洞的發育是形成良好儲層，獲得高產、穩產的關鍵。次生溶蝕孔洞的發育主要受與不整合面有關的古岩溶作用的控制。
（3）碳酸鹽岩儲層在縱向上和橫向上的非均質性極強。由於碳酸鹽岩基塊孔、滲性極差，主要有效儲滲空間為受古岩溶及構造作用所形成的溶蝕孔洞和裂縫，而古岩溶及構造作用對碳酸鹽岩的改造受多種因素的控制，極不均一，因而所形成的溶蝕孔洞及裂縫的分布極不均一，造成其嚴重的非均質性。
由此可見，古岩溶作用是控制碳酸鹽岩儲層發育最為重要的因素，是在奧陶系碳酸鹽岩中尋找大油氣田要解決的關鍵問題。因此，在塔里木碳酸鹽岩勘探的低谷時期，我們仍堅持碳酸鹽岩古岩溶的研究。在「八五」國家重點科技攻關項目中的「塔里木盆地北部碳酸鹽岩、碎屑岩油氣富集條件及評價研究」專項下設「塔里木盆地北部古岩溶及其控油作用研究」子專題。研究表明，古岩溶儲集體是塔北地區最主要的碳酸鹽岩儲集體。對古岩溶的識別標志，古岩溶發育期次，古岩溶地貌，古岩溶的垂向剖面結構以及古岩溶儲集體的特徵等，均在當時資料的基礎上進行了較深入的研究。提出古岩溶斜坡及岩溶高地，特別是兩者間的過渡地區是古岩溶儲集體發育的有利地區。
「九五」期間，我們側重研究了阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽岩的古岩溶作用。指出，該區岩溶作用主要發育於海西早期，其次是海西晚期。對岩溶地貌進行了詳細劃分，並指出岩溶最為發育，且儲集空間保留機率較高的是岩溶斜坡，特別是坡度較緩的岩溶斜坡（岩溶緩坡）及其上的岩溶殘丘，它們是尋找岩溶型儲層的最佳地區。在此基礎上，對該區奧陶系碳酸鹽岩儲層進行了分區評價和預測，並提出該區勘探部署建議。
總之，自「七五」以來古岩溶研究取得了顯著的成果，這就為尋找奧陶系碳酸鹽岩大油氣田奠定了堅實的基礎。
1.3突破口的選擇
在上述兩個問題得以初步解決後，突破口的選擇便是奧陶系碳酸鹽岩勘探的首要問題。經認真研究，選擇阿克庫勒凸起西南部的艾協克（後稱艾協克1號）、艾協克西（後稱艾協克2號）作為奧陶系碳酸鹽岩大油氣田勘探的突破口 林忠民、張希明等，塔里木盆地沙雅隆起艾協克—阿克庫勒—達里亞油氣區帶工業勘查項目報告，1997。
（1）據「八五」期間古岩溶研究成果，上述兩口井位於岩溶斜坡與岩溶高地的過渡地區（其後進一步研究表明，該區處於岩溶斜坡上的岩溶殘丘），是古岩溶儲集體發育最有利的地區。
（2）鄰近寒武系—下奧陶統烴源岩的主要烴源區，油源豐富。
（3）其上為下石炭統下泥岩段泥質岩，封蓋條件優越。
（4）該區已完成三維地震，下奧陶統碳酸鹽岩潛山圈閉可靠。
位於艾協克構造上的沙46井於1996年8月28日開鑽，1997年2月11日完鑽，中途測試於下奧陶統5359.14～5504.00m井段，獲日產原油212.54m3，氣14×104m3，實現了該構造奧陶系油氣突破。
位於艾協克西構造上的沙48井於1997年5月28日開鑽，10月20日完鑽，該井於井深5363 m進入奧陶系後發生放空和嚴重泥漿漏失，中途測試獲日產原油570m3，氣1.5× 104m3，並且試采以來產量和油壓一直較穩定，日平均產量在400t左右。
上述兩口井的突破，特別是沙48井的重大突破，拉開了尋找奧陶系碳酸鹽岩油氣田的序幕。
2地球物理預測碳酸鹽岩儲層技術
由於碳酸鹽岩嚴重的非均質性，碳酸鹽岩儲層預測是一個世界性的難題。塔河油田奧陶系埋深在5350m以下，預測難度更大。塔河地區已完成七片三維地震勘探約1755km2，利用國內外最新的三維地震特殊處理技術進行儲層預測，取得了良好效果，為塔河油田奧陶系大型油氣藏的評價作出了貢獻。
2.1相干體技術
相干體技術的核心是利用地震信息計算各道之間的相關性，突出不相關的異常現象。藉助相干體資料能識別岩層橫向不均一性和斷裂特徵。
一般認為，原始地層沉積時，地層是連續的，即使在橫向上有變化也是一種漸變過程，也就是說地震波在橫向上是基本相似的。當地層中存在斷層和裂縫、火成岩體、礁體、鹽丘、地層或岩性尖滅等地質現象時，地層的相似性將受到破壞；此外，地層傾角變陡等因素也會影響其相似性。塔河地區奧陶系地震品質較好，地層產狀平緩、岩性變化不大，斷裂的位置可通過地震剖面解釋確定，故影響相似性的主要因素為溶蝕縫洞和裂縫，以及微小斷裂。所以，利用相干體技術可以預測碳酸鹽岩的孔、洞、縫發育帶。
從艾協克三維工區所作奧陶系儲層段相干體平面變化圖可見，該工區NE—SW向可明顯分為三個帶：S48、T401、T402、S47、T301、T302等井處在相乾性差的地區，孔、洞、縫發育或較發育；S23、LN15等井處於相乾性中等地區，即過渡帶；再向SE方向相乾性較高，孔、洞、縫發育程度相對較低。這一結論，已為大量實鑽資料證實。
2.2振幅提取技術
影響地震反射波振幅的因素較多，拋開地震數據採集、處理的影響外，假定地震資料處理中，保幅處理做得較好，對特定的碳酸鹽岩儲層，影響振幅的則是岩性和孔、洞、縫的發育情況。一般認為儲層中存在孔、洞、縫發育帶會使振幅減弱，因此振幅提取技術也是預測碳酸鹽岩儲層的有效手段之一。
從牧場北三維工區所作
2.3波阻抗反演
地震資料反演的波阻抗數據，是進行岩性解釋的有效手段。波阻抗的大小與岩石的密度和地震波在其中傳播的速度有關，當地震波穿過碳酸鹽岩縫、洞發育段時，會導致其傳播速度的明顯降低，因此該項技術也是進行碳酸鹽岩儲層預測的重要手段之一。根據反演的約束條件不同，可分為無井約束反演、單井約束反演、多井約束反演。影響反演結果的主要因素有：
（1）地震基礎數據的品質，品質好，反演的結果就好；反之亦然。
（2）對碳酸鹽岩儲層，聲波測井曲線能否反映裂縫發育帶，直接影響測井約束反演的結果。若聲波測井曲線不能反映裂縫發育帶，就需要通過其它測井曲線（如電阻率曲線）來建立速度模型進行正演，與已知井旁道進行對比，以校正聲波時差曲線，提高反演的精度和效果。
（3）約束反演中子波的提取與確定。
（4）約束反演中初始模型的建立，也就是精細層位標定和解釋，是影響反演結果好壞的基礎。
（5）聲波測井曲線的校正，製作高精度的合成地震記錄是反演的關鍵。
（6）參與測井約束反演的井越多，反演的結果就越可靠。
碳酸鹽岩是高阻抗岩層，當岩層中存在孔、洞、縫發育帶時，波阻抗值就會降低，因此低阻抗帶基本反映了儲層的發育帶。在艾協克三維工區奧陶系平均波阻抗值分布圖上，反映出與相干體相似的儲層發育帶。即S23井北西的大部分地區，特別是S48井附近波阻抗值較低，反映儲層發育；而S23井南東地區，波阻抗值較高，反映儲層發育相對較差。
2.4Jason反演技術
Jason反演技術的原理是利用井旁地震道內插出一個地震數據體，將內插得的地震數據體與實測的三維地震數據體進行比較，由於二者的差異得到每個樣點的權系數值，然後逐漸改變每個樣點的權系數值，直到內插的數據體與實測的三維數據體吻合，從而求取一個權系數體，再利用已知井的結果，通過權數據體約束反演，內插、外推得到各種結果，如波阻抗、孔隙度、含水飽和度等。Jason反演主要包括：Invertrace測井約束的地震反演，Invermod地震約束的測井反演。
利用三維地震保幅數據體和已完鑽的10口鑽井（T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62），用Jason軟體進行了測井約束的地震反演和地震約束的測井反演。用上述方法對上述鑽井進行逐個分析，約束井的吻合率為80％，檢驗、預測井的吻合率為76％。
總之，通過幾年的實踐，已初步形成了一套適合於塔北地區碳酸鹽岩儲層預測的地球物理方法技術，主要是相干體、振幅提取、測井約束的地震反演和地震約束的測井反演等。每一種方法都有其自身的適用性，同時也存在一定的局限性。因此，必須堅持多參數綜合評價的方針。
碳酸鹽岩有利儲層的地球物理特徵一般表現為，低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相關性，較低的頻率等 林忠民、羅宏、王士敏、沈林克等，塔里木盆地沙雅隆起油氣勘探靶區研究，1999。
碳酸鹽岩儲層預測的地球物理方法已經在塔河油田奧陶系油氣藏的評價和滾動勘探開發中發揮了重要作用。
3鑽井、測井及儲層改造工藝技術
鑽井、測井及儲層改造等工藝技術的進步，極大地促進了塔河油田奧陶系碳酸鹽岩超億噸級油氣藏的發現、評價和滾動勘探開發。例如，代表鑽井技術發展趨勢的欠平衡鑽井技術的應用，有效地防止了地層漏失，保護儲層，利於發現低壓儲層，提高機械鑽速，對於裂隙發育、壓力敏感的碳酸鹽岩地層具有突出的優越性。又如，斯倫貝謝公司的全井眼微電阻率掃描測井（FMI）、偶極橫波成像測井（DSI）、核磁共振成像測井（CMR）以及方位電阻率（ARI）成像測井、綜合孔隙度岩性測井（IPLT）等新技術的應用，解決了常規測井手段所難以解決的問題：裂縫發育方向、裂縫的開啟程度和連通性、碳酸鹽岩儲層的定量評價等。限於篇幅，筆者僅介紹儲層改造工藝技術在碳酸鹽岩大油氣藏發現中的作用。
對於岩塊孔、滲性差，且非均質性嚴重的碳酸鹽岩的油氣勘探，酸化壓裂等儲層改造技術是非常重要的手段。
西北石油局在1998年至1999年間對塔河油田20口井奧陶系碳酸鹽岩進行了25井次的酸化壓裂作業。酸化壓裂作業分三輪進行：第一輪有7井次：S23井、S62井、S64井、T403井、TK405井、TK406井、T302井；第二輪有4井次：TK404井、TK406井、TK408井、TK409井；第三輪共有 14井次：T302井、TK304X井、TK305井、T403井、TK405井、TK406井、TK410井、TK411井、TK413井、S61井、S65井、S66井、S67井、S70井。在這20口井中，有16口井取得了良好效果，取得了工業產能；有3口井效果不明顯，有1口井（S70井）尚待進一步作業。由此可見，酸化壓裂的效果達到80％以上。
S23井是塔河油田第一口實施酸壓作業的井，該井位於艾協克構造的東部，是1990年完鑽的老井，盡管鑽井過程中在奧陶系曾發現較好的油氣顯示，但當時在裸眼測試中未獲工業油氣流，測試評價為干層。該井於1998年12月6日至12月27日對奧陶系5420～5480 m裸眼井段進行酸化壓裂作業，5 mm油嘴求產，產油68.26～75.26t/d，產氣16762～21791m3/d。從而，使「沉睡」了8年之久的老井獲得了解放。該井在奧陶系的突破，不僅對評價該區奧陶系有重要意義；更為重要的是：對奧陶系碳酸鹽岩，常規測試不出油的井，不能輕易下「乾井」的結論，更不能因此否定該井所在的區塊。
截止2000年2月，塔河油田奧陶系共完鑽36口井，其中測試直接獲工業油氣流的井10口；測試不出油，經酸化壓裂後獲工業油氣流9口；完井後直接酸壓獲工業油氣流者6口；酸化壓裂後目前還未獲工業油氣流的井3口；測試未獲工業油氣流、未進行酸化壓裂者1口；另有7口井正進行或待進行測試或酸化壓裂作業（表1）。
從表1可見，在完鑽後經測試及酸壓的29口井中，獲工業油氣流的井25口，占總井數的86.2％；其中經酸化壓裂後出油的井有15口，占總井數的51.7％，占出油井數的60.0％。由此可見，酸化壓裂在塔河油田奧陶系超億噸級大型油氣藏的發現和評價中的重要作用。
表1塔河油田奧陶系測試、酸壓成果統計Table1The statistic results of the testing and acid-pressing on Ordovician in Tahe oil field
特別需要指出的是，有9口井是在常規測試未獲工業油氣流的情況下，經酸化壓裂後獲得工業油氣流的，若不經酸化壓裂，這些井很可能被看作「乾井」。正是由於酸化壓裂，使這一批井得以「解放」，才有可能使我們逐步認識到，塔河油區奧陶系油氣藏不是彼此孤立的中小型油氣藏，而是大面積連片分布的、大型至特大型油氣藏。下列依據支持這一認識：
（1）在塔河油田奧陶系油氣藏及其外圍近500km2范圍內，已完鑽並經測試（含酸化、壓裂）的29口井中，獲高產或工業油氣流的井有25口，勘探成功率達86.2％；並且，在未獲工業油氣流的幾口井中也見不同程度的油氣顯示，即沒有真正意義上的「乾井」。這充分表明該區是大面積連片含油。
（2）由於在塔里木奧陶系第一個油氣勘探高潮期（1984～1990）盡管打了很多出油井，勘探成功率也較高，初產一般都較高；但經試采，絕大多數都是「高產瞬逝的短命井」。因此，人們很自然地擔心在奧陶系油氣勘探的第二個高潮中所發現的塔河油田奧陶系油氣藏是否也會有同樣的命運。兩年多的試采表明，大多數油氣井是高產、穩產的，沙48井便是典型實例。該井自1997年10月試采以來，至1999年12月已累計產油32.24× 104t，平均日產量達410t。截止1999年12月，該油藏已有22口井系統試采，投產初期有15口井日產量大於100t，到1999年12月仍有14口井日產量大於100t；而且在同一工作制度下，有的井1999年12月的日產量較投產初期有所增加（如TK410、TK411、TK412等井）；此外在試採的22口井中，累計產量超過1×104 t的有14口井（在1984～1990年奧陶系油氣勘探第一個高潮期，絕大多數井試采不到1×104 t即停噴），其中有5口井的累計產量已超過5×104 t（表2）。
（3）油氣柱的高度遠遠大於潛丘圈閉的幅度，例如塔河3號潛丘圈閉（即艾協克或艾協克1號構造）閉合幅度60m，該圈閉上的T302井試油揭示的油藏底界為5682m，油柱高度達304.5m；該圈閉上的沙70井錄井見到良好油氣顯示的最大深度為5681m，油柱高度達255m。又如塔河4號潛丘圈閉（即艾協克西或艾協克2號構造），其閉合幅度為50m，該圈閉上的TK404井試油揭示的油藏底界為5613m，油柱高度達203m；該圈閉上的TK409井錄井見到良好油氣顯示的最大深度為5659m，油柱高度達240m。再如塔河6號區塊上的牧場北2號圈閉，其閉合幅度僅30m，其上的沙66井揭示的油柱高度達209m；牧場北3號圈閉，其閉合幅度60m，其上的沙67井試油揭示的油柱高度達216m。總之，塔河油田奧陶系油氣藏的油柱高度遠遠大於局部圈閉的閉合幅度，表明大面積連片含油的特徵。
表2塔河油田奧陶系油藏3、4號區塊及外圍試采成果Table2The proction of Ordovician pools around ＆ in No.3,4block of Tahe oil field
（4）油氣分布不受潛丘圈閉控制，即油氣不僅分布於潛丘圈閉范圍內，在兩潛丘間的低部位也有油氣分布。例如，沙61井及沙64井，該兩井在T
綜上所述，多年的勘探實踐表明，塔里木盆地奧陶系油氣資源潛力大、成藏條件好，是尋找「古生古儲」型原生大油氣藏的重要層位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克庫勒凸起南坡發現塔河油田奧陶系大型油氣藏，已上交探明及控制儲量近億噸，預測油氣地質儲量達5×108 t，很可能培育成第一個與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。在該油藏的發現和評價過程中，地質科技和地球物理預測碳酸鹽岩儲層技術，以及儲層改造等工藝技術的進步起了重要作用。
參考文獻
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Science and technology further the discovery of ordovician oil and gas pool over-hundred millions ton in Tahe oil field
Zhang Ximing Ye Desheng Lin Zhongmin
(Academy of Designing and Planing,NW Bureau of Petroleum Geology,CNSPC)
Abstract:In Tarim Basin,explorational works for several years have proved that Ordovician's hydrocarbon resources have huge potential,and pool-forming condition is good.Ordovician is important formation to discover large primary oil and gas pool of fossil source bed and fossil reservoir.At present, huge hydrocarbon potential and better reservoir-forming condition of Ordovician system have been confinmed.A few years exploration efforts in Tarim Basin,which is a major horizon for discovering large oil and gas field of「source bed is older stata,reservoir is also older」type pool.At present,Ordovician pool of Tahe oil field that was discovered in Southern slope belt of Akekule uplift in Northern Tarim Basin,which will be becoming first large hydrocarbon field that is qualified for giant Tarim Basin． The imprortant role of progress for science and technology that had been applied to predict carbonate reservoir and improving reservoir quatity etc.is discussed ring discovering and evaluation oilfield period.
Key word:Progress of science and technology Tahe oil field Ordovician oil and gasreservoir Predict carbonate pservior Improving reservoir
Ⅱ 塔河油田的最新消息
記者2011年2月11日從中國石油化工股份有限公司西北分公司獲悉，塔河油田發現了一個1億噸級的稀油油藏，油田計劃於2015年實現年產原油1000萬噸。
塔河油田的油藏基本上在5000米以下的深度，原油品質黏度大，難以開采。此次發現的稀油資源為塔河油田增產提供了有力保障，同時也降低了開采成本。
塔河油田位於塔里木盆地北部的塔克拉瑪干沙漠，自然環境惡劣。2005年塔河油田建立第一個整裝氣田，2011年每天供應天然氣達190多萬立方米，向西氣東輸管線的天然氣日供氣量已達到120萬立方米。
塔河油田是中國石化旗下的第二大油田。2009年塔河油田全年生產原油660萬噸、天然氣13.45億立方米。
英文《中國日報》10月12日報道：亞洲最大煉油企業中國石化對《中國日報》獨家透露：該公司的新疆塔河油田的探明儲量將在2010年達到10億噸油當量，年產量達到1000萬噸，從而成為中國特大整裝油田之一。
該消息對以煉油化工為主業。一直謀求上游原料供應自給的中石化來說，無疑是支強心劑，對中國整體的能源供應也是巨大利好。
隨著進一步勘探開發工作的逐漸深入，中石化塔河油田的探明儲量將每年增加1到2億噸油當量。2010年，塔河油田的探明儲量將從2007年的7.8億上升到10億噸油當量。而該油田的年產量將從2007年的500萬噸左右達到在2010的1000萬噸。
「塔河油田的三級儲量將在三年後達到20億噸油當量的規模，而塔河油田的總的資源量在40億左右，因此該油田的勘探前景樂觀」，康玉柱院士強調。
康玉柱院士介紹說年產1000萬的油田在中國算是特大油田。康玉柱是中國石化石油勘探開發研究院研究人員，同時也是中國工程院院士。
康玉柱院士預計今年塔河油田原油年產量將突破500萬噸，可達530萬噸。
「我們計劃每年以50萬噸的速度增加塔河油田的產量。這已經是很快的速度」，康玉柱院士介紹說。
2006年塔河油田約產油480萬噸。
另一位中石化的匿名人士告訴《中國日報》記者塔河油田是中國迄今發現的最大的古生界海相油田。
「塔河油田潛力很大，目前的地質儲量就有約15億噸油當量的規模」，這位匿名人士說。
對以煉油化工為主業，一直謀求上游原料供應自給的中石化來說，塔河油田將成為其主要的產量增長區和接替區。
有分析人士指出正是因為中石化的煉化用原油長期大量依靠進口，該公司在國際油價高居不下的情況下才會時不時地遭遇煉油業務板塊大量虧損的尷尬局面。
2006年中石化進口了大約2/3煉化用原油。在國際油價高居不下的情況下，該公司煉油業務招致了250億元人民幣的虧損。
在這種情況下，中石化不遺餘力地加大上游油氣勘探開發，謀求原料供應自給，就在情理之中了，國泰君安證券的油氣分析師劉谷評論說。
中石化目前最大油田是勝利油田，山東勝利油田去年產油2700萬噸，勝利油田也是大慶油田之後的中國第二大油田。
截至2004年底，中石油的大慶油田已探明石油儲量為57.7億噸，累計產油18.2億噸，佔全國陸上原油總產量的40%以上。
中國東部的老油田，不管是中石油的大慶油田，還是中石化的勝利油田，都面臨著產量逐年遞減的問題。因此，在老油田穩產的同時，加大力度開發西部新油田成為中石油和中石化的當務之急。
2007年五月，有記者從中石化西北分公司獲悉，塔河油田12區勘探獲得重大突破：發現含油麵積899.5平方公里，原油地質儲量1.4億～2億噸。此舉進一步堅定了中石化西北分公司在這一區域所實施的沿深大斷裂帶及深部暗河發育走向找油的信心，為建設千萬噸級大油田奠定了資源基礎。
塔河油田位於塔里木盆地北部，是中國第一個古生界海相億噸級大油田。1997年，原地礦部西北石油局部署鑽探的沙46井和沙48井噴出高產油氣流，宣告塔河油田誕生。（《中國日報》）
Ⅲ 碳酸鹽岩油氣勘探開發概況
據新一輪資源評價，塔里木盆地油氣資源總量約為160億t，是中國少有的幾個石油資源量大於150億t的盆地之一。塔里木盆地面積56萬km2，盆地中部為古生代地台型海相沉積，是碳酸鹽岩沉積油氣勘探遠景區（焦方正等，2008a）。其中庫車坳陷面積2.5萬km2，預測天然氣資源量2.23億m3，目前探明天然氣儲量2500億m3，達到了「西氣東輸」年產氣120億m3的儲量條件。塔北隆起面積3萬km2，已獲得石油地質儲量3億t。在塔中隆起和麥蓋提斜坡，也探測了幾個中小型油氣田。
截至2008年年底，中國石油塔里木油田公司已在東至英蘇、西至烏恰、南至塔中、北至拜城的30萬km2范圍內，陸續找到27個大中型油氣田，年產油645萬t，年產氣174億m3；中國石化西北油田分公司相繼探明塔河、雅克拉等24個油氣田，年產油600萬t，年產氣12.7億m3。盆地內主要有4個油氣區塊：①塔河－輪古油氣田，三級油氣儲量規模21億t；②牙哈英買力區塊，探明儲量378萬t，控制儲量1862萬t，預測儲量2億t；③和田河區塊，探明了616億m3天然氣；④塔中台緣帶，三級油氣儲量3.2億t。
位於塔里木盆地北部的塔北隆起碳酸鹽岩油藏，是我國發現的最大海相碳酸鹽岩油田。其中，塔河油田已探明石油7.45億t、天然氣333億m3，年產油600萬t、年產氣12.1億m3；輪古油田探明石油儲量1.32億t、探明天然氣282億m3，年產油75萬t、年產氣4.5億m3。
圖2-1 塔里木盆地油氣田分布
塔北隆起奧陶系碳酸鹽岩油藏在很大范圍內連片含油（圖2-1），但含油氣豐度受縫洞發育程度的控制。油藏儲層埋藏較深，一般超過5300m，古岩溶縫洞發育不均一，非均質性強（柏松章，1996；周興熙等，1996；顧家裕，2001）。其儲集體發育不同於中東地區縫洞非常發育的碳酸鹽岩油藏，與我國華北任丘油田以斷層控制的碳酸鹽岩油藏也有很大的區別。油藏的基質部分基本不含油，油氣的有效儲集空間為古岩溶縫洞，有效儲集體分布及油藏流體性質非常復雜，成為目前油田開發領域中的一大難題。
Ⅳ 塔河四區碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式
劉中春袁向春李江龍
（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奧陶系碳酸鹽岩縫洞型稠油油藏，受多次構造運動影響，岩溶縫洞交互發育，埋深大於5300m，油水分布關系復雜、非均質性極強。儲集空間流動特徵尺度大至幾十米，小到微米量級，流動規律不同於砂岩油藏。油井的生產動態多變，開發的可控性差。為深入研究碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式，揭示油井水淹後是否仍有利用的價值，依據油井綜合解釋資料、生產動態信息，結合對現代喀斯特地貌中岩溶縫洞與古岩溶縫洞的認識，建立了3種近井地帶儲集體簡化的地質模型，採用流體動力學理論及物理模擬實驗相結合的方法，分析了鑽遇不同儲集空間的油井水淹後剩餘油存在的形式，確立了縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率技術的研究方向。
關鍵詞 縫洞型碳酸鹽岩油藏 地質模型 物理模擬 剩餘油形式
Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil
碳酸鹽岩油氣田在世界油氣分布中佔有重要地位，其儲量占油氣總儲量的50%以上，而產量已佔總產量的60%左右［1，2］。近年來，我國碳酸鹽岩油氣田的勘探開發也呈現快速發展的態勢，尤其是塔里木盆地的塔河油田發展迅速。截至2005年底，塔河油田累計探明石油地質儲量達6.3×108t，年產油量4.2×106t，已成為我國最大的古生界碳酸鹽岩油田。塔河油田4區奧陶系油藏位於塔河油田的中部，以艾協克2號構造為主體，為具底水的碳酸鹽岩岩溶縫洞型塊狀重質油藏。油藏埋深大於5300m，儲集類型以溶洞為主，且發育極不規則，縱、橫向非均質性強，儲層預測難度大，且油氣水關系及油藏類型極為復雜。經近10年的滾動勘探開發，暴露出鑽井成功率低、採收率低和遞減快的開發特徵。油井過早見水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年遞減率高達44%，暴性水淹可使油井產量銳減70%以上；平面和縱向儲量動用程度低，平均采出程度僅9.5%［5～11］。因此，在現有油藏地質認識基礎上，研究縫洞型碳酸鹽岩油藏剩餘油形式，探索新的提高採收率方法迫在眉睫。
1 縫洞型碳酸鹽岩油藏溶洞、縫及基質岩塊的認識
測井、鑽井、錄井與油井的生產動態均表明，有些油井直接鑽遇了未充填或半充填的溶洞，直接建產；有些油井未直接鑽遇溶洞，但通過酸壓可溝通具有有效儲集能力的空間；還有少數井鑽在緻密的岩石中，即使酸壓也無法溝通有效儲集空間。認識縫洞型油藏儲集體特性、識別有效儲集空間的分布、了解剩餘油分布形態，是提高油藏採收率的基礎。
1.1 對溶洞的認識
理論上，地下古岩溶洞特點與現代岩溶應具有一定的相似性。圖1和圖2是我國貴陽境內世界最長的現代岩溶雙河洞的分布及洞室情況。
圖1 雙河洞的平面分布圖
圖2 雙河洞其中一個洞室
現代岩溶發育具有以下特點：①洞穴展布受區域構造裂隙控制；②洞穴發育與地下排水系統關系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多層性；④洞穴的侵蝕和沉積同步進行；⑤溶洞大多發育在褶皺的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位於河流中、上游地區；⑦以地下河為主體，發育若干支洞；⑧洞穴規模大，最長達85.3km（雙河洞）；最大洞室面積達×104m2（織金洞），高達150m。
古岩溶系統，由於長期構造運動和沉積作用，上覆岩層的關鍵層因受岩體自重重力、地應力集中以及溶洞內的真空負壓三重作用而破壞塌落。塔河4區鑽井過程中部分井具有嚴重的放空和漏失現象充分說明有未充填溶洞的存在。但測井解釋結果顯示大部分岩溶系統均發生不同程度的充填，如T403井全充填洞高達67m，TK409井全充填洞高達75m。圖3為TK429井測井與成像測井對比解釋結果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，為溶洞發育段。大型洞穴內有塌陷角礫岩、暗河沉積角礫岩和砂泥岩沉積，還有緻密的灰岩（圖4）。
古岩溶系統與現代岩溶的主要區別在於洞的規模小於地面，洞的充填程度高。
圖3 KT429井測井與成像
圖4 溶洞內不同種類充填物
1.2 裂縫發育分布規律
根據塔河油田14口成像測井資料統計了裂縫的走向，結果如圖5，可以看出本區裂縫體系中以 NW-SE 向裂縫系占據主導地位，該裂縫系中又以走向為160°～180°或350°～360°的裂縫為主，NE-SW向裂縫系的發育程度要明顯差於前一裂縫系，該裂縫主要的主體走向為0～20°或180°～220°。裂縫傾角如圖6所示。大多數裂縫的傾角在60°～90°區間內，裂縫產狀大多呈高角度，低角度裂縫發育很少。奧陶系碳酸鹽岩大部分有效縫的發育主要集中在局部存在滑塌角礫現象的岩溶層段，因此裂縫在成因上主要與岩溶垮塌作用有關。
圖5 塔河油田奧陶系裂縫體系的總體走向特徵
圖6 裂縫傾角百分比
1.3 基質岩塊系統的認識
根據下奧陶統儲層岩心孔滲分析資料統計，7011 塊小樣品孔隙度分布區間為0.01%～10.8%，平均為0.96%，其中小於1%的樣品佔71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）佔22.02%，大於2%的僅佔6.46%。全區6473個小樣品滲透率分布區間為（0.001～5052）×10-3μm2，其中小於0.12×10-3μm2的占樣品總數的67.14%，小於0.6×10-3μm2的佔85.68%，小於3×10-3μm2的佔94.39%，大於3×10-3μm2的僅佔5.61%，最大滲透率為5052×10-3μm2，頻率中值小於0.1×10-3μm2。岩心分析數據反映出塔河油田奧陶系儲層基質物性較差，基質孔滲對儲層孔滲基本無貢獻。
2 近井地帶簡化的地質模型及剩餘油
為了進一步揭示油井生產動態與儲集體性質的關系，揭示油井水淹後是否還有利用的價值及剩餘油形式，根據油井的綜合資料分析，建立了近井地帶4種不同的地質模型。
2.1 封閉型溶洞
封閉型純油溶洞是指不與外界溝通，內部只充滿油的溶洞。目前尚未發現鑽遇這種類型的溶洞，但尚無充分的證據排除這種洞存在的可能性。
此類溶洞完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油的彈性能和溶洞裂縫自身的彈性能。由於無外界能量的補充，溶洞內的壓力與生產井的產量均由於天然能量的損耗而逐漸降低，直至最後停噴。
2.1.1 利用物質平衡法分析剩餘油
鑽遇此類溶洞的生產井，當井底流壓低於井筒的靜液柱壓力及井筒摩阻造成的壓力損失時，油井停噴。
pwf=Δp（靜液柱）+Δp（摩阻） （1）
對裸眼完井方式的油井，停噴時溶洞內的壓力接近式（1）表示的數值，此時根據物質平衡方程，油井的累積採油量為：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此類溶洞的採收率只與溶洞內原油、岩石的彈性壓縮系數及壓降有關，符合下式：
油氣成藏理論與勘探開發技術
無論井口限制生產與否，對打在溶洞任何位置的油井，均會有剩餘油存在，且剩餘油的大小滿足：
剩餘油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞內流體的流動特徵
根據流體力學中伯努利方程
油氣成藏理論與勘探開發技術
計算了圓柱型溶洞中單相流體的流動特徵，壓力與流速無因次分布結果見圖7。當具有一定壓力的封閉溶洞被打開後，洞中流體的流線如圖7所示。僅在近井地帶，壓力才產生擾動；遠離井底，壓力仍然保持在初始狀態。流體的流速在無因次距離0.5m處，開始擾動，即接近溶洞二分之一的高度處。
圖7 圓柱型溶洞單井單相流體的流動特徵
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分為封閉型底水溶洞和溝通型底水溶洞。其中封閉型底水溶洞是指不與外界溝通，內部包括油、水兩相的溶洞（圖8）。此類溶洞也完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油、地層水的彈性能及溶洞裂縫自身的彈性能。溝通型底水溶洞指的是與外界溝通，又可分成兩種，一種是外界水浸量速度低於生產速度，此時溶洞依靠的天然能量包括水浸量與彈性能；另一種是外界水浸速度等於生產速度，溶洞中壓力不變，這類溶洞的開采完全依靠水驅。
2.2.1 未充填溶洞底水錐進的理論分析
對於底水型溶洞，油井產量遞減的原因，不僅是能量降低，還有出水的影響。油井出水加快了產量遞減。油井出水並不意味著油水界面一定達到井底，根據流體力學理論，油水界面處油水的速度分別為：
油氣成藏理論與勘探開發技術
油氣成藏理論與勘探開發技術
水油速度比：
油氣成藏理論與勘探開發技術
塔河油田4區地下原油黏度平均為24mPa·s，如果地層水黏度近似1mPa·s，那麼相同的條件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，當溶洞被鑽開後，由於生產井產生的擾動，井底附近必然會產生底水錐進的趨勢，同時油水密度差造成的重力分離作用，又可抑制底水錐進。
圖8 封閉型底水溶洞示意圖
此類溶洞的剩餘油不僅取決於溶洞內的天然能量，而且與底水錐進的程度密切相關。底水從生產井突破，又加速了油井停噴的進程。因此影響底水錐進程度的因素，也將影響溶洞中剩餘油的數量。此影響因素很多，包括油水黏度比、採油強度、溶洞中油水界面的高度、生產井的位置、生產井密度以及溶洞的幾何形狀等。
圖9 底水錐進實驗結果
2.2.2 未充填溶洞底水錐進的物理模擬
實驗採用真空泵產生負壓流動的方式，模擬溶洞型儲集空間的底水錐進過程。實驗用油為黏度約為15mPa·s 的白油，水為配置的礦化度為2×105mg/L的鹽水，實驗溫度為室溫25℃，實驗結果見圖9。
實驗的排量為30mL/s，即2.5t/d，產生的水錐高度約為0.01m；減小生產速度，可抑制水錐的產生；井底水錐產生的擾動范圍很小。由於油水重力分異的結果，實際產生的水錐高度遠小於理論計算的結果。若假設水錐產生的高度與生產速度成正比，則估算實際生產速度達250t/d時，產生的水錐高度也只有1m。因此，可以推測當油井處在未充填溶洞的頂部時，油井見水後剩餘油的潛力很小，且此部分剩餘油完全可以通過減小生產速度而得到有效開采。
2.3 近井縫洞型
塔河油田4區鑽遇溶洞並提前終孔的油井畢竟是少數，大部分油井均正常完成鑽井過程，部分井自然完井後建產，部分經酸壓後建產。岩心觀察與成像測井解釋結果對裸眼井段鑽遇的縫洞有了一定程度的認識。
圖10 裸眼井段鑽遇的洞縫及簡化模型
為了理論研究，將裸眼井段鑽遇的溶洞、裂縫，簡化為一組規則的毛管流動（圖10）。依據岩心觀察統計結果，寬度大於1mm裂縫有19條，占總數 2.4%；寬度 0.1～1mm裂縫共有267條，占總數33.5%；寬度小於0.1mm 裂縫共有512條，占總數64.2%。
根據流體力學理論，按照岩心統計的縫比例，不同尺度縫洞對進入裸眼井段總流量的貢獻不同。結果表明：有洞存在時，即使只有一個，當洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大於50mm時，對總流量的貢獻已大於95.96%。就是說，當洞的尺度大於50mm時，油井的總產量主要來自於洞，而縫的貢獻較小。剩餘油的主要形式包括底水未波及的縫中剩餘油、波及過大孔道的壁面，數量取決於非均質程度與油水黏度比。
按上述洞縫尺寸與比例，近井地帶洞縫儲量的比例分布見圖11。當溶洞的尺度為1m時，溶洞內儲量占總儲量的82%，縫中儲量僅佔17.8%；當溶洞的尺度降到50mm時，洞儲量占總儲量的比例降為18.7%，縫中儲量上升至81.3%。盡管裸眼井段中當洞的尺度降到50mm時，洞對總流量的貢獻仍較高，但洞內的流體被底水驅替以後，縫內的儲量也是不容忽視的。
圖11 單位岩石體積不同尺度溶洞占儲量的百分數
2.4 近井裂縫型
塔河油田4區大部分油井是酸壓後建產，即在鑽井過程中未鑽遇有效的儲集空間，經酸壓後溝通了有效儲集空間建產（圖12）。為了研究方便仍將其簡化為一束毛管。
圖12 裸眼井段鑽遇裂縫及簡化模型
由於碳酸鹽岩表面具親油性，底水驅替裂縫內原油時，毛管力為驅替的阻力，在裂縫壁面必然會留下剩餘油膜。親油、親水孔隙中水驅油過程的對比見圖13。
圖13 不同潤濕性模擬孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂縫分布比例，不同油膜厚度的剩餘油百分數見圖14。可看出對於一定體積的裂縫儲集空間，假設底水波及的范圍達到100%，僅按不同厚度的剩餘油膜計算，當油膜厚度達到0.1mm時，剩餘油百分數接近50%，當油膜厚度降到0.01mm時，剩餘油百分數能達到26%。而油膜厚度不僅與岩石的潤濕性有關，而且取決於驅替速度。況且底水不可能百分之百驅替裂縫孔隙，因此裂縫型儲集空間的剩餘油也是相當可觀的。
圖14 不同油膜厚度的剩餘油百分數
3 剩餘油產生因素及提高採收率途徑
根據地質模型的剩餘油分析，目前縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率的關鍵問題為：①油井未能有效溝通有效儲集空間；②油井即使溝通了有效儲集空間，但由於底水錐進或天然能量不足，仍可產生大量的剩餘油。對於已動用的儲量，底水碳酸鹽岩油藏剩餘油的影響因素包括能量及底水的驅替程度兩個方面，影響底水驅替程度可以從掃油效率和洗油效率兩個角度分析，結果如圖15。油藏天然能量大小、非均質程度、油水黏度比是影響縫洞型碳酸鹽岩油藏動用儲量採收率的三大關鍵因素。
圖15 縫洞型油藏影響採收率的因素及提高採收率的途徑
因此，針對此類油藏，應當結合剩餘油形態分析，有針對性地開展提高採收率技術研究。以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的研究工作勢在必行。具體可分兩個階段進行，一是天然能量階段，包括加密井、縱向分層開采、側鑽水平井、酸壓、堵水等技術研究；二是人工補充能量階段，可能採用的方法包括注水、注氣、注稠化劑，以及活性劑等。化學法風險較大；注氣雖然對底水且具有垂直裂縫的油藏具有得天獨厚的優勢，但對埋深超過5300m的油藏，要求較高注入壓力的注入泵限制了該方法的應用。因此，注水仍是風險小、成本低的首選方法。但常規油藏成功的注水經驗已不適應無法判斷連通性的縫洞型碳酸鹽岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 結論與認識
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，並不意味著儲集空間完全水淹。
（2）主體剩餘油主要有5種形式：①因儲集空間尺度差異而產生的底水未波及剩餘油；②油井未處洞頂，水淹後未充填溶洞的頂部剩餘油；③未充填溶洞因底水錐進的剩餘油；④水波及過後的殘余油膜；⑤能量嚴重不足的各類儲集空間內剩餘油。
（3）提高採收率技術研究應當針對不同類型的剩餘油形式，以縫洞流動單元為基礎，確定以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的提高採收率方法的研究方向。
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Ⅳ 塔河油田的勘探歷程
塔河油田發現於1997年。部署在奧陶系潛山的S46井於中下奧陶統5359.14～5504.00m井段中途測試獲日產原油212.54m3，獲得了重大油氣突破，揭開了塔河大型油氣田勘探開發的序幕。
油田主體位於塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克庫勒凸起，包括順托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷東部及草湖凹陷西部（圖4-12），即在阿克庫勒凸起的背景上，北以輪台斷裂為界，東、南、西以中奧陶統頂面6500m構造等深線所圈定的范圍內具有大致相似成藏特點和在現有經濟技術條件下具有勘探價值的油氣藏的統稱（圖4-13）。
圖4-12 塔河油田奧陶系岩溶縫洞型油氣藏展布范圍示意圖
圖4-13 塔河油田油氣成藏期次劃分
目前，塔河油田包括「塔河油氣工業勘探區塊「和「躍進1號油氣勘查區塊」所確定的排他性范圍，勘探總面積為6117.57km2。
塔河地區大規模油氣勘探開始於1985年。先後在白堊系、三疊系、石炭系、泥盆系和奧陶系獲得工業油氣流或高產油氣流，發現了輪南、達里亞、阿克庫勒、塔河等油氣田。本區勘探程度極不均勻，到2007年底，塔河地區已完成15塊三維地震勘探工作，即艾協克、桑塔木、艾協克北、塔里木鄉、牧場北、桑東、蘭尕、艾丁、塔河南、於奇、阿克亞蘇、於奇東、托甫台、西達里亞及艾丁北，疊加面積已達6927.82km2，一次覆蓋面積達10445.38km2。除於奇中部地區及S58井區以外，均已實現三維地震勘探全覆蓋。區內已完成鑽井約900餘口（其中CNPC鑽井約20多口）。躍進1號區塊只有1條二維測線經過，1口鑽井。
西北油田分公司（西北石油局）自1978年進疆開展油氣勘探工作以來，經歷了「六五」至「十五」20餘年的艱苦努力工作，塔里木盆地油氣勘探取得了重大成果，1997年在油氣富集規律認識加深的基礎上發現了我國第一個古生界海相大油田——塔河油田，實現了我國古生代海相碳酸鹽岩油氣勘探真正意義上的重大突破。
塔河油田的勘探與評價，是一個認識—實踐—再認識一再實踐的過程，是一個認識指導勘探實踐、勘探實踐帶來理論認識的創新、同時再指導勘探實踐的過程，大致可分為四個階段。
4.3.1.1 前期探索階段（1978～1995年）
理論基礎薄弱，認識不足，儲層預測及儲層改造技術不相適應，錯過了及時發現、評價塔河大油田的機會。
西北油田分公司自1978年進疆開展油氣勘探工作，先後在喀什坳陷、麥蓋提斜坡、巴楚隆起開展了遙感、石油物探、鑽探和盆地周邊地質調查工作，先後鑽探了喀1、喀2、麥參1等探井，但均未獲得突破。80年代初轉戰塔北沙雅隆起，在躍參1號重力高上鑽探了躍參1井，首次揭示了三疊系生油岩，為進一步認識塔北地質特徵、開展油氣普查提供了寶貴的資料。隨後，將塔北作為取得突破的重點勘察地區，加強了地質綜合研究工作。1984年雅克拉斷凸上的沙參2井，實現了塔里木盆地首次真正意義上的重大突破，拉開了塔里木盆地新一輪大規模石油勘探開發的序幕；為國家制定「穩定東部，發展西部」油氣資源戰略提供了重要依據。沙參2井獲得突破後，油氣勘探向整個沙雅隆起推進，部署在沙雅隆起上的一批探井如沙9、沙14、沙17、沙18、沙23等井於奧陶系碳酸鹽岩發現油氣層，並且獲不穩定的油氣流，但由於對奧陶系油藏圈閉特徵認識不足，儲層預測及儲層改造技術不相適應，錯過了及時發現、評價塔河大油田的機會。同時，沙3井於前震旦系千枚岩頂部獲得工業油氣流，沙4井、沙5井、沙7井分別於侏羅系、白堊系獲得工業油氣流，沙22井、沙29井、沙32井在三疊系獲得工業油氣流，發現了一批中-小型油氣田群。同時，部署在麥蓋提斜坡的麥3井在石炭系灰岩中獲高產油氣流，發現了巴什托氣田，部署在巴楚隆起上的巴參1井在石炭系獲高產油氣流發現了亞松迪氣田。
4.3.1.2 油氣重大突破階段（1996～1997年）
基於前期勘探經驗教訓，經認真研究，選擇阿克庫勒凸起西南部的艾協克1號、2號殘丘作為奧陶系碳酸鹽岩大型油氣田勘探的突破口，部署了S46井和S48井。S46井於1996年8月28日開鑽，1997年2月11日完鑽，中途測試於中下奧陶統5359.14～5504.00m井段獲日產原油212.54m3；S48井於1997年5月28日開鑽，1997年10月20日完鑽，該井於井深5363m進入中下奧陶統後發生放空和嚴重泥漿漏失，經測試獲日產原油570m3、天然氣15000m3的高產穩產油氣流，從而實現了塔河奧陶系大油田的發現。值得一提的是，該井試采以來產量一直穩定，日產量保持在400t左右，成為塔里木日產量最高、穩產時間最長、累計產量最多的「王牌井」。它表明阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽岩有極為豐富的油氣資源，具有很高的產能。
上述兩口井的突破，特別是S48井的重大突破，標志著塔河油田的發現，並且拉開了尋找奧陶系碳酸鹽岩大型油氣田的序幕。
4.3.1.3 塔河油田擴大探明階段（1998～2000年）
油氣突破發現後的再實踐，帶來理論認識的進一步深化，指導了勘探部署。
沙46、沙48井獲重大突破、塔河油田發現時，對油田規模、油藏類型等的認識還不清楚。在勘探實踐中，進一步明確了塔河地區奧陶系大型岩溶縫洞型圈閉疊合連片含油、不均勻富集的油藏特徵。碳酸鹽岩岩溶縫洞型油氣藏是受構造-岩溶旋迴作用形成的縫洞系統控制、由多個縫洞單元在空間上疊合形成的復合油氣藏，具有獨立的油氣水系統和不規則的形態。單個油氣藏（縫洞單元）在空間上以不同方式疊加，形成疊合連片含油、不均勻富集的特徵。
塔河油田奧陶系油氣藏是碳酸鹽岩縫洞型油氣藏，其主要依據是：
1）油氣藏高度不受局部殘丘圈閉的控制：不僅殘丘圈閉含油，在相對低窪處也含油（沙64井獲工業油氣流，油氣柱高度達250m以上）；塔河油田奧陶系殘丘圈閉幅度很小，只有20～50m，個別可達90～100m，但油氣藏高度遠大於殘丘圈閉幅度，可達200～300m。例如，著名的S48井所在的艾協克2號構造殘丘圈閉幅度僅55m，但油氣藏高度達255m。同時，含油氣范圍也不受局部殘丘圈閉的控制，塔河油田奧陶系殘丘圈閉面積很小，一般僅幾平方千米，油氣藏面積遠大於殘丘圈閉面積。
2）油氣藏受儲集體發育程度的控制，儲集體發育則含油，並由此形成油氣藏；儲集體不發育則不含油。因此，在同一殘丘圈閉上高產穩產井與乾井交叉分布、高產穩產井與非穩產井同時存在。例如，艾協克2號構造殘丘圈閉上的T403井5405～5409m、5415～5428m、5434～5446m井段測井解釋為一類儲層，5405～5446m井段經酸壓獲170m3/d的高產油流；而其東1km處的TK420井未解釋出一類儲層，5408～5414m經酸壓未獲油氣流；向東再1km處的TK455井5532～5539m測井解釋為一類儲層，5516～5540m井段經酸壓獲100m3/d的高產油流。可見油氣分布不受殘丘構造的控制，也不受層位的控制，而與儲集體的發育程度密切相關。
4.3.1.4 塔河外圍擴展及立體勘探階段（2001年至今）
2001年至今是塔河油田加快步伐向外圍甩開部署、快速發展的時期。在多個新領域獲得突破與發現，進一步拓展了塔河油田縱橫向油氣勘探空間，形成了奧陶系鷹山組裂縫-溶蝕孔洞型儲集體、一間房組顆粒灰岩裂縫-溶蝕孔隙型儲集體、良里塔格組裂縫-溶蝕孔洞型儲集體、志留系砂岩、泥盆系東河砂岩、石炭系巴楚組底部砂泥岩互層段緻密砂岩儲層及石炭系卡拉沙依組、中二疊統火山岩、三疊系砂岩儲層多層系、多領域含油的立體勘探格局，表明塔河油田立體勘探具有巨大的潛力，有望形成探明儲量超過10億噸的特大型油氣田。根據塔河油田多層系、多領域立體含油的勘探局面，提出了立體勘探、整體評價塔河油田的勘探思路。塔河油田平面上井控含油麵積達到2800km2，三級儲量合計達到16.2397×108t油當量，其中，探明儲量7.5605×108t油當量（油6.5923×108t，氣968.28×108m3），控制儲量3.0612×108t油當量，預測儲量5.6179×108t油當量。
Ⅵ 塔里木石油是在哪開採的
塔里木油田位於西部新疆維吾爾族自治區境內的塔克拉瑪干大沙漠中，石油和天然氣儲量豐富。由於在中國能源結構中的作用不斷發展擴大，塔里木油田被經濟學者稱為中國西部的能源經濟動脈。截至2005年底，塔里木油田公司累計探明石油地質儲量5.2億噸、 天然氣地質儲量7241億立方米，三級油氣儲量當量達到24.1億噸。已探明的天然氣儲量可以確保西氣東輸工程塔里木年輸200億立方米、穩定供氣20年以上。2005年，生產原油600萬噸、 天然氣57億立方米，油氣產量當量首次突破1000萬噸；實現主營業務收入224億元、上交稅費35億元。近20年的奮斗使塔里木油田進入了油氣並舉、規模化加快發展的新階。展望新時期，塔里木油田正在以建設中國重要的油氣生產基地為目標加快發展。到2010年，原油年產量將達到800萬噸，天然氣年產量將達到200億立方，油氣產量當量將突破2500萬噸
塔里木油田依靠科技創新和尖端配套技術應用，攻克油氣高效開發的世界級難題，截至2014年5月碳酸鹽岩原油產量累計突破1000萬噸，探明地質儲量逾3億噸。
油田碳酸鹽岩原油日產量保持在5600噸以上水平，先後投產的551口生產井累計產量1010．29萬噸，突破千萬噸大關。碳酸鹽岩原油探明儲量達到3．57億噸，這標志著中國最大的含油氣盆地——塔里木盆地碳酸鹽岩油氣藏開發進入新時期。
塔里木盆地中碳酸鹽岩油氣藏約占盆地油氣資源總量的三分之一。自2005年以來，塔里木油田碳酸鹽岩原油年產量從24萬噸增至190萬噸左右，年均增長率超過12%，塔里木油田油氣三級地質儲量連續9年保持高位增長。
Ⅶ 中國油氣田之最是什麼
中國目前已發現的油田有500多個，探明石油儲量近220億噸，發現氣田共185個，探明天然氣儲量2.56萬億立方米。那麼，從不同角度看，中國油、氣田之最有哪些呢？
中國最大的油田是大慶油田，面積1414.3平方千米，儲量44.14億噸；最小的油田是江蘇的肖劉庄油田，儲量僅22萬噸。最大的氣田應屬長慶氣田，面積5754平方千米，儲量為4911.2億立方米；最小的氣田則不足1億立方米，如勝利的套爾河氣田（0.09億立方米）、四川的新店子氣田（0.11億立方米）。
大中型油氣田中埋藏最深的是塔里木盆地的塔河油田，達5391米；埋藏最淺的是延長油田（小於100米）。埋藏深度最大的氣田是柯克亞氣田（6388米）、塔里木牙哈氣田（5473米）、四川五百梯氣田（5000米）；最淺的氣田是柴達木盆地台吉乃爾（210米）及澀北二號（500米）等第四系氣藏。
油氣田中含油氣層位最老的天然氣田是遼河興隆台氣田（太古宙（Ar））和四川威遠氣田（震旦系（Z））；含油氣層位最老油田則有遼河靜安堡（太古宙）油田和華北任丘油田（震旦系）。最年輕的氣田是青海澀北一號第四系淺層氣田；而最年輕的油田為老爺廟油田（新近系）。
全國石油儲量最多的含油層系為中生界下白堊統（占總儲量45.89%），最少的含油層系是古生界及前古生界（占總儲量5.73%）。氣田儲量最多的層系為古生界及前古生界（占總儲量40.69%），而第三系儲量最少（占總儲量17.98%）。
中國年產量最多的油田是大慶油田，年產油5000萬噸（1996—1997年），天然氣年產量最高的氣田是四川氣田，達79.9481億立方米。
中國油田中單井石油產量最高的井是華北任丘油田的任9井，單井日產原油5435噸。單井氣產量最高的井是四川龍門天東4井，最高日產量達315.7萬立方米。
中國油氣田中位於最北邊的是大慶油區海拉爾油田；位於最南邊的是海南島以南的鶯歌海—瓊東南盆地的崖13-1氣田及樂東22-1氣田；最靠東的油氣田，在陸上為大慶油田，在海上為東海盆地黃岩14-1氣田；最西邊的油田為塔里木盆地西南的柯克亞油田。
西藏倫波拉油田是海拔最高的油田，海拔5000米左右；海拔最低的則是珠江口盆地流花11-1油田，井口水深364.8米。
中國油氣田最多、石油儲量最大的省是黑龍江省，其次是山東省（勝利油田）。氣田最多、儲量最多的省是四川省，天然氣儲量為6238.28億立方米；其次則是新疆維吾爾自治區，天然氣儲量5739.35億立方米；陝西長慶油田居第三位，天然氣儲量為4911億立方米。
Ⅷ 塔河油田就是塔里木油田嗎
不是的。兩個油田成立時間不同的。塔里木油田公司是中國石油天然氣股份有限公司的地區公司，組建於1989年4月，是一家集油氣勘探開發、煉油化工等為一體的大型石油公司。1997年，西北石油局按照「逼近主力烴源岩，以大型古隆起、古斜坡為勘探目標，靠近大型斷裂、大型不整合面尋找大型原生油氣田」的勘探思路。大膽探索，不斷加大勘探力度，終於由西北石油局部署鑽探的沙46井和沙48井噴出高產油氣流，宣告塔河油田誕生。
Ⅸ 塔里木盆地中的兩個油田是什麼
塔里木盆地有中石油塔里木油田、中石化塔河油田、中石化河南寶浪油田等三大油田。
塔里木盆地油氣資源
塔里木盆地是我國最大的含油氣盆地，總面積56萬平方公里，盆地周邊被天山、昆侖山和阿爾金山所環繞，中部是有著「死亡之海」之稱的塔克拉瑪干沙漠，面積33.7萬平方公里，是世界上最大的流動性沙漠。巴州位於塔里木盆地內，石油天然氣資源豐富。根據中石油、中石化最新一輪資源評價數據統計，塔里木盆地可探明油氣資源總量約為162.9億噸，其中：中石油塔里木油田可探明油氣資源總量150億噸；中石化塔河油田可探明油氣資源總量12.76億噸，中石化河南寶浪油田可探明油氣資源總量2020.94萬噸。截至2012年，盆地剩餘油氣資源總量在全國各大油氣田位居第一，天然氣資源量列全國500多個盆地之首，現階段仍處於勘探早期階段，具有巨大的資源潛力。
（一）中石油下屬單位
塔里木油田公司：自1989年以來，已累計探明26個油氣田，投入開發21個油氣田，已形成輪南、東河、塔中、哈得四個油田群和庫車-塔北、塔中北坡、塔西南三大天然氣富集區以及輪南-英買力富油區帶。據最新一輪資源評價，塔里木盆地可探明油氣資源總量150億噸，其中石油80.62億噸、天然氣8.86萬億立方米。截至2012年，已累計探明油氣當量18.8億噸、三級油氣儲量當量達到40億噸，盆地油氣探明率僅為17％。2012年，塔里木油田生產原油580.17萬噸、天然氣193.1億立方米，油氣產量當量連續六年保持2000萬噸水平，已建成我國重要的油氣生產基地。
大慶油田新疆塔東油氣勘探開發有限責任公司：根據中央決定，中石油集團公司已將新疆塔東區塊12.6萬平方公里油氣勘探權交由大慶油田公司。截至2012年底，大慶油田公司已正式進駐巴州並登記注冊，塔東區塊的古城6井獲得重要突破，日獲天然氣測試氣流26萬立方米；古城7井完成鑽探工作，正在進行固井等後續工作；古城8井正在進鑽中。
（二）中石化下屬單位
西北油田分公司：公司主要勘探地點在塔河，塔河油田已經成為中國石化集團第二大油田，是最主要的產量增長區和接替區。公司負責勘查、開採的區塊合計44個，礦權登記面積14.67萬平方公里（其中勘查區塊37個，面積14.31萬平方公里），分布於塔中、塔北、巴楚及塔西南山前，大多位於古隆起圍斜、傾沒端、山前復雜構造帶等領域。開采區塊7個，面積3650.7平方公里，主要分布在塔河與天山南地區。登記探區內已完成二維地震71950公里、三維地震16630平方公里，擁有三級地質儲量30.7億噸油當量（探明地質儲量12.76億噸油氣當量、控制油氣儲量5.27億噸油氣當量、預測油氣儲量12.68億噸油氣當量）。公司2012年生產原油735萬噸，天然氣16.45億立方米。
河南油田塔里木河南勘探公司：河南油田塔里木河南勘探公司兼協調物探、鑽井、油建等七家施工作業單位，主要承擔在新疆所屬區域石油勘探開發及部分兄弟油田生產建設業務。現生產區域主要分布於烏蘇、克拉瑪依之間的春光油田，焉耆、博湖盆地的寶浪油田，伊犁盆地已進入勘探階段。寶浪油田地質構造上位於焉耆盆地博湖凹陷，地處南疆巴音郭楞蒙古自治州，位於焉耆、博湖境內。區塊含油麵積15.01平方公里，地質儲量2020.94萬噸，可采儲量1714.82萬噸，資源動用率達到85.1%，剩餘可采儲量67.13萬噸，現油水井總數234口，現日均產量130噸，資源接替困難，遞減影響因素主要是能量下降。公司2012年生產原油5萬噸，液化氣1.36萬噸，天然氣3002萬立方米。
（三）勘探開發計劃規劃
中央新疆工作座談會召開以來，新疆進入大建設、大開放、大發展的歷史新時期。根據中石油塔里木油田公司和中石化西北油田分公司在塔里木盆地油氣勘探開發規劃，到「十二五」末，產能合計將達到4170萬噸油氣當量（原油1650萬噸、天然氣335億立方米）。其中：塔里木油田公司將實現油氣當量產量3170萬噸（原油700萬噸、天然氣310億立方米）；西北油田分公司將實現油氣當量產量1000萬噸以上（原油950萬噸、天然氣25億立方米）。預計到2020年，塔里木盆地產能合計將達到6580萬噸油氣當量（原油2400萬噸、天然氣525億立方米）。其中：塔里木油田將生產原油1000萬噸、天然氣產量500億立方米；西北油田分公司將生產原油1400萬噸，天然氣25億立方米。另外，隨著大慶油田塔東區塊以及河南油田伊犁盆地進入勘探開發階段，勢必掀起新一輪「石油會戰」，屆時，塔里木盆地將建成具有世界先進水平的一流大油氣田，為國家石油工業的戰略接替打下堅實的資源基礎。
Ⅹ 塔河油田奧陶系油氣藏特徵
蔣華山 葉德勝 王少立 閻文新
（西北石油局規劃設計研究院烏魯木齊830011）
摘要塔河油田位於沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部，是新星石油公司近幾年在塔里木盆地北部發現的「超億噸級」的大型油氣田（群），其主體是奧陶系油氣藏。勘探及研究表明奧陶系油氣藏屬受阿克庫勒大型凸起控制，非均質性極強的岩溶縫洞型油氣藏。該油氣藏經歷了復雜的成藏歷史，主成藏期為海西晚期，海西晚期運動使油氣藏受到一定程度的破壞，形成重質油藏，並受印支期—燕山期以來高成熟油氣不同程度的充注、改造。
關鍵詞 塔河油田奧陶系油氣藏縫洞儲集體成藏歷史
塔河油田奧陶系油氣藏是新星石油公司在塔里木盆地北部發現的「超億噸級」大型油氣藏，目前已在其中的3號、4號區塊提交探明加控制儲量11576.6×104 t油當量。同時相鄰的牧場北、桑塔木、艾協克南等地區也獲得較大的油氣突破，表明它很可能為連片分布的，預測儲量達5×108t油當量的，第一個與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油氣藏。
1區域構造背景
塔河油田奧陶系油藏位於阿克庫勒凸起南部斜坡區。阿克庫勒凸起是以寒武系—奧陶系為主體的、長期發育的大型古凸起。該凸起於加里東中晚期形成凸起雛形，海西早期受區域性擠壓抬升形成向西南傾伏的北東向展布的大型鼻凸，凸起主體缺失志留期—泥盆系及中上奧陶統，下奧陶統也受到不同程度的剝蝕；海西晚期運動使該區再次抬升、暴露，形成了一系列近東西向的褶皺和斷裂，大部分地區僅保留下石炭統，缺失上石炭統及二疊系，局部地區下石炭統亦被剝蝕殆盡；印支期—燕山期該區構造運動相對微弱，主要表現為整體升降，使該區缺失中上侏羅統；至喜馬拉雅期（特別是喜馬拉雅晚期），受庫車前陸盆地的影響，該區北部強烈沉降，阿克庫勒凸起最終定型。
阿克庫勒凸起自北而南可劃分為：阿克墩構造帶、阿克庫木斷裂構造帶、中部斜坡（「平台」）區、阿克庫勒斷裂構造帶及南部斜坡區（圖1）。
2儲層特徵
本區中上奧陶統具混積陸棚相沉積特徵，為砂泥岩夾灰岩；下奧陶統屬開闊台地—台地邊緣相沉積，為較純的碳酸鹽岩，儲層主要發育於下奧陶統的中上部（一間房組至鷹山組）。
圖1阿克庫勒凸起油藏位置圖Fig.1Position of oil and gas pool in Akekule heave
Ⅰ—阿克墩構造帶；Ⅱ—阿克庫木斷裂帶；Ⅲ—中部斜坡帶；Ⅳ—阿克庫勒斷裂帶；Ⅴ—南部斜坡帶
2.1儲集空間類型
區內下奧陶統碳酸鹽岩的儲集空間包括孔、洞、縫三大類。
2.1.1孔
孔是下奧陶統碳酸鹽岩儲層中普遍分布的儲集空間，直徑一般 n～n×102um，其類型有晶間孔、粒間孔、晶間溶孔、粒間溶孔等，以各類溶蝕孔為主。它們與超微裂縫組合即構成基質孔隙，本區基質孔隙度一般0.04％～2.00％，滲透率一般小於1×10-3μm2，反映基質孔滲性能總體較差的基本特徵。
2.1.2洞
洞是本區奧陶系油藏重要的儲集空間類型，主要由古岩溶作用形成。岩心上難以發現未充填的大—巨洞，主要根據鑽井放空、嚴重漏失等現象判斷，並可由測井解釋確定。本區鑽井放空及泥漿漏失情況見表1。
2.1.3縫
縫亦是奧陶系油藏最發育、岩心最常見的儲集空間，以構造縫及構造溶縫為主，次為壓溶縫（縫合線）。縫是區內油氣顯示十分活躍的儲集空間，熒光薄片統計表明，構造縫和構造溶縫的油氣顯示率平均為74.8％，縫合線的油氣顯示率平均高達95.3％。
上述三類儲集空間對儲層儲集能力的貢獻有所不同，本區12口井測井解釋數據分析表明：基質孔隙對儲層儲集能力實際貢獻的平均值為27.2％，裂縫孔隙實際貢獻的平均值為28.2％，大型溶蝕孔洞實際貢獻的平均值高達44.6％。由此可見，區內碳酸鹽岩儲層儲集空間以裂縫和大型溶蝕孔洞為主。
表1塔河油田奧陶系油藏鑽井放空、泥漿漏失數據表Table1Data of null-resistance drilling and mud loss in Ordovician reservoirs in Tahe oil field
2.2儲集類型
所謂儲集類型是指上述3種基本儲集空間在碳酸鹽岩中的組合特徵，本區的儲集類型主要有裂縫型、孔洞-裂縫型、裂縫-孔洞型及裂縫-溶洞型。
2.2.1裂縫型
裂縫型儲層是本區常見的一類儲層，其特徵是基質孔、滲透性極差，且無大型溶洞；而裂縫發育，它既是主要滲濾通道，又是主要儲集空間。T301井5403～5417m、S47井5435～5469m井段等均屬裂縫型儲層。這類儲層油氣產出的特點是，初產一般較高，但產量遞減快，在較短時間內甚至可能停噴。
2.2.2孔洞-裂縫型
孔洞-裂縫型儲層中的孔洞和裂縫均較發育，兩者對油氣的儲集和滲濾均起到相當貢獻，但裂縫的作用更重要。T302井5524～5682m井段是該類儲層的實例，其油氣產出的特點是初產較高—高，產量相對較穩定，穩產期較長。
2.2.3裂縫-孔洞型
裂縫-孔洞型儲層與孔洞－裂縫型相似，孔洞及裂縫均較發育，兩者對油氣的儲集和滲濾均有相當貢獻，但孔洞的貢獻更大。T401井5367～5376m、TK407井5391～5399m井段等屬此類儲層，其油氣產出的特點是初產量高、且穩產時間較長—長。
2.2.4裂縫-溶洞型
裂縫-溶洞型儲層發育大型洞穴和裂縫，前者儲集空間巨大，後者對溝通洞穴和改善滲流性能有重要作用。此類儲層油氣產出的特點是初產量高、穩產期長，因而是本區最有價值的儲層。S48井下奧陶統即是此類儲層的典型實例，該井自1997年10月26日投產至2000年4月已累計產油近40×104t，平均日產在400t以上，是塔里木盆地奧陶系碳酸鹽岩油氣井中累積產量最多、穩產期最長、平均日產量最高的「王牌井」。
綜上所述，塔河油田奧陶系油氣藏碳酸鹽岩的主要特徵是：①基質孔隙度低、滲透性差，難以構成有效儲集空間；②溶蝕孔洞和裂縫是儲層的有效儲、滲空間；③儲集性能在縱、橫向的非均質性強；④儲集類型多樣，以裂縫-孔洞型及裂縫-溶洞型最重要。
3圈閉類型
對塔河油田奧陶系油氣藏的圈閉類型尚有不同認識，歸納起來主要有3種：
3.1潛山（或殘丘、潛丘）圈閉
在塔河3、4、5及6號區塊的探井部署中，奧陶系頂面
實際上，本區不僅在奧陶系頂面凸起獲高產工業油氣流，在奧陶系頂面凹地或斜坡亦獲工業油氣流，例如S61、S64及TK203井等。同時從整個阿克庫勒凸起范圍看，許多獲高產工業油氣流的並非在潛山上，例如阿克庫木與阿克庫勒斷裂構造帶之間的「平台」區上的LN17、LN30、LG1、LG2等高產井均不在潛山上；相反一些潛山上的井並非都有油氣，例如LN34井。此外，幾乎所有位於潛山上的油氣井的油柱高度都遠遠大於潛山圈閉的幅度。
由此可見，奧陶系油氣藏並非受潛山圈閉的控制，即潛山圈閉並非奧陶系油氣藏的主要圈閉類型。
3.2地層不整合圈閉
本區許多鑽井在奧陶系頂部不整合面附近獲高產油氣流（如S47、S48等井）或良好油氣顯示。因此，有人認為塔河油田奧陶系油氣藏為地層不整合油氣藏。實際上許多鑽井中的產層距不整合面有相當大的距離，例如S67井在5662～5674m井段獲高產油流，日產原油470.8m3，距奧陶系頂部不整合面203 m。因此，地層不整合圈閉也不是該油氣藏的主要圈閉類型。
3.3岩溶縫洞型圈閉
已於上述本區奧陶系儲層屬縫洞型儲集體，具有強烈的非均質性，這種儲集體的封堵條件不僅是不整合面之上的下石炭統巴楚組泥岩，縫洞儲集體周圍的非滲透性碳酸鹽岩基質也可起封堵作用。此外，本區北部亦可能存在瀝青封堵的可能。因此，該油藏的主要圈閉類型應屬岩溶縫洞型圈閉。
綜上所述，塔河油田奧陶系油藏的主要圈閉屬特殊類型的岩性圈閉－岩溶縫洞型圈閉，並且這類圈閉也可與潛山（或殘丘、潛丘）圈閉、地層不整合圈閉構成復合型圈閉。
4流體性質
塔河油田奧陶系油氣藏井流物有凝析油、正常原油、重質油、天然氣及地層水等不同流體，下面簡述其特徵。
4.1油氣性質
塔河油田奧陶系油藏油氣性質在各地區存在較大差異（表2、3）。3號區塊原油性質縱向上差異較大，分帶明顯，頂部原油地面密度0.8186g/cm3，屬凝析油，井流物 pVt分析為凝析氣；上部原油地面密度為0.8297g/cm3，為輕質原油；下部原油地面密度為0.853g/cm3，為正常原油；底部（如T301井5545.66m以下）原油地面密度為0.966 g/cm3，屬重質稠油。天然氣甲烷含量平均為84.47％，重烴含量12.61％，相對密度平均為0.68，為凝析氣與油溶氣過渡的特徵。
表2塔河油田奧陶系油藏各區塊原油物理性質Table2Physical properties of the oil in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
4號區塊油氣性質較均一，原油地面密度為0.9016～0.9638g/cm3，飽和烴含量偏低，芳烴、非烴與瀝青質含量較高，S48、S65等井井流物pVt分析屬重質稠油。天然氣甲烷含量平均為77.27％，重烴含量為16.23％，相對密度平均為0.74，為溶解氣特徵。
表3塔河油田奧陶系油藏各區塊天然氣組分Table3Composition of thegas in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
牧場北地區（6號區塊）原油、天然氣性質與4號區塊較為接近，油質更稠更重，天然氣也屬溶解氣特徵。艾協克南地區則表現為常規原油及溶解氣特徵。桑塔木地區（5號區塊）原油、天然氣性質與3號區塊上部油氣性質較為接近，呈帶凝析氣頂的油藏特徵。
這種油氣差異聚集分布特徵主要與成藏期次、保存條件、大型斷裂分割作用、儲集體發育程度等因素有關。
4.2地層水性質
塔河油田奧陶系油氣藏地層水樣品分析數據見表4。從該表可知，該油氣藏地層水均屬高礦化度的CaCl2型水，表明油氣藏處於一個較封閉的地下水動力環境。
表4塔河油田奧陶系油藏地層水性質Table4Nature of water in Ordovician in Tahe oilt ield
5油氣分布特徵
5.1油氣平面分布特徵
油氣勘探及研究成果表明，本區奧陶系油氣具大面積、連片分布的特徵，極有可能培育成第一個與巨大的塔里木盆地相稱的特大型油藏（預測儲量達5×108t油當量）。主要依據如下。
（1）在目前初步圈定的油藏范圍內（東到 S69井、西至S71井、北到 S73井、南至TK203井）（面積近500 km2），鑽井成功率相當高。據統計，截至2000年2月，系統在油藏范圍內共完鑽並經測試（含酸化壓裂）的各類鑽井29口（含探井、評價井和開發井），其中獲高產或工業油氣流的鑽井25口，占鑽井總數的86.2％；而且在其餘鑽井中均獲不同程度的油氣顯示，沒有真正意義上的「乾井」。同時需要指出的是，由於碳酸鹽岩基質孔、滲差，儲層非均質性強，加上鑽井過程中對儲層的污染等因素，部分鑽井需進行酸化壓裂等儲層改造措施才能獲得產能。S23井便是典型實列，該井是1990年完鑽的老井，盡管奧陶系油氣顯示較好，但常規測試未獲工業油氣流；直至1998年對其實施酸壓作業後，才獲得工業產能，而且一直生產至今，產量較穩定。我們相信，只要儲層改造措施得當，目前尚未獲工業產能的鑽井中，大多數是可以獲得工業產能的。80％以上的勘探成功率（通過儲層改造成功率還可提高）足以表明本區是大面積連片含油，絕非「雞窩狀」的局部含油。
（2）油氣分布不受殘丘圈閉的控制。本區殘丘圈閉的幅度較小，最大僅50～60m（塔河3號及4號），面積最大也僅15km2左右。但是據錄井、測井和測試等資料所確定的含油氣段的厚度遠遠大於殘丘圈閉的幅度，例如：塔河3號殘丘圈閉（即艾協克構造）閉合幅度僅60m，該圈閉上的T302井試油揭示的油柱高度達304.5m；塔河4號殘丘圈閉（即艾協克西構造）閉合幅度僅50m，其上的TK409井錄井良好油氣顯示所揭示的油柱高度達240m；塔河6號區塊上的牧場北3號圈閉閉合幅度僅60m，其上的沙67井試油所揭示的油柱高度達216m。
此外，不僅在殘丘圈閉范圍內的鑽井獲工業油氣流，在殘丘圈閉外的鑽井亦獲工業油氣流。例如位於塔河3號與塔河4號殘丘圈閉之間（鞍部）的S64井，以及分布於斜坡部位的S61井等均獲工業油氣流。這充分表明，油氣分布不受局部殘丘圈閉的控制，而是大面積連片分布。
5.2油氣縱向分布特徵
（1）油氣在縱向上呈連續分布態勢，油層間不夾水層。迄今為止工區內所有鑽遇奧陶系的井，不論是錄井顯示、測井解釋還是測試成果，均表明油層在縱向上連續分布，油層段內不夾水層。盡管由於碳酸鹽岩儲層的非均質性，縱向上儲層分帶發育（即有效儲層與差儲層相間出現），但差儲層段分布不穩定，不能起到穩定的隔層作用；同時測井解釋的差儲層段內仍見油氣顯示。可見，油氣在縱向上連續分布是必然的。
（2）油氣性質在縱向上有分異，這在塔河3號區塊表現最為明顯，其底部為重質稠油，下部為正常原油，上部為輕質原油，頂部為凝析氣（詳見上文「油氣性質」）。
6成藏歷史
6.1分析油氣成藏歷史的依據
研究表明，塔河油田奧陶系油氣藏經歷了復雜的成藏歷史，分析本油氣藏的成藏歷史主要有以下依據。
6.1.1油氣性質
（1）雖然本區原油物理性質變化很大，從凝析油—輕質原油—正常原油—重質原油均有分布，但從原油樣品正構烷烴表徵成熟度的OEP值集中分布於0.92～1.04，表明是已成熟的原油；並且從反映來源的w(Pr)/w(Ph）、w(Pr)/w(nC17）、w(Pr)/w(nC18）等指標變化不大，表明它們是同源的產物。從原油微量金屬元素（w(V)/w(Ni)>1）、碳同位素分布（-33.8％‰～-31.56％‰）表明為海相來源。並且，採用原油輕烴指紋分析對比、類異戊二烯烷烴對比、碳同位素對比等油源對比結果，表明本油藏油氣主要來自寒武系—奧陶系源岩。
（2）本區原油飽和烴正構烷烴的分布都很完整，但從原油飽和烴的質譜分析均檢測出25－降藿烷系列，它的出現是受嚴重生物降解的標志。同時，生物標記化合物指標表明塔河奧陶系油藏生物降解從強至弱的順序是6號區塊—4號區塊—3號區塊—5號區塊。
從原油飽和烴正構烷烴分布的相對完整，但又經歷過嚴重生物降解，表明本區奧陶系油藏均是在早期（海西晚期）成藏，並在海西晚期—印支期構造運動期間受到嚴重生物降解，又在燕山期以後有成熟度較高的原油的充注而形成的。後期高成熟油氣的充注掩蓋了其經受嚴重生物降解的原始面貌。
6.1.2兩相流體包裹體
本區奧陶系碳酸鹽岩裂縫和溶洞方解石中含烴類的兩相流體包裹體分析表明，其均一溫度集中於4個區間，反映了該區經歷了4次規模較大的油氣運移、聚集。
第一類包裹體：主要產於構造裂縫方解石中，包體大小一般3～15μm，無色，見氣泡，氣液比5～10，均一溫度46.5～55.8℃，多數在50℃，用當時地表溫度23℃和地溫梯度3.0℃/100m計算，包裹體形成時的埋藏深度在900m左右。若恢復海西早期運動的剝蝕厚度，這期含烴類的包裹體形成於加里東中晚期—海西早期。
第二類包裹體：主要產於充填—半充填構造裂縫（常切割微裂縫和風化裂縫）和洞穴的方解石中。產於裂縫中的烴包體較小，一般為5～10μm，棕黃－淺黃色，氣液比為5～10，均一溫度為53.9～67.1℃；產於洞穴中的烴包體較大為10～30μm，褐黃色，氣液比為20～25，均一溫度為58.9～77.0℃。按地表溫度為19℃、地溫梯度為2.5℃/100m推算，此期包體形成深度在1300～2300m之間。若恢復海西晚期運動的剝蝕厚度，該期烴包體應形成於海西晚期。
第三類包裹體：主要產於構造裂縫方解石中，為大小為10～20μm的烴包體，淺黃色，氣液比為5～20，均一溫度為73.3～104.9℃，主要在90～100℃之間，推測形成深度為3800～4300m，發生於燕山晚期至喜馬拉雅早中期。
第四類包裹體：為產於構造裂縫和洞穴方解石中的烴包體，大小在10～30μm間，多為淺褐黃色，少數為棕黃—淺黃色，氣液比為10～40，均一溫度為101.5～127.8℃，推斷包體形成時埋深為4500～5700 m，發生於喜馬拉雅晚期。
6.1.3油氣藏的飽和壓力或露點壓力
利用油氣藏的飽和壓力或露點壓力可以確定油氣藏的形成時期（郭仁炳，1994），但需要恢復構造運動所剝蝕的地層厚度。塔河奧陶系油氣藏目前有5口井的pVt資料，據飽和壓力或露點壓力計算結果，表明油藏形成於海西晚期，凝析氣藏形成於喜山拉雅晚期（表5）。
表5用pVt資料計算的塔河油田奧陶系油氣藏的成藏期Table5Periods of the accumulation of oil and gas in Ordovician reservoirs in Tahe oil field calculated through pVt parameters
6.2油氣藏的形成、演化
根據上述分析油氣成藏歷史的依據，結合區域構造演化史、生烴史等，可將塔河奧陶系油氣藏的形成、演化歸納如下：
加里東中晚期至海西早期，滿加爾坳陷寒武系—下奧陶統烴源岩已進入生油階段，大量油氣排出並向阿克庫勒凸起運移，並在本區下奧陶統中形成相當規模的油氣聚集。但是由於泥盆紀末的海西早期運動，使本區志留系—泥盆系及中上奧陶統大部被剝蝕，下奧陶統也受到部分剝蝕，下奧陶統油藏或被剝蝕、或暴露地表而被破壞。在縫合線及裂縫中普遍見到的干瀝青以及裂縫方解石中含烴類的水溶液包裹體便是該期油氣藏殘留的痕跡。
海西晚期，滿加爾坳陷及其斜坡地區寒武系—下奧陶統烴源岩已進入生油高峰，所生成的大量油氣沿不整合面、斷裂及裂縫向阿克庫勒凸起運移，並在本區下奧陶統岩溶縫洞系統中聚集成藏，由於下奧陶統之上有較厚的石炭系—二疊系蓋層而形成良好封堵。因而，該期是塔河油田奧陶系油氣藏最主要的成藏期。二疊紀末的海西晚期運動，使石炭系—二疊系普遍受到剝蝕，但本區仍保留有500～600m的下石炭統，使海西晚期形成的油氣藏得以保存。只是由於本區之北的阿克庫木斷裂構造帶西段海西晚期運動強烈，石炭系—二疊系被剝蝕殆盡，下奧陶統裸露地表，使該區奧陶系油藏嚴重破壞，並且受大氣淡水的強烈影響，因而使鄰近該區的塔河4號及塔河6號油藏受到較嚴重的氧化水洗、生物降解（在其原油中普遍檢測到的25-降藿烷系列就是生物降解的依據），使油藏受到輕度破壞，即油質變差，成為低凝固點、高粘度的重質稠油。
燕山期—喜馬拉雅早中期，寒武系—下奧陶統烴源岩主體已進入高成熟至過成熟階段，以生氣為主；在沙雅隆起區成熟度相對較低，可生成一定數量的原油。高成熟的油氣仍沿不整合面及斷裂運移，充注到已在海西晚期形成的油氣藏中。
喜馬拉雅晚期，寒武系—下奧陶統烴源岩均已進入高成熟—過成熟階段，所生成的氣沿不整合及斷裂、裂縫運移，充注到先期形成的油氣藏中。目前在塔河3號、5號油藏中所見到的凝析氣可能主要是在該期形成的（用PVT資料計算凝析氣藏的形成期為喜馬拉雅晚期）。凝析氣的形成可能有兩種方式，一是烴源岩生成的凝析氣直接充注到先期形成的油藏中；另一種可能是烴源岩生成的干氣充注到先期形成的油藏中，與原油混合而「富化」，形成富化型凝析氣，從烴源岩成熟度分析，後一種可能性較大。
綜上所述，塔河奧陶系油氣藏經歷了復雜的形成、演化過程，該油氣藏主要是在海西晚期成藏，在晚海西運動—印支運動期間遭受強烈的生物降解，後經燕山期—喜馬拉雅期高成熟油氣的充注、改造而形成的。
7大—特大型油氣藏形成條件
前已述及塔河油田奧陶系油氣藏為「超億噸級」的大型油氣藏，並且有可能培育為特大型油氣藏，可將該大—特大型油氣藏形成的主要地質條件歸納如下：
7.1油源豐富
油源研究表明本區油氣屬海相成因，主要來自寒武系—奧陶系，而本區鄰近塔里木盆地最大的生油坳陷——滿加爾寒武系—奧陶系生油坳陷。該生油坳陷具長期生油、多期供油的特徵，僅滿加爾坳陷及鄰區寒武系—下奧陶統盆地及斜坡相烴源岩在海西早期可提供的資源量達77.9×108t（油當量，下同），在海西晚期可提供資源量53.2×108t，在喜馬拉雅晚期可提供資源量35.8×108 t。盡管海西早期油氣資源受到嚴重破壞，但海西晚期及喜馬拉雅晚期的油氣資源保存較好（僅海西晚期油氣資源受到局部破壞）。該兩期的巨大油氣資源（89.0×108t）為本區大一特大型油氣藏的形成提供了充分的資源保證。
7.2區域構造位置有利
本區處於阿克庫勒凸起的南部，該凸起是長期發育的大型古凸起，加里東中晚期形成雛形，海西早期成為大型鼻凸，海西晚期得到進一步加強，喜馬拉雅期鼻凸北部強烈下沉，阿克庫勒凸起最終定型。因此，處於該凸起南部的塔河油田區下古生界始終保持南傾格局，是其南滿加爾坳陷所生成的油氣長期持續運移的指向區，並是聚集成藏的有利地區。
7.3岩溶縫洞型儲集體發育
勘探表明本區岩溶縫洞型儲集體相當發育，這與本區所處岩溶發育位置及構造變形位置密切有關。
研究表明，岩溶地貌與儲層發育關系密切。岩溶高地以垂直滲流帶發育為特徵，僅在其邊緣具水平潛流帶，中小型溶蝕孔洞較發育，但充填作用強，因而岩溶縫洞儲集體發育程度中等—較差；岩溶谷地各岩溶垂直分帶均不甚發育，且充填作用更嚴重，因而岩溶縫洞儲集體發育較差；岩溶斜坡垂直滲流、水平潛流岩溶帶均發育，大、中、小型溶蝕孔洞發育，且保留的機遇較高，其中特別是坡度較緩的岩溶斜坡（即岩溶緩坡）及其上的岩溶殘丘，因此岩溶縫洞儲集體最為發育。從阿克庫勒凸起海西早期岩溶地貌分區圖（圖2）可見，塔河奧陶系油氣藏處於岩溶緩坡和其上的岩溶殘丘分布區，這是本區岩溶縫洞儲集體發育最重要的因素。
同時，從本區所處的構造位置看，本區主體處於北東向（形成了海西早期）與東西向（形成於海西晚期）構造的交會處，是構造裂縫最發育的地區（圖3）；同時本區3、4、6號區塊處於古阿克庫勒北東向大型鼻凸的軸部，擠壓拱張裂縫發育。由於上述兩項因素使本區主體裂縫十分發育。裂縫不僅是碳酸鹽岩儲層中重要的儲集空間和滲濾通道，裂縫還與岩溶發育程度密切有關。岩溶期前形成的裂縫為岩溶發育提供了重要通道，從而為地表水系及地下水系的發育及兩者間的溝通起了重要作用；岩溶期後形成的裂縫對於溝通半充填或未充填的溶蝕孔洞起了重要作用，從而形成裂縫－溶蝕孔洞網路系統，構成極發育的縫洞儲集體。
圖2塔里木盆地阿克庫勒凸起海西早期岩溶古地貌圖Fig.2The paleokarst relief at Hercynian period in Akekule heave in Tarim basin
1—巴楚組厚度等值線；2—巴楚組尖滅線；3—岩溶殘丘；4—岩溶高地；5—岩溶斜坡；6—岩溶窪地；7—1：完鑽井，2：部署井
圖3塔里木盆地阿克庫勒凸起塔河油田構造圖Fig.3The structural map of Akekule heave of Tahe oil field in Tarim basin
1—斷層；2—構造高；3—井位；4—構造低
由於本區處於阿克庫勒凸起上岩溶發育最有利的部位（岩溶緩坡及其上的岩溶殘丘），且處於構造裂縫發育的有利部位，因此是阿克庫勒凸起上岩溶縫洞系統最發育的地區，這是本區形成大—特大型油氣藏最重要的因素。
7.4封蓋條件良好
本區下奧陶統儲層之上普遍覆蓋了數十米下石炭統巴楚組泥質岩作為油氣藏的直接蓋層，使本區海西晚期以來形成的油氣藏具備了良好的封蓋、保存條件。
8結束語
通過上面論述，可以得出如下主要結論：
（1）塔河油田奧陶系油氣藏是一「超億噸級」大型油氣藏，並且有可能培育成特大型油氣藏。大—特大型油氣藏形成的主要地質條件是：油源豐富，區域構造位置有利，岩溶縫洞儲集體發育，封蓋、保存條件好。
（2）該油氣藏的儲層為特殊的岩溶縫洞儲集體，主要儲集類型包括裂縫－溶洞型、裂縫－孔洞型、孔洞－裂縫型及裂縫型，以前兩者最為重要。
（3）該油氣藏的圈閉類型既不是一般意義上的地層不整合圈閉，也不是潛山或殘丘型圈閉，而是一種特殊的岩性圈閉－岩溶縫洞型圈閉。
（4）該油氣藏經歷了復雜的成藏歷史，主要在海西晚期成藏，在晚海西運動—印支運動期間受到以生物降解為主輕度破壞，後經燕山期—喜馬拉雅期高成熟油氣的充注和改造。
The Characters of oil and gas reservior in Ordovician,Tahe oil field
Jiang Huashan Ye desheng Wang shaoli Yan Wenxin
(Academy of Planning And Designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology)
Abstract:Tahe oil field is located at the southwest part of Akekule heave, it is discovered as a big oil and gas field which has more than 100 million tons of oil reserves.The oil and gas accumulation in Ordovician is its main part,it is controlled by Akekule heave according to prospecting and researching,and it is a karst-crack-typed oil and gas reservoir with highly unisotropism.It has experienced a long period,and its main accumulating time is late Hercynian period.The tectonic movements in late Hercynian period have destroyed this oil and gasreservoir,and have proced heavy oil reservoirs.The oil and gas accumulation in Ordovician has been mixed with highly matured oil and gas proced ring and after Yin-Yanshan period.
Key words:Tahe oil fieldOil and gas accumulation in OrdovicianKarst-crack reservoirAccumulating time