塔河油田奧陶系走滑斷裂帶分區(qū)差異變形特征與控儲(chǔ)模式

徐中祥，馬慶佑

中國(guó)石化西北油田分公司

0 前 言

塔里木盆地塔河油田是國(guó)內(nèi)最大的海相碳酸鹽巖油田，以?shī)W陶系碳酸鹽巖巖溶縫洞型油氣藏為主體，其上疊加了多層系的碎屑巖次生油氣藏組成大型復(fù)式油氣田，目前合計(jì)保有三級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量約15×108t 油當(dāng)量。多年的勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明［1-2］，塔河油田主要發(fā)育喀斯特縫洞型和斷控縫洞型兩大類型的油氣藏，奧陶系油氣富集程度主要受控于碳酸鹽巖儲(chǔ)集體的發(fā)育程度以及儲(chǔ)集體與油氣充注通道的連通程度，而走滑斷裂帶對(duì)規(guī)?？p洞型儲(chǔ)層的發(fā)育以及油氣通源性均具有重要控制作用。因此，開(kāi)展走滑斷裂研究對(duì)認(rèn)識(shí)塔河油田兩大類縫洞型油氣藏的形成與富集均具有重要意義。

塔河油田構(gòu)造位置處于塔北沙雅隆起，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，走滑斷裂極其發(fā)育。前人對(duì)塔河油田及鄰區(qū)的走滑斷裂構(gòu)造特征、形成演化過(guò)程及控儲(chǔ)控藏作用開(kāi)展過(guò)研究，認(rèn)識(shí)到塔河地區(qū)走滑斷裂在加里東中期—喜馬拉雅期多期活動(dòng)［3-4］，走滑斷裂對(duì)巖溶儲(chǔ)層發(fā)育及油氣富集具有重要控制作用［5-9］，提出了塔河油田具有“層控”與“斷控”兩種油藏類型［2］，這些認(rèn)識(shí)對(duì)塔河油田長(zhǎng)期的勘探開(kāi)發(fā)部署具有重要指導(dǎo)作用。但是，塔河油田受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造，導(dǎo)致不同區(qū)塊在地層結(jié)構(gòu)、巖溶改造期次、斷裂變形特征及活動(dòng)強(qiáng)度等方面存在明顯的差異性，前人對(duì)塔河油田內(nèi)部斷裂體系的分區(qū)差異變形特征研究總體比較少，同時(shí)對(duì)不同斷裂體系的控儲(chǔ)模式缺乏差異對(duì)比研究。

近些年，塔河油田的勘探由主體區(qū)向外圍的于奇中西部、東南斜坡區(qū)等地區(qū)（以下簡(jiǎn)稱外圍區(qū)）不斷拓展，勘探成效不夠顯著，外圍區(qū)面臨著諸多難題亟待攻關(guān)。目前，對(duì)整個(gè)塔河油田的斷裂體系缺乏系統(tǒng)解析與分區(qū)對(duì)比研究，對(duì)外圍區(qū)走滑斷裂帶的變形特征與演化過(guò)程認(rèn)識(shí)不清，對(duì)不同斷裂體系控制規(guī)模儲(chǔ)集體發(fā)育的機(jī)理尚不明確，這些是制約塔河油田外圍區(qū)勘探突破的關(guān)鍵問(wèn)題。因此，本文基于對(duì)塔河油田大量三維資料的地震地質(zhì)解釋，結(jié)合鉆測(cè)錄井、試油等資料的綜合分析，詳細(xì)剖析了奧陶系走滑斷裂帶的分區(qū)差異變形特征與形成演化過(guò)程，建立了3類走滑斷裂帶的發(fā)育模式，重點(diǎn)探討了斷裂體系對(duì)塔河外圍區(qū)中—下奧陶統(tǒng)規(guī)模儲(chǔ)層發(fā)育的控制作用，旨在為塔河油田向外圍區(qū)的持續(xù)勘探拓展提供基礎(chǔ)依據(jù)和借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

塔河油田構(gòu)造位置處于塔里木盆地北部的沙雅隆起，主體位于阿克庫(kù)勒凸起與草湖凹陷兩個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元［10］，北靠雅克拉斷凸，南鄰順托果勒低隆及滿加爾坳陷，西為哈拉哈塘凹陷（圖1a）。研究區(qū)經(jīng)歷了加里東期、海西期、印支期、燕山期以及喜馬拉雅期等5期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，自下而上發(fā)育9個(gè)區(qū)域性不整合界面（圖1b）。受多期區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)換和古隆起遷移的影響，塔河油田所在的阿克庫(kù)勒凸起，大致經(jīng)歷了加里東早期形成穩(wěn)定克拉通建造、加里東中期形成鼻狀低凸起雛形、加里東晚期—海西早期形成NE—SW向大型箱狀背斜、海西晚期形成雅克拉斷凸披覆背斜、印支期—燕山期形成庫(kù)車周緣前陸盆地的前淵隆起、喜馬拉雅期成為深埋古凸起等演化階段。

圖1 塔河油田地質(zhì)概況Fig.1 Geological overview of Tahe Oilfield

塔河油田下古生界奧陶系自下而上發(fā)育蓬萊壩組（O1p）、鷹山組（O1-2y）、一間房組（O2yj）、恰爾巴克組（O3q）、良里塔格組（O3l）與桑塔木組（O3s）。受加里東中期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，大部分地區(qū)中—下奧陶統(tǒng)與上奧陶統(tǒng)頂部均遭受了不同程度的剝蝕，整體上T70界面之下的地層剝蝕程度是于奇中西部＞托普臺(tái)—主體區(qū)＞東南斜坡區(qū)。同時(shí)，受加里東晚期—燕山期多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，T70界面之上不同程度地缺失上古生界—中新生界，導(dǎo)致目前塔河油田不同地區(qū)中—下奧陶統(tǒng)頂面（T74界面）上下地層序列差異較大（圖1c）：塔河主體區(qū)主要為石炭系巴楚組（C1b）或泥盆系東河塘組（D3d）與鷹山組上段組成的角度不整合接觸關(guān)系；于奇中西部地區(qū)主要為巴楚組或三疊系與鷹山組下段組成的角度不整合接觸關(guān)系；東南斜坡區(qū)主要為恰爾巴克組與一間房組組成的整合或平行不整合接觸關(guān)系。

2 走滑斷裂分區(qū)差異變形特征

塔河油田奧陶系的斷裂性質(zhì)主要有逆沖和走滑兩大類（圖2），其中輪臺(tái)大型逆沖斷裂帶構(gòu)成了塔河油田現(xiàn)今的北部邊界，內(nèi)部還發(fā)育阿克庫(kù)勒、阿克庫(kù)木等次級(jí)逆沖斷裂帶，這些逆沖斷裂帶前人研究較多［11-12］，本文不再贅述。塔河油田走滑斷裂極其發(fā)育，不同地區(qū)的斷裂變形具有獨(dú)特性，整體可以劃分為三大變形區(qū)域（圖2）。

2.1 托普臺(tái)—主體區(qū)X 型對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)變形特征

托普臺(tái)—主體區(qū)奧陶系主要發(fā)育NNE、NNW 走向的走滑斷裂（圖2），平面上延伸長(zhǎng)度在40~70 km之間，兩組斷裂呈X型對(duì)稱共軛交切，主干斷裂與次級(jí)斷裂伴生、密集成網(wǎng)，符合共軛斷裂體系發(fā)育規(guī)律。平面上兩組走滑斷裂發(fā)育密度近似，NNE 走向斷裂密度（0.32 條/km）略大于NNW 走向斷裂密度（0.25 條/km）。中—下奧陶統(tǒng)頂面斷裂表現(xiàn)出明顯的分段特征（圖3a），平面上呈左旋右階展布，可分出壓隆段、平移段和拉分段構(gòu)造樣式。中新生界發(fā)育多組右旋左階組合排列的雁列式正斷裂，平面上雁列方向與深層奧陶系走滑斷裂走向一致。

圖3 塔河油田奧陶系分區(qū)斷裂系統(tǒng)變形特征解析圖Fig.3 Analysis of deformation characteristics of Ordovician zoning fault system in Tahe Oilfield

縱向上寒武系主干斷裂呈“1”字形直立狀（圖3a），向下陡直斷穿基底界面），而次級(jí)斷裂往往向下界面）之上；奧陶系主干斷裂呈花狀構(gòu)造樣斷穿寒武系頂面界面），消失在中寒武統(tǒng)頂面式［13-14］，壓隆段呈正花狀特征，拉分段呈負(fù)花狀特征；志留系—泥盆系整體缺失嚴(yán)重，斷裂形跡不易識(shí)別；石炭系—二疊系發(fā)育少量由深部奧陶系延伸上來(lái)的“1”字形直立狀斷裂；中新生界則發(fā)育階梯式正斷裂形成的小地塹構(gòu)造樣式，與下伏奧陶系主干走滑斷裂帶局部相接。

2.2 于奇中西部非對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)變形特征

于奇中西部地區(qū)奧陶系主要發(fā)育NE、SN 走向的走滑斷裂（圖2），平面上兩組斷裂非對(duì)稱共軛，局部相互切割。其中，NE 走向斷裂平面上呈帶狀展布，延伸長(zhǎng)度大（18~30 km），連續(xù)性較好，為該區(qū)的主干走滑斷裂；SN走向斷裂平面上呈斷續(xù)狀展布，延伸長(zhǎng)度短（4~16 km），連續(xù)性差，為該區(qū)的次一級(jí)走滑斷裂。整體上，NE向斷裂帶規(guī)模（長(zhǎng)度與破碎寬度）大于SN 向斷裂，但SN 走向斷裂發(fā)育密度（0.16 條/km）大于NE 走向斷裂密度（0.11 條/km）。中—下奧陶統(tǒng)頂面斷裂表現(xiàn)出明顯的分段特征（圖3b），平面上呈左旋右階展布，可分出壓隆段、平移段和拉分段構(gòu)造樣式。中新生界發(fā)育多組右旋左階組合排列的雁列式正斷裂［15］，平面上雁列方向主要與深層奧陶系NE 向走滑斷裂走向一致，少量沿深層奧陶系SN向斷裂零星發(fā)育。

縱向上深層寒武系斷裂呈“1”字形（圖3b），表現(xiàn)出高陡、直立、單根的特征，NE向主干斷裂大部分向下陡直斷穿基底（T90界面），縱向分層疊接強(qiáng)，而SN 向次級(jí)斷裂往往向下斷穿中寒武統(tǒng)頂面（T81界面），具有一定的縱向分層疊接；奧陶系主干斷裂呈花狀構(gòu)造樣式，壓隆段呈正花狀、拉分段呈負(fù)花狀特征；志留系—二疊系整體缺失嚴(yán)重，斷裂形跡不易識(shí)別；中新生界則發(fā)育階梯式或成對(duì)的正斷裂，形成小地塹構(gòu)造樣式，但整體多為“懸空”特征，與下伏奧陶系走滑斷裂并不相接。

2.3 東南斜坡區(qū)多走向復(fù)合斷裂系統(tǒng)變形特征

東南斜坡區(qū)奧陶系位于兩大走滑斷裂體系疊加改造區(qū)，共發(fā)育NNE、NEE、SN、NNW 走向的4 組斷裂（圖2）。其中，NNE 與NNW 向走滑斷裂為同一體系，兩組斷裂交切成網(wǎng)，平面上呈斷續(xù)展布特征；NEE 與SN 向走滑斷裂為同一體系，切割NNE 與NNW 向走滑斷裂體系。東南斜坡區(qū)奧陶系兩大走滑斷裂體系共同組成了多走向復(fù)合斷裂系統(tǒng)。其中，NNE、NEE 兩組走向斷裂帶規(guī)模（長(zhǎng)度與破碎寬度）大，為該區(qū)主干走滑斷裂，平面上呈似馬尾狀、左階展布特征，具有明顯的分段性（圖3c）；NNW、SN 兩組走向斷裂帶規(guī)模小，為該區(qū)的次級(jí)走滑斷裂，平面上呈斷續(xù)展布特征。中新生界沿奧陶系走滑斷裂上方?jīng)]有明顯派生雁列式正斷層。

縱向上該區(qū)結(jié)構(gòu)單一，分層變形特征不明顯（圖3c）。斷裂主要呈“1”字形高陡、直立、單根的特征，大部分?jǐn)嗔严蛳戮磾啻┗祝═90界面），而是切穿中寒武統(tǒng)頂面（T81界面），具有一定的縱向分層疊接。奧陶系斷裂花狀構(gòu)造樣式不典型，大部分呈“1”字形或“半花狀”樣式。受上覆石炭系鹽巖層的封擋，奧陶系主斷裂向上覆中新生界未派生雁列式正斷層。

3 走滑斷裂分區(qū)差異演化力學(xué)機(jī)制

受多期次區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)換與古隆起遷移演化的影響［16］，塔河油田三大分區(qū)走滑斷裂系統(tǒng)，具有獨(dú)特的形成演化過(guò)程及成因機(jī)制。

3.1 托普臺(tái)—主體區(qū)X 型對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)形成機(jī)制

加里東中期Ⅰ幕運(yùn)動(dòng)時(shí)期，塔河托普臺(tái)—主體區(qū)在近SN向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下（根據(jù)X共軛剪裂面的銳角平分線方向確定最大主應(yīng)力方向?yàn)镹3°E，步驟略），NNE、NNW 走向的兩組走滑斷裂同時(shí)初始形成（圖4a1），規(guī)模級(jí)別相近，沒(méi)有主、次級(jí)之分。加里東晚期—海西早期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在近NEE—SWW向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下，NNE、NNW 走向的兩組先存走滑斷裂繼承性活動(dòng)（圖4a2），但受阿克庫(kù)勒凸起隆升影響，志留系—泥盆系剝蝕嚴(yán)重，加里東晚期—海西早期的斷裂形跡比較難識(shí)別。海西晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在近NNE—SSW 向區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)下，NNE、NNW 走向的兩組先存走滑斷裂繼承性活動(dòng)，少量向上延伸至二疊系（圖4a3）。印支期—喜馬拉雅期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在長(zhǎng)期的近NE 向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下（根據(jù)雁列式正斷裂排列方向確定最大主應(yīng)力方向?yàn)镹44°E—N52°E 之間，步驟略），早期形成的NNE 走向斷裂繼承性活動(dòng)，斷裂帶規(guī)模進(jìn)一步增大，同時(shí)受T74界面上下地層塑性差異的影響，中新生界形成多組右旋左階組合排列的雁列式正斷裂（圖4a4），雁列方向與深層中—下奧陶統(tǒng)NNE 向的走滑斷裂走向一致；而早期NNW 走向斷裂此時(shí)與區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)方向不一致，整體活動(dòng)較弱。整體上，呈現(xiàn)出現(xiàn)今兩組X 型對(duì)稱共軛走滑斷裂規(guī)模的差異，NNE 走向斷裂晚期持續(xù)活動(dòng)更強(qiáng)。

圖4 塔河油田奧陶系分區(qū)斷裂系統(tǒng)形成演化模式圖Fig.4 Formation and evolution model of Ordovician zoning fault system in Tahe Oilfield

3.2 于奇中西部非對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)形成機(jī)制

加里東中期Ⅰ幕運(yùn)動(dòng)時(shí)期，于奇中西部地區(qū)受由SN 向的區(qū)域擠壓應(yīng)力較弱，此時(shí)斷裂尚未形成（圖4b1）。加里東晚期—海西早期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在古天山洋東段消減閉合擠壓作用下，形成近NEE—SWW 向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)，NE 走向的走滑斷裂初始形成，左旋走滑活動(dòng)（圖4b2）。海西晚期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在近NNE—SSW 向區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)下，NE 走向的先存走滑斷裂繼承性活動(dòng)；此時(shí)SN走向的走滑斷裂初始形成，右旋走滑活動(dòng)，受NE 向先存斷裂帶限制，SN向走滑斷裂帶斷續(xù)展布（圖4b3）。印支期—喜馬拉雅期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在長(zhǎng)期近NE 向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下，早期形成的NE 走向斷裂繼承性活動(dòng)，斷裂帶規(guī)模進(jìn)一步增大。中新生界形成多組右旋左階組合排列的雁列式正斷裂（圖4b4），雁列方向與深層中—下奧陶統(tǒng)NE 向走滑斷裂走向一致，SN 向雁列式斷裂零星發(fā)育，表明NE向斷裂晚期活動(dòng)更強(qiáng)。

3.3 東南斜坡區(qū)多走向復(fù)合斷裂系統(tǒng)形成機(jī)制

東南斜坡區(qū)處于碳酸鹽臺(tái)地與斜坡的結(jié)合部位，區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)比較復(fù)雜，發(fā)育多走向的復(fù)合斷裂系統(tǒng)。加里東中期Ⅰ幕運(yùn)動(dòng)時(shí)期，東南斜坡區(qū)在SN 向區(qū)域擠壓應(yīng)力場(chǎng)下，初始形成了NNE 與NNW 向走滑斷裂體系（圖4c1），其中NNE 向主干斷裂活動(dòng)強(qiáng)度更大。加里東晚期—海西早期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在近NEE—SWW 向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下，早期先存的NNE 走向斷裂繼承性活動(dòng)（圖4c2）。海西晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在近NNE—SSW 向區(qū)域應(yīng)力場(chǎng)下，初始形成NEE 與SN 走向的走滑斷裂；受NNE 向先存斷裂帶限制，NEE與SN走向的斷裂帶斷續(xù)展布（圖4c3）。印支期—喜馬拉雅期運(yùn)動(dòng)時(shí)期，在長(zhǎng)期近NE 向區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)下，早期形成的NNE、NEE走向斷裂繼承性活動(dòng)，斷裂帶規(guī)模進(jìn)一步增大；受石炭系鹽巖層的影響，NNE、NEE及SN走向的走滑斷裂晚期活動(dòng)的張扭應(yīng)變量向上被塑性層吸收，上覆地層中雁列正斷層欠發(fā)育（圖4c4）。整體上，現(xiàn)今NNE、NEE向兩組斷裂比SN向斷裂晚期活動(dòng)性更強(qiáng)。

4 斷裂分區(qū)差異控儲(chǔ)模式

塔河油田長(zhǎng)期的勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，多期表生巖溶作用與斷裂破裂改造是控制規(guī)?？p洞型儲(chǔ)層發(fā)育的最主要因素。走滑斷裂破碎帶是巖溶作用的優(yōu)勢(shì)通道，在碳酸鹽巖內(nèi)部形成了可代謝的淡水溶蝕系統(tǒng)，大大改善了碳酸鹽巖溶蝕作用的條件。塔河油田巖溶發(fā)育條件研究表明［1-3］，從東南斜坡區(qū)→托普臺(tái)—塔河主體區(qū)→于奇中西部地區(qū)，巖溶作用持續(xù)時(shí)間呈逐漸增加的趨勢(shì)，同時(shí)這些地區(qū)的斷裂變形及演化也具有明顯的分區(qū)特征，據(jù)此建立了走滑斷裂帶的分區(qū)差異控儲(chǔ)模式。

4.1 塔河主體區(qū)表層巖溶+同期斷裂耦合型

塔河主體區(qū)受加里東中期與海西早期兩期巖溶作用的疊加改造，發(fā)育準(zhǔn)層狀分布的巖溶縫洞型儲(chǔ)集體系統(tǒng)［17］，構(gòu)成多個(gè)規(guī)模不等、幾何形態(tài)各異、疊合連片的縫洞單元，具有“垂向疊置、準(zhǔn)層狀分布”的巖溶縫洞特征（圖5）。這類儲(chǔ)集體發(fā)育于古風(fēng)化殼表層，滲濾巖溶作用深度達(dá)100~350 m，由不同幅度、不同規(guī)模的巖溶殘丘、溶峰、峰叢壟脊等正向地貌單元構(gòu)成。如位于大型風(fēng)化殼巖溶區(qū)的沙48 井區(qū)縫洞單元，巖溶縫洞體規(guī)模較大，開(kāi)發(fā)過(guò)程中表現(xiàn)為天然能量充足，單井產(chǎn)能較高的特征。這類儲(chǔ)集體的形成和分布均與中—上奧陶統(tǒng)頂不整合面有關(guān)，尤其是與風(fēng)化殼巖溶區(qū)的古地貌、古水系關(guān)系密切［2］。

塔河主體區(qū)加里東中期與表層巖溶同期發(fā)育的NNE、NNW 走向的兩組走滑斷裂，呈X 型共軛對(duì)稱、密集發(fā)育，組成的斷縫系統(tǒng)不斷地繼承性破碎，反復(fù)地溶蝕擴(kuò)大，最終發(fā)育成規(guī)模較大的表層巖溶與同期斷裂耦合型優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體（圖5），成為塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油氣的主產(chǎn)區(qū)。塔河主體區(qū)界面之下發(fā)育的大面積連片分布的巖溶縫洞型儲(chǔ)集體，與同期走滑斷裂帶疊加耦合作用，通常沿主干走滑斷裂帶形成更優(yōu)質(zhì)的縫洞儲(chǔ)集體。塔河主體區(qū)NNE 走向的主干斷裂帶長(zhǎng)期與區(qū)域NE 向最大主應(yīng)力方向一致，晚期持續(xù)活動(dòng)性強(qiáng)，是目前表層巖溶與同期斷裂耦合型儲(chǔ)集體最發(fā)育的部位。

圖5 塔河主體區(qū)表層巖溶+同期斷裂耦合型控儲(chǔ)模式（剖面位置見(jiàn)圖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?jī)?nèi)幕巖溶+晚期斷裂改造型

于奇中西部地區(qū)受加里東中期—海西晚期多期巖溶疊加改造，地表巖溶作用持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，改造作用非常強(qiáng)烈，導(dǎo)致奧陶系一間房組及鷹山組上段整體缺失界面表層的巖溶儲(chǔ)集體也大部分被剝蝕殆盡，只剩下深部?jī)?nèi)幕巖溶儲(chǔ)集體。于奇中西部地區(qū)大量實(shí)鉆井資料表明，殘留的鷹山組中—下段碳酸鹽巖地層主要發(fā)育洞穴型和裂縫-孔洞型兩類儲(chǔ)層，但洞穴型儲(chǔ)層被砂泥巖及灰?guī)r角礫嚴(yán)重充填，儲(chǔ)集性能大部分遭受破壞，現(xiàn)今保留下來(lái)的有效儲(chǔ)集體主要為T74界面表層之下的深部?jī)?nèi)幕溶蝕孔洞及沿晚期斷裂帶附近發(fā)育的裂縫帶（圖6）。

圖6 于奇中西部?jī)?nèi)幕巖溶+晚期斷裂改造型控儲(chǔ)模式（剖面位置見(jiàn)圖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)

于奇中西部地區(qū)表層洞穴型儲(chǔ)層雖然充填嚴(yán)重，但主要充填時(shí)期在加里東晚期—海西早期，而于奇中西部地區(qū)NE走向主干斷裂帶與SN向次級(jí)斷裂帶均在海西晚期及之后持續(xù)繼承性活動(dòng)，其中NE走向主干斷裂晚期活動(dòng)性更強(qiáng)。這些走滑斷裂帶的晚期活動(dòng)，一方面可以改造內(nèi)幕的巖溶洞穴型儲(chǔ)層，另一方面可以派生大量裂縫，從而形成內(nèi)幕巖溶疊加晚期斷裂改造型儲(chǔ)層（圖6）。

圖7 塔河地區(qū)部分鉆井FMI與巖心識(shí)別裂縫圖版Fig.7 FMI and core fracture identification chart of some wells in Tahe Oilfield

4.3 東南斜坡區(qū)斷控縫洞型

圖8 塔河油田東南斜坡區(qū)一間房組斷控縫洞型控儲(chǔ)模式（剖面位置見(jiàn)圖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）

從阿探34 井、阿探35 井、阿探37 井、阿探39井等8 口井的成像測(cè)井解釋來(lái)看，東南斜坡區(qū)主要發(fā)育近NE 走向的高角度裂縫，傾角普遍大于70°，裂縫的傾角、走向與斷裂帶較一致，巖心上可見(jiàn)高角度直立縫或斜交縫發(fā)育，部分被方解石半充填（圖7b4，7b5）。其中阿探37 井6 022~6 154 m 井段成像測(cè)井解釋裂縫97 條，發(fā)育密度達(dá)0.73 條/m。根據(jù)8 口井的裂縫密度統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看，隨著距斷裂帶距離的增大，裂縫發(fā)育密度逐漸減小，表明該地區(qū)裂縫發(fā)育主要受走滑斷裂控制。東南斜坡區(qū)發(fā)育的NNE、NEE 走向斷裂帶規(guī)模大，為該區(qū)主干斷裂，因此控制著現(xiàn)今有效裂縫走向主要沿近NE 向分布。近期針對(duì)NNE 向主干斷裂帶鉆探的哈達(dá)1井在一間房組鉆遇放空和漏失（圖8），進(jìn)一步說(shuō)明該區(qū)塊巖溶作用欠發(fā)育，走滑斷裂帶活動(dòng)強(qiáng)度控制著規(guī)模裂縫-孔洞型或裂縫型儲(chǔ)集體的發(fā)育。

5 結(jié) 論

（1）受控于區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)換及塔北古隆起演化，塔河油田走滑斷裂可以分為三大斷裂系統(tǒng)，具有差異變形與演化特征。托普臺(tái)—主體區(qū)X型對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)：NNE、NNW 兩組走向的斷裂呈X型對(duì)稱共軛切割，密集成網(wǎng)；于加里東中期同時(shí)形成，印支期—喜馬拉雅期NNE 走向斷裂持續(xù)活動(dòng)。于奇中西部非對(duì)稱共軛斷裂系統(tǒng)：NE、SN 兩組走向的斷裂非對(duì)稱共軛，呈帶狀和斷續(xù)狀展布，局部相互切割；先后于加里東晚期—海西早期和海西晚期初始形成，印支期—喜馬拉雅期兩者均持續(xù)活動(dòng)，NE 走向斷裂晚期活動(dòng)更強(qiáng)。東南斜坡區(qū)多走向復(fù)合斷裂系統(tǒng)：NNE、NEE、SN、NNW 走向的4 組斷裂均呈斷續(xù)展布，NNE 與NEE 走向的兩組斷裂限制SN 走向的斷裂延伸；受石炭系鹽層影響，淺層雁列式斷裂不發(fā)育。

（2）塔河油田各地區(qū)經(jīng)歷的表生巖溶作用持續(xù)時(shí)間及強(qiáng)度存在差異，同時(shí)各地區(qū)斷裂變形及演化也具有分區(qū)特征，據(jù)此建立了奧陶系與走滑斷裂相關(guān)的3類控儲(chǔ)模式：塔河主體區(qū)表層巖溶+同期斷裂耦合型、于奇中西部?jī)?nèi)幕巖溶+晚期斷裂改造型、東南斜坡區(qū)斷控縫洞型。這一成果為塔河油田向外圍區(qū)尋找規(guī)模儲(chǔ)集體提供了依據(jù)。