0 引言
塔河油田是中国最早发现的海相碳酸盐岩缝洞型油气田[13]，奥陶系油藏埋深较大（普遍超过5 000 m），在平面上呈现轻质油、中质油和重质油差异聚集的特征[14]（见图1 ）。虽然已有研究提出塔河油田奥陶系经历了多期油气充注、多期运移、多期成藏及多期次改造的观点[15⇓⇓-18]，但受传统地质测试分析手段的限制，对塔河油田深层油气差异富集的成因机制还存在争议。有学者认为晚期轻质油和早期重质油混合是多相态油气藏的成因[19]，部分学者认为不同的地貌单元导致储层结构不同是主要原因[20-21]，还有观点认为走滑断裂的演化导致油气差异富集[22]。由于塔河油田经历了长期的勘探开发，出现产能递减快、井网密度高等难题[13,23⇓⇓ -26]，亟需拓展增储上产的新领域。而前期的成藏研究多依赖单因素静态分析[13-14,16⇓ -18]，对深层油气动态调整改造的机制还认识不清，制约了塔河油田深层—超深层油气资源的评价和勘探部署。本文基于塔河油田下古生界地震解释和动态生产数据的约束，采用成藏动力学模拟手段恢复了下古生界含油气系统关键要素的演化过程，进而建立深层—超深层油气差异富集模式，以期为该区深层—超深层资源评价和有利目标的优选提供依据。
1 区域地质概况
塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起中南端（见图1a ），西邻哈拉哈塘凹陷，东靠草湖凹陷，南接满加尔凹陷和顺托果勒隆起，北与轮台断裂及库车坳陷相接，总面积约为7 000 km2[13]。根据油气产量及地层缺失情况将塔河油田划分为主体区、盐下、托甫台、艾丁、于奇西、于奇东等构造分区（见图1b ）。塔河油田从前震旦系变质基底形成后，经历了加里东、海西、印支、喜马拉雅等构造运动，形成古生界鼻状凸起并呈现西南倾斜、北东向收敛的构造格局，致使研究区北部上奥陶统—二叠系普遍缺失，形成区域不整合面[19]。受控于区域构造应力场转换及塔北古隆起演化，塔河油田中上奥陶统广泛发育北东—北西向挤压纯剪X型共轭走滑断裂体系，空间上断裂以近似直立产状为主，部分向上断至志留系—泥盆系，晚期断裂与早期断裂连通组成花状断裂构造样式，对塔河油田深层油气运聚具有明显的控制作用[27⇓-29]。
塔河油田下古生界发育一套下生上储上盖的海相含油气系统[19]。目前证实的主要烃源岩为下寒武统玉尔吐斯组深水陆棚相泥页岩（见图1c ），有机质类型以Ⅱ1型为主，有机质丰度为6%~10%[30-31]。海相含油气系统纵向上发育多套储层，分别为寒武系肖尔布拉克组、沙依里克组和丘里塔格组白云岩储层，奥陶系蓬莱坝组白云岩储层、鹰山组和一间房组灰岩储层[13-14,32]，受到多期构造活动和岩溶作用改造发育大型岩溶缝洞型储层[15]，上覆的上奥陶统桑塔木组泥质灰岩和志留系—石炭系泥岩构成了区域盖层，而中下寒武统的阿瓦塔格组和吾松格尔组夹有薄层膏岩[19]，构成了下古生界含油气系统内部的封隔层。目前，奥陶系一间房组和鹰山组是塔河油田主要的勘探开发层位，探明原油储量约13.5×108 t，累计开采约1×108 t，深层仍具有较大的剩余资源潜力[13]。
2 含油气系统模型建立
2.1 烃源岩沉积和热演化基础参数设定
2.1.1 埋藏史恢复
2.1.2 古地温恢复
2.2 生烃动力学参数及深层生排烃模型建立
选择准确的动力学模型是有效恢复含油气系统生烃史和运聚史的关键。基于岩心和野外剖面样品测试，塔里木盆地北部下寒武统烃源岩平均有机碳含量约为10%，氢指数约为550 mg/g，为典型Ⅱ1型干酪根特征，有机质丰度高，生烃潜力好[29-30]。本文选择与下寒武统烃源岩动力学参数较为相似的Tissot in Waples（1990）TⅡ- Crack生烃动力学模型作为生排烃史恢复的依据，该模型经过众多专家的验证认为符合Ⅱ型干酪根在地质条件下的生烃过程，在国内外具有广泛的应用实例[36⇓-38]。油气运移的算法是成藏历史恢复的关键，目前使用的主要有流线模拟技术，侵入逾渗模拟技术和达西流模拟技术[39⇓-41]。本文采用融合达西流和侵入逾渗算法的混合流技术来表征深层油气的运聚历史，探索在缝洞型输导介质中流体运聚的新思路。
2.3 古构造恢复
古构造恢复有助于重建烃源岩的埋藏史，约束油气运移的路径，从而识别不同地质时期的成藏模式。以塔河油田现今三维地震构造解释为基础，采用回剥法恢复中奥陶统一间房组关键构造面在加里东期、海西期、印支期和喜马拉雅期的古构造形态（见图4 ），所得结论与前人基本一致[1,15,41]。塔河油田在加里东晚期古地貌整体较为平缓（见图4a ），埋深400~1 500 m，其中于奇地区构造幅度相对较高。受海西运动影响，古地貌整体形成北东—西南向倾伏、具鞍部形态的大型鼻状构造雏形（见图4b ）。印支期继承海西晚期古地貌格局（见图4c ），喜马拉雅期地貌特征仍具有明显继承性，但受喜马拉雅期快速沉降影响，埋深为4 200~7 500 m，整体表现为南东低、北西高、北东向收敛的鼻状凸起（见图4d ）。
3 烃源岩差异演化和生烃潜力
塔河油田下寒武统烃源岩经历了加里东期快速埋藏并进入成熟阶段，海西期和印支期发生阶段性抬升，喜马拉雅期快速深埋导致部分地区进入高成熟阶段。根据热演化方式及成熟度差异，塔河油田下寒武统发育3种不同热演化模式，分别为持续埋藏、接力埋藏和长期浅埋藏。其中持续埋藏模式具有从加里东期至喜马拉雅期连续升温特征，镜质体反射率（Ro）值为0.7%~2.1%，整体处于高成熟—过成熟阶段，主要发育在托甫台、盐下和于奇东地区（S114井、TP37井、YQ12井）。接力埋藏热演化模式呈阶段性升温特征，Ro值为0.6%~1.5%，整体处于成熟—高成熟阶段（AD4井、TS5井）。长期浅埋藏模式呈现早期快速升温、晚期升温停滞的特征，Ro值为0.5%~1.3%，整体处于成熟—中高成熟阶段（YQ2井）。
研究恢复了塔河油田不同构造带典型井下寒武统烃源岩的生排烃历史（见图6 ）。模型显示塔河油田底部烃源岩经历了明显的早期生油、晚期生气的“双峰”演化历史，生油高峰的生烃量为175~400 mg/g，生气高峰的生烃量为160~210 mg/g。托甫台地区（TP37井）、盐下地区（S114井）、于奇东地区（YQ12井）由于热演化程度高，加里东期生油潜力呈现较窄的单峰特征，反映出生油期较短、生气时间长的特征。艾丁区（AD4井）和主体区（TS5井）生油潜力较大，生气潜力较低，受间歇性构造抬升影响，生油潜力呈阶梯状缓慢降低，生气潜力逐渐升高。相比较而言，于奇西地区（YQ2井）长期处于生油阶段。生排烃史模拟表明，塔河油田下寒武统烃源岩从早奥陶世（距今时间453 Ma）开始排烃，而艾丁和于奇西地区排烃略有滞后。统计塔河油田不同构造带奥陶系原油密度与下寒武统烃源岩成熟度之间的关系（见图7 ），良好的相关性表明下寒武统烃源岩的成熟度差异是塔河油田油气相态呈现有序分布的主要原因。
4 深层含油气系统运聚特征
4.1 垂向运聚特征
通过对成藏关键期的动态模拟重建塔河油田奥陶系油气充注、运移和调整改造的历史（见图8 ）。模拟结果显示，加里东期是奥陶系油藏形成的初始阶段，构造形态整体平缓，在南北向挤压应力作用下，深层油气主要沿早期发育的走滑断裂垂向进入寒武系和奥陶系储层，并在缝洞圈闭中聚集成藏（见图8a ）。该期烃类相态为液态，原油密度为0.89 g/cm3，为正常原油。
海西期是奥陶系油藏形成的关键期，塔河油田受构造差异抬升影响，位于南部的烃源岩（托甫台区）快速沉降，热演化快速升高，油气充注强度大，在中下寒武统圈闭和奥陶系一间房组及鹰山组圈闭中聚集的规模明显增高（见图8b ）。北部（艾丁区、于奇西区）上覆盖层被抬升剥蚀，奥陶系部分油气沿断裂和输导层向上运移，并在泥盆系和二叠系圈闭中形成古油藏，这与现今在塔河油田上覆地层的油气发现基本一致[18]。海西期形成的奥陶系顶部不整合面是油气侧向运移的主要通道，托甫台地区奥陶系油气侧向运移趋势十分明显，位于构造高部位的艾丁区和于奇地区以垂向运移为主。该时期流体相态也存在明显差异，其中托甫台地区一间房组（O2yj）油气藏密度为0.79~0.83 g/cm3，天然气占比为8%~12%，为轻质油藏；艾丁区—于奇西区一间房组油气藏密度0.85~0.86 g/cm3，天然气占比小于1%，主要为正常油藏（见图8b ）。
印支期和喜马拉雅期奥陶系油气运聚具有明显继承性特征，差异主要体现在流体性质，塔河油田烃源岩整体进入高成熟阶段，原油密度逐渐降低，分布为0.62~0.88 g/cm3，天然气占比为0~47.3%，托甫台地区充注了轻质油和凝析油，于奇西地区以正常油为特征（见图8c ）。随着喜马拉雅期深层天然气的充注强度逐渐升高，在奥陶系形成了凝析气藏—油气藏—油藏序列分布特征（见图8d ）。整体来看，塔河油田奥陶系的油气运聚经历了多期油气充注、以油为主的相态特征，深层以走滑断裂垂向运移为主，到达上奥陶统发生侧向调整改造，其中深层缝洞具有油气优先充注、聚集成藏的条件，走滑断裂带附近是深层内幕油气富集的主要场所。
4.2 横向运聚趋势
为揭示深层油气在塔河油田奥陶系顶部的调整和分异过程，利用流体势技术恢复了一间房组顶面在加里东期、海西期、印支期和喜马拉雅期运聚的趋势（见图9 ）。可以看出，受塔河油田奥陶系古构造格局的影响，加里东期一间房组油气整体呈现从盐下、托甫台、主体区向艾丁、于奇西、于奇东等地区汇聚的特征，形成了加里东期古油藏。海西期—喜马拉雅期受构造作用影响，塔河油田主体区、于奇西、于奇东等地区古构造隆升，一间房组油气表现为从于奇东、盐下、托甫台等地区向主体区、于奇西、艾丁等地区汇聚的趋势，并在主体区和艾丁地区形成油气汇聚的低势区。但受到不同时期底部烃源岩热演化差异，一间房组油气相态存在明显分异，加里东期以液态烃充注为特征，海西期至喜马拉雅期的盐下、于奇东和托甫台等地区发育油气两相流体充注和运聚，是塔河东部油气轻质化的重要原因。受烃源岩热演化和运聚方式影响，托甫台和盐下地区早期油气易于形成原生油藏，晚期受到差异充注、侧向调整的影响，捕获高熟轻质油气，是托甫台地区奥陶系产能明显低于艾丁地区的主要原因。主体区呈现多源汇聚的特征，导致该区奥陶系油气饱和度最高（见图10a ），而托甫台和盐下地区原油以轻质油（密度范围0.76~0.78 g/cm3）为特征（见图10b ），整个于奇地区和艾丁地区油气流线较短，反映出原位充注和近距离调整改造的特征。从流体势的分布来看，奥陶系深层油气具有“早油晚气、东气西油、南运北汇”的差异富集特征，位于主体区的油气低势区具有明显的继承性特征。
5 多因素耦合控藏历史模拟
叠合盆地深层油气的富集往往是烃源岩、走滑断裂、圈闭和保存条件等因素长期耦合作用的结果[3-4]。基于塔河油田三维地震精细地质解释成果建立下古生界三维含油气系统数值模型，参数及边界条件的设置与前文保持一致，采用混合流算法恢复塔河油田下古生界含油气系统的演化历史（见图11 ）。模拟结果显示：加里东期，深层油气开始在奥陶系走滑断裂带附近汇聚成藏；海西期至喜马拉雅期，随着于奇东、盐下和托甫台地区底部烃源岩热演化增强，产生气液两相流体的充注。在塔河主体区主要为液态烃的充注，深层油气主要沿走滑断裂垂向运移，但在于奇东和盐下地区气侵作用明显增强（海西期—喜马拉雅期），且油气呈现明显的侧向调整，这可能与中寒武统在主体区发育膏盐岩（见图11 中粉色地层）产生的强封堵性有关[16⇓⇓-19]，而在于奇东区和盐下区为斜坡相泥灰岩（见图11 中灰色）[42]，导致油气易于突破盖层封堵，形成东气西油的分异格局。动态模拟的结果还显示：深层油气在X型共轭走滑断裂系统中存在明显运聚差异（见图12 ），沿北东向走滑断裂带（F1）奥陶系缝洞中易于聚集油气（见图12a 、图12b ），而北西向走滑断裂（F2）由于走向与油气运移一致，输导性更强（见图12c ），反映出塔河油田X型走滑断裂对油气差异聚集的控制作用（见图12d ），导致台内深层油气呈现明显的“断控”特征，并主要沿北东向走滑断裂带呈串珠状分布。模拟结果表明北东向走滑断裂带和深层油气运移叠加的低势区及优势运移通道区有利于油气汇聚成藏。
油气的残留量和散失量是油气运移和聚集结果的直接反映。依据模拟结果统计不同时期下古生界内部层位的油气残留量和逸散量（见图13 ），显示塔河油田深层油气从加里东期开始充注，并从深部向浅部运移，奥陶系一间房组和鹰山组及中寒武统油气残留量最大，超过1 500×106 t；位于寒武系盐下的肖尔布拉克组具有近源优势，在早期残留量较高，晚期油气受到输导体系垂向运移影响，残留量整体呈减少趋势，目前约为500×106 t；奥陶系蓬莱坝组和上寒武统残留量相对较低，约为180×106 t，这与目前塔河油田勘探开发的实际基本一致。油气逸散统计显示，奥陶系一间房组总逸散量约为2 200×106 t，占深层油气逸散量的49.2%，鹰山组总逸散量约为220× 106 t（见图13b ），油气逸散量占总量的3.7%，表明深层油气一直处于运移聚集和逸散的动态平衡中，是深层油气资源评价需要关注的问题。
6 深层油气差异富集模式
基于动态模拟的结果，分析认为下寒武统烃源岩差异热演化控制了深层油气的相态，是形成现今东气西油的主要原因。走滑断裂是深层油气运移的主要通道，沿走滑断裂分布的深层内幕缝洞具有近源充注、优先成藏的条件。油气在中上奥陶统内部受到不整合面侧向调整的影响，北东向走滑断裂更有利于油气富集。寒武系膏盐岩分布特征控制了深层油气差异富集的规模，主体区和艾丁地区的走滑断裂活动和中寒武系膏岩封堵的耦合作用控制了深层油气充注的强度，形成多期多源汇聚的历史（见图14a 、图14b ）。托甫台、盐下等地区发育早期聚油，晚期发生侧向运移，为调整改造型聚集模式（见图14c 、图14d ）；而于奇东地区中寒武统发育斜坡相泥灰岩，油气垂向充注和侧向调整强度高，导致早期油藏经历晚期天然气的充注驱替作用，是该区奥陶系及深层形成凝析气藏和干气藏的主要原因（见图14e 、图14f ）。于奇西区受底部烃源岩成熟度相对较低的影响，奥陶系发育低缓聚油型模式（见图14g 、图14h ）。
保存条件是塔河油田奥陶系油气藏形成“北重南轻”相态分布格局的重要原因。艾丁、主体区和于奇西地区上奥陶统盖层剥蚀和走滑断裂活动导致了奥陶系油气逸散，形成重质-超重质油区。托甫台、盐下和于奇东地区上奥陶统盖层发育，油气藏具有良好的保存条件，形成中质油-轻质油区。成藏动态模拟证实了“源-断-缝-膏-保”的时空配置关系控制了塔河深层油气的差异富集，形成现今“东气西油、南运北聚”的油气分异格局。模拟结果揭示：塔河油田深层在奥陶系鹰山组和蓬莱坝组具有较好的勘探开发潜力，中上寒武统具有一定的油气资源前景。平面上，于奇东和盐下低勘探区在北东向走滑断裂带与油气运移交汇区有利于富集晚期轻质油，值得进一步深入评价。
7 结论
塔河油田下寒武统烃源岩热演化模拟显示：深部烃源岩经历了多期热演化，具有持续埋藏、接力埋藏和长期浅埋藏3种热演化模式，不同构造带的生排烃历史及其强度具有明显差异，是形成深层油气相态差异的主要原因。
含油气系统运聚模拟显示：塔河油田奥陶系经历了多期油气充注，发育以油为主的相态特征。深层以走滑断裂垂向运移为主，到达上奥陶统发生侧向调整，走滑断裂和不整合面构成的复合输导体系是油气差异运聚的主要原因。受台内中寒武统膏盐岩分布影响，走滑断裂带附近缝洞具有油气优先充注、聚集成藏的条件，是深层内幕油气富集的主要场所。
多因素耦合成藏模拟揭示了“源-断-缝-膏-保”的时空配置控制了塔河深层油气的差异富集，其中主体区和艾丁区呈现多源汇聚的特征，托甫台和盐下地区侧向调整较强，于奇西地区以原位充注和低缓聚油为特征，于奇东地区油气充注强度高，发育晚期天然气驱替特征。深层油气主要沿北东向走滑断裂带呈串珠状分布，呈现明显的“断控”特征，北东向走滑断裂带和深层油气运移叠加的低势区有利于汇聚成藏。
成藏动态模拟揭示塔河油田奥陶系经历了多期充注、垂向运聚、侧向调整改造的成藏历史，深层油气一直处于运移聚集和逸散的动态平衡中，导致“早油晚气、东气西油、南运北汇”的分异规律。残留量统计显示塔河深层在奥陶系鹰山组和蓬莱组仍具有较好的勘探开发潜力，中上寒武统具有一定的油气资源前景。平面上，于奇东和盐下低勘探区在北东向走滑断裂带与油气运移交汇区有利于富集晚期轻质油。