引用本文
曹颖辉, 王珊, 张亚金, 杨敏, 闫磊, 赵一民, 张君龙, 王显东, 周肖肖, 王洪江. 塔里木盆地古城地区下古生界碳酸盐岩油气地质条件与勘探潜力[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(6): 1099-1114.
CAO Yinghui, WANG Shan, ZHANG Yajin, YANG Min, YAN Lei, ZHAO Yimin, ZHANG Junlong, WANG Xiandong, ZHOU Xiaoxiao, WANG Hongjiang. Petroleum geological conditions and exploration potential of Lower Paleozoic carbonate rocks in Gucheng Area, Tarim Basin, China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(6): 1099-1114.  
Doi: 10.11698/PED.2019.06.08
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塔里木盆地古城地区下古生界碳酸盐岩油气地质条件与勘探潜力
曹颖辉1, 王珊1, 张亚金2, 杨敏1, 闫磊1, 赵一民1, 张君龙2, 王显东2, 周肖肖3, 王洪江4
1. 中国石油勘探开发研究院,北京100083
2. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712
3. 中国石油大学（北京）,北京102249
4. 石油化工管理干部学院,北京100012

第一作者简介：曹颖辉（1972-）,女,河北辛集人,博士,中国石油勘探开发研究院石油地质研究所高级工程师,从事石油地质综合研究与领域评价。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院石油地质研究所,邮政编码：100083。E-mail: caoyh@petrochina.com.cn

收稿日期: 2019-01-15
基金项目: 中国石油重大科技专项“塔东天然气成藏理论及勘探配套技术研究”（2016E-0204）; 中国石油天然气股份有限公司十三五专项“古老碳酸盐岩油气成藏分布规律与关键技木”（2019B-04）
摘要

下古生界碳酸盐岩是塔里木盆地台盆区重要的勘探领域,累计探明油气地质储量超过22×108 t,但古城地区至今没有大规模发现,烃源条件、储集层规模及油气富集规律不清楚是制约油气勘探的关键。通过系统梳理下古生界碳酸盐岩油气地质条件,得到以下几点认识：①古城地区发育寒武系—下奥陶统斜坡-盆地相烃源岩;②奥陶系鹰山组下段云化滩储集层规模大,储盖组合好,气源断裂发育,是近期增储上产的重要领域,油气富集受储集层和气源断裂控制,中部云化滩带是勘探主攻方向;③寒武系台缘礁滩体规模大,物性好,紧邻烃源岩,有望形成整装气藏,盖层与保存条件是成藏关键,其中Ⅰ、Ⅱ期台缘礁滩体北部保存条件较好,是下步勘探主攻方向;④奥陶系鹰山组上段灰岩断溶体,储集层受断裂控制,规模较小但储盖组合条件好,是值得探索的领域;⑤奥陶系一间房组灰岩颗粒滩发育,含气性好,但暴露溶蚀时间较短,储集层非均质性强,是潜在的勘探领域。图14表2参52

关键词: 塔里木盆地; 古城地区; 下古生界; 碳酸盐岩; 石油地质条件; 勘探潜力
中图分类号:TE122.1 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)06-1099-16
Petroleum geological conditions and exploration potential of Lower Paleozoic carbonate rocks in Gucheng Area, Tarim Basin, China
CAO Yinghui1, WANG Shan1, ZHANG Yajin2, YANG Min1, YAN Lei1, ZHAO Yimin1, ZHANG Junlong2, WANG Xiandong2, ZHOU Xiaoxiao3, WANG Hongjiang4
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China;
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing 163712, China;
3. China University of Petroleum, Beijing 102249, China
4. Sinopec Management Institute, Beijing 100012, China
Abstract

Lower Paleozoic carbonate rocks are an important exploration area in the Tarim Basin, with the proven oil and gas reserves of more than 2.2×108 t, but no large-scale discovery has been made in the Gucheng area so far. The key issues restricting exploration are that the source rock, reservoir scale and law of oil and gas enrichment are unclear. By systematically examining the petroleum geological conditions of Lower Paleozoic carbonate rocks, the following findings are reached: (1) Source rocks of slope-basin facies developed in Cambrian-Lower Ordovician in the Gucheng area. (2) The dolomitized beach in the lower part of Ordovician Yingshan Formation has large-scale reservoirs, good reservoir-cap assemblage and developed gas source faults, and is an important field for increasing reserves and production in the near future; hydrocarbon enrichment is controlled by reservoir and gas source faults, and the central dolomitized beach zone is the main exploration area. (3) The Cambrian platform margin reef beach, large in scale, good in physical properties and close to source rocks, has the possibility to form monolithic gas field; the caprock and preservation conditions are the key factors for hydrocarbon enrichment; the northern part of the phases I and II platform margin reefs has better sealing conditions, and is the main direction of next exploration. (4) Limestone fault solution reservoirs in the upper part of Ordovician Yingshan Formation, controlled by faults and small in scale, but good in reservoir-cap combination, worth exploring. (5) The granular limestone beach of Ordovician Yijianfang Formation is well developed and gas-bearing, but short in exposure dissolution time, and the reservoirs are strongly heterogeneous, and are a potential exploration field.

Keyword: Tarim Basin; Gucheng Area; Lower Paleozoic; carbonate rock; petroleum geological conditions; exploration potential
0 引言

下古生界碳酸盐岩是塔里木盆地台盆区重要的勘探领域, 20世纪90年代以来, 先后发现了塔河、轮南、英买力、塔中、哈拉哈塘等一批大中型油气田, 累计探明油气地质储量超过22× 108 t[1]。古城地区下古生界处于塔西台地向塔东盆地过渡的碳酸盐台地边缘, 发育上千米厚的台缘礁滩体, 且邻近寒武系— 下奥陶统烃源岩, 成藏条件优越[2]。经过近10年的勘探, 目前完钻探井18口, 其中3口井获工业气流, 虽有发现但至今没有获得探明储量, 使得不少人对该区下古生界碳酸盐岩的勘探潜力产生质疑。本文通过系统梳理前人研究成果, 认为主要存在4方面问题, 制约着研究区油气勘探：①随着塔中、巴麦地区一批深井的钻探, 证实在在塔西南— 塘南— 塔中东部— 古城一线存在一个近东西走向的前寒武纪古隆起。在古高地貌的背景下, 古城地区是否发育下寒武统玉尔吐斯组烃源岩, 存在争议; ②古城地区位于塔中隆起斜坡部位, 构造位置低, 未经历长时间隆升剥蚀[3, 4], 暴露溶蚀程度低, 储集层成因类型、分布规模不清楚; ③古城地区烃源岩成熟早[5], 构造复杂, 经历多期成藏改造, 气水分布规律不清楚; ④寒武系— 奥陶系上千米的白云岩和灰岩地层均见油气显示, 地层跨度大, 重点勘探目的层系不明确。

前人针对古城地区下古生界碳酸盐岩的沉积演化[6, 7]、白云岩成因类型[8, 9, 10, 11]、断裂发育特征[12, 13]等做过深入研究并取得大量成果, 但有关下古生界碳酸盐岩的主力烃源岩、储集层发育特征、油气成藏富集规律及重点勘探领域的研究相对薄弱。

笔者及研究团队持续开展了古城地区下古生界碳酸盐岩油气成藏关键要素研究与有利区带评价优选工作, 在大量岩心、薄片、测井、地震及测试等资料分析基础上, 重点探讨古城地区下古生界碳酸盐岩烃源条件、储集条件、盖层条件及成藏富集条件, 并对下古生界4套储集层的勘探潜力做出评价, 以期对该区的油气勘探起到促进作用。

1 区域地质背景

古城低凸起位于塔里木盆地中央隆起中段, 塔中隆起的斜坡部位, 西南部以塔中I号断裂与塔中隆起相邻, 北部与满西低凸起相邻, 东部及东北部以寒武系— 中下奥陶统台缘坡折带与塔东隆起及满加尔凹陷毗邻, 总体表现为北西倾的下古生界大型宽缓鼻状构造（见图1a）。

图1 古城地区构造单元划分图（a）与地层综合柱状图（b）

古城地区寒武系— 奥陶系的地层发育齐全。寒武系— 上奥陶统早期地层序列与塔西台地相区一致, 上奥陶统中晚期地层序列与塔东盆地相区一致（见表1）。

表1 古城周缘寒武系— 奥陶系地层对比表

塔里木盆地寒武纪— 早奥陶世处于弱伸展的构造背景下[5], 表现为“ 东西分异、东盆西台” 的沉积格局, 在西部台地相区沉积了巨厚的碳酸盐岩, 东部盆地相区沉积了暗色泥岩。古城地区位于台盆转折部位[14, 15], 早寒武世为缓坡[15, 16, 17, 18, 19], 发育中缓坡颗粒灰岩和外缓坡泥灰岩; 中晚寒武世演变为镶边台地, 发育台地边缘礁滩相沉积[15]; 早奥陶世早期, 海平面上升, 由镶边台地演变为弱镶边台地[20], 古城地区发育蓬莱坝组半局限台地潮坪和台内滩沉积; 早奥陶世晚期— 中奥陶世, 开始转变为弱挤压环境, 随着海平面上升, 弱镶边台地演化为无镶边的碳酸盐台地[20, 21], 古城地区广泛发育台内滩沉积, 其中鹰山组下段以残余颗粒结构细中晶云岩为主, 鹰上段以砂屑灰岩为主, 一间房组以鲕粒、砂屑、生屑灰岩为主; 晚奥陶世早期, 随着海平面持续上升, 碳酸盐台地被淹没[7], 古城地区发育吐木休克组深水台地相泥灰岩沉积; 晚奥陶世晚期, 随着周边挤压作用的增强和海平面的持续上升, 古城地区由深水台地逐渐演化为过补偿混积陆棚, 发育却尔却克组泥岩、泥质粉砂岩等超补偿沉积[3, 7]（见图1b）。

2 烃源岩条件

前人对古城周缘烃源岩进行了大量研究, 认为发育中下寒武统、中下奥陶统、中上奥陶统等多套烃源岩[22]。近年来, 随着古城地区探井的增多, 更多观点倾向于中上奥陶统不发育有效烃源岩[23, 24], 特别是ZS1井获得突破, 越来越多的人认为下寒武统烃源岩为台盆区的主力烃源岩[25, 26]。本文依据野外露头及新的钻井、地震等资料, 对古城周缘的烃源岩发育情况进行重新认识。

2.1 下寒武统烃源岩

下寒武统烃源岩主要分布于西部台地相区的玉尔吐斯组及东部盆地相区的西大山— 西山布拉克组。

西部台地相区下寒武统烃源岩只有塔北隆起上的XH1井钻遇, 巴楚隆起、塔中隆起上的深井均未钻遇该套烃源岩。据XH1井钻孔资料[27], 该套烃源岩岩性为黑色泥岩, 厚度为31 m, 总有机碳含量（TOC）为1.00%~9.43%（平均值为5.40%）, 镜质体反射率（Ro）为1.38%~1.55%, 为一套高成熟优质烃源岩。东部盆地相区TD1、TD2、DT1、YD2、YL1等井下寒武统西大山— 西山布拉克组烃源岩钻揭厚度分别为39 m、33 m、43 m、57 m、61 m, 岩性为黑色含硅泥岩, TOC值为0.50%~3.26%（平均值为2.67%）, Ro值为1.73%~2.91%, 为一套高— 过成熟烃源岩。

在盆地东北部库鲁克塔格地区多个露头发现下寒武统烃源岩, 层位上主要分布于西山布拉克组上段— 西大山组, 西山布拉克组上段烃源岩岩性为硅质泥岩, 厚度为13~48 m, TOC值为0.63%~2.90%（平均值为1.66%）; 西大山组烃源岩岩性为黑色泥岩, 厚度为15~30 m, TOC值为0.58%~3.56%（平均值为2.67%）, Ro值为1.09%~1.93%（平均值为1.87%）, 与盆地相区类似, 为一套高— 过成熟优质烃源岩。

下寒武统烃源岩由于厚度较薄, 钻井控制程度低, 目前仅靠钻井和地震资料难以准确预测其分布, 最可靠的方法是借助前寒武纪古地貌进行烃源岩分布预测[28, 29]。本文利用塔里木盆地近年新拼接处理的地震格架剖面, 编制出塔东地区震旦系残余厚度图（见图2a）和下寒武统厚度图（见图2b）。从图中可以看出, 塔东地区震旦系残余厚度中心位于库南— 满加尔凹陷西部一带, 南部的ZS1C井— TZ32井— 古城地区缺失震旦系（见图2c、图2d）, 预示着寒武纪沉积前, 库南地区地势较低, TZ32井区一带地势较高。下寒武统受震旦系古地貌控制, 厚度中心也位于库南一带, 具有北厚南薄、西厚东薄的特征。

图2 塔东地区震旦系残余厚度图（a）、下寒武统厚度图（b）及地震剖面（c、d）

综合震旦系残余厚度图、下寒武统厚度图、野外露头及钻孔资料, 编制出塔东地区下寒武统烃源岩厚度图（见图3）。从图中可以看出, 塔东地区下寒武统烃源岩主要发育在ZS1C井— TZ32井— CT1井以北的地区, 厚度中心位于库南地区, 总体厚度为30~80 m, 北部烃源岩发育较好, 南部较差。推测塔东西南部的古城地区不发育下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。

图3 塔东地区下寒武统烃源岩厚度图

2.2 中寒武统烃源岩

中寒武统烃源岩主要发育于塔东台缘斜坡— 盆地相区的莫合尔山组。盆地相区TD2、TD1、DT1、YD2等井钻揭烃源岩厚度分别为35 m、31 m、33 m、60 m, 岩性为钙质泥岩, TOC值为0.51%~2.58%（平均值为1.60%）, Ro值为2.54%, 属于中等— 较好烃源岩。库鲁克塔格露头区揭示莫合尔山组烃源岩厚度为16~85 m, 岩性为钙质泥岩, TOC值为0.60%~0.86%, 属于中等烃源岩。台缘斜坡相区烃源岩目前没有井钻揭, 但据张水昌、金之钧等人的研究[30, 31], 烃源岩的形成取决于生烃母质生物的产率和有机质的保存条件。台缘斜坡环境水深、光照适中, 洋流活动频繁, 具有比盆地相区更高的生物产率和良好的有机质保存条件, 是高有机质丰度烃源岩发育的有利区。因此, 推测台缘向盆地方向的高频连续强反射为台缘斜坡相烃源岩沉积（见图4a）。在地震上追踪这套连续强反射, 编制出塔东地区中寒武统台缘斜坡相烃源岩厚度图（见图4b）。从厚度图中看出, 台缘斜坡相烃源岩厚度中心位于轮南— 古城台缘东侧的弧形条带内, 宽约100 km, 厚约150 m。这套烃源岩为古城地区发育的主力烃源岩之一, 推测丰度、成熟度指标均与下寒武统烃源岩相当, 但厚度大于下寒武统烃源岩。

图4 塔东地区地震剖面图（a）及中寒武统烃源岩厚度图（b）

2.3 中下奥陶统烃源岩

中下奥陶统烃源岩主要发育于塔东地区的黑土凹组, 为一套盆地相黑色页岩沉积。塔东地区TD1、TD2、DT1、YD2等井中该套烃源岩的钻揭厚度分别为48 m、56 m、84 m、151 m, TOC值为0.63%~2.18%（平均值为1.67%）, Ro值为1.78%~2.44%。在库鲁克塔格露头区黑土凹组烃源岩厚度为30~100 m, 岩性为黑色泥岩, TOC值为0.50%~1.64%, Ro值为1.16%~2.10%, 为一套中— 高成熟的中— 好烃源岩。

钻井标定, 黑土凹组烃源岩在地震剖面上表现为明显的“ 双轨” 连续强反射（见图5a、图5b）, 追踪“ 双轨” 连续强反射, 确定出中下奥陶统黑土凹组烃源岩在平面上的展布（见图5c）, 由图5c可以看出, 黑土凹组烃源岩主要分布于古城— 轮古东和罗西台地夹持的深水盆地相区, 厚度为50~150 m, 该套烃源岩也是古城地区一套主力烃源岩。

图5 TD1井柱状图（a）、标定地震剖面（b）及塔东地区中下奥陶统烃源岩厚度图（c）（RLLD— 深侧向电阻率; RLLM— 中侧向电阻率）

综上所述, 推测古城地区以中寒武统与中下奥陶统斜坡— 盆地相烃源岩为主力烃源岩, 下寒武统玉尔吐斯组烃源岩可能只在古城地区以北的坳陷中发育, 古城地区的烃源条件可能并没有前人认为的那么好[5, 22]。

3 储集条件

古城地区寒武系— 奥陶系经历了缓坡— 镶边台地— 弱镶边台地— 无镶边台地— 深水台地— 混积陆棚的沉积演化。受沉积环境和构造活动控制, 古城地区下古生界发育礁滩型和岩溶型2类4套碳酸盐岩储集层。本文中礁滩型储集层不仅包括台地边缘礁滩复合体还包括台内颗粒滩, 这类储集层在寒武系和奥陶系均有发育, 主要有中下奥陶统鹰山组下段云化滩储集层和中上寒武统台缘礁滩储集层; 岩溶储集层主要发育在奥陶系, 包括中下奥陶统鹰山组上段灰岩与断裂相关的岩溶储集层和中奥陶统一间房组层间岩溶储集层。

3.1 礁滩型储集层

3.1.1 奥陶系鹰山组下段云化滩储集层

奥陶系鹰山组沉积时期古城地区为宽缓的无镶边浅水碳酸盐台地（见图6）, 受海平面频繁升降的影响, 台内滩在研究区大面积发育, 中高能颗粒滩经受白云石化及后期成岩流体改造形成大面积云化颗粒滩储集层[32]。目前, 已有多口井在该套储集层中获得工业气流。

图6 古城地区奥陶系鹰山组下段地震剖面图（a）及沉积前古地貌图（b）

岩心薄片资料显示, 鹰山组下段云化滩储集层岩性主要为结晶白云岩, 以细— 中晶为主, 可分为两类：①为可见残余颗粒或颗粒幻影结构的细— 中晶白云岩（见图7a、图7b）; ②为无法识别原始结构的中— 粗晶白云岩（见图7c）。储集空间有晶间孔、晶间溶孔、溶洞及裂缝。其中晶间孔、晶间溶孔主要发育在自形— 半自形细— 中晶白云岩中, 孔隙分布相对均匀（见图7b）。溶蚀孔洞主要发育于重结晶强烈的中— 粗晶白云岩中, 白云石以半自形— 它形为主, 溶蚀孔洞分布不均匀, 具有沿裂缝发育的特征, 并常见石英、鞍形白云石等热液矿物充填于孔洞中（见图7c）。岩心实测鹰山组下段白云岩储集层孔隙度为0.2%~18.6%, 优质储集层段孔隙度主要分布在1%~3%, 平均为1.9%; 测井孔隙度为0.1%~5.6%, 优质储集层段孔隙度主要分布在2%~5%, 平均为3%, 总体为低孔-低渗的裂缝-孔隙、孔洞型储集层。

图7 古城地区下古生界碳酸盐岩储集层薄片特征
（a）GC601井, 6 076.37 m, 鹰三段, 残余颗粒结构细— 中晶白云岩, 铸体薄片, 单偏光; （b）GC601井, 6 049.52 m, 鹰三段, 颗粒幻影结构中晶白云岩, 晶间（溶）孔, 铸体薄片, 单偏光; （c）GC12井, 6 190.00 m, 鹰三段, 中晶白云岩, 溶蚀孔洞、裂缝, 洞中半充填石英, 铸体薄片, 单偏光; （d）GC601井, 6 123.38 m, 鹰三段, 中— 粗晶白云岩, 渗流粉砂充填溶蚀孔洞, 普通薄片, 单偏光; （e）GC8井, 6 733.51 m, 上寒武统, 残余颗粒结构粉晶白云岩, 溶蚀孔洞方解石充填, 普通薄片, 单偏光; （f）CT1井, 6 888.28 m, 上寒武统, 表附菌硅化岩, 普通薄片, 单偏光; （g）CT1井, 6 888.28 m, 上寒武统, 角砾白云岩, 溶洞发育, 角砾间粗晶鞍形白云石胶结, 岩心; （h）CT2井, 6 729.50 m, 上寒武统, 粒内溶孔, 铸体薄片, 单偏光; （i）GC8井, 6 734.50 m, 上寒武统, 中— 粗晶白云岩, 晶间溶孔、溶洞发育, 铸体薄片, 单偏光; （j）SN4井, 6 669.49 m, 鹰山组, 含灰质致密硅质岩, 溶蚀孔洞发育, 孔洞中见柱状石英、萤石半充填, 岩心; （k）SN4井, 6 670.48 m, 鹰山组, 颗粒状硅质岩, 溶蚀孔隙发育, 铸体薄片, 单偏光; （l）GC11井, 5 702.18 m, 一间房组, 亮晶砂屑、生屑灰岩, 普通薄片, 单偏光; （m）GC17井, 5 866.54 m, 一间房组, 亮晶鲕粒灰岩, 普通薄片, 单偏光; （n）GC11井, 5 690.60 m, 一间房组, 亮晶砂屑灰岩, 溶缝发育, 铸体薄片, 单偏光; （o）GC11井, 5 707.50 m, 一间房组, 藻粘结灰岩, 发育铸膜孔、粒内微溶孔、微裂缝等, 铸体薄片, 单偏光; （p）GC11井, 5 692.80 m, 亮晶砂屑灰岩, 粒内微溶孔发育, 铸体薄片, 单偏光

鹰山组下段优质白云岩储集层段常见残余颗粒或颗粒幻影结构, 由此推断, 储集层原始沉积相带为高能颗粒滩沉积; 晶间孔发育的细— 中晶白云石晶面平直表明白云石化温度较低, 为准同生-浅埋藏期的产物; 溶蚀孔洞中见石英等热液矿物充填表明储集层发育受到热液溶蚀作用的影响; 岩心薄片中见到渗流粉砂充填于溶洞、裂缝中（见图7d）, 表明储集层遭受过大气淡水溶蚀。综上推断鹰山组下段云化滩储集层可能为高能颗粒滩遭受短暂的暴露溶蚀, 同时受准同生— 浅埋藏渗透回流白云石化作用影响形成晶间孔发育的细— 中晶白云岩, 后期随着埋深加大, 在埋藏云化及重结晶作用下储集层逐步致密化, 后期受断裂破裂作用和热液溶蚀作用影响, 储集性能得到改善, 形成现今具有相控、层控特征的裂缝-孔洞型储集层。

在钻井的标定下, 采用古地貌、地震相等分析技术对鹰山组下段云化滩储集层分布进行预测。云化滩储集层主要发育于古地貌较高部位, 具有宽缓的丘状地震反射外形, 内部为弱连续— 杂乱反射, 两翼具有被平行连续强反射超覆的特征（见图6a）。根据上述特征, 在古城三维区识别出3个滩带、11个滩体, 总分布面积约500 km2（见图6b）。其中, 中部滩带水体能量高、云化适中, 储集层发育最好。

3.1.2 中上寒武统台缘礁滩体储集层

中上寒武统台缘礁滩体是古城地区物性最好的一套储集层, 以Ⅰ 类、Ⅱ 类储集层为特征。CT1井钻揭第3期台缘礁滩体, 测井解释Ⅰ 类裂缝-孔洞型储集层54 m/9层, 孔隙度为4.0%~11.2%; Ⅱ 类孔洞型储集层36 m/6层, 孔隙度为2.0%~3.2%。GC4井钻揭第4期台缘礁滩体, 测井解释Ⅰ 类裂缝-孔洞型储集层23.5 m/4层, 孔隙度为4.0%~9.1%; Ⅱ 类孔洞型储集层6.5 m/2层, 孔隙度为2.7%~3.7%。岩心实测台缘礁滩体储集层孔隙度主要为1.2%~5.1%（平均值为2.4%）, 渗透率为（0.06~30.24）× 10-3μ m2, （平均值为1.03× 10-3μ m2）。岩心、薄片资料分析认为, 古城地区中上寒武统台缘礁滩体储集层以颗粒白云岩（见图7e）、礁（丘）微生物白云岩（见图7f）、角砾白云岩（见图7g）及晶粒白云岩为主。储集空间可分为2种类型：①组构选择性孔隙, 包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、晶间溶孔等; ②非组构选择性孔隙, 以各类溶蚀孔洞及裂缝为主。粒间、粒内溶孔主要发育在具残余砂屑结构的粉晶白云岩中（见图7h）, 这类孔隙往往形成于成岩早期, 与不稳定矿物的选择性溶蚀有关。溶蚀孔洞在各类白云岩中均有出现, 其中角砾白云岩中溶蚀孔洞最为典型, 以砾缘溶洞为主（见图7g）, 另外在中粗晶半自形— 它形白云岩中也有发育, 孔洞形状多样, 多与裂缝及溶缝伴生（见图7i）, 溶蚀孔洞中见鞍形白云石、方解石及自生石英等多种热液矿物充填物, 表明其成因可能与多种热液侵蚀性流体有关。

地球化学分析结果显示, 颗粒白云岩、微生物白云岩碳同位素组成为-1.01‰ ~1.40‰ （平均值为-0.08‰ ）, 与同时期海相方解石的碳同位素组成（-1.5‰ ~0.5‰ ）相近; 氧同位素组成为-8.68‰ ~-5.73‰ （平均值为-7.41‰ ）, 比同时期海相方解石的氧同位素组成（-6.9‰ ~-4.8‰ ）略偏负; 同时具有低Fe-Mn（Fe含量为873~7 005 μ g/g, Mn含量为40~80 μ g/g）、高Sr-Na（Sr含量为75~187 μ g/g, Na含量为1 800~2 200 μ g/g）, Eu、Ce无明显异常的特征, δ Eu分布在0.97~1.07、δ Ce分布在0.88~1.07, 指示该类白云岩可能为准同生海源成因, 储集层形成与颗粒滩受准同生期大气淡水溶蚀, 形成组构选择性孔隙, 后期成岩作用对原有孔隙继承和改造有关。角砾云岩具有碳同位素组成（0.69‰ ~0.16‰ ）偏正, 氧同位素组成（-10.01‰ ~-7.89‰ ）偏负, δ Eu正异常（1.01~1.44）、δ Ce负异常（0.86~0.96）。同时具有高Fe-Mn, Fe含量为2 000~30 000 μ g/g（平均为12 730 μ g/g）, Mn含量为300~2 000 μ g/g（平均为963 μ g/g）; 低Sr-Na, Sr含量为10~50 μ g/g（平均为16.6 μ g/g）, Na含量为200~600 μ g/g（平均为350 μ g/g）。指示该类储集层可能遭受过强烈的热液改造, 储集层形成与微生物礁滩体早期遭受岩溶崩塌, 形成角砾架空孔洞, 后期受到热液溶蚀及充填改造有关。

依据地震反射结构特征, 在古城三维地震区刻画出4期台缘礁滩体, 其中Ⅰ 、Ⅱ 期发育于中寒武统, Ⅲ 、Ⅳ 期发育于上寒武统。4期台缘礁滩体呈南北向条带状展布, 逐期向东迁移, 每期宽约5~10 km, 厚约200~500 m, 叠合面积约1 200 km2（见图8）。

图8 古城地区三维地震区4期台缘礁滩体厚度图（a— d）及典型地震剖面图（e）

3.2 岩溶储集层

岩溶储集层的储集空间以溶孔、溶洞及溶缝为特征, 具有极强的非均质性[33]。传统意义上的岩溶储集层都与明显的地表剥蚀和峰丘地貌有关, 或与大型的角度不整合有关, 岩溶缝洞沿大型不整合面或峰丘地貌呈准层状分布, 集中分布在不整合面之下0~50 m的范围内[34]。本文所指的岩溶作用不局限于传统意义上的岩溶, 还包括同生期或准同生期大气淡水溶蚀作用及埋藏期热液对碳酸盐岩的溶蚀改造[11, 35, 36, 37]。

3.2.1 奥陶系鹰山组上段断控岩溶储集层

断控岩溶储集层是指溶蚀性流体沿断裂对围岩发生溶蚀作用而形成的储集层[35]。断裂作为重要的流体通道, 在储集层形成过程中起着重要作用。流体在流经断裂的过程中会发生一系列的溶蚀-充填作用, 形成一套与断裂关系密切的孔洞缝系统。

鹰山组上段沉积时期, 古城地区水体较深, 能量较低, 以发育开阔台地相中低能灰岩颗粒滩为主, 岩性主要有泥粒灰岩和粒泥灰岩。原始沉积相带物性差, 储集层致密。但受断裂、热液溶蚀改造后, 储集层物性可得到部分改善。由于古城地区没有钻遇该类储集层的井, 因此以与古城地区具有相似地质背景的顺南地区为例进行说明。顺南地区钻遇鹰山组上段灰岩储集层的井多见漏失或放空, 如SN4井在鹰山组上段放空5.48 m, 漏失钻井液3 700 m3, 测试日产天然气26× 104 m3, 取心显示致密灰岩段溶蚀孔洞发育（见图7j）, 洞壁见石英、萤石等热液矿物充填, 颗粒状硅质岩段发育溶蚀孔隙（见图7k）, 见颗粒状石英晶体及被溶蚀形成的晶间溶孔, 表明该套储集层的发育可能与断裂及沿断裂流动的热液溶蚀作用关系密切。

顺南地区断控岩溶储集层在地震剖面上表现为与北东向走滑断裂相关的强振幅异常反射[37]。在古城地区同样发育与北东向走滑断裂相关的强振幅异常反射（见图9a）, 平面上强振幅异常反射规模不大, 1 500 km2三维区断溶储集层面积为96 km2（见图9b）, 但垂向延伸厚度较大, 达500~600 m（见图9）。

图9 古城地区三维区鹰山组过井地震剖面（a）及结构张量属性图（b）

3.2.2 奥陶系一间房组层间岩溶储集层

奥陶系一间房组层间岩溶为小规模内幕岩溶, 即赋存于碳酸盐岩层系内、由不同时间尺度暴露溶蚀作用所形成的古岩溶, 其规模受暴露溶蚀时间、构造隆升幅度及其范围控制。小规模内幕岩溶为同生— 准同生期岩溶, 大规模内幕岩溶为与不整合有关的风化壳岩溶, 前者可称为内幕层间岩溶, 后者可称为内幕风化壳岩溶[36]。

古城地区奥陶系一间房组岩溶即为同生— 准同生期小规模内幕层间岩溶, 其形成机制与高频层序及三级层序向上变浅序列的暴露淋滤有关[38, 39]。一间房组的灰岩颗粒滩叠加早期短暂暴露淋溶的层间岩溶改造形成了该套储集层。储集层岩性以砂屑、生屑灰岩（见图7l）、鲕粒灰岩（见图7m）为主。储集空间以铸膜孔、粒内微溶孔（见图7o、图7p）为主, 其次是溶缝（见图7n）, 溶孔具有明显岩相选择性。物性分析表明, 一间房组层间岩溶储集层孔隙度为0.4%~6.0%, 平均为2.47%, 主要分布在2%~4%; 渗透率为（0.007~6.000）× 10-3μ m2, 平均为0.02× 10-3μ m2, 主要分布在（0.01~0.02）× 10-3 μ m2, 为中低孔低渗储集层。孔隙度与渗透率具有明显的相关性, 表明该套储集层为孔隙型。由于储集层受上覆泥岩/灰岩的强岩性界面屏蔽效应的影响, 地震响应特征不明显, 给储集层预测带来很大难度（见图10）。

图10 古城地区奥陶系一间房组地震反射特征（剖面位置见图9b）

图11 古城地区盖层与天然气分布图（剖面位置见图1a; RLLD— 深侧向电阻率; RLLS— 浅侧向电阻率）

4 盖层条件

古城地区下古生界发育2套盖层：①上奥陶统却尔却克组粉砂质泥岩与中上奥陶统致密灰岩组成的复合区域盖层; ②寒武系— 中下奥陶统致密白云岩、泥云岩及致密灰岩构成的局部盖层。在这2套盖层的分隔下形成了奥陶系、寒武系两大含气层系（见图11）。

4.1 奥陶系盖层

古城地区下奥陶统白云岩气层之上是由厚约500 m的鹰山组上段— 吐木休克组开阔台地相致密灰岩直接盖层与厚约2 000~3 000 m的却尔却克组粉砂质泥岩组成的复合区域盖层。前人研究表明, 当区域盖层与直接盖层之间不发育规模储集体时, 其组合封盖能力与区域盖层相当[40, 41]。古城地区中上奥陶统致密灰岩直接盖层与上奥陶统却尔却克组泥岩区域盖层之间不发育规模储集层, 因此, 该套复合盖层的封盖能力与却尔却克组区域盖层相当。目前, 古城地区发现的天然气几乎全部位于该套复合盖层之下, 盖层之上油气显示微弱。

4.2 寒武系盖层

由古城地区地层综合状图（见图1b）可以看出, 寒武系— 中下奥陶统不发育传统意义上的盐岩、膏岩、泥岩等优质盖层, 寒武系台缘礁滩体以致密碳酸盐岩作为盖层[15]。以致密碳酸盐岩作为盖层的大油气田已有报道[42, 43], 但盖层分布预测一直是个难题。目前致密碳酸盐岩盖层分布预测主要依靠井资料来完成[44], 古城地区钻井资料很少, 寒武系Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体暂无井钻遇, Ⅲ 、Ⅳ 期台缘礁滩体也仅有CT1井、CT2井钻遇, 因此主要是基于台缘带沉积演化、井标定下的地震相分析来进行寒武系盖层分布预测。

中寒武世— 晚寒武世早期, 古城地区为镶边型台地边缘, 受台缘的遮挡, 台内发育蒸发环境。地震资料显示, Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体西侧上覆地层为连续强振幅反射（见图12a）, 据塔中钻井标定为蒸发台地相膏云岩沉积, 依据沃尔索相律推测Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体之上的弱振幅较连续反射为蒸发台地边缘泥云坪沉积。晚寒武世末期, 镶边台缘演化为弱镶边台缘, 台缘对台内的遮挡作用减弱, 台内由局限环境演化为半局限环境, 地震反射特征为弱振幅较连续反射（见图12a）。据CT1井钻井资料, Ⅲ 期台缘之上覆盖厚约20 m的潮坪相粉晶云岩沉积（见图12b）, 经测试粉晶云岩突破压力为2.5~4.0 MPa, 测井在礁滩体顶部解释出4层厚30.8 m的水层, 反映盖层条件较差。早中奥陶世, 台地类型演化为弱镶边— 无镶边碳酸盐台地, 台缘对台内失去遮挡作用, 台内发育开阔台地沉积, 地震反射特征为弱振幅不连续反射（见图12a）。据CT2井钻井资料, Ⅳ 期台缘礁滩体之上覆盖厚约180 m的蓬莱坝组开阔台地相含砂屑灰岩、泥晶灰岩沉积（见图12b）, 孔隙度为0.3%~0.7%, 测试致密灰岩的突破压力为7~25 MPa, 盖层之下测井解释出5层气层和差气层, 全烃最高达48.4%, 反映盖层条件较好。

图12 古城地区台缘礁滩体地震剖面特征（a）和沉积模式图（b）（剖面位置见图8a）

综上所述, Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体以局限台地泥云坪相泥质云岩为盖层, 封盖条件较好; Ⅲ 期台缘礁滩滩体以半局限台地潮坪相粉晶云岩为盖层, 封盖条件较差; Ⅳ 期台缘礁滩体以开阔台地相致密灰岩为盖层, 封盖条件较好。

5 气藏特征与富集条件

近年的勘探成果显示, 古城地区以天然气藏为主。本文通过天然气组分研究、成因判识等, 综合分析古城地区天然气来源与富集条件。

5.1 天然气组分特征

目前古城地区的工业气均产自奥陶系鹰山组下段白云岩地层中, GC6井8 mm油嘴日产气26.4× 104 m3, GC8井8 mm油嘴日产气47.84× 104 m3, GC9井13 mm油嘴日产天然气107.8× 104 m3。天然气组分特征如表2所示, 以烃类气体为主, 含量为65.83%~90.96%。烃类气体中甲烷含量高（约为65.6%~90.7%）, 干燥系数（C1/ Σ C1— 5）为99.5%~99.7%, 属于典型的高热演化干气。非烃类气体以CO2和N2为主, 其中CO2含量为4.71%~29.10%（平均为16.5%）, N2含量为2.30%~4.77%（平均为4.08%）, 具有高含CO2、中含N2、不含H2S的特征。

表2 古城地区奥陶系鹰山组天然气组成和碳同位素组成特征
5.2 天然气成因来源

分析认为古城地区天然气为源自寒武系— 中下奥陶统的高成熟油裂解气, 具体证据如下：①古城地区天然气甲烷碳同位素组成分布于-35.1‰ ~-33.6‰ , 乙烷碳同位素组成分布于-38.7‰ ~-32.9‰ （见表1）, 均低于腐殖型母质来源的天然气碳同位素含量分界值-28‰ [45], 属于典型的海相腐泥型母质来源的油型气; ②根据戴金星建立的油型气成熟度回归公式计算其对应的气源岩Ro值为2.40%~3.32%, 处于过成熟阶段; ③将测得的天然气数据投影在李剑建立的裂解气类型判别图版上[46], 得出古城地区天然气属于油裂解气（见图13a）; ④将古城地区天然气与台盆区不同源的其他区块天然气进行对比, 发现古城地区天然气与源自寒武系— 中下奥陶统烃源岩的塔中、轮古东天然气类似, 而与源自中上奥陶统烃源岩的哈拉哈塘天然气差别较大[47]（见图13b）。

图13 古城地区天然气成因判识图版（a）及塔里木盆地台盆区天然气对比图（b）

5.3 天然气富集条件

奥陶系天然气分布宏观上不受构造控制, 无统一的气水界面, 天然气富集成藏主要受储集层与气源断裂控制（见图14）。当储集层发育且有气源断裂沟通时, 普遍含气, 且构造高部位天然气充满度较高, 构造低部位天然气充满度较低。如处于构造高部位的GC6井、GC8井, 鹰三段云化滩几乎全被气充满, 未见水; 处于构造低部位的GC13井, 气主要分布在大套白云岩储集层的顶部, 下部即使有物性相对较好的储集层, 含气性也较差。当气源断裂不发育时, 即使有好储集层, 含气性也较差, 如GC10井鹰三段下部发育厚8.6 m的Ⅰ 类储集层, 孔隙度为8%, 测井解释却为水层。总之, 奥陶系储集层规模控制了气藏规模, 盖层与气源断裂控制了天然气垂向聚集层位, 构造背景控制了有利聚集区, 裂缝发育程度和储集层物性决定了单井产能。

图14 古城地区气藏剖面特征（剖面位置见图1a）

寒武系天然气分布宏观上也不受构造控制, 没有统一的气水界面（见图14）。当礁滩体盖层与保存条件较好时, 单个礁滩体就可形成单一的气藏。当礁滩体侧向分隔性、盖层条件或保存条件较差时, 礁滩体圈闭含气性就较差, 如钻揭Ⅲ 期台缘礁滩体的CT1井, 由于礁滩体顶部盖层薄（仅钻揭25 m的潮坪相致密白云岩）, 切割礁滩体的断裂发育, 保存条件差, 导致礁滩体整体含气性较差, 仅在下部差储集层段见少量气, 顶部30多米厚的Ⅰ 、Ⅱ 类储集层全部为水, 表现出受圈闭有效性控制的岩性圈闭的特征。因此, 礁滩体岩性圈闭的有效性可能决定了礁滩体能否有效成藏, 礁滩体圈闭的规模可能决定了气藏的规模, 储集层物性可能决定了单井产能。

6 勘探潜力与勘探方向

古城地区下古生界碳酸盐岩共发育2类4套储集层, 基于天然气基本成藏条件和勘探成果, 对4套储集层勘探潜力与勘探方向进行评价。

6.1 寒武系台缘礁滩体勘探潜力与勘探方向

寒武系台缘带发育古城地区物性最好、规模最大的一套礁滩储集体, 且紧邻寒武— 中下奥陶统烃源岩, 成藏条件优越。一旦突破, 将会有望发现大规模整装气藏的勘探领域, 预测天然气资源量可达5 000× 108 m3。目前, 针对寒武系台缘礁滩体完钻风险探井3口, 均见到良好油气显示, 但皆因盖层与保存条件差而失利。因此, 加强盖层与保存条件评价是古城地区寒武系台缘礁滩体勘探成功的关键。前文评价Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体盖层条件好, 向北晚期断裂不发育且烃源条件好, 是寒武系风险勘探的有利区。由于向北构造部位变低, 下一步应加强上倾方向封堵性研究。

6.2 奥陶系鹰山组下段白云岩勘探潜力与勘探方向

奥陶系鹰山组下段白云岩是古城地区目前发现的储盖组合配置条件最好的一套目的层。储集层为云化滩, 宏观上大面积分布, 微观上受沿断裂的热液溶蚀控制具有很强的非均质性。盖层为巨厚的却尔却克组泥岩和中上奥陶统致密灰岩组成的复合区域盖层, 俗称“ 黑被子” 。虽然鹰山组下段白云岩与烃源岩不直接接触, 但古城地区北东向走滑断裂发育, 晚加里东— 早海西期发育的北东向走滑断裂与现今主应力方向一致, 开启性好, 是喜马拉雅期裂解气的主要气源通道[48, 49, 50, 51, 52]。

目前, 鹰山组下段白云岩也是古城地区勘探成效最佳的一套储集层。自2011年以来针对奥陶系鹰山组下段白云岩完钻探井18口, 获工业气流井3口, 低产气流井4口, 预测天然气资源量约为1 500× 108 m3。虽然勘探前景广阔, 但鹰山组下段白云岩储集层的非均质性很强, 决定了其难以形成大规模整装气藏, 而是以大面积分布的小型气藏群为特征, 加强储集层精准预测与目标精细评价成为研究重点。根据前文评价结果, 中部滩带水体能量高、云化适中、气源断裂发育, 是增储上产的主攻方向。

6.3 奥陶系鹰山组上段灰岩勘探潜力

奥陶系鹰山组上段以灰岩为主, 地层原始沉积相带差, 胶结致密。据塔中北坡顺托— 顺南地区的成功经验[48, 49, 50, 51, 52], 鹰山组上段灰岩储集层多发育在北东向断裂带附近, 北东向走滑断裂不仅对奥陶系碳酸盐岩溶蚀孔洞-裂缝型储集体发育具有控制作用而且对油气输导成藏也具有重要的控制作用。相对于顺托— 顺南地区而言, 古城地区走滑断裂发育程度更高, 除了多排北东向断裂带之外还发育多排北北东向断裂, 且北东向断裂以张性正断层为特征[52], 开启性更好, 更有利于热液对储集层的溶蚀改造和对油气的输导。因此, 古城地区奥陶系鹰山组上段灰岩断控岩溶储集层也是值得探索的风险领域。

6.4 奥陶系一间房组颗粒灰岩勘探潜力

古城地区及其邻区多口井在奥陶系一间房组见到良好油气显示, 商业性油气发现只是存在于邻区, 如SB1-1H井在该层系获日产油87 t、气4× 104 m3高产工业油气流; SN7井酸压获日产13.3× 104 m3工业气流; GC11井钻揭37.43 m/5层, 全烃最高97.77%气测显示; GC17井见53.54 m/17层, 全烃最大65.94%气测显示。一间房组颗粒灰岩勘探潜力如何, 关键在储集层。钻井揭示一间房组为受颗粒滩和早表生岩溶控制的裂缝-孔隙型储集层, 孔隙具有选择性, 储集空间主要为粒内溶孔、藻粒屑内部的方解石晶间微孔, 储集性能中等偏差, 储集层单层厚度较薄, 但平面分布规模较大, 其资源潜力也不容小觑。随着地震资料品质的提高和酸化压裂等储集层改造技术的进步, 今后有望转化为现实领域。

7 结论

古城低凸起下古生界位于塔西碳酸盐台地向塔东盆地过渡的台缘带, 邻近寒武系— 中下奥陶统烃源岩, 发育中上寒武统台缘礁滩、鹰山组下段云化滩、鹰山组上段灰岩断溶体、一间房组层间岩溶2类4套储集层。

古城地区以中寒武统与中下奥陶统斜坡— 盆地相烃源岩为主力烃源岩, 下寒武统玉尔吐斯组烃源岩推测在古城地区不发育。

下奥陶统白云岩气层之上发育中奥陶统致密灰岩与上奥陶统却尔却克组泥岩构成的复合区域盖层, 封盖条件好。寒武系与奥陶系之间缺乏良好的区域盖层, 以致密碳酸盐岩做直接盖层, 封盖条件一般。

古城地区天然气为高温原油裂解气, 气源来自深层寒武系— 中下奥陶统。奥陶系气藏类型为受储集层和气源断裂控制的岩性气藏, 储集层规模控制了气藏规模, 盖层与气源断裂控制了油气垂向聚集层位, 构造背景控制了有利聚集区, 裂缝发育程度和储集层物性决定了单井产能。寒武系为受礁滩体圈闭有效性控制的岩性气藏, 盖层与保存条件是成藏的关键, 礁滩体岩性圈闭的有效性, 决定了礁滩体成藏的有效性, 礁滩体圈闭的规模决定了气藏的规模, 储集层物性决定了单井产能。

基于天然气基本成藏条件和勘探成果, 对下古生界碳酸盐岩2类4套储集层天然气勘探潜力进行评价。鹰山组下段白云岩储盖组合配置好, 勘探潜力巨大, 中部滩带是增储上产的主攻方向; 古城地区寒武系成藏条件优越, Ⅰ 、Ⅱ 期台缘礁滩体北部保存条件好, 应加快风险勘探; 与北东向走滑断裂相关的鹰山组上段灰岩断溶体是值得探索的风险领域, 下一步需加强断溶体刻画和目标准备; 层间岩溶控制的一间房组颗粒滩为潜在的勘探领域, 需加强研究。

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