典型实例

一、轮南低凸起构造演化特征

塔北隆起是古生代长期发育的古隆起，其形成主要经历了3个主要时期，即加里东形成期、海西-印支定型期、燕山-喜马拉雅沉降期。在隆起及斜坡上，形成了大量构造与非构造圈闭。轮南凸起是一个古生界残余古隆起，经历了多期构造演化，随着构造应力场的变化，在不同的构造阶段其构造形态和形变特点不同。轮南潜山经历了3次重要的构造运动的改造，即早海西期、中晚海西期-印支期、燕山-喜马拉雅早期构造运动，地层遭受剥蚀，直接影响了潜山油气藏的形成与改造，相应地形成3级天窗和3条尖灭线(潘文庆等，2001)。发生于泥盆纪晚期—石炭纪早期的海西早期运动，使地层抬升幅度大，剥蚀地层厚度大，持续时间长，对中-下奥陶统裂缝、孔洞、大型洞穴等储集空间形成、演化和分布的影响最为强烈(徐国强，2005;刘存革等，2008)。

二、沉积相与储盖组合

奥陶系潜山部分地层自上而下划分为:上奥陶统桑塔木组(O3s)、良里塔格组(O3l)和吐木休克组(O3t)，中奥陶统一间房组(O2y)，中-下奥陶统鹰山组(O1-2y)，下奥陶统蓬莱坝组(O1p)。鹰山组进一步划分为上段(砂屑灰岩段)(O1-2y1)和下段(含云质砂屑灰岩段)(O1-2y2)，蓬莱坝组进一步划分为云质灰岩段(O1p1)和泥晶灰岩段(O1p2)。良里塔格组缺失良一段至良四段，仅存良五段。良里塔格组在塔河盐下区(侯明才，2006)和轮古东地区均具有由北向南减薄的趋势。

轮南地区奥陶系自早奥陶世蓬莱坝组沉积期开始至晚奥陶世桑塔木组沉积期，总体上经历了半局限台地相—开阔台地相—台地边缘相—台缘斜坡相—混积浅水陆棚相的演化。在这个演化过程中，海水的深度及水动力强度总体上经历了浅—深—浅和较弱—强—弱的演化，从而构成一个完成的海侵-海退旋回。

轮南潜山主要有4套储盖组合:三叠系俄霍布拉克组泥岩-下奥陶统组合，石炭系中泥岩段-下奥陶统组合，石炭系底砾岩段-下奥陶统组合、上奥陶统桑塔木组-中下奥陶统组合。

三、轮南低凸起储层特征

通过岩心、测井、三维地震、油井生产等静态、动态资料，结合现代岩溶认识，寻找古岩溶的发育规律及控制因素，研究古岩溶与有效储集体分布的内在联系，指导油田勘探、开发。

1.储层纵向展布规律

表层岩溶带和垂直渗流带古岩溶缝洞系统相对发育，储集空间多为裂缝-孔洞型、溶洞型，岩溶缝洞系统比较发育，岩溶储层储集性能较好。表层岩溶储层最发育，横向连片。

潜流带岩溶发育相对较弱，仅局部发育小规模溶洞或岩溶管道，岩溶储层以裂缝-孔洞型或孔洞型为主。如桑南西区块奥陶系顶面10～35ms分频均方根振幅属性表明(图6-15)，下部溶蚀带储层呈星点状和条带状分布，储层发育明显比上部差。

图6-15 轮古中斜坡地区潜山表层弱振幅属性+潜山内幕强振幅属性叠合图

2.储层平面展布规律

轮南奥陶系碳酸盐岩主要发育两套3类储集体(图6-16)。

第一套储集体主要受加里东中期岩溶影响，发育于良里塔格组上部30m左右范围内，储层类型以洞穴、裂缝-孔洞、孔洞型为主。储集体主要发育于桑塔木组尖灭线以东。

第二套储集体分两类。在桑塔木组尖灭线以东区域，海西期岩溶不发育，储集体主要受加里东中期及深埋岩溶作用影响，分布在泥灰岩段下部和一间房组上部50m范围内，储层类型以裂缝、裂缝-孔洞、孔洞型为主，也有部分洞穴型储层，轮古东气田以该类储层为主。在桑塔木组尖灭线以西的广大区域，储集体受加里东、海西期多期岩溶作用影响，部分地区加里东期岩溶可能因后期构造运动而遭受剥蚀。储集体总体发育在奥陶系不整合面以下150m范围内，个别井达400m，以一间房组、鹰山组为主，储层类型主要包括洞穴、孔洞、裂缝和孔洞-裂缝，这种储集体是轮古油田和塔河油田的主要储集体类型。

图6-16 塔北南缘奥陶系风化壳岩溶储层平面分布

四、油气分布规律

研究区油气性质具有以下规律:

(1)晚期成藏过程中，轮古东走滑断裂的南部—桑塔木断垒带—桑南西和中平台西部的轮古8井和轮古2井区的奥陶系遭受强烈气侵作用，原油密度相对较低，为中质油或凝析油，原油含蜡量高，胶质和沥青质含量低，天然气成熟度高，δ13C1较重，干燥系数大，iC4/nC4及iC5/nC5比值小，H2S含量高，N2含量低。在轮古东地区北部、轮南断垒带和中平台的中部和东部地区气侵作用较弱;在轮古7井区，除了轮古4井、轮南1井等少数井，大部分地区未遭受或受气侵作用影响不明显，与遭受强烈气侵的地区相反。

(2)在纵向上，石炭系、三叠系和奥陶系油气性质具有明显差异。奥陶系天然气干燥系数大，N2含量低，δ13C1较重;三叠系天然气干燥系数小，N2含量高，δ13C1较轻。在桑塔木断垒带的中段和东段，奥陶系原油密度明显小于三叠系;在中平台西部(LG8井和LG801井所在区域)，石炭系原油密度小于奥陶系和三叠系。晚期气侵过程对三叠系影响不明显，说明三叠系和奥陶系油气性质受控于不同的成藏期次和过程。

(3)在纵向上，天然气明显具有下干上湿的特征，反映了天然气的气侵方向是由下向上进行的，先到奥陶系，然后再到石炭系和三叠系;在横向上，天然气表现为东干西湿，反映天然气的气侵方向是自东向西进行的。气侵过程中，原来储层中的原油受到气洗作用，表现为高蜡含量。

五、油气高产富集的主控因素

轮南低凸起已发现众多油气藏，分布层位从古生界至中生界，多期构造运动叠加，多期成藏，呈现出不同性质、不同类型油气藏交叉叠置的复式油气藏特征。平面上油气藏主要沿断裂带分布，油气性质分带性强;纵向上不同层位油气藏类型多样，各种性质油气藏叠置，油气藏埋深大，油气储量分布集中，油气藏相态复杂，不同期成藏的油气并存。

1.充足的油气源

对轮古-塔河油气田群有贡献的生油岩主要有两套:中上奥陶统烃源岩和中下寒武统烃源岩。与生烃凹陷相邻是碳酸盐岩缝洞型油气藏高产富集的基础。寒武-奥陶系主力烃源岩长期生烃、多期供烃，为轮南低凸起不同层系油气大规模多期成藏提供了可靠的资源保障。

2.发育准层状缝洞系统

轮古油田奥陶系储层从宏观上可以分为两部分，一部分是位于桑塔木组尖灭线以西的地区，另一部分为桑塔木组尖灭线以东的轮古东地区。轮古东地区储层物性差，油气储量丰度相对偏低。试油效果好的井储层相对发育，失利井储层普遍欠发育(表6-5)。

表6-5 轮古东地区失利井分析

图6-17 桑南西奥陶系测井解释储层厚度与累计产量关系

3.构造相对高部位富集

位于大型岩溶残丘及岩溶洼地的储层均发育。如位于岩溶洼地的轮古102井测井解释溶洞型储层17.2m，钻井过程中发生4段放空，累计放空厚度为15.64m，为该区溶洞型储层最发育井。储层厚度和累产之间有一定正相关性(图6-17)，储层发育与否是首要条件，但在储层发育前提下，微构造为主控因素，在桑南西地区表现为位于大型岩溶残丘高部位的LN54井、LG100-6井、LG100-10井、LG100-11井、LG101井、LG101-2井油柱高度大(图6-18)，累产高，是油气富集区。

图6-18 过桑南西奥陶系大型岩溶残丘的油柱高度剖面图

4.岩溶上覆盖层

轮古7井区位于轮南潜山高部位，剥蚀程度高，盖层欠发育。如LG7-11井、LG7-10井、LG7-15井缺少石炭系和三叠系俄霍布拉克组泥岩盖层，LN1井和LG21井缺失石炭系盖层，仅剩余部分三叠系俄霍布拉克组泥岩，奥陶系的油气向上调整到上覆三叠系中。LN11-3井、LN11-4井、LG7-7井等位于岩溶洼地，水体能量强，且油气受浮力作用向岩溶斜坡运移，造成水柱高度大，以产水为主。在岩溶斜坡，由于上覆石炭系和储层强非均质性导致的垂向和侧向封堵，使油气得以保存，油柱高度相对最大，如LG7-5井、LG7-1井、LG7-8井、LG701井等(图6-19)。

图6-19 盖层欠发育区(轮古7井区)油气水分布图

在轮古东地区，存在奥陶系桑塔木组、石炭系等多套盖层，且盖层厚度大。油气水的分布主要受晚期气侵强度的控制。由于轮古东走滑断裂为晚期油气的优势运移通道，沟通了轮古东南部的满加尔生油坳陷，因此在轮古东断裂附近的南部，天然气丰度大，以气层为主。随着与气源沟通能力变差，流体分布变为油气水***存，而在轮古东北部的雀马1井和雀马2井，由于与气源沟通能力差，地层以产水为主。

总之，轮南低凸起碳酸盐岩缝洞型油气藏，高产富集主控因素有4个:①烃源岩是基础;②储层发育是油气富集的前提条件;③构造高点及大型岩溶残丘是油气富集的最有利地位;④优质盖层是油气高产富集的保证。