0 引言
碳酸盐岩蕴含着丰富的油气资源，世界范围内以碳酸盐岩为主要储层的大油气田数约占总数的25%，但却贡献了近60%的油气产量［1］。我国碳酸盐岩油气勘探主要在中西部的塔里木、四川和鄂尔多斯3个重要的海相盆地，近年来发展尤其迅速，不断取得重大发现［2-5］。其中，塔里木盆地是唯一在深层海相碳酸盐岩中同时发现商业性石油和天然气聚集的古老含油气盆地［6-8］，其海相碳酸盐岩是最重要的含油气层系，已发现了油气资源接近70×108 t油当量［9］，占整个盆地油气发现的70%以上。长期勘探与研究已在深层海相缝洞型碳酸盐岩油气藏成藏认识与评价技术方面取得了重要进展，尤其是叠合盆地多期油气成藏与晚期调整改造［10-11］、碳酸盐岩岩溶缝洞型优质储层的成储机制［12-13］、超深层油气的稳定性及保存机理［14-15］、以及次生改造作用对油气性质与相态的影响［16-18］等方面。并且随着勘探研究的不断深入，哈拉哈塘地区勘探步伐不断南扩，相继在玉科、跃满、富源等7 000 m以深发现大型油藏，进一步证实了中国西部深层存在巨大的液态石油勘探潜力。但由于盆地内复杂的地质结构与演化特征，造成碳酸盐岩油气藏具有极强的非均质性，加大了深层油气勘探的难度。因此，亟需加强对这类岩溶缝洞型碳酸盐岩油气藏的研究，并借以对深层海相碳酸盐岩油气勘探提供重要参考。
本文研究基于前人认识，根据跃满油田的地震、测井、岩心、地球化学等资料，结合地质认识，对该地区油气地质条件及成藏演化过程进行了综合分析，以期为该构造带以及具有相似地质条件地区的深层油气勘探提供参考。
1 油气地质特征
1.1 区域地质概况
研究区跃满油田位于台盆区塔北隆起哈拉哈塘鼻状构造南翼的斜坡部位，历经多期构造运动，现今整体构造平缓，表现为向西南倾没的斜坡。从区域背景来看，塔北隆起是在前震旦系变质岩基底上发育起来的一个长期性继承发育的古隆起，于加里东中—晚期由于塔里木板块北缘的板块构造活动而形成凸起雏形，海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向展布的大型鼻凸，海西中—晚期由于区域性挤压应力的不断加强，塔北隆起大部遭受剥蚀，其隆起格局最终定型［19-20］。研究区内断裂发育，主要为北东、北西向走滑断裂，走滑断裂发育类型多样，表现为多期挤压变形、形成早、定型早。其中尤以中加里东期大型走滑断裂为主，该期断裂主要呈NW、NE向走向，且平面上形成“X”型组合（图1），对油气的分布有明显的控制作用，目前高产井主要分布在断裂带附近。
1.2 地层与沉积
跃满油田由于位于塔北隆起的南部围斜，与隆起高部位相比整体剥蚀程度相对较低，但由于长期的抬升暴露，奥陶系经历了多期剥蚀，志留系和泥盆系仅保留了较薄的沉积记录。印支期之后整体进入连续沉积深埋过程，并在新近纪以来发生快速深埋，较短的时间沉积厚度可达 2 000~3 000 m。奥陶系是研究区的主要目的层，自上而下发育桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组、一间房组、鹰山组和蓬莱坝组，钻井多钻至一间房组。研究区奥陶系一间房组岩性以亮晶颗粒灰岩为主、夹生物灰岩和泥晶灰岩薄层，沉积相为开阔台地的浅滩和点礁［21］，是研究区的主力产层［图1（c）］，可对比性强，全区地层厚度变化基本稳定，目前主体埋深超过7 000 m。上奥陶统吐木休克组、良里塔格组和桑塔木组的致密泥灰岩、泥岩地层构成了较好的区域性盖层。
1.3 油气藏类型
跃满区块奥陶系油藏是受岩溶储层发育程度控制的超深层、超高温正常压力系统的大型准层状碳酸盐岩缝洞型油藏，整体埋深在7 100~7 600 m之间。油层不受局部构造高低控制，没有统一的油水界面，驱动类型以弹性驱动为主，整体水体不活跃。跃满5井为不含水的高产稳产井，4 mm油嘴自喷投产，油压40 MPa，日产油85 t，日产气35 053 m3，气油比为412.3 m3/m3，不含水，投产后平稳生产，天然能量充足。
PVT分析结果显示跃满油田以未饱和的轻质油藏为主。该方法通过复配井下流体组分后进行相态分析，以反映单相或多相流体在地层条件下的相态特征，以及该流体在地层温压条件改变时的相态变化。
依据相图中实测点（所示温度和压力数值为其在地层条件下的温压值）与临界点（所示温度和压力数值为其流体临界温压值）的相对位置关系，可快速判断该流体在地层条件下的相态类型。以跃满702井为例，其实测点位于相态曲线临界点的左侧，且明显远离泡点线（图2），指示孔隙压力大于流体饱和压力，在地层条件下表现为未饱和的单一油相。其实测压力和温度小于临界凝析压力及其对应温度，可进一步定性为未饱和的黑油油藏。
2 油气成藏条件
2.1 碳酸盐岩断溶体特征与发育模式
2.1.1 储层空间类型与特征
根据跃满地区的地震、测井、岩心及薄片等数据统计结果，奥陶系一间房组碳酸盐岩宏观储集空间类型主要包括孔、洞、缝三大类。其中洞穴直径在100 mm以上，多由与断层相关的溶蚀作用形成，可在地震剖面中较好的识别，钻遇洞穴的井多出现大量泥浆漏失、钻具放空、溢流等工程异常。孔洞为岩性上肉眼可见的溶蚀空间，直径在2~100 mm之间，在成像测井图像上多呈现不规则的暗色斑点状。大型裂缝除了作为有效储集空间外，更是重要的油气渗滤通道，交错裂缝组与发育的溶蚀孔、洞空间相互沟通可成为好的有效储层，其在取心和成像测井图像中多表现为延伸较长的连续和不连续的高角度缝。
根据跃满地区奥陶系碳酸盐岩102块岩石薄片观察统计，镜下观察发现孔隙和微裂缝两大类微观储集空间，总体上数量较少。孔隙中超过80%的为粒内孔，溶孔、晶间孔占比较小，这些微孔隙往往由于不连通而具有较差的有效性。铸体薄片的裂缝率在0.1%~1%之间，有效缝宽为0.01~0.2 mm，以压溶缝、构造缝等微裂缝为主，占裂缝总数的70%，是油气流体有效的渗滤通道。
2.1.2 储层类型与分布
含油气盆地深部储层由于经历了较为充分的压实作用，往往具有较低的孔渗性，基质孔隙度较低，储层物性统计结果显示研究区奥陶系碳酸盐岩储层实测孔隙度低（0.22%~3.09%，平均值为1.00%），但渗透率则变化较大［（0.003~33）×10-3 μm3之间，平均值为1.160×10-3 μm3］，两者相关性很低（图3）。这反映出碳酸盐岩基质孔隙发育极差，但由于碳酸盐岩储层的特殊性，静态资料并不能反映其真实的储集和渗流能力，具有高渗透率的部分可能是受到了次生裂缝等渗滤空间的贡献；这也由钻采资料所证实，研究区奥陶系主要储层类型以大型溶蚀缝—洞系统为主，非均质性极强，溶蚀洞穴和次生裂缝对于改善储层质量起到了极其重要的作用，根据其储集空间类型的组合，可划分出3种主要的储层类型。
洞穴型储层以洞穴为主要储集空间，且往往钻获较高的日产量及累产量，是研究区最主要的储层类型。在地震剖面中表现为串珠状反射特征［图4（a）］，在钻进过程中普遍会发生钻具放空、泥浆漏失等现象。例如跃满1井在一间房组728 0.76 m钻深发生漏失，总计放空1.92 m，累计漏失355 m3。
图4 研究区不同类型储集空间发育特征（a）跃满1井洞穴型储层的强“串珠”反射特征；（b）成像测井图像中的高角度裂缝，跃满5井，一间房组，7 274~7 276 m；（c）成像测井图像中的高角度裂缝，跃满8-2井，一间房组，7 295~7 297 m；（d）亮晶颗粒灰岩内的粒间、粒内、铸模孔，跃满2井，一间房组，7 210 m；（e）岩心中的溶蚀孔洞，跃满2井，一间房组，7 210 m；（f）岩心中的高角度裂缝，跃满2井，一间房组，7 215 m；（g）方解石半充填及平行缝，跃满1井，一间房组，7 272 m；（h）构造缝与溶蚀孔洞，跃满7井，一间房组，7 273 m；（i）构造缝与溶蚀孔洞，跃满5井，一间房组，7 286 m Fig.4 Characteristics of the reserving spaces in different types of reservoirs from the study area |
孔洞型储层以溶蚀孔洞为主要储集空间，在研究区内分布相对有限，具有较好的孔渗性的该类储层主要发育在开阔台地台内滩和台缘礁滩体等高能相带，横向上为层状展布特征。该类储层主要发育中小孔洞［图4（d），图4（e）］，在成像测井图像上表现为不规则暗色斑点状分布。裂缝—孔洞型储层主要分布在一间房组开阔台地相台内滩颗粒灰岩储层中，空间上呈准层状发育。以次生溶蚀孔洞为主要储集空间，并发育多组交错的裂缝系统沟通孔洞空间，增强了储集性的同时、有效提升了渗滤性和储集性。在岩心中多表现为截断岩心柱体的高角度裂缝［图4（f）］，镜下可观察到裂缝沟通孔洞，或孔洞沿裂缝发育的特征［图4（g）—图4（i）］。成像测井图像上则可以观察到明显的高角度裂缝及其与孔洞空间的沟通［图4（e），图4（f）］。
2.1.3 断溶体储层发育模式
沉积微相控制岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。奥陶系一间房组是研究区主要的储层发育段，其沉积环境以高能环境的台内滩亚相为主，岩性较纯，脆性较大，在断裂发育的背景下易于形成构造裂缝及沟通溶蚀，岩石薄片中普遍存在的构造及溶蚀缝等特点也证实了即便是在埋深较大、压实作用较强的条件下，一间房组具有较好的储层发育条件［图4（g）—图4（i）］。多期岩溶作用的叠加显著改善了一间房组碳酸盐岩储层质量［24-25］，吐木休克组沉积前、良里塔格组沉积期末以及志留系沉积前，一间房组经历了多期滩体暴露、构造抬升以及层间岩溶作用，形成了广泛发育的层间岩溶区，局部叠加走滑断裂的改造，沿走滑断裂发育大型缝洞体。
在此基础上，深大断裂活动引发的构造应力变形，是导致研究区碳酸盐岩储层形成裂缝的主要诱因。构造分析认为研究区经历了加里东中、晚期以及海西早期至少3期以上大的构造运动，断至寒武系的通源断裂对灰岩储层的破碎作用较大，因此在断层破碎带形成大量裂缝，形成了由断裂、裂缝和微裂缝组成的断裂—裂缝网络体系，有效地提高了储层基岩物性，成为油气运移的主要通道和油气储集的重要场所。特别是，断裂活动所形成的断裂—裂缝体系，在经历后期构造抬升剥蚀的过程中，成为大气淡水、地表水等碳酸盐未饱和溶蚀流体以及热液流体的有效通道，岩心与薄片中普遍存在的溶蚀孔隙有力证实了这些流体对溶蚀通道的扩容作用，而储层中发现的一系列均一温度超过100 ℃的高温包裹体［17］也证明了高温热液流体存在的可能。流体扩容导致大型洞穴、溶蚀孔洞的发育，如跃满1井地震剖面上靠近断裂、具有“串珠”状反射特征的储集体（图5），流体通道的扩大又进一步促进了岩溶作用，形成断裂控制下良好的岩溶循环，反映了沿断裂附近大型洞穴及岩溶孔洞集中发育的碳酸盐岩储层发育模式，即典型的断控溶蚀缝—洞体发育模式。这类储层在地震剖面中表现为“串珠”状反射特征，反映的是大型洞穴、缝洞集合体、裂缝密集带的整体地震特征，是目前研究区勘探开发的主要目标。
2.2 油气地球化学特征与来源
研究区原油色谱—质谱分析结果显示较为一致的化合物分布特征。从萜烷（特征离子为m/z 191）与甾烷（特征离子为m/z 217）类生物标志物对比来看（图6），萜烷类化合物系列中三环萜的相对丰度最高，在不同样品中显示相似的分布特征，均以C23三环萜为主峰，C20、C21和C24三环萜也具有较高的含量。C22/C21与C24/C23三环萜烷相对含量的比值分别在0.4和0.65左右，指示典型的海相页岩、泥灰岩与碳酸盐岩的混合有机相类型［26］。藿烷类化合物系列整体含量明显低于萜烷类，C29重排藿烷、17α（H）-重排藿烷以及伽马蜡烷的检出量很低，升藿烷系列较为完整（C30—C35），显示含量递减的分布特征，指示以细菌和蓝绿藻类为主的母质类型。甾烷系列中低分子量的孕甾烷与升孕甾烷丰度高，这是塔里木盆地下古生界来源的普遍特征［27-28］。规则甾烷显示“L”型分布特征，且14β（H），17β（H）-构型的相对丰度较14α（H），17α（H）-构型高。
类异戊二烯烷烃化合物（姥鲛烷Pr与植烷Ph）对成岩环境十分敏感，提供了分析沉积水体环境的有效参数，伽马蜡烷对于沉积水体特征也具有一定的指示意义，常用伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C30藿烷）来表征母质来源于咸水还原环境的程度，此外，原油C27-29规则甾烷间的相对含量能够反映母质来源类型，基于上述参数建立的相关图版常用于有效判识烃源岩形成时的水体环境及母质来源。跃满原油在Pr/n-C17与Ph/n-C18的交会图中均落在腐泥型干酪根的区域［图7（a）］，Pr/Ph值在0.57~1.09范围内［图7（b）］，规则甾烷中显示C27甾烷略占优势，伽马蜡烷/C30藿烷参数分布范围在0.16以上［图7（c）］。
利用生物标志物参数的交会图对跃满地区原油成熟度、来源等进一步分析，结果显示其具有较为一致的数值分布特征。萜烷主要起源于细菌等原核生物，在石油中普遍存在，来源一致的原油一般具有较为相似的萜烷分布特征，跃满地区原油的C26/C25三环萜、C24四环萜/C26三环萜等参数分布较为集中，且C24四环萜这一类反映高等植物来源的化合物含量相对较低，反映跃满原油以海相来源为主［图8（a），图8（c）］。基于烃类组分组成与生物标志物的成熟度参数［C31藿烷22S/（22S+22R）、莫烷/藿烷相对含量比值、nC18/Ph等］［图8（b），图8（d）—图8（f）］等显示，跃满地区原油具有较为一致的成熟度，属于生油窗内生成的成熟原油，具体表现为：正构烷烃的奇偶优势指数与碳优势指数分布集中，分别为0.95~1.01和1.01~1.08；有效的成熟度参数甲基菲指数分布在0.51~0.83范围内，折算后的原油成熟度R O范围为0.70%~1.00%。各参数分布均较为集中（图8），差异很小，显示出研究区7 000 m以深原油为成熟原油，并且成熟度基本相同的特征，也可佐证该区奥陶系深层原油来自下古生界同一油源。
研究区天然气组分比较接近，甲烷含量占56.76%~84.20%，乙烷含量在2.88%~9.08%之间。非烃气体中CO2含量平均为1.93%，硫化氢含量极低。天然气干燥系数（C1/ ）在0.67~0.88之间，属于湿气，具有原油伴生气（或溶解气）的特征。天然气具有正序的碳同位素分布，即随碳数增加其碳同位素逐渐增重，表明其属于有机成因天然气［33］，进一步根据天然气组分与碳同位素的成因判识图版（图9），研究区天然气与富源、哈得地区的原油伴生气分布接近［14］，均具有较轻的甲烷碳同位素组成，且明显有别于塔中地区和古城地区的碳同位素组成较重的凝析气或原油裂解气［34］。研究区天然气δ13C1值均小于-45‰（图9），反映相对较低的成熟度，其成因属于原油伴生气［35］，反映与原油一致的来源。
2.3 油气保存条件
研究区吐木休克组以泥岩、泥灰岩、泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩和棕色瘤状灰岩为主，在该区内厚15~20 m，自然伽马和电阻率曲线均表现为漏斗型特征，具备一定的封堵能力，且连续性好、厚度稳定，直接覆盖在一间房组岩溶储层之上。此外，上奥陶统桑塔木组为一大套混积陆棚相深灰色泥岩夹灰色泥质灰岩薄层的地层，南厚北薄，向北地层剥蚀减薄，在本区厚度为580~670 m，测井曲线表现为GR高值、锯齿状特征，同时也是塔北地区一套优质的区域盖层。因此，一间房组岩溶储层获得优质盖层的有效保护，保存条件极佳。地层水的密度平均为1.069 g/cm3，平均氯根含量为2.98×104 mg/L，总矿化度（6.65~11.12）×104 mg/L，平均为8.45×104 mg/L，水型为CaCl2型，代表了油藏后期保存较好，没有与地表水沟通。证实塔里木盆地深层油气保存条件较好。
目前跃满地区原油最大埋深在7 579 m，对应储层温度刚达到160 ℃，但原油并未发生裂解。经典石油地质学理论认为，原油在温度大于160 ℃时或埋深超过6 000 m开始裂解成气，随后液相石油逐渐消失［36-39］。但近期的深层油气勘探实践发现一些油藏在远大于此温度/深度条件下依然以油相大量存在［14，40］，针对塔里木盆地海相深层油藏的原油热模拟实验和原油裂解生气的动力学参数计算表明［41］，高温条件下的稳定埋藏更有利于原油的裂解而快速深埋背景下原油则可能免遭裂解破坏。采用PetroMod盆地模拟软件，综合考虑了跃满油田各地质时期大地热流值的变化以及地层剥蚀量，恢复了跃满2井的埋藏史及其奥陶系一间房组地层温度演化史（图11），结果跃满2井一间房组地层温度为150 ℃，与实测温度接近，证实了模拟结果的可靠性。根据前人研究，塔里木盆地原油开始大规模裂解埋深应在9 000~9 500 m之间，对应的储层温度在210~220 ℃之间［40］，而在目前的勘探深度段内（7 579 m），原油尚未达裂解温度条件。因此，低地温梯度和晚期快速深埋过程的时间与温度的补偿效应不足决定了原油裂解所需的埋深更大。这也是跃满油田目前深层勘探以油藏为主、原油能够以单一油相保存的原因。
3 油气成藏过程
地质—地球化学综合研究表明，加里东中期断控下的岩溶作用导致跃满地区一间房组发育大规模层间岩溶，继而形成优质的断溶体圈闭，其与上覆吐木休克组和桑塔木组有效盖层组成了极佳的储盖组合，早期大型走滑断裂一方面对储层改造施加了积极作用，另一方面成为油气运移的优势通道，此外，通源断裂断至深层寒武系—奥陶系烃源层、且研究区紧邻南部满加尔凹陷寒武系—奥陶系烃源岩，油源充注条件有利。
从油气成藏演化历程来看，在加里东期运动早期，跃满地区奥陶系灰岩遭受表生期大气淡水淋漓作用，形成大量溶蚀孔洞，为奥陶系灰岩储层的形成奠定了基础。在加里东期运动晚期（志留系沉积后），盆地抬升遭受剥蚀，在深大断裂活动的控制下，深部（潜水面以下）储层岩溶作用进一步加剧，储层性能得到改善。此时，奥陶系岩溶储层已基本形成，为随后油气充注提供了有利场所。晚海西运动期（二叠纪）是跃满地区的主要成藏期，流体包裹体结果指示成藏温度在94~119 ℃之间［42］，与跃满2井一间房组在晚二叠纪地层温度一致（95~106 ℃，图11）。彼时来自下古生界烃源岩生成的大量烃类沿断裂和岩溶层网状运移，进入奥陶系有利圈闭中，形成了规模巨大的油气藏。二叠纪末期研究区经历了短暂的抬升剥蚀，但并未对油气藏造成影响。自三叠系沉积以来，奥陶系油藏一直处于持续深埋过程，上覆盖层不断加厚，圈闭基本保持了晚海西期成藏时的状态；特别是晚喜马拉雅期以来（5 Ma，康村组沉积期），盆地快速沉降，油藏在短期内埋深增加2 000 m以上，深部石油得以以单一液相保存至今。
4 结论
塔里木盆地跃满地区奥陶系碳酸盐岩储层具有典型的断溶体特征，其形成受控于断裂控制下的破碎作用和岩溶作用，在两者的叠加下溶蚀孔、溶蚀缝与构造裂缝较为发育，平面上沿断裂带呈条带状分布特征，垂向上不受埋深限制，受大型通源断裂控制的断溶体具有较大的规模，是最优势的富油空间。
跃满地区深层原油具有成熟度适中、来源一致的特征，属于来自于下古生界海相烃源岩的成熟原油，深层油藏形成于二叠纪晚期，并在成藏后进入持续深埋过程，自5 Ma以来进入快速沉降阶段、古油藏达到现今最大埋深。埋藏史与热史分析揭示了跃满地区低地温梯度和晚期快速深埋过程中时间与温度补偿效应的不充分，是超深层古老油藏得以保存的主要原因。
大型通源断裂对跃满油田的油气富集起到了决定性作用，断裂附近易形成大型断溶体圈闭，地震反射特征以串珠状强反射为主，是油气的有利富集区与高产区；其南部具有相似断裂发育特征的地区是未来深层油气勘探的有利目标。
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