Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 1: 1 - 14

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.010

Cap rock in Lower Proterozoic carbonate rocks and its controls over hydrocarbon accumulation， Tarim Basin： Case study from the western Tarim carbonate platfrom

  • Qinghua WANG ,
  • Yongquan CHEN ,
  • Fangjie HU
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  • Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China

Received date: 2022-05-13

  Revised date: 2022-09-21

  Online published: 2023-02-07

Supported by

The National Key Research and Development Program(2019YFC0605505)

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Abstract

The Lower Paleozoic strata of Tarim Basin develops extremely thick carbonate deposits， which contains excellent source-reservoir-caprock association in the vertical direction.This succession has experienced multi-stage reformation and multi-period petroleum accumulation in the long-term evolution process， and its oil and gas conditions are complicated.Research on carbonate caprock of the Lower Paleozoic strata is crucial for optimizing exploration targets in the study area. In this research，two types of regional caprocks and two types of local caprocks are summarized by means of caprock analysis of typical oil and gas reservoirs，seismic interpretation and experimental analysis in the western Tarim carbonate platfrom.These two types of regional caprocks include the Upper Ordovician dark mudstone and the Middle Cambrian evaporite，named as “black quilt” and “white quilt”，respectively.The two types of local caprocks comprise the carbonate buried hill overlying mudstone which is called “new quilt” and the inside tight carbonate rock.Through the method of seismic interpretation and well control，the distribution of the black quilt，white quilt and new quilt has been determined.According to statistical analysis of the relationship between the caprock and reservoir formation in the discovered oil and gas reservoirs and the category of oil and gas reservoirs under the caprock， it is concluded that， the regional caprock and the underlying tight carbonate rocks together constitute a compound caprock， which controls the main reservoir-forming horizon. Besides， the category of oil and gas reservoirs under the local cap rocks are mainly controlled by the seepage capacity of reservoirs. Local caprock-homogeneous reservoir is characterized by structural control， whereas local caprock-heterogeneous reservoir is characterized by large-area quasi stratified distribution. This research clarifies that the critical exploration direction of carbonate new area is Ordovician and Cambrian subsalt dolomite in Manxi low uplift. In addition， the sealing ability of high-resistivity layers of locally tight carbonate is uncertain， it is suggested to conduct detailed research and exploration in the development stage.

Key words： Tarim Basin; Western Tarim carbonate platfrom; Carbonate rocks; Cap rocks; Controls on hydrocarbon accumulation

Cite this article

Qinghua WANG , Yongquan CHEN , Fangjie HU . Cap rock in Lower Proterozoic carbonate rocks and its controls over hydrocarbon accumulation， Tarim Basin： Case study from the western Tarim carbonate platfrom[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(1) : 1 -14 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.09.010

0 引言

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩分布范围广，厚度超过2 000 m，蕴含丰富的油气资源。截至2021年年底，已发现塔中I号上奥陶统良里塔格组礁滩体气田、哈拉哈塘奥陶系油田、塔中鹰山组油气田、塔河奥陶系油田与富满油田等大型、特大型油气田［1-4］。在古城地区下奥陶统白云岩的勘探发现和中深1、轮探1、柯探1（京能）寒武系盐下油气的相继发现［5-7］，将下古生界碳酸盐岩的勘探层系向深层推进。近几年勘探实践证实，寒武系烃源岩为台盆区主力烃源岩［6，8］，其上覆下古生界内幕的有效储盖组合为规模油气成藏提供了良好的生储盖空间配置条件。因此，准确认识塔里木盆地下古生界碳酸盐岩盖层的有效性、纵向层位及其横向分布范围对于勘探区带的选择与目标评价意义重大。
塔里木盆地下古生界碳酸盐岩内幕盖层、浅层碎屑岩盖层的前期研究具备一定的基础，研究主要集中在两类区域盖层与两类局部盖层方面：中寒武统蒸发盐岩与上奥陶统泥岩作为区域盖层具备封盖能力已取得普遍共识［9-13］；局部盖层的研究主要集中在碳酸盐岩潜山的碎屑岩盖层与内幕碳酸盐岩高阻层2个方向。前人研究证实，石炭系泥岩可以作为有效盖层［14-15］，高电阻致密碳酸盐岩在裂缝欠发育的情况下也具有一定的封盖能力［16］。
塔里木盆地下古生界盖层具有多层位、多类型的特点，现有的研究成果缺乏优质盖层平面分布预测、盖层对油气成藏的控制作用等相关研究，制约了碳酸盐岩新区新领域目标优选与已发现油气田的高效开发。本文以前人关于盖层的分类与实验分析为基础，通过分析已发现油气藏盖层的封盖能力、盖层纵向及其平面分布、盖层与油气成藏的关系，开展塔里木盆地下古生界区域盖层与局部盖层的评价及其控藏作用研究，旨在为塔里木盆地下古生界碳酸盐岩油气勘探开发及新区新领域的评价提供地质依据。

1 地质背景与勘探概况

1.1　地质背景

塔里木盆地位于中国西北部，新疆维吾尔自治区境内，是一个面积约为56×104 km2的大型叠合复合盆地，可划分为“四隆五坳”9个二级构造单元（图1）。塔里木盆地下古生界为台—坡—盆沉积结构：以轮南—古城台地边缘为界［17-18］，分为塔西台地和塔东盆地，本文主要研究范围分布在塔西台地。
图1 塔里木盆地构造纲要与寒武纪—早奥陶世沉积格局［21］

（注：①为图2剖面导向位置；②为图4剖面导向位置；③为图7剖面导向位置）

Fig.1 Structure outline and Cambrian-Early Ordovician sedimentary pattern， Tarim Basin［21］

塔西台地是发育于新元古代—下古生代的碳酸盐岩台地，碳酸盐岩沉积厚度大（2 000~4 000 m），面积超过30×104 km2。从下至上分别为震旦系奇格布拉克组（Z2 q），寒武系玉尔吐斯组（∈1 y）、肖尔布拉克组（∈1 x）、吾松格尔组（∈1 w）、沙依里克组（∈2 s）、阿瓦塔格组（∈2 a）、下丘里塔格组（∈3 xq），奥陶系蓬莱坝组（O1 p）、鹰山组（O1-2 y）、一间房组（O2 y）、吐木休克组（O3 t）、良里塔格组（O3 l）和桑塔木组（O3 s）；在北部坳陷内，良里塔格组相变为低能沉积环境，与上覆桑塔木组泥岩合称为却尔却克组（O3 q）。塔西台地上震旦统—奥陶系自下而上发育6套岩性组合（图1）：上震旦统—下寒武统为下白云岩组合，以白云岩沉积为主，仅在下寒武统玉尔吐斯组发育近30 m厚的黑色泥页岩；中寒武统为膏盐岩组合，岩性以蒸发相膏岩、盐岩沉积为主；上寒武统为上白云岩组合，岩性以结晶白云岩为主；下奥陶统为云灰岩组合，岩性以白云岩与灰岩互层特征为主；中奥陶统为灰岩组合，主要由纯灰岩组成，一般不发育白云岩；上奥陶统为灰泥岩组合，岩性以泥岩、灰质泥岩为主。
塔西台地上震旦统—奥陶系沉积岩相序的变化代表了海平面的变化与沉积环境的演化。前人［19-20］研究揭示了塔西台地自寒武系以来的沉积环境演化过程：晚震旦世沉积海平面较低，塔西台地北部发育局限台地；早寒武世早期，发生大规模海侵，沉积了一套缓坡相的黑色页岩及泥岩；早寒武世晚期—中寒武世，海平面缓慢下降，沉积环境经历了从半局限台地到局限台地的演化过程，沉积岩性从白云岩演化为蒸发盐岩；晚寒武世—中奥陶世，海平面继续上升，沉积环境经历了半局限台地至开阔台地的演化，沉积物由白云岩经云灰互层演化至灰岩；晚奥陶世早期（良里塔格组沉积期）发生了塔西台地内部分异，发育塔中—巴楚、塘南与塔北3个孤立台地，台地之间为塘古坳陷与北部坳陷2个台盆沉积区；晚奥陶世晚期，塔西台地淹没，主要发育一套填平补齐式的陆棚相巨厚泥岩。

1.2　勘探概况

塔里木盆地的勘探史既有“五下六上的兴奋与困惑”，也有“茫茫勘探路、征战几重回”的艰辛与曲折［22］。下古生界碳酸盐岩的勘探始于1984年沙参2井的钻探。30余年来，在震旦系—奥陶系多个层系均取得突破（图2），发现了以塔河、塔中、哈拉哈塘、富满等10余个油气田。
图2 塔中隆起—北部坳陷—塔北隆起地层结构与油气藏剖面（剖面位置见图1）

Fig.2 Stratigraphic structure and oil gas reservoir profile in Tazhong Uplift-Northern Depression-Tabei Uplift（see Fig.1 for profile location）

已发现的油气田从储盖组合方面可以划分为3种类型：一是由上奥陶统泥岩与其下伏灰岩储层构成的储盖组合，是当前勘探开发的主力储盖组合类型，代表油气田包括哈拉哈塘油田、富满油田、塔中良里塔格组凝析气田等；二是由中寒武统蒸发盐岩与下伏下寒武统白云岩构成的储盖组合，是当前的探索类型，已发现了中深1、轮探1与柯探1（京能）寒武系盐下油气藏；三是由石炭系、白垩系泥岩与下古生界碳酸盐岩潜山构成的储盖组合，代表油田包括牙哈—英买力油田、塔中1、罗斯2、中古58油藏等［23］。下古生界碳酸盐岩已发现油气田盖层按分布范围大小，可概括为2套区域盖层与2套局部盖层（图2）：2套区域盖层分别为上奥陶统泥岩“黑被子”与中寒武统蒸发膏盐岩“白被子”；2套局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆碎屑岩“新被子”与内幕致密碳酸盐岩盖层。

2 “一黑一白”2套区域盖层

2.1　中寒武统“白被子”盖层特征与分布

据统计，8%的膏盐岩盖层油田控制了全球55%的油气储量，直接表明膏盐岩是大型油气藏的优质盖层。塔西台地发育稳定分布的中寒武统蒸发盐岩，本文称之为“白被子”。“白被子”纵向发育在中寒武统沙依里克组、阿瓦塔格组，横向厚度分布较为稳定，约为400~700 m，其岩性组合特征显示出“两盐夹一灰”的特点（图1）。
塔西台地中寒武统蒸发盐岩“白被子”的主要岩石类型可划分为3大类：①盐湖相盖层，可分为较纯的盐岩［图3（a），图3（b）］、膏岩［图3（c）］或泥膏岩［图3（d）］，偶夹少量的碳酸盐岩，膏岩或盐岩厚度占地层总厚度的60%以上；②膏云坪相盖层，可细分为白云质膏岩与膏质白云岩［图3（e）］，石膏呈现纤状，具有定向排列特征，且与白云岩呈现互层状分布特点，石膏岩呈薄层状，占地层总厚度的比例约为10%；③泥云坪相盖层，可分为泥质白云岩［图3（f），图3（g）］或含泥白云岩，泥质呈条带状、纹层状分布［图3（g）］，不含或含少量的纤状石膏。根据实际钻井取心的相序研究结果，塔西台地中寒武统表现为一个边部高中部低的沉积地貌特征，盐湖相分布在塔西台地中部，向外部依次过渡为膏云坪相与泥云坪相。
图3 中寒武统“白被子”盖层岩性特征

（a）盐岩，晶粒结构，晶体间见晶间缝，方1井，4 082 m，∈2，普通薄片，单偏光；（b）褐红色盐岩，晶粒结构，巴探5井，5 296.3~5 296.51 m，∈2，岩心；（c）膏岩，石膏晶体呈发丝状，为放射状晶簇集合体形态，方1井，4 258 m，∈2，普通薄片，正交偏光；（d）膏质角砾岩，角砾成分主要为膏岩，角砾呈不规则状、大小不等，砾间主要为泥质充填，中深5井，6 220.42 m，∈2，岩心；（e）下部为膏质白云岩，上部为白云质膏岩，岩性分界面明显，石膏层为板条状、不规则状，定向排列，中深5井，6 562 m，∈2，普通薄片，正交偏光；（f）深灰色泥岩与褐色白云岩不等厚互层，泥质以条纹状、脉状分布，牙哈5井，5 810.15~5 810.27 m，∈2，岩心；（g）泥质白云岩，泥质呈顺层状分布，白云石为泥晶结构，牙哈5井，5 800.27 m，∈2，普通薄片，正交偏光

Fig.3 The lithologic feature of “white quilt” cap rock in Middle Cambrian

实验分析结果（表1）表明，以牙哈10井为代表的泥质白云岩突破压力变化区间为1.9~14 MPa，平均值为7.7 MPa，表明泥质白云岩具备良好的封盖能力，以中深5井为代表的膏质云岩排替压力变化区间为1.3~14 MPa，平均值为8.4 MPa，且中深1井下寒武统肖尔布拉克组获得工业气流，表明中寒武统膏质云岩也可以作为有效盖层。盆地内虽然揭示了盐湖相纯膏盐岩，但是由于缺乏突破压力或排替压力数据，其直接封盖能力无法直接评估，但是以和4井、和6井、方1井、康2井等井为代表的中寒武统实测压力系数普遍较高，和6井盐间灰岩压力系数为2.17，酸压求产折日产水198 m3，表明膏盐岩封盖能力强，具有物性封闭与超压封闭的复合型盖层特点。
表1 中寒武统“白被子”盖层突破压力实验数据

Table 1 Experimental data of breaking pressure of “white quilt” cap rock in Middle Cambrian

井号 层位 岩性 井深/m 饱和煤油突破压力/MPa
中深5 ∈2 a 膏质云岩 6 223.4 14.0
6 192.6 1.5
6 193.5 12.2
6 193.9 8.5
6 196.9 1.9
6 545.4 9.5
6 545.4 10.5
6 546.0 1.3
6 547.8 14.0
6 548.6 10.5
∈2 a 泥质云岩 6 177.5 16.6
牙哈10 ∈2 a 泥质云岩 6 173.9 8.5
6 174.3 3.1
6 175.5 12.5
6 175.9 11.5
6 176.2 4.5
6 176.4 14.0
6 176.8 5.5
6 212.1 11.5
6 448.1 4.6
6 448.6 7.5
6 448.8 1.9
中寒武统蒸发岩“白被子”的分布与厚度研究采用地震解释与井控方法综合厘定：首先，根据井震标定与地震解释厘定了中寒武统残余厚度，中寒武统地层厚度最大值分布在满西地区，并向周缘减薄，特别是向塔西南—塘古坳陷—古城低凸起一线具有明显减薄的特点；其次，地震相研究结果（图4）显示，中寒武统加厚区表现为空白弱反射的特点，并且构造的翼部与核部膏盐层的厚度具有明显差异性，该塑性特点代表盐湖相分布；中寒武统减薄区一般在地震剖面上表现为平行强反射的特点，经中深1井、中深5井与牙哈5井等井的标定代表膏云坪相与泥云坪相，该两者之间的地震相无明显的区分标志。最后，中寒武统“白被子”的厚度平面图采用地震相约束盐湖边界，采用井控盐地比系数确定膏盐层厚度，由于膏云坪相与泥云坪相难以区分，因此采取推测处理，最终成图结果见图5。
图4 中寒武统“白被子”盖层地震反射特征（剖面位置见图1）

Fig.4 The seismic reflection characteristics of “white quilt” cap rock in Middle Cambrian（see Fig.1 for profile location）

图5 中寒武统“白被子”盖层3种岩相类型厚度平面图

Fig.5 The thickness plan of three kinds of lithofacies of “white quilt” cap rock in Middle Cambrian

成图结果可以直接反映中寒武统3类盖层的分布。盐湖相盖层主要分布在巴楚隆起、塔中西部、满西地区，总面积约为11×104 km2，厚度约为200~450 m，与前人［10，24］报道的巴楚隆起蒸发盐岩厚度350~400 m一致；膏云坪与泥云坪沿膏盐湖外围依次呈环带状分布，总面积约为17×104 km2，蒸发岩厚度约为0~200 m。

2.2　上奥陶统“黑被子”盖层特征与分布

除塔西南地层削蚀区外，塔里木盆地台盆区普遍发育上奥陶统巨厚泥岩层，颜色呈灰黑色，本文称之为“黑被子”。该套暗色泥岩在巴楚—塔中隆起与塔北隆起内称为桑塔木组（O3 s），北部坳陷内称之为却尔却克组（O3 q）。实际钻井取心揭示，桑塔木组/却尔却克组岩性较为单一，以深灰色—灰色泥岩［图6（a），图6（b）］、粉砂质泥岩［图6（c）］、钙质泥岩［图6（d））为主，局部含灰泥岩［图6（e）］。
图6 上奥陶统泥岩类“黑被子”盖层岩性特征

（a）深灰色—灰色泥岩，含少量的钙质，英东2井，3 996.1 m，O3 q，岩心；（b）深灰色泥岩，发育高角度裂缝，内部被方解石全充填，塔东2井，4 088.46 m，O3 q，岩心；（c）灰色—褐灰色泥岩、含粉砂质泥岩，层面可见黑色笔石化石，塔中28井，4 880.15 m，O3 q，岩心；（d）深灰色钙质泥岩，塔中29井，5 381.86 m，O3 q，岩心；（e）深灰色钙质泥岩，含薄层灰色生屑灰岩，发育水平层理，满加1井，6 822.68 m，O3 q，岩心

Fig.6 The lithologic characteristics of mudstone “black quilt” cap rock in Upper Ordovician

前人针对塔东地区盖层开展了泥岩盖层扩散系数和突破压力的实验测定［9］，其中塔东2井在4 086.58 m处黑色泥岩的扩散系数为1.02×10-6 cm2/s，采用饱和标准盐水测定突破压力为5 MPa，英东2井在3 996 m的泥岩相对应值为7.65×10-7 cm2/s，采用15 MPa压力24 h未突破，证实了泥岩突破压力较大，达到了好盖层标准［24］，且盖层的毛细管孔隙吸附阻力随着盖层厚度的增加而增大［25］。因此，塔里木盆地内近千米厚的上奥陶统暗色泥岩具备作为区域盖层的优越条件。
塔里木盆地上奥陶统暗色泥岩在地震剖面上易于识别与追踪，即为灰岩顶面—志留系底界2个明显的地震波阻所夹持的一套地层，地震相表现为中强—弱平行反射特征（图7）。本文中上奥陶统厚度平面成图采用地震解释成图与钻井校正的方法，最终成图结果见图8。
图7 上奥陶统泥岩类“黑被子”盖层地震反射特征（剖面位置见图1）

Fig.7 The seismic reflection characteristics of mudstone “black quilt” cap rock in Upper Ordovician （see Fig.1 for profile location）

图8 上奥陶统泥岩类“黑被子”盖层厚度平面图

Fig.8 The thickness plan of mudstone “black quilt” cap rock in Upper Ordovician

成图结果显示，上奥陶统泥岩主要分布在北部坳陷与塘古坳陷周缘，面积约为25×104 km2；西南坳陷与塔北隆起北部由于构造作用抬升，造成该套地层削蚀尖灭，塔中隆起中央主垒带也由于冲断抬升，桑塔木组泥岩削蚀尖灭。上奥陶统泥岩厚度与良里塔格组沉积格局有着密切关系，在良里塔格组台地区，上奥陶统泥岩为桑塔木组泥岩，厚度约为200~500 m；在良里塔格组斜坡—深水陆棚相区，上奥陶统泥岩为却尔却克组，时间上相当于良里塔格组与桑塔木组的累计，厚度较大，一般大于1 000 m。

3 两类局部盖层

3.1　潜山顶“新被子”

“新被子”系指直接披覆在碳酸盐岩潜山之上的志留系或更晚层位的碎屑泥质岩类盖层。典型“新被子”覆盖下的潜山油气藏有：①牙哈—英买力地区，白垩系覆盖在寒武系之上；②轮南地区，石炭系或三叠系覆盖在奥陶系之上；③塔中东部潜山区，石炭系泥岩/志留系砂泥岩覆盖在奥陶系之上；④玛东冲断带，石炭系/志留系泥岩覆盖在奥陶系之上。前人［14］选取了塔中地区6口井8块石炭系泥质岩进行了物性封闭能力测定，其排替压力最大值可达17.02 MPa，平均为6.03 MPa，证实了塔中地区石炭系泥岩盖层可成为良好的封盖层。
“新被子”分布范围的确定关键是刻画志留系、石炭系、三叠系及白垩系尖灭线的位置。研究表明塔里木盆地下古生界碳酸盐岩上覆盖层类型分布各异：在塔中东部潜山区，直接盖层为志留系砂泥岩、石炭系东河砂岩及石炭系泥岩，在塔中4井区主要为志留系砂泥岩覆盖，塔中1井区为东河砂岩覆盖，局部高山头为石炭系泥岩覆盖，塔中5井区为大面积分布的石炭系泥岩覆盖［图9（a）］；塔北地区则表现出高低起伏差异大的特点，直接盖层在志留系、石炭系、三叠系、白垩系均有分布，整体表现出向北、向东方向盖层越新的特点［图9（b）］。根据已发现潜山油气田（藏）的盖层特点，石炭系泥岩、白垩系卡普沙良群泥岩是较有利的盖层。
图9 塔里木盆地“新被子”盖层分布

Fig.9 The distribution map of “new quilt” cap rock in Tarim Basin

3.2　致密碳酸盐岩局部盖层

因碳酸盐岩储层物性的横向非均质特征，非储层的碳酸盐岩皆可作为致密盖层。塔中下奥陶统鹰山组及塔北哈拉哈塘油田勘探实践，揭示了致密碳酸盐岩盖层之下能形成优质油气藏。塔中北斜坡良里塔格组发育礁后含泥灰岩与泥晶灰岩，厚度大及泥质含量高是形成优质盖层的主要因素［16］；突破压力实验证实了塔中地区奥陶系颗粒灰岩、泥灰岩、泥质条带泥晶灰岩的突破压力分别为1.81~29.76 MPa、14.33 MPa、3.15~5.14 MPa，且只要3类岩性连续沉积厚度大于5 m，就能形成有效的局部封盖层［26］。
塔北哈拉哈塘油田钻井多，除了一间房组主力层段产出油气外，在一间房组—鹰山组一段中部及底部发育2套高阻层，在构造相对稳定、裂缝欠发育的条件下具备作为局部盖层的条件。岩石学分析结果显示，高阻层的岩石类型主要为颗粒灰岩类，细分为亮晶砂屑灰岩［图10（a）］、含瓶筐石砂砾屑灰岩［图10（b）］、亮晶颗粒灰岩［图10（c）］及亮晶鲕粒灰岩［图10（d）］等。
图10 奥陶系致密碳酸盐岩高阻层岩性特征

（a）亮晶砂屑灰岩，颗粒呈圆—次圆状，见藻砂屑、鲕粒，颗粒以漂浮状态镶嵌在胶结物之上，HA12-1井，O2 y，6 690.52 m，普通薄片，单偏光；（b）浅灰色含瓶筐石砂屑灰岩，裂缝内全充填泥质，新垦7井，O2 y，6 930.6 m，岩心；（c）亮晶颗粒灰岩，颗粒为棘屑、砂屑及砾屑，呈次棱角状—圆状，新垦7井，O2 y，6 921.95 m，普通薄片，单偏光；（d）亮晶鲕粒灰岩，主要为表鲕，英买201井，O2 y，5 874.3 m，普通薄片，单偏光

Fig.10 The lithologic feature of the high-resistivity layers of Ordovician carbonate rock

该套岩石组合与主力产层段沉积相一致，均为开阔台地台内礁滩沉积环境；不同的是，高阻层的成岩作用较强，主要表现为强胶结，弱溶蚀的特点；因此高阻层的出现并不完全受控于沉积环境，可能与溶蚀—充填作用相关。物性分析结果揭示，高阻层段具有较低的孔隙度及渗透率，如HA12-1井平均孔隙度仅为0.94%（n=7），平均渗透率为0.4×10-3 μm2（n=7），新垦7井平均孔隙度为1.16%（n=8），平均渗透率为0.31×10-3 μm2（n=7）。
钻井结果揭示，塔北哈拉哈塘油田发育2套高阻层，分别位于一间房组底部及鹰山组中部，第一套高组层厚度约为5~30 m，第二套高阻层厚度约为20~40 m；油层在2个高阻层之下均有分布，例如哈15井、齐古1井在一间房组高阻层之下测试发现油气藏；热普14井、HA9-7井在第1套高阻层之上酸压测试为干层，加深钻探后在第2套高阻层之下发生放空漏失，常规测试获工业油流（图11）。
图11 哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩高阻层对比

Fig.11 The comparison map of high resistivity Ordovician carbonate rocks in Halahatang Oilfield

4 盖层控藏作用

4.1　区域盖层控藏特点

4.1.1　区域盖层控制油气准层状、大面积成藏

勘探实践结果证实，位于上奥陶统“黑被子”之下的中下奥陶统与位于中寒武统“白被子”之下的下寒武统具有准层状、大面积成藏的特点。如图12所示，塔北隆起“黑被子”之下整体表现出准层状、大面积含油气特征，若干个小油藏沿不整合面大面积分布，沿断裂带富集，构成了不受局部构造控制、油层顶底呈凹凸不平的准层状“大油田”。中深1井、中深5井、轮探1井、柯探1井（京能）相继在中寒武统“白被子”之下发现油气，表明“白被子”之下也具备大规模成藏的条件。
图12 哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩近南北向油藏剖面

Fig.12 The near S-N oil reservoir profile of Ordovician carbonate rock in Halahatang Oilfield

区域盖层之下准层状、大面积成藏需要具备3个先决条件：深部烃源岩、非均质性储层、走滑断裂（图12）。深部广泛分布的寒武系优质玉尔吐斯组烃源岩是大面积成藏的物质基础，前人［27］报道了关于寒武系烃源岩分布的认识，提出塔西台地内寒武系生烃中心位于满西地区，围绕满西地区的塔北、塔中2个隆起均表现为整体含油气的特点，顺北油气田的发现将塔北、塔中两大富油气区带整体连片，证实满西地区生烃凹陷靠实；区域盖层之下的准层状碳酸盐岩储层决定了油气成藏的准层状特点，储层的非均质性特点是形成“小油藏、大油田”的关键因素；走滑断裂是源储沟通的重要途径，在储层非均质性的前提下，油气的运聚输导以垂向为主，中下寒武统烃源岩与中下奥陶统储层距离超过千余米，油气沿走滑断裂的运移将是最重要的途径。

4.1.2　复式盖层控制油气主力发育层位

实际上，“区域盖层控制准层状、大面积成藏”只是一个宏观概念。
一方面，勘探实践表明，塔里木盆地内区域盖层为直接盖层的比较少，仅有塔中良里塔格组凝析气田，更多情况是区域盖层与产层之间存在一套致密的碳酸盐岩。例如，哈拉哈塘油田主力产层为中奥陶统一间房组，与上奥陶统“黑被子”间隔了良里塔格组与吐木休克组；塔中鹰山组油气田主力产层与上奥陶统“黑被子”之间存在良里塔格组泥质灰岩；古城—顺南下奥陶统气藏主力产层与上奥陶统“黑被子”之间存在鹰山组上段致密灰岩等。
另一方面，尽管不同油气田主力产层不同，但是主力产层与上覆区域盖层之间的岩性为致密岩性、不发育规模性储层的现象是统一的。因此，区域盖层之下的第一套层位性、规模性储层是油气主力发育层位。区域盖层与下伏致密碳酸盐岩直接盖层形成的复式盖层，控制了油气主力发育层位［28］，该认识既可以有效解释不同区块间主力成藏层位的差异性，也可以用来预测勘探新区的主力目的层。
典型实例如图13。塔北、塔中良里塔格组台缘带及塔中良里塔格组台内滩，良里塔格组礁滩型储层被上覆桑塔木组“黑被子”直接披覆，因此良里塔格组是油气成藏的主要层位；塔北地区良里塔格组礁后带，良里塔格组与吐木休克组泥质灰岩致密层与上覆桑塔木组“黑被子”形成复式盖层，控制主力成藏层位为中奥陶统；塔中良里塔格组礁后区，良里塔格组致密泥质灰岩与上覆桑塔木组“黑被子”构成复式盖层，控制油气主力成藏层位为鹰山组；古城地区鹰山组一段—鹰山组二段致密灰岩与上覆却尔却克组“黑被子”构成复式盖层，控制主力油气成藏层位为鹰山组三段。
图13 塔中隆起—北部坳陷—塔北隆起奥陶系油气藏分布层位示意

Fig.13 The schematic diagram of Ordovician reservoir distribution layer in Tazhong Uplift-Northern Depression-Tabei Uplift

满西低凸起是富满油田的主力建产区，处于塔北、塔中2个古隆起之间的构造低洼部位，同时也处于加里东期塔北与塔中中奥陶统层间岩溶系统之间的岩溶低部位，因此满西地区中奥陶统碳酸盐岩具有弱溶蚀、强充填的特点，表现为致密碳酸盐岩特征，不具备发育准层状、大面积分布的岩溶储层的条件，只具备断裂破碎带储层发育条件，富满油田就是这种类型。另外，满西低凸起下奥陶统受白云岩化叠加热液改造作用影响可形成准层状大面积分布的优质储层。应用复式盖层控制油气主力发育层位的概念，满西低凸起中奥陶统致密碳酸盐岩与上奥陶统却尔却克组“黑被子”构成复式盖层，复式盖层之下的第一套层状规模储层发育在下奥陶统云灰互层段中，值得进一步勘探。
寒武系盐下白云岩是勘探新层系，盐下为吾松格尔组与肖尔布拉克组白云岩层。多口井实钻证实紧邻盐层的吾松格尔组以含泥含膏特征为主，岩溶发育弱，储层欠发育，在裂缝不发育的情况下可以作为局部盖层；肖尔布拉克组发育藻白云岩、结晶白云岩等，且肖尔布拉克组顶面发育明显的岩溶作用，具备发育规模储层的岩性基础。因此，在裂缝不发育情况下，中寒武统蒸发岩与下伏吾松格尔组泥质白云岩构成复式盖层，实现对肖尔布拉克组储层的有效封盖，主力成藏层位为肖尔布拉克组，中深1井的勘探成果证实肖尔布拉克组是主力成藏层位；而在吾松格尔组裂缝发育区，吾松格尔组—肖尔布拉克组构成一套储层，主力油气成藏层位为吾松格尔组（图14）。
图14 巴楚—塔中地区中—下寒武统储盖组合对比［21］

Fig.14 The comparison of Middle-Lower Cambrian reservoir-cap assemblages in Bachu-Tazhong area［21］

4.2　局部盖层之下油气藏特点

4.2.1　“新被子”控藏类型与储层的非均质性有关

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩潜山勘探开发实践揭示，“新被子”的封盖能力是潜山成藏的重要前提，储层的均质与非均质特点决定了油气藏类型。目前，已发现的碳酸盐岩潜山油气田主要盖层岩性为泥岩，例如牙哈—英买力油田的盖层为白垩系卡普沙良群泥岩，轮古潜山油田的盖层为石炭系泥岩，塔中东部潜山为石炭系泥岩，玉北潜山带的盖层为石炭系泥岩。
英买力寒武系白云岩潜山与轮南奥陶系潜山油田代表了“新被子”覆盖下的2种油藏类型。由于英买力地区寒武系白云岩潜山储层具有均质储层特点［29］，油藏表现为构造油气藏特点，具有相对统一的油水界面（图15）；轮南地区由于发育非均质较强的缝洞型灰岩储层，油气藏受构造与缝洞体储层共同控制，整体表现为准层状、大面积成藏特点（图16）。
图15 英买32油田下古生界碳酸盐岩潜山油藏剖面

Fig.15 The oil reservoir profile of the Lower Paleozoic carbonate buried hills in Yingmai 32 Oilfield

图16 轮古油田奥陶系碳酸盐岩潜山油藏剖面

Fig.16 The oil reservoir profile of Ordovician carbonate buried hills in Lungu Oilfield

4.2.2　致密高阻碳酸盐岩之下油气藏比较复杂

本节讨论的致密碳酸盐岩是指发育在塔中、塔北中奥陶统油气层中的致密高阻碳酸盐岩层。由于脆性较大且延展性差，后期改造容易破坏其封盖能力，导致致密高阻碳酸盐岩盖层具有局限分布特点，造成了油气成藏的复杂性。
以哈拉哈塘油田钻探效果为例。一方面，高阻层具备一定的封盖能力，例如热普14井、HA9-7井、哈15井、齐古1井等多口井在高阻层之下获得工业产能（图11）；另一方面，高阻层之下常常表现为水层、或高产不稳产、或早期见油但快速水淹，29口井统计结果表明，高阻层之下高产稳产井比例仅为10%（图17），表明高阻层之下油气分布复杂、水体能量强。因此，本文不建议在勘探阶段考虑高阻层之下储层为目标，待开发进入一定阶段后，结合油气藏开发动态资料、构造、断裂等精细研究成果，分区、分块评价高阻层的封盖能力及其下部水体能量与油气开发极限产量，建立配套的开发政策，进行效益开发。
图17 哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩高阻层之下流体分类统计直方图

Fig.17 The histogram of reservoir fluid’s classification statistics beneath the high-resistivity layers in Ordovician carbonate rock， Halahatang Oilfield

5 结论

（1）塔里木盆地下古生界碳酸盐岩油气田（藏）主要盖层为2类区域性盖层与2类局部盖层：2类区域盖层分别为上奥陶统暗色泥岩“黑被子”与中寒武统蒸发岩“白被子”；2类局部盖层分别为碳酸盐岩潜山上覆泥岩“新被子”与内幕致密碳酸盐岩。
（2）区域盖层及广泛分布的下古生界非均质碳酸盐岩储层组成良好的区域储盖组合，形成准层状、大面积分布的碳酸盐岩油气成藏，由于碳酸盐岩储层的非均质性，油气藏呈现“小油藏、大油田”特征。区域盖层与下伏致密碳酸盐岩形成复式盖层，控制了油气主力发育层位。应用复式盖层控制主力成藏层位的认识，预测勘探新区满西低凸起的主要目的层为下奥陶统，勘探新层系为下寒武统肖尔布拉克组白云岩。
（3）局部盖层与下伏储层共同控制油气藏类型。局部盖层与均质储层形成构造油气藏；局部盖层与非均质储层形成准层状分布、构造高部位富集的油气藏。产层内致密碳酸盐岩高阻层之下油水关系复杂，油气高产稳产比例偏低，封盖能力存在风险，建议在开发阶段进行精细评价与开发。

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