大型不整合面与风化壳岩溶发育关系——以塔中地区奥陶系为例 典型实例
陈新军1，2 蔡希源3 纪友亮2 周卓明1
（1.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151；2.同济大学海洋与地球科学学院，上海200092；3.中国石油化工集团公司，北京100027）
摘要 塔里木盆地经历了多期构造运动，造成沉积间断，继而形成了一系列重大的地层不整合面。塔中地区奥陶系主要发育有两个大型的不整合面T47和T07，它们受构造和海平面的共同控制，暴露时间长，规模大，在区域上控制了两期强烈的风化壳岩溶事件的发育。第一期位于下奥陶统顶部不整合面之下，第二期位于上奥陶统顶部不整合面之下，这两期岩溶特征因其上覆不整合面的特征不同而不同。不整合面对岩溶发育的控制主要体现在两个方面：一是不整合面形态对风化壳岩溶发育范围的控制；二是不整合面的强度级别对风化壳岩溶发育深度的控制。
关键词 不整合面 岩溶 塔中地区
The Relationship between the Large Scale Unconformity Surface and Weathering Crust Karst——Ordovician in Central Tarim Area
CHEN Xin-jun1，2，CAI Xi-yuan3，JI You-liang2，ZHOU Zhuo-ming1
（1.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi，214151；2.School of Ocean and Earth Science，Tongji University，Shanghai200092；3.SINOPEC，Beijing100027）
Abstract The Tarim basin has experienced periods of structure movements and developed a series of large stratigraphic unconformities.The Ordovician has two large unconformity surfaces T47 and T07 in central Tarim area，which were predominated by structure movements and sea level changes.They were exposed for a long time，and locally controlled the development of two periods regolith karst.The first period karst located under the unconformity’s at the top of Lower-Ordovician，the second located under the unconformity at the top of Upper-Ordovician，the character of two periods’ karst are different for their unconformities are different.The effects of the unconformity surface on karst mainly include two aspects：one is that the configuration of unconformities controls the development scale of regolith karst，another is the intensity of unconformities controls the development depth of regolith karst.
Key words unconformity surface karst central Tarim area
地层之间的不整合接触关系是地面露头和地震剖面上常见的地质现象，进行不整合分析对于划分地层层序，确定地层格架和构造运动，分析盆地的形成、演化和改造以及研究与不整合有关的圈闭均具有重要的意义。为此，许多学者曾对不整合的概念、类型及其在油气勘探中的应用进行了广泛的研究，并取得了重要的进展［1］。不整合的认识与研究自18世纪末以来已经历了200年的历史，但仅是在20世纪30年代才因其与油气圈闭有关而受到广泛关注。在总结以往研究成果的基础上，Bates和Jackson［2］在美国地质词汇中对不整合作了这样的定义：它是相接触岩层的构造关系，以沉积间断、风化作用或特别是新岩层沉积前的陆上或水下侵蚀作用为特点，常常（但不总是）表现为地层间的非平行接触关系。然而自20世纪70年代以来，随着地震地层学及层序地层学的发展，地层不整合面被应用在层序地层学中，不整合面更主要的是在成因上与海面相对变动联系起来，并被作为划分层序级别及类型的关键界面。Vail等将作为层序界面的不整合面划分为代表陆架暴露的第一类层序界面和陆架未暴露的第二类层序界面，以分别反映海面的相对下降幅度［2］。但是，并非所有不整合面都可归为低海平面成因，因为多数全球性构造事件在时间上与海面上升期相对应［3］。许效松［4］则从Vail等［5］的两类层序界面划分中独立出第三类层序界面，专指发育于碳酸盐岩层序之上的溶蚀型卡斯特界面，以区别于碎屑海岸由河流回春作用形成的侵蚀界面，并且这一划分是非成因的。
不整合面不仅是构造运动或海面变动事件的记录者，而且还代表了后期地质作用对前期沉积岩（物）的不同性质和程度的改造。这一改造作用通常具有明显的经济价值。风化作用除能直接形成残坡积风化矿床外，与风化面相关的岩溶型油气藏已在碳酸盐岩油气勘探中占据了重要地位［6～8］。与不整合面发育相伴的岩溶作用强度及其分带性是控制碳酸盐岩次生储集空间形成与展布的关键因素。而不同成因的不整合面以不同方式控制着岩溶储层的产出。油气勘探成果证明，世界上许多含油气盆地均发育有碳酸盐岩古风化壳含油气层，据统计，世界油气的20%～30%与不整合面有关，且主要与古风化壳岩溶有关［9］。因此对不整合面进行研究在岩溶储层研究中具有非常重要的意义。
1 区域地质概况
塔里木盆地位于我国西北边陲，面积约56×104km2，是我国最大的内陆盆地。塔中地区在区域构造位置上属中央隆起中段的塔中低隆起，北以塔中1号断裂带与满加尔凹陷相邻，西面及南面分别与阿瓦提凹陷和塘古孜巴斯凹陷呈斜坡过渡关系，东与塔中东凸起相邻（图1）。目前，该区已经开展了大量的基础地质研究工作，经过多年的研究大家对碳酸盐岩储层发育规律已达成基本共识，即岩溶作用是控制碳酸盐岩储层质量的关键因素。为此，众多研究者运用各种理论和方法对碳酸盐岩储层的岩溶发育规律进行了多方面的研究［10～13］。本文从不整合面分析的角度出发来研究风化壳岩溶的发育规律，为油气勘探服务。
2 不整合面发育情况及其特征
塔里木盆地自震旦纪以来，经历了加里东期、海西期、印支期和喜马拉雅期构造旋回，形成了四大构造层［14］。每个构造旋回又发生过多期构造运动，相应地引起了海平面的大规模相对升降变化，造成沉积间断和地层变形，继而形成了一系列重大的地层不整合面。其中，在塔中地区奥陶系主要发育有两个大的不整合面（图2），一个是发育在下奥陶统与中上奥陶统之间的
图1 研究区平面位置图
图2 塔中地区奥陶系大型不整合面
2.1
该不整合面在塔里木盆地普遍分布，位于下奥陶统顶，在塔中地区剥蚀程度较大，在剖面上容易识别（图2）。
根据塔中地区下奥陶统上覆地层分布图（图3）可以得知，沿塔中Ⅱ号构造带一线，TZ64—TZ18—TZ46—TZ37—TZ9—TZ19—TZ4—TC1—TZ1—TZ25—TZ27 一线以南至 TB1—TZ3—TZ38—TZ48一线的广大地区，下奥陶统之上均缺失了中上奥陶统、志留系，且下奥陶统发育不全，表明该区除了受下奥陶统顶部早加里东期运动影响外，还经受了上奥陶统与志留系之间的晚加里东运动等后期构造运动。因此，该区受构造活动影响较大，挤压抬升幅度较大，古地貌较高，遭受剥蚀程度巨大。
图3 塔中下奥陶统上覆地层分布图
2.2
该界面在塔里木盆地普遍分布，位于奥陶系与志留系之间，在塔中地区为角度不整合。不整合面之上的地层主要是碎屑岩，其下主要为碳酸盐岩，在露头、测井及地震剖面上都非常容易识别（图2）。钻井揭示塔中隆起由北向南、由西向东，志留系依次不整合覆于中上奥陶统、中奥陶统和下奥陶统之上。
根据塔中上奥陶统上覆地层分布图（图4）可以看出，除了下奥陶统裸露区外，塔中大部分地区均有中、上奥陶统分布，并且大部分地区的奥陶系顶部发育有一套泥岩沉积，仅在TZ37—TZ20—TZ16—TZ401—TZ101一线附近，上奥陶统顶的泥岩层缺失，导致中、上奥陶统的灰岩在志留系沉积之前裸露地表遭受剥蚀和溶蚀。
3 岩溶发育特征
塔中地区奥陶系主要发育有两期风化壳岩溶，第一期位于下奥陶统顶部不整合面之下；第二期位于上奥陶统顶部不整合面之下。这两期岩溶发育特征因其上覆不整合面的发育特征不同而不同。
3.1 平面发育特征
从平面上看，下奥陶统顶部的风化壳岩溶分布范围较大，岩溶作用比较强烈，溶蚀深度较大。主要分布在塔中Ⅱ号构造带、TZ3—TZ7井区、TZ48—TZ38井区、TG1井区和TB2井区。
图4 塔中上奥陶统上覆地层分布图
上奥陶统顶部的风化壳岩溶早期分布范围很小，岩溶作用也不大，仅在TZ25—TZ27井区分布，随着后期构造运动的改造，在Z1—TZ37—TZ16—TC1—TZ101一线及TB2井周围一定范围内由于缺失上奥陶统泥岩段而形成比较强的岩溶作用，该期岩溶作用在上奥陶统灰岩厚度不大的地区还间接地影响到下奥陶统顶面的岩溶发育。
3.2 纵向发育特征
从纵向上看，在塔中地区两期风化壳岩溶都具有良好的分带性，大致可以分为3个带，自上而下依次为：垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带（图5）。
图5 TZ16井中上奥陶统岩溶带
3.2.1 垂直渗流带
该带常位于不整合面与最高潜水面之间，沉积物以代表古土壤的紫红色泥岩、灰绿色粘土质泥岩、覆盖角砾灰岩及角砾白云岩等为主。岩溶作用以垂直方向为主，常形成一些垂向溶孔、溶缝、侵蚀沟、古梁和孤立的落水洞等。该带的一个最大特点是发育各种裂缝，尤其是风化缝和构造缝，且这些裂缝常被溶蚀。这主要是因为垂直渗流带处于不整合面地表附近，岩石温度随季节变化而变化，岩石在冷热温差悬殊下极易产生风化缝［15］。在这些垂向溶孔、溶缝和溶洞中，常被泥、粉砂、各种成因的角砾（垮塌角砾、构造角砾、岩溶角砾）所充填，有些还被方解石胶结物所充填，这些充填物的形态极不规则，大体上以与围岩垂直或近于垂直的囊状或脉状产出，与围岩呈清晰的溶蚀接触。
垂直渗流带在测井曲线上常呈漏斗型，因为在垂直渗流带中各种胶结、充填作用较强，其储集性能较差，常形成岩溶带中相对致密的岩溶壳，电阻率相对于其下部的潜流带要高，自然伽马测井曲线相对于不整合面顶部要低。在地震剖面上有时可见一些沿不整合面发育的侵蚀沟，呈“V”或“U”型。垂直渗流带的发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位和潜水面高低有关，一般在距侵蚀面50m内。
3.2.2 水平潜流带
水平潜流带位于枯水期的最低潜水面之下，距侵蚀面一般30～200m，其厚度与补给区高程有关。该带以发育大量的溶洞和溶孔为主，当然也有一些溶缝，但远不及垂直渗流带发育。这是因为该带处于包水带，地下水十分活跃，并多沿水平方向流动，在潜水面附近，地下水不饱和，CO2含量高，分压大，岩溶地下水交替快，溶蚀作用强，易形成水平溶洞，甚至地下暗河，由于构造运动引起的地表升降，在古岩溶地层中可形成若干层水平溶洞［16］。
水平潜流带在自然伽马曲线与电阻率曲线上都表现为低值，深、浅侧向电阻率间具有较大的正幅度差。在地震上，该带常表现为低能量、低频率和弱反射，反射轴的连续性极差。若地下暗河发育，该带在地震剖面上表现为一弱反射带，且与相邻反射呈切割接触，呈一水平囊状体。水平潜流带由于具有大量的孔洞和溶缝，即使被充填，也仍有许多有效储集空间，因此常成为良好的油气储层。
3.2.3 深部缓流带
该带位于水平潜流带下，最大底界深度是岩溶作用的下限，一般可达侵蚀面下300m左右，该带仅见一些小型水的溶孔和零星溶缝，与普通未发生岩溶作用的层段差别不大，胶结作用在该带较明显。
在对塔中地区岩溶发育特征研究的基础上，建立了该区奥陶系的岩溶地貌发育模式。区内岩溶地貌表现为较大的地形起伏。从整体上看，具明显的北高南低的特征，南北两侧是岩溶高地，中间部位为岩溶谷地，二者之间为岩溶斜坡。
4 不整合面与岩溶发育的关系
影响碳酸盐岩岩溶发育的主要因素有很多，如古气候、海平面的升降以及构造活动等［17］。其中构造不整合面决定了古递降水流平衡面、地下水的深度及活动范围，水动力场大小对碳酸盐岩岩溶发育与否起到了极其重要的作用，尤其是风化壳岩溶。因为碳酸盐岩必须直接出露地表或出露到大气水能改造的范围内才会受大气水中溶解的CO2形成的碳酸溶解［13，15］。构造挤压运动形成隆起，地层出露水面遭受剥蚀，形成不整合面，这为岩溶的发育提供了最基本的条件。研究表明，不整合面对岩溶发育的控制主要体现在两个方面：①古构造所形成的不整合面形态；②古构造的形成不整合面的强度级别。
4.1 不整合面形态对风化壳岩溶发育范围的控制
通过细致研究塔中地区岩溶发育区图（图6）可以发现，塔中地区奥陶纪的岩溶几乎都分布在古构造高点，四周被断层包围形成了构造控制岩溶的格局。在古构造的高点，下奥陶统上部和中上奥陶统顶部的地层在不同时期都出露地表遭受剥蚀，这样下奥陶统顶部和中上奥陶统顶部的灰岩直接出露于不整合面之上，遭受大气水的淋滤、溶蚀，形成风化壳岩溶。也就是说，风化壳岩溶发育范围受不整合面形态的控制，即只有在不整合面发育区域，风化壳岩溶才有可能发生。
图6 塔中地区岩溶发育区示意图
值得注意的是出露于不整合面之上的中上奥陶统顶部灰岩，由于大部分地区发育有一套泥岩沉积，阻隔了中、上奥陶统顶部灰岩与大气水的接触，抑制了风化壳岩溶的发育。这些被泥岩所包围的碳酸盐岩“岩块”区域，在地貌上为高地或丘陵，虽然在志留系前的古地貌背景上存在区域上的地表水古径流体系，但对这些呈地貌高地的碳酸盐岩“岩块”来说，其区域古地表径流的作用不太大。这些“岩块”区的大气水渗入，补给主要靠“岩块”自身捕获的大气降水。另外，这些“岩块”区顶部的岩性和岩相特征也是控制其岩溶作用发育的因素之一。TZ50井区至TZ15井区处于棚内缓坡、棚内洼地与棚缘内的相变区内，其上部的泥质条带灰岩段厚度大、泥质含量高。这些含泥质的泥晶灰岩孔、缝发育较差，可溶解性差，其较低的渗透性和较差的可溶性，影响了岩溶作用的发育。
4.2 不整合面强度级别对风化壳岩溶发育深度的控制
风化壳岩溶发育在垂向上的发育深度不仅与古地貌、构造、岩性和古水文条件等因素有关，而且还与不整合面的强度级别有关。
综上所述，在全球性的海平面大规模下降时形成的大型不整合面对岩溶发育具有控制作用，在古地貌较高部位，由于遭受强烈的剥蚀，缺少泥岩封盖，碳酸盐岩直接出露地表，因而岩溶作用相对较发育。
5 结论
在研究区内，通过不整合面的研究可以得出：多期构造运动和海平面的大规模相对升降变化，形成了区内大型不整合面，并对风化壳岩溶作用产生了一定的控制。风化壳岩溶发育在不整合面的下部，岩溶特征因其上覆不整合面的发育特征不同而不同。不整合面的形态控制了风化壳岩溶发育范围，不整合面的强度级别控制了风化壳岩溶的发育深度。塔中地区中、上奥陶统碳酸盐岩为特低孔和特低渗储层，因此对碳酸盐岩储层的岩溶发育规律进行研究，对于正确预测碳酸盐岩储层的发育规律显得尤为重要。本文将不整合面特征与岩溶作用研究相结合，探讨不整合面对风化壳岩溶发育的控制作用，旨在探索本区碳酸盐岩的油气储层研究的新思路。
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塔里木盆地塔中油气田碳酸盐岩岩溶储集体特征~
塔中油气田位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，自1989年发现后，先在中奥陶统一间房组探明储量扩大，近年来，又在下奥陶统鹰山组白云岩中发现大型油田，控制储量达3×108t以上。
塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气勘探从良里塔格组礁滩体到鹰山组风化壳取得了前所未有的重大发现，最主要的一点是勘探思路从构造勘探向储层勘探的转变，这也为配套技术的发展指明了方向。碳酸盐岩储层受沉积-改造的双重控制，改造作用对于改善其储集性能至关重要。塔中地区发育北西向逆冲和北东向走滑的两组断裂，如塔中82井区在塔中Ⅰ号断裂和塔中82走滑断裂的作用下发育级别不同、规模不等的次一级断裂以及裂缝，在断裂带发育的附近，储层裂缝发育，多级次、多方位裂缝的发育与沟通无疑使碳酸盐岩的储集性能得到明显改善。探讨断裂活动对发育优质储层所起的作用以及对储层的改造机制并建立相应的地质模式，对碳酸盐岩储层地质学的深化和油气勘探开发都有其现实意义。
（一）地质背景
塔中隆起位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，北邻满加尔凹陷，西北与阿瓦提凹陷相邻，西邻巴楚隆起，南邻塘沽孜巴斯凹陷，东接塔东低凸起，是一个加里东运动期定型的稳定古隆起。不同规模、方向、期次的断裂将塔中隆起切割成多块，具有“南北分带、东西分块与垂向分层”的特点。塔中隆起总体走向为北西—南东向，平面上自东向西呈扇状发散，形成了塔中隆起东窄西宽的构造格局。北西向逆冲断裂将塔中隆起分成塔中Ⅰ号、塔中10号、塔中Ⅱ号断裂构造带和塔中南缘断裂坡折带等（图7-11）。其中，塔中北斜坡可细分为岩溶下斜坡带、岩溶次高低和岩溶上斜坡带等次级构造单元。北东向走滑断裂将其分割为中东部陡坡区、中部低隆区、中西部缓坡区和西部平台区等。
塔中地区断裂构造的演化受控于塔里木盆地及周边造山带的构造演化。通过地震剖面解释及构造演化分析，塔中隆起自寒武纪以来有5期断裂活动。即早—中寒武世强伸展断裂活动、中—晚奥陶世强挤压逆冲断裂活动、志留纪—早泥盆世走滑断裂活动、二叠纪火成岩活动伴生局部断裂和继承性走滑断裂活动以及新生代陆内造山运动走滑断裂局部调整。
早—中寒武世陆缘拉张，塔里木地块处于强伸展阶段，断裂活动强烈，正断层控制塔中两侧不等厚沉积。早—中寒武世，局部先期短时间内拉张形成小型地堑，到中寒武世末挤压隆升为一个小型凸起。至晚寒武世，构造活动基本处于休止期，断裂不发育。受下伏断层的影响，局部井区上寒武统略厚。
中奥陶世塔里木盆地发生差异沉降活动、周边隆起、逆冲断裂活动。沉积地层发生挤压，在下奥陶统蓬莱坝组和上寒武统内部发育一些“X”型剪切共轭构造。该期构造活动导致塔中地区个别井区因下伏断裂的存在，产生新的走滑断裂，从基底上切至鹰山组。至晚奥陶世，良里塔格组沉积之后，走滑断裂在局部有微弱调整，上切至良里塔格组。上奥陶统桑塔木组沉积之前，良里塔格组遭受剥蚀，地层相对平缓，部分井区地层发生沉降。至晚奥陶世末，南北大洋关闭，满加尔坳拉槽停止活动，塔中地区走滑断裂活动停止。
图7-11 塔中隆起断裂平面分布图
志留纪—早泥盆世，塔里木盆地处于过渡盆地发育阶段，南天山洋先期扩张引起侧向挤压力，后期向北消减，满加尔坳拉槽形成新的坳陷。受海西运动早期构造运动影响，塔中地区走滑断裂活动强烈。至海西运动中期，二叠纪之前，构造运动相对较弱，走滑断裂活动停止。
二叠纪，塔里木地块北部抬升，使盆地向南迁移，结束古生代盆地的演化历史。海西运动晚期火山活动伴生局部断裂、继承性走滑断裂活动，在局部有小幅度调整，先存走滑断裂上切至石炭系标准灰岩段。
喜马拉雅运动期，塔里木盆地处于陆相盆地发育阶段，陆内造山运动，由山前分割性盆地发展为统一的大型前陆盆地。古近纪之前，塔中地区沉积地层持续抬升，因东西向挤压，走滑断裂局部调整。
塔中地区奥陶系为一套巨厚的台地相碳酸盐岩沉积，岩性以浅灰色亮晶砂屑灰岩、泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和白云质灰岩为主。在暴露侵蚀、埋藏溶蚀、断裂活动、热液改造等作用下，其顶部发育大型岩溶风化壳，在不整合面之下0～220m呈准层状分布。风化壳内发育良好储层，储集空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，横向连片、纵向叠置、规模不等，部分裂缝和溶洞被泥质、方解石、石膏或硅质充填或半充填。该风化壳在地震、钻井、测井以及岩心资料上均可识别、区域上可连续追踪对比，例如，地震剖面上一般显示为“串珠状”反射特征，钻井过程中容易出现低钻时、泥浆漏失、放空等现象，自然伽马、声波时差以及深、浅侧向电阻率等测井曲线形状发生突变，岩心上可见特征的岩性。
断裂对碳酸盐岩储层的改造作用主要集中在两个方面：一是深大断裂可作为流体运移的良好通道，向下沟通深部热流体上涌。改造储层储集性能，向上增大表生岩溶深度，促使风化壳岩溶储层发育；二是深大断裂活动导致一系列诱导缝在其周围一定范围内交错发育，扩大了储层的储空间，进一步与溶蚀孔洞沟通，从而形成优质酸盐岩储层。断裂尤其是走滑断裂对风化壳岩溶储层的控制作用在塔中北斜坡中部的中古5—中古7井区体现得非常明显（图7-12）。中古5井和中古7井均靠近大型的走滑断裂，二者优质储层发育，底界距不整合面分别为182m和166m；而中古6井和中古501井附近则不发育这种大型的走滑断裂，因此岩溶储层的发育深度也相对较浅，分别为119.5m、79.6m；中古9井最深为282m。从井区的构造演化剖面上看，在中古5和中古9之间以及中古7井东侧各存在一组自鹰山组沉积后发育至今的深大断裂，向下断穿基底，向上断至志留系或者上奥陶统的桑塔木组，而中古6井和中古501井附近不存在这种性质的断裂，断裂发育规模较小。可见，深大断裂对岩溶储层的发育深度具有显著的控制作用。
图7-12 中古5—中古7井区岩溶储层横向对比图
塔中北斜坡位于塔里木盆地中央隆起带塔中低凸起北部，是塔中低凸起的一个二级构造单元（图7-13）。塔中低凸起西与巴楚断隆相接，东与塔东低隆相连，呈北西向条带状展布，是一个在寒武系—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性隆起，形成于早奥陶世末，泥盆系沉积前基本定型，早海西期以后以构造迁移及改造为特征。区域地层对比和生物地层学分析表明，该区中奥陶统一间房组与上覆良里塔格组之间呈角度不整合关系，鹰山组顶部遭受了强烈剥蚀、淋滤和风化，形成了广布塔中地区的碳酸盐岩风化壳岩溶储集体。塔中低凸起为北部满加尔凹陷与南部塘古孜巴斯凹陷所夹持，特别是满加尔凹陷已被证实为大型的生烃凹陷，环满加尔凹陷已发现了哈得4、东河塘、英买力等一系列大中型油气田。塔中低凸起是周边凹陷烃源岩生成油气的长期运移指向区。塔中Ⅰ号断裂、后期的走滑断裂以及横向的输导层形成时间早，构成油气运移的有效输导体系，为大量油气的运聚成藏提供了桥梁。
图7-13 塔中北斜坡构造位置图
（二）碳酸盐岩岩溶储集体类型
通过对24口井273块岩心常规物性数据统计（吕修祥，2010），实测孔隙度分布范围为0.17%～11.13%，平均为0.91%；实测渗透率分布范围为（0.004～153）×10-3μm2，平均为3.776×10-3μm2，说明基质孔隙并非有效的储渗空间。关键是溶蚀孔洞和裂缝可组成大型缝洞系统，具体包括地震串珠状反射所对应的缝洞单元，成像测井检测到的裂缝和孔洞，钻井放空、漏失段对应的储集空间等。根据鹰山组孔、洞、缝的综合识别和组合特征，将其划分为洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层、孔洞型储层、裂缝型储层和白云岩储层5种类型。
1.洞穴型储层
洞穴型储层是该区最主要的储集体类型之一，其储渗空间主要以大型洞穴（直径大于100mm）为主。最明显的特征就是在钻井过程中出现放空或漏失（表7-4），成像测井图像为暗色条带夹局部亮色团块或所有极板全是黑色（图7-14a），地震上可见典型的串珠状反射。洞穴型储层纵向上主要分布在鹰山组顶部风化壳附近，平面上主要分布于断裂活动发育区，是油气产出的主要的储集类型。
表7-4 塔中北斜坡奥陶系储层钻进过程中放空及钻井液漏失情况表
2.裂缝-孔洞型储层
裂缝-孔洞型储层也是该区最主要的储集体类型之一，孔洞是其主要的储集空间，裂缝可提供部分储集空间，但更为重要的是起连通渗流渠道的作用。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存更能提高储集、渗流能力，其在FMI成像测井动态图像上显示为黑斑点与垂直黑色条带联合（图7-14 b）。裂缝-孔洞型储层在研究区广泛分布，纵向上主要分布在距鹰山组顶部200m范围之内。
3.孔洞型储层
孔洞型储层发育相对较少，主要是原生孔隙经过溶蚀改造形成溶蚀孔、洞（直径小于100mm），裂缝欠发育，大多由同生期大气淡水淋虑作用形成。此类储层经过中-深埋藏多数已被胶结充填，基质孔隙度多在2%以下，但部分溶蚀孔漏发育段孔隙度可达4%～6%，局部超过10%。在FMI成像图上观察到的溶蚀孔洞，一般呈不规则暗色斑点状分布（图7-14c）。孔洞型储层主要分布在塔中I号坡折带附近（如ZG203井），纵向上分布于高能滩等沉积地貌高处。
4.裂缝型储层
裂缝型储层相对不发育。该类储层缺乏孔洞，基质孔隙一般不发育，孔洞孔隙度一般小于1.8%，裂缝孔隙度一般大于0.04%，裂缝既是渗滤通道，又是主要的储集空间，具低孔隙度（主要是岩石基质孔隙度）和较高的渗透率，储渗能力主要受裂缝分布和发育程度的控制。裂缝型储层主要分布在塔中北斜坡鹰山组中下部裂缝相对较发育的区域（图7-14d）。
图7-14 塔中北斜坡奥陶系岩溶储层储集类响应特征
5.白云岩储层
塔中地区中下奥陶系白云岩发育。白云石晶体大小不一，结构特征各异，可归纳为6种基本类型（表7-5）；按其成因可划分为5 种类型，分别为Ⅰ型白云岩、Ⅱ型白云岩、Ⅲ型白云岩、Ⅳ型白云岩与V型白云岩。
表7-5 塔中地区奥陶系鹰山组白云岩结构类型及特征
奥陶系白云岩主要为潮上带藻席蒸发白云岩，灰黄色，叠层结构发育，微晶到细晶结构为主，原生白云岩占主要地位（图7-15）。动物化石及早期细纤维状、等轴状的方解石胶结物由保存较差到保存较好各个阶段都有。交代白云岩化作用在奥陶系非常典型且普遍，交代白云岩包括微晶到粗晶的，粒径为20～400μm，据晶体结构大小可分3种类型：微晶白云岩（I型）、细晶白云岩（Ⅱ型）及中粗晶白云岩（Ⅲ型）。少量细晶到粗晶、半透明及马鞍状白云岩在交代白云岩中也常有发生。Ⅱ型白云岩是最常见的，约占整个交代白云岩含量的80%，I型白云岩约占15%，而Ⅲ型白云岩只占3%，体积上相对比较少。
图7-15 塔中地区寒武系交代白云岩结构示意图
1）微晶白云岩（Ⅰ型）
通常为紧密排列的、微晶（20～50μm）、他形、等粒状的、边部是非平面的（图716）由这种白云石组成的微晶白云岩和藻白云岩成层性好，横向分布稳定，水平层理发育，主要产于潮坪环境。常能在各种沉积相带中存在，并且具有保存完好的原生石灰岩的结构，发现有海百合碎片及早期细纤维状方解石胶结物（图7-16 a），等轴状的方解石胶结物，被白云岩交代后仍有残余结构。I型白云岩在细纤维状、等轴状方解石胶结物之后形成，但早于缝合线和裂缝形成期（图7-16b）。I型白云岩大小相对均一，粒屑白云岩中的颗粒主要由泥、微晶白云石组成。推测这种白云石形成时间早，多为准同生白云岩化产物，且与沉积环境密切相关。寒武系白云岩中这类白云岩发育广泛。
2）细晶白云岩（Ⅱ型）
为本区寒武系白云岩的主要结构类型之一。既可作为交代物产出，也可呈胶结物或充填物形式生长于各种孔隙内，或是重结晶作用的产物图（图7-17）。既可单独构成粉晶白云岩，也可是砂砾屑的主要组分。有时可见白云石沿缝合线及其附近呈不规则斑块状或斑纹状分布，或沿生物潜穴和扰动构造分布，在多种成岩环境中均可生成，产状不同，其成因也不同。Ⅱ型白云岩通常包括粒径为50～150μm、自形到他形、连生的菱形的晶体，具有规则消光。形态通常是多孔糖粒状嵌晶结构，具平面的晶体边界，原生石灰岩结构如细纤维状及等轴状方解石胶结物都有发现（图7-17a，b）。晶体中心部位包含有流体包裹体，具雾心亮边现象，边部含少量流体包裹体，较明亮，但有些晶体或含有大量流体包裹体，晶体明亮的通常占整个晶体的10%～40%，其余则是雾状核心部分。雾状核心和富含包裹体的晶体常有暗淡的橘红色荧光，比I型白云岩更明亮。较清澈的、含包裹体较少的边部则有暗淡红色荧光。许多Ⅱ型白云岩镶嵌状的晶体常含少量I型白云岩，细晶结构，嵌晶接触。Ⅱ型白云岩中，腕足类、珊瑚、腹足类、头足类以及海百合化石等具有选择性溶蚀现象，形成数量不等的铸模和溶孔。Ⅱ型白云岩主要有以下3种不同的产状（图7-17c，d）。
图7-16 塔中地区寒武系—奥陶系I型白云岩显微特征
（据杨玉芳等，2010）
图7-17 塔中地区寒武系—奥陶系Ⅱ型白云岩显微特征
（据杨玉芬，2010）
（1）浑浊状细晶白云石：细晶白云岩和残余颗粒白云岩的主要组分，镜下呈浑浊状，半自形—他形为主，晶间呈直线形—凹凸形接触，局部具颗粒残余或幻影结构。
（2）亮晶白云石胶结物：分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。镜下表现为以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。由孔隙流体结晶生成，形成环境范围较宽，从海底成岩环境直到埋藏成岩环境均有可能生成。
（3）亮晶白云石充填物：呈充填物形式产于次生缝洞内，在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，其晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，这种白云石是在埋藏环境中从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液中结晶生成的。
3）中、粗晶白云岩（Ⅲ型）
分布较广，但比Ⅱ型白云岩少得多，可单独组成原生结构完全消失的中、粗晶白云岩，也可以以充填物形式产于大型缝洞内。多数在埋藏环境高温下生成，有的则是重结晶作用的产物。常为松散排列、糖粒状，粒径为150～400μm，自形—他形，具有内生或者连生的菱形晶体，具雾心亮边现象，有时有嵌晶结构及他形非平面边界，具明显次生加大边。有时具明显原生结构破坏性的特点。次生加大的明亮边部通常占整个晶体的10%～30%，有雾状核心。Ⅲ型白云岩有些具弯曲的晶体边部，呈波状消光，与马鞍状白云岩类似。荧光照射为暗橘红色到红色，比雾状核心的含流体包裹体的Ⅱ型白云岩更亮。Ⅲ型白云岩通常也同时包含Ⅱ型或Ⅰ型白云岩。
4）白云岩的充填（Ⅳ型）
分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。这种白云石由孔隙流体结晶生成，从海底成岩环境到埋藏成岩环境均有可能生成。也可呈充填物形式产于次生缝洞内，一般是在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。在岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，为埋藏环境下从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液结晶生成的。
5）石灰岩晶体中充填的细粉晶白云岩（Ⅴ型）
为本区常见结构类型之一，很少单独组成白云岩，常以缝洞充填物形式产出，是通过交代基质形成白云石雾心，随后次生加大形成白云石亮边。说明雾心亮边白云石形成于条件多变的成岩环境，推测主要为混合水和埋藏成岩环境。粒屑白云岩是机械搬运、沉积的白云岩碎屑颗粒由自生白云石胶结而成的白云岩，属原生白云岩类型，其形成环境多样，粒屑结构发育良好，颗粒与填隙物界线分明，有时甚至可见粒间白云石胶结物呈世代生长。角砾白云岩和砾屑白云岩见于塔中5井、塔中38井下奥陶统，发育于台缘斜坡相带，属海底岩崩、滑塌及碎屑流成因，其碎屑颗粒主要来源于台地边缘已固结的同时代白云岩。此类型白云岩也可呈大型溶洞充填物的形式产出，如塔中1井3585.65～4593.67m井段白云岩，其粒屑成分为微晶隐藻白云岩，属藻砾屑和藻砂屑，磨圆好，分选中等，推测其源于潮坪环境准同生云化形成的隐藻白云岩，经破碎、搬运，在浅滩或潮沟环境中再沉积而成。粒间一般发育两期白云石胶结物。第一期呈马牙状环边，第二期为粒状亮晶白云石。另一种以塔中38井3475.5m以下的砂砾屑白云岩为代表，发育于台缘斜坡，也可是海底碎屑流或浊流成因。
（三）岩溶储集体发育的主控因素
早奥陶世末—晚奥陶世初的中加里东运动使塔中地区整体抬升，中奥陶统上部和上奥陶统下部的吐木休克组多有缺失，一间房组部分层段被剥蚀。鹰山组在表生成岩环境中，经多幕次加里东运动和海西运动早期形成叠加古隆起的暴露、埋藏和再抬升，造成了碳酸盐岩多期次、多成因的溶解，形成了叠加复合储集体。
1.断裂和裂缝网络
构造背景是古岩溶发育的基础，断裂展布型式控制了岩溶地貌分区。断裂和裂缝是岩溶水的主要渗滤通道。本区断裂非常发育，主要有2期：第1期为加里东期形成的塔中Ⅰ号断裂和塔中10号断裂，呈北西—南东走向，断距大，延伸远，控制了塔中北斜坡构造的总体格局；第2期主要形成于海西期，为北东—南西走向的走滑断裂，加深改造了塔中北斜坡的构造面貌。走滑断裂均伴随一些羽状排列的次级走滑断层，其与主走滑断裂斜交，组成网状断裂系统。中加里东期至海西期形成的多期、多组断裂及伴生的裂缝网络形成良好的流体优势运移通道，成为各种液体（地表水、热液水、烃源岩排烃之前的酸性水）溶蚀改造储层的有利通道。向上通过网络系统的沟通而成为有利的碳酸盐岩孔洞缝发育的集合体。
2.不整合岩溶
中加里东运动使塔中地区整体抬升，下奥陶统鹰山组广泛暴露并长期遭受剥蚀。形成广泛的鹰山组不整合岩溶发育区。鹰山组顶部不整合面之下200m厚的地层内出现了发育程度不等、规模不同、形态各异的岩溶缝洞系统和不同特征的内部充填物。岩溶的发育程度和深度随古地貌位置、古水文条件以及暴露时间长短等因素的差异而有较大的变化。理论上一个发育完整的不整合岩溶序列从不整合面向下一般由表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带4部分构成。塔中北斜坡鹰山组除表层岩溶带相对不发育外，垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带均有不同程度的发育。优质储层段主要分布在径流岩溶带内，其次为垂向渗滤岩溶带，深部缓流岩溶带储层基本不发育（附图14）。有效储集体呈准层状分布在垂向渗滤岩溶带和径流岩溶带内。
不同井区地层的岩性分布特征、古地貌以及岩溶期次的不同，导致了风化壳岩溶在不同井区的发育和分布存在着明显的差异。古地貌不仅对沉积古地理的发育具有重要影响作用，对碳酸盐岩储层发育分布也具有明显的控制作用，利用残厚法（鹰山组和蓬莱坝组厚度）可较好地反映鹰山组风化壳的古地貌。塔中北斜坡岩溶古地貌形态由于中加里东运动起伏较大，平行塔中Ⅰ号坡折带方向从外带向内带逐渐升高，依次发育岩溶洼地、岩溶斜坡及岩溶次高地，东西两侧分别是潜山区和平台区。岩溶洼地岩溶作用相对较弱，储层相对不发育（如TZ722井）。岩溶斜坡除大气降水垂直渗流补给外，还接受岩溶高地地下水的侧向补给，水动力作用强，主要以水平层状岩溶为主；岩溶形态以暗河管道和宽溶缝为主，部分溶蚀垮塌物可具有一定距离的搬运和分选；储层保存情况较好（如ZG5井、ZG7井）。岩溶次高地上的侵蚀、溶蚀力度大，为地下水的补给区，流体以垂向渗滤为主，形成垂向溶蚀带、落水洞等，分布具有非均一性（如ZG432井）。西部平台区岩溶作用也相对较弱，储层相对不发育（如ZG15井）。东部潜山区岩溶作用最强，常形成大型的缝洞系统。
塔中北斜坡一间房组岩溶古地貌高度差异明显，如岩溶次高地与岩溶洼地最大高差可达581m。由于鹰山组不整合岩溶作用发育的不完善性，结合多口井岩溶具体发育情况，推测岩溶有效厚度为100～200m，即不整合岩溶储层集中分布在下奥陶统顶面以下200m地层厚度范围内，这与目前钻井油气产出情况非常符合。
3.埋藏溶蚀
埋藏期深部流体的溶蚀作用可改善储层的储集性能，不但使储层的孔隙度升高、渗透性增强，而且能在构造裂缝发育带形成相当规模的储渗体。埋藏溶蚀所形成的储层主要分布在构造裂缝和断层发育带、油气排泄有利区和运移线上，以及其他因素形成的孔隙发育带。本区碳酸盐岩历经多次构造—成岩旋回的改造，同时存在多套源岩和多次烃类的运聚事件，相应地发育了多期埋藏溶蚀作用。特别是TSR作用形成的酸性流体对储层的溶蚀改造，可以明显改善储层的性能，这已在四川盆地飞仙关组和长兴组得到证实。塔中地区奥陶系油气藏中富含因TSR作用形成的酸性流体，如硫化氢、二氧化碳等，这些流体对成岩蚀变、扩溶缝洞具有重要作用，是本区一种重要的建设性成岩作用。埋藏溶蚀作用所形成的各种串珠状溶蚀孔洞、扩溶缝进一步改善了不整合岩溶所形成的缝洞系统，成为本区油气有效的储集空间控制着优质储层的发育和油气富集。
该区另一种优质的储层是白云岩储层，埋藏期地下热水沿断层或裂缝向上运移使灰岩地层发生热液白云岩化，这对灰岩储集性能具有重要的建设性作用。热液成因白云岩具有以下特征：白云岩晶体粗大，常为中—粗晶，部分为块状斑晶；异形白云石结晶粗大，呈粗晶块状，晶形和解理弯曲，波状消光，常分布于溶蚀孔洞中或大裂缝中，具有较高的铁和锰含量。埋藏成因白云石87Sr/86Sr变化范围较宽，平均值高于近地表海水蒸发成因，Fe含量可达（1804～4652）×10-6，Mn含量最高可达132×10-6，具有较轻的δ18O；流体包裹体均一化温度高；常见石英等残余晶体。热液成因的白云岩分布较广，如TZl62井、TZl2井、TZ43井等均可见及，呈不规则透镜状或块状分布，井间对比性较差。碳酸盐岩围岩、岩浆热液、断裂和不整合等共同组成了热液溶蚀作用的要素，同时热液矿物的发育也可较大地改善储层的物性。
（四）储层发育模式及有利区带预测
塔中北斜坡奥陶系一间房组为大型不整合准层状缝洞型凝析气藏。是多种作用、多期叠加改造形成的纵向叠置、横向连片的优质碳酸盐岩储集体。其储层成因演化模式：良里塔格组沉积之前，下奥陶统鹰山组地层经过中加里东期构造抬升而受剥蚀溶蚀，发育不整合岩溶，在不整合面附近形成准层状的大规模不整合岩溶型缝洞储集体；到上奥陶统良里塔格组下部的良四段、良五段沉积时期，海平面之上的岩溶水对鹰山组储层进一步溶蚀，空间上与良四—良五段的礁滩体形成统一的储集体系；晚加里东期至喜马拉雅期经过多期构造破裂作用和埋藏溶蚀作用改造及油气聚集，鹰山组顶部的风化壳储层和良里塔格组下部的孔洞层被断裂/裂缝体系连通为一个统一的储集单元，最终形成了优质的岩溶储层。
通过对制约不整合岩溶储层发育因素分析及发育演化模式建立可预测有利的储集区带。这套储层既与岩溶古地貌相关，又受多成因、多期次成岩溶蚀、断裂裂缝、埋藏溶蚀叠加的综合控制。优质储层主要沿断裂和裂缝呈斑团状和短条带状，最有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂同时发育的区域，总体上沿塔中Ⅰ号坡折带呈断续分布，部分受走滑断裂控制而呈北东—南西向分布。次有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂次有利发育的区域，但范围较最有利储层分布范围广，连片性好。断裂和不整合岩溶都不发育或者只有一种类型发育的区域储层相对不发育（附图15）。
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共存，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。
风化壳岩溶
答：上下地层在区域上表现为角度不整合关系。在此漫长的风化剥蚀过程中，大气淡水对微细晶灰岩或白云质灰岩的淋滤和溶蚀作用广泛发育，从而形成了广泛分布的古岩溶储层。同生期岩溶作用和风化壳岩溶作用都与大气淡水的淋滤有关，不过它们在成因机理、层位分布、孔洞规模等方面有较大的差别。区别在于风化壳岩溶...
构造抬升与断裂作用控制岩溶储层发育模式
答：白云岩层系中的储层发育特征有所不同，首先是以发育地貌起伏不大的风化壳为特征，溶洞系统不发育，多以孤立洞穴为主。热液岩溶的规模变化较大，在相对封闭的环境下，溶蚀作用形成的空间又会被热液沉淀矿物充填。其分布有明显的规律可循，即沿深大断裂以及与之相连的不整合面附近发育，展布范围有限。四...
不整合的基本类型及其形成过程
答：其下伏岩系由于风化剥蚀可见喀斯特地形 ( 岩溶地貌) ，顶面凹凸不平; 上覆岩系底部有代表风化壳的铁铝沉积物，有些地区还可以见到底砾岩。平行不整合的分布范围有时是非常广阔的。例如，上述的石炭系和奥陶系之间的平行不整合在华北以至东北南部广大地区普遍发育。它说明，该区当时曾是一个整体持续上升...
古岩溶不整合研究的地质意义
答：不整合面下基岩中常有细脉或网脉状裂隙或建造脉，反映岩溶不整合控制了岩溶建造及其岩石类型。此外，古岩溶不整合附近往往是较好的成矿带，发育岩溶矿床及其成矿建造和矿石建造。矿石（或含矿）建造类型多，如洞穴中有岩溶沉积堆积的巢穴状砂矿床，块层状和风化壳型层状矿床。其中以淋积、溶漓、残积、...
奥陶系风化壳储层演化特征(古生代—中生代)
答：在南大港断裂以北，孔店凸起以西的地区处于该构造的斜坡部位，高部位的大气淡水沿不整合面向凹陷部位流动，而对其下部的碳酸盐岩地层强烈溶蚀。在这一斜坡带，奥陶系风化壳储层普遍发育（图3-3-6）。向东三叠系保存较厚的地区，也即该构造期的向斜部位成为其汇水洼地，以孔隙充填破坏为主，储层变差。...
风化矿床的形成和主要类型
答：大多数风化矿床的规模不大,个别也有大型和特大型,如新喀里多尼亚岛上的面型风化壳钴镍矿床,分布面积达 7000～8000km2;我国西南地区的风化壳型镍矿床,断续延伸达100km以上。 二、重要矿床类型 1.残余型高岭土矿床 江西星子高岭土矿床产在花岗岩、花岗伟晶岩的风化壳中,矿床的底部界线不规则,矿体呈透镜状或漏斗状,向...
岩溶的研究内容
答：1.岩溶储层纵向分布特征 碳酸盐岩是在水中沉淀形成的，也容易被水溶解。地层中的岩石溶解往往与不整合面和古喀斯特有关。根据野外露头调查、录井资料、测井资料和地震资料，确定哪些不整合面之下发育风化壳岩溶储层，发育程度如何，岩溶带有多厚，其中渗流带多厚、潜流带多厚。岩溶带厚度的准确预测可以...
岩溶不整合的空间含义
答：岩溶不整合也同岩溶夷平面、岩溶剥蚀面、岩溶构造面、碳酸盐岩型风化壳等一样，都有较明确的空间含义[1,2]。是指岩溶地质现象的空间分布状况，不仅泛指平面空间，还有纵、横变化幅度。其空间变化常以岩溶现象为主导，辅以相关的现象，反映空间变化特征和变幅。这样理解既依据宏观地质结果，又有宏观、微观...
不整合面分布
答：据有关专题研究,在柯坪露头区,震旦系顶部发育岩溶漏斗,寒武系与震旦系为平行不整合接触关系。寒武系与震旦系的分界面可能可与本区层序S1顶部界面对应。在库鲁克塔格露头区,震旦系与寒武系为假整合关系,但该处震旦系与寒武系的界面不能与本研究区层序S1顶界对比。层序S1顶界在库鲁克塔格一带相当于上震旦统内部的某个...
缝洞油气形成与分布
答：碳酸盐岩缝洞储层主要是由风化壳岩溶作用、层间岩溶作用、顺层岩溶作用以及构造作用叠加形成,岩溶储层发育是油气富集的前提。缝洞型油气一般具有以下特征: A.缝洞型油气的形成受断裂及不整合面控制 不整合面控制了储层发育的类型、规模及深度。风化壳岩溶发育区,储层以缝洞连通型和孤立洞穴型为主,储层发育深度较...
