徐 微，陳冬梅，趙文光，蔡忠賢，林忠民，3

（1中海油研究總院；2中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）；3中石化西北油田分公司)

(4中國(guó)石油天然氣勘探開(kāi)發(fā)公司；5中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院）

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏溶洞發(fā)育規(guī)律

徐 微1,2，陳冬梅3,4，趙文光2，5，蔡忠賢2，林忠民2，3

（1中海油研究總院；2中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）；3中石化西北油田分公司)

(4中國(guó)石油天然氣勘探開(kāi)發(fā)公司；5中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院）

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型儲(chǔ)層為該區(qū)最重要的油氣生產(chǎn)層段。依據(jù)地質(zhì)巖心（屑）、錄井、鉆井、測(cè)井、地震等多種資料，運(yùn)用由點(diǎn)到線(xiàn)再到面的方法，探討了塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏的溶洞發(fā)育規(guī)律。由區(qū)內(nèi)溶洞充填砂泥巖的伊利石K－Ar同位素定年，得出其形成時(shí)間在369.33～451.90Ma，古溶洞的形成時(shí)間應(yīng)該早于該時(shí)段或與該時(shí)段同時(shí)，即加里東中晚期—海西早期。溶洞的發(fā)育受控于古地貌，存在三個(gè)縱向溶洞帶。巖溶水輸入方式的不同，使得塔河地區(qū)溶洞的平面分布分區(qū)性較強(qiáng)。北部區(qū)奧陶系鷹山組和一間房組中的巖溶水為面狀輸入方式，南部有上奧陶統(tǒng)隔水層覆蓋的區(qū)，鷹山組和一間房組中巖溶水為側(cè)向輸入方式，巖溶水的出口位置位于斷裂帶附近，尤其是斷裂帶與斷裂帶相交的部位。塔河油田北部和南部的巖溶水系統(tǒng)基本為一個(gè)統(tǒng)一的系統(tǒng)。建立了該區(qū)大氣淡水巖溶模式。

塔河油田；奧陶系；碳酸鹽巖儲(chǔ)層；溶洞性?xún)?chǔ)層；儲(chǔ)層特征；儲(chǔ)層成因模式

塔河油田是我國(guó)第一大古生界海相油田。塔河油田的發(fā)現(xiàn)實(shí)現(xiàn)了古生代海相碳酸鹽巖油氣勘探的重大突破，它對(duì)我國(guó)海相碳酸鹽巖油氣勘探有重要的借鑒意義。

已有研究表明，塔河油田奧陶系碳酸鹽巖因基質(zhì)巖性致密，不具備有效的儲(chǔ)滲能力，只有溶洞和裂縫儲(chǔ)集體為其主要的儲(chǔ)集空間，因此溶洞的發(fā)育展布規(guī)律成了重大的攻關(guān)課題［1－2］。

塔河油田奧陶系古巖溶系統(tǒng)研究已取得了相當(dāng)大的進(jìn)展，但在巖溶期次、成因模式等方面仍存在較大分歧。在古巖溶的認(rèn)識(shí)方面，部分學(xué)者認(rèn)為，桑塔木組覆蓋區(qū)的中下奧陶統(tǒng)溶洞應(yīng)是加里東中期巖溶的產(chǎn)物，而另一種觀點(diǎn)認(rèn)為，塔河地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖具有多期巖溶作用改造的歷史，但主要巖溶作用發(fā)生于海西早期。

對(duì)于塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層的古巖溶體系的研究，張希明［3］曾建立過(guò)相應(yīng)的表生大氣淡水巖溶分布模式，錢(qián)一雄等［4］則提出塔河地區(qū)還存在海岸帶混合水成因的洞穴，張濤等［5］還就早海西期垂向巖溶的分層性及儲(chǔ)層成因預(yù)測(cè)模式做過(guò)研究。筆者通過(guò)對(duì)洞穴充填沉積物中自生伊利石K—Ar同位素年齡以及孢子花粉的分析，結(jié)合奧陶系恰爾巴克組尖滅線(xiàn)兩側(cè)覆蓋區(qū)和裸露區(qū)T74頂面地表河谷的延展性分析以及加里東中期構(gòu)造對(duì)水文網(wǎng)的控制，認(rèn)為奧陶系一間房組—鷹山組主體裸露區(qū)加里東中期的巖溶特征表現(xiàn)非常明顯，目前在垂向上大部分鉆井中所劃分的三個(gè)巖溶期次主要形成于加里東中期。

本文主要目的，是以塔河地區(qū)巖溶井段的巖心觀察和地球化學(xué)測(cè)試分析以及鉆井、錄井和測(cè)井相結(jié)合標(biāo)定為手段，以現(xiàn)代巖溶理論為指導(dǎo)，通過(guò)對(duì)洞穴充填物分析以及連井儲(chǔ)層格架的建立，來(lái)揭示塔河地區(qū)古溶洞形成及其發(fā)育的分帶性和差異性，歸納塔河地區(qū)古溶洞的宏觀分布規(guī)律并建立相應(yīng)的成因地質(zhì)模型。

1 區(qū)域概況

塔河油田位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺(tái)縣與庫(kù)車(chē)縣交界處，構(gòu)造位置屬塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫(kù)勒凸起中南端，面積近1800km2。隨著塔河油田奧陶系油藏勘探、開(kāi)發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大和綜合研究工作的逐步深入，現(xiàn)已相繼在塔河奧陶系油田三、四、六、七、二、八區(qū)塊實(shí)現(xiàn)油氣突破，并進(jìn)入正式開(kāi)發(fā)。本文研究工區(qū)位于塔河油田主體區(qū)域內(nèi)(圖1)。

圖1 塔河油田研究區(qū)井位與剖面位置簡(jiǎn)圖

塔里木盆地阿克庫(kù)勒凸起主要受到六期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造，它們分別是加里東中期（O2＋3— S末）、 海西早期（D末）、海西晚期（P末）、印支期（T末），燕山期（K末）和喜馬拉雅期（N1以來(lái)）。奧陶系碳酸鹽巖受大氣淡水淋濾溶蝕而形成的古溶洞儲(chǔ)集體，主要受加里東中期、海西早期的改造。塔河地區(qū)奧陶系古巖溶主要發(fā)育在中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組的巨厚純灰?guī)r中，為加里東中期和海西早期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)多期改造和疊加的產(chǎn)物。奧陶系內(nèi)部也存在沉積間斷，上奧陶統(tǒng)巖性多為灰質(zhì)泥巖或泥灰?guī)r，不發(fā)育巖溶。灰?guī)r中發(fā)育有小規(guī)模的溶洞，主要是加里東期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的產(chǎn)物。

2 溶洞的類(lèi)型及特征

溶洞類(lèi)型的識(shí)別和劃分是認(rèn)識(shí)古巖溶儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)的一個(gè)重要內(nèi)容，但至今為止如何識(shí)別和劃分，仍然沒(méi)有一個(gè)系統(tǒng)和完整的理論和方法。徐微等［6］根據(jù)鉆井、巖心、測(cè)井等解釋?zhuān)谒佑吞飱W陶系古風(fēng)化殼儲(chǔ)層的172口發(fā)育溶洞的井中識(shí)別出323個(gè)各種類(lèi)型溶洞，并利用地下暗河的溶洞形成和演化理論以及現(xiàn)代溶洞特點(diǎn)，結(jié)合生產(chǎn)需要，將塔河油田奧陶系古巖溶儲(chǔ)層溶洞的類(lèi)型分成未充填型溶洞和充填型溶洞兩大類(lèi)。其中，未充填型溶洞根據(jù)溶洞空間的大小，可劃分出小型、中型和大型三類(lèi)，并可進(jìn)一步分為溶道、巖屋、大巖屋、巖廳和巨巖廳五種類(lèi)型。充填型溶洞根據(jù)溶洞充填特征，可歸納為四類(lèi)溶洞充填相，它們分別為化學(xué)沉（淀）積巖相、搬運(yùn)型巖相、垮塌型巖相、滲流充填相，前三種相類(lèi)型還可進(jìn)一步劃分為八個(gè)次一級(jí)相類(lèi)型［7］（表1）。搬運(yùn)型巖相為溶洞的早期充填產(chǎn)物，當(dāng)?shù)乇韼r溶的溶蝕作用發(fā)展到一定程度巖石會(huì)發(fā)生崩落，崩落的結(jié)果就產(chǎn)生了垮塌型巖相，后期的滲流充填相以填隙物的形式充填在垮塌型巖相里。

表1 塔河油田奧陶系溶洞與充填類(lèi)型劃分表

3 溶洞的分布規(guī)律

塔河油田奧陶系溶洞的形成主要是大氣淡水巖溶作用的結(jié)果［6］，由于經(jīng)過(guò)多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造疊加，故對(duì)其分布規(guī)律的研究難度相對(duì)較大。對(duì)于研究區(qū)內(nèi)奧陶系古風(fēng)化殼儲(chǔ)層，由鉆井、巖心、測(cè)井等解釋識(shí)別出的172口井中發(fā)育有323個(gè)各類(lèi)溶洞，筆者主要從溶洞的形成時(shí)間、縱向分帶性和平面的分區(qū)性、差異性等方面來(lái)研究溶洞分布規(guī)律。

3.1 溶洞的縱向展布規(guī)律

溶洞的縱向分布受水文剖面制約，可將水文剖面劃分為破碎帶、滲流帶、混合帶、潛流帶、隔水帶等五個(gè)帶（圖2）。在實(shí)踐中，并不是在所有碳酸鹽巖溶洞系統(tǒng)中都能見(jiàn)到這五個(gè)帶，不同的古地貌，各帶的發(fā)育程度不同。

圖2 大陸型古風(fēng)化殼地質(zhì)體完整水文剖面劃分

溶洞在各個(gè)帶中都能見(jiàn)到，但發(fā)育程度和規(guī)模則不同。溶洞最發(fā)育的是在混合帶，這是因?yàn)榛旌蠋髯顝?qiáng)，加上淡水和海水混合，化學(xué)性質(zhì)發(fā)生變化，引起較強(qiáng)的溶蝕作用，因此任何一個(gè)古風(fēng)化殼，大規(guī)模的溶洞都發(fā)育于滲流帶與潛流帶之間的過(guò)渡帶，我們稱(chēng)之為混合帶。塔河油田奧陶系古風(fēng)化殼儲(chǔ)層大量資料的統(tǒng)計(jì)證實(shí)了這個(gè)理論（圖3）。

圖3 塔河油田奧陶系古風(fēng)化殼未充填溶洞的高度與距古風(fēng)化殼面距離關(guān)系圖

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖溶洞儲(chǔ)層，由于經(jīng)歷了加里東、海西等多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造，前期的分帶必然被后期的運(yùn)動(dòng)所改造，如果多次改造疊加，就很難識(shí)別每期的古風(fēng)化殼分帶性,但一般每期混合帶的大規(guī)模溶洞帶都能得以保存，因此，我們可以通過(guò)研究這些混合帶的溶洞，來(lái)掌握塔河油田奧陶系古風(fēng)化殼儲(chǔ)層的溶洞系統(tǒng)的發(fā)育特征。

本文結(jié)合混合帶溶洞帶的發(fā)育規(guī)律，對(duì)塔河地區(qū)奧陶系溶洞縱向展布規(guī)律的探討，主要從溶洞形成時(shí)間和縱向分帶性?xún)蓚€(gè)方面展開(kāi)。

3.1.1 溶洞的形成時(shí)間

同位素定年必須滿(mǎn)足三個(gè)基本的條件：(1)測(cè)試的樣品必須具有同時(shí)性；(2)測(cè)試的樣品要具有相同的初始比值；(3)形成后體系處于封閉狀態(tài)。為了探討塔河油田奧陶系溶洞的形成時(shí)間，我們采用K—Ar同位素定年法，試圖通過(guò)對(duì)洞穴碎屑沉積物中自生伊利石的形成時(shí)間來(lái)大體確定沉積物形成的時(shí)間（即地層形成的時(shí)間），從而推斷洞穴形成的時(shí)間。

K—Ar測(cè)年法的原理基于放射性母體40K衰變?yōu)樽芋w40Ca和40Ar。其中88.8%的40K通過(guò)釋放電子蛻變?yōu)?0Ca;而11.2%的40K通過(guò)捕獲電子或釋放正電子衰變?yōu)?0Ar。根據(jù)下式可以計(jì)算出一個(gè)含K體系的地質(zhì)年代t：

式中：λ=5.543×10-10/a，是40K衰變?yōu)?0Ca和40K的總衰變常數(shù);

λe=0.581×10-10/a，是40K衰變?yōu)?0Ar的衰變常數(shù)；

40K和40Ar*分別為母子放射性元素的含量。式(1)成立所必須滿(mǎn)足的基本條件是：（1）體系在形成時(shí)沒(méi)有繼承性的40Ar存在；（2）形成以來(lái)始終是一個(gè)封閉體系，即沒(méi)有40K和40Ar的損失和加入。

我們?cè)谌珔^(qū)范圍內(nèi)選取了5口井（各井1個(gè)樣品）中溶洞段的細(xì)粒沉積物進(jìn)行了K—Ar年齡分析。樣品測(cè)試是由中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院的同位素實(shí)驗(yàn)室完成的。為了區(qū)分碎屑狀的伊利石和自生伊利石，采用濕磨真空抽濾技術(shù)對(duì)5個(gè)樣品的粒級(jí)進(jìn)行了分離提純，理論依據(jù)是自生伊利石的晶體較為細(xì)小，碎屑長(zhǎng)石和碎屑伊利石（包括碎屑云母類(lèi)礦物）晶粒一般較為粗大。大量實(shí)際測(cè)試結(jié)果表明，采用濕磨技術(shù)分離選擇“＜0.15 μm”和“0.15～0.30 μm”兩個(gè)粒級(jí)可能較為合理［8］，在此基礎(chǔ)上分別對(duì)兩個(gè)粒級(jí)組樣品進(jìn)行了X衍射分析，確定了兩組不同粒級(jí)樣品中鉀長(zhǎng)石及其黏土礦物的相對(duì)含量和I/S間層比，再用質(zhì)譜儀分別測(cè)試其年齡（表2）。

從X衍射分析結(jié)果看，5個(gè)樣品均未檢測(cè)出有鉀長(zhǎng)石存在，黏土礦物中I/S間層礦物相對(duì)含量達(dá)到了91%～97%，比值為20～25，表明進(jìn)行同位素測(cè)試的5個(gè)樣品碎屑質(zhì)含鉀礦物含量不多，多數(shù)是自生伊利石，因此分析結(jié)果可以用來(lái)定年。

一般情況下，伊利石的實(shí)測(cè)年齡可以分成三種情況，一是明顯大于地層年齡，二是與地層年齡相差較小，三是明顯小于地層年齡。若出現(xiàn)第一種情況，則是因?yàn)樗樾己浀V物明顯占了優(yōu)勢(shì)［8］。

表2 塔河油田奧陶系巖樣描述及不同粒級(jí)巖樣K—Ar年齡測(cè)定結(jié)果表

X衍射分析結(jié)果已經(jīng)表明了本區(qū)自生伊利石的相對(duì)豐度占優(yōu)勢(shì)，因此即便混有一定比例的碎屑伊利石，實(shí)測(cè)樣品的年齡數(shù)據(jù)也應(yīng)該接近或小于地層年齡。從分析結(jié)果中可以看出，0.15～0.30μm粒級(jí)的伊利石 K—Ar年齡在 369.33～451.90 Ma之間，＜0.15 μm粒級(jí)的伊利石 K—Ar年齡在 401.66～479.04Ma之間,且這5個(gè)樣品中的每個(gè)樣品，<0.15μm粒級(jí)的伊利石K—Ar年齡都偏大，故在此采用0.15～0.30μm粒級(jí)的K—Ar年齡。盡管目前我們對(duì)此尚無(wú)法解釋?zhuān)@些年齡數(shù)據(jù)表明，伊利石所賦存的洞穴沉積物的時(shí)代不會(huì)小于這些年齡。這些數(shù)據(jù)給出的是洞穴沉積物形成的一個(gè)時(shí)間段，因此溶洞的形成時(shí)間也應(yīng)該早于或等于369.33～451.90Ma，即加里東中晚期—海西早期。

3.1.2 溶洞的縱向分層分帶性

研究發(fā)現(xiàn)，塔河油田奧陶系古風(fēng)化殼儲(chǔ)層發(fā)育多個(gè)溶洞層，單井中發(fā)育溶洞層最多的可達(dá)到8個(gè)，廣泛可見(jiàn)1～5個(gè)溶洞層（如T2井等）。由于塔河油田的古巖溶是加里東運(yùn)動(dòng)和海西運(yùn)動(dòng)疊加改造的產(chǎn)物，所以對(duì)發(fā)育的多個(gè)溶洞層段的縱向分帶性的研究就顯得至關(guān)重要。

3.1.2.1 溶洞縱向分布的統(tǒng)計(jì)規(guī)律

溶洞的縱向分布與古風(fēng)化殼不整合面之間的關(guān)系 為了研究塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層中溶洞的分帶性，筆者對(duì)區(qū)內(nèi)發(fā)育的323個(gè)溶洞層距不整合面的深度做了歸類(lèi)整理，以20m距離為一個(gè)間隔，對(duì)其發(fā)育頻率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，并繪制出溶洞發(fā)育數(shù)量—距不整合面距離的關(guān)系柱狀圖（圖4）。該圖表明，溶洞發(fā)育在距不整合面以下400m之內(nèi)，主要分布在距不整合面200m以?xún)?nèi)，其中，距不整合面以下20m內(nèi)溶洞最為發(fā)育，發(fā)育數(shù)量達(dá)89個(gè)（占溶洞總數(shù)的27.55%），距不整合面以下20～40m之間的溶洞發(fā)育數(shù)量次之，發(fā)育數(shù)量達(dá)48個(gè)（占溶洞總數(shù)的14.86%）。在縱向上，溶洞發(fā)育數(shù)量隨著距不整合面的深度增大而減小。

圖4 塔河油田奧陶系溶洞發(fā)育數(shù)量與距不整合面距離的關(guān)系柱狀圖

溶洞的縱向分布與古地貌之間的關(guān)系 同樣以20m距離為一個(gè)間隔，對(duì)區(qū)內(nèi)發(fā)育的323個(gè)溶洞層距雙峰灰?guī)r頂部以下的距離做了歸類(lèi)整理，對(duì)其發(fā)育數(shù)量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。在恢復(fù)海西早期古地貌（即雙峰灰?guī)r?頂面）的情況下，同時(shí)也繪制了溶洞發(fā)育數(shù)量—距雙峰灰?guī)r頂距離的關(guān)系柱狀圖（圖5）。該圖表明，區(qū)內(nèi)溶洞的縱向發(fā)育主要分了三個(gè)帶，即0～120m、120～200m和200m以上，溶洞主要發(fā)育在第一、第二溶洞帶中，所占比例高達(dá)80%。第三溶洞帶中發(fā)育數(shù)量較少。

3.1.2.2 全區(qū)巖溶井段連井骨架剖面對(duì)比

圖5 塔河油田奧陶系溶洞發(fā)育數(shù)量與距雙峰灰?guī)r頂距離的關(guān)系柱狀圖

利用連井剖面進(jìn)行巖溶層的劃分對(duì)比主要是基于基準(zhǔn)面控制的巖溶層，是地下水面對(duì)巖溶地層作用結(jié)果的具體表現(xiàn)，每一個(gè)基準(zhǔn)面控制的巖溶作用期間，地下水面盡管在不同流域和水文地質(zhì)單元之間存在一定差異，但一般是由地下分水嶺分割的連續(xù)界面，因此是可以用連井剖面的形式加以刻畫(huà)的。由該地下水面控制形成的溶蝕作用是鉆井巖溶層對(duì)比的理論基礎(chǔ)。通過(guò)圖4和圖5的對(duì)比可得出，塔河油田溶洞的發(fā)育特征主要受控于古地貌，而對(duì)于研究區(qū)內(nèi)溶洞帶的分帶性?xún)H有統(tǒng)計(jì)規(guī)律得出結(jié)論還是不夠的，還需要進(jìn)一步佐證。因此，筆者在海西早期古地貌條件下，做了5條貫穿整個(gè)研究區(qū)溶洞對(duì)比的連井大剖面，對(duì)溶洞系統(tǒng)的縱向分帶性進(jìn)一步論證，本文給出了其中2條剖面（圖6）。在5個(gè)剖面中，有4條剖面是NW—SE向的，它們是在海西早期古地貌背景下，橫切古水系主流的連井剖面（如圖6的A—A′），另一條剖面是NE—SW向的，與古水流方向近似一致（圖6的B—B′）。

該區(qū)巖溶層的發(fā)育特點(diǎn)如下。

（1）全區(qū)依據(jù)目前的鉆井深度，總體上存在三個(gè)巖溶發(fā)育帶，第一巖溶發(fā)育帶最淺，多數(shù)位于地震界面T74（即不整合面）以下20m范圍內(nèi)，在連井剖面的大部分井中均可見(jiàn)到,一般洞段規(guī)模普遍較?。坏诙r溶發(fā)育帶也已被大部分井揭示；第三巖溶發(fā)育帶深度較大，因此鉆遇的井比較有限，特別是南部地區(qū)的大部分井未鉆遇到該層段，該帶在工區(qū)北部發(fā)育較好。

（2）三個(gè)巖溶發(fā)育帶明顯反映了三期排泄基準(zhǔn)面的控制。

（3）區(qū)域上，三個(gè)巖溶發(fā)育帶自北部主體區(qū)一直可以延續(xù)到南部上奧陶統(tǒng)覆蓋區(qū)和西部巖溶盆地，表明在三個(gè)巖溶帶的發(fā)育期間，這些地區(qū)具有相似的巖溶地質(zhì)條件。

（4）橫向上三個(gè)巖溶發(fā)育帶的分布與古地貌的起伏形態(tài)具有比較好的一致性，同時(shí)沿著整個(gè)鼻狀背斜構(gòu)造的形態(tài)分布，說(shuō)明三個(gè)巖溶層段的形成是在近于相似的構(gòu)造及巖溶水文地質(zhì)條件下形成的。

圖6 塔河油田奧陶系溶洞發(fā)育帶及井間對(duì)比連井剖面簡(jiǎn)圖

3.2 溶洞的平面展布規(guī)律

筆者依據(jù)已建立的溶洞測(cè)井綜合識(shí)別模式，對(duì)區(qū)內(nèi)的近300口井進(jìn)行判斷和標(biāo)定，并按照溶洞的不同類(lèi)型來(lái)對(duì)其發(fā)育規(guī)律進(jìn)行討論。塔河油田主體區(qū)奧陶系碳酸鹽巖地層的溶洞的平面展布規(guī)律研究，主要是通過(guò)溶洞平面分布狀況和線(xiàn)洞率的平面展布規(guī)律研究來(lái)進(jìn)行。

對(duì)塔河油田奧陶系172口井323個(gè)各類(lèi)溶洞的統(tǒng)計(jì)表明，溶道僅占12.38%，巖屋則占25.39%，大巖屋占28.17%，巖廳占13.31%，巨巖廳占20.74%（表3）?？梢钥闯稣麄€(gè)溶洞中，巖屋和大巖屋占主體（53.56%），其次是巨巖廳占20.74%。

從溶洞統(tǒng)計(jì)表中可以看出，塔河油田B區(qū)是分布溶洞最多的一個(gè)區(qū)塊，且中型溶洞（巖屋＋大巖屋）的數(shù)量占該區(qū)總?cè)芏磾?shù)的55.05%，大型溶洞（巖廳＋巨巖廳）所占比例為28.44%，小型溶洞（溶道）的比例占到16.51%；C區(qū)的溶洞發(fā)育數(shù)量為71個(gè)，僅次于B區(qū)，中型溶洞的數(shù)量占該區(qū)的總?cè)芏磾?shù)的59.15%，大型溶洞所占比例為26.76%，小型溶洞的比例占到14.09%。但是在E區(qū)的各類(lèi)溶洞分布中，巨巖廳的發(fā)育數(shù)量最多，比例占到35.71%，大型溶洞所占比例為51.79%，中型溶洞占39.29%，小型溶洞的比例僅占到8.92%。

表3 塔河油田不同區(qū)塊不同類(lèi)型溶洞的數(shù)量統(tǒng)計(jì)表

溶洞的這些發(fā)育情況與其所處的地理位置有關(guān)。塔河B區(qū)和C區(qū)位于北部，那里沒(méi)有中—上奧陶統(tǒng)覆蓋，石炭系直接覆蓋于下奧陶統(tǒng)之上，按照朱學(xué)穩(wěn)等劃分的巖溶水輸入方式［9］，屬于主要為面狀輸入方式的區(qū)域，所以該區(qū)的中小型溶洞發(fā)育較多，水的輸入渠道較多，且水流量都相對(duì)較小，主要為伏流河或地下暗河的支流段。而E區(qū)位于塔河油田南部、有中—上奧陶統(tǒng)覆蓋的區(qū)域，由于中—上奧陶統(tǒng)中存在泥巖層（恰爾巴克組），阻擋了地表水的下滲，使得此層成了一個(gè)天然的隔水層，致使巖溶水在南部區(qū)的輸入方式不得不發(fā)生改變，變成側(cè)向輸入方式，這樣就導(dǎo)致水流的通道變少，水量變大，使溶洞的形成主要以大型巖廳—巨巖廳洞穴為主。

根據(jù)鉆井、錄井、測(cè)井等綜合判斷的溶洞與海西早期古地貌和斷裂的疊合，區(qū)內(nèi)溶洞的平面分布除了受巖溶水輸入方式影響外，還受古構(gòu)造鼻、古構(gòu)造脊、梁的控制。其中E區(qū)T21—T22—T23井周?chē)l(fā)育的多為未充填溶洞，主要受控于古構(gòu)造鼻；B區(qū)西部和C區(qū)西部發(fā)育的溶洞主要受控于NE—SW向斷裂和古構(gòu)造脊；B區(qū)溶洞主要受控于古構(gòu)造脊。巖溶谷地附近也發(fā)育較多的充填—半充填溶洞，主要受控于古地貌［5］和斷裂系統(tǒng)。

綜上所述，塔河地區(qū)溶洞的平面分區(qū)性較強(qiáng)，因巖溶水輸入方式的不同，北部B、C區(qū)多發(fā)育中小型充填—半充填型淺層溶洞，數(shù)量較多，以溶道、巖屋和大巖屋為主；而南部A、D、E區(qū)多發(fā)育大型未充填型中深層溶洞，以巖廳、巨巖廳為主，但數(shù)量較少。并且不同區(qū)域的主控因素不同，北部區(qū)主要受古地貌的古構(gòu)造脊、梁的影響，南部區(qū)除了受古地貌的構(gòu)造鼻影響外，還受控于斷裂系統(tǒng)。

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層中的溶洞在平面上多分布于巖溶的高部位，如巖溶高地，古構(gòu)造鼻、脊、梁等部位，同時(shí)也因巖溶水輸入方式的不同，溶洞發(fā)育的多少和類(lèi)型也有較大不同。在巖溶谷地部位，溶洞也相對(duì)發(fā)育。

4 大氣淡水巖溶發(fā)育模式

朱學(xué)穩(wěn)等［9］根據(jù)我國(guó)南方石灰?guī)r分布區(qū)存在大量地下河系統(tǒng)的事實(shí)，從洞穴發(fā)育與形成必定屬于某個(gè)物質(zhì)能量輸入—輸出系統(tǒng)的基本認(rèn)識(shí)出發(fā)，并利用 Ford 等人的模擬實(shí)驗(yàn)研究成果［10－11］，建立了地下河系統(tǒng)洞穴形成和演化的新模式。這一模式將系統(tǒng)的物質(zhì)與能量輸入分為側(cè)向輸入、面狀輸入和多元輸入三種基本狀況。筆者在對(duì)塔河油田主體區(qū)奧陶系碳酸鹽巖溶洞研究中發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)內(nèi)發(fā)育有面狀輸入和側(cè)向輸入兩種巖溶水輸入方式。

4.1 北部區(qū)巖溶發(fā)育特征

塔河油田北部區(qū)，由于海西期不整合面之下直接暴露的是一間房組和鷹山組的純碳酸鹽巖，因此巖溶水的輸入方式表現(xiàn)為一種面狀輸入模式，其洞穴發(fā)育特征主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

（1）發(fā)育大量的落水洞穴。

（2）溶洞發(fā)育數(shù)量較多，類(lèi)型以巖屋—大巖屋、溶道等中小型溶洞為主，大的巖廳、巨巖廳發(fā)育數(shù)量較少，如B區(qū)是分布溶洞最多的一個(gè)區(qū)塊，共發(fā)育有109個(gè)溶洞層，且?guī)r屋和大巖屋的數(shù)量（60個(gè)）占該區(qū)總?cè)芏磾?shù)的55.05%。

（3）落水洞與含水層洞穴（即暗河）在平面上相互交疊，沒(méi)有明顯的分區(qū)性。

（4）發(fā)育的溶洞多為充填—半充填狀態(tài)，未充填溶洞相對(duì)較少。

4.2 南部區(qū)巖溶發(fā)育特征

塔河油田南部區(qū)，被上奧陶統(tǒng)恰爾巴克組以上地層所覆蓋，由于恰爾巴克組和桑塔木組屬于一套由泥巖和泥灰?guī)r組成的隔水層，所以巖溶水的輸入方式主要表現(xiàn)為側(cè)向輸入，所形成的洞穴發(fā)育特征如下：

（1）串珠狀反射主要沿?cái)嗔褞Х植肌?/p>

（2）溶洞發(fā)育數(shù)量較少，類(lèi)型多為巖廳—巨巖廳等大型洞穴居多的出口型溶洞，中小型巖屋、大巖屋等溶洞發(fā)育數(shù)量較少。如在E區(qū)發(fā)育的各類(lèi)溶洞，巨巖廳（20個(gè)）的比例占到35.71%，巖廳（9個(gè)）的比例占到16.07%，二者所占比例之和達(dá)到51.78%，而溶道（5個(gè)）的比例僅占到8.93%。

（3）發(fā)育的溶洞多為未充填—半充填狀態(tài)，且最大未充填溶洞可達(dá)到24.79m（Te井鉆井過(guò)程中發(fā)生24.79m的放空現(xiàn)象），充填溶洞發(fā)育相對(duì)較少。

4.3 大氣淡水巖溶模式

綜合上面的分析結(jié)果，繪制出塔河油田大氣淡水巖溶模式（圖7）。塔河油田北部區(qū)鷹山組和一間房組中的巖溶水輸入方式為面狀輸入。南部有上奧陶統(tǒng)隔水層覆蓋的地區(qū)，鷹山組和一間房組中的巖溶水輸入方式為側(cè)向輸入，巖溶水的出口位置位于斷裂帶附近，尤其是斷裂帶與斷裂帶相交的部位。塔河油田北部和南部的巖溶水系統(tǒng)基本為一個(gè)統(tǒng)一的系統(tǒng)。

圖7 塔河油田大氣淡水巖溶模式示意圖

以上論述的只是塔河地區(qū)最為普遍的大氣淡水巖溶模式，而巖溶的發(fā)育還受控于其他很多因素的影響，這些因素的共同作用改造了該區(qū)的溶洞和儲(chǔ)集層，使得塔河油田巖溶縫洞型儲(chǔ)集體的發(fā)育和分布變得更為復(fù)雜。

5 結(jié) 論

（1）溶洞充填物的伊利石K—Ar同位素定年得出研究區(qū)內(nèi)溶洞沉積物的形成時(shí)間在369.33～451.90Ma，因而溶洞的形成時(shí)間也應(yīng)該早于或同時(shí)于這一時(shí)段，即加里東中晚期—海西早期。

（2）溶洞的發(fā)育受控于古地貌，且存在三個(gè)縱向溶洞帶，距雙峰灰?guī)r頂部距離0～120m、120～200m和200m以上，且第一、二溶洞帶較發(fā)育，第三溶洞帶發(fā)育較少。

（3)塔河地區(qū)溶洞的平面分區(qū)性較強(qiáng)，因巖溶水輸入方式的不同，北部B、C區(qū)多發(fā)育中小型充填—半充填淺層溶洞，數(shù)量較多，以溶道、巖屋和大巖屋為主；南部A、D、E區(qū)多發(fā)育大型未充填中深層溶洞，以巖廳、巨巖廳為主，但數(shù)量較少。不同區(qū)域溶洞發(fā)育的主控因素不同，北部區(qū)主要受古地貌的古構(gòu)造脊、梁影響，南部區(qū)除了受古地貌的構(gòu)造鼻影響外，還受控于斷裂系統(tǒng)。

（4)塔河油田北部區(qū)鷹山組和一間房組中的巖溶水為面狀輸入方式。而油田南部有上奧陶統(tǒng)隔水層覆蓋的地區(qū)，其鷹山組和一間房組中的巖溶水為側(cè)向輸入方式，巖溶水的出口位于斷裂帶附近，尤其是斷裂帶與斷裂帶相交的部位。塔河油田北部和南部的巖溶水系統(tǒng)基本為一個(gè)統(tǒng)一的系統(tǒng)。

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Development Regularity of Karstic Caverns of Ordovician Carbonate Reservoirs in Tahe Oilfield,Tarim Basin

Xu Wei,Chen Dongmei,Zhao Wenguang,Cai Zhongxian,Lin Zhongmin

Ordovician carbonate fissuring/cavernous reservoirs are the important oil pay beds in Tahe Oilfield.Based on the K-Ar isotopic dating for illite from sandstone and mudrock filling in the karstic caverns of the reservoirs,the formation time of cave-fillings is during 369.33-451.90Ma and thus that of the paleocaverns should be earlier than or equal to the 369.33-451.90Ma，which is corresponding to the late Caledonian-early Hercynian periods.There are three vertical cavern zones in Tahe area.Paleocavern development was controlled by paleo-landform.Karstic water input in different ways which resulted in the divisional distribution of caverns in plane in this area.In northern area,the karst water behaved as a planar way of input into the Ordovician Yingshan and Yijianfang strata while in the southern area,the water did as a lateral way of input into the same strata that are covered by impermeable upper Ordovician rocks.Exit of karstic water was located near the fault zone，The karstic water basically belongs to a unified system in the northern and the southern parts of the oilfield.A local model of meteoric karst reservoir is established.

Ordovician;Carbonate reservoir;Cavern reservoir;Reservoir characteristics;Genesis model of reservoir;Tahe Oilfield,

TE112.23

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2011.02.005

1672-9854(2011)-02-0034-08

2010-10-08;改回日期：2011-01-10

本文為中國(guó)石化西北油田分公司勘探研究基金項(xiàng)目（項(xiàng)目編號(hào)KY-S2006-031）

本文為2007屆湖北省優(yōu)秀碩士學(xué)位論文的部分成果；曾獲2010年全國(guó)第六屆油氣層序地層學(xué)大會(huì)“優(yōu)秀論文獎(jiǎng)”

徐 微：女，1981年生，碩士，工程師。主要從事層序、沉積、儲(chǔ)層方面的研究工作。通訊地址：100027北京市東直門(mén)外小街6號(hào)海油大廈；電話(huà)（010）84525420

趙國(guó)憲

Xu Wei：female,Master,Engineer.Add:CNOOC Research Institute,6 Dongzhimenwai Xiaojie,Beijing,100027 China