曲少东1，2，3，4
1. 陕西地建土地工程技术研究院有限责任公司，陕西 西安 710075；
2. 陕西省土地工程建设集团有限责任公司，陕西 西安 710075；
3. 自然资源部退化及未利用土地整治工程重点实验室，陕西 西安 710075；
4. 陕西省土地整治工程技术研究中心，陕西 西安 710075
摘 要：一定幅度的构造圈闭是捕获油气的必要条件。由圈闭发育史来看，从石炭纪末至今，塔中4CIII油组构造圈闭幅度虽有很大的变化，但自始至终保持了完整的构造圈闭形态，这是塔中4CIII油组油藏随历经多期调整破坏而最终仍能捕获聚集油气的先决条件。晚期断裂活动是CI和CII油组油藏形成的主要控制因素。
关键词：塔里木盆地；塔中油田；地质条件；油气源
中图分类号TE112 文献识别码A
塔中4油田地处塔克拉玛干沙漠腹地，新疆且末县境内，区域构造位置位于塔里木盆地中央断裂带东端，东接塔中1号构造，西连塔中9号构造。塔中4油田包括塔中402、塔中422和塔中401三个井区，井区间以断层或鞍部相接，其中塔中402井区是生产油气的主力井区。塔中4油田1992年发现，发现井为塔中4井。1995年1月投入试采，1996年8月正式投入开发，1997年开始进入高产稳产阶段，建成200万吨产能。主力开发单元塔中402井区CIII油组1997年12月进行单井试注，1998年7月全面投注，注水方式采用边部和轴部相结合的底部注水；从投注到2005年底，经过多次注水调整，目前进入稳定注水阶段。至2008年底，塔中4油田三个油组开发探明储量3834.4万吨。1997年产量创历史新高（170万吨）之后，产量逐年下降。2008产油41.33万吨，综合含水74.3％。至2008年底，已累计产油1431.57万吨。
1地层条件
1.1地层概况
塔中4油田目的层为石炭系。塔中4钻遇的地层有：新生界第四系、新近系、古近系；中生界白垩系、三叠系；上古生界二叠系、石炭系；下古生界志留系、下奥陶统。缺失侏罗系、泥盆系、和中上奥陶统。就目的层而言，从下至上分为8段：CⅢ油组东河砂岩段（包括均质砂岩段和含砾砂岩段）、下泥岩段、CⅡ油组生屑灰岩段、中泥岩段、标准灰岩段、上泥岩段、CⅠ油组砂泥岩段和含灰岩段。
1.2圈闭特征
塔中4油田构造整体为受一组南倾逆断裂控制的呈北西－南东走向的长轴背斜群，断裂分布在构造北翼，主断裂不是一条断层，而是由二至三组断层组合而成的断裂系，断层一般断开二叠系以下地层，断距一般为40~100m，塔中421井附近断距最大，可达210m，向东西两个方向断距逐渐减小。由于受断层的影响，北东翼较陡，南西翼较缓。构造轴线在平面上也略呈反S形，表明构造形成过程中曾受右旋应力影响。构造整体形态表现为东南高，西北低的特征。构造上发育有3个局部构造，即塔中401、塔中422、塔中402。
塔中402构造为一北西－南东走向的长轴背斜构造，是本区最大的局部构造。构造形态北陡南缓，地层倾角北翼最大值为11.3°，一般为9.6°，靠近顶部约为4.8°，南翼约为6.5°。构造图以油水界面-2511m为闭合圈，圈闭面积10.3km2，闭合幅度80m。
塔中422构造位于工区中部，塔中422与塔中402高点被一条近似南北向的正断层所封隔。塔中422构造自身又被三条近似南北向的断层切割，分成塔中422井西、塔中422井、塔中422井东三个断块。塔中422井西断块以油水界面-2517m为闭合圈，圈闭面积2.9km2，闭合幅度67m。塔中422井断块以油水界面-2521m为闭合圈，圈闭面积0.9km2，闭合幅度31m。塔中422井东断块以油水界面-2527m为闭合圈，圈闭面积2.4km2，闭合幅度37m。
塔中401构造位于塔中4油田三维工区的东端，构造整体形态为受南北两组逆断层控制的北西－南东走向的长轴背斜，构造东西长约5.2km，南北宽约1.7km，构造北翼较南翼陡，构造顶部较为平缓，该构造具有箱状背斜的特点，由塔中411及塔中411东两个高点组成。东河砂岩顶面构造以-2581m圈闭含油面积5.0km2，闭合幅度30m。
塔中4油田CⅡ油组是一个受构造和储层物性双重因素控制的层状边水气藏。储层在横向上具有较强的非均质性，气藏中部储层物性差。在CⅡ油组顶面构造图上，CⅡ油组凝析气藏是一个受塔中4井区①号断裂控制的长轴背斜，长轴16.2km（按-2500m圈闭线），短轴3.2km，长短轴之比为5∶1，高点-2360m，闭合幅度140m，面积为36km2。构造的走向为北西－南东向。在构造两翼除中央断裂（倾向为西南方向的逆断层）外，还零星发育一些倾向为北东向的断距较小的逆断层。气藏高点海拔-2370m，根据地质、测井、试油共同确定的油水界线-2458m为闭合线，则气柱高度为88m，含油面积为18.1km2。
CⅠ油组共有四种油藏类型：受构造控制的层状边水油藏，岩性（透镜体）油藏，断块油藏及底水块状油藏。油层厚度1.0~5.8m不等，其分布变化受砂体和断层分布的控制。CI油组平均孔隙度、平均渗透率较高，但油层物性变化较大，非均质性较严重。层状边水油藏的是CⅠ油组的主力油藏，油柱高度较大；断块油藏的油柱高度较小。
1.3温压系统
塔中4油田CI油组塔中402区块原始地层压力33.38MPa，压力系数1.02。塔中4油田CⅡ油组塔中402区块原始地层压力42.52MPa，压力系数1.22。塔中4油田CⅢ油组原始地层压力42.33MPa，压力系数1.20。
CⅠ油组地层温度97.8－103℃（海拔深-2120~-2300m）；CⅡ油组地层温度105℃（海拔深-2400m）；CⅢ1地层温度107~108℃（海拔深-2450~-2500m）。平均地层温度梯度为2.712℃/100m，属于正常温度系统。
1.4油气藏类型
塔中4油田CⅠ油组共有四种油藏类型：受构造控制的层状边水油藏，岩性（透镜体）油藏，断块油藏及底水块状油藏。CII油组为边水层状凝析气藏。CIII油组含砾砂岩段为边水层状油藏，均质砂岩段为底水块状油藏（塔中402井区为底水块状气顶油藏）。
2储盖层情况
2.1储层岩性及沉积相
据区域地质研究成果，塔里木盆地在石炭系沉积时总格局是一个向西南倾斜的宽缓斜坡，坡度1~5‰；塔中隆起为一低山丘陵，相对高差小于400m，塔中4地区是一个侵蚀洼地，沉积基面为志留系地层，东面是塔中1井奥陶系地层组成的残丘，西面是塔中19井残丘，相对高差在200m以上。石炭纪早期，西南的特提斯海向东侵入，首先沉积了一套陆源滨岸相砂体——东河砂岩，起到填平补齐的作用。之后海水相对变浅，地貌平坦，沉积了一套厚度比较稳定的棕褐色泥岩－石炭系巴楚组下泥岩段泥岩。以后又经历了两个较大规模的海进、海退旋回，依次沉积了生屑灰岩、中泥岩段、标准灰岩、上泥岩段。晚石炭世海水逐渐退出，交互沉积了一套砂岩、泥岩，间或因海水入侵，沉积了一些碳酸盐岩夹层。
塔中CⅢ油组沉积相对比较稳定，开始沉积时为一套低水位体系域环境下的下切谷沉积，最底部为辫状河沉积，向上变为潮坪相沉积。岩性为一套浅灰、灰白（含油后呈褐色）细砂岩为主（占70%以上），中砂岩、砂砾岩次之，含少量绿灰色泥岩、粉砂岩的厚砂体，岩石矿物成分以石英为主，占55-75%，长石含量一般5-20%，岩屑含量20-25%。岩屑成分主要以长石质的变质岩和喷发岩为主，如石英岩、石英片岩、霏细岩等。根据矿物成分含量作出的岩石类型三角图，CⅢ油组东河砂岩岩石类型主要为岩屑石英砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩。
胶结物成分主要为泥质和方解石，胶结类型以孔隙式、接触-孔隙式为主，其中泥质含量一般＜6%，碳酸盐胶结物分布不均，除部分段富集以外，一般含量＜4%。岩石碎屑颗粒磨圆度好，以圆和次圆状为主，分选中等-好。综上所述，东河砂岩成分成熟度和结构成熟 度均比较高。
2.2储层物性及成岩演化
CⅢ油组是一套滨岸相砂岩地层，储层属中孔（16.2％）中渗（247mD）砂岩储层。砂层厚度大，约120~190m，是塔中4油田的主力产层。自上而下可分为三段：上段含砾砂岩段为砂泥岩交互沉积，物性较差，厚约13~25m，以横向分布较稳定的泥质夹层与中段分界。砂岩孔隙度在6~24%之间，平均值10%，孔隙度主要分布12~16%之间，峰值在14%；砂岩渗透率分布区间为20×10-3μm2~1500×10-3μm2，平均值180×10-3μm2，峰值在100×10-3μm2。中段均质砂岩段为一套细至中砂岩沉积，物性较好且均质性强，厚度较大，大于80m，夹层不发育。下段岩性较细，泥质含量增加，物性较差，且有大面积连通夹层发育。
其中塔中402CⅢ油组埋深在3540~3700m之间，储层岩性以细砂岩为主，含砾砂岩段平均孔隙度为10%，平均渗透率为180×10-3μm2，均质砂岩段平均孔隙度为17.6%，平均渗透率为400×10-3μm2，属中孔、中渗储层。
2.3储层岩性及沉积相
CⅡ油组储集层埋深在3500m左右，厚度40m左右，是以白云化晶间孔和溶蚀孔为主的碳酸岩盐储层，非均质性严重，流体性质复杂，油气水分布具有不确定性。根据岩心观察和薄片分析，塔中4油田生屑灰岩段见到的储层岩性为：（泥）粉晶白云岩、泥晶灰岩、膏质云岩、灰质云岩、藻灰岩、核形石灰岩、生屑灰岩、粒屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩。
根据本区的岩性、生物组合及沉积特点，采用威尔逊的综合划相模式，将CⅡ油组进一步划分出蒸发台地与局限台地两个沉积亚相单元，其中以蒸发台地沉积为主（图1）。CⅡ油组整体为一海侵沉积，由于沉积海域地势平坦、水体较浅，因而沉积厚度较小（32~41m），蒸发作用较强，高盐度的水体为白云岩化作用提供了良好的成岩环境。
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2.4储层物性及成岩演化
据塔中4油田CII油组1402个岩性分析数据统计（仅对孔隙度大于3%，渗透率大于0.02×10-3μm2能成为有效储层的样品进行统计），孔隙度在0.35-26.4%之间，平均6.1％，渗透率在0.02×10-3μm2~290.95×10-3μm2，平均2.81×10-3μm2。纵向上，CII油组可分为5个岩性段，储层横向对比表明，物性好的储层主要集中在每个岩性段下部的白云岩，而有效储层的厚度在第二、第三岩性段最大，在整个气藏范围内，第二、第三岩性段的储层横向分布也最为稳定。
据大量薄片资料，CⅡ油组的储集空间以各类溶蚀孔为主，裂缝少量。微观上好的储层段以晶间溶孔、粒间溶孔为主；裂缝因其规模小，数量少，张开缝率低，特别是与孔隙的配置关系差而不能成为主要的储集空间。
CII油组生屑灰岩沉积后经历了一系列成岩作用的改造，如颗粒的包粒作用、方解石胶结作用、白云石化作用、压实压溶作用、硅化作用、黄铁矿化作用、溶蚀作用、新生变形作用、构造破裂作用等。对于储渗体系影响较大的是胶结作用、白云化作用、溶蚀作用。
3流体性质
3.1流体性质
CIII油组原油密度0.7365~0.9170g/cm3，粘度0.69~10.58mPa·s，凝固点-38~11℃，含蜡量0.31~4.67%，含硫量0.07~0.94%，胶质+沥青质含量1.04~29.3%，属低蜡低硫低粘度低凝固点正常比重原油。
CIII油组天然气比重0.6651~0.8095，甲烷含量55.92~73.99%，乙烷1.26~10.88%，氮气13.2~27.83%，二氧化碳0.12~1.68%，为低二氧化碳高氮甲烷气。
CIII油组地层水矿化度82190~152100mg/L，Cl－为50080~90870mg/L左右，密度1.0456~1.1055g/cm3，pH值大多在6.5~7.5，属CaCl2型水。
CII油组原油密度0.7065~0.7317g/cm3，粘度1.9mPa·s，凝固点-30~-10℃，含蜡量0.31~4.67%，含硫量3.2%，胶质+沥青质含量3.6%，属低含蜡低硫低粘度低凝固点凝析油。
CII油组天然气相对密度平均0.7978g/cm3，甲烷平均含量为69.6%，乙烷平均含量4.15%，氮气平均含量15.6%，二氧化碳为0.62%，为高氮低二氧化碳的甲烷气。
CII油组地层水地层水为CaCl2型，密度平均值为1.05g/cm3，Cl－为5.2×104mg/L，总矿化度8.5×104mg/L。
CI油组原油密度0.8331~0.8532g/m3，粘度2.56~8.51mPa·s，凝固点-30~-7℃，含蜡量2.13~3.52%，含硫量0.14~0.38%，胶质+沥青质含量9.41~14.81%，属低蜡低硫正常比重原油。
CI油组天然气比重0.4891，甲烷含量45.51~64.25%，乙烷5.33~10.91%，氮气15.55~15.97%，二氧化碳0.04~2.45%，为低二氧化碳高氮伴生气。
CI油组地层水矿化度为111400~131700mg/L，Cl－为67630~80340mg/L，密度1.0585~1.0878g/cm3，pH值为6~7，属CaCl2型水。
3.2流体纵横向分布规律
纵向上，从CI到CⅡ到CⅢ油组，原油密度、粘度、天然气甲烷含量、氮气含量有随深度增加而增大的趋势，地层水密度、氯离子和矿化度则随深度增加而减小。
平面上，无论CI油组还是CIII油组，原油密度、地层水矿化度、氯离子、密度具有从北西向南东增大的趋势地层水具有从北西向南东矿化度增大的趋势。
3结语
含砾砂岩段物性差，泥岩夹层多，油藏厚度薄，油柱高度小，调整速度慢，以至油水界面还停留在古油水界面的位置，好似没有发生调整一样。因此，古油藏形成后发生调整时，储层厚度大、物性好的，古油藏消亡的速度快，而储层厚度小、物性差的，古油藏消亡的速度慢，存留的时间长。
参考文献
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作者简介：曲少东（1986-），男，汉族，博士，高级工程师，陕西西安人，从事土地工程及相关领域研究。