塔河油田奥陶系储层特征
(乌鲁木齐830011，西北石油局规划设计院)
塔河油田位于沙雅隆起阿克库勒隆起西南部，是新兴石油公司近年来在塔北发现的“亿吨级”大型油气田(群)，主体为奥陶系油气藏。勘探研究表明，奥陶系油藏是受阿克库勒大型隆起控制的非均质性强的岩溶缝洞型油藏。油藏经历了复杂的成藏历史，主要成藏期为海西晚期。海西晚期运动对储层造成一定程度的破坏，形成稠油油藏，自印支-燕山期以来不同程度地被高成熟油气充填改造。
关键词塔河油田奥陶系缝洞型油藏成藏史
塔河油田奥陶系油气藏是新兴石油公司在塔里木盆地北部发现的“亿吨级”大型油气藏。目前3、4区块已提交探明控制储量11576.6×104 t油当量。与此同时，木厂北、三塔木、艾协克南等邻区也取得了很大的油气突破，表明很可能是连片分布，预测储量为5×108t油当量，是与庞大的塔里木盆地相称的第一个超大型油气藏。
1区域构造背景
塔河油田奥陶系油藏位于阿克库勒隆起南斜坡区。阿克库勒隆起是以寒武-奥陶系为主体，长期发育的大型古隆起。该凸起形成于东部中晚期的加里东期，海西早期受区域挤压抬升，形成一个向西南倾斜、向东北扩展的大型鼻状凸起。凸起主体缺失志留-泥盆系和中上奥陶统，下奥陶统也受到不同程度的剥蚀。海西晚期运动使该区再次抬升出露，形成一系列东西向的褶皱和断层。大部分地区仅保存下石炭统，上石炭统和二叠系缺失，部分地区下石炭统被完全侵蚀。印支-燕山期，本区构造运动相对较弱，主要表现为整体升降，使本区缺少中上侏罗统。喜马拉雅期(尤其是喜马拉雅晚期)受库车前陆盆地影响，该区北部强烈沉降，阿克库勒隆起最终定型。
阿克库勒隆起自北向南可分为阿克敦构造带、阿克库木断裂构造带、中央斜坡(“地台”)区、阿克库勒断裂构造带和南斜坡区(图1)。
2储层特征
本区中、上奥陶统具有混合陆棚相沉积特征，为砂岩、泥岩夹灰岩；下奥陶统属于开阔台地-台地边缘相沉积，为较纯的碳酸盐岩。储层主要发育在下奥陶统中上部(一间房组至英山组)。
图1阿克库勒凸起油藏位置图图1阿克库勒凸起油气藏位置图
ⅰ-阿克敦构造带；ⅱ-阿库木断裂带；ⅲ——中央斜坡带；ⅳ-阿克库勒断裂带；ⅴ——南部斜坡带
2.1储集空间类型
该区下奥陶统碳酸盐岩的储集空间包括洞、洞、缝三类。
2.1.1孔
下奥陶统碳酸盐岩储层中孔隙广泛分布，孔径一般为N ~ N× 102 um。它们的类型包括粒间孔、粒间孔、粒间溶孔、粒间溶孔等。，而且以各种溶孔为主。它们与超微裂隙结合形成基质孔隙。该区基质孔隙度一般为0.04% ~ 2.00%，渗透率一般小于1×10-3μm2，反映了基质孔隙度和渗透率差的基本特征。
2.1.2孔
洞穴是该区奥陶系储层的重要储集空间类型，主要由古岩溶形成。岩芯中难以发现未充填的大型-巨型溶洞，主要通过钻孔排气和严重漏失现象判断，可通过测井解释确定。该区域钻井放空和泥浆漏失情况见表1。
2.1.3接缝
裂缝也是奥陶系储层最发育、最常见的储集空间，以构造裂缝和构造裂缝为主要储集空间，其次是压力裂缝(缝合线)。裂缝是该区油气显示非常活跃的储集空间。荧光薄片统计显示，构造裂缝和构造裂缝的平均油气显示率为74.8%，缝合线的平均油气显示率高达95.3%。
上述三种储集空间对水库库容的贡献不同。该区12井测井解释资料分析表明，基质孔隙对储层储集能力的平均实际贡献为27.2%，裂缝孔隙的平均实际贡献为28.2%，大溶孔的平均实际贡献高达44.6%。可以看出，该区碳酸盐岩储层的储集空间以裂缝和大型溶蚀孔洞为主。
表1塔河油田奥陶系储层钻井放空和泥浆漏失数据表表1塔河油田奥陶系储层零阻钻井和泥浆漏失数据表
2.2油藏类型
所谓储层类型，是指碳酸盐岩中上述三种基本储集空间的综合特征。该区储层类型主要有裂缝型、孔洞裂缝型、裂缝孔洞型和裂缝溶洞型。
2.2.1断裂类型
裂缝性储层是该区常见的储层类型，其特点是基质孔隙度和渗透率差，无大型溶洞；裂缝发育，不仅是主要的渗流通道，也是主要的储集空间。T301井5403 ~ 5417m和S47井5435~5469m均为裂缝性储层。这类油藏的油气生产特点是初期产量普遍较高，但产量递减较快，甚至可能在短时间内停流。
孔裂型
孔隙-裂缝型储层中孔隙和裂缝都很发育，它们都有助于油气的储存和渗流，但裂缝的作用更为重要。T302井5524 ~ 5682 m井段就是这类油藏的一个实例，其油气产量具有初期产量高、相对稳产、稳产期长的特点。
裂纹孔类型
缝洞型油藏类似于孔缝型油藏，孔缝发育。两者都对油气的储存和渗流做出了相当大的贡献，但空穴的贡献更大。T401井5367~5376m、TK407井5391 ~ 5399m层段属于此类油藏，其油气产量具有初期产量高、长期稳产的特点。
2.2.4裂缝-溶洞型
裂缝-岩溶储层中存在大型溶洞和裂缝。前者具有巨大的储存空间，后者在沟通溶洞、改善渗流性能方面发挥着重要作用。该类油藏的油气产量具有初期产量高、稳产期长的特点，是该区最有价值的油藏。S48地下奥陶系是这类储层的典型代表。自10月26日1997、10投产以来，累计生产油气近40×104t，平均日产400t以上。是塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气井中累计产量最大、稳产期最长、平均日产量最高的“王牌井”。
综上所述，塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩的主要特征是:①基质孔隙度低，渗透率差，难以形成有效的储集空间；②溶孔和裂缝是储层的有效储渗空间；③储层动态在纵向和横向上高度非均质；④储层类型多样，其中以缝洞型和缝洞型储层最为重要。
3种陷阱类型
塔河油田奥陶系油气藏的圈闭类型仍存在不同认识，可归纳为三种主要类型:
3.1潜山(或残丘或潜丘)圈闭
在塔河3、4、5、6区块的探井部署中，奥陶系顶部的隆起(潜山或残丘或潜丘)是一个重要的决定因素，其上的许多探井获得了高产的工业油气流，因此有人认为塔河奥陶系油气藏属于潜山(或残丘或潜丘)型。
实际上，该区不仅从奥陶系顶面凸起获得高产工业油气流，还从奥陶系顶面凹陷或斜坡获得工业油气流，如S61、S64、TK203井。同时，从整个阿克库勒凸起范围来看，很多高产工业油流并不在潜山上，例如阿克库勒与阿克库勒断裂构造带之间“台地”带的LN17、LN30、LG1、LG2等高产井并不在潜山上；相反，一些潜山的井并不是都有油气，比如LN34井。此外，几乎所有位于潜山上的油气井的油柱高度都远大于潜山圈闭的幅度。
可见，奥陶系油气藏不受潜山圈闭控制，即潜山圈闭不是奥陶系油气藏的主要圈闭类型。
3.2地层不整合圈闭
该区多口井在奥陶系顶部不整合面附近获得了较高的油气流量(如S47、S48井)或良好的油气显示。因此，有人认为塔河油田奥陶系油藏是地层不整合油藏。事实上，许多钻井中的产油层离不整合面很远。如S67井在5662 ~ 5674 m井段获得高产油流，日产原油470.8m3，距奥陶系顶部不整合面203 m。因此，地层不整合圈闭不是该油气藏的主要圈闭类型。
3.3岩溶缝洞圈闭
上述地区奥陶系储层属于缝洞型储层，非均质性强。该储层的封闭条件不仅是不整合面之上的下石炭统巴楚组泥岩，而且是缝洞型储层周围不可渗透的碳酸盐岩基质。此外，该地区北部可能存在沥青堵塞的可能性。因此，该油藏的主要圈闭类型应为岩溶缝洞型圈闭。
综上所述，塔河油田奥陶系油藏的主要圈闭属于一种特殊类型的岩性圈闭——岩溶缝洞圈闭，这种圈闭还可以与潜山(或残丘、潜丘)圈闭和地层不整合圈闭形成复合圈闭。
4流体属性
塔河油田奥陶系油气藏的井产流体包括凝析油、正常原油、重油、天然气和地层水，下面对其特征进行简要描述。
4.1油气属性
塔河油田奥陶系储层油气性质在不同地区差异较大(表2、表3)。3区原油性质纵向差异较大，分带明显。顶部原油地面密度为0.8186g/cm3，属于凝析油，井液pVt分析为凝析气。上层原油地面密度为0.8297g/cm3，为轻质原油。下层原油地面密度为0.853g/cm3，为正常原油。底部(如T301井5545.66m以下)原油地面密度为0.966 g/cm3，属于重质稠油。天然气甲烷平均含量为84.47%，重烃含量为12.61%，平均相对密度为0.68，具有凝析气和油溶性气之间的过渡特征。
表2塔河油田奥陶系原油物性表2塔河油田奥陶系原油物性
4区油气性质相对均匀。原油地面密度为0.9016 ~ 0.9638g/cm3，饱和烃含量低，芳烃、非烃和沥青质含量高。S48和S65井流体的pVt分析为重质重油。天然气甲烷平均含量为77.27%，重烃含量为16.23%，平均相对密度为0.74，为溶解气的特征。
表3塔河油田奥陶系储层天然气组成表3塔河油田天然气组成
木厂北区(6区)原油和天然气性质与4区接近，油质较稠较重，天然气也具有溶解气的特征。艾谢克南地区的特点是常规原油和溶解气。桑塔木地区(5区)的原油和天然气性质与3区上部接近，表现出凝析气顶的储层特征。
油气差异成藏的分布特征主要与成藏期、保存条件、大规模断层分割、油藏发育等因素有关。
4.2地层水性质
塔河油田奥陶系油气藏地层水样分析数据见表4。从表中可以看出，该油气藏的地层水属于高矿化度的CaCl2 _ 2型水，表明该油气藏处于相对封闭的地下水动力环境中。
表4塔河油田奥陶系储层地层水性质
5油气分布特征
5.1油气平面分布特征
油气勘探研究成果表明，该区奥陶系油气具有面积大、连片分布的特点，极有可能培育成与庞大的塔里木盆地相称的第一个超大型油藏(预测储量达到5×108t油当量)。主要依据如下。
(1)目前初步圈定的油藏范围内(东至S69井，西至S71井，北至S73井，南至TK203井)，钻井成功率相当高。据统计，截至2000年2月，该系统在库区共钻井、测试(包括酸化压裂)29口(包括探井、评价井和开发井)，其中25口井获得高产或工业油气流，占总井数的86.2%；而且其他钻井都得到了不同程度的油气显示，并没有真正的“干井”。同时需要指出的是，由于碳酸盐岩基质孔隙度和渗透率差，储层非均质性强，以及钻井过程中对储层的污染，部分井需要采取酸化、压裂等储层改造措施才能获得产能。S23井就是一个典型的例子，它是一口钻于1990的老井。虽然奥陶系油气显示良好，但常规测试未获得工业油气流。直到1998进行酸压作业才获得工业产能，生产一直稳定到现在。我们认为，只要储层改造措施得当，大部分尚未达到工业产能的井都可以达到工业产能。80%以上的勘探成功率(可以通过储层改造提高)足以说明这个区域是大面积连片的石油，而不是“鸡窝”式的局部石油。
(2)油气分布不受残丘圈闭的控制。该区残丘圈闭范围较小，最大仅50 ~ 60m(塔河3号、4号)，最大面积仅约15km2。但根据测井、录井、测试资料，含油段厚度远大于残丘圈闭厚度。如塔河3号残丘圈闭(即艾谢克构造)闭合范围仅60m，T302井试油揭示的闭合圈油柱高度为304.5m；塔河4号残丘圈闭(即艾谢克西构造)闭合范围仅50米，其上TK409井测井揭示的油柱高度为240米；。塔河6区木厂北3号圈闭闭合范围仅60m，其上沙67井试油揭示的油柱高度为216m。
此外，工业油流不仅来自残丘圈闭内的钻井，也来自残丘圈闭外的钻井。如位于塔河3号和塔河4号残丘圈闭(鞍部)之间的S64井和分布在斜坡上的S61井获得了工业油气流。这充分说明油气分布不受局部残丘圈闭控制，而是大面积分布。
5.2油气垂向分布特征
(1)纵向上油气连续分布，油层之间无水层。截至目前，工区奥陶系所钻的井，无论是测井显示、测井解释还是测试结果，均显示油层在纵向上连续分布，油层中无水层。虽然由于碳酸盐岩储层的非均质性，储层在纵向上呈带状发育(即有效储层和差储层交替出现)，但差储层的分布不稳定，不能起到稳定的夹层作用；同时，在测井解释的差油层段仍有油气显示。可见，油气在纵向上的连续分布是必然的。
(2)油气性质存在纵向差异，以塔河3区最为明显，底部为重质原油，下部为正常原油，上部为轻质原油，顶部为凝析气(详见上文“油气性质”)。
60%的西藏历史
6.1油气成藏史分析基础
研究表明，塔河油田奥陶系油藏经历了复杂的成藏史，对该油藏成藏史的分析主要有以下依据。
6.1.1油气性质
(1)虽然该区原油物性差异较大，有凝析油、轻质原油、正常原油、重质原油，但代表原油样品成熟度的OEP值集中在0.92 ~ 1.04，说明是成熟原油。而且反映来源的w(Pr)/w(Ph)、w(Pr)/w(nC17)、w(Pr)/w(nC18)指标变化不大，说明是同源产品。微量金属元素(W (V)/W (Ni) >: 1)和碳同位素分布(-33.8% ‰ ~-31.56% ‰)表明为海相成因。而且轻烃指纹分析与原油对比、类异戊二烯烷烃对比、碳同位素对比等油源对比结果表明，该油藏油气主要来自寒武-奥陶系烃源岩。
(2)该区原油饱和烃正构烷烃分布完整，但从原油饱和烃质谱分析中检出25-降藿烷系列，它的出现是生物降解严重的标志。同时，生物标志物指数显示塔河奥陶系储层生物降解的顺序为6区-4区-3区-5区。
原油中饱和正构烷烃分布较为完整，但经历了严重的生物降解。表明该区奥陶系储层均形成于早期(晚海西期)，在晚海西-印支期构造运动期间受到严重生物降解，燕山期以后被成熟原油充填。后期高成熟油气的充注掩盖了其严重生物降解的原貌。
6.1.2两相流体包裹体
对该区奥陶系碳酸盐岩缝洞方解石中含烃两相流体包裹体的分析表明，其均一温度集中在四个区间，反映了该区经历了四次大规模的油气运移和聚集。
第一类包裹体:主要产于构造裂隙方解石中，包裹体大小一般为3 ~ 15μ m，无色，有气泡，气液比5 ~ 10，均匀温度46.5 ~ 55.8℃，多数在50℃。当时的地表温度为23℃，地温梯度为3.0℃/10。如果恢复海西早期运动的剥蚀厚度，这一时期的含烃包裹体将形成于加里东-海西早期的中晚期。
第二类包裹体:主要产于充填-半充填构造裂隙(常为切割微裂隙和风化裂隙)和洞穴中的方解石中。裂缝中产生的烃类包裹体较小，一般为5 ~ 10μ m，棕黄色~浅黄色，气液比5 ~ 10，均一温度53.9 ~ 67.1℃。洞穴烃类包裹体大于10 ~ 30μ m，棕黄色，气液比20 ~ 25，均一温度58.9 ~ 77.0℃。根据地表温度19℃，地温梯度2.5℃/100m，该期包裹体形成深度在1300 ~ 2300 m之间，如果恢复海西晚期运动的剥蚀厚度，该期油气包裹体应形成于海西晚期。
第三类包裹体:主要产于构造裂缝方解石中，为烃类包裹体，大小10 ~ 20μ m，浅黄色，气液比5 ~ 20，均一温度73.3 ~ 104.9℃，主要在90 ~ 100℃之间，估计地层深度3800 ~ 3800。
第四类包裹体:烃类包裹体，产于构造缝洞方解石中，大小10 ~ 30μ m，多为褐黄色，少量褐黄色~浅黄色，气液比10 ~ 40，均一温度101.5 ~ 127。
6.1.3油气藏的饱和压力或露点压力
利用油气藏的饱和压力或露点压力可以确定油气藏的形成期(郭仁兵，1994)，但受构造运动侵蚀的地层厚度需要恢复。目前塔河奥陶系储层有5口井的pVt数据。根据饱和压力或露点压力的计算结果，表明油藏形成于海西晚期，凝析气藏形成于喜马拉雅晚期(表5)。
表5 pVt数据计算的塔河油田奥陶系油气藏成藏期表5 PVT参数计算的塔河油田奥陶系油气藏成藏期。
6.2油气藏的形成和演化
根据上述油气成藏史分析，结合区域构造演化史和生烃史，塔河奥陶系油气藏的形成和演化可总结如下:
从加里东中晚期到海西早期，曼加尔凹陷寒武系-下奥陶统烃源岩已进入生油阶段，大量油气向阿克库勒凸起排出和运移，在该区下奥陶统形成了相当规模的油气聚集。但由于泥盆纪末的早期海西运动，该区志留-泥盆系和中上奥陶统大部分被剥蚀，下奥陶统也有部分被剥蚀，下奥陶统储层或被剥蚀，或出露地表，遭到破坏。在缝合线和裂缝中常见的干沥青和裂缝方解石中含有烃类的含水包裹体是这一时期油气藏的痕迹。
海西晚期，曼加尔凹陷及其斜坡区寒武系-下奥陶统烃源岩已进入生油高峰期，生成的大量油气沿不整合面、断层和裂缝向阿克库勒凸起运移，聚集在该区下奥陶统的裂缝-溶洞系统中，由于下奥陶统上方有较厚的石炭-二叠系盖层，该系统被很好地封堵。因此，这一时期是塔河油田奥陶系油气藏最重要的成藏期。二叠纪末的晚海西运动使石炭-二叠系普遍剥蚀，但本区仍残留500 ~ 600 m的下石炭统，保存了海西晚期形成的油气藏。只是本区北部阿库木断裂构造带西段海西晚期运动强烈，石炭-二叠系完全被剥蚀，下奥陶统出露于地面，严重破坏了本区奥陶系储层，受大气淡水强烈影响，使与本区相邻的塔河4号、塔河6号储层受到严重的氧化冲刷和生物降解(其原油中普遍检出的25-降藿烷系列是生物降解的基础)，使储层。
燕山-喜马拉雅早中期，寒武-下奥陶统主力烃源岩已进入高成熟-过成熟阶段，以天然气为主。沙雅隆起区成熟度较低，可以生成一定量的原油。高成熟油气仍沿不整合面和断层运移，并充入海西晚期形成的油气藏。
喜马拉雅晚期，寒武系-下奥陶统烃源岩已全部进入高成熟-过成熟阶段，生成的天然气沿不整合面、断层和裂缝运移，充填早期形成的油气藏。目前塔河3号、5号油藏见到的凝析气可能主要形成于该时期(PVT资料计算的凝析气藏形成期为喜马拉雅晚期)。可能有两种方法形成凝析气。一种是烃源岩生成的凝析气直接充入早期形成的油气藏；另一种可能是烃源岩产生的干气充入早期形成的油藏，与原油混合形成富集凝析气。从烃源岩成熟度分析，后一种可能性较大。
综上所述，塔河奥陶系油气藏经历了复杂的形成和演化过程。油藏主要形成于海西晚期，在海西晚期-印支运动期间受到强烈的生物降解作用，由燕山-喜马拉雅期高成熟油气充注转化而成。
7个大型-特大型油气藏的形成条件
如前所述，塔河油田奥陶系油气藏为“亿吨级”大型油气藏，并有可能培育成特大型油气藏。形成这一大型油气藏的主要地质条件可概括如下:
7.1石油资源丰富。
油源研究表明，该区油气属于海相成因，主要来自寒武-奥陶系，且该区毗邻塔里木盆地最大的生油坳陷——曼加尔寒武-奥陶系生油坳陷。该生油凹陷具有长期生油、多期供油的特点。仅曼加尔凹陷及邻区寒武系-下奥陶统盆地和斜坡相烃源岩在海西早期可提供77.9×108t(油当量，下同)，海西晚期可提供53.2×108t，喜马拉雅晚期可提供35.8 t。虽然海西早期油气资源遭到严重破坏，但海西晚期和喜马拉雅晚期油气资源保存完好(仅海西晚期油气资源遭到部分破坏)。这两期巨大的油气资源(89.0×108t)为本区大型油气藏的形成提供了充足的资源。
7.2区域构造位置有利
该区位于阿克库勒隆起南部，是一个长期的大型古隆起。它形成于加里东中晚期，在海西早期成为一个大型鼻状隆起，在海西晚期进一步加强。喜马拉雅期鼻状隆起向北强烈下沉，阿克库勒隆起最终成型。因此，位于隆起南部的塔河油田区下古生界一直保持着向南倾斜的格局，是南曼加尔凹陷生成的油气长期持续运移的方向区和聚集成藏的有利区域。
7.3岩溶缝洞型油藏开发
勘探表明，本区岩溶缝洞型储层十分发育，这与本区岩溶发育部位和构造变形部位密切相关。
研究表明，岩溶地貌与储层发育密切相关。岩溶高地以发育垂直渗流带为特征，仅在其边缘有水平潜流带。中小型溶洞发育，但充填作用较强，岩溶缝洞型储层发育程度中等至较差。岩溶谷地岩溶垂向分带不发育，充填效应更严重，岩溶缝洞型储层发育较差。岩溶斜坡上既发育垂直渗流岩溶带，也发育水平潜流岩溶带，大、中、小溶洞发育，保存机会高，特别是在缓坡岩溶斜坡上，其上有岩溶残丘，所以岩溶缝洞型储层最发育。从阿克库勒隆起海西早期岩溶地貌区划图(图2)可以看出，塔河奥陶系油气藏位于岩溶缓坡及其上的岩溶残丘中，这是该区岩溶缝洞型油气藏发育的最重要因素。
同时，从本区的构造位置来看，本区主体处于NE向(形成海西早期)和EW向(形成海西晚期)构造的交汇处，是构造裂缝最发育的区域(图3)；同时，该区3、4、6区块位于瓜克库勒东北大鼻隆的轴部，挤压性拱形裂缝发育。由于以上两个因素，本区主要裂缝非常发育。裂缝不仅是碳酸盐岩储层中重要的储集空间和渗流通道，而且与岩溶发育程度密切相关。岩溶期前形成的裂隙为岩溶发育提供了重要通道，在地表水系统和地下水系统的发育和沟通中起着重要作用。岩溶期后形成的裂缝对连通半充填或未充填的溶腔起着重要作用，从而形成裂缝-溶腔网络系统，形成发育良好的缝洞型储层。
塔里木盆地阿克库勒隆起海西早期岩溶古地貌图。
1—巴楚组厚度等值线；2—巴楚组尖灭线；3-岩溶残丘；4-喀斯特高地；5-岩溶斜坡；6-岩溶洼地；7-1:钻井结束，2:部署井。
图3塔里木盆地阿克库勒凸起塔河油田构造图。
1-故障；2-高结构；3—井位；4-低层结构
由于该区处于岩溶发育的最有利部位(岩溶缓坡和其上的岩溶残丘)，处于构造裂缝发育的有利部位，是阿克库勒隆起上岩溶缝洞系统最发育的地区，是该区大型油气藏形成的最重要因素。
7.4密封状况良好。
下石炭统巴楚组数十米厚的泥质岩普遍覆盖在该区下奥陶统储层之上，作为油气藏的直接盖层，使得该区海西晚期以来形成的油气藏具有良好的封盖和保存条件。
8结束语
从以上讨论，我们可以得出以下主要结论:
(1)塔河油田奥陶系油气藏是“亿吨级”大型油气藏，有培育成特大型油气藏的可能。大型-特大型油气藏形成的主要地质条件是:丰富的油源、有利的区域构造位置、发育的岩溶缝洞型油气藏和良好的封闭保存条件。
(2)该油气藏的储层为特殊的岩溶缝洞型储层，主要储层类型有缝洞型、缝洞型、缝洞型和裂缝型，其中前两者最为重要。
(3)该油气藏的圈闭类型既不是一般的地层不整合圈闭，也不是潜山或残丘圈闭，而是一种特殊的岩性圈闭——岩溶缝洞圈闭。
(4)油气藏经历了复杂的成藏历史，主要形成于海西晚期，在海西晚期-印支运动期间受到生物降解的轻微破坏，在燕山-喜山期又受到高度成熟油气的充注和改造。
塔河油田奥陶系油气储层特征
江华山叶王德胜邵丽闫文新
(西北石油地质局规划设计院)
文摘:塔河油田位于阿克库勒凸起的西南部，是一个已发现的大油气田，石油储量超过65438亿吨。奥陶系油气成藏是其主体，勘探研究表明，奥陶系油气成藏受阿克库勒隆起控制，是一个高度非均质的岩溶裂缝型油气藏。它经历了一个漫长的时期，主要成藏期为海西晚期。海西晚期的构造运动破坏了该油气藏，形成了稠油油藏。奥陶系油气聚集与尹稚-燕山期及其以后的高成熟油气混合。
关键词:塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油气藏油气成藏期