摘要：和田河气田是在塔里木盆地发现和探明的第一个古生界碳酸盐岩大气田，但围绕其周缘钻探的一系列局部构造相继失利，迫切需要对其气藏类型重新进行认识。为此，通过分析该区地层水、天然气及储层特征，发现大多出水井段为非地层水或少量局部封存水，无大面积的块状底水；天然气性质在纵、横向上有变化，具有明显不均一性；古潜山储层不受现今构造高程控制，非均质性强，横向变化大，连通性差，以相对孤立的缝洞体储层为主。气藏模式分析结果表明：该区奥陶系气藏为沿古潜山顶面分布、受缝洞体储层控制的非构造型气藏，是和田河气田周缘奥陶系勘探的主攻类型，南部的麦盖提斜坡区发育奥陶系风化壳岩溶储层，是寻找大面积非构造油气藏的有利方向。
关键词：塔里木盆地；奥陶纪；碳酸盐岩；非构造油气藏；储层特征；地层水分析；风化壳岩溶；勘探方向
和田河气田位于塔里木盆地巴楚隆起东南部的玛扎塔格断裂带，呈北西西向条带状展布，发育一系列石炭系覆盖的奥陶系碳酸盐岩古潜山构造，是塔里木盆地发现和探明的第一个古生界碳酸盐岩大气田[1]。研究成果认为奥陶系为底水块状背斜型碳酸盐岩气藏[1～3]，但围绕和田河气田周缘钻探的一系列局部构造相继失利。近期的研究结果表明，和田河气田南部的麦盖提斜坡存在大型的古生代古隆起，奥陶系碳酸盐岩风化壳是油气勘探的有利方向[4～5]。由于麦盖提斜坡构造位置低，缺少局部构造圈闭，底水活跃、局部构造控气的构造型气藏模式是制约斜坡区勘探的关键问题。因此，笔者在油气水、测试与储层资料综合分析的基础上，重新认识了和田河气田奥陶系气藏类型。
1 气藏类型
1.1 地层水分析
和田河气田奥陶系气藏试油过程中普遍见水是底水块状气藏划分的重要依据，地层水化验资料与测试资料是重新认识气藏类型的基础。
地层水分析首先需要排除混浆液、酸化液等非地层水的影响。典型的地层水样分析表明，地层水真实的Cl-含量应介于40000～80000μg/g，pH值不应高于8，因此可以排除非地层水井段的干扰。通过对测试资料的复查分析，玛5井测试多层产液，但液量少，22个水样的Cl-含量介于3598～11877μg/g，为混浆液，该井测井解释也无明显水层。玛2井、玛3井、玛8井、玛401井也有同样的情况，综合分析共有7个非地层水的测试井段(图1)。
大多数试油出水井段开井时间为6～8h，实际累计产水量很少，除玛4井外，日产水量也低(图1)。测井解释没有大型的连通缝洞体储层，录井、测井都没有明显的含水特征，测试过程中出水量也是逐渐减少的，直至零产出。因此这些见到少量地层水的井段可能存在局部的封存水，而不是区域连通的底水。结合相关资料分析，在玛3等4口井存在少量局部封存水的井段。
该区高产水井段主要位于玛4井，测试折算日产水量大，但实际累计产水量并不多(图1)，由于开井时间短，出水量也不稳定，其稳定产量有待重新界定。该井缝洞较发育，地层水相对活跃，分析可能是局部大型缝洞体含水。
排除非地层水、少量局部封存水后，仅有玛4井存在局部的底水。在玛4号局部构造上，由于玛5井没有地层水，玛401井也没有明显的底水，因此玛5-玛401-玛4井所在的局部构造并不存在统一的底水(图1)。井间对比结果表明，纵向上地层水分布与埋深相关性不明显，难以划分统一的气水界面，和田河气田不存在统一的块状底水。
统计分析结果表明，井间地层水的化学特征也存在较大的差异(图2)。地层水在西部的玛8、玛3井明显富含HC03-，可能与西部保存条件相对较差有关。东部的玛4等井HC03-的含量明显偏低。Cl-、S042-含量等参数在井间变化大，无规律性，说明井间的地层水连通性差，不是统一的连通底水。在同一口井纵向上水性也有差异，而且没有明显的变化趋势，玛8井古潜山顶面HC03-含量较高，Cl-浓度低，其他参数纵向上也有变化。玛4井地层水各项参数随深度变化也有差异，可能预示纵向上不同储层段连通性差，不同层段地层水有分隔。总体而言，该区地层水的Cl-、HC03-、S042-含量等参数在平面上与纵向上都有较大的变化，没有统一的块状底水。
虽然和田河气田钻井普遍见水，但综合分析发现大多为非地层水、少量局部封存水，仅在玛4井可能存在局部缝洞底水。该区地层水不活跃、产出量不多，井间水性差异大、连通性差，出水深度不一致，表明气藏没有统一底水，为非底水块状构造型气藏。
1.2 天然气分析
和田河气田是叠合盆地多期构造运动与多期成藏演化的典型，引起很多学者关注[6～7]，对其天然气特征已有详细的研究[1～2]，总体上具有高CH4、高N2的特征，属高含非烃的干气，东西部存在差异[2～8]。油气成藏特征及其演化在不同区段也有差异[9～10]，天然气的成因也揭示不同井区气源不同[2～11]，表明该区天然气在分布特征与成因机理上都有很大的不同。
对比分析表明，井间奥陶系天然气组分变化较大(图3)。C1/C1+介于0.924～0.996，N2含量介于8.6%～20.607%，C02含量介于0～17.63%。平面上西部的玛8、玛3井CH4含量高、N2含量低、C02含量高、临界压力和临界温度高，其中C02含量大于10%，明显高于东部玛4井区。同时西部天然气组分中富含H2S，干燥系数高，甲烷碳同位素值偏重，天然气具有
东西分段特征。同一井区不同井间天然气组分也有一定差异，玛4、玛5井的CH4含量、C02含量差异较大，可能不是同一气藏。
天然气在纵向上具有随深度减小，C02含量减少、N2含量增加、C2H6以上组分含量减少的特征，干燥系数具有从上往下变干的趋势，表明不同储层段天然气性质存在一定的差异。
该区天然气的组分、成因与演化上都存在井间的差异，揭示具有不同来源、不同特征的多个气藏。
1.3 储层特征
研究表明，和田河气田奥陶系发育多种类型的储层[12～14]。奥陶系地层与岩性有差异，在玛4、玛8、玛3等井奥陶系古潜山为中下奥陶统鹰山组，以亮晶颗粒灰岩与泥灰岩互层发育为特征，主要有亮晶藻砂屑灰岩、亮晶砂砾屑灰岩、亮晶生物砾屑灰岩等；在玛5、玛401、玛2等井为上奥陶统良里塔格组古潜山，岩性主要为泥灰岩、泥-亮晶生屑灰岩、泥-亮晶砂屑灰岩等。
奥陶系储层以岩溶作用形成的溶蚀孔洞为主，玛5、玛4等井都有多层溶洞发育，大多数岩溶孔洞、裂缝被泥质、方解石、岩溶角砾充填，可见既有绿色泥质充填的溶洞，也有褐色泥-砾充填的洞穴，岩心普遍见多期裂缝切割充填关系，具有多期岩溶的叠加。该区裂缝较发育[15]，但以微小缝为主，井间对比性差。岩溶缝洞体主要分布在古潜山顶部的垂直渗流带，横向变化大，连通性差(图4)。
由于岩溶作用主要发生在加里东期-早海西期[4]，而一系列相对独立的局部构造是喜山晚期强烈的构造运动形成的[9]，岩溶缝洞体不受现今构造高程控制。由于早期的缝洞系统多孤立，充填严重，横向变化大，难以形成连通的块状底水。在局部发育的大型缝洞，其中可能有气水的局部分异，但不会形成延伸很远的块状底水。
储层物性分析结果表明，不同层段、不同类型储层基质孔渗都很低，以局部大型缝洞体储层为主。1072个样品的孔隙度介于0.2%～10.67%，平均为1.01%；997个样品渗透率介于0.001～8.87mD，平均为0.116mD。可见，和田河气田的储层类似轮南与塔中地区奥陶系碳酸盐岩，以低孔、低渗储层为主，储层物性变化大、孔渗相关性差，具有明显的非均质性，可能形成类似轮南、塔中奥陶系受缝洞体储层控制的岩性油气藏。
1.4 气藏类型
综上所述，和田河气田奥陶系气藏底水不活跃，地层水分布深度不同，水性在纵横向上有差异；储层非均质性强、横向变化大，不受局部构造控制；天然气参数井间变化大，缝洞体储层控制了油气的分布与富集。和田河气田具有常温常压系统，但井间温压具有一定的差异，玛8井压力系数最高，为1.078；玛3井最低，为0.992。因此，该区奥陶系油气藏成藏条件与油气特征与轮南、塔中地区奥陶系类似，是一系列受缝洞体储层控制的没有明显边底水的、油气水分布复杂的非构造型气藏(图5)。
2 勘探意义
和田河气田的气藏模式分析表明，受储层控制的非构造型油气藏是该区奥陶系勘探的主要对象，缝洞型油气藏模式预示不仅在已知的构造高部位能获得油气，而且在构造低部位的斜坡区可能还有大量的地层-岩性油气藏尚待发现，下斜坡寻找非构造油气藏勘探前景广阔。
研究表明[4]，和田河气田南部的麦盖提斜坡发育大面积奥陶系风化壳，和田河气田位于古风化壳的北部边界部位，为岩溶洼地地貌区。南部岩溶斜坡区更有利于岩溶作用发育，可能形成大面积的岩溶缝洞体储层，与石炭系泥岩盖层形成良好的储盖组合。麦盖提斜坡主体地层平缓，钻井与储层预测表明上倾方向存在致密碳酸盐岩非储层发育区，可能形成上倾遮挡。因此，在麦盖提斜坡区可能形成大面积受缝洞体控制的非构造油气藏分布(图6)。
和田河气田南部的麦盖提斜坡具有古隆起背景[4]，发育面积逾5×104km2的奥陶系风化壳，多方法地震预测岩溶缝洞体储层发育，以储层控油、斜坡富集的思路开展非构造油气藏勘探，可能发现受储层控制的大面积缝洞型油气藏富集区，开辟台盆区碳酸盐岩油气勘探的新领域。
3 结论
1) 通过地层水复查，天然气与储层对比分析，和田河气田奥陶系不是具有统一气水界面的底水块状构造型气藏，气水分布不受局部构造高程的控制，为受缝洞体储层控制的非构造气藏。
2) 和田河气田的气藏模式分析表明非构造油气藏是该区油气勘探的主要对象，低部位的麦盖提斜坡奥陶系风化壳岩溶储层发育，是寻找大面积缝洞型油气藏勘探的有利方向。
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(本文作者：邬光辉1 朱海燕2 张立平1 王春和2 周波1 高力1 1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油塔里木油田公司)
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