壹、輪南低凸起構造演化特征
塔北隆起是古生代長期發育的古隆起，其形成主要經歷了3個主要時期，即加裏東形成期、海西-印支定型期、燕山-喜馬拉雅沈降期。在隆起及斜坡上，形成了大量構造與非構造圈閉。輪南凸起是壹個古生界殘余古隆起，經歷了多期構造演化，隨著構造應力場的變化，在不同的構造階段其構造形態和形變特點不同。輪南潛山經歷了3次重要的構造運動的改造，即早海西期、中晚海西期-印支期、燕山-喜馬拉雅早期構造運動，地層遭受剝蝕，直接影響了潛山油氣藏的形成與改造，相應地形成3級天窗和3條尖滅線(潘文慶等，2001)。發生於泥盆紀晚期—石炭紀早期的海西早期運動，使地層擡升幅度大，剝蝕地層厚度大，持續時間長，對中-下奧陶統裂縫、孔洞、大型洞穴等儲集空間形成、演化和分布的影響最為強烈(徐國強，2005;劉存革等，2008)。
二、沈積相與儲蓋組合
奧陶系潛山部分地層自上而下劃分為:上奧陶統桑塔木組(O3s)、良裏塔格組(O3l)和吐木休克組(O3t)，中奧陶統壹間房組(O2y)，中-下奧陶統鷹山組(O1-2y)，下奧陶統蓬萊壩組(O1p)。鷹山組進壹步劃分為上段(砂屑灰巖段)(O1-2y1)和下段(含雲質砂屑灰巖段)(O1-2y2)，蓬萊壩組進壹步劃分為雲質灰巖段(O1p1)和泥晶灰巖段(O1p2)。良裏塔格組缺失良壹段至良四段，僅存良五段。良裏塔格組在塔河鹽下區(侯明才，2006)和輪古東地區均具有由北向南減薄的趨勢。
輪南地區奧陶系自早奧陶世蓬萊壩組沈積期開始至晚奧陶世桑塔木組沈積期，總體上經歷了半局限臺地相—開闊臺地相—臺地邊緣相—臺緣斜坡相—混積淺水陸棚相的演化。在這個演化過程中，海水的深度及水動力強度總體上經歷了淺—深—淺和較弱—強—弱的演化，從而構成壹個完成的海侵-海退旋回。
輪南潛山主要有4套儲蓋組合:三疊系俄霍布拉克組泥巖-下奧陶統組合，石炭系中泥巖段-下奧陶統組合，石炭系底礫巖段-下奧陶統組合、上奧陶統桑塔木組-中下奧陶統組合。
三、輪南低凸起儲層特征
通過巖心、測井、三維地震、油井生產等靜態、動態資料，結合現代巖溶認識，尋找古巖溶的發育規律及控制因素，研究古巖溶與有效儲集體分布的內在聯系，指導油田勘探、開發。
1.儲層縱向展布規律
表層巖溶帶和垂直滲流帶古巖溶縫洞系統相對發育，儲集空間多為裂縫-孔洞型、溶洞型，巖溶縫洞系統比較發育，巖溶儲層儲集性能較好。表層巖溶儲層最發育，橫向連片。
潛流帶巖溶發育相對較弱，僅局部發育小規模溶洞或巖溶管道，巖溶儲層以裂縫-孔洞型或孔洞型為主。如桑南西區塊奧陶系頂面10～35ms分頻均方根振幅屬性表明(圖6-15)，下部溶蝕帶儲層呈星點狀和條帶狀分布，儲層發育明顯比上部差。
圖6-15 輪古中斜坡地區潛山表層弱振幅屬性+潛山內幕強振幅屬性疊合圖
2.儲層平面展布規律
輪南奧陶系碳酸鹽巖主要發育兩套3類儲集體(圖6-16)。
第壹套儲集體主要受加裏東中期巖溶影響，發育於良裏塔格組上部30m左右範圍內，儲層類型以洞穴、裂縫-孔洞、孔洞型為主。儲集體主要發育於桑塔木組尖滅線以東。
第二套儲集體分兩類。在桑塔木組尖滅線以東區域，海西期巖溶不發育，儲集體主要受加裏東中期及深埋巖溶作用影響，分布在泥灰巖段下部和壹間房組上部50m範圍內，儲層類型以裂縫、裂縫-孔洞、孔洞型為主，也有部分洞穴型儲層，輪古東氣田以該類儲層為主。在桑塔木組尖滅線以西的廣大區域，儲集體受加裏東、海西期多期巖溶作用影響，部分地區加裏東期巖溶可能因後期構造運動而遭受剝蝕。儲集體總體發育在奧陶系不整合面以下150m範圍內，個別井達400m，以壹間房組、鷹山組為主，儲層類型主要包括洞穴、孔洞、裂縫和孔洞-裂縫，這種儲集體是輪古油田和塔河油田的主要儲集體類型。
圖6-16 塔北南緣奧陶系風化殼巖溶儲層平面分布
四、油氣分布規律
研究區油氣性質具有以下規律:
(1)晚期成藏過程中，輪古東走滑斷裂的南部—桑塔木斷壘帶—桑南西和中平臺西部的輪古8井和輪古2井區的奧陶系遭受強烈氣侵作用，原油密度相對較低，為中質油或凝析油，原油含蠟量高，膠質和瀝青質含量低，天然氣成熟度高，δ13C1較重，幹燥系數大，iC4/nC4及iC5/nC5比值小，H2S含量高，N2含量低。在輪古東地區北部、輪南斷壘帶和中平臺的中部和東部地區氣侵作用較弱;在輪古7井區，除了輪古4井、輪南1井等少數井，大部分地區未遭受或受氣侵作用影響不明顯，與遭受強烈氣侵的地區相反。
(2)在縱向上，石炭系、三疊系和奧陶系油氣性質具有明顯差異。奧陶系天然氣幹燥系數大，N2含量低，δ13C1較重;三疊系天然氣幹燥系數小，N2含量高，δ13C1較輕。在桑塔木斷壘帶的中段和東段，奧陶系原油密度明顯小於三疊系;在中平臺西部(LG8井和LG801井所在區域)，石炭系原油密度小於奧陶系和三疊系。晚期氣侵過程對三疊系影響不明顯，說明三疊系和奧陶系油氣性質受控於不同的成藏期次和過程。
(3)在縱向上，天然氣明顯具有下幹上濕的特征，反映了天然氣的氣侵方向是由下向上進行的，先到奧陶系，然後再到石炭系和三疊系;在橫向上，天然氣表現為東幹西濕，反映天然氣的氣侵方向是自東向西進行的。氣侵過程中，原來儲層中的原油受到氣洗作用，表現為高蠟含量。
五、油氣高產富集的主控因素
輪南低凸起已發現眾多油氣藏，分布層位從古生界至中生界，多期構造運動疊加，多期成藏，呈現出不同性質、不同類型油氣藏交叉疊置的復式油氣藏特征。平面上油氣藏主要沿斷裂帶分布，油氣性質分帶性強;縱向上不同層位油氣藏類型多樣，各種性質油氣藏疊置，油氣藏埋深大，油氣儲量分布集中，油氣藏相態復雜，不同期成藏的油氣並存。
1.充足的油氣源
對輪古-塔河油氣田群有貢獻的生油巖主要有兩套:中上奧陶統烴源巖和中下寒武統烴源巖。與生烴凹陷相鄰是碳酸鹽巖縫洞型油氣藏高產富集的基礎。寒武-奧陶系主力烴源巖長期生烴、多期供烴，為輪南低凸起不同層系油氣大規模多期成藏提供了可靠的資源保障。
2.發育準層狀縫洞系統
輪古油田奧陶系儲層從宏觀上可以分為兩部分，壹部分是位於桑塔木組尖滅線以西的地區，另壹部分為桑塔木組尖滅線以東的輪古東地區。輪古東地區儲層物性差，油氣儲量豐度相對偏低。試油效果好的井儲層相對發育，失利井儲層普遍欠發育(表6-5)。
表6-5 輪古東地區失利井分析
圖6-17 桑南西奧陶系測井解釋儲層厚度與累計產量關系
3.構造相對高部位富集
位於大型巖溶殘丘及巖溶窪地的儲層均發育。如位於巖溶窪地的輪古102井測井解釋溶洞型儲層17.2m，鉆井過程中發生4段放空，累計放空厚度為15.64m，為該區溶洞型儲層最發育井。儲層厚度和累產之間有壹定正相關性(圖6-17)，儲層發育與否是首要條件，但在儲層發育前提下，微構造為主控因素，在桑南西地區表現為位於大型巖溶殘丘高部位的LN54井、LG100-6井、LG100-10井、LG100-11井、LG101井、LG101-2井油柱高度大(圖6-18)，累產高，是油氣富集區。
圖6-18 過桑南西奧陶系大型巖溶殘丘的油柱高度剖面圖
4.巖溶上覆蓋層
輪古7井區位於輪南潛山高部位，剝蝕程度高，蓋層欠發育。如LG7-11井、LG7-10井、LG7-15井缺少石炭系和三疊系俄霍布拉克組泥巖蓋層，LN1井和LG21井缺失石炭系蓋層，僅剩余部分三疊系俄霍布拉克組泥巖，奧陶系的油氣向上調整到上覆三疊系中。LN11-3井、LN11-4井、LG7-7井等位於巖溶窪地，水體能量強，且油氣受浮力作用向巖溶斜坡運移，造成水柱高度大，以產水為主。在巖溶斜坡，由於上覆石炭系和儲層強非均質性導致的垂向和側向封堵，使油氣得以保存，油柱高度相對最大，如LG7-5井、LG7-1井、LG7-8井、LG701井等(圖6-19)。
圖6-19 蓋層欠發育區(輪古7井區)油氣水分布圖
在輪古東地區，存在奧陶系桑塔木組、石炭系等多套蓋層，且蓋層厚度大。油氣水的分布主要受晚期氣侵強度的控制。由於輪古東走滑斷裂為晚期油氣的優勢運移通道，溝通了輪古東南部的滿加爾生油坳陷，因此在輪古東斷裂附近的南部，天然氣豐度大，以氣層為主。隨著與氣源溝通能力變差，流體分布變為油氣水***存，而在輪古東北部的雀馬1井和雀馬2井，由於與氣源溝通能力差，地層以產水為主。
總之，輪南低凸起碳酸鹽巖縫洞型油氣藏，高產富集主控因素有4個:①烴源巖是基礎;②儲層發育是油氣富集的前提條件;③構造高點及大型巖溶殘丘是油氣富集的最有利地位;④優質蓋層是油氣高產富集的保證。