焦方正

(中國石油化工股份有限公司，北京100029)

塔里木盆地面積大，油氣資源豐富，其中以塔北的沙雅隆起和塔中的卡塔克隆起油氣成果最為顯著[1-4]。隨著勘探技術的進步，特別是沙漠地震勘探與鉆井技術的發(fā)展，特深層、深層獲取了較好的地震資料[5-8]，7 000～8 000 m井深能夠安全、快速地完鉆，深層與特深層的油氣逐步被發(fā)現(xiàn)。通過“十二五”期間的艱苦探索，油氣勘探逐步向斜坡區(qū)、坳陷區(qū)進軍，特別是近年來一批新的特深層含油氣帶被證實，發(fā)現(xiàn)了新的油氣田[9-10]。本文試圖通過新油氣田的解剖，旨在為特深層、深層油氣勘探提供借鑒。

塔里木盆地是典型的疊合盆地，古隆起、古斜坡是油氣富集的有利部位，圍繞古隆起、古斜坡的油氣勘探取得了豐碩的成果[11-14]。在此思想的指導下，在巴楚隆起、和田古隆起及卡塔克隆起高部位相繼獲得油氣突破，但未取得實質(zhì)性的規(guī)模發(fā)現(xiàn)。在加強盆地成藏關鍵問題研究的基礎上，逐步認識到盆地北部、東部廣泛發(fā)育下寒武統(tǒng)斜坡-盆地相烴源巖，盆地北部下古生界發(fā)育完整的生-儲-蓋組合，多期斷裂活動為油氣運移、聚集提供了有利條件，成藏條件優(yōu)越。在此基礎上，加強對斷裂帶的刻畫和評價，部署實施了新三維地震勘探，優(yōu)選實施了探井。SHB1井的鉆探進一步證實，中-下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖發(fā)育超深層縫洞型儲集體，存在油氣成藏。為進一步落實規(guī)模，針對1號斷裂部署實施了7口鉆井，均獲得高產(chǎn)油氣流。至此，一個新的油氣田(順北油氣田)被發(fā)現(xiàn)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

順北油氣田主體位于順托果勒低隆起(圖1)，其東南延伸至古城墟隆起的順南斜坡。順托果勒低隆起北連沙雅隆起，南接卡塔克隆起，東鄰滿加爾坳陷，西接阿瓦提坳陷。順托果勒低隆起經(jīng)歷多期復雜的沉積構造演化，為多期縫洞型儲層發(fā)育和油氣成藏富集提供了良好的地質(zhì)條件。

寒武紀—中奧陶世，順托果勒地區(qū)為海相泥質(zhì)烴源巖與碳酸鹽巖臺地沉積期。早寒武世早期塔里木板塊周緣快速拉張裂陷，順托果勒地區(qū)發(fā)育了一套斜坡-陸棚相的玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖[15]。其后轉(zhuǎn)變?yōu)槿跎煺贡尘跋碌膮^(qū)域性穩(wěn)定構造沉降，發(fā)育了一大套臺地相的碳酸鹽巖地層，與塔中和塔北地區(qū)連為一體。碳酸鹽巖建造呈現(xiàn)多旋回性，發(fā)育多期與沉積間斷相關的不整合和大氣淡水巖溶作用，形成多層系、廣泛分布的巖溶縫洞型儲層。此時，順托果勒東北部的滿加爾坳陷區(qū)為盆地相沉積，發(fā)育一套寒武系—中奧陶統(tǒng)烴源巖。

中奧陶世末(加里東中期Ⅰ幕)作為構造-沉積性質(zhì)轉(zhuǎn)換的重要時期，對順托果勒低隆起沉積演化具有重要控制作用。這一時期卡塔克隆起整體隆升，形成大型復式背斜構造——沙雅隆起雛形。順托果勒低隆起處于兩大隆起之間的相對復向斜區(qū)，形成近南北向的構造低隆帶。

加里東中期，順托果勒低隆起在南北向和北東向應力共同作用下形成了北東和北西向走滑斷裂系統(tǒng)，此時基本奠定了該區(qū)的斷裂體系格架。走滑斷裂剖面上表現(xiàn)為陡直的直立斷層或正花狀構造，向下斷穿寒武系或斷至寒武系內(nèi)部，向上多數(shù)斷至中-下奧陶統(tǒng)頂面附近，消失在塑性的上奧陶統(tǒng)泥巖中；平面上多呈線狀延伸或雁列式排列。復雜的走滑斷裂體系為斷溶體的形成奠定了基礎。

晚奧陶世，受全球性海侵事件影響，順托果勒低隆起結束了碳酸鹽巖臺地建造，轉(zhuǎn)變?yōu)榛旆e陸棚，沉積巨厚泥巖地層，形成廣泛分布的優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層。優(yōu)質(zhì)的生-儲-蓋組合使順托果勒低隆起具備形成古生界大型碳酸鹽巖油氣田的石油地質(zhì)條件。

奧陶紀末(加里東中期Ⅲ幕)，滿加爾坳陷經(jīng)歷了強烈的構造運動，結束了庫-滿拗拉槽的發(fā)育歷史[16-17]。順托果勒低隆起南北兩側(cè)受到擠壓抬升，造成沙雅、卡塔克隆起全面形成，順托果勒構造低隆形態(tài)進一步強化。

志留紀—泥盆紀(加里東晚期—海西早期)，受中昆侖島弧與中昆侖地體間的持續(xù)碰撞和阿爾金造山帶強烈的擠壓作用，塔中地區(qū)沖斷與走滑構造變形進一步加強，順托果勒低隆起一系列北東和北西向走滑斷裂繼承性發(fā)育，向下斷穿寒武系，向上擴展至中-下泥盆統(tǒng)，斷裂帶延伸長且斷裂破碎帶寬、變形復雜，沿主斷裂帶附近發(fā)育一系列撕裂構造、羽狀構造，沿斷裂帶碳酸鹽巖斷溶體儲層規(guī)模進一步擴大。走滑斷裂陡直，溝通寒武系底部優(yōu)質(zhì)烴源巖與碳酸鹽巖斷溶體，成為油氣運聚、富集的有利構造區(qū)帶。

石炭紀—二疊紀(海西中-晚期)，塔里木板塊北緣與伊犁-中天山陸塊發(fā)生了強烈的斜式碰撞事件,造成順托果勒低隆起進一步抬升,隆起高點向東發(fā)生了明顯遷移。順托果勒低隆起西部中二疊統(tǒng)廣泛發(fā)育火成巖，前期斷裂繼承性活動與疊加改造，同時這期的熱事件也造成深部富硅高溫熱流體沿碳酸鹽巖裂縫帶儲層進行了溶蝕改造。這種埋藏熱液溶蝕改造特征在順南至順北地區(qū)較為明顯，且分布廣泛。

三疊紀—白堊紀(印支期—燕山期)，順托果勒地區(qū)一直處于陸內(nèi)坳陷的沉積格局，持續(xù)深埋，后期多幕次的構造運動未造成大的構造變動，至喜馬拉雅期形成現(xiàn)今構造格局。

順托果勒低隆起經(jīng)歷海西晚期—喜馬拉雅期多期成藏，喜馬拉雅期為主要油氣成藏期。加里東中期之后低隆起始終處于油氣運移指向區(qū)，海西晚期及之前形成的各類縫洞型圈閉與主成藏期時-空匹配性好，走滑斷裂多期活動，成為主成藏期優(yōu)勢運移通道，該低隆起具備形成大型油氣田的地質(zhì)條件。

2 儲集層特征

2.1 儲集空間類型

順托果勒地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖主要儲層發(fā)育段為一間房組(O2yj)—鷹山組上段。儲層原生儲集空間多已破壞殆盡，現(xiàn)今有效儲集空間以次生儲集空間為主，包括高陡斷層相關洞穴(表現(xiàn)為鉆井放空或泥漿漏失)、高角度構造縫(圖2a，f)、擴溶或充填殘余縫(圖2k，l)、溶蝕孔洞(圖2c，g，h)、晶間孔隙(圖2d，e)及微裂縫(圖2i)等多種儲滲空間類型，形態(tài)多樣，大小懸殊，分布不均。其中，與走滑斷裂相關的洞穴、構造縫及沿縫溶蝕孔洞是主要的儲集空間類型。

順托果勒地區(qū)儲層在主干斷裂帶上最為發(fā)育，次級斷裂帶儲層發(fā)育程度變差。順北1號斷裂帶部署的7口鉆井均在一間房組頂面之下80～100 m附近發(fā)生放空或漏失，取心段儲層質(zhì)量一般，僅發(fā)育少量高角度裂縫(圖2a)，裂縫為瀝青、方解石和黃鐵礦等全充填-半充填(圖2b)，此外還發(fā)育微裂縫及少量溶蝕孔洞(圖2c)。

順北2井位于次級斷裂帶上，實鉆儲層質(zhì)量較差，未鉆遇放空或漏失，油氣顯示弱。常規(guī)測井、成像測井和取心段研究表明，該井主要儲層發(fā)育段為一間房組中下部及鷹山組內(nèi)幕。其中，一間房組中下部測井解釋以Ⅱ-Ⅲ類儲層為主，成像測井見少量高導縫，誘導特征明顯(圖2f)；取心段第四回次儲層物性相對較好，全直徑物性分析平均孔隙度為2.22%，平均垂直滲透率為0.07×10-3μm2，兩個方向的平均水平滲透率為3.51×10-3μm2和3.71×10-3μm2，明顯好于其余5個回次取心段的物性。鷹山組內(nèi)幕儲層發(fā)育段主要集中在井底附近，側(cè)鉆井段在鷹山組內(nèi)幕油氣顯示與電阻率對應關系良好，在測井上表現(xiàn)出尖峰狀低阻、GR異常及RD、RS雙軌特征；巖心觀察證實儲層主要儲集空間為高角度裂縫及沿縫溶蝕孔洞(圖2g)。

圖2 塔里木盆地順北地區(qū)奧陶系一間房組儲層儲集空間特征Fig.2 Characteristics of pore space in the Ordovician carbonates,Shunbei area,Tarim Basina.高角度裂縫，順北1-3井，埋深7 268.90～7 269.11 m；b.裂縫中充填瀝青質(zhì)，層狀分布硅質(zhì)及分散狀黃鐵礦，順北1-3井，埋深7 265.10～7 265.15 m；c.溶蝕孔洞，結晶方解石半充填，順北1-3井，埋深7 278.76～7 278.92 m；d.泥晶藻屑灰?guī)r孔洞中方解石重結晶及晶間孔隙，順北2井，埋深7 443.57 m；e.亮晶藻屑灰?guī)r中藻屑顆粒內(nèi)的粒內(nèi)微孔，發(fā)育晶間微孔隙，順北2井，埋深7 446.62 m；f.成像測井中的高導縫，誘導特征明顯，順北2井，埋深7 397～7 405 m；g.泥晶藻屑灰?guī)r中的溶蝕孔洞，方解石及白云石半充填，順北2井，埋深7 737.52～7 737.60 m； h.藻凝塊灰?guī)r中的溶蝕孔洞，方解石與瀝青質(zhì)半充填，順托1井，埋深7 707.39～7 707.47 m； i.藻屑泥晶灰?guī)r，高角度裂縫面見層狀微裂隙，順托1井，埋深7 863.54～7 863.61 m.j.垮塌角礫結構，可見溶蝕孔，泥質(zhì)及瀝青質(zhì)充填裂縫，見溶蝕孔，順北5井，埋深7 332.17～7 332.27 m；k.水平縫切割高角度縫，裂縫具有擴溶特征，順北5井，埋深7 331.31～7 331.36 m；l.泥晶灰?guī)r中剪切縫被方 解石半充填，順北5井，埋深7 425.04～7 425.08 m

順北5井位于北西向5號主干斷裂帶的壓扭部位上。儲層主要發(fā)育在一間房組和鷹山組，測井解釋以Ⅱ-Ⅲ類儲層為主。直井鉆進過程中在深度7 514.30 m和7 554.63 m兩處共漏失117.37 m3，漏失段與測井解釋的Ⅰ-Ⅱ類儲層相吻合。側(cè)鉆井段截止完鉆累計漏失泥漿1 313.43 m3，在地震解釋出的兩個斷面處先后放空0.77 m和2.92 m。完井試油過程中，壓恢雙對數(shù)曲線形態(tài)表現(xiàn)出近井筒有優(yōu)質(zhì)儲集體發(fā)育、向遠物性變差的特點。實鉆取心顯示基質(zhì)孔滲較差，可見多期裂縫發(fā)育，一回次取心段頂部發(fā)育構造角礫和少量溶蝕孔隙，另見泥質(zhì)和瀝青質(zhì)充填裂縫(圖2j)，儲集空間以未充填擴溶縫(圖2k)和半充填殘余縫(圖2l)為主。

順北油氣田順托地區(qū)奧陶系主要儲層發(fā)育段為鷹山組上段，以ST1井為代表。該井在一間房組鉆遇良好油氣顯示，取心儲層質(zhì)量較好，主要儲集空間有高角度裂縫、溶蝕孔洞(圖2h)及構造微裂縫(圖2i)，在鷹山組上段鉆進過程中發(fā)生溢流后測試獲高產(chǎn)油氣流，而鷹山組上段取心儲層質(zhì)量一般，分析推測該段取心不能代表其真實儲集能力，其主要儲集空間可能為與斷裂帶相關的縫洞體。

2.2 儲層特征

順北地區(qū)實鉆揭示表明斷裂帶附近的鉆井多鉆遇放空和漏失。如順北1號斷裂帶上的鉆井在鉆遇斷裂帶內(nèi)異常反射集合體時均發(fā)生了放空或漏失，其中順北1-2H井放空0.41 m，順北1-3井(側(cè)鉆)放空0.84 m，順北1-4H井放空0.41 m，順北1-5H、順北1-1H、順北1-7H和順北1-6H井均有不同程度的漏失。此外，部署在分支斷裂帶上的順北1-8H、順北1-9H和順北評3H井也鉆遇漏失。上述單井測試均獲得高產(chǎn)油氣流，表明沿斷裂帶儲層質(zhì)量較好，明顯受不同級別的斷裂帶控制。同時錄井資料顯示，順北地區(qū)位于斷裂帶上的單井在鉆進過程中常出現(xiàn)鉆時明顯降低至10 min/m以下，其分布與斷裂及其伴生裂縫溶蝕擴大密切相關，推測為大型斷裂-洞穴型儲集體。該類型儲集體是順北1井區(qū)目前所揭示的最重要的儲集層類型和主要產(chǎn)層。特別是1號斷裂帶上的多口單井長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，油壓下降緩慢，表明順北地區(qū)儲集體具有較大規(guī)模。

通過順北1號斷裂帶立體雕刻分析，能量強的大型洞穴型儲層均沿斷裂-裂縫體系發(fā)育，從而證實順北地區(qū)儲層發(fā)育的特殊性，即順北地區(qū)奧陶系儲層為發(fā)育在非暴露區(qū)、且受控于走滑斷裂帶的規(guī)模裂縫-洞穴型儲層，洞穴寬度相對較小(側(cè)鉆放空一般小于3 m)，但具有橫向延伸長、縱向深度大的優(yōu)點。

2.3 儲層成因

基于順北地區(qū)奧陶系不同儲集空間特征及其成因的分析，認為順北地區(qū)中奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖儲層發(fā)育主要受以下兩方面因素控制。

2.3.1 構造破裂作用是儲層發(fā)育的主控因素

順托果勒地區(qū)主要儲集空間為與走滑斷裂相關的洞穴、構造高角度縫和沿縫溶蝕孔洞，洞穴(鉆井放空)主要發(fā)育在斷裂帶附近，高角度縫以北東走向為主、與主斷裂走向一致，說明洞穴和高角度縫發(fā)育與走滑斷裂多期活動有直接關系。

研究表明，順托果勒地區(qū)主要發(fā)育北東與北西向兩組走滑斷裂。加里東中期走滑斷裂形成，以壓扭為主；加里東晚期—海西早期走滑斷裂持續(xù)活動，以張扭為主；海西中晚期—印支期繼承性活動。走滑斷裂帶的多期持續(xù)活動及構造破裂作用是儲層發(fā)育的主控因素，斷裂帶多期活動形成了大型洞穴-裂縫系統(tǒng)，也為后期大氣水滲流及沿縫擴溶、埋藏溶蝕改造提供了有利通道，有利于洞穴及溶蝕孔洞的形成[18-21](圖3)。

2.3.2 溶蝕改造作用進一步促進儲集體發(fā)育

1) 臺內(nèi)灘準同生溶蝕作用

順北地區(qū)一間房組中下部—鷹山組頂部以發(fā)育臺內(nèi)灘相沉積為主，巖性主要為亮晶藻屑灰?guī)r(圖4a)，平均孔隙度3.40%，滲透率3.64×10-3μm2，主要儲集空間為藻屑內(nèi)粒內(nèi)微孔隙(圖2e)，分析認為可能與準同生暴露溶蝕作用有關(圖3)。

2) 斷控巖溶作用

順北地區(qū)巖心、薄片和包裹體測溫顯示，藻屑灰?guī)r溶蝕孔洞邊部發(fā)育大氣潛流帶方解石(圖4c)，陰極薄片下呈不發(fā)光-弱發(fā)光特征(圖4b)，裂縫方解石膠結物中包裹體均一溫度為45～50 ℃(圖4d，e)，表明其形成于近地表環(huán)境，可能與順托果勒低隆起發(fā)育的斷控大氣水巖溶作用有關，其發(fā)育時間可能為加里東中期。

3) 埋藏溶蝕作用

順北2井鷹山組灰?guī)r中常見硅質(zhì)團塊，其形成晚于灰?guī)r中早期自生白云石，并伴有粒狀黃鐵礦，說明存在埋藏流體改造，儲層發(fā)育可能與埋藏溶蝕作用有關[22](圖3f)。

3 特深斷溶體油氣藏特征

圖3 塔里木盆地順北地區(qū)奧陶系儲層發(fā)育模式Fig.3 Development model of the Ordovician reservoirs in Shunbei area，Tarim Basin

圖4 塔里木盆地順北地區(qū)奧陶系一間房組儲層成因特征Fig.4 Genetic characteristics of reservoirs in the Ordovician Yijianfang Formation,Shunbei area,Tarim Basina.亮晶藻屑灰?guī)r溶孔中充填方解石，順北2井，埋深7 357.28 m；b.a的陰極發(fā)光照片，方解石不發(fā)光-弱發(fā)光；c.亮晶藻屑灰?guī)r，近等厚環(huán)邊葉片狀膠結，順北2井，埋深7 446.37 m；d.含瀝青質(zhì)灰?guī)r中方解石脈，順北1-7H井，埋深7 355.42 m；e.d中方解石脈裂縫方解石發(fā)育 近地表低溫、低鹽度、不混溶包裹體(45～50 ℃)；f.硅質(zhì)團塊，見隱晶硅質(zhì)、白云石與黃鐵礦，順北2井，埋深7 525.84 m

順北油氣田是由一系列沿斷裂帶分布、埋深大于7 000 m的碳酸鹽巖斷溶體海相油氣藏組成，具有沿斷裂帶整體含油、不均勻富集的特點。斷溶體圈閉由上覆巨厚卻爾卻克組泥巖作為區(qū)域封蓋層；下古生界脆性碳酸鹽巖在走滑斷裂多期活動過程中形成的破碎帶，經(jīng)后期流體溶蝕改造作用形成洞穴、裂縫及沿縫溶蝕孔洞形成有利儲集層；斷裂帶外圍致密碳酸鹽巖作為側(cè)向封擋構成了物性圈閉。油氣主要來源于原地下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖，沿通源斷裂垂向運移，晚期成藏為主，無統(tǒng)一油(氣)-水界面，是以特深(>7 000 m)、高溫(>150 ℃)、常壓(壓力系數(shù)<1.2)為主要特征的碳酸鹽巖斷溶體油氣藏。

3.1 油氣藏特征

順北油氣田多口井獲得油氣流，為低密度、低粘度、低含硫、中-高含蠟的輕質(zhì)油-凝析油。地面原油密度為0.791 6～0.843 4 g/cm3，平均值為0.807 5 g/cm3；粘度為1.15～8.85 mPa·s，平均值為4.44 mPa·s；含硫量為0.03%～0.19%，平均值為0.12%；含蠟量為2.62%～7.04%，平均值為4.73%。

原油飽和烴含量高(62.34%～92.00%)，飽/芳比較高(2.58～46.80)，飽和烴色譜呈前峰單峰態(tài)分布，主峰碳nC13—nC15；Pr/Ph值均較低，三環(huán)萜烷呈現(xiàn)C21TT

順北油氣田天然氣以烴類氣體為主，甲烷含量為75.60%～94.71%，平均值為83.06%；乙烷含量為0.82%～9.17%，平均值為5.99%；干燥系數(shù)為80.5%～98.6%，以高熟原油伴生氣-凝析氣為主，油、氣同源。

順北油氣田目前有YJ1X，YJ2X和SHB1-1H三口井在一間房組進行了地層條件下pVT測定，躍進-順托果勒低隆起主要為弱揮發(fā)性的輕質(zhì)原油油藏的相態(tài)特征(圖5)；ST1井氣/油比大于10 000 m3/m3，推測其為低含液烴的凝析氣藏。

3.2 油氣成藏模式

順北油氣田油氣主要來源于滿加爾坳陷寒武系—中奧陶統(tǒng)盆地-斜坡相烴源巖與順托果勒隆起下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組上-中緩坡相烴源巖[15]。結合順北地區(qū)構造演化與埋藏史，通過鉆井巖心中與油、氣包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)順北油氣藏有效成藏期為海西晚期和喜馬拉雅期。在早期形成的孔洞、裂縫中見到大量瀝青充填，認為海西早期及以前形成的油藏在海西早期強烈的構造作用下調(diào)整破壞。海西晚期，滿加爾坳陷寒武系—中下奧陶統(tǒng)烴源巖進入生油和濕氣階段，順托果勒隆起下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖進入生油階段，由于中-下寒武統(tǒng)膏鹽巖的封蓋作用，形成的油氣則主要沿著深大斷裂帶垂向運移，在上奧陶統(tǒng)區(qū)域性泥巖蓋層之下的碳酸鹽巖斷溶體圈閉中形成輕質(zhì)油藏。喜馬拉雅期，順托果勒低隆起處于快速沉降期，玉爾吐斯組烴源巖雖然埋藏深度較大，但地溫梯度低，短期高溫、高壓延緩烴源巖熱演化速率，埋深超過10 000 m的玉爾吐斯組烴源巖在喜馬拉雅期仍處于生凝析油氣階段；滿加爾坳陷寒武系—中下奧陶統(tǒng)烴源巖進入生過成熟干氣階段；由于喜馬拉雅期斷裂整體活動弱、上奧陶統(tǒng)區(qū)域性泥巖蓋層厚度大，該時期生成的油氣主要沿著走滑斷裂垂向運移至碳酸鹽巖斷溶體中聚集成藏。順托果勒低隆起西部受滿加爾坳陷過成熟干氣影響小，晚期凝析油氣與早期輕質(zhì)油氣混合形成揮發(fā)性油藏；而東部受滿加爾坳陷影響大，形成氣/油比高的凝析氣藏(圖6)。

圖5 塔里木盆地順北油氣田典型井油氣藏烴類流體類型Fig.5 Diagram showing the hydrocarbon fluid types from a typical well in Shunbei oil-and gas-field,Tarim Basin

3.3 油氣富集規(guī)律

油氣藏勘探表明，順北油氣田奧陶系油氣富集主要受順托果勒低隆起區(qū)域構造背景、烴源巖、斷裂帶及儲集體發(fā)育程度控制。

3.3.1 烴源巖條件與構造背景

順托果勒低隆起為一個長期發(fā)展的低隆起，是油氣運聚成藏的有利區(qū)。早寒武世，海侵背景優(yōu)質(zhì)烴源巖廣泛分布，在滿加爾坳陷、順托果勒低隆起區(qū)發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖。寒武紀—中奧陶世，順托果勒隆起與阿克庫勒凸起、卡塔克隆起為統(tǒng)一的碳酸鹽巖臺地，向東過渡到滿加爾坳陷，已形成東盆西臺的構造格局。經(jīng)歷加里東中期、海西早期與海西晚期等多次構造運動，雖隆起的軸部有變化，但低隆起的背景一直保持。阿瓦提坳陷、滿加爾坳陷與順托果勒隆起烴源巖生成的油氣沿斷裂-裂縫及不整合面持續(xù)垂向、側(cè)向往順托果勒隆起運移聚集。因此，長期穩(wěn)定發(fā)育的低隆起和廣泛發(fā)育的烴源巖為大、中型油氣田的形成奠定了基礎。

3.3.2 生、排烴特征

加里東晚期，滿加爾坳陷持續(xù)埋藏，烴源巖已經(jīng)處于生、排烴期，生成油氣向高部位運移聚集，順托果勒低隆起捕獲了第一期油氣充注，在海西早期強烈的構造作用下，油氣遭受了調(diào)整破壞。海西晚期，滿加爾坳陷和順托果勒低隆起烴源巖仍處于生、排烴期，順托果勒低隆起油氣大面積聚集成藏。印支-燕山期—喜馬拉雅期，地層持續(xù)埋深，烴源巖在滿加爾坳陷中心部位處于死亡期，周圍處于生干氣期，順托果勒低隆起東南部總體處于高-過成熟階段，以生天然氣為主，而西北部由于地溫梯度較低仍處于生凝析油氣階段，因而造成順北油氣田呈現(xiàn)“東氣西油”的格局。

3.3.3 斷溶體儲層油氣富集規(guī)律

順托果勒低隆起區(qū)主要發(fā)育北東向、北東東、北西向和近南北向4組斷裂，主要形成于加里東中期；不同組斷裂的活動時期存在差異，北西向斷裂持續(xù)活動至喜馬拉雅期，其余3組斷裂持續(xù)活動至海西晚期。已發(fā)現(xiàn)的油氣藏在縱向上均聚集在奧陶系碳酸鹽巖頂部，在平面上幾乎均沿斷裂帶成串展布，斷裂帶控儲、控藏、控富集的特征明顯，為油氣富集的最有利區(qū)。

1) 斷溶體儲層

圖6 塔里木盆地順北地區(qū)過順托果勒低隆起南北向油氣藏剖面(剖面位置見圖1)Fig.6 N-S profile crossing the low Shuntuoguole uplift,Shunbei area,Tarim Basin(the location of cross section AA′ was shown in Fig.1)

斷裂對儲層的積極改造有利于形成相互連通的大型縫洞系統(tǒng)。剛性碳酸鹽巖受斷裂作用，巖石破碎程度高、溶蝕強度大，巖溶順著斷裂、裂縫溶蝕擴大作用強，因此沿斷裂帶巖溶儲層發(fā)育。另外，斷裂多期活動產(chǎn)生的裂縫不但本身可以作為重要的儲集空間，而且可以溝通相鄰的縫洞單元形成相互連通的大型縫洞系統(tǒng)。從工程異常的分布就可以得到證據(jù)，Ⅰ號斷裂帶上完鉆的8口井均出現(xiàn)不同程度的放空或泥漿漏失。

2) 油氣運移

順北油氣田發(fā)育多條走滑斷裂帶，主干斷裂向下切至震旦系，溝通烴源層，形成縱向和橫向油氣運移網(wǎng)絡系統(tǒng)。鉆井資料揭示，主干斷裂帶油氣多期充注特征明顯，充注強度大，油氣富集程度高；次級斷裂帶油氣富集程度弱，具有油、氣、水同層的特征；斷裂帶之間的鉆井油氣晚期充注特征不明顯。在一定條件下，分段性亦可對縫洞型油氣藏形成良好的側(cè)向封堵，如順北Ⅰ號斷裂帶7口油氣井的干擾試井資料結果顯示，SHB1-4H與SHB1-5H井、SHB1-1H與SHB1-7H井是連通的，而其余油氣井不連通，說明同一條斷裂帶上油氣藏具有分段的特征。

3) 油氣富集成藏

鉆井資料揭示，離主干斷裂帶越近，碳酸鹽巖縫洞型儲層越發(fā)育，縫洞型儲層與通源斷裂的連通性越好，油氣充注越充足，鉆井測試產(chǎn)能越高，穩(wěn)產(chǎn)出油氣時間越長；反之，離主干斷裂帶越遠或主干斷裂活動強度越小，縫洞型儲層發(fā)育程度越弱，儲集空間多以孤立洞穴或溶蝕孔洞為主，儲層與通源斷裂的連通性越差，油氣充注程度越弱，鉆井測試產(chǎn)能下降快、見水快。如Ⅰ號主干斷裂帶上的SHB1-1H井，鉆進過程中漏失泥漿1 810 m3，測試初期產(chǎn)能高，穩(wěn)產(chǎn)時間長，累產(chǎn)油6.38×104t，累產(chǎn)氣2 868×104m3；而位于Ⅰ號主干斷裂帶旁的SHB1井，鉆進過程中漏失泥漿1 314 m3，地震振幅變化率顯示縫洞體與主干斷裂帶連通性較差，測試產(chǎn)少量油氣，地層出水，酸壓返排能力差。

3.3.4 蓋層與圈閉

順北油氣田斷裂多期活動，向上多斷至二疊系，甚至斷至白堊系，但油氣富集層位并不像塔河油田主體區(qū)一樣斷裂斷達的層位均有油氣聚集，而是主要富集在奧陶系碳酸鹽巖頂部，僅少量運移至志留系，主要是因為上奧陶統(tǒng)區(qū)域性泥巖蓋層厚度大，斷裂雖多期活動，但斷距小，并未使泥巖發(fā)生明顯錯斷，對泥巖的封蓋能力影響較小，下部碳酸鹽巖油氣藏并未發(fā)生大規(guī)模的調(diào)整破壞。因此，上奧陶統(tǒng)巨厚區(qū)域性泥巖蓋層為順北油氣田奧陶系碳酸鹽巖層段油氣藏的富集提供了重要保障[4,15]。

4 勘探潛力與前景展望

順北地區(qū)特深斷溶體油氣藏的發(fā)現(xiàn)是近年來塔里木盆地油氣勘探的重大突破。順托果勒地區(qū)呈現(xiàn)出近2.8×104km2油氣勘探前景，極大地拓展了塔里木盆地的資源潛力。據(jù)測算，順托果勒地區(qū)18條北東向走滑斷裂帶控制的含油氣面積為3 400 km2，油氣資源量達17×108t油當量(石油12×108t，天然氣5 000×108m3)，將成為塔里木探區(qū)“十三五”期間的勘探主戰(zhàn)場；按每條斷裂帶6 000×104t油氣儲量、20×104t產(chǎn)能計算，至2025年可實現(xiàn)5×108t石油地質(zhì)儲量，建成200×104t原油、10×108m3天然氣的產(chǎn)能陣地。

順北地區(qū)特深斷溶體油氣藏屬碳酸鹽巖孔隙型與巖溶縫洞型油氣藏之外的一種新的油氣藏類型。此類型油氣藏在我國尚屬首次發(fā)現(xiàn)，且埋深超過7 000 m仍為油藏也實屬罕見，徹底改變了以往特深高溫、高壓條件下烴源巖熱演化模式的常規(guī)認識，對推動我國特深領域的油氣勘探具有開創(chuàng)性意義，同時也將帶動塔里木盆地玉北、阿東等地區(qū)的油氣勘探進程。

參 考 文 獻

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