顺北油气田地质储量评估与油气勘探方向

漆立新，云露，曹自成，李海英，黄诚

（中国石化a.西北油田分公司；b.西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011）

顺托果勒低隆起位于塔里木盆地腹地（图1），处于卡塔克、沙雅两大隆起和阿瓦提、满加尔两大坳陷之间，是塔里木盆地台盆区最重要的构造纽带，勘探面积约2.7×104km2。顺托果勒地区长期稳定沉降，早古生代以开阔台地沉积建造为主，表生岩溶和大型礁滩建造欠发育，普遍发育板内中—小尺度高陡走滑断裂带。顺托果勒地区走滑断裂带断穿下寒武统玉尔吐斯组优质海相烃源岩，并沟通中—下奥陶统主力储集层，上奥陶统巨厚（大于1 600 m）陆棚相泥岩形成区域盖层，油气沿走滑断裂带垂向运移并富聚，形成沿深大走滑断裂带展布的断控缝洞型油气藏。针对主干走滑断裂带和次级走滑断裂带的勘探评价已取得一系列重大油气突破[1-5]，证实走滑断裂带“控储、控藏、控富”，是顺北地区最重要的油气富集区带。顺北地区正有序展开不同序级走滑断裂带及伴生构造的油气资源评价，初步估算顺北地区18 条主干走滑断裂带油气地质储量约17.00×108t油当量，并发现了亿吨级的顺北油气田，展现了研究区巨大的油气勘探前景。

图1 塔里木盆地顺托果勒地区构造格局和主要构造单元Fig.1.Tectonic framework and primary tectonic units in Shuntuoguole area,Tarim basin

随着顺北油气田进入快速评价阶段，勘探进展和探明储量增长的同步推进显得尤为重要，对断控型油气藏的地质储量估算方法也提出了更高的要求。顺北油气田的发现，实现了碳酸盐岩领域多个理论创新，提出一种新型的缝洞型油气藏——断控型油气藏的新认识。断控型油气藏与塔里木盆地北部塔河地区海相碳酸盐岩喀斯特溶蚀缝洞型油气藏存在明显差别。断控型油气藏沿深大走滑断裂带展布，不受隆坳构造控制，无统一油水界面，空间上油气藏呈典型的“板状”特征，横向含油面积窄，纵向含油高度大。塔河油田溶蚀缝洞型油气藏则沿不整合面顺层状分布，含油面积大，纵向含油高度受限于流体动力波及边界，空间上油气藏呈“饼状”特征。因此，针对溶蚀缝洞型油气藏的地质储量估算方法，难以满足断控型油气藏的地质储量评估工作，无法准确估算顺北油气田大型走滑断裂带的地质储量。

本文以石油地质条件和勘探领域评价为基础，阐述了走滑断裂带综合解析评价、断控缝洞型储集层三维体雕刻、断裂带相控反演等技术及重要储量参数的确定原则，提出了断控型油气藏的地质储量评估方法。此外，对顺北油气田大型走滑断裂带之外的远景接替区域也进行了石油地质条件评价与资源前景预测。

1 顺北油气田特征

1.1 石油地质条件

1.1.1 下寒武统广泛发育优质海相烃源岩

塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组烃源岩在台盆区分布广，烃源岩主体为黑色页岩，总有机碳含量高，区域稳定分布，生烃潜力大。玉尔吐斯组烃源岩为优质海相烃源岩，塔里木盆地东北缘柯坪地区什艾日克剖面玉尔吐斯组黑色页岩出露厚度为19.5 m，最大总有机碳含量为11.50%；塔里木盆地腹地的星火1井钻揭玉尔吐斯组烃源岩厚度为31.0 m，总有机碳含量为1.00%～9.43%，平均为4.31%。顺北油气田位于顺托果勒低隆起，早寒武世处于中缓坡沉积环境，下寒武统玉尔吐斯组底界在地震剖面上表现为高频、强相位反射特征，连续性好，全区可稳定追踪，表明研究区是玉尔吐斯组优质烃源岩分布的有利区带。

顺北油气田整体呈现大埋深、高压力、低地温地质特征，依据已钻井实测产层温压数据，推算下寒武统玉尔吐斯组现今温度为182～215 ℃，理论上现今依然具备液态烃生成条件，勘探也证实顺北油气田资源结构以轻质油—凝析油气为主。顺北油气田处于塔里木盆地构造稳定部位，以海西运动晚期—喜马拉雅运动期成藏为主，在低温高压背景下，中—新生代的短期快速沉降，导致同等埋深条件下，烃源岩热演化进程明显减缓，同时高压对烃源岩生烃具有一定的抑制作用，促使本区海西运动晚期—喜马拉雅运动期仍具备大规模生烃潜力。以实测温度和大地热流值为约束，模拟了顺托果勒地区原地玉尔吐斯组烃源岩的热演化程度，模拟结果认为在海西运动晚期—印支运动期烃源岩镜质体反射率为1.65%～2.32%，现今烃源岩镜质体反射率为1.85%～2.80%，模拟结果与地质情况基本吻合。

1.1.2 走滑断裂带发育优质断控缝洞型储集层

顺北油气田的探评井侧钻走滑断裂带的过程中会发生不同程度的放空和漏失现象。成像测井、岩心、压力恢复试井等资料表明，断裂带内部结构复杂，发育缝洞型储集层，储集空间由不同尺度的洞穴、缝洞集合体和裂缝带等组成[6-13]。从区域成岩演化序列和缝脉矿物地化特征等综合分析认为，断控缝洞型储集层以走滑断裂构造破裂成储为主，存在流体系统的改造过程，但流体改造并非普遍存在。走滑断裂带发育典型的“核-带”结构，由断层核、断层角砾带及诱导裂缝带组成，断层结构中不同部位的物性有差异（图2）。断层核沿主滑动面发育，其形成经历了粉碎、溶解、沉淀、矿物间反应以及相关的破坏原岩结构的力学-化学过程，渗透性较差，不是有效的储集体。断层核外侧的断层角砾带，虽然部分被断层角砾充填，但其残留空间仍然可观，是最有效的储集空间。在断层角砾带外侧，发育未改变原岩结构的诱导裂缝带，地层渗透性好，也是良好的储渗空间。整体来看，优质储集层沿断层主滑动面附近发育，储集体规模大、连通性好，更易形成高产稳产，是勘探首选目标。

图2 顺北油气田走滑断裂带断控储集层模式Fig.2.Fault⁃controlled reservoir model of strike⁃slip fault zones in Shunbei oil&gas field

1.1.3 区域盖层和致密围岩封挡形成特殊的岩性圈闭

断控缝洞型储集层主要发育于中—下奥陶统碳酸盐岩，其上覆地层依次为上奥陶统恰尔巴克组、良里塔格组和桑塔木组。恰尔巴克组和良里塔格组以泥灰岩和泥岩互层为主，厚度一般在几十米，具备较好的封盖能力。桑塔木组为巨厚（大于1 600 m）海相泥岩，埋深普遍超过6 000 m，在超深埋藏压实条件下具有良好的封盖能力，是很好的区域盖层。断控缝洞型储集层以致密碳酸盐岩构造破碎为主，由构造破碎带向致密围岩过渡，岩石物性逐渐变差，侧向遮挡油气。因此，走滑断裂带在区域盖层和致密围岩封挡条件下，形成特殊的岩性圈闭。顺托果勒地区走滑断裂带在海西运动晚期之后活动强度明显减弱，断裂幕式活动无法断穿巨厚的区域盖层，圈闭保存条件良好。含油气圈闭内原油样品地化分析结果表明，原油饱和烃色谱图为单峰前峰型，主峰碳为nC12—nC15，谱图基线平稳，未见明显“鼓包”，原油中未检测到25-降藿烷系列化合物，指示原油未经历水洗或者生物降解作用，说明油气藏未遭受破坏。

1.1.4 走滑断裂带是油气运移的优势通道

顺托果勒地区普遍发育通源走滑断裂带，因长期持续沉降，不发育区域不整合界面和层状高渗储集层，无法与走滑断裂带共同形成复合油气输导系统。顺托果勒地区整体构造平缓，地层倾角小（小于1°），油气侧向调整势能低，走滑断裂成为油气运移的唯一优势通道，且以垂向油气运移为主[14-20]。因此，断裂带油气富集程度高，建产井普遍分布于断裂带上。

一般来说，油气沿断裂带垂向运移，会在储集层系中呈现有序的流体分布。以位于8号断裂带旁的顺托1 井为例[2-3]，在一间房组和鹰山组中流体性质存在差异，一间房组含凝析油，鹰山组为干气，证实存在多期油气充注，油气沿断裂带自下而上运移并富集成藏。

1.2 油气藏特征与富集规律

1.2.1 断控型油气藏特征

断控型油气藏是与走滑断裂带相关的断控岩性圈闭在后期油气充注成藏后形成的岩性油气藏。顺托果勒地区断控型油气藏具有超深（大于7 300 m)、油气柱高度大（大于500 m）、不受构造高低控制、无统一油水界面、沿断裂带连片分布、局部不连通的特点（图3）。以1 号断裂带为例，断裂长度为26 km，断裂带上已完钻的22 口井均获得高产工业油气，其中顺北1-10H井进入中—下奥陶统碳酸盐岩储集层430 m侧钻断裂带获高产油气流，证实1 号断裂带油气柱高度大于430 m。

图3 顺北油气田奥陶系断控型油气藏剖面Fig.3.Schematic profile of Ordovician fault⁃controlled reservoirs in Shunbei oil&gas field

1.2.2 成藏模式与富集规律

前人对顺北油气田成藏模式和富集规律进行了较为详细的论述[8-10]，基本可以概括为“寒武系多期供烃、构造破裂控储、原地垂向输导、晚期成藏为主、走滑断裂控富”的油气成藏模式。顺托果勒地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩经历多期生烃和排烃事件[2-5]，油气沿通源走滑断裂带垂向运移、富集成藏，上覆巨厚泥岩盖层和平缓的构造形态有利于油气原地富集，形成油气柱高度大的断控型油气藏。走滑断裂带具有“控储、控藏、控富”特征，断裂变形强度和滑移距控制油气富集规模，变形强度大、滑移距大的走滑断裂带，储集体规模大，油气富集程度高，反之，则变小（图4）。此外，顺北地区走滑断裂带多期活动，油气呈幕式充注，两者在地史时期的时空配置关系也影响了现今不同断裂带的油气性质及富集程度。以勘探程度较高的顺托果勒北部地区为例，1 号、5 号和7 号断裂带均呈现多期活动特点，断裂带上呈现多期成藏特征，但3 条断裂带上的油气性质存在明显差异，自东向西断裂带上原油密度逐渐增大，原油成熟度逐渐降低。研究认为，3 条断裂带在中—新生代自东向西活动强度逐渐减弱，导致燕山运动期—喜马拉雅运动期的过成熟烃类充注规模明显降低，最终表现为3 条断裂带的油气性质存在明显差异。

图4 顺北油气田奥陶系断控型油气成藏模式Fig.4.Schematic reservoir⁃forming model of Ordovician fault⁃controlled reservoirs in Shunbei oil&gas field

2 断裂带地质储量预测

2.1 断控型油气藏的地质储量计算方法

2.1.1 地质储量计算方法

顺北油气田断控型油气藏的地质储量利用体积雕刻法计算。针对溶蚀缝洞型油气藏形成的改进容积法主要通过层间地震属性确定的储集层在平面上的投影面积和厚度来求取地质储量，不适合断控型油气藏的空间分布特点。体积雕刻法则是以在三维空间内求取不同类型储集层的有效体积，结合含油饱和度、原油密度、体积系数和气油比参数计算地质储量，更能反映断控型油气藏的非均质性特征，计算结果更加准确。

针对断控型油气藏，首先通过钻井精细标定和正演模拟，确定断控储集体有利地震相为断裂+“串珠”相、断裂+“杂乱”相和断裂+“线性弱反射”相[21-24]。利用瞬时能量、不连续性和增强相干等地震属性能有效识别和描述“串珠”相、“杂乱”相、“线性弱反射”相。利用测井解释成果、放空漏失等确定不同地震相门槛值，从而在空间上雕刻出有利地震相的形态和范围。在地震相控制下，采用低频趋势约束下的井震联合反演，得到波阻抗反演体，利用钻井资料建立的波阻抗—孔隙度量版，将波阻抗体转换成孔隙度体。应用孔隙度体，在确定孔隙度下限的基础上，通过属性融合技术，分别刻画储量计算底界以上有效储集体的空间展布。在时深转换基础上，利用空间积分法，分别计算洞穴、孔洞和裂缝储集体的有效体积（图5）。

2.1.2 地质储量计算参数

断控型储集体发育受断裂带控制，平面上根据断裂展布特征、开发井距、矿权边界确定平面地质储量计算范围，纵向上依据已钻井测试、录井和生产情况确定地质储量计算底界。

图5 顺北油气田1号走滑断裂带断控型储集体三维雕刻Fig.5.3D description of fault⁃controlled reservoirs in No.1 strike⁃slip fault zone,Shunbei oil&gas field

断控型储集空间由不同尺度的洞穴、孔洞和裂缝组成，不同类型储集空间的孔隙度和含油饱和度下限依据顺北油气田和塔河油田的钻井、测井、测试、录井等资料综合确定。

（1）有效孔隙度下限 顺北油气田与塔河油田奥陶系碳酸盐岩地层均发育缝洞型储集层，两者孔隙成因机制不同，但孔隙类型均由不同尺度的洞穴、孔洞和裂缝组成，物理属性无明显差别。塔河油田钻井、测井、录井、岩心等资料丰富，因此，借鉴塔河油田和顺北油气田的钻井资料，综合确定不同类型储集层的有效孔隙度下限。

洞穴型储集层是断控型油气藏最为关注的储集层类型，是主要的油气富集区域，对储量具有突出贡献，在储量计算和评价时是不可忽略的。从塔河油田和顺北油气田洞穴型储集层的孔隙度和含油饱和度关系分析，认为洞穴型储集层孔隙度均大于5.0%。孔洞型和裂缝型储集层的孔隙度下限参照塔河油田奥陶系油藏孔洞型储集层的下限标准。用含油产状法、孔隙度与深侧向电阻率交会法，确定储集层有效厚度下限。

（2）含油饱和度下限 利用顺北油气田投产井测井解释结果，体积加权平均计算，得到不同类型储集层原始含油饱和度。顺北油气田中钻遇洞穴型储集层且取得测井资料的已钻井，利用测井解释结果，通过体积加权平均计算，洞穴型储集层的含油饱和度为80.0%。孔洞型储集层测井解释成果利用体积加权平均计算，孔洞型储集层的含油饱和度为82.8%，裂缝型储集层的含油饱和度取经验值90.0%。原油体积系数、气油比和地面原油密度取顺北油气田原油化验分析的平均值。

2.1.3 不同地质储量计算方法结果对比

顺北油气田1 号断裂带断控型储集体利用改进容积法计算，储量提交面积为33.19 km2，石油地质储量为1 386.36×104t，技术可采储量为160.17×104t。目前，1 号断裂带上投产井生产稳定，累计原油产量为80.24×104t，剩余可采原油为305.25×104t，符合率仅为42%。利用体积雕刻法计算，按照洞穴、孔洞和裂缝在三维空间内求取的有效体积，计算出石油探明地质储量为2 783.68×104t，技术可采储量为335.38×104t，符合率为87%。2 种方法结果对比，体积雕刻法的计算结果符合率更高。

2.2 断控型油气藏地质储量估算

2.2.1 试采井区地质储量

顺北油气田针对开发试采阶段的走滑断裂带，利用体积雕刻法提交了三级地质储量。以顺北油气田1 号和5 号断裂带为例，1 号断裂带提交石油探明地质储量7 220.30×104t，溶解气探明地质储量324.50×108m3。1 号断裂带含油区平均宽度为1 km，断裂带长度为26 km，初步测算石油地质储量丰度为278×104t/km2；5 号断裂带北段提交石油探明地质储量2 682.50×104t，溶解气探明地质储量18.34×108m3，断裂带长度为9 km，宽度为1～2 km，含油区平均宽度为1 km，初步测算石油地质储量丰度为298×104t/km2。以此类推，针对已提交三级地质储量的不同断裂带分别测算了石油、凝析油和天然气的储量丰度。

2.2.2 油气田断裂带地质资源量估算

顺北油气田已发现18条主干走滑断裂带，对于未提交地质储量的断裂带，针对其几何学、运动学特征和地震异常反射特征等，与提交地质储量的断裂带进行类比分析，借用相似断裂带的储量丰度作为资源量丰度，估算资源潜力。13 号、9 号、2 号、3 号断裂带和11号断裂带南段等走滑断裂特征、内部地震异常反射特征与7号断裂带具有相似性，石油资源量丰度类比7号断裂带，为90×104t/km2；11号断裂带北段断裂活动强度大，内部异常反射多，类似于1号断裂带，石油资源量丰度为278×104t/km2。4 号、6 号和8 号断裂带的走滑断裂特征、地震异常反射特征与5 号断裂带中段相似，但断裂带的油气性质变化为凝析气藏，且不同断裂带的气油比有所变化。因此，按照5 号断裂带中段石油地质储量丰度，利用体积系数换算出凝析油和天然气的资源量丰度。4号断裂带凝析油资源量丰度为132×104t/km2，天然气资源量丰度为27.5×108m3/km2；6 号和8 号断裂带天然气资源量丰度为17.4×108m3/km2。顺北油气田东南部天然气区资源量丰度类比1 号断裂带，按照天然气区顺南4 井PVT 取得的压缩系数（350）折算后，天然气资源量丰度为18.0×108m3/km2。

在上述资源量丰度确定的基础上，依据每条断裂带的长度，估算顺北油气田石油资源量为7.00×108t，天然气资源量为1.00×1012m3。

3 油气勘探方向

顺北油气田的勘探还处于初期阶段，已落实的主干断裂带有18 条，资源量为17.00×108t 油当量。目前，仅在2条断裂带建成试采区块，3条断裂带获得油气突破，已经累计提交石油探明地质储量1.30×108t，溶解气探明地质储量439.60×108m3，展现了顺北油气田断控型油气藏巨大的资源前景。剩余未勘探评价的主干断裂带是油气勘探和地质储量提交的主攻领域。

顺北油气田的发现证实了顺托果勒地区寒武系—奥陶系碳酸盐岩层系连片含油气、整体成藏，是最有利的油气富集区带，已经具备形成大型油气田的地质条件。顺托果勒地区下古生界巨厚碳酸盐岩具备各类岩性圈闭发育条件，主干断裂带之外，拥有更广泛的勘探领域。

3.1 远景接替领域

顺托果勒地区寒武系—奥陶系发育完整的生储盖组合，下寒武统发育玉尔吐斯组原地烃源岩，寒武系—中奥陶统不同层系的碳酸盐岩发育成因机制多样的优质储集层，与上覆致密碳酸盐岩盖层、上奥陶统巨厚泥岩区域盖层形成良好的储盖组合。原地烃源岩发育、多层系储盖组合共存，是探索主干断裂带之外不同勘探类型、取得油气突破和落实规模资源的前提，将推动顺托果勒地区整体资源潜力再评价。

（1）穹隆构造 顺托果勒地区普遍见小尺度穹隆构造，其在中—下奥陶统碳酸盐岩中呈离散分布，在平面上投影呈椭圆形或近圆形（图6a）。统计其与邻近主干断裂带的距离，发现多数穹隆构造分布于断裂带之间，主频距离为主干断裂带之间间距（或连线距离）的一半，整体呈正态分布特征（图6b），指示穹窿构造与断裂带无直接成因联系。但是，穹窿构造长轴方向集中在北东—南西向，其展布趋势与研究区北东—南西向、北西—南东向主干断裂带具有关联性，说明穹窿构造的形成受到走滑断裂带形成时的应力环境影响。综合分析认为，在区域走滑应力背景下，深部热流体沿次级断裂垂向活动，导致上覆地层形成穹窿状凸起，即穹隆构造。

图6 顺北油气田顺北一区一间房组穹窿构造分布Fig.6.Regional distribution of dome structures of Yijianfang formation in No.1 Block,Shunbei oil&gas field

钻井证实穹隆构造发生放空和漏失，最大放空长度为0.5 m，开井测试日产油量为50～70 m3，不含水，整个穹隆构造是一个含油气构造。储集层类型及发育规模是制约该类型资源潜力评价的关键因素。在落实优质储集层分布规律的基础上，可以通过储集层三维体雕刻和储量参数评价，落实单个穹隆构造的储量基数，实现有序商业开发。

（2）内幕缝洞 顺托果勒地区早—中奥陶世经历多期海平面升降变化，发育沉积间断面，具备早成岩期大气淡水改造条件。以顺托果勒东南部天然气区为例，中—下奥陶统内幕普遍发育层状分布的“串珠状”强振幅异常，集中分布于蓬莱坝组—鹰山组下段，平面分布与断裂带不存在明显关联性。实钻岩性为白云岩和白云质灰岩互层，钻井普遍发生放空和漏失，测试获得工业气流，最大测试工业产层深度879 m（埋深7 276 m），且未见底水。表明主干断裂带之外天然气充注规模大，含气高度大[2-5]。但受限于“超深、高温、高压”碳酸盐岩缝洞型气藏配套工艺技术不完善，钻井液污染情况较普遍等因素，初期测试虽获高产气流，但试采普遍稳产难，与钻探过程中的漏失、放空规模也不匹配，尚难准确评价该领域的储集层类型和资源规模。

总体来看，中—下奥陶统内幕缝洞勘探前景广阔，资源潜力巨大。制约内幕缝洞资源规模评价与动用的关键是储集层特征和成储机制的深化认识，以及“超深、高温、高压”碳酸盐岩缝洞型油气藏配套工艺技术的攻关。

3.2 拓展断裂带资源潜力的关键

（1）含油储集层厚度上限的持续探索 顺托果勒地区寒武系—奥陶系碳酸盐岩厚度接近3 000 m，大型走滑断裂带切穿基底，直接沟通烃源岩。理论上，断控缝洞型储集层可发育于断裂带内部贯穿脆性地层的任何部位，这对顺托果勒地区断控型油气藏的油气富集规模具有重要的现实意义。顺北油气田走滑断裂带的含油气储集层厚度上限仍处于探索阶段，主干断裂带上投产井的含油气储集层厚度纪录在持续刷新，目前主干断裂带上含油气储集层厚度已超过510 m。

（2）低序级断裂 主干断裂和分支断裂的勘探成果表明，断控储集系统具有多尺度特征，走滑断裂带中不同序级断裂均发育构造破裂控储机制，具备形成商业规模的裂缝-洞穴型储集层。顺北油气田埋深普遍超过7 300 m，地表沙丘条件复杂，地震波频率、能量衰减明显，资料品质整体较差，次级断裂由于规模较小，地震剖面成像精度低，识别难度大。因此，加强小断裂解释和检测方法技术攻关，将有助于类比主干断裂带，开展次级、分支断裂的分类评价与资源潜力评估。顺托果勒地区普遍发育的低序级断裂组合将会成为断控型油气藏拓展评价的新领域。

4 结论

（1）顺托果勒地区断控型油气藏与溶蚀缝洞型油气藏存在本质区别，针对溶蚀缝洞型油气藏形成的地质储量估算方法，难以满足断控型油气藏的地质储量评估和油气勘探决策。体积雕刻法是以在三维空间内求取走滑断裂带内部不同类型储集层的有效体积来计算地质储量，更能反映断控型油气藏“板状”的空间形态和非均质性变化，计算结果更加准确。

（2）顺托果勒地区主干走滑断裂带具有“控储、控藏、控富”特点，是最现实有利的油气富集构造带。顺北油气田已发现18条主干走滑断裂带，估算顺北油气田石油资源量7.00×108t，天然气1.00×1012m3，资源潜力巨大，是油气勘探和地质储量提交的主攻领域。

（3）顺北油气田的发现证实了顺托果勒地区下古生界碳酸盐岩层系连片含油气、整体成藏，是最有利的油气富集区带。顺托果勒地区寒武系—奥陶系巨厚的碳酸盐岩具备各类岩性圈闭发育条件，穹隆构造、内幕缝洞和低序级断裂是顺北油气田拓展新领域、落实规模油气资源的重要方向。