塔里木盆地顺北超深层碳酸盐岩油气田勘探开发实践与理论技术进展

马永生，蔡勋育，云露，李宗杰，李慧莉，邓尚，赵培荣

（1. 中国石油化工集团有限公司，北京 100728；2. 中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011；3. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206）

0 引言

深层—超深层海相碳酸盐岩蕴藏着丰富的油气资源，是寻找油气的重要方向，也是实现中国能源接替的现实领域[1-2]。近20年来，先后在塔里木盆地和四川盆地于该领域发现了多个大中型油气田，如塔里木盆地以塔河、轮南、塔中为代表的奥陶系不整合岩溶缝洞型碳酸盐岩油气田[3-5]，四川盆地以普光、元坝、龙岗为代表的上二叠统—下三叠统礁/滩型碳酸盐岩气田[6]，以安岳为代表的震旦系—下寒武统礁/滩型碳酸盐岩气田[7-9]。除了上述大中型油气田外，近年来又相继在四川盆地龙门山前的三叠系雷口坡组发现潮坪相碳酸盐岩岩性气藏，在二叠系茅口组、栖霞组发现断裂-流体耦合改造型碳酸盐岩油气藏[10]，前寒武古老层系潜在的微生物碳酸盐岩油气藏也越来越多地得到研究关注[11-12]。

近10年来，经过地质理论认识探索和地震钻井等技术攻关，在塔里木盆地塔北、塔中两大古隆起间的构造低部位，顺北地区的超深层古老碳酸盐岩层系中获得重大勘探突破，在7 000 m以深获得高产轻质油，刷新了石油地质传统认识。顺北油气田的发现和建产成为深层—超深层海相碳酸盐岩勘探开发的标志性实践成果。本文基于顺北油气田的勘探开发实践，总结“十三五”期间顺北超深层断控缝洞型油气藏勘探开发理论认识和技术进步，分析“十四五”面临的挑战和技术对策，希望能够进一步丰富和完善中国深层—超深层海相碳酸盐岩油气勘探开发理论技术，以期为其他盆地深层—超深层碳酸盐岩勘探开发提供新的启示。

1 顺北油气田概况与勘探发现历程

1.1 顺北油气田概况

顺北油气田主体位于塔里木盆地腹部顺托果勒低隆起。该低隆起北邻沙雅隆起，南接卡塔克隆起，东西向位于阿瓦提坳陷与满加尔坳陷之间，位于构造相对较低的“鞍部”（见图 1a）。顺托果勒低隆起历经加里东早期克拉通内弱伸展背景下的稳定构造沉降、加里东中晚期—海西早期区域挤压背景下的低隆起形成和发育、海西中晚期和印支期以来的调整改造，形成现今构造格局[13-16]。与塔北、塔中两大古隆起相比，顺托果勒低隆起区构造稳定，褶皱变形弱、发育多期活动的走滑断裂[15-16]。该区地层发育较为齐全，各时代地层仅部分组段不同程度缺失。

受构造沉积演化控制，该区早寒武世初期发育了1套斜坡相优质烃源岩（玉尔吐斯组）；寒武纪—中奥陶世，发育厚度约3 000 m的碳酸盐岩地层，后期为走滑断裂改造，可形成规模发育的断控储集体[17]；晚奥陶世，该区沉积厚约500～2 500 m陆棚相泥岩，与下伏碳酸盐岩断控储集体形成良好的储盖组合（见图 1），成为顺北油气田勘探开发的主体对象[17-18]。

图1 顺北油气田构造位置（a）与生-储-盖示意图（b）

顺北油气田已发现的油气藏主要赋存于奥陶系鹰山组—一间房组，埋深7 200～8 800 m，为深层—超深层油气藏。钻探揭示油气藏主要沿区内主干走滑断裂带分布（见图1、图2），储集空间主要为构造破裂作用形成的缝洞体系[17,19-20]。在油气田范围内，油气藏相态变化大，总体具有“西油东气、北油南气”的特征（见图2）。顺北油气田西部目的层埋深超7 000 m，主要为轻质油藏；顺北油气田中东部目的层埋深超6 500 m，主要为凝析油气藏和干气藏。截至2021年底，顺北油气田已累计提交探明储量超2×108t（油当量），建成百万吨产能阵地。估算油气田范围内沿18条主干走滑断裂带分布的油气资源量为17×108t（油当量）。

图2 顺北油气田断控缝洞型油气藏分布示意图（O3qrb—上奥陶统恰尔巴克组；O1—2y—中下奥陶统鹰山组；O2yj—中奥陶统一间房组；O1p—下奥陶统蓬莱坝组；—C 1—2—中下寒武统；—C1y—玉尔吐斯组）

1.2 顺北油气田勘探发现历程

顺北油气田的发现经历了艰苦的探索历程。1984年沙参 2井在塔里木盆地奥陶系海相碳酸盐岩中获得油气勘探发现，在沙雅隆起历经10余年的坚持探索，1997年发现典型的不整合岩溶缝洞型大型油田——塔河油田。此后，中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）借鉴塔河油田的成功经验和模式，按照“逼近主力烃源岩，立足大型古隆起、古斜坡”寻找大型油气田的勘探思路，在卡塔克隆起、巴楚隆起、和田古隆起展开探索，未获规模性油气发现。2010年以来，中国石化进一步深化叠合盆地油气成藏关键因素“源-储-盖-藏”的动态演化研究，逐渐认识到台盆区沙雅、卡塔克两大古隆起的斜坡区和构造低部位发育中下寒武统优质烃源岩，上覆中上奥陶统厚层泥质岩盖层，具有优越的“源-盖”条件。同时，在塔河油田及外围的勘探开发实践中发现多期活动的走滑断裂具有明显的控储、控藏作用[21-22]，由此认识到斜坡区和构造低部位发育的走滑断裂体系可能是有利的勘探领域，值得进一步探索。

2011—2014 年，首先对顺托果勒低隆起北部和东南部、目的层埋深相对较浅的跃进地区和顺南地区展开探索，先后部署顺南 1、跃进 1X、顺南 4、顺南 5等井，证实顺托果勒低隆起北部和东南部发育受断裂带控制的碳酸盐岩断控型储集体，油气沿走滑断裂成藏和富集。在此期间，顺南地区取得天然气重要发现，顺南4井、顺南5井获得高产工业气流（见表1）。但由于顺南地区目的层地层温度高（普遍大于170 ℃）、压力高（部分井超120 MPa），钻完井和测试工程难度大，勘探向顺托果勒中北部转移。

2015年，部署在顺托果勒低隆起中部顺北8号断裂带附近的顺托1井和部署在北部顺北1号断裂带上的顺北 1-1H井测试相继获得高产工业油气流（见表1）。同时研究和实钻进一步证实，顺托果勒低隆起北部虽然埋深大，但地温梯度低，油气资源以轻质油和凝析油为主。2015—2016年，针对顺北1号断裂带展开评价的 6口钻井全部获得高产工业油气流，宣告了顺北油气田的发现[17,21]。此后，勘探不断向顺北油气田西部、南部和东部的多条断裂带拓展。2018—2020年，部署在顺北5号断裂带上的顺北5X井、顺北53X井等获得工业油气流，部署在顺北 7号断裂带上的顺北7X井测试获油气。2021年以来，部署在顺北4号、8号断裂带上的顺北41X井等5口钻井测试相继获千吨（油气当量）高产工业油气流（见表 1）；部署在顺北11号断裂带上的顺北11井和顺北111井钻获油气显示；进一步证实顺北油气田奥陶系碳酸盐岩整体含油气，断裂带是油气富集的有利部位。

表1 顺北油气田重点发现井一览表

自2016年顺北油气田发现以来，勘探开发一体化评价不断深入。部署在顺北一区顺北 1号断裂带、1号断裂分支断裂带和 5号断裂带北段的油藏评价井相继获得高产，并投入开发试采。2019年以来，随着顺北5号断裂带南段、顺北4号及8号断裂带的勘探发现，勘探开发一体化评价进一步向南、向东扩展。开发实践中根据不同断裂带油气藏特征不断调整优化开发方案，完善有针对性的钻完井和储集层改造技术。截至2021年底，顺北一区已建成百万吨产能建设阵地，全区投产井50余口，已累产原油317×104t，累产天然气13.8×108m3。顺北5号断裂带南段和顺北4号断裂带已一体化部署30余口钻井，实现了对两条断裂带的整体控制。

顺北油气田勘探发现和快速建产的历程，伴随着地质理论认识深化和地球物理与工程技术进步的推动。

2 地质理论认识进展

2.1 古老层系烃源岩与生烃演化

2.1.1 主力烃源岩发育与生烃演化

顺北地区已发现的奥陶系油气藏原油地球化学特征与塔河油田原油具有相似性，表现为C21TT＜C23TT、低伽马蜡烷、C27-C28-C29ααα20R规则甾烷呈现“V”字形分布、规则甾烷相对重排甾烷含量高，原油碳同位素组成偏轻特征。目前研究认为，下寒武统玉尔吐斯组是主力烃源岩[17,21,23]。

“十三五”以来，围绕玉尔吐斯组发育模式和分布规律，基于野外露头、钻井和地震资料开展详细研究，建立了玉尔吐斯组缓坡沉积模式[21,24-25]，预测了烃源岩分布范围（见图 3）。研究表明，玉尔吐斯组沉积期，围绕“中央古陆”向北依次发育内缓坡沉积、中、外缓坡沉积。夏河1井和方1井钻揭内缓坡潮坪相碎屑岩，有机质丰度为 0.04%～0.38%，平均值为0.22%；巴探5井和玛北1井缺失玉尔吐斯组[25-26]。尉犁1、孔探1和塔东2等井钻揭外缓坡黑色页岩、硅质页岩，有机质丰度为 1.64%～33.10%，平均值为11.80%[27]；星火1井钻揭中缓坡硅质岩与黑色页岩，有机质丰度为1.00%～9.43%，平均值为4.71%[28]。顺北油气田分布区虽未有钻井揭示，但依据区域地震相追踪对比，该区玉尔吐斯组处于中外缓坡相区，优质烃源岩发育，为形成大型油气田提供了坚实的物质基础[17]。

图3 塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组烃源岩分布预测图

2.1.2 古地温场与烃源岩生烃演化

顺北油气田奥陶系油气相态分布具有东气西油和南气北油的特征（见图 2）。在顺北一区，埋深超过8 000 m的超深层碳酸盐岩仍有轻质油藏保存。这主要与古地温史“偏冷”及其控制下的主力烃源岩在超深层高压条件下生烃过程“偏缓”密切相关[19-20]。

塔里木盆地经历了寒武纪—志留纪—泥盆纪、石炭纪—二叠纪、三叠纪—侏罗纪、白垩纪—新生代等4大构造演化阶段。不同演化阶段古地温场发生显著变化，经历了震旦纪—奥陶纪高热流（“热”盆）、志留纪—晚古生代热衰减（“热”盆向“冷”盆过渡）、中生代稳定热演化（低热流“冷”盆）、新生代岩石圈挠曲热演化 4个阶段[29-30]。研究预测，晚奥陶世顺北地区玉尔吐斯组烃源岩古温度为 120～125 ℃，海西晚期该烃源岩古温度约为 150～160 ℃，现今温度约为185 ℃；顺南地区地温场显著高于顺北中西部地区，顺南地区玉尔吐斯组烃源岩晚奥陶世古温度为 180～190 ℃，海西晚期该烃源岩古温度约为200～210 ℃，现今温度约为235 ℃[20]。

顺北油气田中西部地区长期处于构造稳定沉降阶段，具有持续低地温特征。下寒武统烃源岩在低地温、大埋深、高压力条件下，液态生油窗长，海西晚期处于生高成熟油阶段，印支期—喜马拉雅期仍处于生凝析油气和湿气阶段（见图4a）。顺北油气田东部下寒武统烃源岩地层温度高，热演化程度高，海西晚期处于生高成熟油—凝析油气阶段，印支期—喜马拉雅期处于生凝析油气—干气阶段（见图4b）。

图4 顺北油气田西部顺北5井（a）和东部顺北41X井（b）埋藏史-热史-生烃史和成藏史

2.1.3 油气相态与分布

顺北油气田油气资源类型主要受下寒武统主力烃源岩生烃史控制，也与油藏形成后经历的调整改造有关。油气成藏研究表明，顺北地区普遍经历了加里东晚期、海西晚期及燕山期—喜马拉雅期等多期油气成藏过程[17,19-20,31]，不同地区和断裂带间成藏过程存在差异（见图4）。近期研究认为，顺北油气田中东部油藏形成后经历了不同程度的原油热裂解和一定程度的硫酸盐热化学还原（TSR）作用改造[32-34]。依据顺北油气田古地温史、主力烃源岩生烃史和油藏调整改造的研究，结合已钻井的实际情况，进一步预测了顺北油气田油气相态分布（见图5），为不断明确勘探方向奠定了基础。

图5 顺北油气田及周缘奥陶系油气藏类型平面分布图

2.2 走滑断裂与控储控藏

2.2.1 走滑断裂发育特征

“十二五”期间相关专家认为，在塔北、塔中两大古隆起斜坡区，地层连续沉积，构造变形弱，但发育多期活动的走滑断裂，对该区碳酸盐岩储集层形成和油气成藏有重要的控制作用[35-36]；该研究认识为顺北油气田的探索发现提供了重要的理论依据。顺北地区走滑断裂与位移量达数百至数千千米的大型走滑断裂（板缘型、嵌入碰撞型等）相比[37-38]，滑移距不超过2 km[39]，也被称为克拉通内走滑断裂[40-42]。

“十三五”以来，基于二维、三维地震资料解释，从宏观上进一步厘定了顺北及邻区克拉通内走滑断裂体系展布与发育特征，认识到走滑断裂在顺托果勒地区普遍发育，但活动特征存在地区性差异[15,20]。顺北及邻区走滑断裂体系分布具有“东西分区”的特点（见图1）。顺北5号断裂以东的4号、8号、12号、14号等断裂主体走向大致为北东30°，构成北东向近平行断裂体系。5号断裂以西的7号、9号、11号、13号等断裂主体走向大致为北西20°，构成北西向近平行断裂体系。5号断裂以东的1号、2号断裂收敛于5号断裂，走向大致为北东45°，可被认为是5号断裂分支断裂体系。5号断裂及其北东向分支断裂体系位于东部北东向与西部北西向两大近平行断裂体系之间，可能具有调节变形的作用（见图1）。靠近沙雅隆起，5号断裂与1号断裂之间发育网状“X”型似共轭断裂体系。对走滑断裂带分层结构与活动期次开展地震-地质精细解析，表明不同断裂体系的形成演化存在差异。上述走滑断裂带主要形成于加里东中期Ⅲ幕（晚奥陶世末）[16,41]，其中，北东向主干断裂多数在加里东晚期—海西早期、海西中—晚期仍有继承性活动，而多数北西向主干断裂未发现有加里东晚期以后持续活动的地震资料证据[20]。

主干走滑断裂带在空间上多具有“主滑移带平面分段、纵向分层变形、垂向多期叠加”的特征。受多幕次继承性活动的影响，顺北地区主干走滑断裂以主滑移带高陡断层的方式向下断穿寒武系，断至基底，向上以雁列断层的方式断至石炭系、二叠系（见图6）。在中下奥陶统碳酸盐岩顶面，沿走滑断裂走向，可识别出走滑平移段、叠接拉分段、叠接压隆段和复合构造4种典型分段构造样式[20,41]。

图6 顺北油气田主干走滑断裂带纵向分层、平面分段模式图（据文献[15]修改）

2.2.2 走滑断裂控储特征

顺北油气田超深层断控缝洞型储集体是伴随走滑断裂发育而形成的一类特殊储集体，其储集空间主要为断控缝洞体系，包括断裂空腔（洞穴）、构造缝和构造角砾缝以及少量沿断裂裂缝发育的溶蚀孔洞和孔隙（见图 7、表 2）。钻井揭示主要目的层段（奥陶系鹰山组—一间房组）储集空间发育具有强烈的空间非均质性，储集层物性差异大（见表 2）。储集空间主要沿走滑断裂带分布，表现为侧斜井和水平井在横穿断裂的过程中，多钻遇放空、钻井液漏失；洞穴放空厚度通常小于5 m，多数在2 m左右[17]。与横穿断裂带的钻井截然不同的是，距离断裂破碎体系百米范围外的钻井鲜有放空、漏失现象，断裂带之间基岩致密，基本不发育规模分布的储集空间[43-44]。

图7 顺北油气田断控缝洞型储集体主要储集空间特征

表2 顺北油气田各断裂带典型高产井鹰山组—一间房组储集层参数统计表

“十三五”期间，基于顺北地区勘探实践和碳酸盐岩走滑断裂野外露头描述综合研究，明确了顺北油气田走滑断裂带对超深层碳酸盐岩规模储集体发育具有重要的控制作用[17,20,43]。

顺北地区走滑断裂带在中下奥陶统致密碳酸盐岩中发育断层核-裂缝带结构（简称为“核带结构”），是具有复杂内部结构的三维地质体[45]。塔里木盆地阿克苏地区奥陶系碳酸盐岩露头走滑断裂精细描述揭示断层核部发育角砾，且角砾与角砾之间普遍见空腔发育[41]。基于对横穿断裂带的顺北 7X井成像测井资料精细解释揭示，断裂带内部发育核部角砾带和裂缝带。角砾带在成像测井上呈现“砾状亮斑”特征，具有高孔、高渗特征[44,46]。近期，横穿顺北4号断裂带的顺北41X井实钻与成像测井资料也进一步揭示走滑断裂带内部结构具有横向和垂向非均质性：在横向上，断裂带内部发育多组核带结构，具有组系特征[47]，角砾带宽度分布在3.48～8.45 m，裂缝带宽度为2.98 m（见图8）；在垂向上，断控规模储集体发育具有纵向差异，在不同深度的岩性段钻遇储集空间类型与规模差异显著，推测受地层能干性控制[48]。

图8 顺北41X井实钻揭示走滑断裂核带结构控制储集体发育示意图

顺北地区断控储集体规模受走滑断裂分段样式和活动强度控制。走滑断裂发育典型的压隆段、拉分段、平移段 3种分段构造样式，其中压隆段和拉分段发育于分段叠接部位，宽度受两个分段间距控制，普遍大于受单个分段控制的平移段[49]，相应的断控储集体规模更大[18]。在同等条件下，断裂分段活动强度越大，断控储集体规模越大。例如，顺北7井和顺北5井分别位于顺北7号断裂和顺北5号断裂压隆段[49]。两条断裂带同为北西向断裂带，压隆段分段结构均具有左阶右行特征，但顺北 7号断裂活动强度和延伸长度都小于顺北5号断裂，前者发育局限于顺北地区西北部，而后者贯穿塔北隆起、顺托果勒低隆和塔中隆起，顺北7井实钻揭示的储集体规模小于顺北5井。

2.2.3 走滑断裂控藏特征

顺北超深层断控缝洞型油气藏具有特殊的“立体板状”空间展布特征，整体油柱高度大、产能高；不同断裂带、同一断裂带不同部位油气藏类型和油气富集程度存在差异，这与走滑断裂控制下的储集体发育特征和断裂的通源输导特征密切相关[17-19]。

顺北地区主干走滑断裂断入基底，沟通深部寒武系烃源岩，纵向构造样式控制了断裂带通源性，造成不同断裂带或同一断裂带不同部位垂向输导能力差异显著，进而控制油气差异聚集。一方面，走滑断裂作为垂向输导通道，在沟通下寒武统烃源岩和中下奥陶统储集层的过程中，需贯穿易变形的中—下寒武统膏盐岩软弱层。膏盐岩汇聚增厚部位不利于油气垂向输导，对应的上覆目的层多钻遇水体或含水率较高的油气层[18]。另一方面，在发育“中部走滑-两侧地堑”复合构造样式的顺北 5号断裂南段，横穿断裂带的多口钻井仅在中部主走滑断面钻遇高产油气。这是由于中部主走滑断面向下断穿寒武系，垂向直接沟通玉尔吐斯组烃源岩，而两侧地堑断面自上而下发育至中—上奥陶统内部即消亡，不能直接沟通烃源岩，油气难以富集[41]。

走滑断裂分段构造样式控制了断控储集体的规模和空间展布，因此也控制了油气藏分段连通性。以北东向顺北 1号断裂带为例，断裂精细解析揭示该断裂带由 8个分段左阶展布组成，分段叠接部位均发育拉分段[41]。干扰试井与邻井动态响应揭示，顺北 1号断裂带4个连通井组和断裂带分段结构高度吻合：位于不同分段上的单井，即使距离近，相互不连通，而位于同一分段上的单井，即使相距较远，仍具有连通性，油气藏沿走滑断裂分布，表现为“一段一油藏”的特征。

综上所述，顺北油气田走滑断裂控制了缝洞型储集体发育与油气藏的分布。走滑断裂发育及控储控藏地质模式如图 9所示。高陡走滑断裂多期活动，构造破裂作用形成断裂裂缝体系，受多种成岩流体改造形成沿断裂带展布的“板状”断控缝洞型储集体；同时，断裂向下沟通下寒武统优质烃源岩，伴随断裂活动，油气多期充注，形成油气柱高度较大（目前实钻证实最大高度580 m）的断控缝洞型油气藏。走滑断裂带平面分段样式、纵向结构样式和活动强度差异造成了不同断裂带和同一断裂带不同部位储集体规模和油藏规模的差异。

图9 顺北油气田走滑断裂发育及控储控藏演化模式图

3 地球物理和工程技术进展

3.1 沙漠区超深层碳酸盐岩地震勘探技术

“十三五”期间聚焦地质目标，针对顺北沙漠区超深走滑断裂带及断控储集体空间成像、储集体精细描述等关键技术难题，通过采集处理解释一体化与地质物探一体化持续攻关研究，创新集成了超深层碳酸盐岩地震采集、走滑断裂及缝洞体立体成像、走滑断裂带精细解析、断控缝洞体雕刻与量化描述、断控圈闭描述与目标优选等技术系列，为顺北油气田勘探开发提供了重要技术支撑。

3.1.1 超深层碳酸盐岩三维地震采集技术

顺北地区地表多为高大沙丘、中下奥陶统高陡走滑断裂埋藏深（平均大于7 300 m），且纵横向非均质性强，地震波能量衰减严重，导致目的层地震资料有效信号弱、波场复杂、信噪比低，走滑断裂及断控缝洞体成像精度低[50]。

顺北超深断控缝洞体地震关键技术现场试验揭示，影响储集体成像精度的采集关键因素为能量、信噪比、空间采样率。采用潜水面以下5～7 m、16～22 kg的药量激发能提高深层弱反射及绕射波能量；采用 3串36个多检波器“品”字型面积组合接收、300～400次高覆盖次数能提高目的层的信噪比；采用25 m×25 m的采集面元、横纵比大于0.5的宽方位、大于7 000 m的最大炮检距、60～100万道/km2高炮道密度的三维观测系统来提高超深高陡断裂的空间采样密度。

通过探索与实践，形成了一套针对沙漠区超深高陡走滑断裂技术经济有效的三维地震采集技术，配合野外控制放炮间隔减小环境噪音影响、野外作业现场采用逐点录制视频质控各工序施工质量、超万道排列采集现场实时监控软件对野外采集单炮进行实时质量监控、第三方处理单位现场跟踪监控基础资料和剖面质量等有力措施，保障野外采集所获得的地震资料全面、准确、可靠，走滑断裂及缝洞体的信号得到增强、信噪比有所提高。

3.1.2 超深层走滑断裂带及缝洞体立体成像技术

目的层地震资料主频低（17～18 Hz）、频带窄（5～55 Hz），走滑断裂及缝洞体地震响应弱、成像精度低。二叠系火山岩全区发育、岩相多样、厚度及速度变化大，在时间域引起假构造，同时发育层间多次波，影响了走滑断裂及缝洞体的成像精度。

以地质目标为导向，采用沙丘拟合法改进静校正边界效应，消除了沙丘边界层析静校正引起的构造假象；采用保低频、保绕射的精细叠前预处理技术，通过点、线、面、体四级质控优化断控储集体成像处理参数；采用组合压制多次波方法，包括逆散射级数法和广义自由表面多次波去除法，消除二叠系火山岩引起的多次波；采用高斯束速度建模、全方位（五维）速度建模技术，反演火成岩和断裂带的高波数速度场，提高速度模型精度；采用宽频逆时偏移（RTM）成像技术，保护低频有效信号；采用绕射波成像技术、分频成像技术等特殊成像手段，进一步提高断控缝洞体成像的识别精度[51]。

通过探索和实践，建立了以保护低频、保护绕射波、保持振幅、叠前时间偏移参数测试等“三保一测”叠前预处理关键参数优选，以二叠系火山岩、奥陶系、寒武系、断裂带等“三层一带”精细速度建模为核心的走滑断裂及缝洞体立体成像技术与流程（见图10）。目的层地震主频提高2 Hz、频带拓宽7 Hz，超深层走滑断裂成像精度断距从20 m提高到15 m，缝洞体的串珠响应更聚焦，个数也明显变多。

图10 走滑断裂及缝洞体立体成像技术流程及高精度成像处理前后效果对比图

3.1.3 断控缝洞体雕刻与量化描述技术

断控缝洞体发育受走滑断裂带控制，具有纵向深度大、内部非均质性强的特点。实钻证实断控缝洞体发育程度差异大，准确刻画规模缝洞体空间位置、量化体积成为勘探开发的主要难点。

根据露头、钻井、测井及产能特征分析，断控缝洞体的储集空间类型为洞穴型、孔洞型、裂缝型3类，正演模拟与实钻证实主要的地震相为“串珠”反射相、杂乱反射相和线性弱反射相[52-54]，对应的敏感属性分别为瞬时振幅、不连续性和AFE属性[55-56]。利用钻井和测井资料约束结构张量属性描述的断控缝洞体轮廓，结合低频信息建立反演初始模型，开展井震结合的断控缝洞体相控波阻抗反演，刻画储集体空间分布特征；利用已钻井测井解释孔隙度和波阻抗关系建立波阻抗-孔隙度拟合公式，将反演波阻抗体转换成孔隙度体，完成断控储集体三维空间雕刻和量化描述。

通过探索和实践，形成了断控缝洞体雕刻与量化描述技术序列[50,56-57]，有效支撑了规模储集体预测与探明储量提交。“十三五”期间，顺北地区主干断裂带钻井放空漏失吻合率由75%提高到85%。

3.1.4 断控圈闭描述与目标优选技术

断控缝洞型圈闭是受断裂带控制、构造破碎为主，经流体改造形成的裂缝-洞穴型储集体，被致密岩层封盖和侧向遮挡而形成的特殊岩性圈闭。

基于断控缝洞型圈闭的特殊性[17]，开展走滑断裂分段构造样式研究，结合高精度相干预测断裂展布确定侧向遮挡边界；开展洞穴型、孔洞型、裂缝型 3类储集体的地震相预测研究，并综合确定断控储集体的外边界；开展泥岩盖层或内幕致密灰岩物性分析，预测有利盖层范围，综合顶封、侧封和储集层的范围确定圈闭的边界[50,54]，进而完成断控缝洞型圈闭空间描述（见图 11a、图 11b）。在断裂带评价和圈闭描述的基础上，对主断面和规模储集体进行量化描述和空间定位，从而优选有利目标。结合不同样式走滑断裂的实钻案例，形成了挤压段样式“锚式”、平移段样式“勾式”、拉分段样式“镰刀式”、复合型“铲式”的井轨迹设计方案（见图11c）。

图11 断控缝洞型圈闭描述与井轨迹设计示意图

通过探索和实践，建立了断控缝洞型圈闭描述、目标优选与轨迹设计技术，支撑了顺北油气田勘探开发井位部署，优选有利井位目标57个，主干断裂带钻井成功率83%，建成了百万吨产能阵地，落实了4号、8号断裂带两个亿吨级增储区带。

3.2 地质工程一体化技术

“十三五”期间，针对超深层走滑断控缝洞型油气藏的勘探开发实际需求，地质工程一体化深度融合，创新形成了井轨迹空间优化、优快钻井、断控缝洞型油气藏高效完井测试与储集层改造等配套技术，为勘探开发实践提供了技术支撑。

3.2.1 井轨迹空间优化技术

顺北地区储集层埋藏深，上部复杂地层多，在二叠系火山岩、志留系雁列断裂、上奥陶统侵入岩发育段实钻井揭示易发生漏失、卡钻。同时，断控储集体沿高陡断裂展布，直井钻遇规模储集层的一次中靶率低，多采用水平井开发，因地层破碎程度高，非均质性强，部分井出现定向钻进过程中，钻遇破碎地层后井壁坍塌掉块严重，井下阻卡频繁。

通过地质工程一体化结合，初步形成了断控缝洞型油气藏井轨迹空间优化技术（见图12）。开展二叠系火山岩、侵入体地震相分析、地震反演预测，同时对志留系断裂开展不同尺度相干精细识别与解释[58]，侵入体识别精度大于等于10 m；通过三维可视化避开断裂及裂缝发育区优选井口，优化后漏失量明显降低；通过目的层断裂立体解析与储集体“洞穴、孔洞、裂缝”分类雕刻，立体三维空间优化井轨迹提高规模储集体中靶率[59]。同时，基于区块三维地震数据信息建立地质层位模型，并结合单井测井信息，构建了三维区域地质模型及断裂带井周坍塌压力风险分析模型，通过模拟不同井斜及钻井方位条件下井壁失稳风险等级，形成破碎地层井眼轨迹空间优化技术，保障了顺北地区定向井安全高效钻进。

图12 断控缝洞型油气藏钻井轨迹设计优化示意图

3.2.2 超深井优快钻井技术

顺北油气田储集层埋藏超深、纵向上跨度大（7 200～8 800 m），超高压（89～129 MPa）、高温（160～209 ℃），钻井工程面临压力体系复杂、溢流和漏失共存，高陡构造、地层倾角大、地层破碎、漏失严重、地层可钻性差，井身结构设计困难等诸多难题[60]。通过井震结合技术，深入分析地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力（三压力）剖面，结合钻井实践，形成顺北油气田井身结构优化序列[61]；通过古生界的地层特征和岩石力学参数研究，开展个性化提速技术攻关，优化形成古生界的地层分层提速技术[62]；基于构造特征、裂缝发育和充填程度及井壁岩块受力综合研究，基本明确了井壁坍塌的原因，提出破碎性地层防塌钻井液技术，初步解决了破碎地层井壁坍塌问题[63]；基于岩石矿物组分、微观结构和损害因素等研究，研制由可酸溶纤维、可酸溶填充材料及弹性石墨组成的抗高温可酸溶暂堵体系，形成“钻井液性能控制+可酸溶暂堵体系”的储集层保护技术[64]，解决了裂缝性储集体漏失与储集层污染并存的难题。

随着顺北油气田勘探开发不断向更深层拓展，新技术试验推广步伐持续加快，如在高倾角易斜地层推广应用“垂钻工具+大扭矩螺杆”提速技术，定向井段攻关试验旋转导向一趟钻技术。通过持续攻关探索，形成了顺北超深井快速钻井技术，钻井周期由前期460 d，逐步缩短至200 d以内，支撑了顺北油气田高效勘探开发。

3.2.3 安全高效完井测试技术

顺北油气田奥陶系油气藏为超深、高温、高破裂压力和强腐蚀的断控缝洞型油气藏，完井工程面临裸眼完井井壁易坍塌、高温腐蚀环境苛刻、超深井资料录取难度大等难题。针对裸眼井壁易坍塌的难题，推广裸眼井壁支撑完井工艺，配套研发耐酸易钻磨铝合金衬管，满足有效支撑井壁、方便后期侧钻的双重需求，生产期间井筒稳定有效保障油气通道畅通；针对传统 CaCl2盐水体系超过 130 ℃高温保护效果差的难题，研发适用于130～210 ℃、酸性工况的NaCl-NaBr新型环空保护液，室内腐蚀速率小于等于0.05 mm/a，有效保障高温CO2-H2S环境下管柱安全；针对超深水平井及大斜度井难以开展正常测井作业的难题，通过改造引进超长9 000 m连续油管，采用连续油管穿电缆及仪器硬连接方式解决仪器输送工艺难题，配套升级高温高压生产测井仪器，最大测深8 808 m，为单井下步措施及动态储量提供了科学依据；针对采用常规试井方法解释顺北断控缝洞型油藏存在明显局限性的难题，通过建立缝洞型油藏试井新模型[65]，实现利用试井解释缝洞体积和高效产能预测，为储量评价及资料解释提供了高效手段。

3.2.4 超深层断控缝洞体储集体改造技术

顺北断控缝洞型油气藏纵横向分隔性强，常规完井难以建产。针对断控缝洞型储集体地质特点，配套形成针对性改造技术：①近解远疏酸压沟通技术。对裂缝型储集层重浆漏失井污染重的难题，基于酸蚀蚓孔扩展数学模型[66]及酸蚀蚓孔扩展最优注入速度[67]，形成胶凝酸近井解堵+交联酸远井疏通酸压工艺，通过酸蚀蚓孔快速穿透污染带，再大排量泵注高黏交联酸，形成更高导流能力的通道，实现远井疏通，疏通范围为30～60 m，有效解决了漏失污染井的复产、增产问题。②主缝+复杂缝酸压技术。针对缝洞体内裂缝发育但连通性差的问题，基于岩石脆性理论及酸液对岩石强度弱化理论[68]，形成主缝+复杂缝酸压技术，采用压裂液造主缝、酸液+滑溜水造分支缝扩大改造范围，激活更多天然裂缝，实现对体内连通性差的异常体的高效动用。③断控缝洞型油藏暂堵分段酸压技术。针对断控缝洞型油藏井周存在多套储集体，笼统酸压难以高效动用的难题，基于复合暂堵转层理论[69-70]，形成了该类油藏水平井暂堵分段酸压技术，暂堵能力达到20 MPa，实现暂堵软分段2～3段，增加了井周不连通储集体的动用能力，提高增产效果。

4 顺北油气田勘探开发挑战与对策

“十三五”期间顺北油气田的勘探开发实践表明，环满西边缘已形成塔北—顺北—顺南整体连片含油气的格局，整体为富油气区带，具有巨大的勘探开发潜力。加强基础地质研究，不断夯实资源基础、拓展勘探领域，加强地球物理技术攻关，不断提高超深层复杂地质目标的预测精度，加强“三超”（超深、超高温、超高压）条件下的油气藏的高效开发技术对策和配套的工程技术攻关，是“十四五”期间顺北油气田实现持续规模增储建产的重要保障。

4.1 夯实资源基础与拓展勘探领域中面临挑战与对策

顺北地区超深层源储发育和成藏富集规律、主干断裂带内部结构描述、低序级断裂及缝洞体成像与表征等是夯实资源基础、拓展勘探领域面临的重要问题。

前期研究明确顺北地区发育玉尔吐斯组优质烃源岩和多期活动的走滑断裂，提出断裂发育特征及活动性控制储集体发育规模、空间结构和通源性等重要认识，有效指导了该区的勘探开发实践[17-19]。随着勘探开发在顺北地区多条断裂带展开，钻井揭示油气藏相态变化大、不同断裂带油气富集程度有差别、同一断裂不同部位油气水赋存特征和钻井产能有差异，表明该区源储发育条件和成藏富集规律仍需进一步研究。玉尔吐斯组烃源岩区域范围内的岩相、有机相和差异生烃过程，不同断裂带间油气差异成藏和次生转化过程需要深化研究。中下奥陶统在顺北油气区也发育相对深水沉积相区的烃源岩[24,71]，是否有现实供烃意义也需要持续关注。另一方面，不同断裂间和同一断裂带不同部位的断裂裂缝体系展布规律、断裂-流体耦合作用机制、应力场背景下的储集层物性变化规律仍不十分明确。钻井还揭示在顺北地区寒武系—奥陶系内幕发育其他类型储集体，针对性的储集层成因、分布规律和成藏评价研究也有待深入开展。

前期基于断裂与储集体发育特征的认识，探索形成了一系列适用性的地球物理方法技术，有效支持了前期的勘探开发[50]，但仍存在技术难题制约勘探评价的进一步深入。目前，主干断裂带间的低序级断裂及相关缝洞储集体的识别和预测还相对薄弱；顺北 5号断裂带以西，由于二叠系火山喷发岩和中上奥陶统侵入岩的屏蔽影响，走滑断裂及缝洞储集体精准识别和预测还有一定困难；顺北12号断裂带以东，地表沙丘变化幅度大，前期地震资料信噪比偏低，主干断裂内部和主干断裂间低序级断裂及缝洞体成像还不能满足储集体精准预测与评价的需求。结合勘探开发实践，持续完善走滑断裂带内部结构及其储集体空间非均质性描述与表征技术，对提高靶点预测准确性，提升勘探开发效率至关重要。

4.2 断控缝洞型油气藏高效开发建产面临挑战与对策

顺北油气田不同区块的油气藏开发所处阶段不同，面临难题与挑战也不同。

顺北一区已建成百万吨产能，目前面临储量动用程度低、能量保持程度低、注水困难及井筒完整性差等问题。需要进一步深化油藏认识，加快缝洞表征与内部结构连通性攻关，摸清储量动用状况，优化构建注采井网，优化注水方案，加快侧钻井为主的新井部署，提高储量动用程度，保障稳产。

顺北二区4号、8号断裂带已经获得油气突破，如何高效推进勘探开发一体化评价、实现“少井高产、多控长稳”目标是面临的主要挑战。根据断裂构造及其控储控藏特征，摸清不同分段缝洞体发育特征，开展凝析气藏流体相态、不稳定试井分析方法、产能评价、开发方式等基础研究，平面分段、纵向深浅结合，优化构建注采井网，探索一井多靶，提高储量动用与单井产能，优化开发方案，加快油气藏分布规律与储量规模评价[72]。

顺北三区 5号断裂南段发育典型的复合地堑构造样式[16,20]。通过前期持续攻关与勘探实践，认识到近井裂缝流动特征明显，远端物性变差，供给能力不足，是前期测试难获高产稳产的主要原因。开展断裂构造运动学特征及其控储控藏机制、规模储集体与油气水分布规律研究，加强规模缝洞体内部连通关系表征，精细设计井轨迹，实现一井多控提高储量动用规模。

4.3 超深层高温高压油气藏工程技术面临挑战与对策

“十三五”期间，奥陶系破碎地层易坍塌，定向仪器耐温不足，提速工艺单一，储集层漏失污染地层等问题仍未充分解决，下步需加强“三超井”（超深、超高温、超高压）配套工程工艺技术研发攻关及引进力度，开展一趟钻提速、随钻提承压、控压钻井技术，进一步缩短钻井周期，降低井控风险，加快勘探节奏，降低工程成本。随着顺北油气田勘探开发向更深层推进，需开展顺北井身结构简化配套技术、顺北超深断溶体油藏分支井钻完井技术、防气侵钻井液技术、超深断溶体储集层保护技术、油套管轻量化等研究。形成井身结构简化配套技术、满足钻深7 000 m负荷钻机施工、单井产能不小于100 t/d、顺北气区钻井周期缩短50%。

顺北油气田不同断裂带地层条件（超深、高压、高温）差异性大，高效勘探开发配套工程技术缺乏基础研究；亟需开展地层压力预测、储集层应力分布规律、储集层伤害机理、工程地质一体化风险预测研究。明确各断裂带地应力特征、三压力纵横向分布规律以及储集层损害主控因素，完善一体化风险预测技术，为工程技术优化提供理论基础，支撑油气藏高效勘探开发。

5 结语

顺北油气田的发现及有效动用对深层—超深层勘探开发实践具有重要的启示意义。

持续深化基础地质研究为实现勘探突破夯实了理论基础。针对超深层海相碳酸盐岩层系成烃、成储等基础地质问题，基于野外、钻井、地震等资料，持续开展研究攻关，进一步明确了主力烃源岩展布范围和生烃演化过程，为勘探战略选区提供了依据。在勘探实践中发现规模储集层沿断裂带发育的特点，加强走滑断裂几何学、运动学等基础研究，形成走滑断裂带控储控藏新认识，促使勘探思路由在大型古隆起、古斜坡寻找不整合岩溶型碳酸盐岩油气藏向在具有原地烃源供给的构造低部位探索走滑断裂带转变，实现了顺北超深层断控缝洞型油气藏的系列发现。

坚持一体化协同创新是实现深层、超深层油气藏有效动用的关键。顺北油气田储集层埋藏深度达7 200～8 800 m，具有超高压（89～129 MPa）、高温（160～209 ℃）的特征。通过坚持一体化，地质、物探、油藏、工程全流程、多专业融合协同攻关，形成了“带-断-面-靶点”四级勘探评价思路，三维地震采集、处理、解释一体化攻关，建立地表大沙漠区、多层侵入岩发育区，超深断控缝洞体高精度成像与精细描述技术。勘探开发一体化研究和实践不断深化油藏特征和富集规律认识，建立基于地质、工程、经济一体化的深层勘探目标优选与评价决策系统，提高勘探开发钻井成功率。通过地质工程全流程一体化攻关，创新并完善超深、高温、高压钻井、测井及完井技术体系，有效解决了目标上部地层可钻性差、高温、高压、高破压等难题，钻井周期由前期460 d缩短至200 d左右，2021年相继打出多口“千吨井”。顺北油气田已建成百万吨产能建设阵地，实现超深层油气藏的高效动用。