中国石化西北油田分公司于2016年在新疆塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系碳酸盐岩中发现了十亿吨级的超深断控缝洞型油气藏——顺北油气田，并指出走滑断裂带具有明显的“控储、控藏、控富”特征，完善了超深断溶体油气成藏理论^[1-3]，为超深层碳酸盐岩领域的勘探提供了新的思路。顺北油气田发现后，为深化断裂-储层耦合关系研究，漆立新^[1]基于内幕界面、走滑断裂带与深部流体对储层的改造作用等研究，指出顺托果勒低隆起奥陶系虽然表生岩溶作用欠发育，但走滑断裂多期活动叠加埋藏流体改造作用也可形成规模储层，突破了构造低部位岩溶储层欠发育的限制；吕海涛等^[4]通过分析顺北油气田走滑断裂带内部结构，探讨了断控缝洞型储层的发育特征及成因，发现断控缝洞型储层的外在轮廓主要受断裂带控制，其宽度相对小，纵向发育深度大，提出储层的储集空间主要是多期走滑构造破裂作用与断裂带内物质体积调整形成的“空腔”型洞穴和缝网系统，并建立了“核-带”和“脱空”2种破裂增容模式；云露^[5]通过区域断裂体系的分析及典型主干走滑断裂带的解析，提出顺北油气田走滑断裂带多期活动与地层能干性差异引起走滑断裂带纵向分层变形，具有平面叠接分段、纵向分层变形、垂向叠加改造的典型特征，指出走滑断裂分段构造样式控制储层的规模和空间展布，并建立了叠接拉分、叠接压隆、线性平移和复合地堑等4种储层地质模型；云露等^[6]通过对顺北①号、顺北⑤号、顺北④号走滑断裂带的精细解析，综合利用成像测井、试井和生产动态资料，探讨了走滑断裂带的分段差异变形对规模储层发育和油藏分布的控制作用，指出不同分段的储层内部结构差异明显且多不连通，同一分段的储层相互连通，具有“一段一油藏”的特征，走滑断裂的断面具有垂向非均质性，受断面活动强度和地层能干性的控制，同一断面不同深度的靶点钻遇储层的规模差异显著，具有“一点一规模”的特征。

由于顺北油气田断控缝洞型储层受多期次构造共同作用形成，导致储层呈现为独特的超深断控缝洞型，内部结构非均质性极强的特征，使用常规单维度储层评价和描述方法对该类型储层进行研究时具有明显的局限性。此外，勘探初期考虑井控风险，针对性的钻井、测井、录井及试井等实物资料采集不完整，进而无法对此类新型储层进行系统地表征与分类评价。随着工程技术的进步及勘探开发程度的不断深入，顺北油气田逐渐积累了大量的基础资料。因此，利用钻井动态、岩心、测井资料对顺北油气田断控缝洞型储层特征进行分析与描述，结合工程参数（酸化压裂曲线）、生产动态数据（试井资料）和地震资料等大尺度资料，建立断控缝洞型储层的分类标准，以期为顺北油气田勘探开发的持续扩大提供地质支撑。

顺北油气田位于塔里木盆地塔克拉玛干沙漠腹地，构造上位于沙雅隆起、卡塔克隆起、阿瓦提坳陷和满加尔坳陷所夹持的顺托果勒低隆起^[7]。顺托果勒低隆起主要经历了4期构造运动：奥陶纪—泥盆纪末的加里东中晚期—海西早期构造运动、晚二叠世末的海西晚期构造运动、三叠纪—白垩纪末的印支—燕山期构造运动及中新世以来的喜马拉雅期构造运动^[8]。顺北油气田主要目的层为中奥陶统一间房组和中—下奥陶统鹰山组碳酸盐岩层系。研究区目的层之下自上而下发育下奥陶统蓬莱坝组白云岩、寒武系（底部发育玉尔吐斯组烃源岩）、震旦系及更古老的地层；目的层之上自下而上发育上奥陶统泥岩、志留系—泥盆系碎屑岩、石炭系碳酸盐岩与碎屑岩、二叠系火成岩与碎屑岩及三叠系、白垩系、新生界碎屑岩，地层发育较齐全^{[2, 9-10]}。

顺托果勒低隆起长期处于构造较低部位，中奥陶统一间房组顶面和上奥陶统良里塔格组顶面岩溶作用欠发育，不发育类似于塔河油田的喀斯特作用形成的岩溶缝洞型储层^[11]，但在多期构造运动中，顺北油气田发育了不同级别、不同走向及不同期次的克拉通内中小尺度走滑断裂带。走滑断裂多期活动造成奥陶系一间房组—鹰山组碳酸盐岩破裂，形成断层空腔、裂缝等有效储集空间^[12-14]，形成了类型独特的断控缝洞型储层。目前已发现18条走滑断裂带，累计长度为620 km，按照断裂走向及活动期次分为四大断裂体系：北西向断裂体系、转换断裂体系、北东向断裂体系和顺南地区北东向断裂体系，同一断裂体系具有相近的“控储、控藏”特征^[15]（图 1）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 塔里木盆地顺北油气田构造位置（a）及奥陶系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location of Shunbei oil and gas field(a)and stratigraphic column of Ordovician(b)in Tarim Basin

顺北油气田超深断控缝洞型储层发育于埋深大于7 200 m的超深层，是伴随走滑断裂发育而形成的一类特殊储层^{[2, 4]}。钻井钻遇走滑断裂带缝洞型储层时，普遍存在泥浆漏失或钻具放空现象。放空长度最大为6.12 m，多数约为2 m^[15]；漏失规模大，如S42井漏失6 486.52 m³，漏速高，漏失钻井液密度普遍较低（1.18~1.30 g/cm³），为常压系统^{[3-4, 15]}。与之相反，断裂带之外的地层致密，少有漏失或放空现象，偶有小型定容储层发育，表现为异常高压。顺北①号、⑤号、④号、⑧号等主干断裂带上钻井钻遇放空、漏失后，测试获高产工业油气流（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 塔里木盆地顺北油气田奥陶系各断裂带钻井漏失量及初期产量 Table 1 Drilling leakage and initial production of Ordovician fault zones in Shunbei oil and gas filed, Tarim Basin 断裂带编号 井名 漏失量/m3 放空长度/m 初期日产量 油/t 气（/104 m3） 油气当量/t ①号 S1 629.4 0.84 116.1 8.54 184.46 S11 592.3 0 103.7 5.02 143.86 S12 289.7 1.00 108.0 4.62 144.96 S13 660.0 0 80.0 2.30 98.40 ⑤号 S51 1 488.0 3.69 86.6 0.46 90.28 S52 12.0 1.00 87.0 0.43 90.44 S53 416.9 0 112.7 7.67 174.06 S54 218.4 0 122.8 4.64 159.92 ④号 S41 107.7 0 300.0 82.20 957.60 S45 1 685.2 0 858.0 59.00 1 330.00 S43 2 676.0 0 166.2 85.10 847.00 S42 6 486.5 2.20 200.2 72.50 780.20 S44 2 709.0 2.68 686.0 59.00 1 158.00 ⑧号 S81 2 228.8 3.49 226.4 125.70 1 232.00 S82 3 361.5 6.12 335.0 96.00 1 020.00

下载CSV 表 1 塔里木盆地顺北油气田奥陶系各断裂带钻井漏失量及初期产量 Table 1 Drilling leakage and initial production of Ordovician fault zones in Shunbei oil and gas filed, Tarim Basin

钻井取心和常规测井揭示，断控缝洞型储层沿走滑断裂带呈条带状分布，垂直断裂带方向发育由基岩-裂缝带-洞穴带-裂缝带-基岩带有序排列构成的多组缝洞集合体。大井斜角（81.2°）横穿④号断裂带（未钻穿断裂带）的S45井就揭示了这样的3组缝洞集合体，缝洞集合体的间距分别为123 m和42 m（图 2）。其中，第Ⅰ组缝洞体宽度为57 m，而洞穴带宽度为28 m的占比为49%，漏失密度为1.26~ 1.16 g/cm³的钻井液量为551.6 m³; ；电阻率曲线（R）_t呈齿化箱形，电阻率最小值为1 595 Ω·m，声波时差（AC）增大明显，最大值为193.4 μs/m（碳酸盐岩基质的声波时差为155 μs/m）。第Ⅱ组缝洞体取心时发生放空（未探底），宽度为41 m，洞穴带宽度为8 m，占比为19.5%。第Ⅲ组缝洞体漏失密度为1.21~ 1.18 g/cm³的钻井液量为1 098.6 m³，因钻井液漏速高、漏失量大，井控风险增大而未完全钻穿，也未取得测井资料。缝洞体之间被致密的基岩所隔开，鲜有放空或漏失现象，电阻率曲线以平直或齿化高阻（约100 000 Ω·m）为主，声波时差AC曲线无异常。走滑断裂在加里东晚期、海西-印支期、燕山期及喜马拉雅早期发生继承性左行走滑活动，且每次活动可能不发生在同一个滑动破碎带，造成断裂带内非连续发育多组缝洞集合体，顺北④号断裂带的实钻情况显示单组缝洞体宽度为10.5~68.5 m，平均为32.5 m。研究区不同应力性质走滑断裂带的洞穴带和裂缝带的占比不同，北东向断裂体系洞穴带发育，北西向断裂体系及转换断裂体系以裂缝带为主。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 塔里木盆地顺北油气田S45井奥陶系实钻揭示走滑断裂内多组缝洞集合体示意图 Fig. 2 Schematic diagram of multi-groups of fractured-vuggy aggregates in strike-slip faults revealed by actual dril-ling of well S45 in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

洞穴带（断层空腔带）是断控缝洞型储层的优质储集空间。顺北油气田目前仅S45井取得断裂带内洞穴带有效岩心实物资料，该井在断裂带内部8 176~8 188 m处设计取心12 m，取心至8 180.5 m时钻井压力为0，发生放空。结合测井、岩心和取心资料，认为取到的是裂缝带-洞穴带顶的岩心实物资料（图 3a）。岩心和成像测井揭示洞穴带内部发育角砾及角砾间空腔，其中角砾取心呈大小不等的小碎块，部分碎块中发育裂缝，缝宽最大为20 mm，见方解石晶体（图 3b），在成像测井上呈现不规则状亮斑特征；角砾间空腔在成像测井图上呈不规则块状、长条状到近等轴状暗色高导斑块或暗色斑点。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层主要储集空间特征 （a）裂缝带-洞穴带岩心，S45井，8 178.00~8 180.50 m；（b）深灰色泥晶灰岩，岩心破碎为小碎块，见方解石晶体，S45井，8 180.10 m；（c）含砂屑泥晶灰岩，高角度裂缝，S41井，7 413.56~7 413.62 m；（d）藻黏结灰岩，微裂缝，S2井，7 362.80 m；（e）S42井放空、漏失处，常规测井、成像测井揭示裂缝带和洞穴带（黑色低阻部分）。 Fig. 3 Main reservoir space characteristics of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

裂缝带是断控缝洞型储层的重要组成部分。裂缝带发育时，钻井无漏失，或小规模漏失。岩心上可见受构造作用产生的构造缝，缝宽大小不一，延伸性亦有差别^[4]（图 3c，3d）。电阻率明显降低，声波时差稍增大或无明显异常（图 3e）。成像测井图像上常见高角度缝、斜交缝和不规则裂缝，其中高角度缝表现为近水平的线条或条带状开口缝；斜交缝斜交井眼，呈正弦曲线；不规则裂缝为多种类型的裂缝交错，裂缝产状杂乱，形态不规则，裂缝面被钻井液侵入或高导矿物充填时呈黑色，被方解石等高阻物质充填时，多呈浅白色^[16-18]。

对顺北油气田12口井奥陶系一间房组—鹰山组岩心的全直径物性分析、氦孔隙度、渗透率等数据的统计结果显示，实测有效孔隙度为1.50%~4.70%，平均为2.26%，中值为1.90%；渗透率为0.002~45.500 mD，平均为4.660 mD，中值为1.170 mD；储层物性总体较差，为特低孔、低渗储层。由于断控缝洞型储层发育段常发生放空、漏失，难以取心或者岩心破碎等情况，因此，岩心物性分析结果仅代表碳酸盐岩基质特征，不代表断控缝洞型储层的物性特征。与岩心物性分析相比，测井解释孔隙度与试井解释渗透率更能代表断控缝洞型储层的物性特征。顺北地区奥陶系一间房组—鹰山组储层段测井解释有效孔隙度为1.60%~27.07%，平均为3.45%，中值为2.71%，其中洞穴类储层的测井解释孔隙度为5.2%~27.6%，平均为11.9%，中值为8.2%。试井解释渗透率为0.54~7 778.73 mD，平均为596.03 mD，中值为160.78 mD，中高、特高渗井占比为87.1%，储层整体渗透性较好。

基于顺北油气田实钻井井震标定及模型正演分析，明确断控储层在地震反射标志层（奥陶系一间房组顶面，T74）和地震内幕具有不同的响应特征，地震反射标志层主要为地震反射轴的“错断、弯曲”，可反映出走滑断裂的可靠性和活动规模。内幕异常反射特征主要为串珠反射、杂乱反射和线性弱反射^[19-21]（图 4），反映了断控缝洞型储层的基本储集空间类型和缝洞结构。对顺北油气田内幕储层3种地震反射类型的钻井放空、漏失的概率进行统计，其中，串珠反射是可靠的规模储层的响应特征^[22]，④号断裂带高产井的地震响应特征均为“断裂+串珠”，同时，通过建立断控储层的地质模型开展正演分析，明确了研究区规模储层主要发育于“串珠波谷”的中下部，纵向的多层“串珠”中“波谷”均是有利储层的响应特征；杂乱反射是较可靠的储层反射特征，①号和⑤号断裂带钻遇杂乱反射发生漏失的概率为78%，但漏失的位置难以预测；线性弱反射是储层的响应特征之一，钻井钻遇弱反射发生漏失的概率为67%。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞储层地震响应特征 （a）地震反射标志层（b）地震反射标志层（c）地震反射标志层错弯曲，内幕串珠反射错断，内幕杂乱反射断，内幕线性弱反射 Fig. 4 Seismic response characteristics of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

断控储层具有典型的沿断裂带展布的特征，垂直断裂带方向宽度较小，而储层规模大小则更多通过沿断裂带走向的地震反射特征来判识。综合考虑垂直断裂方向的单点储层特征及沿断裂的规模背景，通过实钻井和模型正演分析，规模断控缝洞型储层的地震识别模式为“断裂+串珠（垂直断裂地震响应特征）+杂乱强反射（沿断裂地震响应特征）”。

顺北油气田超深断控缝洞型储层非均质性强，一般需要通过酸化改造或酸化压裂改造方能获得工业油气流。根据钻井所钻遇储层的物性和规模来确定储层改造的目的、思路及施工程序，各井均有差别，但整体上可细分为4个阶段：①除污+“智能循缝”阶段：采用滑溜水、土酸、交联酸等解除近井污染，“智能”发现开启的天然裂缝^[22-24]；②造缝阶段：通过提高排量和使用压裂液激活储层内闭合的裂缝或造人工缝，改善储层的连通性^[25]；③扩缝阶段：采用交联酸、自生酸、滑溜水等深度酸化刻蚀、疏通裂缝，改善储层的渗流性能；④测压降阶段：测停泵压力和之后30 min内压力的变化情况，判断储层改造后井周连通储层规模的大小（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 塔里木盆地顺北油气田S41井酸化压裂施工曲线 P1.初始泵压；P2.“剪刀差”最高泵压；P3.“剪刀差”最低泵压；P4.停泵压力。 Fig. 5 Acidizing fracturing operation curves of well S41 in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

酸化/酸化压裂曲线不仅能反映储层的改造效果，而且能直观反映井周储层的规模，敏感参数包括初始泵压、最大压降和停泵压力。此次采用初始泵压（P₁）来表征近井周裂缝的发育情况，同等排量下，初始泵压越小，则近井周缝、洞等储集空间越发育。根据统计，在2 m³; /min排量下，顺北④号断裂带初始泵压为41.3 MPa，⑧号断裂带为55.0 MPa，⑤号断裂带为62.9 MPa，反映近井周裂缝的发育程度大小依次为④号断裂带、⑧号断裂带、⑤号断裂带。用最大压降（ΔP =P₂-P₁）表征储层的改造效果，储层改造期间，若沟通了新的储层或渗流通道得到了明显改善，则表现为排量上升或保持不变，泵压下降，排量曲线与泵压曲线呈现明显的“剪刀差”（图 5），压降越大，则改造效果越好。根据统计，④号断裂带的最大压降平均为20.9 MPa，⑧号断裂带为28.3 MPa，⑤号断裂带为13.7 MPa，所反映的储层改造效果优劣依次为⑧号断裂带、④号断裂带、⑤号断裂带。用停泵压力（P₄）表征改造后所连通的储层规模，停泵压力越小表明储层规模越大，④号断裂带的平均停泵压力为12.6 MPa，⑧号断裂带为19.9 MPa，⑤号断裂带为39.7 MPa（表 2），表明储层改造后井周连通储层的规模大小依次为④号断裂带、⑧号断裂带、⑤号断裂带。综上所述，研究区规模断控缝洞型储层酸化压裂曲线具有初始泵压低、最大压降大、停泵压力低等“两低一大”的特征。

表 2(Table 2)

表 2 塔里木盆地顺北油气田钻井酸化压裂施工参数 Table 2 Parameters of drilling acidizing fracturing operation in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin 断裂带 井名 初始施工压力/MPa 最大压降/MPa 停泵压力/MPa ④号带 S43 41.0 15.4 16.6 S41 35.9 27.7 9.3 S44 42.3 11.1 10.6 S45 41.8 21.9 13.3 S46 49.5 21.9 12.5 S47 37.0 27.2 13.1 平均值 41.3 20.9 12.6 ⑧号带 S82 59.0 45.6 22.8 S81 73.1 29.5 18.4 S82 33.0 9.9 18.5 平均值 55.0 28.3 19.9 ⑤号带 S54 60.5 12.6 23.5 S51 73.8 31.5 14.5 S55 71.3 15.4 32.7 S52 52.8 15.5 39.3 S56 79.7 10.6 35.9 S57 38.5 8.9 41.3 S58 48.6 0 49.7 S53 78.2 7.3 78.7 平均值 62.9 12.7 39.5

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从上述3个参数分析可以看出，④号和⑧号等北东向断裂体系的储层规模及酸化/酸化压裂储层改造效果远好于转换断裂体系的⑤号断裂带。同一断裂体系的④号和⑧号断裂带间也有差别，④号断裂带的储层规模大于⑧号断裂带，但⑧号断裂带的储层改造效果却优于④号断裂带，推测这与④号断裂带洞穴带储层占比更高，而⑧号带裂缝带储层占比更高有关，这也与实际生产中④号断裂带单井单位压降产能高于⑧号带相吻合。

不同学科资料所反映储层的尺度和精度不同，试井能够通过压力传播情况判断压力波控制范围内的储层发育及储层物性差异等特征^[26]。为了分析洞穴带和裂缝带不同组合结构样式与试井压力恢复曲线间的关系，设计了3组储层地质模型进行正演模拟。第1组为钻井直接钻遇洞穴型储层，洞穴型储层外分布有裂缝型储层（图 6a）；第2组为钻井钻遇裂缝型储层，且裂缝型储层外发育规模较大的洞穴型储层（图 6b）；第3组为钻井钻遇洞穴型储层，且周边通过裂缝型储层连通2个规模较大的洞穴型储层（图 6c）。正演模拟结果显示：压力曲线与压力导数曲线平行（斜率为0.5）反映裂缝流动的特征；压力导数曲线下凹为洞穴储层的响应特征，“凹子”数量与洞穴储层个数呈正相关关系。根据曲线形态将顺北油气田压力恢复曲线分为5类：箱形、漏斗形、“W”形、指形+双轨复合形及斜“Y”形（图 7），不同形态曲线所表征储层的洞穴、裂缝空间分布特征不同。北东断裂体系的①号、④号、⑧号的钻井压力恢复曲线呈“W”-箱形形态，表明内部由裂缝-多洞穴型储集系统构成，储层连通性好、规模大，属于高渗储层。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞储层典型缝洞结构模型及正演模拟压力恢复曲线 Fig. 6 Typical fracture-vuggy structure model and for ward simulation pressure recovery curves of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层典型压力恢复曲线 Fig. 7 Typical pressure recovery curves of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

以试井资料和地震资料为主，参考钻井放空和漏失情况、储层改造特征及产能情况，将顺北油气田断控缝洞型储层分为洞穴型和裂缝型两大类，再根据试井压力恢复曲线形态，进一步细分为裂缝-多洞穴型、裂缝-洞穴型、洞穴-裂缝型和裂缝型4类（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞储层类型 Fig. 8 Types of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

洞穴型储层的地震响应特征为地震反射标志层错断明显，内幕异常垂直断裂带为“串珠”相，顺断裂带为纵深强杂乱响应特征。钻井普遍钻遇放空和规模钻井液漏失（漏失密度为1.18~1.30 g/cm³的钻井液量大于1 500 m³; ）。酸化压裂初始泵压低，“除污+循缝”阶段呈现明显的“剪刀差”，且压降大，停泵压力低。油气井初期产能高、供液足，单位压降产能高，累产高。根据压力恢复曲线形态，可将洞穴型储层细分为裂缝-多洞穴型储层（图 8a）和裂缝-洞穴型储层（图 8b）。其中裂缝-多洞穴型储层的压力恢复曲线表现为“W”形（图 7c），测井电阻率和声波曲线异常明显，表现为不连续发育的多套储层响应特征，该类储层多发育在研究区北东向断裂体系中的叠接拉分段和叠接压隆段。裂缝-洞穴类型储层的压力恢复曲线表现为箱形（图 7b）或漏斗形（图 7a），测井电阻率和声波曲线异常明显，表现为连续发育的一套储层响应特征。该类储层多发育在研究区北东向断裂体系中叠接构造向平移段过渡的倾末端、平移段中部及转换断裂体系的强压隆段。

裂缝型储层的地震响应特征为地震反射标志层弯曲，内幕异常垂直断裂带为杂乱反射或线性弱反射，顺断裂带为中强杂乱反射特征。酸化压裂初始泵压高，“剪刀差”多出现在“压裂造缝”阶段且压降小或无明显“剪刀差”，停泵压力高。根据压力恢复曲线形态，可将裂缝型储层细分为洞穴-裂缝型储层（图 8c）和裂缝型储层（图 8d）。其中洞穴-裂缝型储层的压力恢复曲线表现为指形+双轨复合形（图 7d），钻井无放空现象，漏失规模较小（漏失密度为1.18~1.30 g/cm³的钻井液量小于1 500 m³; ），测井电阻率曲线异常明显。油气井初期产能可能较高，单位压降产能中等，后期可能具有低压稳产的潜力。该类储层多发育在研究区北东向断裂体系平移段的末端和西北向断裂体系弱叠接压隆段、平移段的中部。裂缝型储层的压力恢复曲线表现为斜“Y”形（图 7e），钻井一般无漏失，测井电阻率曲线异常不明显。油气井初期产能低，单位压降产能低，累产低。该类储层多发育于研究区西北向断裂体系。

走滑断裂活动强度、差异演化过程和现今应力场等3个因素共同控制了顺北油气田断裂带内部储层结构差异及其规模^[3]。其中，北东向断裂体系断裂带在加里东中期开始左行走滑活动，在加里东晚期、海西—印支期、燕山期及喜马拉雅早期发生继承性左行走滑活动，且断裂走向与现今主应力方向近平行^[15]，储层规模大且连通性好，以洞穴型储层为主；不同缝洞组系间间隔大且基岩裂缝欠发育时，发育裂缝-多洞穴型储层。西北向断裂体系及转换断裂体系在加里东中、晚期开始右行走滑活动，部分断裂未发现有加里东晚期以后持续活动的地震资料证据，部分断裂海西—印支期发生走滑反转，表现为左行走滑，且断裂走向与现今主应力方向近垂直^[15]，相比于北东向断裂体系，北西向断裂体系和转换断裂体系以发育裂缝型储层为主，仅强压隆段发育有裂缝-洞穴型储层（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型储层类型展布 Fig. 9 Distribution of of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

顺北油气田下寒武统玉尔吐斯组发育一套优质烃源岩。该套烃源岩以黑色页岩和硅质页岩为主，有机碳质量分数为1.0%~33.1%，平均为11.8%，在海西晚期处于生高成熟油—凝析油气阶段，印支期—喜马拉雅期处于凝析油气—干气阶段，生烃潜力大，为顺北油气田大型油气藏的形成提供了物质条件^{[1, 3, 5]}。上奥陶统桑塔木组为一套巨厚的泥岩和灰质泥岩，区域上分布稳定，厚度大，实钻厚度约1 500 m，为一套极好的区域性盖层^[11]。走滑断裂多期活动形成的断控缝洞型储层被致密碳酸盐岩侧封和上覆巨厚泥岩盖层顶封遮挡，形成了断控缝洞型圈闭^[2]。同时，走滑断裂垂向向下断至震旦系，沟通了下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，油气沿着走滑断裂带向上运移，在奥陶统一间房组—鹰山组断控缝洞型储层中聚集成藏，形成特殊的断控缝洞型油气藏^[5]（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 塔里木盆地顺北油气田奥陶系断控缝洞型油气藏成藏模式 Fig. 10 Accumulation model of Ordovician fault-controlled fractured-vuggy reservoirs in Shunbei oil and gas field, Tarim Basin

（1）塔里木盆地顺北油气田断控缝洞型储层是伴随走滑断裂发育而形成的一类特殊储层，顺断裂带呈条带状分布，垂直断裂带方向发育由“基岩-裂缝带-洞穴带”有序排列组成的多组缝洞集合体，洞穴带和裂缝带是其主要的储集空间，规模储层的地震识别模式为“断裂+串珠+杂乱强反射”。

（2）顺北油气田储层改造曲线的初始泵压、最大压降和停泵压力能直观地表征断控缝洞储层近井周裂缝的发育程度、储层改造效果和井周储层的规模，规模断控缝洞型储层的改造曲线具有初始泵压低、最大压降大、停泵压力低等“两低一大”的特征。

（3）顺北油气田试井压力恢复曲线形态能直观反映断控缝洞型储层洞穴带和裂缝带的空间分布特征，压力曲线与压力导数曲线平行（斜率为0.5）为裂缝带的响应特征，压力导数曲线下凹是洞穴带的响应特征“，凹子”数量与洞穴带个数呈正相关关系。

（4）顺北油气田超深断控缝洞型储层按地震响应特征和试井压力恢复曲线形态可分为洞穴型和裂缝型两大类；按试井压力恢复曲线形态可细分为裂缝-多洞穴型、裂缝-洞穴型、洞穴-裂缝型和裂缝型4类。

（5）顺北油气田断控缝洞型油气藏是以玉尔吐斯组烃源岩为油源、以走滑断裂为疏导路径、以走滑构造运动破裂形成的洞穴带和裂缝带为储集空间，被致密碳酸盐岩侧封和上覆巨厚泥岩顶封而形成的一种特殊油气藏。