近年来，塔里木盆地顺北地区超深层碳酸盐岩（埋深大于7 000 m）中发现了大量的油气聚集，并发现了“断控缝洞型”油气藏这一新类型^[1]。该类油气藏具有独特的成藏要素组合^[2-3]，下寒武统玉尔吐斯组烃源岩层提供物质基础，走滑断裂构成垂向输导通道，构造应力形成的缝洞系统作为主要储集空间，致密围岩侧向封堵与较厚泥岩盖层联合形成立体封盖体系。走滑断裂垂向切割至震旦系基底，有效沟通下寒武统烃源岩层，驱动油气沿断裂带向上运移，最终在奥陶系断控缝洞系统中聚集成藏。目前中石化西北油田分公司已在该地区落实地质资源量为17×10⁸ t^[4]，展现了广阔的勘探前景。勘探发现，断控缝洞型油气藏沿走滑断裂带具有明显的富集差异^{[2, 5-6]}，不同走滑断裂及同一断裂不同段油气富集程度不同^[7]，随着勘探的深入，研究人员认识到走滑断裂活动性影响油气藏分布^[8]，活动强度越大越有利于油气向上运移^[9-10]，断裂级别影响油气富集规模^[11]，大断裂大油藏，小断裂小油藏趋势明显。走滑断裂多层结构和变形样式影响储集体发育^[12]，缝洞储集体形成于板内中小型走滑断裂构造破碎效应^[13]，发育深度不受地层埋深控制，由多类型缝洞单元按特定空间配置组成，外围被致密基岩有效封隔，内部发育裂缝结构、核带结构、栅簇状结构等多种复杂结构^[14]，具有储存流体及输导双重作用^[15]，是油气优势聚集空间^[16]。各条断裂带断控储集体大小决定了油气藏大小^[17-18]。顺北地区油气以垂向运移为主，走滑断裂为关键输导路径，实现了下伏寒武统烃源岩层与奥陶系碳酸盐岩储层的垂向连通，烃类流体能否有效运移进储层是油气富集成藏的关键^[19]。此外，塔里木盆地寒武系2套膏盐岩地层的封盖作用可能对流体垂向运移产生阻隔效应，膏盐岩厚度越小越利于油气沿走滑断裂向上运移^{[13, 19]}。

这些研究成果从成藏要素、储集体特征、膏岩封盖作用、断裂输导等方面研究了对油气富集的影响，指导了研究区油气勘探，但多为定性描述，缺少量化的指标，对断裂控藏作用仍认识不清。以顺北5号走滑断裂带南段为例，基于地震、钻井、测井、录井、试油等资料，对断控缝洞型油气藏开展研究，从走滑断裂自身出发，分析断裂通源特征、输导特征、储集体发育特征，建立评价指标，揭示通源-输导-储集作用对油气富集的影响，以期为顺北地区断控缝洞型油气藏勘探开发提供参考。

顺北地区位于塔里木盆地塔北古隆起与塔中古隆起之间的顺托果勒低隆起上，是一个夹持在2个隆起和2个凹陷之间的“鞍状”部位（图 1a）。该地区沉积了南华系—新生界碳酸盐岩和碎屑岩，目前钻井揭示寒武系—奥陶系发育完整，自下而上发育下寒武统玉尔吐斯组（Є₁y）暗色泥岩、肖尔布拉克组（Є₁x）白云岩、吾松格尔组（Є₁w）膏盐岩，中寒武统沙依里克组（Є₂s）灰岩和阿瓦塔格组（Є₂a）膏盐岩，上寒武统下丘里塔格组（Є₃ql）灰岩；下奥陶统蓬莱坝组（O₁p）、中—下奥陶统鹰山组（O_1-2y）和中奥陶统一间房组（O₂yj）灰岩，上奥陶统恰尔巴克组灰岩（O₃q）、良里塔格组（O₃l）灰岩和桑塔木组（O₃s）泥岩^[20]（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 塔里木盆地顺北地区走滑断裂（a）及岩性地层综合柱状图（b）（据文献[21]修改） Fig. 1 Strike-slip faults (a) and stratigraphic column (b) of Shunbei area in Tarim Basin

顺北地区走滑断裂发育，形成了“北东向体系、北西向体系、共轭体系、转换体系”等多个断裂体系，其中顺北5号断裂是一条特殊走滑断裂，位于北东向和北西向两大断裂体系之间，整体为南北走向的弧形断裂带，平面延伸距离长，约270 km，由塔北隆起的NW向（20°）断层、顺托果勒低隆起的NW向（10°）—NW向（2°）断层和塔中隆起的NE向（20°）断层拼合而成。顺北5号断裂南段长度约53.2 km（图 2）。通过地震剖面精细解释，一间房组顶面（T₇⁴）地震反射完整且连续，平面呈狭长“地堑”样式，剖面上常见3条断裂发育，居中发育陡直断裂，穿越T₇⁴界面至T₉⁰，两侧为地堑断裂，在T₈¹和T₇⁴界面之间发育^{[11, 16]}。中部走滑断裂与两侧地堑断裂组合形成复合“花状”或“拉分地堑”构造样式^[17]（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 塔里木盆地顺北地区5号断裂带南段典型井分布与纵向变形特征 Fig. 2 Distribution and longitudinal deformation characteristics of typical wells in the southern section of No.5 fault zone in Shunbei area, Tarim Basin

研究区油气主要来源于原地埋深近10 km的下寒武统玉尔吐斯组烃源岩^[22]，该烃源岩厚度大（其中黑色页岩厚度为23 m），有机质丰度高（TOC平均值为10.48%）、类型好（主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型干酪根），在塔里木盆地内广泛分布，受低地温梯度、晚期快速深埋等因素影响，目前处于高—过成熟阶段，生烃量大^[23]，为顺北地区提供了充足的油气来源。

顺北地区油气主要储存在奥陶系一间房组和鹰山组缝洞储集体中，储集空间主要由走滑断裂破碎作用形成的裂缝和洞穴构成^[24-25]，在钻井过程中常发生大规模放空与漏失，地震上往往表现为“串珠”强反射。研究区缝洞储集体主要沿断裂带呈条带状分布，受限于断裂结构，通常具有横向宽度小、沿断裂延伸长、纵向高度大的特征^[26]。储层形成主要与断裂走滑和剪切活动有关，构造应力作用下，岩块相互挤压或拉张，在断裂核部形成空腔型洞穴，在断层滑动面两侧形成密集的构造裂缝，裂缝数量多且延伸远，组成裂缝网络系统，改变了原有致密碳酸盐岩的渗透性，裂缝与断裂空腔相互连通，一同组成了物性较好的储集空间。

在奥陶系储集体上部发育泥岩盖层，主要为上奥陶统恰尔巴克组泥质灰岩、良里塔格组灰色泥晶灰岩和桑塔木组泥岩。统计结果表明，顺北5号断裂带南段恰尔巴克组平均厚度约27.3 m，良里塔格组平均厚度约10.5 m，桑塔木组平均厚度约1 095 m（图 3）。桑塔木组泥岩沉积厚度大，分布范围广，断裂极少发育，为奥陶系油气藏提供了良好的区域性盖层^[27]。奥陶系碳酸盐岩本身的致密性也对油气的运移形成了良好的侧向封堵，良好的储盖配置为油气的成藏提供了较好的保存条件^{[28, 20]}。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 塔里木盆地顺北5号断裂带南段典型井盖层厚度 Fig. 3 Caprock thickness of the typical well in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

顺北5号断裂带南段为典型的断控缝洞型油气藏^[29]，具有沿断裂带分布，不均匀富集的特征^[30]，垂向封盖和侧向封堵性均好，各油气藏相互不连通，油气性质及产量差异较大^[6]。各井油气物理性质相似，原油密度为0.789~0.843 g/cm³，黏度为2.48~4.43 mPa·s，天然气干燥系数为0.90~ 0.99，相对密度为0.59~0.71，但气油比变化较大。自北向南，气油比呈由低到高再到低的变化趋势，其中北部S53井最低，气油比为767 m³/t，而中南部的S53-7井和S56井高达1 916 931 m³/t与200 000 m³/（t 表 1）。根据气油比划分，S53井和S53-1井均为低气油比凝析气藏，S55井和S57井均为中高气油比凝析气藏，而S55井、S53-2井和S56井均为干气藏。

表 1(Table 1)

表 1 塔里木盆地顺北5号断裂带南段奥陶系油气物理性质 Table 1 Physical properties of Ordovician oil and gas in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin 井名 原油平均密度/（g·cm-3）（20 ℃） 原油平均黏度/（mPa·s）（50 ℃） 天然气干燥系数 天然气相对密度 平均气油比/（m3·t-1） 油气藏类型 S53 0.798 2.66 0.902 0.668 767 低气油比凝析气藏 S53-1 0.789 2.25 0.904 — 1 441 低气油比凝析气藏 S55 0.815 3.24 0.948 0.652 5 384 中高气油比凝析气藏 S53-2 0.790 2.56 0.965 0.709 10 945 干气藏为主 S56 — — — 0.794 200 000 干气藏为主 S53-7 0.804 2.08 0.994 0.619 1 916 931 干气藏为主 S57 0.843 4.43 0.936 0.591 7 179 中高气油比凝析气

下载CSV 表 1 塔里木盆地顺北5号断裂带南段奥陶系油气物理性质 Table 1 Physical properties of Ordovician oil and gas in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

走滑断裂在超深层碳酸盐岩油气成藏过程中具有通源、输导、储集3种重要作用。为便于开展研究，将走滑断裂带能否有效沟通下部烃源岩^[31-32]，使油气能够进入断裂带称为“走滑断裂带的通源性”；将油气能够沿断裂带穿过膏盐岩层，垂向运移至上部缝洞储集体中聚集的输导能力称为“走滑断裂带的输导性”；将缝洞储集体能否大规模储存油气的有效性称为“走滑断裂带的储集性”；将主干走滑断裂的通源性、输导性和储集性统称为“主断裂三性”特征。结合断裂几何性质、与地层关系等特征，提出了超深层断控缝洞型油气藏“通源-输导-储集”三性半定量评价方法（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 断控缝洞型油气藏走滑断裂“通源-输导-储集”三性评价方法（据文献[33]修改） Fig. 4 Evaluation method for "sources connectivity-transport-reservoir" of strike-slip faults in fault-controlling fracture-cavity reservoirs

断裂通源性直接影响走滑断裂带能否成藏以及储量和产量大小。以往依据断裂的地震反射特征，结合断裂构造样式以及断裂活动强度对顺北—塔河地区走滑断裂带通源性进行了定性评价，划分为“上下多层贯通”强通源型、“下贯通上隐伏”中等通源型和“上下均未贯通”弱通源型三大类^[32-33]，并结合产能讨论了其与油气富集的相关性。然而，这种评价方式为定性评价，无法获得较为精确的评价参数进行比较。

因此，在地震反射特征、构造样式基础上，引入了变形强度这一概念。一般情况下，地层多为水平展布，顺北地区由于走滑断裂发育及多期活动，地层起伏明显，所以走滑断裂发育位置地层起伏情况能在一定程度上反映地层变形情况。以垂直断裂走向的剖面为基础剖面，将目的层构造起伏高度与断裂发育影响宽度之比作为变形强度，用于定量衡量地层变化。若断裂发育位置为地层水平，则起伏高度为0，地层变形强度为0，表示地层未变形。烃源岩层变形强度（I）计算公式为

式中：H为走滑断裂带T₉⁰界面地层起伏高度，ms；W为走滑断裂带T₉⁰界面变形带宽度，ms；I为T₉⁰界面的地层变形强度。

顺北5号断裂带南段T₉⁰界面地层变形特征可划分为断隆、S型翘倾、挤压隆升、拉分下掉等4种类型（图 5）。地层变形强度I越大，断裂发育位置烃源岩层变形越强，走滑断裂的通源性越好。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 走滑断裂“通源”特征及变形强度参数示意 注：H为地层起伏高度，ms；W为变形带宽度，ms。 Fig. 5 Schematic diagram of "source connectivity" characteristics and deformation strength parameters of strike-slip faults

综合5号断裂带南段玉尔吐斯组烃源岩层同相轴错断情况、连续程度、地层起伏高度、变形强度，确定5号走滑断裂带通源性定性—半定量评价标准，将5号断裂带南段走滑断裂的通源性划分为：强通源、中通源和弱通源3种类型（表 2）。其中S53-1井和S57井均为断隆型强变形—强通源型，地层变形强度分别为0.548和0.517；S53-2井为S形翘倾强变形—强通源型，地层变形强度为0.576；S53井、S55井、S53-7井均为挤压隆升中等变形—中通源型，地层变形强度分别为0.238，0.361和0.297；S56井为拉分下掉微变形—弱通源型，地层变形强度为0.184。

表 2(Table 2)

表 2 塔里木盆地顺北5号断裂带南段通源性评价标准 Table 2 Evaluation criteria for source connectivity of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin 通源性 同相轴错断情况 地层连续程度 地层起伏和隆升高度 地层变形强度 典型井 强通源 同相轴错断明显 不连续，破碎强 起伏和隆升明显 S53-2 同相轴有错断 不连续 起伏明显，隆升高度大 变形强度大，大于0.5 S53-1，S57 中通源 同相轴错断不明显 较连续，破碎程度较强 起伏较明显，隆升高度较大 变形强度较大，为0.5~0.2 S53，S55，S53-7 弱通源 同相轴基本没有错断 较连续，破碎程度弱 有起伏，隆升高度小 变形强度小，小于0.2 S56

下载CSV 表 2 塔里木盆地顺北5号断裂带南段通源性评价标准 Table 2 Evaluation criteria for source connectivity of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

顺北地区发育阿瓦塔格组和吾松格尔组2套膏盐岩地层，受走滑断裂活动影响，膏盐岩层间塑性流动，向断裂破碎带汇聚或逃逸，导致膏盐层出现减薄或增厚等变形特征，影响走滑断裂的输导性^{[2, 34]}。虽然5号断裂带南段活动强于北—中段^[35]，但5号断裂带南段吾松格尔组和阿瓦塔格组膏盐层厚度大，在一定程度上阻碍了油气输导和运移^[36-38]。按断层发育样式和地层特征，将顺北5号断裂带南段膏岩层划分为逃逸减薄型、破碎隆升型和隆升增厚型3种类型，不同类型具有不同的输导性。①逃逸减薄型，受拉分应力影响，膏盐岩向断裂带两侧逃逸，断裂发育位置膏岩层厚度变小，断层活动时，油气容易突破膏盐层的封堵向上运移，输导性强；②隆升增厚型，受挤压应力影响，膏岩向断裂带汇聚，断裂带膏岩厚度增大，并侵入上部地层，断裂带形变弱，膏盐层厚度大，输导性弱；③破碎隆升型，膏盐层发育小型分支断层，受挤压应力影响，分支断层与直立主走滑断层相交，且断裂发育位置地层较破碎，油气可通过小型分支断层及破碎的地层向膏岩层上部地层充注，因而输导性强，且断裂带形变程度越大，破碎越强，输导性越强^[39-40]。综合地震同相轴错断程度、膏岩层厚度变化及断裂在膏盐岩层发育样式，将5号断裂带南段在膏盐岩层的输导性划分为强输导、中输导和弱输导3种类型。其中S53井和S53-1井均为强输导，S53-2井和S53-7井均为中输导，而S55井、S56井和S57井均为弱输导（表 3、图 6）。

表 3(Table 3)

表 3 塔里木盆地顺北5号断裂带南段输导性评价标准 Table 3 Evaluation criteria for transport capacity of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin 输导性 同相轴错断程度 地层厚度变化 走滑断裂带变形特征 典型井 强输导 同相轴明显错断，幅度大于7 ms，地层不连续 变小 T81逃逸减薄， T83破碎隆升 S53，S53-1 中输导 同相轴不错断或错断不明显，幅度为4~7 ms，地层连续性差 厚度变化不大 破碎隆升 S53-2，S53-7 弱输导 同相轴不错断或错断不明显，幅度小于4 ms，地层连续性差 变厚或整体隆升 隆升增厚 S55，S56和S57

下载CSV 表 3 塔里木盆地顺北5号断裂带南段输导性评价标准 Table 3 Evaluation criteria for transport capacity of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 塔里木盆地顺北5号断裂带南段膏盐层变形类型 Fig. 6 Deformation types of gypsum salt layers in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

顺北地区深层碳酸盐岩油气藏赋存于奥陶系一间房组和鹰山组断控缝洞储集体中，储集空间为洞穴、孔洞和裂缝，地震上具有断裂+“串珠反射”、断裂+“杂乱反射”和断裂+“弱反射”特征^{[32, 35]}。储集体主要为构造应力下断裂两盘相对滑动致地层破碎，受后期深部热液及流体叠加改造形成的缝洞空间。洞穴主要以断裂空腔存在于断裂核部，大小各异，钻井上表现为大段放空（> 5 m）和大体积漏失（图 7a）。孔洞为破碎或溶蚀作用形成，直径几百微米至10 cm，或密集分布或孤立发育，部分被方解石充填，部分与裂缝连接，形成缝洞系统（图 7b，7c）。裂缝是以高角度缝、斜交缝、不规则裂缝及诱导缝等形式存在，延伸长，交错发育，岩心上多见方解石充填缝和沥青充填缝（图 7d）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 塔里木盆地顺北5号断裂带南段储集空间特征 （a）一间房组漏失特征，S53井；（b）黄灰色泥晶灰岩，残余孔洞发育，S53-2井，7 678.38~7 678.47 m，O2yj；（c）黄灰色泥晶灰岩，岩心微孔渗油，呈条带状，S55井，8 333.25~8 333.86 m，O2yj；（d）灰色泥晶灰岩，发育2条立缝，方解石全充填，S55井，7 735.73~7 736.31 m。 Fig. 7 Reservoir space characteristics of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

不同储集空间相互组合形成了不同的储集体发育特征，结合不同储集空间在垂向上位置分布，将顺北5号断裂带南段典型井储集体总结为3类发育特征，分别为主次裂缝型、主次缝洞型、主断缝洞型（图 8）。其中，主次裂缝型在地震剖面上西侧地堑断面为“串珠反射”和强反射，中部主断面为“弱反射”，且中部断面未发生漏失和放空，地堑断面漏失量也小，表明中部主断面和西侧地堑断面均发育裂缝（图 8a，8b），如S56井。主次缝洞型中部走滑断裂主断面和两侧地堑断面均发生漏失和放空，地震上均为“串珠反射”和强反射，表明均发育洞穴，不过中部主断面漏失量更大，缝洞更发育，规模更大，西侧或东侧地堑断面漏失量较小，放空少，主次断裂均发育缝洞，只是主断裂规模更大（图 8c，8d），如S53井、S53-1井和S57井。主断缝洞型钻井过程中，仅在中部主断面钻遇漏失和放空，两侧地堑断面不发生放空和漏失，且地震剖面上中部主断面多为“串珠反射”和强反射，两侧地堑断面多为“弱反射”，表明中部主断面发育缝洞储集体且具有一定规模，而西侧地堑断面仅发育裂缝（图 8e，8f），如S55井、S53-2井和S53-7井。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 塔里木盆地顺北5号断裂带南段储集体类型 （a—b）主次裂缝型；（c—d）主次缝洞型；（e—f）主断缝洞型。 Fig. 8 Reservoir types of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

综合考虑中部主断面储集体特征、地堑断面储集体特征及储集体发育类型，将顺北5号断裂带南段储集性划分为优储集、中储集和差储集。其中，优储集包括S53井、S53-1井、S53-2井、S53-7井、S57井；中储集体主要为S55井；差储集体主要为S56井（表 4）。

表 4(Table 4)

表 4 塔里木盆地顺北5号断裂带南段断控缝洞储集体评价标准 Table 4 Evaluation criteria for fault-controlling fracturecavity reservoirs in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin 储集体类型 中部主断面储集体特征 地堑断面储集体特征 储集体发育类型 典型井 优储集 主断面漏失或放空，漏失量大于200 m3，“串珠”发育且厚度大 地堑断面发生漏失或放空 主次缝洞型、主断缝洞型 S53，S53-1，S53-2，S53-7，S57 中储集 主断面漏失或放空，发育缝洞，“串珠”发育 地堑断面不漏失或放空，主要发育裂缝 主断缝洞型 S55 差储集 主断面未发生漏失或放空且“串珠”不发育 地堑断面未发生或少量漏 主次裂缝型 S56

下载CSV 表 4 塔里木盆地顺北5号断裂带南段断控缝洞储集体评价标准 Table 4 Evaluation criteria for fault-controlling fracturecavity reservoirs in the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

塔里木盆地顺北地区油气藏普遍具有高温常压的特征，储集体埋深普遍大于7 300 m。走滑断裂带垂向构造组合特征直接控制着油气藏分布，一间房组顶面垂向含油气高度可达430 m，但各井之间产量差异较大。顺北5号断裂带南段单井初期油气产量为5~438 t/d，单井初期产量相差近88倍，具有明显的富集差异。将初期产油气量大于200 t/d划分为高产井，100~200 t/d为中产井，小于100 t/d为低产井，因此5号断裂带南段S53，S53-1，S53-2和S53-7均为高产井，S57为中产井，S55，S56均为低产井。顺北地区油气类型主要为凝析气藏，既产油又产气，为便于对比，运用油气富集系数进行表征，富集系数E计算公式为

结果表明，顺北5号断裂带南段各井油气富集不均匀，自北向南高产井和低产井相间分布（图 9），整体来看，中部富集程度差，两端更富集，油气富集系数E为0.02~1.95，平均为1.01。南北两端平均油气富集系数为1.35，远远大于中部平均油气富集系数0.53。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 塔里木盆地顺北5号断裂带南段油气产量及富集系数分布 Fig. 9 Oil and gas production and enrichment coefficient of the southern section of Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

顺北地区油气藏主要保存在奥陶系断控缝洞型储集体中，其空间展布严格受走滑断裂体系制约，具有典型的差异分布特征且缺乏统一油水界面。平面上呈条带状展布，横向延伸范围有限但纵向含油气高度大。研究区油气成藏的物质基础主要源自下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩^[23]，该套烃源岩在塔里木克拉通内区域性展布，沉积厚度较大、具有较高的有机质丰度（TOC平均达1.8%），展现出较好的生烃潜力。该烃源岩层具备持续生烃及多阶段供烃能力，有效生排烃过程可划分为加里东期、海西期和喜山期3个重要阶段^[41]，且顺北5号走滑断裂带位于该优质烃源岩分布区内，其独特的构造位置与烃源岩的高效供烃机制相互耦合，为油气聚集提供了充足的物质基础。储集体发育在中下奥陶统一间房组和鹰山组碳酸盐岩地层中，经多期构造运动与流体溶蚀作用改造形成具有复杂孔隙结构的缝洞型储集体，并由上奥陶统泥岩构成区域性盖层，致密碳酸盐岩隔层形成侧向封盖，共同组成了断裂-缝洞复合型封闭体系，为油气藏提供良好的保存条件。走滑断裂是连接烃源岩与储集体的重要通道，烃源岩生成的油气经断裂才能垂向运移至上部储集体中成藏，因此，断控油气藏是走滑断裂通源-输导-储集体系耦合作用的结果，优异的储集能力、断裂垂向输导能力及沟通烃源岩能力共同控制了油气差异富集（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 塔里木盆地顺北5号断裂带南段油藏剖面 Fig. 10 Oil reservoir profiles of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

（1）断裂储集性影响油气富集规模

研究区油气藏主要储存在碳酸盐岩断控缝洞型储集体中，储集体不连片分布，非均质性强、横向变化大、多纵向发育、侧向连通性差、多为“一井一藏”。储集体是油气成藏的关键，其大小和发育情况，直接决定了油气藏最大富集规模。综合钻井过程中放空和漏失、岩心特征及地震响应表明，高产井储集空间主要为洞穴，储集体为主次缝洞型和主断缝洞型，地震上为“串珠”强反射，主断面发生大规模放空和漏失，漏失量普遍大于400 m³，发育优储集体；中产井储集空间为裂缝和孔洞，且以主断缝洞型为主，次级断裂储集体多发育裂缝，地震上为“弱反射”，对储集空间贡献程度有限，发育中储集体；低产井储集空间为裂缝，多为主次裂缝型储集体，储集规模有限，地震上为“弱反射”，基本不发生放空，漏失量也小，主要为差储集体。

（2）断裂输导性影响油气垂向运移效率

顺北地区中寒武统发育吾松格尔组和阿瓦塔格组2套膏盐岩地层，膏岩地层孔隙半径小、相互不连通、孔隙度和渗透率均比较差，接近0，突破压力大于20 MPa^[42-43]，在深部地层中具有高塑性和强流动性，垂向上形成了良好的封盖。这种情形下，构造活动形成的断裂是改变膏岩层垂向封盖的重要因素，断裂断穿膏岩层则其盖层品质变差，油气能够垂向输导，若未断穿这些地层，则不能发生油气垂向运移。油气只能在烃源岩及临近的白云岩储层中聚集，即使上部发育优质储集体，也无法获得足够的油气充注，只能为干井或低产井。因此，走滑断裂输导性是基础，当断裂沟通烃源岩与储集体，建立垂向运移通道，此时油气才能顺利垂向运移至上部储集体中富集成藏。高产井膏盐岩层主要发育逃逸减薄型和破碎隆升型样式，膏盐岩向断裂带两侧逃逸和破碎（图 10），断层活动时，油气容易突破膏盐层的封堵向上运移，输导性强；中产井和低产井主要发育隆升增厚型膏盐岩样式，断裂带膏岩厚度增加，并侵入上部地层。断裂带形变弱，膏盐层厚度大，阻碍油气垂向运移，输导性弱。

（3）断裂通源性影响供烃量大小

通源性是油气成藏的前提，只有当断裂沟通烃源岩，油气才能顺利向上运移，断裂通源性影响供烃量大小（表 5），通源性好的断裂断穿玉尔吐斯组烃源岩，地震同相轴错断明显，地层变形强度大，相同条件能供应更多油气。研究发现，高产井断裂多断穿烃源岩层，深入切割T₉⁰界面，油气能够顺利进入走滑断裂并向上运移，为强通源和中通源；低产井断裂仅断至烃源岩层顶部，且地层变形强度有限，供烃量较小，油气进入储集体少，通源性较差。

表 5(Table 5)

表 5 塔里木盆地顺北5号断裂带南段断裂通源-输导-储集特征 Table 5 Characteristics of source connectivity-transportreservoir of the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin 井名 通源性 输导性 储集性 油气产量 S53 ++ +++ +++ 高产井 S53-1 +++ +++ +++ 高产井 S55 ++ + ++ 低产井 S53-2 +++ ++ +++ 高产井 S56 + + + 低产井 S53-7 ++ ++ +++ 高产井 S57 +++ + +++ 中产井 注：+++分别表示强通源、强输导和优储集体；++分别表示中通源、中输导和中储集体；+分别表示弱通源、弱输导和差储集体。

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顺北地区奥陶系断控缝洞型油气藏富集情况受走滑断裂“通源-输导-储集”三者共同控制（表 5），高产井中部主断裂通源性好，直接与烃源岩沟通且变形强度大，输导性为逃逸减薄强输导和破碎隆升中输导，上部发育缝洞优储集体的区域，油气富集程度高，产能好（图 11a）。中产井中部主断裂通源性好，直接与烃源岩沟通，变形强度中等，上部发育缝洞优储集体，但输导性为膏盐层隆升增厚型弱输导，阻碍油气垂向运移，油气富集程度中等（图 11b）。低产井中部主断裂通源性差，与烃源岩弱沟通，输导性为隆升增厚型弱输导，垂向运移困难，上部缝洞储集体发育规模有限，油气富集程较差，产能也较差（图 11c）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 塔里木盆地顺北5号断裂带南段油气富集模式 Fig. 11 Hydrocarbon enrichment models in the southern section in Shunbei No.5 fault zone, Tarim Basin

基于顺北地区走滑断裂带通源特征、输导运移特征、储集特征和油气分布规律，建立顺北地区断控缝洞型储集体通源性、输导性和储集性耦合控富的模式，具体可划分为“强通源-强输导-优储集-优富集”、“强通源-弱输导-优储集-中富集”和“弱通源- 弱输导-差储集-差富集”3种模式（图 11），下一步勘探以寻找“强通源-强输导-优储集”发育区为主要目标，以期在断控缝洞油气藏的勘探中取得更大的突破。

（1）塔里木盆地走滑断裂通源性、输导性和储集性是顺北地区油气富集差异的3个关键要素，总结了超深层断控缝洞型油气藏通源-输导-储集三性的定义，并提出了半定量评价方法，建立了对应评价标准，将各典型井主干断裂通源-输导-储集三性划分为强（好）、中、差（弱）3类。

（2）顺北5号断裂带南段断控缝洞油气藏高产富集的影响因素是断裂的通源性、输导性和储集性。断裂通源性是油气成藏的前提，直接影响供烃量大小，通源性好的断裂供烃量大。断裂输导性是基础，当断裂沟通烃源岩与储集体，建立垂向运移通道，油气才能顺利垂向运移至上部储集体中富集成藏。储集性是油气成藏的关键，其大小和发育情况，直接决定了油气藏最大富集规模。

（3）通源主断裂通源性、输导性和储集性耦合控制油气富集，其三性越好，油气富集程度越高，产量越高。顺北地区可划分为“强通源-强输导-优储集-优富集”、“强通源-弱输导-优储集-中富集”和“弱通源-弱输导-差储集-差富集”3种富集模式。在油气勘探中需加大对断裂“通源-输导-储集”三性研究，寻找“强通源-强输导-优储集”发育区为下一步勘探主要目标。