Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 2: 280 - 294

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.003

Hydrocarbon accumulation characteristics and key parameters for resource evaluation in Shuntuoguole low uplift， Tarim Basin

  • Feng GENG , 1 ,
  • Suju YANG 1 ,
  • Shaoying HUANG 2 ,
  • Qiang HAN 1 ,
  • Xiaozhi WU , 3 ,
  • Zhuangxiaoxue LIU 3
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration & Development，Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi 830011，China
  • 2. Research Institute of Exploration & Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China

Received date: 2025-04-29

  Revised date: 2025-07-07

  Online published: 2025-10-11

Supported by

The Key Science and Technology Projects of SINOPEC(P23244)

the Science and Technology Research Projects of SINOPEC(P24235)

Fold

Abstract

The newly discovered fault-controlled fracture-cavity hydrocarbon reservoir in the ultra-deep carbonate formations of the Shunbei-Fuman area， located within the Shuntuoguole low uplift of the Tarim Basin， represents a unique new type of oil and gas reservoir. This reservoir is controlled by strike-slip faults， mainly consisting of light oil and condensate gas， with characteristics of deep burial （over 7 300 m） and multi-stage accumulation. This study employs a fine dissection approach， based on the geological characteristics of the ultra-deep Ordovician fault-controlled fracture-cavity reservoirs in the Shunbei–Fuman area， and follows the technical specifications for calibrated units dissection. Nine key parameters are established for calibrated units analogy， including basin type， exploration area， reservoir lithology， reservoir type， pore combination， reserve abundance， resource abundance， migration-accumulation coefficient， and recovery coefficient. The evaluation results indicate that in the carbonate field of the Shuntuoguole low uplift in the Tarim Basin， the oil reserve abundance of the Ordovician fault-controlled fracture-cavity reservoirs ranges of （25-60）×104 t/km2， and the gas reserve abundance ranges of （1.5-6.5）×108 m3/km2. Additionally， the oil resource abundance is （12.5-14.5）×104 t/km2， the gas resource abundance is （0.45-1.0）×108 m3/km2， the oil recovery is 12%-16%， and the gas recovery is 30%. This research conducted a detailed dissection of calibrated units and constructed key analogy parameters for fault-controlled fracture-cavity hydrocarbon reservoirs. The findings not only expand the types of calibrated units but also provide an effective reference for analogy and resource evaluation in ultra-deep carbonate rock fields within China's three major craton basins.

Key words： Calibrated units dissection; Resource evaluation; Key parameters; Fault-controlled fracture cavity hydrocarbon reservoir; Shuntuoguole low uplift; Tarim Basin

Cite this article

Feng GENG , Suju YANG , Shaoying HUANG , Qiang HAN , Xiaozhi WU , Zhuangxiaoxue LIU . Hydrocarbon accumulation characteristics and key parameters for resource evaluation in Shuntuoguole low uplift， Tarim Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(2) : 280 -294 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.003

0 引言

近年来，随着勘探技术的进步和勘探深度的增加，超深碳酸盐岩油气藏逐渐成为全球油气勘探的重点领域之一［1］。塔里木盆地超深碳酸盐岩断控缝洞型油气藏因其独特的地质特征和巨大的资源潜力，成为近年来油气勘探和研究的热点［2］。顺托果勒低隆位于新疆塔里木盆地塔克拉玛干沙漠腹部，气候条件恶劣，为大陆性干旱气候区，其北部与塔北隆起相邻，西部与阿瓦提凹陷相接，东邻满加尔坳陷，南靠塔中隆起，夹持于塔北与塔中两大隆起构造低部位的“鞍部”［1］，面积约为3.15×104 km2。顺托果勒低隆油气勘探目的层主要为下古生界奥陶系碳酸盐岩，埋深普遍大于7 300 m，属于勘探超深层领域［2］，且自北向南勘探深度逐渐增大。据登记矿权，中国石化勘探范围主要在南部，称为顺北地区；中国石油勘探范围主要在北部，称为富满地区。
2015—2016年，中国石化与中国石油分别在顺托果勒低隆发现了顺北油田、富满油田［3］。截至2024年底，顺北油田探明石油地质储量为2.01×108 t，探明天然气地质储量为2 595×108 m3，探明凝析油地质储量为1.19×108 t；富满油田探明石油地质储量为4.82×108 t，探明天然气地质储量为527×108 m3，探明凝析油地质储量为0.23×108 t。发现新油气藏类型的顺北—富满油田探明油气当量储量为10.74×108 t，年产石油700×104 t，天然气50×108 m3，已形成10亿吨级规模储量区，成为塔里木盆地重要的增储上产领域（图1）。顺托果勒低隆奥陶系断控缝洞型油气藏整体呈西油东气的有序分布特征；自西向东，各断裂带之间的原油密度递减，气油比递增，天然气相对密度与干燥系数也随之变化；低隆西部以轻质油藏为主，中部仍然为轻质油藏，至低隆东部则以挥发性油藏和凝析气藏为主［3-5］。
图1 顺托果勒低隆油气藏分布

Fig.1 Distribution of oil and gas reservoirs in the Shuntuoguole low uplift

顺北—富满地区位于塔里木盆地塔北隆起与塔中隆起之间的过渡带，是塔里木盆地油气资源最为丰富的区域之一［1］。该地区奥陶系碳酸盐岩经历了多期构造运动和复杂的成岩演化过程，形成了以断控缝洞型为主的复杂储集空间［2-3］。这些超深碳酸盐岩断控缝洞型油气藏具有埋深大（普遍超过 7 300 m）、温度高、压力高及非均质性强等特点，给油气勘探和资源评价带来了巨大挑战［3］。顺托果勒低隆顺北—富满地区超深层碳酸盐岩领域新发现的断控缝洞型油气藏，为一种特殊的新类型油气藏，但目前对此类油气藏并未建立相应的类比刻度区，也未形成评价此类油气藏的关键参数取值标准，制约了断控缝洞型油气藏的资源评价工作。因此，本文选取顺托果勒低隆顺北—富满地区超深层断控缝洞型油气藏，按照自然资源部“十四五”油气资源评价刻度区解剖技术规范进行解剖［6］，明确了其成藏必要静态地质要素和成藏特征，创新建立了断裂长度丰度类比法，构建了断控缝洞型新类型油气藏类比刻度区，确立了此类油气藏的评价关键参数取值标准与范围。研究结果不仅丰富了类比刻度区的类型，而且对我国三大克拉通盆地超深层碳酸盐岩领域类比及资源评价提供了科学依据和有效借鉴。

1 顺托果勒低隆刻度区油气地质特征

1.1　地质背景

顺北—富满地区位于顺托果勒低隆，构造相对平缓［7-8］。该区经历了加里东期、海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期构造运动，形成了复杂的构造格局［2-4］。该区震旦系—新生界较齐全。晚震旦世—早奥陶世，顺托果勒低隆与塔北隆起和塔中隆起广泛发育碳酸盐岩台地，沉积了巨厚的碳酸盐岩。中奥陶世末，加里东Ⅰ幕构造运动使得盆地内部发生强烈构造变形，塔北隆起和塔中隆起强烈抬升，顺托果勒低隆形成。加里东中期Ⅲ幕—海西早期，塔北隆起和塔中隆起继续隆升，顺托果勒构造活动较弱。早奥陶世主要发育稳定局限浅水碳酸盐岩台地相，蓬莱坝组和鹰山组下段广泛发育潮坪沉积环境。中奥陶世广泛发育开阔浅水碳酸盐岩台地，鹰山组上段为一套开阔台地相的台内浅滩与滩间海间互的沉积［9］；一间房组为一套开阔台地相台内砂屑滩、生屑滩沉积，分布稳定［10-11］，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（图2）。至晚奥陶世，碳酸盐岩台地逐渐消亡，广泛发育浅海陆棚，上奥陶统桑塔木组沉积了巨厚泥岩，提供了优质封盖条件［12-13］。海西中晚期—燕山期，顺托果勒地区构造稳定，整体隆升—沉降，中下奥陶统有微弱翘倾变化。喜马拉雅期，阿瓦提坳陷加速沉降，顺托果勒低隆高点东移，其中—新生界整体变形较弱［14-15］。顺北—富满地区奥陶系油气藏整体受加里东中期—海西早期走滑断裂控制，油气藏沿走滑断裂带呈条带状展布，走滑断裂控制了下古生界海相碳酸盐岩缝洞储层形成与油气富集［3，9-11，13-15］。
图2 顺托果勒低隆地层综合柱状图

Fig.2 Stratigraphic composite column of Shuntuoguole low uplift

1.2　烃源岩特征

顺北—富满刻度区油气供给充足。相邻的满加尔坳陷中下寒武统为一套中缓坡台地陆棚、半深海相沉积［16-17］，主要发育泥灰岩、炭质泥岩、硅质页岩，是一套分布广泛、沉积稳定的主力烃源岩［18］；顺北—富满地区深层还发育下寒武统玉尔吐斯组泥质烃源岩。其中，塔深5井钻遇玉尔吐斯组黑色泥岩厚132 m，有机碳含量为0.53%~9.52%，平均为5.19%，有机质类型为Ⅱ1型，有机质成熟度达到1.6%；证实塔北隆起至顺托勒地区超深层玉尔吐斯组烃源岩有机质丰度高，母质类型好；埋深约为9 000~12 000 m，温度可达到180 ℃以上，仍处于生凝析油气的高演化阶段。满加尔坳陷中下寒武统烃源岩自加里东中—晚期开始生排烃，晚海西期处于生油高峰期，至喜马拉雅晚期仍处于轻质油—天然气生排烃阶段；顺北—富满地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩自早加里东末期开始生排烃，中加里东期早幕处于生油高峰期，此后遭受抬升热演化发生一段停滞，至中海西期末生湿气，晚海西早期生干气，喜马拉雅晚期仍处于生干气阶段；双源供烃加之断裂垂向运移调节，在顺北—富满地区形成了大规模的原生油气藏［19］。

1.3　储集层特征

顺北—富满油田轻质油藏发育于中—下奥陶统一间房组—鹰山组。其中，一间房组以泥晶灰岩、泥晶颗粒灰岩和亮晶颗粒灰岩为主；鹰山组上段以泥晶灰岩，亮晶—微晶颗粒灰岩为主。储层呈“带状”“板状”展布，连通性好，内部无统一隔层，纵向上构成一个相对完整的油层组（图3）。这类断控缝洞型储层主要受控于加里东中期—海西期断裂活动作用［20］。在走滑断裂带的构造破裂与流体溶蚀改造的叠加作用下，形成了不受埋深主控而沿走滑断裂分布的大规模储集体，主要可分为受断裂控制的洞穴、孔洞、裂缝3类储层。其中，洞穴型储层是最优质的储集体；而孔洞储层非均质性较强，孔隙度平均为3.9%，渗透率平均为0.59×10-3 µm2，为特低孔、低渗储层；裂缝孔隙度平均小于2.0%。
图3 顺北—富满地区沿断裂带反演剖面（剖面位置见图1）

（a）顺北地区；（b）富满地区

Fig.3 Inverted profile along the faults in the Shunbei-Fuman area （section position is shown in Fig.1）

1.4　储盖组合特征

研究区上奥陶统桑塔木组发育巨厚的泥岩、灰质泥岩及泥灰岩，分布稳定，为一套极好的区域性盖层［21］；而恰尔巴克组和良里塔格组发育泥灰岩、含泥泥晶灰岩，但整体较薄，为中—下奥陶统碳酸盐岩储层的直接盖层。2套上奥陶统盖层与下伏中—下奥陶统缝洞型储层构成了良好的储盖组合。

1.5　流体分布特征

顺北—富满油田奥陶系裂缝型油气藏受断裂控制，平面呈条带展布，纵向穿层明显，无统一油水界面，为正常温压系统的超深层断控缝洞型碳酸盐岩轻质油气藏［22-23］，总体呈西部中质油、中东部轻质油、中南部凝析气、东南部干气的分布特征。其中，富满地区油藏埋深为6 750~7 500 m，地层压力为67.5~96.5 MPa，地层温度为162~175 ℃；原油密度为0.819 g/cm3；黏度（50 ℃）为2.395 mPa·s，含硫量为0.212%，含蜡量为9.44%，属高含蜡原油。顺北地区油气藏埋深为7 230~8 150 m，地层压力为88.75 MPa，地层温度为163.5 ℃；原油密度为0.803 g/cm3，黏度（50 ℃）为3.03 mPa·s，含硫量为0.11%，属低含硫常规轻质油；天然气相对密度为0.783，甲烷含量为70.61%，氮气含量为6.25%，二氧化碳含量为2.85%，为油藏伴生气；油藏地层水为CaCl2型，总矿化度平均为86 500 mg/L。

2 顺托果勒低隆成藏主控因素与模式

2.1　成藏主控因素

顺北—富满油田紧邻生烃凹陷，同时油田原地深层也发育烃源岩，其奥陶系油藏受通源断裂和规模储集体共同控制。勘探发现表明，流体分布不受现今构造形态控制，油气主要沿断裂带富集，大型走滑断裂不仅是重要油源断裂，而且Ⅰ、Ⅱ级断裂附近发育大规模的缝洞储层，连通性好，油气充注强度大［24-25］。综上，该区具有以下三大成藏主控因素。

2.1.1　走滑断裂断通源性

顺北—富满地区一间房组顶面为一个非常平缓的整合界面，不具备油气大规模侧向运移的条件。而断穿基底深大断裂带有利于油气垂向输导和充注，通源走滑断裂是油气垂向运移的主要通道［26-27］。断裂通源性和断裂活动强度决定了不同断裂带油气充注强度和富集强度的差异。

2.1.2　断裂分段样式

克拉通板内中下尺度走滑断裂带控制了储层分布和油气成藏，顺北—富满地区走滑断裂分段性非常强，断裂分段样式控制了油藏甜点分布。走滑断裂对应的运动学特征分为拉分、挤压和平移3种类型，其中，拉分段油气富集程度最高，单井产量最高［8］。

2.1.3　覆盖顶面构造平缓程度

顺北—富满地区中西部具有平缓的构造背景，构造平缓区构造破裂会导致断裂带沿纵向发育大规模连通性好的储集体，而垂向输导和厚度大的储集体为形成大规模的油气藏创造了优良地质条件。此外，覆盖顶面构造坡度越小，油气沿断裂带侧向输导的动力则越小，越有利于油气原地富集。

2.2　成藏模式

顺托果勒低隆顺北—富满地区油气藏是沿深大走滑断裂带分布的一系列“超深断控缝洞型油气藏”，不受构造控制，无统一油水界面，由凝析气藏、轻质油藏、挥发性油藏组成。以海西晚期和燕山—喜马拉雅2期充注成藏为主，油气主要通过断穿寒武系的通源断裂向上运移至奥陶系，不同断裂带油气运移方式和富集程度有所差异。深大主干断裂及伴生的分支、裂缝、溶孔构成油气运移通道网络体系，油气呈“T”字型垂向运移、侧向调整。纵向上，通源断裂为主要输导通道，深部热液沿断裂上涌改造断裂周边，改善储集空间。横向上，断裂输导体系周围裂缝、溶蚀性缝洞广泛发育，储层围绕主干断裂呈带状分布。通过断裂向上运移的油气逐渐向两侧调整，形成了以断裂带为核心的断控缝洞型油气藏。断裂的分段性质决定了油气“分段成藏、差异富集”的特征［28-29］，走滑断裂的平移段和张扭段更有利于油气的富集成藏。综上，断控缝洞型油气成藏表现为原地供烃、多期充注的断裂控藏模式，油气沿走滑断裂运聚成藏与分布富集（图4）。
图4 顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型油气成藏模式

Fig.4 Hydrocarbon accumulation model of ultra-deep Ordovician fault-controlled fracture cavity in the Shuntuoguole low uplift

3 资源评价关键参数研究

自然资源部在“十四五”油气资源评价项目实施过程中，建立了较为完善的资源评价方法体系，其中类比法是目前主要的评价方法。类比法是一种通过油气成藏地质条件类比来进行资源评价的方法，一般包括评价参数体系与取值标准建立、地质风险评价、相似系数计算方法和资源量计算等方面［30］。顺北—富满地区勘探程度较高，具有较多解剖样本，本文在采用高勘探程度区层系地质条件类比法、层系储量丰度类比法、油藏规模序列法计算资源量的同时，考虑研究区超深层断裂控藏与断控缝洞型成藏的特征，首先创建了断裂长度丰度类比法开展资源评价，然后结合特尔菲综合法平衡估算区带油气资源量。最后，由所获得资源量计算了刻度区的资源丰度、运聚系数、可采系数等关键参数。

3.1　层系地质条件类比法

依据“十四五”塔里木盆地联合研究建立的区带地质条件评价标准，按照“生、储、盖、圈、运、保、匹配条件”的成藏地质要素，分别对顺北—富满地区进行地质综合评分，其中富满地区综合评分为0.325 1，顺北地区综合评分为0.310 9；依据回归公式换算求得富满地区石油资源丰度为14.75×104 t/km2，顺北地区石油资源丰度为13.25×104 t/km2。按照顺北—富满地区断控缝洞储集体的有效面积，分别计算获得了富满地区石油原地资源量为7.81×108 t，天然气原地资源量为3 275×108 m3，顺北地区石油原地资源量为4.26×108 t，天然气原地资源量为6 850×108 m3。综上，顺北—富满地区超深层断控缝洞型新类型油气藏的石油原地资源量为12.07×108 t，天然气原地资源量为10 125×108 m3，油气当量为20.14×108 t。

3.2　层系储量丰度类比法

通过对中国石油富满地区及中国石化顺北地区39个区块的三级储量进行统计（计算过程中，控制储量、预测储量分别按实际80%、60%的转化率折算为探明储量），富满地区断控缝洞型油气藏平均储量丰度为36×104 t/km2，平均石油采收率为15.0%；顺北地区断控缝洞型油气藏平均储量丰度为24.7×104 t/km2，平均石油采收率为11.5%。按照富满、顺北地区断控缝洞储集体有效面积，分别计算获得富满地区石油原地资源量为7.35×108 t，天然气原地资源量为2 268×108 m3，顺北地区石油原地资源量为3.72×108 t，天然气原地资源量为5 281×108 m3。综上，顺北—富满刻度区超深层断控缝洞型新类型油气藏的石油原地资源量为11.07×108 t，天然气原地资源量为7 549×108 m3，油气当量为17.09×108 t。

3.3　断裂长度丰度类比法

考虑走滑断裂控藏作用，本文研究创新建立了断裂长度丰度类比法，通过统计刻度区内已发现油气藏的断裂长度资源丰度数据，用平均断裂长度资源丰度乘以刻度区内所识别主干断裂长度，即得到评价区目标层系资源量。
A = Q 探 / L 断
Q 探 = Q 洞 + Q 孔 + Q 缝
式中：A为断裂长度资源丰度，104 t/km；L 断为走滑断裂长度，km；Q 探为断控缝洞型油气藏探明地质储量，104 t；Q 洞为缝洞体洞穴部分探明地质储量，104 t；Q 孔为缝洞体孔隙部分探明地质储量，104 t；Q 缝为缝洞体裂缝部分探明地质储量，104 t。需要说明的是，在计算过程中控制、预测储量部分需要依据盆地勘探实际转升探明率，将其折算为探明储量。与常规的资源丰度计算方法相比，断裂长度丰度类比法针对断控缝洞型油气藏以走滑断裂主导控藏的特点，实现了更准确的评价，适用于断控缝洞型油气藏的资源评价。
根据刻度区探明储量区块统计分析，富满油田富源201井区块围绕Ⅰ级2号断裂带成藏富集；断裂长度为16.6 km，含油气段长度为10.8 km，含油段断裂长度与断裂长度比为65.06%；洞穴/孔洞/裂缝有效储集空间比为14/48/38；断裂长度石油资源丰度为126.02×104 t/km2。富满1井区块围绕4号断裂富集，断裂长度为72 km，含油气段长度为45 km，含油段断裂长度与断裂长度比为62.5%；洞穴/孔洞/裂缝有效储集空间比为47/39/14；断裂长度石油资源丰度为165×104 t/km。顺北油田顺北1井区块围绕13号断裂成藏富集；断裂长度为18.36 km，含油气段长度为12.62 km，含油段断裂长度与断裂长度比为68.74%，洞穴/孔洞/裂缝有效储集空间比为5/23/72，断裂长度石油资源丰度为75.51×104 t/km。顺北41X—顺北44X井区块围绕7号断裂带富集成藏；断裂长度为61.5 km，含油气段长度为42.6 km，含油段断裂长度与断裂长度比为57.80%；洞穴/孔洞/裂缝有效储集空间比为17/34/49；断裂长度石油（凝析油）资源丰度为73.67×104 t/km；断裂长度天然气（干气）资源丰度为14.93×108 m3/km。富满—顺北地区油气富集程度与油气平面分布相一致，断裂长度石油与天然气资源丰度向东增加，且天然气断裂长度资源丰度向东增加较明显，即气油比显著增加。
因此，依据低隆从东到西Ⅰ、Ⅱ级断裂展布特征、断裂长度油气资源丰度变化趋势，即可类比估算富满—顺北地区油气资源量（图5，表1，表2）。类比计算结果表明，富满地区石油原地资源量为10.81×108 t，天然气原地资源量为2 136×108 m3；顺北地区石油原地资源量为4.06×108 t，天然气原地资源量为7 333×108 m3。综上，顺托果勒低隆断控缝洞型油气藏的石油原地资源量为14.87×108 t，天然气原地资源量为9 469×108 m3；油气当量原地资源量为22.42×108 t。
图5 顺托果勒低隆识别超深层奥陶系Ⅰ级、Ⅱ级走滑断裂分布

Fig.5 Identification of Class I and Class II strike-slip faults in the ultra-deep Ordovician strata in the Shuntuoguole low uplift

表1 顺托果勒低隆富满地区断控缝洞型断裂长度丰度类比法油气资源量估算

Table 1 Estimation of oil and gas resources by analogy method of fault length abundance of fault-controlled fracture cavity in Fuman area of the Shuntuoguole low uplift

一级、二级走滑断裂编号 分 区 断裂长度/km 断裂长度油当量气资源丰度/（104 t/km2） 地质资源量（油气当量）/（104 t） 气油比/（m3/m3） 备注
实际长度 实际含油气长度 预测含油气段长度 刻度区储量丰度 预测的含油气段油气当量资源丰度

结果

快速评价法预测油气当量资源量

最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 期望值
F13 西 区 64 42 36 42 48 55 40 55 70 1 440 2 310 3 360 2 414 69 北段
F11 69 44 38 44 50 60 45 60 75 1 710 2 640 3 750 2 759
F9 53 39 33 39 45 65 50 65 80 1 650 2 535 3 600 2 649
F7 59 43 37 43 49 70 55 70 85 2 035 3 010 4 165 3 145
F35 61 37 31 37 43 75 60 75 90 1 860 2 775 3 870 2 900
F36 63 41 35 41 47 80 65 80 95 2 275 3 280 4 465 3 428
f1 43 32 26 32 39 85 70 85 100 1 820 2 720 3 900 2 842
f2 40 27 21 27 33 90 75 90 105 1 575 2 430 3 465 2 539
f3 39 26 20 26 32 95 80 95 110 1 600 2 470 3 520 2 581
F5 中 区 59 48 42 48 54 100 85 100 115 3 570 4 800 6 210 5 016 386 北段
F1 42 29 23 29 35 105 90 105 120 2 070 3 045 4 200 3 182
F21 39 34 28 34 36 110 95 110 125 2 660 3 740 4 500 3 908
F23 36 27 22 27 32 115 100 115 130 2 200 3 105 4 160 3 245
F24 43 32 26 32 38 120 105 120 135 2 730 3 840 5 130 4 013
F2 47 31 25 31 37 125 110 125 140 2 750 3 875 5 180 4 049
F26 49 36 30 36 42 130 115 130 145 3 450 4 680 6 090 4 891
F27 29 21 15 21 27 135 120 135 150 1 800 2 835 4 050 2 963
F28 33 27 21 27 33 130 115 130 145 2 415 3 510 4 785 3 668
F29 47 35 29 35 41 135 120 135 150 3 480 4 725 6 150 4 938
F30 43 33 27 33 39 130 115 130 145 3 105 4 290 5 655 4 483
F31 55 43 37 43 49 135 120 135 150 4 440 5 805 7 350 6 066
F4 72 57 51 57 63 140 125 140 155 6 375 7 980 9 765 8 339
F6 67 53 45 53 59 140 125 140 155 5 625 7 420 9 145 7 754
f6 24 14 8 14 20 135 120 135 150 960 1 890 3 000 1 975
f7 26 15 9 15 21 130 115 130 145 1 035 1 950 3 045 2 038
f8 19 12 7 12 17 125 110 125 140 770 1 500 2 380 1 568
f9 27 16 11 16 22 120 105 120 135 1 155 1 920 2 970 2 006
f10 32 21 15 21 27 115 100 115 130 1 500 2 415 3 510 2 524
f11 25 13 7 13 19 115 100 115 130 700 1 495 2 470 1 562
f16 34 22 16 22 28 110 95 110 125 1 520 2 420 3 500 2 529
f17 29 20 14 20 26 105 90 105 120 1 260 2 100 3 120 2 195
f18 27 17 11 17 23 100 85 100 115 935 1 700 2 645 1 777
f22 24 15 9 15 21 95 80 95 110 720 1 425 2 310 1 489
F32 东 区 37 30 25 30 35 90 75 90 105 1 875 2 700 3 675 2 822 2 220 北段
F8 33 24 19 24 29 85 70 85 100 1 330 2 040 2 900 2 132
F37 64 46 40 47 53 75 60 75 90 2 400 3 525 4 770 3 684
F38 70 56 49 56 63 60 45 60 75 2 205 3 360 4 725 3 511
f54 34 26 21 26 31 55 40 55 70 840 1 430 2 170 1 494
合 计 1 657 1 184 959 1 185 1 406 81 840 119 690 163 655 125 076
表2 顺托果勒低隆顺北地区断控缝洞型断裂长度丰度类比法油气资源量估算

Table 2 Estimation of oil and gas resources by analogy method of fault length abundance of fault-controlled fracture cavity in Shunbei area of the Shuntuoguole low uplift

一级、二级走滑断裂编号 分 区 断裂长度/km

断裂长度油当量气资源丰度

/（104 t/km2）

 地质资源量（油气当量）/（104 t）

气油比

/（m3/m3）

 备注
实际长度 实际含油气长度 预测含油气段长度 刻度区储量丰度

预测的含油气段油气

当量资源丰度

快速评价法预测油气当量资源量

结果

最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 最小（95%） 可能（50%） 最大（5%） 期望值
F14 西 区 42 21 15 21 28 95 75 95 115 1 125 1 995 3 220 2 085 165 南段
F28 38 20 14 20 27 105 85 105 125 1 190 2 100 3 375 2 195
F26 67 29 21 29 36 115 95 115 135 1 995 3 335 4 860 3 485
F24 36 23 16 23 29 125 105 125 145 1 680 2 875 4 205 3 004
F21 43 28 20 28 36 135 115 135 155 2 300 3 780 5 580 3 950
F5 81 52 44 52 60 145 125 145 165 5 500 7 540 9 900 7 879
F13 中 区 32 26 22 26 30 155 135 155 175 2 970 4 030 5 250 4 211 2 122 南段
F11 47 32 25 32 39 165 145 165 185 3 625 5 280 7 215 5 518
F9 15 12 9 12 14 175 155 175 195 1 395 2 100 2 730 2 195
F7 61 43 35 43 52 185 165 185 205 5 775 7 955 10 660 8 313
F1 73 45 36 45 52 185 165 185 205 5 940 8 325 10 660 8 700
F23 86 53 38 53 68 185 165 185 205 6 270 9 805 13 940 10 246
F2 60 39 29 39 47 175 155 175 195 4 495 6 825 9 165 7 132
F27 56 33 22 33 42 165 145 165 185 3 190 5 445 7 770 5 690
F29 东 区 37 27 19 27 33 155 135 155 175 2 565 4 185 5 775 4 373 5 386
F31 43 35 27 35 39 145 125 145 165 3 375 5 075 6 435 5 303
F32 54 39 31 39 48 135 115 135 155 3 565 5 265 7 440 5 502
F8 44 32 24 32 37 125 105 125 145 2 520 4 000 5 365 4 180
F22 32 23 17 23 28 115 95 115 135 1 615 2 645 3 780 2 764
F16 42 21 14 21 26 105 85 105 125 1 190 2 205 3 250 2 304
合 计 989 633 478 633 771 62 280 94 765 130 575 99 029

3.4　油气藏规模序列法

油藏规模序列法主要针对中高勘探程度评价区，即将已发现的油气田按储量从大到小的顺序进行排列，通过已发现区油藏规模序列预测未发现区油藏资源量。
由于顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型油气藏表现为“寒武纪供烃、喜马拉雅期成藏、垂向运聚、断裂控富”的成藏模式；呈现“断裂带控藏、主断面控富、一洞一藏”的特征［31］；故可将单个缝洞体作为一个独立的油气藏看待，参与油气藏规模序列计算。以顺北油田4号断裂带开发单元为例，先期共有20个缝洞体单元进行开发，分为北段（顺北44X井区）、中段（顺北41X井区）、南段（顺北42X井），含油气段断裂长度为61.5 km，开发动用探明储量油气当量为3 300×104 t，实际开发动用主断裂两侧500 m范围65%的探明地质储量为2 145×104 t。经实际开发动态落实地质储量为1 956×104 t（表3），预测开发含油断裂带长度范围原地资源量为3 262×104 t（图6）。表明断裂带按照断控缝洞型刻画储量与实际开发动态落实储量基本一致，按“一洞一藏”油气藏规模序列法估算断裂带油气原地资源量可行。因此，将顺北—富满地区已发现三级储量按油气当量进行折算，并采用规模序列法进行估算。结果表明，富满地区石油原地资源量为7.36×108 t，天然气原地资源量为1 727×108 m3；顺北地区石油原地资源量为3.49×108 t，天然气原地资源量为4 839×108 m3；整个顺托果勒低隆断控缝洞型油气藏的石油原地资源量为10.85×108 t，天然气原地资源量为6 566×108 m3；油气当量为16.08×108 t。
表3 顺北油田4号断裂带开发缝洞单元核实动态地质储量

Table 3 Verified dynamic geological reserves for the development of fault-controlled fracture cavity in Shunbei Oilfield's No.4 fault zone

序 号 井 组 井 号 动态储量
天然气/（108 m3） 原油/（104 t） 油气当量/（104 t）
1 SHB44X单元 SHB4-10H 12.68 132.8 233.84
SHB44X 18.51 179.4 326.89
SHB4-5H 14.74 96.5 213.95
2 SHB43X单元 SHB43X 6.06 34.9 83.19
SHB4-9H 7.3 40.4 98.57
SHB4-6H 9.09 70.6 143.03
3 SHB45X单元 SHB4-11H 2.37 8.25 27.13
SHB45X 7.62 13.3 74.02
4 SHB4-4H单元 SHB4-4H 3.11 9.5 34.28
5 SHB41X单元 SHB41X 4.51 11 46.94
6 SHB4-2H单元 SHB4-2H 7.75 25.8 87.55
7 SHB4-7H单元 SHB4-7H 8.59 23.4 91.85
8 SHB46X单元 SHB4-8H 4.68 13.6 50.89
SHB46X 3.45 13.3 40.79
9 SHB4-12H单元 SHB4-12H 3.72 10.2 39.84
10 SHB47X单元 SHB47X 4.27 17.83 51.85
11 SHB4-13H单元 SHB4-13H 9.45 14.1 89.40
12 SHB42X单元 SHB42X 8.8 25.2 95.32
13 SHB4-3H单元 SHB4-3H 5.45 17.5 60.93
14 SHB4-1H单元 SHB4-1H 5.81 19.8 66.09
合 计 147.96 777.38 1 956.35
图6 顺北油田4号断裂带规模序列法估算油气资源量分布

（a）规模序列图；（b）原地资源分布图

Fig.6 Distribution of oil and gas resources estimated by the scale sequence method of the No.4 fault zone in Shunbei Oilfield

最终根据层系地质统计类比法、层系储量丰度类比法、断裂长度丰度类比法与油气藏规模序列法4种方法［32］的评价结果，结合区域地质认识，采用特尔斐综合法进行加权平衡，估算得到顺托果勒低隆顺北—富满刻度区断控缝洞型新类型油气藏的石油原地资源量为12.36×108 t，天然气原地资源量为8 444×108 m3，油气当量为19.09×108 t（表4）。
表4 顺托果勒低隆断控缝洞型新类型油气藏资源量特尔菲评价结果

Table 4 Delphi evaluation results of new types of oil and gas resources in fault-controlled fracture cavity in the Shuntuoguole low uplift

评价方法 评价结果 权 重 最终结果
石油/（104 t） 天然气/（108 m3）
层系地质条件类比法 120 695 10 125 0.2

石油原地资源量：123 644×104 t

天然气原地资源量：8 444×108 m3

油气当量：190 927×104 t

层系储量丰度类比法 110 687 7 549 0.3
断裂长度丰度类比法 148 683 9 469 0.3
油气藏规模序列法 108 472 6 566 0.2

3.5　关键参数

3.5.1　储量丰度

储量丰度主要是通过统计评价区内已发现油气藏探明储量丰度数据获得（计算过程中，控制储量、预测储量分别按实际80%、60%的转化率折算为探明储量）。结果表明，富满北地区石油储量丰度为（28~39）×104 t/km2，天然气储量丰度为（1.55~3.25）×108 m3/km2；顺北地区石油储量丰度为（47~63）×104 t/km2，天然气储量丰度为（3.75~6.45）×108 m3/km2。富满地区石油储量丰度明显高于顺北地区，而天然气储量丰度顺北地区则明显高于富满地区。中部区断裂带发育，石油储量丰度高于东西两侧。东部生气强度大，天然气产量丰度高。

3.5.2　资源丰度

资源丰度是指某一层系（段）单位面积评价区或刻度区内蕴含的油气原地资源量，即评价区或刻度区的原地资源量与其面积的比值。富满地区石油面积资源丰度为14.25×104 t/km2，天然气面积资源丰度为0.45×108 m3/km2；顺北地区石油面积资源丰度为12.75×104 t/km2，天然气面积资源丰度为0.95×108 m3/km2。由于断控缝洞体主要发育沿主断裂面分布的洞穴、孔洞、裂缝储集结构，储集主体是洞穴，其次为孔洞。油气主要沿主断裂两侧1 000 m范围内富集成藏，主断裂两侧250 m范围的储量/资源量占65%以上，主断裂两侧500 m范围的储量/资源量占85%以上。主断裂250 m范围内资源丰度约为主断裂250~500 m范围的2~3倍，是主断裂500~1 000 m范围的4~5倍。分布特征由其沿主断裂发育孔隙类型决定，近主断面发育大型洞穴，中带发育孔洞，外带发育微裂缝。

3.5.3　运聚系数

运聚系数是指运聚单元内生成的油气能够聚集成藏的百分数，目的是用于成因法计算油气资源量。运聚系数主要是依据盆地模拟计算生烃量，划分含油气系统与运聚单元，按照运聚单元分配生烃量，对应要评价的刻度区按类比法或统计法获得。本文主要是采用类比法计算结果，该项参数通过联合研究盆地模拟获得运聚单元总生烃（油气）量。整个顺托果勒低隆运聚单元南低北高，油气来自于东侧的满加尔坳陷，不断由东南向西北充注，并在喜马拉雅晚期成藏，高成熟天然气不断将早期轻质油驱替，形成差异聚集；构造高部位油质偏重，构造低部位则为凝析气、干气。构造格局、成藏过程决定了顺北地区运聚系数略高于富满地区；顺北、富满地区运聚系数分别为7.0%、6.5%。

3.5.4　可采系数

可采系数是石油可采资源量与地质资源量的比值，其高低与石油性质、油藏特征、储层物性及非均质性等多种因素相关［32］。评价区可采系数主要依据邻区开发实际类比法、单井EUR法、开发动态平衡法进行预测。富满地区主要为轻质油藏分布区，气油比较低，主要采用“前期衰竭式+后期注水”方式开发，石油采收率相对偏低，石油采收率为15%~16%，天然气（凝析气）采收率为30%。顺北地区主要为凝析气油藏分布区，气油比较高，主要采用“前期衰竭式+后期注气”方式开发，石油采收率相对偏低，为12%~15%，天然气（凝析气）采收率为30%。

3.5.5　类比参数

塔里木盆地顺托果勒低隆超深层碳酸盐岩领域奥陶系洞孔缝洞体储集新类型的发现，对我国三大克拉通盆地超深层奥陶系—寒武系—震旦系碳酸盐岩领域勘探具有重要启示，展现了我国超深层领域尚具有较大的资源与勘探潜力。通过对顺北—富满油田详细解剖，从解剖刻度区油气成藏原型盆地属性、地质条件、储层条件、烃源条件、油气藏特征参数及油气资源量方面，结合断控缝洞型油气成藏主控因素、勘探进展、开发现状，落实了类比评价关键参数、勘探领域、储集岩性、储集类型、孔隙组合、储量丰度、资源丰度、运聚系数及可采系数（表5）。类比关键参数的确定不仅有效支撑了塔里木盆地“十四五”油气资源评价，还为我国三大克拉通盆地超深层碳酸盐岩领域刻度区建设、关键参数取值、资源潜力评价提供了参考借鉴。
表5 顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型刻度区类比关键参数一览

Table 5 Key parameters of calibrated units of fault-controlled fracture cavity in the ultra-deep Ordovician of Shuntuoguole low uplift

项 目 关键参数
盆地类型 克拉通
埋 深 超深层
成藏期 晚期成藏
断 裂 走滑断裂
岩 性 碳酸盐岩
储集类型 断控缝洞型
孔隙组合 洞穴/孔洞/裂缝
成藏主控因素 断裂
储量丰度

石油：（25~60）×104 t/km2

天然气：（1.5~6.5）×108 m3/km2

资源丰度

石油：（12.5~14.5）×104 t/km2

天然气：（0.45~1.0）×108 m3/km2

运聚系数

石油：6.0%~7.0%

天然气：2.5‰~4.5‰

可采系数

石油：12%~16%

天然气：30%

4 结论

（1）塔里木盆地顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型油气藏为一种特殊的新类型油气藏，该类油气藏具有埋深大、成藏晚、储集层为碳酸盐岩型缝洞岩溶、流体类型以轻质油和凝析气为主的特征。走滑断裂是该类油气成藏的主控因素，油气沿主断裂成藏并富集。该类油气藏可作为走滑断裂、岩溶、缝洞体相结合的非常规油气藏看待。
（2）顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型油气藏，受埋深、地层温度和压力控制，表现为从高到低、由北向南依次呈轻质油油藏、挥发性油藏、凝析气藏、干气藏分布的特征。富满地区油藏属正常温压系统的缝洞型碳酸盐岩轻质油藏，地层压力为67.5~96.5 MPa，地层温度为162~175 ℃，原油密度为0.819 g/cm3，甲烷含量为69.5%。顺北西部油藏地层压力为88.75 MPa，地层温度为163.5 ℃，原油密度为0.803 g/cm3，甲烷含量为70.61%。顺北中东南部凝析气藏地层压力为93.67 MPa，地层温度为165.5 ℃，原油密度约为0.811 g/cm3，甲烷含量为79.5%。
（3）规范解剖了顺托果勒低隆顺北—富满刻度区，并在剖析成藏条件基础上，结合断控缝洞型油气藏成藏主控因素、勘探进展、开发现状，确定了盆地类型、勘探领域、储集岩性、储集类型、孔隙组合、储量丰度、资源丰度、运聚系数及可采系数9项参数作为此类刻度区的类比关键参数。
（4）明确了顺托果勒低隆超深层奥陶系断控缝洞型新类型油气藏的评价关键参数取值范围：石油储量丰度为（25~60）×104 t/km2，天然气储量丰度为（1.5~6.5）×108 m3/km2，石油资源丰度为（12.5~14.5）×104 t/km2，天然气资源丰度为（0.45~1.0）×108 m3/km2，石油采收率为12%~16%，天然气采收率为30%。

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