博孜9井的发现与塔里木盆地超深层天然气勘探潜力

田 军 杨海军 吴 超 莫 涛 朱文慧 史玲玲

1.中国石油塔里木油田公司 2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院

0 引言

克拉苏构造带位于塔里木盆地库车坳陷北部，是南天山山前第一排冲断带，勘探面积为5 500 km2，主要勘探目的层为下白垩统巴什基奇克组。该构造带石油地质条件优越，发育三叠系、侏罗系巨厚的湖相泥质烃源岩和孔隙高、连通性好的砂岩储层，具有盐上层、盐体、盐下层“三位一体”构造变形特征，盐下层中生界逆冲叠瓦状构造形成了该构造带有利的油气储集构造圈闭，与叠瓦构造同时产生的断裂系统为油气从三叠系、侏罗系向白垩系运移提供了良好的通道；同时白垩系之上发育巨厚的古近系膏岩盐盖层，膏岩盐同时也限制了冲断构造向上突破，从而形成了该构造带完善的“生储盖”系统，勘探潜力巨大[1-6]。

1994—2005年，克拉苏构造带勘探目标从盐上层转向盐下层，并于1998年发现克拉2气田；2005—2008年勘探层系转向盐下超深层，2008年在克拉苏构造带东部克深区段的克深2井取得突破，开始了克拉苏构造带盐下超深层领域的天然气勘探。通过近十年的油气勘探，克拉—克深区段已探明天然气储量超万亿立方米，但也面临可钻探圈闭数量越来越少、规模越来越小的困境。而克拉苏构造带西部的博孜—大北区段为超深、高温、超高压、构造变形强的复杂构造区，勘探程度低，是塔里木盆地天然气增储上产的最重要领域。为确保“西气东输”长期稳定供气，满足下游对天然气的需求，勘探重心从克拉—克深区段转向博孜—大北区段。构造带西部的博孜—大北区段油气勘探要持续突破，必须落实可钻探圈闭。为此，笔者研究团队开展了断裂分级组合、古构造对构造变形控制作用研究，落实了一批可钻探圈闭，为该区勘探节奏加快奠定了基础；同时，深化了巴什基奇克组和巴西改组的物源、应力场、成藏特征的研究，指导部署15个有利钻探目标。通过钻探新发现9个大中型气藏，特别是2019年新发现了超深、高压、高产、优质整装千亿立方米级的博孜9凝析气藏，实现了博孜—大北区段油气勘探的全面突破，博孜—大北区段万亿立方米大气区即将形成。

1 博孜9井的发现

博孜9井是部署在克拉苏构造带博孜—大北区段的一口预探井，完钻井深7 880 m（图1）。该井钻揭目的层巴什基奇克组216 m；测井解释目的层有气层24层，累计厚度130 m，平均孔隙度为9.0%，平均含气饱和度为72%。巴什基奇克组通过加砂压裂，采用8 mm油嘴测试求产，在油压94 MPa条件下日产天然气70×104m3，日产油167 m3。博孜9气藏含气面积41 km3，预测天然气地质储量1 153×108m3、凝析油2 166×104t3。

博孜9井的成功发现落实了博孜9气藏的含气规模，标志着又一个超深、高压、高产、优质整装千亿立方米级的凝析气藏诞生。目前，博孜—大北气区已发现圈闭天然气总资源量为1.2×1012m3，是继克拉—克深万亿立方米大气区后，又一天然气地质储量超万亿立方米的大气区。博孜9井压裂测试获高产工业油气流，解放了博孜—大北区段南部埋深8 000 m的圈闭，展示了克拉苏构造带深层巨大的勘探潜力，为下一步继续开展深层勘探提供了重要依据。博孜9井获得突破，也为西气东输和当地供气再添新的气源，进一步保障了国内天然气供给。

图1 博孜9号构造白垩系顶面构造图及地层柱状图

2 克拉苏构造带构造特征

2.1 断层特征

从构造变形角度上，克拉苏构造带自西向东可以分为阿瓦特、博孜、大北、克深等4个区段，在相邻构造段之间发育博孜—阿瓦特、大北—博孜、克深—大北等3个构造转换带。该构造带南北分带可划分出克拉苏断裂和拜城断裂两条一级断裂，但克拉苏断裂东西向展布特征还存在争议，构造带南北分带有待明确。

在前人研究基础上，通过断裂系统的三维立体刻画和空间组合，确定自北向南发育自燕山期开始变形的4条北倾、基底卷入的一级逆冲断裂，即：博孜—克拉断裂、克拉苏断裂、克深断裂和拜城断裂。断距总体表现为北部大、南部小，自北向南断距由2 500～1 500 m逐步减小为1 000～500 m。自北向南目的层埋藏逐步加深，由4 000 m逐步增加到8 000 m，构造形态变缓，说明应力来自北部，北部构造活动时间长、形成早，往南构造活动时间相对短、形成相对晚，构造变形表现为前展式变形特征。4条一级断裂控制形成4排断裂构造带，自北向南依次为博孜—克拉断裂构造带、克深断裂构造带、拜城断裂构造带、断裂拜城南构造带。在4条一级断裂内部发育5条二级断裂，分别为克深1号、克深2号、克深3号、克深4号、克深5号断裂，二级断裂控制了构造区块。此外，还发育多条控制圈闭轴向及展布特征的三级断裂（图2）。

2.2 克拉苏构造带西部古构造对构造变形的影响

前人研究发现在克拉苏构造带西南部发育温宿古隆起[7-10]。笔者本次研究发现克拉苏构造带内部发育博孜、大北两个燕山期古构造。一个古隆起和两个古构造共同控制了构造带横向变形特征的差异性，形成了克拉苏构造带阿瓦特型、博孜3型、博孜1型、大北型、克深型等5种构造变形模式，其中阿瓦特、大北型发育南北两套楔形冲断体系，博孜3、博孜1、克深型发育一套楔形冲断体系[11-12]（表1）。

在构造建模基础上，优化一级断裂空间展布特征，重新构建了“大北型”构造区断裂体系和构造模型。修正后解释模式认为，4条一级断裂在燕山运动末期已经发育，变形时间长。新的解释模式更符合断层相关褶皱断层及构造变形规律，同时确保了断层在空间上的统一，与目的层顶面地震资料反射特征更吻合。通过修正克深断裂空间展布特征，扩大了圈闭发育空间，在克深断裂上盘、下盘均发现新的圈闭带。利用新的构造模型指导克拉苏西部的构造、断裂研究，开展二级、三级断裂的分级刻画与空间组合以及白垩系顶面层位三维立体解释，发现了博孜区段北部突发构造群（图3）。

图2 克拉苏构造带构造纲要图

表1 克拉苏构造带构造变形模式表

图3 二、三级断裂细化前后地震剖面对比图

3 储层特征

目前，克拉苏构造带深层/超深层已发现巴什基奇克组和巴西改组两套有利砂岩储层，具有“深埋藏、特低物性、强非均质性和高稳产”的突出特点。

3.1 巴什基奇克组

巴什基奇克组砂岩在区域上广泛发育，厚度介于100～300 m，受南天山造山带和温宿古隆起隆升影响，自北向南、自东向西厚度逐渐减小。区域沉积相研究结果表明，巴什基奇克组自下而上发育扇三角洲前缘亚相—辫状河三角洲前缘亚相沉积，垂向上表现为多期水下分流河道和河口砂坝砂体相互叠置，平面上多个三角洲朵体相互连接，具有满盆含砂的特点，砂地比超过70%[13]。岩性以褐色中砂岩、细砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度中等，常见多种类型交错层理和冲刷面构造，反映出远源、牵引流的沉积特点。

在持续深埋和逆冲挤压冲断过程中，克拉苏构造带超深层巴什基奇克组储层物性随深度增大表现出明显的分异性，埋深7 500 m以深仍然存在优质储层（图4）。以博孜—大北区段为例，7 500 m以浅储层岩心孔隙度主要介于2%～8%，平均值为3.8%；渗透率主要介于0.01～1.00 mD，中值为0.08 mD，表现出特低孔隙度、特低渗透率特征（图4）；孔隙度和渗透率相关性较差，部分样品渗透率明显偏高，超过5%的样品渗透率大于1.00 mD，这类较高渗透率储层主要位于逆冲推覆构造带主体位置，在喜马拉雅晚期强构造挤压作用下，储层岩石中形成大量未充填裂缝，使储层基质渗透率提高1～3个数量级。储层储集空间主要是原生粒间孔和粒间溶孔，约占孔隙总量的60%～80%，其次为少量粒内溶孔和微孔隙；颗粒接触紧密，部分发生破裂，显微镜下常见未充填微裂缝沟通孔隙。7 500 m以深储层岩心孔隙度主要介于6%～13%，平均值为9.2%；渗透率主要介于0.5～50.0 mD，中值为1.86 mD，表现为低孔隙度、低渗透率特征（图4）；孔隙度和渗透率相关性较好，发育少量裂缝，孔喉结构较为均质。储层储集空间以原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔，两者占孔隙总量超过99%；颗粒呈点—线接触，粒缘片状喉道发育，部分被黏土矿物充填，孔喉连通性较好。

图4 博孜—大北区段巴什基奇克组储层物性特征图

粗岩性、弱压实、低应力是克拉苏构造带7 500 m以深优质储层发育的关键。巴什基奇克组沉积时，在北部南天山和西部温宿古隆起双重物源控制下，尤其受到温宿古隆起近缘水系的影响，博孜—大北区段沉积了一套相对粗粒砂岩，以细砂岩、中砂岩为主，少量粗砂岩和含砾砂岩，砂地比高达70%～90%，这为后期成岩过程中抗压保孔奠定了物质基础。此后，储层经历了早、中期长期浅埋，晚期快速深埋，埋深超过5 000 m的时期仅持续了5 Ma，垂向压实作用相对较弱；加之晚期上覆巨厚膏盐岩受冲断挤压形成顶蓬构造，使其下产生弱压实区和低地温场，进一步延缓了压实作用和成岩作用，原生孔隙得以大量保留。埋藏成岩晚期，储层远离造山带和构造转换带，侧向构造挤压应力小于30 MPa，颗粒未见明显的压实、压溶现象，原生粒间孔保存较好。

3.2 巴西改组

巴西改组厚度介于60～180 m，自东向西变薄，其中克深区段厚度介于150～175 m，博孜—大北区段厚度介于60～100 m。巴西改组自上而下分为两段，有利储层主要位于巴西改组二段。区域沉积相研究结果表明，巴西改组二段发育辫状河三角洲前缘亚相沉积，以中—厚层状褐色中砂岩、细砂岩、粉砂岩为主，垂向上发育水下分流河道和河口砂坝两类微相砂体，其间分布多层分流间湾微相泥岩。砂岩成分成熟度和结构成熟度中等，岩心上可见交错层理、粒序层理、波状层理、冲刷面和砂质条带等沉积构造，反映出三角洲前缘远端牵引流的沉积特点。

巴西改组储层表现为超低孔隙度超低渗透率—中孔隙度中渗透率特征，压实作用和胶结作用减孔显著（图5）。浅埋藏区（小于5 000 m）储层岩心孔隙度主要介于5%～20%，平均值为9.8%；渗透率主要介于0.1～10.0 mD，中值为0.58 mD（图5）；储集空间以粒间溶孔和原生粒间孔为主，见少量粒内溶孔；深埋藏区（大于5 000 m），储层岩心孔隙度主要介于1%～4%，平均值为1.8%；渗透率主要介于0.02～0.06 mD，中值为0.04 mD，少量样品的渗透率超过0.10 mD（图5）；镜下可见少量粒间溶孔、粒内溶孔和未充填构造缝，裂缝的存在使得储层渗透率显著增加。储层岩石中碳酸盐胶结物较发育，含量达7%～17%，呈连晶状或基底式充填粒间，造成原生粒间孔大量损失，其成因与沉积环境密切相关[14-15]。早期碳酸盐胶结物有利于延缓埋藏压实作用，后期在酸性流体作用下形成少量粒间溶孔，溶解的钙质成分在封闭流体环境下就近沉淀，造成储层孔隙分布具有强非均质性的特点。巴西改组储层在碳酸盐强胶结影响下形成脆性的多层板状结构，在逆冲挤压过程中易于形成大量的构造裂缝。这些高角度裂缝相互切割构成裂缝网络，连通储层基质孔隙，极大地改善了储层渗流能力[16-17]。

4 成藏特征

以克深5—克深21为界，克拉苏构造带西部以凝析气藏为主，气油比介于2 500～70 000 m3/m3，向西逐渐降低，高含凝析油区呈带分布。根据费雯丽、冯松宝等[18-19]研究，克拉苏构造带西部地区的原油来源于中侏罗统恰克马克组烃源岩，新近纪康村早期成藏，与新近纪库车晚期—第四纪天然气混合形成高含液态烃的凝析气藏；恰克马克组烃源岩沉积中心在大北—博孜区段，最大厚度为200 m，目前处于生油阶段。克拉苏构造带东部地区以干气为主，主要来自晚三叠统黄山街组烃源岩，为新近纪库车晚期—第四纪一期成藏形成的天然气藏。黄山街组烃源岩沉积中心在克拉—大北区段一带，最大厚度为400 m，目前处于生干气阶段[17]。

图5 克拉苏构造带巴西改组储层物性特征图

博孜区段原油重排藿烷异常丰富，碳同位重且相近，主要来源于恰克马克组烃源岩；大北区段原油检测出明显的伽马蜡烷，说明该区段原油混有少量的恰克马克组烃源岩生成的原油。

克拉苏构造带西部受古隆起控制，具有早期聚油、晚期聚气，多期成藏形成现今凝析气藏。第Ⅰ成藏期为晚第三纪康村早中期（距今26～10 Ma），侏罗系、三叠系烃源岩普遍进入成熟阶段，以恰克马克组为主；第Ⅱ成藏期为库车晚期—第四纪西域期（距今5～1 Ma），埋深急剧增加，烃源岩达到高—过成熟期[20-21]。

根据干燥系数分析，天然气成熟度从西向东逐渐升高，即：从西部的博孜区段到中部的大北区段，再到东部的克拉—克深区段，天然气成熟度逐渐增大。克拉—克深区段干气藏主要来源于侏罗系过成熟烃源岩；博孜—大北区段凝析气藏是侏罗系过成熟干气与恰克马克组烃源岩原油伴生气的混合产物，形成西部博孜—大北区段为凝析气、东部克拉—克深区段为干气的分布特征[22]。

5 勘探潜力及勘探成果

5.1 勘探潜力

根据中国石油集团公司第四次资源评价结果，克拉苏构造带天然气、石油的资源量分别为3.06×1012m3、0.6×108t。截至2019年底，该构造带已探明、评价、正钻、储备的圈闭为90个，圈闭面积为2 100 km2，圈闭资源量为2.85×1012m3；已发现气藏32个，三级储量为1.70×1012m3，其中探明天然气储量为1.40×1012m3。其中，克拉—克深区段勘探程度高，已探明气藏12个，天然气探明地质储量为1.06×1012m3；博孜—大北区段勘探程度相对较低，已探明气藏7个，天然气探明地质储量为3 100×108m3，油630×104t，该区段具备再探明万亿立方米天然气资源潜力。

5.2 勘探成果

近期通过对克拉苏构造带西段博孜—大北区段集中勘探，发现7个油气藏，三级储量天然气为3 800×108m3，石 油 为4 800×104t。除 博 孜9井在7 800 m获得高产工业油气流之外，大北9、大北14、大北17、博孜12等4口预探井获得重大发现，新发现4个大中型凝析气藏，预测天然气地质储量为1 460×108m3，凝析油为1 240×104t，为博孜—大北区段万亿立方米气区提供了技术支持。

博孜区段西南部为温宿古隆起，受该古隆起控砂以及应力控储的作用，7 800 m以深仍发育优质储层：

1）受温宿古隆起影响，沉积一套纯砂岩，南部弱挤压应力区，有利于形成优质储层。博孜9井粒度粗（中砂岩—含砾粗砂岩）、厚度大（单层最大厚度为91 m）、砂地比高（96%）；古水流和重矿物分析均证实博孜9井区具有双物源特征，博孜9井白垩系薄片中可见来至西南部佳木2井二叠系霏细岩岩屑，说明受到了来自温宿古隆起方向物源影响。

2）博孜9号构造远离造山带，构造侧向构造挤压应力为25 MPa，远低于北部强应力区的70 MPa；孔隙呈颗粒点—线接触，原生孔大量保存；同时，博孜9井巴什基奇克组长期浅埋，晚期快速深埋（埋深4 500 m以深仅持续7 Ma），颗粒抗压能力强，上覆应力相对较弱，是孔隙保存的关键。总之，受南部温宿古隆起物源影响，沉积一套粗粒砂岩，颗粒抗压实强度大，弱挤压应力保存大量原生孔隙，确保 8 000 m以深仍存在优质储层，为一大批埋深超过8 000 m圈闭的勘探提供了技术支持。

6 结论

1）克拉苏构造带发育博孜—克拉、克拉苏、克深、拜城4条一级断裂，控制形成4大断裂构造带，受早白垩世古隆起、古构造控制，发育5种构造模式，有利于发育万亿立方米资源的圈闭。

2）克拉苏构造带西部深层/超深层发育巴什基奇克组和巴西改组两套有利砂岩储层，巴什基奇克组储层属于7 500 m超深层优质储层，受粗岩性、弱压实、低应力等3因素控制，储层物性较好；巴西改组有利储层主要位于第二段，属于辫状河三角洲前缘亚相沉积的裂缝—孔隙型储层。

3）克拉苏构造带西部博孜—大北区段的原油来源于恰克马克组烃源岩，经历了“早期聚油、晚期聚气”两期成藏，东部克拉—克深区段干气主要来自黄山街组烃源岩，为一期成藏，并形成东部干气、西部凝析气的成藏特征。

4）克拉苏构造带石油地质条件优越，具有完善的“生储盖”系统，勘探潜力巨大。前期在该构造带东部克拉—克深区段已发现了万亿立方米大气区；近年来又在该构造带西部博孜—大北区段超深层勘探中取得了持续勘探突破，发现了博孜9千亿立方米级气藏及其他大中型气藏，第二个万亿立方米大气区正在形成。