近日，中国石化宣布，在塔里木盆地顺北地区取得重大油气商业发现。

顺北油田位于新疆阿克苏地区和库尔勒地区交界处，构造位置位于塔里木盆地顺托果勒低隆，为奥陶系碳酸盐岩裂缝-洞穴型圈闭油藏，原油品质好，属挥发性油藏，平均埋藏深度超7300米。顺北油田的发现是中国石化在塔里木盆地新地区、新领域、新类型获得的重大油气突破，实现了“塔河之外找塔河”的战略构想，成为西北油田勘探开发史上又一块新的里程碑。

相关领导和专家认为，自塔河油田发现至今近20年的时间里，西北油田“塔河之外找塔河”的进程并非一帆风顺。但油田勘探开发人员没有放弃，在盆地演化、烃源分布、成藏特征等地质认识方面狠下功夫，最终实现重大突破。

40年勘探，几经曲折终获突破

塔里木盆地是我国最大的内陆含油气盆地。地处盆地北缘戈壁荒漠的顺北油田，构造位置位于盆地顺托果勒低隆，勘探近40年，过程曲折。

上世纪80年代，西北油田利用重磁及早期二维模拟地震资料，以中新生界构造高点为勘探目标，部署钻探了阿参1井、沙参1井和跃参1井等参数井，建立了二叠系及以上地层的发育序列，但未获得油气发现。

1984年，如同一声沙漠春雷，沙参2井的发现拉开了寒武-奥陶系碳酸盐岩海相油气勘探的序幕，发现了雅克拉大气田。经过十几年的艰苦探索，西北油田转变思路，1996年至1997年，在奥陶系碳酸盐岩领域部署的沙46井、沙48井相继获得突破，发现了我国最大的海相油田塔河油田。沙参2井的突破和塔河油田的发现，在塔里木盆地下古生界碳酸盐岩海相油气勘探史上树起了两块重要里程碑。

到目前，塔河油田年产油气当量接近900万吨，成为国内陆上十大油田之一，是集团公司主要的原油增长区和接替区。2004年，为解决可持续发展问题，西北油田确立“塔河之下找塔河，塔河之外找塔河”的勘探工作目标，锲而不舍地在巴楚隆起、塔中隆起、麦盖提斜坡进行碳酸盐岩勘探，并取得重要成果。

2010年后，通过一轮深入的区域地质研究，西北油田对盆地演化、烃源分布规律、油气成藏富集规律有了新认识，勘探思路由原来的“邻近满加尔烃源区，以古隆起、古斜坡为勘探目标”转变为“立足原地烃源岩，沿着深大断裂带，以超深多成因、多类型裂缝-洞穴储集体为目标，寻找晚期原生规模轻质油气藏”。

在新的勘探思路指导下，2014年至2015年，顺南4井、顺南5井、顺托1井相继获得重大油气突破，实现由塔中隆起向顺托果勒低隆的勘探战略转移。2014年，西北油田在顺北地区部署了第一口以奥陶系为目的层的风险探井顺北1井，证实顺北地区奥陶系具备很好的成藏条件，实现新地区、新领域的油气新发现；之后陆续部署顺北1-1H井、顺北1-2H井等7口开发评价井，均获得高产工业油流，实现顺北油田重大油气突破。

“虽然同在塔里木盆地，但顺北油田与塔河油田在烃源岩、储层成因、成藏期、油气特性、构造位置、油藏类型等方面都存在明显差异，其勘探实践丰富了海相碳酸盐岩油藏勘探理论。”西北油田副总经理、总地质师漆立新说。

地质专家介绍，顺北奥陶系油藏主要成藏期为喜山晚期，表明优质中下寒武统相原地烃源岩在超深层、超高温条件下晚期持续生排烃，为晚期成藏奠定了坚实的资源基础。

顺北奥陶系碳酸盐岩储层以裂缝-洞穴为主，受断裂、层序界面和热液等多成因控制，形成了以断裂控制为主的多种成因叠加改造的混合型储集体，实现由表层到内幕、由隆起到斜坡、由岩溶缝洞型向多类型裂缝-洞穴储层转变，丰富了勘探类型。

顺北油气运移整体以垂向运移为主，深大断裂是油气垂向运移的主要通道，控制油气的平面分布。西北油田因此建立了“寒武供烃、喜山成藏、垂向运移、断裂控富”的油气成藏模式，丰富发展了碳酸盐岩海相油气勘探理论。

据评价，顺北区块油气资源潜力巨大，是中国石化近20年来在塔里木盆地油气勘探的新亮点。

消除瓶颈，打开油藏通道

塔河油田油藏埋藏深度多在5500~7000米，而勘探研究发现，顺北油田虽然原油品质好，但平均埋藏深度均超过7300米，具有超深、超高压、超高温的特点。

不只是埋藏深，地质特征也非常复杂，火成岩覆盖区域达300平方公里，二叠系火成岩厚度达370~640米，桑塔木组内侵入体厚度达40米，这是在其他区块很少遇到的地质结构。

要品尝到复杂地下7300多米深的“蛋糕”，如何安全地将井钻到目的层、如何精准地把油采出来等诸多问题需要解决。

对此，西北油田通过管理创新、技术进步消除瓶颈，打开油藏通道。

2014年部署的顺北1-1H井，钻遇二叠系裂缝发生井漏，影响工期43天；志留系硬脆性泥岩极易水化坍塌，引发卡钻等事故。

西北油田不断总结经验，调整钻井思路，采用由堵转防、随钻封堵和多元协同防塌的井壁强化模式，创新引进氯化钾体系加入聚合物凝胶、植物复合纤维、成膜剂和聚胺，进行复配，在顺北1-5H井和顺北1-6H井试验长裸眼钻井、下套管、固井等施工，均无漏失。

考虑火成岩的地质特点，顺北1井原设计采用六级复杂井身结构，钻井周期达到461天。对此，西北油田开展基于地层压力与井壁稳定的技术研究，将井身结构由六级优化为四级，在顺北1-2H井等5口井成功应用，钻井周期比顺北1井缩短288天，节约钻井投资1.21亿元。

他们还优选PDC钻头，形成顺北井区直井段分层钻井提速新工艺，应用后平均机械钻速达每小时5.34米，比应用前提高55.8%；针对超深小井眼水平井轨迹控制难的问题，他们应用剖面优化、小尺寸定向工具优选和井眼轨迹控制技术，保证顺北超深小井眼定向安全钻井和储层钻遇率，目前完钻的7口井均钻至储集体自然投产，井井高产油。其中，顺北1-5H井创国内陆上水平井完钻垂深、斜深最大纪录。

“塔河油田井底温度在110~130摄氏度，地层压力在59~75兆帕；而顺北油田的井底温度达160摄氏度，地层压力超过87兆帕。这种超深、超高压、超高温环境给钻井作业带来很多难题，更考验完井工具在井下的稳定性。”工程院测试研究所所长李双贵说。

对此，西北油田组织相关专业技术骨干成立顺北测试攻关小组，从井口、地面流程、管柱、工具、工作液等方面展开优化设计，消除了多项技术瓶颈。针对顺北井区原有完井工具无法满足使用要求的问题，他们自主研发超深小井眼承压70兆帕、耐温204摄氏度液压完井封隔器，现场应用5井次，成功率达100%。

效益开发，让‘寒冬’充满暖意

“低油价下，我们在开发顺北油田的过程中，针对超深井采用一井多靶设计，完井测试上采用新技术降低成本，原油销售上采用分类直销等措施，以新理念、新技术、新方法全力降低开发成本，实现效益开发。”西北油田副总经理胡文革说。

顺北油田钻井周期相对较长，在7口开发评价井的源头设计中，他们全部采用一井多靶点技术，通过共用垂直井段对多点进行控制，降低钻井成本，提高效益产量。据测算，按照开发全寿命周期进行对比，“单井多眼”技术比“单井一眼”技术的钻井成本下降30%~40%。

顺北1-5H井等5口井在确保管柱安全性的基础上，通过优化油管尺寸和壁厚，提高旧油管的利用率，单井降低管柱成本44万元。

顺北油田产出的原油属弱挥发轻质油，密度只有0.795克/立方厘米，市场销售价格高。虽然通过混配销售已实现单井盈利，但西北油田仍在精细管理上下功夫，力求开发效益最大化。

顺北1-1H井距离主体油区290公里，日产原油87吨，但含硫较高，无法按轻质油直接外销，只能长途拉运到联合站进行混配外销。为满足轻质油外销条件，西北油田在顺北1-1H井建立脱硫装置，优选新型脱硫剂，成功解决原油脱硫问题，使原油达到直销标准。仅此一项，实现日增效5万元。

目前，西北油田正针对厂站建设、电力保障、运行管理等多个方面加强规划，力求通过智能油田建设实现顺北区块高效开发。

“我们将以效益开发为中心，通过三步走开发战略规划稳步推进顺北油田开发建设。第一步，精细研究，全面试采顺北1井区，建立试采、开发示范区，指导后续开发；第二步，整体评价顺8北、顺8三维，全面控制、落实顺北中部储量；第三步，全面开发中东部，积极探索评价西部超深层。”西北油田党委书记刘宝增说，“顺北油田的发现和建设，将为西北油田实现年产‘原油1000万吨，天然气100亿立方米’的目标打下更加坚实的资源基础。”