区块位于顺托果勒低隆的北部，处于阿瓦提坳陷、满加尔坳陷与沙雅隆起的结合部，构造位置有利，油源充足，是油气长期运移聚集的有利区。近年来，沙雅隆起南坡奥陶系油气勘探不断取得新进展，多井发生放空，测试均获得高产工业油气流，表明顺北地区油气成藏条件优越，主干断裂带是油气富集有利区。针对奥陶系现场录井显示油气水性质判断设立的《建立油气水识别图版》项目，在顺北区块选取了3口井进行验证。
1.构造
顺托果勒区块位于塔里木盆地顺托果勒低隆起，南部邻卡塔克隆起与古城墟隆起，东北顺北地区区域构造位置位于塔里木盆地东北坳陷区西部，横跨阿瓦提断陷的北斜坡、顺托果勒低隆起西北部与沙雅隆起的西南部倾没端，受加里东期、海西期、印支-燕山期、喜山期等多期构造运动影响，形成了多套区域性不整合面，其中奥陶系上统恰尔巴克组与中统一间房组之间为平行不整合接触，奥陶系上统桑塔木组与良里塔格组之间为平行不整合接触。
2.地层
2.1奥陶系中统一间房组（O2yj）
垂厚：140.0 ~160.00m，岩性：灰色含泥质泥晶灰岩，浅黄灰、灰色泥晶灰岩、(含)砂屑泥晶灰岩（表1、图1）。
（1）岩性特征：本组地层为一套碳酸盐岩；颜色灰色、黄灰色；灰岩质较纯。
砂屑泥晶灰岩：黄灰色；成分方解石含量占100%，砂屑泥晶结构。砂屑占15～20%，粒径0.5～1.0mm，分选好，次圆状，基质占80～85%，成分为泥晶方解石；性硬脆，致密，断口呈贝壳状。
泥晶灰岩：黄灰色、灰色；成分方解石含量占100%，泥晶结构：基质占100%，成分为泥晶方解石；性硬脆，致密，断口呈贝壳状。
（2）电性特征：两条电阻率曲线基本重合，波动明显，电阻率值高；地层电阻率为70-2500Ω·m；自然伽玛曲线呈微齿状、低值，值15-30API，顶部较高，值30-60API；井径规则，略扩径。
（3）元素含量：Mg含量0.7528-0.7740%，Al含量0.3462-0.4980%，Si含量1.1699-1.5500%， Ca含量33.2869-34.4886%，Fe含量0.2124-0.3393%，Mn含量0.0188-0.0272%，V含量0.0717-0.1502%。
2.1奥陶系中下统鹰山组（O1-2y）
垂厚：60.0 ~81.00m（未穿），岩性：灰色泥晶灰岩，砂屑泥晶灰岩（表1、图1）。
（1）灰色含砂屑泥晶灰岩：灰色，色匀；成分方解石100%；砂屑泥晶结构：砂屑20%，泥晶基质80%；砂屑分布均匀，成分为泥晶方解石，粒径0.1-0.5mm，次棱角-次圆状，分选好；性硬，致密，断口贝壳状。
（2）电性特征：两条电阻率曲线基本重合，波动明显，电阻率值高；地层电阻率为300-3000Ω·m；自然伽玛曲线呈微齿状、低值，值15-30API，局部见指状高值，值50-80API；井径规则，略扩径。
（3）元素含量：Mg含量1.2686-2.0236%，Al含量0.2478-0.3983%，Si含量0.7043-1.4589%， Ca含量32.0923-34.5199%，Fe含量0.0597-0.1370%，Mn含量0.0150-0.0261%，V含量0.1678-0.3818%。
3.生储盖简述
3.1烃源岩发育条件
研究认为，阿克库勒凸起奥陶系油气藏主要来自满加尔坳陷-草湖凹陷的寒武系—奥陶系海相烃源岩，油气自东、南东方向对阿克库勒凸起进行运移和充注。原油物性在托甫台南部、热瓦普、跃参等区块出现密度降低、油质变好的现象；生标参数表明塔北奥陶系油气藏同源，均来自海相腐泥型母质，且哈拉哈塘北部、英买力的原油成熟度和托甫台中北部相当；塔河奥陶系油田水碘离子在托甫台南部存在一个高值区；乌鲁桥油苗为海相成因；热瓦普-托甫台南部-跃参区块奥陶系油气藏类型为挥发性油气藏，这些都证实沙雅隆起奥陶系在南西方向也存在油气充注。
满加尔坳陷与阿瓦提凹陷之间存在一个大型低隆起构造，即阿-满低梁。该隆起自震旦纪—奥陶纪开始形成雏形，志留纪—泥盆纪，继承性发育。同时，海西早期运动还造成阿-满低梁进一步抬升。海西早期后，阿-满低梁的构造面貌未发生大的变化，即阿-满低梁在海西早期已经定型。研究认为，阿-满低梁已经形成，满加尔坳陷生成的油气难以越过阿-满低梁向西部运移，因此托甫台及以西地区的奥陶系中-轻质油藏只能来自南西方向。塔里木中西部存在寒武—奥陶系海相烃源岩。海西早期构造运动发生后，满加尔-草湖海相烃源灶和中西部海相烃源灶形成东西两大成藏系统，环状供烃。
综上所述，沙雅隆起存在东西两大海相烃源灶，油气自南西、南东和东部三个方向对其进行充注，顺北地区位于南西方向油气充注的必经路径上，油气成藏条件十分有利。
3.2奥陶系储层特征
区域资料综合研究表明，奥陶系灰岩储层非均质性明显，并且为双重介质储渗系统，即灰岩基质孔隙系统和溶蚀孔、洞、缝系统。其溶蚀孔、洞、缝储集系统是本区灰岩储层的主要储集空间。奥陶系灰岩由于受加里东晚期～海西期岩溶改造，溶蚀孔、洞、缝储集体较为发育，成为储集油气的主要空间。但是，该储集体在纵、横向上非质性很明显，可对比性差。
根据电测解释资料，3口井对奥陶系储层进行对比（表2），按照新疆工区储层物性分类标准（表3），论述、对比如下：
顺北41X井测井结果：DEN=2.11-2.84g/cm3，CNL=0.82-28.3%，AC=46.1-75.5μs/ft，综合解释3层，为Ⅱ、Ⅲ类储层。本井取心4回次，含油心长0.90m，取心无油味，未见原油外渗；见小裂缝，少数被方解石晶体半充填，证明储层及连通性均中等。
顺北42X井在蓬莱坝组上部钻揭储层相对发育段，综合解释5层，DEN=2.41-3.0g/cm3，CNL=1-18%，AC=45.1-103μs/ft，为Ⅱ、Ⅲ类储层。
顺北111X井在蓬莱坝组上部钻揭储层相对发育段， 综合解释4层，DEN=2.49-2.73g/cm3，CNL=0.01-0.23%， AC=43-84μs/ft，为Ⅲ类储层。
通过对比分析，本区奥陶系储层发育特征有如下特征：1、整体上储层较发育，储集空间以裂缝为主，孔洞欠发育并且充填较重，以半充填为主，局部全充填，缝洞之间连通较好，多为Ⅱ、Ⅲ类储层。2、区域邻井有效储层的纵、横向分布呈较强的非均质性强，缝洞之间连通性较差。
3.3奥陶系盖层特征
本区桑塔木组组泥岩段为奥陶系主要盖层，视厚1100.0-1300.0m，岩性为灰色泥岩、粉砂质泥岩、含灰质泥岩。该泥质岩盖层在区内分布广泛，厚度较稳定，泥质岩质较纯，含少量灰质，分布均匀；性较硬，吸水性、可塑性好，断口平坦状；为一套区域性“好”盖层。
奥陶系内部致密灰岩作为局部盖层，岩性为致密灰岩，纵横向上分布稳定，遮盖条件优越，是本区目的层段奥陶系内部储层的良好盖层。
4油气显示及图版解释
项目选取工区59口井，油气水各类显示层253层的资料，建立油田油气水识别图版，据此建立价值区间（表4）。对顺北3口井的录井显示用图版进行解释（表5、图2），通过试油结果进行验证解释结论。
顺北41X井录井见含气2层，图版解释为油层；弱含气1层，图版解释为含油含水层。测试结果：油15.61 m3/d，气32890 m3/d，水0.39 m3/d，与解释结论一致。
顺北42X井录井见弱含气5层，图版解释为油层3层，气层1层，含油含水层1层。测试结果：油119 m3/d，气299400 m3/d，水4.96 m3/d，与解释结论一致。
顺北111X井录井见含气2层，图版解释为含油含水层；弱含气2层，图版解释为水层。测试结果：气2400 m3/d，水212.5 m3/d，基本全为水，未见油，气少量，与解释结论略有误差。
图2 奥陶系3口井图版解释图
对这3口井12层录井显示进行了油气水识别图版解释，有10层测试结果与解释结论一致，符合率83.3%，表明油水识别图版识别应用效果较好。
主 要 参 考 文 献
（1）林波等：中探2井地质设计，西北油田分公司研究院，2020年7月。
（2）陈兵、缑震宇：塔里木工区气测图版研究成果报告，西南录井公司研究所，2015年12月。
（3）王科：顺北41X井录井地质总结报告，华东石油工程有限公司录井轮台项目部，2021年2月。
（4）张勇：顺北42X井录井地质总结报告，华北石油工程有限公司录井轮台项目部，2021年1月。
