塔里木盆地超深层寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩油气资源丰富^[1-4]，引领了超深层与万米特深层的油气勘探。历经近40年的勘探实践，先后在塔北隆起与塔中隆起发现了一系列超深层碳酸盐岩油气田^[5-10]，近期又在北部坳陷区发现了超深层走滑断控油气田^[11]，累计探明油气地质储量超过20×10⁸t，不断开拓了克拉通油气勘探新领域。

不同于国内外已发现的超深层中—新生界孔隙型均质碳酸盐岩油气藏^[1-2]，塔里木盆地海相碳酸盐岩具有地层年代老、埋藏深度大、基质孔隙不发育的特征^[4]，有效储集空间以次生溶蚀孔、洞和裂缝为主^[5]，受控于多期多类复杂的岩溶作用与沉积环境、走滑断裂影响^[6]，不同部位岩溶作用方式及强度差异大，导致储层具有极强的非均质性，难以精准识别。叠加后期多期构造改造作用，岩溶储层及其油气成藏经历了更为复杂的过程^[7]，超深层碳酸盐岩油气藏的形成演化及成藏主控因素不清。由于缺少可借鉴的勘探案例，塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩经历了艰苦的探索过程。

为此，本文通过剖析勘探历程，总结勘探经验及启示，为塔里木盆地及其他盆地超深层油气勘探提供借鉴。

塔里木盆地面积为56×10⁴km²，是由古生代克拉通盆地与中—新生代前陆盆地组成的大型叠合复合盆地^[7]。盆地内部南华系—第四系发育齐全，沉积地层厚度超过16000m^[7-8]，克拉通区寒武系—上奥陶统发育大型碳酸盐台地，面积超过30×10⁴km²，厚度逾2500m，发育多套有利储—盖组合^[9-10]，油气资源丰富^[11-12]。目前发现的油气主要分布在盆地中部塔北隆起南斜坡—塔中隆起北斜坡奥陶系石灰岩岩溶储层^[13-16]，形成大中型碳酸盐岩油气田群连片分布的环阿满油气系统^[16-18]（图 1），是塔里木盆地油气勘探开发的重点领域。

图 1

图 1 塔里木盆地环阿满油气系统走滑断裂系统分布图（a）、下古生界地层柱状图（b）与油藏模式图（c）[14] Fig. 1 Distribution of strike-slip fault system (a), stratigraphic column of the Lower Paleozoic (b), and oil accumulation pattern (c) in the circum Aman zone, Tarim Basin[14]

环阿满油气系统面积超10×10⁴km²，在平面上可划分为塔中、阿满、塔北3个区块^{[9-10, 16]}（图 1a），其中已发现的轮古—塔河油田^[19]、塔中Ⅰ号气田分别是我国古生界最大的海相碳酸盐岩油田与凝析气田^[20-21]，顺北—富满油田是全球首个超深层走滑断控大油田^[16-17]。值得注意的是，北部坳陷中部的阿满过渡带（顺托果勒低隆）近年陆续发现的富满^[18]、顺北^[22-23]等超深层走滑断控油气田群，突破了古隆起控油的传统理论认识。

与陆相盆地、国外海相碳酸盐岩盆地相比，塔里木盆地海相碳酸盐岩具有其独特的油气地质条件^[8-9]：（1）克拉通盆地隆坳相间、构造与古地貌起伏大，经历多期构造运动使得油气形成和分布更为复杂。塔里木盆地碳酸盐岩层系形成于多旋回的叠合盆地，国外海相碳酸盐岩没有经历后期的多次构造运动对盆地的叠加和改造，多保留为原型盆地，这种较为稳定的构造背景下形成的油气分布相对简单。而塔里木盆地海相碳酸盐岩形成于多旋回的叠合盆地的下部层系，经历了裂谷盆地→克拉通盆地→被动大陆边缘盆地→前陆盆地的叠加复合过程，具有复杂的地质结构，构造与古地貌起伏大，经历多期构造运动，晚期活动强烈，盆地的形成与演化控制了碳酸盐岩层系油气生成、聚集和保存，多期次的构造运动导致烃源岩多期次生排烃、多油源油气混合、油气藏遭受改造破坏等，油气形成和分布十分复杂。（2）海相碳酸盐岩时代老，基质孔隙度低、发育多期不整合，缝洞储层非均质性强。北美地区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层有效孔隙主要是白云岩晶间孔和溶蚀孔隙，而塔里木盆地在小克拉通板块背景下形成的早古生代碳酸盐岩油气储层的演化则更为复杂，基质孔隙度低，原生孔隙损失殆尽，受多期不整合面和断裂系统控制的石灰岩岩溶储层是主要的有效储层，缝洞储层非均质性更强。（3）海相碳酸盐岩埋藏深度大。国外海相地层以中生界、新生界为主，即便是古生界油气藏，埋深通常也不会超过4000m。而塔里木盆地海相地层分布以古生界为主，其目的层奥陶系良里塔格组、一间房组、鹰山组深度大都超过6000m，在南部坳陷区已超过8000m。

基于塔里木盆地海相碳酸盐岩岩溶储层及成藏地质认识的发展和勘探技术的创新，经历了从潜山岩溶、礁滩体岩溶、层间岩溶到断控岩溶储层的4次勘探方向的转变，并分别取得了阶段性的重大发现（图 2）。根据碳酸盐岩岩溶储层类型与油气发现过程，将塔里木盆地海相碳酸盐岩油气勘探历程划分为4个阶段，不同阶段的地质理论认识、技术手段与发现呈现明显不同的特征（表 1）。

图 2

图 2 1988—2024年塔里木盆地台盆区海相碳酸盐岩勘探历程划分 Fig. 2 Division of exploration stages of marine carbonate rocks in the platform basin area in Tarim Basin during 1988-2024

表 1

表 1 1988—2024年塔里木盆地台盆区海相碳酸盐岩各勘探时间段基本情况 Table 1 Summary of exploration achievements of marine carbonate rocks in Tarim Basin in various exploration stags during 1988-2024 时间 岩溶储层认识 油气成藏认识 关键技术 标志性成果 勘探阶段 1988—2002年 (1) 不整合、古地貌、古暗河准层状控储；(2) 喀斯特3层岩溶结构 (1) 寒武系—奥陶系主力烃源岩；(2) 多期充注调整、古隆起控藏；(3) 准层状油藏、岩溶残丘控富集 (1) 窄方位三维地震采集；(2) 叠后时间偏移处理；(3) 古地貌恢复、“串珠”预测；(4) 水平井欠平衡钻井技术 (1) 轮古潜山油田；(2) 塔河油田 潜山岩溶勘探阶段 2002—2008年 (1) 高能滩体高频旋回暴露溶蚀；(2) 小礁大滩、多期叠置、成带分布 (1) 下奥陶统—寒武系与中上奥陶统烃源岩；(2) 储层控富、带状分布、一滩一藏 (1) 大沙漠三维地震采集；(2) 叠前时间偏移处理；(3) 井震礁滩体对比与刻画；(4) 叠后多属性储层预测 塔中Ⅰ号气田上奥陶统坡折带 礁滩体岩溶勘探阶段 2008—2015年 (1) 大台地高能相带、多期层间不整合控制岩溶储层规模发育；(2) 断裂叠加改造控制缝洞发育强度 (1) 下寒武统、奥陶系3套烃源岩混源供烃；(2) 油气垂向网状运聚、古隆起斜坡控藏；(3) 整体连片含油气、小油藏大油田 (1) 宽方位较高密度三维采集；(2) 各向同性叠前深度偏移处理；(3) 叠后缝洞储层反演与雕刻；(4)超深水平井钻井、分段酸压改造 (1) 塔中Ⅰ号气田鹰山组；(2) 哈拉哈塘油田；(3) 英买力油田 层间岩溶勘探阶段 2015年至今 (1) 主干断裂控储，平面带状、纵向“树形”；(2) 走滑断裂破碎带控储 (1) 锁定寒武系盐下主力烃源岩；(2) 通源断裂垂向运移，立体复式成藏；(3)走滑断裂分段富集 (1) 大沙漠高密度三维地震；(2) 各向异性逆时偏移处理；(3) 走滑断裂检测与表征技术；(4) 超深、超高温水平井钻探技术 (1) 富满大油田；(2) 顺北油田 断控岩溶勘探阶段

表 1 1988—2024年塔里木盆地台盆区海相碳酸盐岩各勘探时间段基本情况 Table 1 Summary of exploration achievements of marine carbonate rocks in Tarim Basin in various exploration stags during 1988-2024

塔里木盆地油气勘探始于1950年，早期以地表油苗区和地面构造勘探为主，发现了盆缘前陆盆地的依奇克里克和柯克亚油气田^[7]，但随后勘探陷入低谷。借鉴国内外油气勘探经验，1983年开始开展地震勘探工作，完成了纵贯塔克拉玛干大沙漠的19条区域地震大剖面，明确了塔里木盆地“三隆四坳”的构造格局。1984年在塔北隆起沙参2井古潜山首次获得突破，1988年轮南1井、1989年英买1井相继获得新发现，1989年在沙漠腹地塔中1井获得高产工业油气流^[19]。这些突破确立了塔里木盆地台盆区古隆起寻找大油气田的战略思想，实现了盆缘地面构造勘探向盆地腹地古隆起勘探的转移，开启了海相碳酸盐岩的勘探之路。

但随后的勘探与评价揭示古潜山油气藏极为复杂。巴楚隆起与塔东隆起未能实现突破，塔中隆起塔中3井和塔中5井等古潜山勘探相继失利，塔北隆起古潜山油藏评价受挫。勘探揭示古潜山岩溶储层具有强烈的非均质性，储层纵横向变化非常大，而且含油气性复杂，面临“有高产井但难以稳产，有发现但难以探明”的困境。古隆起高部位“潜山控油、背斜勘探”寻找大油气田的勘探理论不能完全适用于塔里木盆地，古潜山岩溶储层具有更复杂的油气分布^[20]。

为此，开展了塔北隆起轮南古潜山岩溶储层的攻关研究，明确了潜山岩溶储层是受局部构造控制的长期间断、暴露、剥蚀形成的碳酸盐岩储层^[19]，这种类型的储层暴露时间较长，地层剥蚀缺失较多，潜山面上下地层呈角度不整合接触，可以形成大洞大缝型的优质碳酸盐岩储层。塔北、塔中古隆起发育前石炭系古潜山岩溶储层（图 1），有利勘探面积达1×10⁴km²。综合研究表明，轮南奥陶系鹰山组潜山岩溶储层有以下3个特点：（1）潜山岩溶地貌复杂，具有垂向分带、平面分区的差异特征；（2）岩溶储层沿风化壳以下150m范围内呈准层状分布，局部大型岩溶洞穴是有效储集空间；（3）岩溶斜坡的残丘缝洞型储层控制油气富集，明河及沟谷控水。

基于轮南古潜山岩溶储层的认识，形成了从潜山构造勘探转向潜山岩溶储层勘探的新思路，在古潜山地质认识基础上，开展了针对岩溶储层的地震描述，创新发展了“古潜山岩溶”地质学理论，突破传统“占高点”的思维束缚，形成“打平台、探斜坡”的勘探思路，明确潜山岩溶储层纵向分层、横向分带特征，提出“残丘控油，沟谷控水”的油气藏模式^[19]（图 3、图 4）。理论技术的进步逐渐培育出一系列高产井，2003年发现并探明了轮古油田，累计探明石油地质储量达2×10⁸t并建成了轮古潜山年产40×10⁴t大油田。

图 3

图 3 塔里木盆地轮南古潜山岩溶储层分布 Fig. 3 Distribution of Lunnan buried hill karst reservoirs in Tarim Basin

图 4

图 4 塔里木盆地轮南古潜山典型油藏模式图 Fig. 4 Typical oil accumulation pattern in Lunnan buried hill, Tarim Basin

塔中隆起高部位潜山评价陷入低谷后，勘探逐渐向塔中斜坡区、断裂带转移。1997年塔中26井、塔中44井及塔中45井相继在上奥陶统内幕石灰岩获得工业油气流，发现了塔中Ⅰ号“断裂带”是一个油气聚集带。但随后钻探不同区段、不同类型的构造圈闭相继失利，勘探评价又一度陷入停滞。2003年以后通过重新优选勘探方向与技术攻关，实现了“断裂带→坡折带、断裂控油→台缘带控油、局部构造含油→整体含油”的认识转变^[20-21]，在塔中隆起北部斜坡开始采集高精度三维地震资料，发现了塔中Ⅰ号带是一个大型的奥陶系碳酸盐岩坡折带，形成了“沿台缘、钻礁滩”的勘探思路。2003年在塔中Ⅰ号带中东部的塔中62井取得突破，2005年甩开上钻比塔中62井低了超过800m的塔中82井，获日产千吨的高产工业油气流，证实了塔中Ⅰ号带台缘礁滩复合体整体含油气、储层控油气的认识。随着三维地震的整体部署和分步实施，发现了东西长200km、高差2400m的塔中Ⅰ号带具有整体含油气、局部富集的特征，发现了我国第一个古老奥陶系的生物礁型亿吨级凝析气田。

塔中奥陶系良里塔格组礁滩体岩溶储层的发现突破了早古生代无大型生物礁发育的地质观点，明确了礁滩体储层具有“小礁大滩，横向叠置”的特征（图 5），发现了我国最早的奥陶纪珊瑚—层孔虫造礁群落，提出了礁滩复合体概念，建立了纵向多旋回叠置、横向多期次加积的几何地质模型，阐明了“小礁大滩”的结构特征和向上水体变浅的沉积特征，揭示了礁滩体储层沿台地边缘成群成带分布规律，整体具有“连片含油，局部富集”的准层状油气藏模式^[13]（图 6）：（1）奥陶系礁滩体储层基质孔隙较发育，叠加岩溶作用与裂缝作用可能形成大规模的礁滩体岩溶储层；（2）位于隆坳结合部位的陡坡型台缘带有利于油气的运聚与保存；（3）整体准层状含油气，油气不受局部构造控制，礁滩体岩溶储层控制斜坡区油气富集程度。

图 5

图 5 塔里木盆地礁滩体岩溶储层分布图 Fig. 5 Distribution of reef beach karst reservoirs in Tarim Basin

图 6

图 6 塔里木盆地礁滩体岩溶储层典型油藏模式 Fig. 6 Typical oil accumulation pattern in reef beach karst reservoir, Tarim Basin

在此基础上，通过对全盆地寒武系—奥陶系岩相古地理研究攻关，先后落实了寒武系—奥陶系6条台缘坡折带，勘探叠合面积达1×10⁴km²。通过台缘带整体评价与勘探，在塔北隆起南部台缘带、东部台缘带先后获得新发现，并在塔中奥陶系台内的礁滩体储层也获得了一些油气发现。

继潜山岩溶、礁滩体岩溶勘探之后，如何寻找战略接替领域，能否在巨厚碳酸盐岩内幕找到规模储层是勘探面临的主要难题^[21]。在礁滩体岩溶勘探阶段，针对塔北隆起南缘二维地震发现的奥陶系良里塔格组“丘状”礁滩异常体，2006年部署的哈6风险探井见良好油气显示。虽然该井因储层不发育未获工业油气流，但钻探结果带来了区域地质认识翻天覆地的变化。通过盆地统层及区域构造成图，发现英买力—哈拉哈塘—轮南奥陶系各段地层对比关系明确，奥陶系一间房组及鹰山组发育统一的巨厚碳酸盐台地沉积，哈拉哈塘地区为轮古—英买力巨型潜山背斜一部分，是早—中加里东时期的“古隆起中心”，改变了以往是“凹陷”的地质认识。此外，通过野外露头观察，发现中—上奥陶统内幕发育多期不整合，具备岩溶储层发育的条件，尤其是在奥陶系一间房组顶面发现了风化黏土层及地震上的“串珠状”反射，整体上连片分布，具有巨大的勘探潜力。继而从2007年起，开展了台盆区的整体规模部署，基于三维地震资料，2008年部署的哈7井在奥陶系一间房组层间岩溶储层中测试获高产油流，随后一批探评井与开发井相继成功，哈6、新垦、热普、金跃、富源、玉科等10余个三维区块持续获得勘探突破，台盆区规模勘探迅速展开，累计探明储量规模超4×10⁸t。哈拉哈塘大油田的发现证实了层间岩溶储层在台盆区大面积分布，尤其是2011年后部署的热普3井等一批探评井突破7000m生烃“深度死亡线”，掀起了向超深层禁区的大规模勘探。

同时在塔中地区持续攻关，立足于岩心、古生物、高精度三维地震资料，证实塔中鹰山组与上覆地层间断达12Ma，发现碳酸盐岩内幕不整合，解决了20多年的地层学争论，构建了巨厚碳酸盐岩内幕层间不整合与断裂叠合复合岩溶的缝洞体地质模型^[24]。2007年部署塔中83井，测试日产油气520t油当量，发现了奥陶系鹰山组层间岩溶型凝析气田，之后中古8、中古43井区相继发现，新增探明储量达3×10⁸t油当量。

实践证实寒武系—奥陶系巨厚碳酸盐岩内幕存在多期不整合^[25]，阶段性暴露溶蚀形成的内幕不整合面发育的大规模“层间岩溶储层”。“层间岩溶”地质认识的创新在于：（1）古生界多期幕式隆升为形成大面积分布的多期层间岩溶储层的发育提供了有利的地质背景，形成了一间房组、鹰山组、蓬莱坝组与上寒武统顶面的多期层间岩溶储层；（2）桑塔木组、吐木休克组等区域性盖层是层间岩溶储层大面积成藏的关键；（3）埋深超6000m的层间岩溶储层的非均质性极强，整体具有“小油藏，大油田”的特征，并创新了大型缝洞集合体高部位的高产稳产井布井思路。勘探实践与研究丰富并发展了超深层碳酸盐岩古岩溶地质理论，揭示了超深碳酸盐岩多层段油气立体网状运移、局部富集成藏与准层状油气有序分布的规律（图 7），形成了“锁定层间岩溶储层，钻探规模缝洞体”的内幕碳酸盐岩勘探思路，创新了基于缝洞量化雕刻的碳酸盐岩缝洞储集体描述技术，开拓了碳酸盐岩勘探新类型及新领域。

图 7

图 7 塔里木盆地塔北英买力—哈拉哈塘地区碳酸盐岩层间岩溶油气藏模式图 Fig. 7 Oil and gas accumulation pattern in carbonate rock interlayered karst reservoir in Yingmaili–Harahatang area, Northern Tarim Basin

盆地区域分析表明，中—下奥陶统鹰山组沉积期，西部台地连为一体，且在埋深8000m圈闭线内塔中隆起、满西低梁、塔北隆起连为一体，整体含油气^{[13-16, 26-28]}。勘探实例证实，塔北主力产层向南从一间房组向纵深推进到鹰山组，塔北—满西—塔中奥陶系连片含油气大场面已经显现，同时处于寒武系优质烃源岩有利分布区，可俘获早期油气与晚期裂解气，成藏条件有利^{[6, 11]}。

2014年以来，台盆区中部的富满地区与顺北区块同时开展了以走滑断裂控制的缝洞型碳酸盐岩油气藏为目标的勘探^[14-15]，2020年满深1井^[18]、顺北42X井^[22]等千吨井的发现证实了坳陷区超深层能够形成大油田^[14]，迄今已探明走滑断控油气藏地质储量超10×10⁸t油当量。目前含油气深度逼近9000m，形成纵向深度高差逾4000m的环阿满走滑断裂断控油气系统（图 8），建成了全球首个超深层（> 6000m）年产原油超400×10⁴t的断控油田——富满油田，引领了超深走滑断控油气田的勘探开发^{[23, 29-33]}。

图 8

图 8 塔里木盆地台盆区环阿满含油气系统断控油藏模式图 Fig. 8 Oil accumulation pattern of fault-controlled oil reservoir in the circum Aman zone, platform basin area in Tarim Basin

研究表明，塔里木盆地奥陶系石灰岩基质储层低孔低渗，坳陷区的走滑断裂不仅可以有效提高储层渗透性^[23]，而且对岩溶缝洞储层的发育与分布具有重要控制作用，形成了沿走滑断裂大规模分布的断控岩溶储层^[29]：（1）多期构造运动所形成的断层破碎带有效扩大了溶蚀流体的渗流通道，大气淡水、地表水等进一步将溶蚀通道扩溶形成了沿断裂发育的大型缝洞储层；（2）走滑断裂沟通下寒武统玉尔吐斯组主力烃源岩与断控碳酸盐岩储层，形成了纵向油柱高度大、横向规模小、沿断裂带展布的断控缝洞型油气藏；（3）沿走滑断裂带具有“平面条带、纵向板状、差异富集”的油气分布特征，断裂既是油气输导路径，又可形成规模储集空间，成为油气聚集与富集的场所。塔里木盆地走滑断控缝洞型油气藏的研究进一步丰富了岩溶储层油气理论体系，突破了古隆起控油与准层状油气藏模式，建立了“寒武多期供烃、断裂破碎带控储、走滑断裂原地垂向运聚、断裂带分段富集”的断控板状油气藏模式，形成了走滑断裂精细描述技术，继而实现了勘探领域从古斜坡到古坳陷的拓展，开拓了塔里木盆地超深古老海相碳酸盐岩的勘探新领域。在断控岩溶油气藏认识的指导下，已发现了塔北—塔中70条主干断裂带近20×108t油气资源规模^[30-32]。

塔里木盆地海相碳酸盐岩地层古老、埋深大，次生岩溶是成储的关键，但岩溶控制因素复杂、储层类型多、非均质性极强，且多期成藏，流体分布复杂，面临着一系列世界级难题。通过几代人持续的攻关与探索，逐步发现了轮古潜山岩溶、塔中礁滩体岩溶、哈拉哈塘层间岩溶与富满断控岩溶规模储层及其控制的大油气田，形成了超深海相碳酸盐岩勘探技术体系，丰富了超深层碳酸盐岩岩溶及油气地质理论认识，对超深层碳酸盐岩油气藏的勘探具有重要启示意义^[33]。

勘探实践与研究表明，已有的勘探理论难以有效指导塔里木盆地海相碳酸盐岩油气勘探，每一大油气田的发现都得益于理论认识的创新。

早期采用国内外典型的古潜山油藏勘探理论，通过潜山构造油藏模式, 在潜山高部位发现了轮南1与塔中1古潜山油气藏。但随后的钻探实践发现潜山高部位储层非均质性强，洞穴充填严重，而且水体活跃，经典潜山岩溶理论下低部位是不利于油气聚集成藏的。为此，通过露头地质建模与潜山岩溶储层研究，提出了潜山斜坡区准层状缝洞储层与油藏模式，推动了潜山+构造低部位的轮古油田的发现与探明，持续攻关研究突破了古隆起高部位富油气的地质理论，形成了“古隆起控油，斜坡富集”的认识，建立了奥陶系台缘礁滩体储层模型，指导了斜坡区礁滩体岩溶的油气勘探与发现。此后不囿于巨厚碳酸盐岩内幕缺乏规模储层的传统观点，提出了层间岩溶与立体复式成藏理论，开拓了碳酸盐岩内幕勘探新领域，指导了哈拉哈塘油田及塔中鹰山组层间岩溶油气田的发现与探明。近年来，随着勘探持续向南进入坳陷区，逐步发现走滑断裂对储层和油气聚集起到了主控作用，沿断裂可以形成规模断控岩溶储层，通过断控储层露头建模与井震结合研究，提出了“断层破碎带”与“断溶体”“缝溶体”的断控岩溶储层模型，实现了克拉通盆地坳陷区的超深层碳酸盐岩断控油气藏——富满大油田的勘探突破。

总之，塔里木盆地超深海相碳酸盐岩勘探是不断突破传统理论认识的过程，经历了潜山岩溶—礁滩体岩溶—层间岩溶—断控岩溶储层地质理论认识的创新发展，不仅丰富了海相碳酸盐岩成储成藏理论，而且指导实现了不同阶段的油气勘探新突破，实现了勘探领域从隆起—斜坡—坳陷的拓展，10年前勘探工作者构思的塔北—塔中50亿吨级的连片大油气区的设想得以实现。

塔里木盆地古老海相碳酸盐岩基质孔隙差，次生孔、洞、缝发育的缝洞体是勘探的主要目标，打不到缝洞体储层就会造成钻井失利。由于超深层埋藏深度平均超过8000m、地表条件差（主要为浮土、沙漠覆盖区），造成目的层三维地震资料的信噪比低、资料品质差，岩溶缝洞储层目标难以精准预测与刻画。为此，逐步摒弃了“二维地震勘探，三维地震评价”的部署原则，果断采取三维地震整体部署、分步实施，在塔中礁滩体、哈拉哈塘层间岩溶、富满走滑断裂带等取得了重大勘探突破。2005年前后还通过地震攻关，全面实现了大沙漠区潜水面以下激发的地震采集，形成了大沙漠区三维地震采集处理技术，地震成像精度得到大幅提升，满足了碳酸盐岩的地震储层预测，为塔里木盆地碳酸盐岩的勘探发现提供了技术基础。

为满足坳陷区超深层缝洞型碳酸盐岩储层精细雕刻的地质需求，逐步创新形成基于“两宽一高”的高密度地震采集与深度偏移处理技术，先后建立了“振幅变化率+储层相控反演”的缝洞量化雕刻技术、“双重滤波+振幅变化率”为核心的多尺度走滑断裂识别技术、“双相控”地质统计学反演技术的储层预测技术体系，解决了地表巨厚沙丘、储层埋藏超深、火成岩发育等导致的缝洞体准确成像与储层难题，从根本上改善了地震资料品质，为超深复杂碳酸盐岩缝洞型油气藏精细描述奠定了基础，从而实现了钻探过程中看得见、打得准，大幅提高了钻井成功率^[34-35]，支撑了碳酸盐岩油气藏勘探持续突破与评价建产。

塔里木盆地古老海相碳酸盐岩领域在几十年的勘探历程中，面临着一系列前所未有的难题与挑战，历经挫折后，通过转变勘探思路、攻关创新理论技术，打破了很多禁区，获得了重大新突破^[36]。

首先是突破超深层古老石灰岩难以形成规模储层的认识禁区。早古生代石灰岩地层古老，在长期深埋过程中原生孔隙逐渐消亡，传统认为除了古潜山外通常难以形成规模储层，国内外也未发现过这类超深层石灰岩岩溶缝洞型的大油气田。但科研人员通过持续攻关，提出塔里木盆地碳酸盐岩发育4种岩溶类型，建立了潜山岩溶、礁滩体岩溶、层间岩溶与断控岩溶的储层地质模型与技术创新，不断发现了规模岩溶储层及其有利成藏区，实现复杂强非均质性岩溶储层勘探的不断突破。

其次是勇闯“石油死亡线”的勘探深度禁区。在认识到深层—超深层低部位具有油气聚集保存条件，不断创新亚洲第一深井纪录，2000年以来直井平均井深超过6000m，近年又引领并开启了深地塔科1井万米特深井的钻探。勘探不断突破深层（> 4500m）难以形成液态石油的理论禁区，在哈拉哈塘地区突破深度7000m石油勘探禁区，阿满过渡带石油勘探突破8000m，表明8000m以深仍有石油勘探的潜力，引领了超深层的石油勘探。由于超深层碳酸盐岩储层非均质性强、油气水分布更加复杂，油气井高产不稳产难以效益开发，但通过坚持科技创新，富满油田的高效井比率高达60%，建成了塔里木盆地经济效益最好的超深海相碳酸盐岩油田。

再者是突破克拉通盆地坳陷区超深层的勘探禁区。传统理论认为克拉通盆地为“古隆起控油”，油气主要沿古隆起富集，调研发现国内外发现的大油气田均位于隆起区，坳陷区缺乏规模储层与大油气田形成的地质条件。通过持之以恒的艰难探索，形成了坳陷区超深层走滑断控岩溶油气藏的勘探理论与技术，阿满过渡带获得重大油气突破，引领了克拉通盆地坳陷区超深层的油气勘探。

碳酸盐岩油气藏特征的特殊性、复杂性决定了采用勘探开发一体化组织模式是最行之有效的方式。坚持勘探开发一体化是塔里木油气勘探开发实践的一大亮点，上产增储一体化思路是碳酸盐岩勘探开发一体化的核心。上产增储一体化转变了储量与产量关系的认识。一是转变对碳酸盐岩大油气田标准的认识，由“勘探发现多，储量规模大”，向“产量规模大，开发效益好”转变。二是工作方式的转变，由以往“勘探发现，评价探明，编制方案，开发建产”，向“勘探发现，开发介入，先建产量，再交储量”转变，提高了储量动用程度。三是布井思路的转变，由“大面积均匀布井，控制含油面积上交储量”向“富油缝洞带，高产井区相对集中布井”转变，提高了探明储量精度，上产速度加快，开发效益大幅度提升。

勘探开发生产组织模式由接力式向融合式转变，一体化工作强化勘探开发整体规划部署，弱化井别，牢固树立“探井就是开发井，开发井在某种程度上也可以起到探井作用”的理念；探井的任务是“打认识、打类型、验技术、定井型、拿产量”，开发井的任务是“获得高产，深化认识”；勘探依靠连片大面积三维、缝洞及断裂刻画发现富集区，开发在富集区集中建产。以实现碳酸盐岩上产增储、实现规模效益为目标任务，强化一体化组织，实现勘探开发一套科研人员、一个生产组织机构。形成了具有塔里木特色的“6个一体化”融合式工作架构，即组织结构一体化、投资部署一体化、科研生产一体化、生产组织一体化、工程地质一体化、地面地下一体化（图 9），核心工作是提高超深缝洞型碳酸盐岩钻井成功率、提高单井产量、提高钻井速度。

图 9

图 9 碳酸盐岩勘探开发一体化模式构成图 Fig. 9 Composition of exploration and development integration mode for carbonate rocks

综上所述，勘探开发一体化的管理创新是碳酸盐岩快速增储上产的高效模式，它通过整合资源、创新理论和技术，提高了勘探开发的效率和效益，对塔里木盆地乃至全球同类型油气藏的勘探开发具有重要的理论和实践指导意义。

塔里木盆地克拉通区古老海相碳酸盐岩经历了复杂的沉积成岩演化及次生改造过程，发育大型潜山岩溶、台缘礁滩体岩溶、内幕层间不整合岩溶及断控型岩溶缝洞体等超深碳酸盐岩建造，蕴藏着丰富的气藏、凝析气藏、挥发性油藏、油藏、稠油油藏等宝藏，是国家能源战略安全的重要保障。

塔里木盆地碳酸盐岩历经几十年的艰苦探索与勘探实践，创新建立了超深古老海相碳酸盐岩油气地质理论和勘探关键技术，是指导和推动大油气田发现的关键。

（1）下古生界古老碳酸盐岩受塔西大台地背景、不整合面、走滑断裂体系等要素控制，主要发育潜山岩溶、礁滩体岩溶、层间岩溶和断控岩溶4种储层类型，次生岩溶改造作用是缝洞型碳酸盐岩规模储层形成的关键。

（2）超深缝洞型碳酸盐岩油气藏没有统一的油气水界面，流体分布不受局部构造控制，油气主要赋存于缝洞体及断裂破碎带中，平面上有序分布，剖面上准层状或板状展布。寒武系主力烃源岩原地生烃，沿走滑断裂体系垂向或网状运移，在区域盖层之下的缝洞型储层中形成了大规模的准层状及板状油气藏。

（3）塔里木盆地碳酸盐岩勘探实践既丰富和发展了古岩溶及成藏理论，也实现了从古隆起—斜坡—坳陷区的大油气田的勘探突破，还实现了从奥陶系良里塔格组—一间房组—鹰山组的立体层系勘探，更推动了从深层—超深层—万米特深层的纵深油气勘探。