❶ 塔里木盆地塔中油氣田碳酸鹽岩岩溶儲集體特徵
塔中油氣田位於塔里木盆地中部卡塔克隆起上，自1989年發現後，先在中奧陶統一間房組探明儲量擴大，近年來，又在下奧陶統鷹山組白雲岩中發現大型油田，控制儲量達3×108t以上。
塔中隆起奧陶系碳酸鹽岩油氣勘探從良里塔格組礁灘體到鷹山組風化殼取得了前所未有的重大發現，最主要的一點是勘探思路從構造勘探向儲層勘探的轉變，這也為配套技術的發展指明了方向。碳酸鹽岩儲層受沉積-改造的雙重控制，改造作用對於改善其儲集性能至關重要。塔中地區發育北西向逆沖和北東向走滑的兩組斷裂，如塔中82井區在塔中Ⅰ號斷裂和塔中82走滑斷裂的作用下發育級別不同、規模不等的次一級斷裂以及裂縫，在斷裂帶發育的附近，儲層裂縫發育，多級次、多方位裂縫的發育與溝通無疑使碳酸鹽岩的儲集性能得到明顯改善。探討斷裂活動對發育優質儲層所起的作用以及對儲層的改造機制並建立相應的地質模式，對碳酸鹽岩儲層地質學的深化和油氣勘探開發都有其現實意義。
（一）地質背景
塔中隆起位於塔里木盆地中部卡塔克隆起上，北鄰滿加爾凹陷，西北與阿瓦提凹陷相鄰，西鄰巴楚隆起，南鄰塘沽孜巴斯凹陷，東接塔東低凸起，是一個加里東運動期定型的穩定古隆起。不同規模、方向、期次的斷裂將塔中隆起切割成多塊，具有「南北分帶、東西分塊與垂向分層」的特點。塔中隆起總體走向為北西—南東向，平面上自東向西呈扇狀發散，形成了塔中隆起東窄西寬的構造格局。北西向逆沖斷裂將塔中隆起分成塔中Ⅰ號、塔中10號、塔中Ⅱ號斷裂構造帶和塔中南緣斷裂坡折帶等（圖7-11）。其中，塔中北斜坡可細分為岩溶下斜坡帶、岩溶次高低和岩溶上斜坡帶等次級構造單元。北東向走滑斷裂將其分割為中東部陡坡區、中部低隆區、中西部緩坡區和西部平台區等。
塔中地區斷裂構造的演化受控於塔里木盆地及周邊造山帶的構造演化。通過地震剖面解釋及構造演化分析，塔中隆起自寒武紀以來有5期斷裂活動。即早—中寒武世強伸展斷裂活動、中—晚奧陶世強擠壓逆沖斷裂活動、志留紀—早泥盆世走滑斷裂活動、二疊紀火成岩活動伴生局部斷裂和繼承性走滑斷裂活動以及新生代陸內造山運動走滑斷裂局部調整。
早—中寒武世陸緣拉張，塔里木地塊處於強伸展階段，斷裂活動強烈，正斷層控制塔中兩側不等厚沉積。早—中寒武世，局部先期短時間內拉張形成小型地塹，到中寒武世末擠壓隆升為一個小型凸起。至晚寒武世，構造活動基本處於休止期，斷裂不發育。受下伏斷層的影響，局部井區上寒武統略厚。
中奧陶世塔里木盆地發生差異沉降活動、周邊隆起、逆沖斷裂活動。沉積地層發生擠壓，在下奧陶統蓬萊壩組和上寒武統內部發育一些「X」型剪切共軛構造。該期構造活動導致塔中地區個別井區因下伏斷裂的存在，產生新的走滑斷裂，從基底上切至鷹山組。至晚奧陶世，良里塔格組沉積之後，走滑斷裂在局部有微弱調整，上切至良里塔格組。上奧陶統桑塔木組沉積之前，良里塔格組遭受剝蝕，地層相對平緩，部分井區地層發生沉降。至晚奧陶世末，南北大洋關閉，滿加爾坳拉槽停止活動，塔中地區走滑斷裂活動停止。
圖7-17 塔中地區寒武系—奧陶系Ⅱ型白雲岩顯微特徵
（據楊玉芬，2010）
（1）渾濁狀細晶白雲石：細晶白雲岩和殘余顆粒白雲岩的主要組分，鏡下呈渾濁狀，半自形—他形為主，晶間呈直線形—凹凸形接觸，局部具顆粒殘余或幻影結構。
（2）亮晶白雲石膠結物：分布有限，僅產於亮晶粒屑白雲岩的粒間孔隙中。鏡下表現為以膠結物形式生長於粒間孔隙內，晶體潔凈明亮，半自形細晶為主，一般發育兩個世代，第一世代多呈馬牙狀環邊，第二世代為粒狀亮晶。由孔隙流體結晶生成，形成環境范圍較寬，從海底成岩環境直到埋藏成岩環境均有可能生成。
（3）亮晶白雲石充填物：呈充填物形式產於次生縫洞內，在交代圍岩基質的基礎上向縫洞中心自由生長，菱面體發育良好。岩心中可見中、粗晶甚至巨晶白雲石充填物，其晶體大小與縫洞大小成正比，多產於結構裂縫和溶蝕縫洞中。據產狀特徵推測，這種白雲石是在埋藏環境中從地層水中沉澱生成的，甚至可以是由沿構造裂縫運移來的熱液中結晶生成的。
3）中、粗晶白雲岩（Ⅲ型）
分布較廣，但比Ⅱ型白雲岩少得多，可單獨組成原生結構完全消失的中、粗晶白雲岩，也可以以充填物形式產於大型縫洞內。多數在埋藏環境高溫下生成，有的則是重結晶作用的產物。常為鬆散排列、糖粒狀，粒徑為150～400μm，自形—他形，具有內生或者連生的菱形晶體，具霧心亮邊現象，有時有嵌晶結構及他形非平面邊界，具明顯次生加大邊。有時具明顯原生結構破壞性的特點。次生加大的明亮邊部通常占整個晶體的10%～30%，有霧狀核心。Ⅲ型白雲岩有些具彎曲的晶體邊部，呈波狀消光，與馬鞍狀白雲岩類似。熒光照射為暗橘紅色到紅色，比霧狀核心的含流體包裹體的Ⅱ型白雲岩更亮。Ⅲ型白雲岩通常也同時包含Ⅱ型或Ⅰ型白雲岩。
4）白雲岩的充填（Ⅳ型）
分布有限，僅產於亮晶粒屑白雲岩的粒間孔隙中。以膠結物形式生長於粒間孔隙內，晶體潔凈明亮，半自形細晶為主，一般發育兩個世代，第一世代多呈馬牙狀環邊，第二世代為粒狀亮晶。這種白雲石由孔隙流體結晶生成，從海底成岩環境到埋藏成岩環境均有可能生成。也可呈充填物形式產於次生縫洞內，一般是在交代圍岩基質的基礎上向縫洞中心自由生長，菱面體發育良好。在岩心中可見中、粗晶甚至巨晶白雲石充填物，晶體大小與縫洞大小成正比，多產於結構裂縫和溶蝕縫洞中。據產狀特徵推測，為埋藏環境下從地層水中沉澱生成的，甚至可以是由沿構造裂縫運移來的熱液結晶生成的。
5）石灰岩晶體中充填的細粉晶白雲岩（Ⅴ型）
為本區常見結構類型之一，很少單獨組成白雲岩，常以縫洞充填物形式產出，是通過交代基質形成白雲石霧心，隨後次生加大形成白雲石亮邊。說明霧心亮邊白雲石形成於條件多變的成岩環境，推測主要為混合水和埋藏成岩環境。粒屑白雲岩是機械搬運、沉積的白雲岩碎屑顆粒由自生白雲石膠結而成的白雲岩，屬原生白雲岩類型，其形成環境多樣，粒屑結構發育良好，顆粒與填隙物界線分明，有時甚至可見粒間白雲石膠結物呈世代生長。角礫白雲岩和礫屑白雲岩見於塔中5井、塔中38井下奧陶統，發育於台緣斜坡相帶，屬海底岩崩、滑塌及碎屑流成因，其碎屑顆粒主要來源於台地邊緣已固結的同時代白雲岩。此類型白雲岩也可呈大型溶洞充填物的形式產出，如塔中1井3585.65～4593.67m井段白雲岩，其粒屑成分為微晶隱藻白雲岩，屬藻礫屑和藻砂屑，磨圓好，分選中等，推測其源於潮坪環境准同生雲化形成的隱藻白雲岩，經破碎、搬運，在淺灘或潮溝環境中再沉積而成。粒間一般發育兩期白雲石膠結物。第一期呈馬牙狀環邊，第二期為粒狀亮晶白雲石。另一種以塔中38井3475.5m以下的砂礫屑白雲岩為代表，發育於台緣斜坡，也可是海底碎屑流或濁流成因。
（三）岩溶儲集體發育的主控因素
早奧陶世末—晚奧陶世初的中加里東運動使塔中地區整體抬升，中奧陶統上部和上奧陶統下部的吐木休克組多有缺失，一間房組部分層段被剝蝕。鷹山組在表生成岩環境中，經多幕次加里東運動和海西運動早期形成疊加古隆起的暴露、埋藏和再抬升，造成了碳酸鹽岩多期次、多成因的溶解，形成了疊加復合儲集體。
1.斷裂和裂縫網路
構造背景是古岩溶發育的基礎，斷裂展布型式控制了岩溶地貌分區。斷裂和裂縫是岩溶水的主要滲濾通道。本區斷裂非常發育，主要有2期：第1期為加里東期形成的塔中Ⅰ號斷裂和塔中10號斷裂，呈北西—南東走向，斷距大，延伸遠，控制了塔中北斜坡構造的總體格局；第2期主要形成於海西期，為北東—南西走向的走滑斷裂，加深改造了塔中北斜坡的構造面貌。走滑斷裂均伴隨一些羽狀排列的次級走滑斷層，其與主走滑斷裂斜交，組成網狀斷裂系統。中加里東期至海西期形成的多期、多組斷裂及伴生的裂縫網路形成良好的流體優勢運移通道，成為各種液體（地表水、熱液水、烴源岩排烴之前的酸性水）溶蝕改造儲層的有利通道。向上通過網路系統的溝通而成為有利的碳酸鹽岩孔洞縫發育的集合體。
2.不整合岩溶
中加里東運動使塔中地區整體抬升，下奧陶統鷹山組廣泛暴露並長期遭受剝蝕。形成廣泛的鷹山組不整合岩溶發育區。鷹山組頂部不整合面之下200m厚的地層內出現了發育程度不等、規模不同、形態各異的岩溶縫洞系統和不同特徵的內部充填物。岩溶的發育程度和深度隨古地貌位置、古水文條件以及暴露時間長短等因素的差異而有較大的變化。理論上一個發育完整的不整合岩溶序列從不整合面向下一般由表層岩溶帶、垂向滲濾岩溶帶、徑流岩溶帶和深部緩流岩溶帶4部分構成。塔中北斜坡鷹山組除表層岩溶帶相對不發育外，垂向滲濾岩溶帶、徑流岩溶帶和深部緩流岩溶帶均有不同程度的發育。優質儲層段主要分布在徑流岩溶帶內，其次為垂向滲濾岩溶帶，深部緩流岩溶帶儲層基本不發育（附圖14）。有效儲集體呈准層狀分布在垂向滲濾岩溶帶和徑流岩溶帶內。
不同井區地層的岩性分布特徵、古地貌以及岩溶期次的不同，導致了風化殼岩溶在不同井區的發育和分布存在著明顯的差異。古地貌不僅對沉積古地理的發育具有重要影響作用，對碳酸鹽岩儲層發育分布也具有明顯的控製作用，利用殘厚法（鷹山組和蓬萊壩組厚度）可較好地反映鷹山組風化殼的古地貌。塔中北斜坡岩溶古地貌形態由於中加里東運動起伏較大，平行塔中Ⅰ號坡折帶方向從外帶向內帶逐漸升高，依次發育岩溶窪地、岩溶斜坡及岩溶次高地，東西兩側分別是潛山區和平台區。岩溶窪地岩溶作用相對較弱，儲層相對不發育（如TZ722井）。岩溶斜坡除大氣降水垂直滲流補給外，還接受岩溶高地地下水的側向補給，水動力作用強，主要以水平層狀岩溶為主；岩溶形態以暗河管道和寬溶縫為主，部分溶蝕垮塌物可具有一定距離的搬運和分選；儲層保存情況較好（如ZG5井、ZG7井）。岩溶次高地上的侵蝕、溶蝕力度大，為地下水的補給區，流體以垂向滲濾為主，形成垂向溶蝕帶、落水洞等，分布具有非均一性（如ZG432井）。西部平台區岩溶作用也相對較弱，儲層相對不發育（如ZG15井）。東部潛山區岩溶作用最強，常形成大型的縫洞系統。
塔中北斜坡一間房組岩溶古地貌高度差異明顯，如岩溶次高地與岩溶窪地最大高差可達581m。由於鷹山組不整合岩溶作用發育的不完善性，結合多口井岩溶具體發育情況，推測岩溶有效厚度為100～200m，即不整合岩溶儲層集中分布在下奧陶統頂面以下200m地層厚度范圍內，這與目前鑽井油氣產出情況非常符合。
3.埋藏溶蝕
埋藏期深部流體的溶蝕作用可改善儲層的儲集性能，不但使儲層的孔隙度升高、滲透性增強，而且能在構造裂縫發育帶形成相當規模的儲滲體。埋藏溶蝕所形成的儲層主要分布在構造裂縫和斷層發育帶、油氣排泄有利區和運移線上，以及其他因素形成的孔隙發育帶。本區碳酸鹽岩歷經多次構造—成岩旋迴的改造，同時存在多套源岩和多次烴類的運聚事件，相應地發育了多期埋藏溶蝕作用。特別是TSR作用形成的酸性流體對儲層的溶蝕改造，可以明顯改善儲層的性能，這已在四川盆地飛仙關組和長興組得到證實。塔中地區奧陶系油氣藏中富含因TSR作用形成的酸性流體，如硫化氫、二氧化碳等，這些流體對成岩蝕變、擴溶縫洞具有重要作用，是本區一種重要的建設性成岩作用。埋藏溶蝕作用所形成的各種串珠狀溶蝕孔洞、擴溶縫進一步改善了不整合岩溶所形成的縫洞系統，成為本區油氣有效的儲集空間控制著優質儲層的發育和油氣富集。
該區另一種優質的儲層是白雲岩儲層，埋藏期地下熱水沿斷層或裂縫向上運移使灰岩地層發生熱液白雲岩化，這對灰岩儲集性能具有重要的建設性作用。熱液成因白雲岩具有以下特徵：白雲岩晶體粗大，常為中—粗晶，部分為塊狀斑晶；異形白雲石結晶粗大，呈粗晶塊狀，晶形和解理彎曲，波狀消光，常分布於溶蝕孔洞中或大裂縫中，具有較高的鐵和錳含量。埋藏成因白雲石87Sr/86Sr變化范圍較寬，平均值高於近地表海水蒸發成因，Fe含量可達（1804～4652）×10-6，Mn含量最高可達132×10-6，具有較輕的δ18O；流體包裹體均一化溫度高；常見石英等殘余晶體。熱液成因的白雲岩分布較廣，如TZl62井、TZl2井、TZ43井等均可見及，呈不規則透鏡狀或塊狀分布，井間對比性較差。碳酸鹽岩圍岩、岩漿熱液、斷裂和不整合等共同組成了熱液溶蝕作用的要素，同時熱液礦物的發育也可較大地改善儲層的物性。
（四）儲層發育模式及有利區帶預測
塔中北斜坡奧陶系一間房組為大型不整合準層狀縫洞型凝析氣藏。是多種作用、多期疊加改造形成的縱向疊置、橫向連片的優質碳酸鹽岩儲集體。其儲層成因演化模式：良里塔格組沉積之前，下奧陶統鷹山組地層經過中加里東期構造抬升而受剝蝕溶蝕，發育不整合岩溶，在不整合面附近形成准層狀的大規模不整合岩溶型縫洞儲集體；到上奧陶統良里塔格組下部的良四段、良五段沉積時期，海平面之上的岩溶水對鷹山組儲層進一步溶蝕，空間上與良四—良五段的礁灘體形成統一的儲集體系；晚加里東期至喜馬拉雅期經過多期構造破裂作用和埋藏溶蝕作用改造及油氣聚集，鷹山組頂部的風化殼儲層和良里塔格組下部的孔洞層被斷裂/裂縫體系連通為一個統一的儲集單元，最終形成了優質的岩溶儲層。
通過對制約不整合岩溶儲層發育因素分析及發育演化模式建立可預測有利的儲集區帶。這套儲層既與岩溶古地貌相關，又受多成因、多期次成岩溶蝕、斷裂裂縫、埋藏溶蝕疊加的綜合控制。優質儲層主要沿斷裂和裂縫呈斑團狀和短條帶狀，最有利儲層發育區主要分布在不整合岩溶和斷裂同時發育的區域，總體上沿塔中Ⅰ號坡折帶呈斷續分布，部分受走滑斷裂控制而呈北東—南西向分布。次有利儲層發育區主要分布在不整合岩溶和斷裂次有利發育的區域，但范圍較最有利儲層分布范圍廣，連片性好。斷裂和不整合岩溶都不發育或者只有一種類型發育的區域儲層相對不發育（附圖15）。
❷ 東濮凹陷膏鹽岩對油氣的控製作用
劉景東1，2，3 蔣有錄3
（1.南京大學地球科學系，江蘇 南京 210093；2.中國石化石油勘探開發
研究院無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126；3.中國石油大學
地球科學與技術學院，山東 青島 266555）
摘 要 從東濮凹陷蒸發岩系的地質特徵出發，系統分析了膏鹽岩對油氣成藏諸要素的影響及其對油氣分布的控製作用。研究結果表明，東濮凹陷烴源岩與膏鹽岩共生，膏鹽岩－砂泥岩過渡帶的烴源岩有機質豐度最高；膏鹽岩發育區烴源岩有機質類型以Ⅱ1型和Ⅰ型為主；膏鹽岩的高熱導作用使鹽上烴源岩生烴門限深度降低和鹽下烴源岩過成熟門限深度增加，有效地擴大了生烴窗范圍。膏鹽層下部砂岩儲層孔隙度相對正常壓實地層而言整體偏大，且隨深度增加表現為先增加後減小，孔隙度最大值出現在膏鹽層下部一定距離內。膏鹽層不僅對油氣具有很強的封堵能力，而且易於形成鹽下、鹽間、鹽上及鹽岩邊緣等多種圈閉類型。膏鹽層厚值區形成的異常壓力明顯大於膏鹽層邊緣區，油氣更易於在膏鹽層的遮擋下向膏鹽層邊緣區運移。綜合分析認為，東濮凹陷膏鹽層邊緣區不僅具有良好的供烴和圈閉條件，而且具備油氣充注的通道和動力條件，是最有利的油氣聚集區。
關鍵詞 膏鹽岩 有機質 油氣生成 油氣運移聚集 油氣分布 東濮凹陷
Control of Gypsum－salt Rock on Oil－gas Reservoir
in Dongpu Depression
LIU Jingdong1，2，3，JIANG Youlu3
（1.Department of Earth Science，Nanjing University，Nanjing 210093，China；
2.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi 214126，
China；3.School of Geosciences，China University of Petroleum，
Qing 266555，China）
Abstract Based on the geological features of evaporite Deposition in Dongpu Depression，we systematically analyzed the controls of gypsum－salt rock on pool forming elements and hydrocarbon distribution.The results show that source rock and gypsum－salt rock of Dongpu Depression have a symbiotic relationship，which distribute alternately in vertical and overlay in horizontal.The source rock in gypsum－salt and sand－shale transition zone has the highest organic matter abundance.Organic matter types of source rock in gypsum－salt zone and transition zone are mainly type Ⅰ and type Ⅱ1 Kerogen.For the role of high thermal conctivity of gypsum－salt rock，the upper source rock has shallower threshold depth for oil generation，and the lower source rock has deeper threshod depth，this effectively expand the scope of the hydrocarbon generation window.The porosity of sandstone covered by gypsum－salt rock has larger porosity than normal sediment stratums，it firstly increases and then decreases with increasing depth，and the maximum porosity appears within a certain distance from gypsum－salt rock.Gypsum－salt rock has strong sealing ability to trap oil and gas.The configuration of gypsum－salt rock and sandstone can forms kinds of traps under sypsum－salt，intersypsum－salt，upper sypsum－salt and at the edge of gypsum－salt.Under the similar structural conditions，the abnormal formation pressure under the thicker gypsum－salt rock is significantly greater than that at the edge of gypsum－salt rock，so the oil and gas is easier to be filled and preserved in the traps at the edge of gypsum－salt rock.Synthetical analysis lead to that at the edge area of gypsum－salt rock not only has good source rock and trap conditions，but also has hydrocarbon charging pathway and dynamics，so it becomes the most favourable area for oil and gas accumulation.
Key words gypsum－salt rock；organic matter；oil and gas generation；oil and gas migration and accumulation；oil and gas distribution；DongpuDepression
據統計，全球含油氣盆地和具遠景的含油氣盆地有近200個，有一半以上的盆地發現了具商業價值的油氣田，而這其中就有58％的油氣田與含鹽地層有關［1］。歐亞大陸所有含鹽盆地基本上都含油氣，其中一些還是世界上最大的含油氣區，如中東、近東和北海的含鹽盆地。在油、鹽共生的盆地中，有46％的盆地的油氣層產於鹽系地層之下，41％的盆地的油氣層產於鹽系地層之上，13％的盆地的油氣層產於鹽系地層之間［2］。可見，鹽岩與油氣有著非常密切的關系。前人研究表明，蒸發鹽型的環境具有巨大的有機物質生成能力，可以形成有利的生油岩系［2～6］。受沉積相變控制，膏鹽岩周圍普遍發育以牽引流為主的砂岩儲集體［7，8］，石膏自身脫水也可形成具備儲集能力的次生孔隙［9～12］，同時膏鹽層對壓實作用和其下部岩層的成岩作用有很強的抑製作用，有利於儲層的原始孔隙的保存［6，13］。膏鹽層具有很高的排驅壓力，在蓋層分級中屬於特級蓋層，對油氣和異常壓力均具有很強的封堵能力［14～16］。膏鹽岩的塑性流動可以形成斷層、裂縫［4，5］，成為有利的運移通道，也可以形成各種鹽構造［17，19］，為油氣聚集提供有利場所。雖然上述研究涉及了生烴有機質、儲集層、蓋層和圈閉等多個方面，但大多從單方面開展研究，缺乏深入和系統的分析，對膏鹽岩發育區油氣富集規律的認識存在不足。
東濮凹陷位於渤海灣盆地臨清坳陷東南部，呈NNE走向，北窄南寬，面積約5300km2。東濮凹陷北部地區具有 「兩窪一隆一斜坡」 的構造格局，自西向東依次發育西部斜坡帶、海通集窪陷、中央隆起帶和前梨園窪陷，在中央隆起帶內部還發育濮衛窪陷（圖1）。鑽遇的古近系有沙河街組沙四段、沙三段、沙二段、沙一段及東營組，其中沙三段地層厚度可達3000m，可細分為沙三下、沙三中、沙三上3個亞段，古近系屬於一套湖泊相的含鹽碎屑岩沉積體系。東濮凹陷北部地區主要發育5套膏鹽層，包括沙一段的沙一鹽、沙三上亞段的沙三1鹽、沙三中亞段的沙三2鹽和沙三3鹽，沙三下亞段的沙三4鹽，除沙三1鹽分布局限外，其他4套膏鹽層分布廣泛，以文留、衛城地區為厚度中心，膏鹽層累積厚度可達950m。勘探實踐證實，東濮凹陷為渤海灣盆地油氣並舉的富油氣凹陷，而近93.7％的石油和近80％的天然氣分布於北部膏鹽岩發育區，且油氣在縱向上大部分分布於含膏鹽層系，可見膏鹽層對油氣平面富集范圍和縱向富集層位均具有重要的控製作用。
開展東濮凹陷膏鹽層與油氣關系研究，不僅有利於剖析東濮凹陷古近系油氣成藏特徵，而且對於認識斷陷鹽湖盆地含鹽層系油氣成藏規律，以及更好地挖掘其油氣資源潛力具有重要的指導作用。
圖1 東濮凹陷北部地區構造格局及鹽岩分布圖
1 蒸發岩系地質特徵
東濮凹陷的蒸發岩與碎屑岩、碳酸鹽岩在縱向上呈多旋迴式發育，其蒸發岩系可以劃分為兩種組合類型，即碎屑岩－蒸發岩組合類型和碎屑岩－碳酸鹽岩－蒸發岩組合類型（圖2）。其中，碎屑岩－蒸發岩組合類型的岩性由下而上主要表現為砂泥岩→含膏泥岩→膏鹽岩→鹽岩→膏鹽岩→含膏泥岩→砂泥岩的變化規律，該類型主要分布於沙三下亞段和沙三中亞段，沙三上亞段分布局限，在沙二段和沙一段分布最少；碎屑岩－碳酸鹽岩－蒸發岩組合類型的岩性由下而上主要表現為砂泥岩→白雲質泥岩→泥質白雲岩→含膏泥岩→膏鹽岩→鹽岩→膏鹽岩→含膏泥岩→泥質白雲岩→白雲質泥岩→砂泥岩的變化規律，在少數地層中碳酸鹽岩表現為泥質灰岩，該類型主要分布於沙二段和沙一段，沙三段相對不發育。可以看出，這兩種組合類型的岩性變化在縱向上均可劃分為膏鹽岩、膏鹽岩－砂泥岩過渡帶和砂泥岩，相應的地層可以劃分為膏鹽岩發育帶、膏鹽岩－砂泥岩過渡帶和砂泥岩發育帶，反映了古水體鹽度由淡水→微鹹水→鹹水→微鹹水→淡水的旋迴式變化，這主要是由於沉積時的湖盆水體始終處於淡水注入和蒸發作用的平衡體系中，當蒸發作用大於淡水注入時，水體會濃縮咸化，且隨著咸化程度的增加會沉積碳酸鹽－硫酸鹽－氯化鹽等蒸發岩。
圖2 東濮凹陷蒸發岩系縱向組合類型
2 膏鹽岩對油氣成藏要素的影響
2.1 有助於形成優質烴源岩
東濮凹陷古近系烴源岩包括沙三下、沙三中、沙三上亞段和沙一段，其中沙三下、沙三中亞段和沙一段烴源岩分布較為廣泛，沙三上亞段分布局限。上述層系烴源岩的發育規模分別與凹陷內膏鹽岩的發育規模相對應，且烴源岩與膏鹽岩在縱向上互層，平面上疊置，具有明顯的共生關系。為分析膏鹽岩對烴源岩發育的影響，分別統計了膏鹽岩發育區（包括膏鹽岩發育區和膏鹽岩－砂泥岩過渡帶）和膏鹽岩欠發育區（砂泥岩發育區）烴源岩的地球化學資料，並從空間上進行了對比。
2.1.1 有利於提高有機質豐度
研究發現，東濮凹陷北部地區烴源岩有機質豐度的高低與膏鹽岩發育程度成對比。從不同層系來看，沙三下、沙三中亞段和沙一段膏鹽岩發育區烴源岩的有機質豐度高，達到較好—好的標准，而沙三上亞段膏鹽岩欠發育區烴源岩的有機質豐度相對較低，僅達到較差—較好的標准（表1）。橫向上，文留及其周邊地區為膏鹽岩發育區，綜合評價烴源岩有機質豐度高，而凹陷南部及西部等膏鹽岩欠發育區烴源岩有機質豐度較低。不同岩性地層發育帶及不同岩性烴源岩的有機質豐度參數對比表明，東濮凹陷膏鹽岩－砂泥岩過渡帶的膏泥岩、含鹽泥岩有機質豐度最高，其次為膏鹽岩－砂泥岩過渡帶或膏鹽岩發育帶的鹽間泥岩、鹽上或鹽下泥岩，砂泥岩發育帶的泥岩或粉砂質泥岩有機質豐度則較低（圖3）。烴源岩與膏鹽岩的距離與烴源岩有機質豐度具有明顯的負相關關系，即烴源岩越靠近膏鹽岩，烴源岩有機質豐度越高，當烴源岩與膏鹽岩距離超過30 ～40m時，烴源岩有機質豐度受膏鹽岩的影響明顯減弱（圖4）。
表1 東濮凹陷北部古近系烴源岩有機質豐度評價
為研究不同沉積帶烴源岩有機質豐度差異的原因，對衛69井膏鹽岩發育帶、膏鹽岩－砂泥岩過渡帶和砂泥岩發育帶的泥質岩烴源岩分別進行了飽和烴氣相色譜－色質分析（圖5）。結果表明，膏鹽岩發育帶與砂泥岩發育帶泥岩正構烷烴含量低，二者分布均呈偏前峰型，主峰碳分別為C18和C20；而膏鹽岩－砂泥岩過渡帶泥岩正構烷烴含量介於上述兩者之間，分布呈雙峰型，主峰碳為C18和C28，反映了膏鹽岩發育帶和砂泥岩發育帶有機質以水生生物輸入為主，而膏鹽岩－砂泥岩過渡帶則為水生生物和部分陸源高等植物的混合輸入。膏鹽岩－砂泥岩過渡帶烴源岩的伽馬蠟烷含量最高，可以作為不同鹽度水體分層的標志，認為表層水鹽度小（交替出現淡水和半鹹水），利於水生生物的大量繁殖，同時由於河流等不斷地供給陸源生物和有機物質，所以湖泊中持續有大量的生物和有機質供給；而深水部位的底層水鹽度較大，缺氧條件好，利於優質烴源岩的堆積和保存，從而造成膏鹽岩－砂泥岩過渡帶烴源岩的有機質豐度要好於膏鹽岩發育帶和砂泥岩發育帶。
2.1.2 有利於形成腐泥型有機質
東濮凹陷北部地區烴源岩有機質類型同樣與膏鹽岩發育程度有關，但影響程度相對較弱。沙三下、沙三中亞段和沙一段膏鹽岩發育區的烴源岩有機質類型以Ⅱ1型乾酪根為主，其次為Ⅰ和Ⅱ2型乾酪根，有少量Ⅲ型乾酪根；而膏鹽岩欠發育區的沙三上亞段烴源岩同樣以Ⅱ1型乾酪根為主，但同時含有較大比例的Ⅱ2型乾酪根（圖6）。平面上，文留及其周邊的膏鹽岩發育區除沙三上亞段烴源岩含Ⅱ2型乾酪根外，沙三中、下亞段和沙一段烴源岩乾酪根均以Ⅱ1型和Ⅰ型為主；而南部的橋口、白廟等膏鹽岩欠發育區沙三段和沙一段烴源岩乾酪根則以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主。因此可以看出，膏鹽岩發育區易於形成Ⅱ1型和Ⅰ型乾酪根烴源岩，膏鹽岩欠發育區易於形成Ⅱ1型和Ⅱ2型乾酪根烴源岩。
圖3 東濮凹陷北部地區不同岩性烴源岩有機質豐度對比
2.1.3 有利於擴大生烴窗范圍
地溫是烴源岩有機質向油氣轉化過程中最有效、最持久的作用因素。由於膏鹽岩相對其他岩性岩石熱導率較高，生熱率較低，使得深部地溫容易傳到淺部，從而導致緊鄰膏鹽層的上部地層地溫梯度偏低於無鹽地層，出現異常高溫，而緊鄰膏鹽層的下部地層地溫梯度則偏高於無鹽地層，出現異常低溫。如文留地區為沙三4鹽的厚度中心，其沙三段烴源岩主要分布於沙三4鹽之上，烴源岩達到生烴高峰（Ro＝1.0％）和過成熟階段（Ro＝1.3％）的門限深度要明顯深於橋口、白廟等膏鹽岩欠發育區；馬寨地區為沙三2鹽的厚度中心，其沙三段烴源岩主要分布於沙三2鹽之下，烴源岩達到生烴高峰（Ro＝1.0％）和過成熟階段（Ro＝1.3％）的門限深度要明顯淺於橋口、白廟等膏鹽岩欠發育區（圖7）。
膏鹽層對溫度的影響與其累積厚度密切相關［20］，膏鹽層累計厚度越大，緊鄰其上部和下部地層的溫度差異就越大。據前人研究，東營凹陷每100m厚的膏鹽層，其導熱性可使其下部地層的溫度比正常值降低2℃左右［10］。東濮凹陷衛76井含鹽地層的溫度縱向變化表明，含膏鹽地層及其上部和下部地層地溫梯度和地溫存在明顯的差異，約350m厚的含鹽地層（其中膏鹽岩約198m）造成其上部和下部地溫分別與正常值最大差別為2～3℃。膏鹽層造成的鹽上和鹽下地層溫度異常使烴源岩生烴門限深度降低、過成熟門限深度增加，對全區來說可以有效地擴大生烴窗范圍。
圖4 東濮凹陷北部地區烴源岩－膏鹽岩垂向距離與烴源岩豐度關系
圖5 衛69井不同沉積地層泥岩飽和烴及萜烷色譜圖
圖6 東濮凹陷北部地區不同層段乾酪根類型指數分布
2.2 改善膏鹽層下部儲層的儲集性能
受鹽湖盆地沉積沉降中心控制，不同時期膏鹽岩的發育位置在不斷變化，空間上表現為各套膏鹽岩的明顯遷移，從而導致不同膏鹽岩與砂岩形成指狀交叉帶式接觸，砂岩層大多上覆有膏鹽層。這種指狀交叉帶在後期的構造運動作用下發生差異抬升，膏鹽岩分布於構造高部位，向周邊相變為砂岩和泥岩，有利於形成砂岩上傾尖滅圈閉。
圖7 東濮凹陷北部地區不同位置烴源岩的熱演化特徵
圖8 膏鹽岩下部儲層總孔隙度隨深度變化關系
從濮33井孔隙度－深度變化關系可以看出，膏鹽層下部儲層孔隙度相對膏鹽岩不發育區的正常壓實地層偏大2％～10％（圖8）。分析認為，導致膏鹽層下部儲層孔隙度偏大的原因主要包括3個方面：一是由於膏鹽層較為緻密，對下部地層產生明顯欠壓實，使下部地層保持較高的孔隙度；二是膏鹽岩熱導率高，下部地層熱量容易散出，成岩演化作用受到抑制，使膏鹽層下部儲層的高孔隙度得以保存；三是膏鹽層之下一般具有異常高壓，且部分超過了岩石的破裂壓力，易於產生裂縫，促使總孔隙度增加。
研究發現，膏鹽層不僅可以使其下部儲層孔隙度明顯增大，而且其下部儲層孔隙度隨深度的變化也遵循一定的規律。一般緊鄰膏鹽岩發育的地層中往往含有一定量的碳酸鹽，由於碳酸鹽岩的膠結作用，緊鄰膏鹽岩儲層的孔隙度會相對較低；另外在地層成岩壓實過程中，地層水的垂向滲水作用導致部分膏鹽岩晶粒會深入到膏鹽岩周圍儲層中，也可導致儲層孔隙度降低。碳酸鹽和膏鹽岩晶粒造成的孔隙度降低均隨著與膏鹽岩距離的增大而減弱。因此，膏鹽層下部儲層孔隙度的最大值並未緊鄰膏鹽層出現，而是出現在膏鹽層往下的一定距離內，如濮33井兩套含鹽地層下部儲層的最大孔隙度出現的位置距離上部膏鹽層約165m左右，這是由於該位置碳酸鹽和膏鹽岩晶粒對孔隙度的影響降到最小，而隨著深度的增加，由於膏鹽層影響下部儲層孔隙度增加的各種因素的影響逐漸減弱，從而導致孔隙度又逐漸減小。
2.3 膏鹽層具備強封蓋能力
東濮凹陷北部地區膏鹽層厚度大，分布范圍廣，具有優越的油氣封蓋條件。對膏鹽層分布與其下部油氣柱高度的統計結果表明（圖9），膏鹽岩發育區大部分油氣藏分布於厚度為0～50m的膏鹽層之下，不同厚度的膏鹽層與油氣藏的最大含油或含氣高度沒有明顯的相關性，反映了膏鹽層對油氣的封堵能力很強，僅50m厚的膏鹽層就能封堵累計500m的含油或含氣高度。另外，膏鹽層對油的最大封堵高度以100～200m和200～500m為主，而膏鹽層對氣的最大封堵高度以＜100m和100～200m為主，說明膏鹽層封堵的最大含油高度要明顯大於最大含氣高度。
圖9 上覆最小膏鹽層厚度與最大含氣高度和最大含油高度頻率分布
膏鹽層的發育規模與其下部原油或天然氣藏的規模也具有正相關關系。隨膏鹽層厚度增加，原油或天然氣藏規模有增大的趨勢，但當膏鹽層厚度較小時，也能封堵較大規模的原油或天然氣藏，統計結果表明，厚度為10m的膏鹽層可封堵原油儲量839×104t、天然氣儲量14×108m3，厚度為55m的膏鹽層可封堵原油儲量1726×104t。與渤海灣盆地的泥岩蓋層相比，封堵相同儲量規模的原油或天然氣所需要的膏鹽層厚度要遠小於泥岩厚度，如遼河坳陷天然氣地質儲量大於10×108m3的氣藏，泥岩蓋層厚度一般需要大於100m；黃驊坳陷儲量大於5×108m3的較大氣藏，泥岩蓋層厚度都在20m以上。
2.4 有利於形成多種與膏鹽岩相關的圈閉
膏鹽岩具有比泥岩更高的緻密性，在縱向和橫向上對油氣均可起到很好的封堵作用，與儲集層配置在一起，可以形成構造、岩性等多種圈閉類型。同時膏鹽岩可塑性強，在較高的溫壓條件下，膏鹽岩本身的構造變形影響膏鹽岩上覆地層中圈閉的形成。從圈閉與膏鹽岩的位置關系來看，與膏鹽岩有關的圈閉包括鹽下、鹽間、鹽上及鹽岩邊緣四大類，其中鹽下圈閉又包括鹽下地壘圈閉、鹽下背斜圈閉和鹽下斷塊圈閉，鹽上圈閉主要為鹽上地塹式斷塊圈閉，鹽間圈閉主要為鹽間泥岩裂縫圈閉，鹽岩邊緣圈閉包括鹽岩遮擋斷塊圈閉和鹽岩遮擋砂體尖滅圈閉等。各種圈閉的典型模式和特徵如圖10所示。
圖10 東濮凹陷北部地區膏鹽岩相關圈閉類型
3 膏鹽岩分布影響油氣運移方向
大量勘探實踐表明，超壓是大多斷陷盆地油氣運移充注的重要動力。東濮凹陷北部地區沙三段和沙一段發育多套厚層膏鹽岩，平面上分布廣泛，縱向上與砂泥岩互層，上覆地層沉積過程中泥岩難以垂向排液，易於形成欠壓實，從而導致超壓，而膏鹽岩的存在又對超壓的保存起到了積極作用。膏鹽岩的成岩脫水作用也是異常壓力的重要成因之一，石膏脫水變成硬石膏時，石膏的結晶格架中的結晶水將在變質過程中轉化為游離狀的自由水，當這些水進入相鄰的地層孔隙中時，岩層中的流體壓力將會增大。由於膏鹽岩本身具有塑性強、易流動的特點，即使在構造擠壓作用下，封閉層產生裂縫與斷裂，膏鹽岩的塗抹或充填也會在一定程度上阻止異常壓力的散失。
膏鹽層下部地層異常壓力的發育程度與膏鹽層的發育規模成正比，在相似的構造條件下，膏鹽層厚值區下部地層的異常壓力要明顯大於膏鹽層邊緣區，因此膏鹽岩邊緣區異常壓力幅度小，為相對低壓區，有利於油氣的充注和保存。
4 膏鹽層與油氣分布具有耦合關系
膏鹽層分布與油氣分布的疊合關系表明，油氣與膏鹽層展布方向一致，均呈NE－SW向，大部分油氣圍繞膏鹽層厚度中心呈環狀或半環狀分布，膏鹽層邊緣區油氣相對富集，其中膏鹽層邊部相變帶為最有利的油氣聚集區。從前面膏鹽層厚度與含油氣高度和油氣藏儲量規模的關系也可以看出，大部分油氣藏分布於厚度為0～50m的膏鹽層之下；受膏鹽層封蓋的油氣藏，有90％的儲量分布於膏鹽層厚度小於100m的范圍內。因此膏鹽層邊緣區是最有利的油氣聚集區。
綜合分析膏鹽層邊緣區油氣富集的原因主要有以下3點：一是膏鹽層邊緣區烴源岩大部分處於膏鹽岩－砂泥岩過渡帶，有機質豐度高，有機質類型以Ⅱ1型和Ⅰ型為主，構造上大多處於窪陷斜坡帶，部分處於或鄰近窪陷沉降中心，埋深較大，具有良好的成烴條件；二是膏鹽層邊緣區為膏鹽岩和砂泥岩的相變帶，受上覆膏鹽層影響，下部砂岩儲層物性較好，同時砂岩儲層上部及其向膏鹽岩一側多為膏鹽層所封堵，圈閉條件好；三是相對膏鹽層沉積主體和窪陷沉積中心，膏鹽層邊緣區的超壓幅度較低，而且膏鹽層下部地層發育有良好的砂岩輸導體，具備油氣充注的動力和通道條件。
5 結論
1）東濮凹陷北部地區烴源岩與膏鹽岩共生，膏鹽岩發育區的烴源岩有機質豐度高於膏鹽岩欠發育區，其中膏鹽岩－砂泥岩過渡帶的烴源岩有機質豐度最高；膏鹽岩發育區烴源岩有機質類型以Ⅱ1型和Ⅰ型為主；緊鄰膏鹽層的上部和下部地層分別具有異常高溫和異常低溫，導致鹽上烴源岩生烴門限深度降低和鹽下烴源岩過成熟門限深度增加，對全區來說有效地擴大了生烴窗范圍。
2）相對正常壓實地層，膏鹽層使其下部砂岩儲層孔隙度整體偏大，其孔隙度隨深度增加表現為先增加後減小的變化趨勢，孔隙度最大值並不是緊鄰膏鹽層出現的，而是出現在膏鹽層下部的一定范圍內。膏鹽層對油氣具有很強的封堵能力，而且易於形成與膏鹽岩相關的鹽下、鹽間、鹽上及鹽岩邊緣等多種圈閉類型。
3）膏鹽層對下部儲層的保護及其垂向封堵作用使油氣利於在膏鹽層的遮擋下發生橫向運移；在相似的構造條件下，膏鹽層厚值區地層的異常壓力要明顯大於膏鹽層邊緣區，因而油氣更易於向膏鹽層邊緣區的圈閉進行充注和保存。
4）東濮凹陷大部分油氣圍繞膏鹽層厚度中心呈環狀或半環狀分布，綜合分析認為膏鹽層邊緣區不僅具有良好的供烴和圈閉條件，而且具備油氣充注的通道和動力條件，是最有利的油氣聚集區。
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❸ 塔河四區碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式
劉中春袁向春李江龍
（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奧陶系碳酸鹽岩縫洞型稠油油藏，受多次構造運動影響，岩溶縫洞交互發育，埋深大於5300m，油水分布關系復雜、非均質性極強。儲集空間流動特徵尺度大至幾十米，小到微米量級，流動規律不同於砂岩油藏。油井的生產動態多變，開發的可控性差。為深入研究碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式，揭示油井水淹後是否仍有利用的價值，依據油井綜合解釋資料、生產動態信息，結合對現代喀斯特地貌中岩溶縫洞與古岩溶縫洞的認識，建立了3種近井地帶儲集體簡化的地質模型，採用流體動力學理論及物理模擬實驗相結合的方法，分析了鑽遇不同儲集空間的油井水淹後剩餘油存在的形式，確立了縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率技術的研究方向。
關鍵詞 縫洞型碳酸鹽岩油藏 地質模型 物理模擬 剩餘油形式
Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil
碳酸鹽岩油氣田在世界油氣分布中佔有重要地位，其儲量占油氣總儲量的50%以上，而產量已佔總產量的60%左右［1，2］。近年來，我國碳酸鹽岩油氣田的勘探開發也呈現快速發展的態勢，尤其是塔里木盆地的塔河油田發展迅速。截至2005年底，塔河油田累計探明石油地質儲量達6.3×108t，年產油量4.2×106t，已成為我國最大的古生界碳酸鹽岩油田。塔河油田4區奧陶系油藏位於塔河油田的中部，以艾協克2號構造為主體，為具底水的碳酸鹽岩岩溶縫洞型塊狀重質油藏。油藏埋深大於5300m，儲集類型以溶洞為主，且發育極不規則，縱、橫向非均質性強，儲層預測難度大，且油氣水關系及油藏類型極為復雜。經近10年的滾動勘探開發，暴露出鑽井成功率低、採收率低和遞減快的開發特徵。油井過早見水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年遞減率高達44%，暴性水淹可使油井產量銳減70%以上；平面和縱向儲量動用程度低，平均采出程度僅9.5%［5～11］。因此，在現有油藏地質認識基礎上，研究縫洞型碳酸鹽岩油藏剩餘油形式，探索新的提高採收率方法迫在眉睫。
1 縫洞型碳酸鹽岩油藏溶洞、縫及基質岩塊的認識
測井、鑽井、錄井與油井的生產動態均表明，有些油井直接鑽遇了未充填或半充填的溶洞，直接建產；有些油井未直接鑽遇溶洞，但通過酸壓可溝通具有有效儲集能力的空間；還有少數井鑽在緻密的岩石中，即使酸壓也無法溝通有效儲集空間。認識縫洞型油藏儲集體特性、識別有效儲集空間的分布、了解剩餘油分布形態，是提高油藏採收率的基礎。
1.1 對溶洞的認識
理論上，地下古岩溶洞特點與現代岩溶應具有一定的相似性。圖1和圖2是我國貴陽境內世界最長的現代岩溶雙河洞的分布及洞室情況。
圖1 雙河洞的平面分布圖
圖2 雙河洞其中一個洞室
現代岩溶發育具有以下特點：①洞穴展布受區域構造裂隙控制；②洞穴發育與地下排水系統關系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多層性；④洞穴的侵蝕和沉積同步進行；⑤溶洞大多發育在褶皺的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位於河流中、上游地區；⑦以地下河為主體，發育若干支洞；⑧洞穴規模大，最長達85.3km（雙河洞）；最大洞室面積達×104m2（織金洞），高達150m。
古岩溶系統，由於長期構造運動和沉積作用，上覆岩層的關鍵層因受岩體自重重力、地應力集中以及溶洞內的真空負壓三重作用而破壞塌落。塔河4區鑽井過程中部分井具有嚴重的放空和漏失現象充分說明有未充填溶洞的存在。但測井解釋結果顯示大部分岩溶系統均發生不同程度的充填，如T403井全充填洞高達67m，TK409井全充填洞高達75m。圖3為TK429井測井與成像測井對比解釋結果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，為溶洞發育段。大型洞穴內有塌陷角礫岩、暗河沉積角礫岩和砂泥岩沉積，還有緻密的灰岩（圖4）。
古岩溶系統與現代岩溶的主要區別在於洞的規模小於地面，洞的充填程度高。
圖3 KT429井測井與成像
圖4 溶洞內不同種類充填物
1.2 裂縫發育分布規律
根據塔河油田14口成像測井資料統計了裂縫的走向，結果如圖5，可以看出本區裂縫體系中以 NW-SE 向裂縫系占據主導地位，該裂縫系中又以走向為160°～180°或350°～360°的裂縫為主，NE-SW向裂縫系的發育程度要明顯差於前一裂縫系，該裂縫主要的主體走向為0～20°或180°～220°。裂縫傾角如圖6所示。大多數裂縫的傾角在60°～90°區間內，裂縫產狀大多呈高角度，低角度裂縫發育很少。奧陶系碳酸鹽岩大部分有效縫的發育主要集中在局部存在滑塌角礫現象的岩溶層段，因此裂縫在成因上主要與岩溶垮塌作用有關。
圖5 塔河油田奧陶系裂縫體系的總體走向特徵
圖6 裂縫傾角百分比
1.3 基質岩塊系統的認識
根據下奧陶統儲層岩心孔滲分析資料統計，7011 塊小樣品孔隙度分布區間為0.01%～10.8%，平均為0.96%，其中小於1%的樣品佔71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）佔22.02%，大於2%的僅佔6.46%。全區6473個小樣品滲透率分布區間為（0.001～5052）×10-3μm2，其中小於0.12×10-3μm2的占樣品總數的67.14%，小於0.6×10-3μm2的佔85.68%，小於3×10-3μm2的佔94.39%，大於3×10-3μm2的僅佔5.61%，最大滲透率為5052×10-3μm2，頻率中值小於0.1×10-3μm2。岩心分析數據反映出塔河油田奧陶系儲層基質物性較差，基質孔滲對儲層孔滲基本無貢獻。
2 近井地帶簡化的地質模型及剩餘油
為了進一步揭示油井生產動態與儲集體性質的關系，揭示油井水淹後是否還有利用的價值及剩餘油形式，根據油井的綜合資料分析，建立了近井地帶4種不同的地質模型。
2.1 封閉型溶洞
封閉型純油溶洞是指不與外界溝通，內部只充滿油的溶洞。目前尚未發現鑽遇這種類型的溶洞，但尚無充分的證據排除這種洞存在的可能性。
此類溶洞完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油的彈性能和溶洞裂縫自身的彈性能。由於無外界能量的補充，溶洞內的壓力與生產井的產量均由於天然能量的損耗而逐漸降低，直至最後停噴。
2.1.1 利用物質平衡法分析剩餘油
鑽遇此類溶洞的生產井，當井底流壓低於井筒的靜液柱壓力及井筒摩阻造成的壓力損失時，油井停噴。
pwf=Δp（靜液柱）+Δp（摩阻） （1）
對裸眼完井方式的油井，停噴時溶洞內的壓力接近式（1）表示的數值，此時根據物質平衡方程，油井的累積採油量為：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此類溶洞的採收率只與溶洞內原油、岩石的彈性壓縮系數及壓降有關，符合下式：
油氣成藏理論與勘探開發技術
無論井口限制生產與否，對打在溶洞任何位置的油井，均會有剩餘油存在，且剩餘油的大小滿足：
剩餘油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞內流體的流動特徵
根據流體力學中伯努利方程
油氣成藏理論與勘探開發技術
計算了圓柱型溶洞中單相流體的流動特徵，壓力與流速無因次分布結果見圖7。當具有一定壓力的封閉溶洞被打開後，洞中流體的流線如圖7所示。僅在近井地帶，壓力才產生擾動；遠離井底，壓力仍然保持在初始狀態。流體的流速在無因次距離0.5m處，開始擾動，即接近溶洞二分之一的高度處。
圖7 圓柱型溶洞單井單相流體的流動特徵
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分為封閉型底水溶洞和溝通型底水溶洞。其中封閉型底水溶洞是指不與外界溝通，內部包括油、水兩相的溶洞（圖8）。此類溶洞也完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油、地層水的彈性能及溶洞裂縫自身的彈性能。溝通型底水溶洞指的是與外界溝通，又可分成兩種，一種是外界水浸量速度低於生產速度，此時溶洞依靠的天然能量包括水浸量與彈性能；另一種是外界水浸速度等於生產速度，溶洞中壓力不變，這類溶洞的開采完全依靠水驅。
2.2.1 未充填溶洞底水錐進的理論分析
對於底水型溶洞，油井產量遞減的原因，不僅是能量降低，還有出水的影響。油井出水加快了產量遞減。油井出水並不意味著油水界面一定達到井底，根據流體力學理論，油水界面處油水的速度分別為：
油氣成藏理論與勘探開發技術
油氣成藏理論與勘探開發技術
水油速度比：
油氣成藏理論與勘探開發技術
塔河油田4區地下原油黏度平均為24mPa·s，如果地層水黏度近似1mPa·s，那麼相同的條件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，當溶洞被鑽開後，由於生產井產生的擾動，井底附近必然會產生底水錐進的趨勢，同時油水密度差造成的重力分離作用，又可抑制底水錐進。
圖8 封閉型底水溶洞示意圖
此類溶洞的剩餘油不僅取決於溶洞內的天然能量，而且與底水錐進的程度密切相關。底水從生產井突破，又加速了油井停噴的進程。因此影響底水錐進程度的因素，也將影響溶洞中剩餘油的數量。此影響因素很多，包括油水黏度比、採油強度、溶洞中油水界面的高度、生產井的位置、生產井密度以及溶洞的幾何形狀等。
圖9 底水錐進實驗結果
2.2.2 未充填溶洞底水錐進的物理模擬
實驗採用真空泵產生負壓流動的方式，模擬溶洞型儲集空間的底水錐進過程。實驗用油為黏度約為15mPa·s 的白油，水為配置的礦化度為2×105mg/L的鹽水，實驗溫度為室溫25℃，實驗結果見圖9。
實驗的排量為30mL/s，即2.5t/d，產生的水錐高度約為0.01m；減小生產速度，可抑制水錐的產生；井底水錐產生的擾動范圍很小。由於油水重力分異的結果，實際產生的水錐高度遠小於理論計算的結果。若假設水錐產生的高度與生產速度成正比，則估算實際生產速度達250t/d時，產生的水錐高度也只有1m。因此，可以推測當油井處在未充填溶洞的頂部時，油井見水後剩餘油的潛力很小，且此部分剩餘油完全可以通過減小生產速度而得到有效開采。
2.3 近井縫洞型
塔河油田4區鑽遇溶洞並提前終孔的油井畢竟是少數，大部分油井均正常完成鑽井過程，部分井自然完井後建產，部分經酸壓後建產。岩心觀察與成像測井解釋結果對裸眼井段鑽遇的縫洞有了一定程度的認識。
圖10 裸眼井段鑽遇的洞縫及簡化模型
為了理論研究，將裸眼井段鑽遇的溶洞、裂縫，簡化為一組規則的毛管流動（圖10）。依據岩心觀察統計結果，寬度大於1mm裂縫有19條，占總數 2.4%；寬度 0.1～1mm裂縫共有267條，占總數33.5%；寬度小於0.1mm 裂縫共有512條，占總數64.2%。
根據流體力學理論，按照岩心統計的縫比例，不同尺度縫洞對進入裸眼井段總流量的貢獻不同。結果表明：有洞存在時，即使只有一個，當洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大於50mm時，對總流量的貢獻已大於95.96%。就是說，當洞的尺度大於50mm時，油井的總產量主要來自於洞，而縫的貢獻較小。剩餘油的主要形式包括底水未波及的縫中剩餘油、波及過大孔道的壁面，數量取決於非均質程度與油水黏度比。
按上述洞縫尺寸與比例，近井地帶洞縫儲量的比例分布見圖11。當溶洞的尺度為1m時，溶洞內儲量占總儲量的82%，縫中儲量僅佔17.8%；當溶洞的尺度降到50mm時，洞儲量占總儲量的比例降為18.7%，縫中儲量上升至81.3%。盡管裸眼井段中當洞的尺度降到50mm時，洞對總流量的貢獻仍較高，但洞內的流體被底水驅替以後，縫內的儲量也是不容忽視的。
圖11 單位岩石體積不同尺度溶洞占儲量的百分數
2.4 近井裂縫型
塔河油田4區大部分油井是酸壓後建產，即在鑽井過程中未鑽遇有效的儲集空間，經酸壓後溝通了有效儲集空間建產（圖12）。為了研究方便仍將其簡化為一束毛管。
圖12 裸眼井段鑽遇裂縫及簡化模型
由於碳酸鹽岩表面具親油性，底水驅替裂縫內原油時，毛管力為驅替的阻力，在裂縫壁面必然會留下剩餘油膜。親油、親水孔隙中水驅油過程的對比見圖13。
圖13 不同潤濕性模擬孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂縫分布比例，不同油膜厚度的剩餘油百分數見圖14。可看出對於一定體積的裂縫儲集空間，假設底水波及的范圍達到100%，僅按不同厚度的剩餘油膜計算，當油膜厚度達到0.1mm時，剩餘油百分數接近50%，當油膜厚度降到0.01mm時，剩餘油百分數能達到26%。而油膜厚度不僅與岩石的潤濕性有關，而且取決於驅替速度。況且底水不可能百分之百驅替裂縫孔隙，因此裂縫型儲集空間的剩餘油也是相當可觀的。
圖14 不同油膜厚度的剩餘油百分數
3 剩餘油產生因素及提高採收率途徑
根據地質模型的剩餘油分析，目前縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率的關鍵問題為：①油井未能有效溝通有效儲集空間；②油井即使溝通了有效儲集空間，但由於底水錐進或天然能量不足，仍可產生大量的剩餘油。對於已動用的儲量，底水碳酸鹽岩油藏剩餘油的影響因素包括能量及底水的驅替程度兩個方面，影響底水驅替程度可以從掃油效率和洗油效率兩個角度分析，結果如圖15。油藏天然能量大小、非均質程度、油水黏度比是影響縫洞型碳酸鹽岩油藏動用儲量採收率的三大關鍵因素。
圖15 縫洞型油藏影響採收率的因素及提高採收率的途徑
因此，針對此類油藏，應當結合剩餘油形態分析，有針對性地開展提高採收率技術研究。以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的研究工作勢在必行。具體可分兩個階段進行，一是天然能量階段，包括加密井、縱向分層開采、側鑽水平井、酸壓、堵水等技術研究；二是人工補充能量階段，可能採用的方法包括注水、注氣、注稠化劑，以及活性劑等。化學法風險較大；注氣雖然對底水且具有垂直裂縫的油藏具有得天獨厚的優勢，但對埋深超過5300m的油藏，要求較高注入壓力的注入泵限制了該方法的應用。因此，注水仍是風險小、成本低的首選方法。但常規油藏成功的注水經驗已不適應無法判斷連通性的縫洞型碳酸鹽岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 結論與認識
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，並不意味著儲集空間完全水淹。
（2）主體剩餘油主要有5種形式：①因儲集空間尺度差異而產生的底水未波及剩餘油；②油井未處洞頂，水淹後未充填溶洞的頂部剩餘油；③未充填溶洞因底水錐進的剩餘油；④水波及過後的殘余油膜；⑤能量嚴重不足的各類儲集空間內剩餘油。
（3）提高採收率技術研究應當針對不同類型的剩餘油形式，以縫洞流動單元為基礎，確定以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的提高採收率方法的研究方向。
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❹ 碳酸鹽岩縫洞型儲層成因及識別
碳酸鹽岩縫洞型儲層中既有裂縫又有溶蝕孔洞，主要受原始岩性、構造和岩溶的綜合影響。對碳酸鹽岩縫洞型儲層的研究，主要包括以下幾個方面:①碳酸鹽岩縫洞型儲層儲集空間類型、儲層類型描述;②碳酸鹽岩縫洞型儲層沉積作用研究;③構造演化對岩溶縫洞系統的控製作用;④縫洞型儲層的識別，包括岩心、錄井及測井等;⑤縫洞型儲層的預測研究，包括利用地球物理方法和地質構造方法等;⑥縫洞型儲層的地質建模等。從微觀到宏觀對碳酸鹽岩儲集空間進行綜合研究，搞清古岩溶地貌特徵及古岩溶發育規律，對指導碳酸鹽岩油氣田的勘探開發具有重要意義。
一、縫洞型儲層特徵
縫洞型儲層的主要儲集空間，由大小不等的溶洞、裂縫和溶蝕孔隙組成，大型洞穴是最主要的儲集空間，而基質孔隙一般欠發育，裂縫起主要溝通作用。一般將溶蝕孔徑大於5～15mm者視為溶洞，而連續延伸的溶洞則稱為溶洞系統或洞穴系統(Ford，1988)。
按行業標准，縫洞型儲層儲集空間進一步可劃分為:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨縫、大縫、中縫、小縫、微縫(表6-1)。
表6-1 碳酸鹽岩孔、洞、縫尺度級別劃分
從觀察尺度，可將碳酸鹽岩儲集空間進一步分為宏觀縫洞儲集空間類型和微觀孔縫儲集空間類型。宏觀縫洞儲集空間類型包括岩心描述統計的洞、縫及鑽井放空、井噴、井漏形成的大型溶洞，(包括測井資料解釋的大型溶洞)。如塔里木盆地輪南西LG15井鑽揭奧陶系20.5m，鑽遇溶洞發育段累計放空2.09m;LG432井距風化殼59m，井深5645～5720m處為一大型溶洞，洞內已被灰綠色泥質粉砂岩、灰質粉砂岩充填。大型溶洞縱向上一般發育在距風化殼頂面50～140m的潛流岩溶帶;橫向上一般發育在古地貌岩溶斜坡帶。微觀孔縫儲集空間類型包括鑄體薄片、電鏡掃描觀察的直徑小於2mm的孔隙和縫寬小於1mm的微裂縫。微觀孔隙包括晶間孔、晶間溶孔和粒內孔。微裂縫包括構造縫、壓溶縫和溶蝕縫等。
按儲集空間組合類型可進一步分為裂縫型、裂縫孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂縫型儲集層的裂縫既是儲集空間，同時也是滲濾通道，具有低孔高滲的特點。裂縫孔洞型儲層的儲集空間主要是孔洞，裂縫是主要的滲濾通道，這類儲層雖然孔隙度不太高，但滲透性能較好，儲層品質好，測試獲高產油流。孔洞型儲層的儲集空間主要是孔洞，這類儲層如果沒有裂縫溝通難以獲得產能。洞穴型儲層的儲集空間主要有未充填或半充填的大型溶洞，如表層岩溶帶的落水洞、囊狀洞、沿裂縫溶蝕的串珠狀溶洞。
二、縫洞型儲層發育主控因素
縫洞型儲層儲集空間多樣，形成主控因素復雜，總體上分為內因和外因兩大類。內因主要指岩性與物性;外因包括氣候條件、斷裂強度、古地貌、古水系、植被及暴露時間等，外因中氣候條件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。
1.岩性對縫洞型儲層發育的控製作用
有利的沉積相帶是儲層發育的基礎。岩石的可溶性取決於岩石自身的物質成分、組構和物理化學性質。總體上灰岩比白雲岩易溶;同樣是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蝕，泥質灰岩不易溶蝕。在岩石組構對其可溶性的影響方面，一是粗粒結構岩石的粒間孔隙發育、連通性好，侵蝕性水流可沿粒間空隙擴散溶濾，進而彌散到整個岩石之中，以致呈現出「空間溶蝕」特徵;二是原生孔隙發育的岩石(如礁灰岩)，其溶蝕作用也強烈。
2.岩溶作用對儲層的控製作用
岩溶(Karst)是一種成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸鹽岩(包括蒸發岩)暴露於大氣水成岩環境中，由含CO2的地表水和地下水對可溶性岩石的溶解、淋濾、侵蝕、搬運和沉積等一系列破壞和改造作用以及形成的水文、地貌現象的綜合，既包括化學過程，也包括物理過程。Wright(1982)將古岩溶定義為「被年青沉積物或沉積岩所埋藏的岩溶」，一般意義的古岩溶是指地質歷史階段的岩溶;但這個歷史階段是指新生代前，還是第四紀以前，目前還有較大爭議。
(1)古岩溶作用類型
雖然不同學者對岩溶的劃分還存在差異(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但總體上可劃分為准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大類(表6-2)。
表6-2 古岩溶成因類型及特徵
圖6-1 塔里木盆地塔北地區岩溶類型分布模式
表生岩溶受構造不整合面和古構造等影響較大，主要表現為垂向分帶性明顯的復雜孔洞縫網路結構，發育一些標型特徵，如鈣質殼，古土壤，鋁土礦，淡紅色方解石晶體，溶蝕溝、坑、天坑，新月形狀、懸垂和纖維狀滲濾砂或膠結物，岩溶角礫及與地下暗河有關的機械流水沉積。埋藏溶蝕主要受斷裂與深部流體控制，往往發育與中低溫熱液有關的異形鐵白雲石、螢石、閃鋅礦、磁黃鐵礦等礦物以及塌陷構造、裂隙結構、不規則的角礫(化)岩體等。根據對塔里木盆地塔北地區岩溶儲層的研究，奧陶系岩溶發育類型以層間與潛山+順層岩溶為主，可以劃分為塔河-輪南型與哈拉哈塘型兩種類型。其中，塔河-輪南型處於構造高部位，坡度大，水動力條件強，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型處於構造低部位，地勢平緩，水動力條件差，以層間岩溶與潛山+順層岩溶發育為主(圖6-1)。
(2)古岩溶分帶
碳酸鹽岩岩溶體系在垂向上呈現分帶特徵。從上而下依次分為表層岩溶帶、滲流岩溶帶和潛流岩溶帶。每個岩溶帶發育特徵明顯，在橫向上具有一定的發育規律，呈准層狀分布。
表層岩溶帶:一般發育在古風化殼附近及向下滲流帶上部，厚度一般小於50m。主要受地表附近大氣淡水影響，包括地表塌積、生物剝蝕和一定的沉積作用;岩溶方式以大氣淡水的地表徑流為主，岩溶產物主要為大氣淡水產生的地表徑流(CO2含量高，溶蝕能力強)沖刷、溶蝕過程中形成的一些溶溝、溶洞、溶縫、溶蝕窪地、溶蝕漏斗及落水洞等，其充填物主要為地表殘積物和洞壁塌積物;地表沉積物多為棕色—紅色等氧化沉積，包括鋁土質和垮塌角礫等。其儲集層主要為裂縫、溶蝕孔洞構成，充填作用較小，具有大量的有效儲集空間，且由於裂縫發育，其連通性較好，是目前勘探的最有利層段。在鑽井過程中往往出現井涌、放空、井漏等現象，如輪古15井5736～5750m累計放空3段，共2.09m。
滲流岩溶帶:位於表層岩溶帶與最高潛水面之間，厚30～120m，最厚可達150m。以地表水系向下滲濾或沿早期裂縫向下滲流發生淋濾溶蝕作用為主，以垂直方向岩溶作用為主;其發育深度與岩溶作用強度、所處構造部位、潛水面高低等有關。以形成中小型或大型瓶頸狀、葫蘆狀、囊狀、串珠狀溶洞、溶蝕裂縫為特徵，洞底通常向岩溶窪地方向延伸，直至洞與洞相連，形成巨大的縫-洞儲集空間。由於形成的孔洞、溶蝕裂縫多呈垂向分布，因此該岩溶帶的充填程度相對較小，僅見溶蝕裂縫的局部方解石充填和較少部分溶蝕孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蝕洞穴經受不住上部及其圍岩的壓力，可形成潛山頂面的塌陷溶洞。該岩溶帶也是目前勘探的最有利層段。塔里木盆地輪古西地區已鑽揭井滲流帶發育厚度從12.3m到119m變化不等，一般在120m以內。
潛流岩溶帶:位於地下潛水面附近，厚50～80m。一般來說，具有一定開啟度的構造裂縫切割的深度，就是潛流岩溶帶發育的底部。該帶地下水十分活躍，水流多呈橫向流動，通常處於CaCO3不飽和狀態，因而具有廣泛的溶解作用，首先將方解石、文石溶解形成溶蝕孔洞，然後逐漸擴大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由於構造裂縫發育，岩溶水多沿構造裂縫的走向流動，使得該岩溶帶的溶蝕孔洞多相互連通，形成一個巨大的儲集體。由於水流呈橫向流動，由地表帶進來的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流較緩的地段形成砂泥沉積物，甚至能夠表現出較好的韻律和層理，在洞穴局部或部分洞穴會形成砂泥質的全充填和半充填。由於地下水流的不斷沖刷與溶蝕，溶蝕洞穴也會不斷擴大，在洞穴底部常會形成洞穴垮塌岩。該岩溶帶也是目前勘探的有利層段。
3.古地貌對岩溶儲層的控製作用
古地貌對岩溶儲層的發育起著重要的控製作用。岩溶古地貌可劃分為岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶窪地3種類型。岩溶高地，表層及滲流岩溶帶發育，以供水為主，岩溶發育深度大，但充填嚴重;岩溶斜坡，岩溶發育程度適中，潛流帶常發育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利儲集空間發育，是油氣勘探的主要對象;岩溶窪地溶蝕程度高，發育潛流岩溶，但充填和塌陷嚴重，且岩溶窪地洞穴含水可能性大。岩溶區的古水系包括地表水和地下水兩大類，水系發育受斷裂和岩性影響，沿地表水系主幹流兩側常發育側向溶蝕洞穴。如塔里木盆地塔北地區奧陶系岩溶系統發育兩期古河道，第一期古河道為一間房組沉積後經短暫暴露在低窪處形成，為高彎度曲流河，上、下游高差小於15m，反映為平緩的古地貌背景;第二期古河道為奧陶系沉積期末桑塔木組經短暫暴露形成，河流具高彎度，寬深比固定，無側向遷移，上、下游高差小於6m，構造平緩(圖6-2)。
圖6-2 塔里木盆地塔北地區奧陶系古河道發育圖
4.古斷裂及裂縫對岩溶儲層的控製作用
斷裂和構造裂縫決定了原岩的滲透性及滲透方向，這樣也就控制了地表徑流與地下水流的流動軌跡及方向，由此也決定了岩溶型儲集層沿斷裂、裂縫發育帶呈層狀條帶分布的特點，往往在斷裂、裂縫密集發育區及斷裂的拐點、交點處岩溶型儲層更為發育，如塔里木盆地塔北地區哈6區塊發育3期斷裂，以共軛剪切斷裂為主，後期雁行斷裂與早期X形斷裂溝通，連通范圍擴大;高角度構造縫、斜交縫及微裂縫等十分發育;多級裂縫相互溝通，形成復雜的網狀儲層輸導系統，為岩溶的形成和改造提供了良好的通道。
5.縫洞充填作用對岩溶儲層的影響
縫洞的充填作用對於油氣的儲存空間有很大的影響。一般來說，表層岩溶帶的裂縫、孔洞比較發育，充填程度較低，橫向連通性較好，儲集性能最佳;滲流岩溶帶裂縫發育，溶蝕縫洞相對欠發育，但是這個帶作為地表水向下的長期滲流作用帶，充填程度較差，具有一定的有效儲集空間。滲流岩溶帶，地表水經滲流岩溶帶滲濾後，水流主要橫向流動，由於裂縫和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流動，因而這個帶多形成近水平、橫向上連通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，從地表攜帶來的泥沙也容易在洞穴中沉積，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，儲集性能良好。
三、縫洞型儲層識別
古岩溶可從宏觀和微觀兩個方面進行識別，宏觀方麵包括露頭、鑽井及錄井、岩心、測井、地震和生產過程響應等;微觀方麵包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流體包裹體等。
1.露頭識別古岩溶
碳酸鹽岩因遭受長期的風化剝蝕及淋濾，宏觀特徵明顯，在露頭上可表現為:長期的沉積間斷，古侵蝕面上普遍發育鋁土質泥岩、鋁土礦、黃鐵礦或褐鐵礦層等風化殘積物，存在與侵蝕面伴生的覆蓋角礫灰岩、崩塌角礫岩、填隙角礫岩、灰質粉砂岩與泥質粉砂岩等。
2.鑽井、錄井中的古岩溶標志
岩溶發育段，在鑽進中常有鑽速加快、放空、蹩跳鑽及井漏、井噴現象發生，泥漿槽面常見油花、油膜，岩屑有熒光顯示，常見油跡;岩屑砂樣中常見自形-半自形方解石晶體;氣測油氣顯示明顯，全烴、重烴、烴組分明顯提高。輪古油田和塔河油田均有多口井發生放空，如輪古102井累計放空4段，共15.64m;輪古西和輪古7井區也有多口井放空(圖6-3)。
圖6-3 鑽井過程中放空現象
3.岩心中的古岩溶標志
在岩心觀察中古岩溶系統識別標志較多，主要有:①小型溶蝕孔洞無充填物或被方解石或砂泥質充填;②小型溶蝕孔洞內壁呈紫紅色或褐黃色，多被泥質充填或半充填，孔洞通常呈瓶頸狀、葫蘆狀或串珠狀;③洞穴內存在溶洞坍塌形成的角礫岩，如崩塌角礫岩、填隙角礫岩;④洞穴內出現的具層理結構的泥、砂質沉積物，多為岩溶管道系統;⑤洞穴內充填巨晶方解石、鍾乳石等自生礦物;⑥高角度溶蝕縫被紅色、灰綠色泥質或方解石等充填。
4.測井顯示的古岩溶標志
古岩溶測井響應總體表現為三高兩低:①自然伽馬值升高;②聲波時差值升高;③中子孔隙度值升高;④電阻率值降低;⑤岩石密度值降低(張寶民等，2009)。
大型溶洞隨著泥質充填程度的增大，測井伽馬值由低到高而變化;深淺雙側向、微側向數值低，且有差異;井徑擴徑嚴重;中子、密度、聲波曲線變化大。小的溶孔、溶洞在微電阻率成像測井(EMI或FMI)圖像上表現為「豹斑」狀不規則黑色星點，大型溶洞在EMI或FMI圖像上表現為所有極板全是黑色(圖6-4)。
圖6-4 岩溶孔洞縫的FMI特徵
5.地震顯示的古岩溶
由於縫洞系統發育處對地震波的吸收衰減增大，溶洞系統一般在地震剖面上表現為「串珠狀」特徵(圖6-5)。頻率降低、振幅減弱、雜亂反射、弱反射、串珠狀反射(同相軸斷續出現或存在復合波)、低速度(降速達20%左右)等地震波譜特徵的出現，均預示著有溶洞系統發育。
6.薄片中的古岩溶標志
准同生岩溶的微觀識別標志包括:①高能粒屑灘相顆粒灰岩，原生粒間孔內只有第一期纖狀環邊方解石膠結物被溶蝕，後期粒狀方解石或粗晶方解石保存完整;②選擇性溶蝕形成粒內溶孔、鑄模孔、粒間孔和泥晶套等;③粒間溶孔被滲流粉砂充填;④發育懸垂型或新月型特徵的方解石膠結物。
埋藏岩溶的微觀識別標志主要有:①孔洞、裂縫充填的含鐵方解石、鐵白雲石及異形白雲石等被溶蝕成晶間、晶內孔洞;②沿早期縫合線擴溶，形成壓溶縫及溶蝕微孔或未被充填的裂縫;③緊密排列的中粗晶白雲石晶體間存在較大晶間孔或晶間溶孔;④有螢石、燧石等熱液礦物(王振宇等，2008)。
圖6-5 地震剖面中溶洞的串珠狀響應
7.岩石地球化學特徵
當滲流-潛流、混合水和溶洞成岩環境的碳氧同位素值不相同時，多結合微量元素和流體包裹體等碳酸鹽岩儲層地球化學方面的研究加以識別。埋藏岩溶作用形成的岩溶縫洞中充填的方解石晶體中包裹體均一化溫度都比較高，一般大於90℃。
四、我國碳酸鹽岩縫洞型岩溶儲層特徵與分布
我國油氣田縫洞型儲層具有以下特徵:①古岩溶垂向分帶明顯，表層岩溶帶、垂直滲流帶和水平潛流帶發育齊全;②儲集空間主要由岩溶作用形成的半充填或未充填殘余大型溶洞和溶蝕孔洞縫組成，優質儲層類型以裂縫-溶蝕孔洞-大型溶洞為主，為各大油氣田高產、穩產最重要的儲層和主力產層;③儲層明顯受古岩溶地貌和斷層裂縫控制，岩溶斜坡和斷裂發育區是儲層發育的最有利地區;④埋藏有機溶蝕作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其發育與烴類形成、演化和運聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有機溶蝕作用的多期次疊加、改造，是古岩溶儲層及油氣藏形成的最佳組合模式(陳學時，2004)。
1.塔里木盆地塔北地區寒武-奧陶系岩溶儲層
塔北地區屬殘余古隆起，經歷了加里東—喜馬拉雅期多期構造運動疊加改造，古生界岩溶儲層廣泛分布。在毗鄰復背斜軸部的牙哈、英買32井區，發育印支—燕山期的潛山岩溶儲層;自此向南，依次發育晚海西期、早海西期和晚加里東期潛山岩溶儲層;被上奧陶統桑塔木組砂泥岩覆蓋的古隆起圍斜部位，奧陶系碳酸鹽岩層系中發育多期順層深潛流岩溶儲層。其中，順層岩溶儲層具有溶洞規模大、充填程度低和縫洞型儲層連通性好等特點，如輪古35井，鑽井揭示溶洞高達31m，其頂部6m為空洞(圖6-6)(張寶民等，2009)。
圖6-6 塔里木盆地塔北地區岩溶儲層的類型與分布
總體上輪南、塔河油田奧陶系碳酸鹽岩3種基本類型的儲集空間以不同的組合構成了5類儲層:斷裂-溶洞型，裂縫-孔洞型，孔洞-裂縫型，裂縫-礁(灘)孔隙型，裂縫型(顧家裕，2001)。
2.塔里木盆地巴楚、塔中地區寒武-奧陶系岩溶儲層
塔里木盆地巴楚、塔中地區寒武-奧陶系也廣泛發育古岩溶儲層，共發育5期3類古岩溶儲層，包括:早加里東末期(寒武系頂)和中加里東早期(蓬萊壩組頂)、中期(鷹山組頂)層間岩溶儲層，中加里東晚期(良里塔格組)礁灘岩溶儲層，以及晚加里東期和早海西期潛山岩溶儲層。其中，3期層間岩溶儲層廣布巴楚、塔中地區，勘探面積達5×104km2以上;良里塔格組礁灘岩溶儲層主要沿Ⅰ號台緣帶發育，向廣闊台內變為一般意義上的潛山岩溶儲層，因為良里塔格組與上覆的桑塔木組「黑被子」之間為假整合或微角度不整合接觸，沉積間斷時間約為2Ma;兩期潛山岩溶儲層廣泛發育在和田河氣田-麥蓋提斜坡，特別是在塔中主壘帶及其以南廣大地區。
3.鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組岩溶儲層
鄂爾多斯盆地主體面積約25×104km2，中奧陶統馬家溝組的分布面積近20×104km2。馬家溝組自下而上劃分為6個岩性段，頂部馬六段基本被剝缺，馬五段頂部殘缺不全。在盆地中東部，馬五段自上而下又分為馬五1至馬五10共10個小層，馬五1-馬五4的膏雲坪含石膏結核、斑點的孔洞型粉晶白雲岩構成了主要勘探目的層和靖邊氣田的儲產層。其中，尤以馬五1最為重要，白雲岩單層厚3～5m，儲層連片穩定分布，氣層平均有效厚度為2.40m，面積達4×104km2。
奧陶紀末至上石炭統本溪組沉積之前，晚加里東期-早海西期運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，遭受了長達150Ma的風化剝蝕，從而在鄂爾多斯盆地形成廣泛分布的岩溶型儲層。在盆地主體區，岩溶帶厚約30～80m，可劃分出地表岩溶殘積帶、垂直滲流岩溶帶和水平潛流岩溶帶等。在垂直滲流岩溶帶，大氣淡水徑流沿裂縫垂直高速向下滲流溶蝕，形成以垂向形態為特徵的溶蝕孔洞，並多被泥質、粉砂質、淡水方解石及黃鐵礦等充填-半充填，形成以裂縫型和孔洞-裂縫型為主的儲層段。水平潛流岩溶帶因岩溶水受壓力梯度控制並沿水平方向流動而形成層流，在潛水面附近，不飽和的地下岩溶水流動交替活躍，水平狀岩溶發育。同時，還由於硬石膏(結核)及鹽類等易溶礦物的強烈溶蝕，形成富含SO2-4的地下水，更加強了對碳酸鹽岩的岩溶作用，形成以裂縫-溶蝕孔洞為主的儲集體，洞縫相連的儲滲體系構成馬五1的最重要天然氣儲層段。
4.四川盆地威遠氣田震旦系岩溶儲層
據威遠氣田61口氣井統計，古岩溶儲層主要分布於震旦系頂部侵蝕面以下12～23m和43～80m的兩個層段。震旦系燈影組白雲岩古岩溶屬多期岩溶作用疊加改造的產物。古岩溶垂向分帶明顯，風化殘積帶和滲流-潛流岩溶帶發育齊全。其中，殘積帶由風化殘積角礫岩和鐵、鋁質泥岩組成，厚約3～3.5m;滲流岩溶帶主要發育以直立及高角度分布的裂縫、溶縫、岩溶漏管、串珠狀溶蝕孔洞、落水洞等組成的洞縫，且大多被泥質、滲流粉砂、粒狀白雲石、岩溶角礫等充填-半充填，屬孔洞-裂縫型或裂縫型儲層;潛流岩溶帶以近水平方向為主的多套溶蝕孔洞層和洞穴層為特徵，發育裂縫-洞穴型、裂縫-孔洞型、孔洞-裂縫型及裂縫型等多種儲層類型。
❺ 碳酸鹽岩縫洞儲層
（一）儲層特徵
碳酸鹽岩縫洞儲層的儲集空間主要由大小不等的溶洞、裂縫和溶蝕孔隙組成。溶蝕孔洞是最主要的儲集空間，基質孔隙一般不發育，裂縫起主要溝通作用。一般將溶蝕孔徑大於2mm者視為溶洞，而連續延伸的溶洞則稱為溶洞系統或洞穴系統（Ford，1988）。儲集空間進一步可劃分為：大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨縫、大縫、中縫、小縫、微縫（表15-1）。從觀察尺度，可將碳酸鹽岩儲集空間劃分為宏觀縫洞和微觀孔縫。宏觀縫洞包括岩心描述統計的洞、縫及鑽井放空、井漏所揭示的大型溶洞。微觀孔縫包括鑄體薄片、電鏡掃描觀察的直徑小於2mm的孔隙和縫寬小於1mm的微裂縫。微觀孔隙包括晶間孔、晶間溶孔和顆粒溶孔；微裂縫包括構造縫、壓溶縫和溶蝕縫等。
表15-1 碳酸鹽岩孔、洞、縫尺度級別劃分
（二）碳酸鹽岩縫洞儲層類型
碳酸鹽岩縫洞儲層分為洞穴型、孔洞型、裂縫型、裂縫-孔洞型和多縫洞連通型5種類型的儲層。
洞穴型儲層是指洞徑大於100mm的溶蝕洞穴，儲集空間主要為未充填或半充填的大型溶洞，如表層岩溶帶的落水洞、囊狀洞、沿裂縫溶蝕的串珠狀溶洞，或地下暗河坍塌形成的孤立洞。成像測井上為全暗色，鑽進過程中常發生放空、泥漿漏失等現象；生產過程中壓力單調下降。該類儲層是重要的油氣儲集空間類型，油井投產後產量高。
孔洞型儲層以溶蝕孔洞為主要儲集空間，多以開闊台地台內灘高能相帶為發育基礎，一般是原生孔隙發育層段經過溶蝕改造形成，裂縫欠發育，橫向上為層狀展布，該類儲層沒有裂縫溝通難以獲得產能；成像測井上表現為不規則暗色斑點或斑塊狀分布。
裂縫型儲層的主要儲集空間為裂縫和少量沿層分布的溶孔。裂縫既是儲集空間，也是滲濾通道，具有低孔高滲的特點。成像測井上為黑色正弦曲線，一般為構造縫，多被泥質或者高導物質充填。
裂縫-孔洞型儲層以次生溶蝕孔洞為主要儲集空間，裂縫兼具滲濾性和儲集性，主要起溝通孔洞的作用，是主要的滲濾通道。該類儲層空間上呈准層狀發育，雖然孔隙度不太高，但滲透性能較好，測試易獲高產油流。成像測井上可明顯看出裂縫溝通孔洞，或孔洞沿裂縫發育的特徵，表現為近似擬合的正弦曲線伴生暗色斑點或斑塊。
多縫洞連通型儲層是斷裂、孔洞和洞穴型儲層的組合樣式，一般儲集體空間大，能量強，底水活躍，生產過程中常發生油壓、含水率或氣油比的變化。
儲集空間組合控制了油氣分布及其性質不均一性，孤立洞穴或封閉孔洞不利於後期氣侵改造，常較多地保留早期油氣性質；構造裂縫等與外界溝通緊密，利於後期氣侵改造，油氣性質改變明顯，因此，在一定程度上，儲集空間類型反映了儲層與輸導體系的溝通程度。
（三）儲層發育主控因素
縫洞儲層儲集空間類型多樣，成因機理復雜，總體上分為內因和外因兩大類。內因主要為岩性與物性；外因包括氣候條件、斷裂強度、古地貌、古水系、植被及暴露時間等，外因中氣候條件是主控因素（袁道先等，1987；Ford et al.，1989；James et al.，1988）。
1.碳酸鹽岩儲層岩性
有利的沉積相帶是儲層發育的基礎。岩石的可溶性取決於岩石自身的物質成分、組構和物理化學性質。灰岩比白雲岩易溶；同是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩比泥質灰岩更容易被溶蝕。在岩石組構對其可溶性的影響上，一是粗粒結構岩石的粒間孔隙發育、連通性好，侵蝕性流體可沿粒間孔隙擴散溶濾，進而彌散到整個岩石之中，以致呈現出「空間溶蝕」特徵；二是原生孔隙發育的岩石（如礁灰岩），溶蝕作用也很強。
2.岩溶作用
岩溶作用對儲層物性的影響，主要表現為形成各種大小的溶蝕孔洞與溶蝕縫。與構造破裂作用疊加，形成大型縫洞儲集性能，大大改善了儲集空間，是形成優質儲層的關鍵因素。
A.古岩溶作用類型
總體上可劃分為准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大類（表15-2）。准同生岩溶發育於准同生大氣成岩環境，受次級沉積旋迴和海平面升降變化的控制，一般形成層間岩溶。表生岩溶受構造不整合面和古構造等影響較大，可進一步劃分為風化殼岩溶作用和順層岩溶作用。表生大氣水風化殼岩溶作用是指碳酸鹽沉積成岩後，原岩被抬升並暴露到地表發育的岩溶作用，岩溶的發育主要受古構造、古地貌、古水系等控制；順層岩溶作用是指碳酸鹽沉積成岩後，在構造抬升背景下，原岩抬升到區域潛水面附近且未暴露到地表，其上還覆蓋有厚度較大的非可溶性地層時發育的岩溶作用。埋藏岩溶主要受斷裂與深部流體控制，往往發育與中低溫熱液有關的異形鐵白雲石、螢石、閃鋅礦、磁黃鐵礦等礦物以及塌陷構造、裂隙結構、不規則的角礫（化）岩體等。
表15-2 古岩溶成因類型及特徵
B.岩溶分帶
在埋藏岩溶發育區、順層岩溶發育區和准同生岩溶發育區，岩溶縱向分帶不明顯，但在風化殼型岩溶發育區，碳酸鹽岩岩溶體系在垂向上常呈現明顯的分帶特徵，自上而下依次分為表層岩溶帶、滲流岩溶帶和潛流岩溶帶。
表層岩溶帶：一般發育在古風化殼附近及滲流帶上部，厚度一般在50m左右。主要受地表附近大氣淡水影響；岩溶方式以大氣淡水的地表徑流為主，岩溶地貌主要為大氣淡水產生的地表徑流沖刷、溶蝕過程中形成的一些溶溝、溶洞、溶縫、溶蝕窪地、溶蝕漏斗及落水洞等，其充填物主要為地表殘積物和洞壁塌積物；地表沉積物多為棕色-紅色等氧化沉積，包括鋁土質和垮塌角礫等。儲集層主要為裂縫、溶蝕孔洞，充填作用較小，具有大量的有效儲集空間，且由於裂縫發育，連通性較好。鑽井過程中常出現放空、井漏等現象。
滲流岩溶帶：位於表層岩溶帶與最高潛水面之間，厚30～120m，最厚可達150m。以地表水系向下滲濾或沿早期裂縫向下滲流發生淋濾溶蝕作用為主，以垂直方向岩溶作用為主；其發育深度與岩溶作用強度、所處構造部位、潛水面高低等有關。以中小型或大型瓶頸狀、葫蘆狀、囊狀、串珠狀溶洞、溶蝕裂縫為特徵，洞底通常向岩溶窪地方向延伸，直至洞與洞相連，形成大型縫-洞儲集空間。由於形成的孔洞、溶蝕裂縫多呈垂向分布，該岩溶帶的充填程度相對較小，僅見溶蝕裂縫的局部方解石充填和較少部分溶蝕孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蝕洞穴經受不住上部及其圍岩的壓力，可形成潛山頂面的塌陷。
潛流岩溶帶：位於地下潛水面附近，厚50～80m。一般來說，具有一定開啟度的構造裂縫切割的深度，就是潛流岩溶帶發育的底部。該帶地下水十分活躍，水流多呈橫向流動，通常處於CaCO3不飽和狀態，具有廣泛的溶解作用，首先將方解石、文石溶解形成溶蝕孔洞，然後逐漸擴大成中小型、大中型以至大型溶洞（暗河）。由於構造裂縫發育，岩溶水多沿構造裂縫的走向流動，使得該岩溶帶的溶蝕孔洞多相互連通，形成一個大型的儲集體系。水流橫向流動使地表水帶來的泥沙，容易在洞穴低窪部位或水流較緩的地段形成砂泥沉積，在洞穴局部形成砂泥質的全充填或半充填。地下水流的不斷沖刷與溶蝕，使溶蝕洞穴不斷擴大，在洞穴頂部常會形成洞穴垮塌。
3.古地貌
岩溶古地貌可劃分為岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶窪地3種類型。岩溶高地是表層及滲流岩溶帶發育的地區，以供水為主，岩溶發育深度大，充填嚴重；岩溶斜坡是岩溶發育程度適中的地段，潛流帶常發育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利儲集空間發育；岩溶窪地是溶蝕程度高的地段，發育潛流岩溶，充填和塌陷嚴重，且岩溶窪地洞穴含水可能性大。岩溶區的古水系包括地表水和地下水兩大類，水系發育受斷裂和岩性影響，沿地表水系主幹流兩側常發育側向溶蝕洞穴。
4.斷裂及裂縫
斷裂和構造裂縫決定了儲層的滲透性及滲透方向，同時控制了地表徑流與地下水流的流動軌跡，決定了岩溶型儲集層沿斷裂、裂縫發育帶分布，往往在斷裂、裂縫密集發育區及斷裂的拐點、交點處岩溶型儲層更為發育。
5.充填作用
表層岩溶帶裂縫、孔洞比較發育，充填程度較低，橫向連通性較好，儲集性能較好。滲流岩溶帶裂縫發育，溶蝕縫洞相對欠發育，作為地表水向下的長期滲流作用帶，充填程度較低，具有一定的有效儲集空間。潛流岩溶帶的水流主要橫向流動，由於裂縫和泄水方向的定向作用，往往形成近水平、橫向上連通的大型孔洞、洞穴，即地下暗河，從地表攜帶來的泥沙也容易在洞穴中沉積，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴。
❻ 碳酸鹽岩縫洞型油氣運聚機理與富集因素
油氣運聚富集機理研究主要包括油氣源判識、運移方向、運移期次、運移輸導體系和聚集機理等，其中油氣源研究是基礎，運移、聚集是研究核心。區域不整合面和斷裂兩類輸導體系有效地溝通烴源，是碳酸鹽岩縫洞系統油氣大面積聚集的前提條件。本節重點講述碳酸鹽岩縫洞型油氣輸導體系、運移機理和成藏模式。
一、縫洞型油氣產出特徵與類型
根據縫洞的連通性，縫洞型油氣主要分為孤立洞穴型和連通縫洞型。孤立洞穴型油氣以孤立的洞穴為儲層，具有統一的溫壓系統與流體性質，油氣水界面明顯，底水發育，油氣產出受控於洞穴規模，定容特徵明顯。連通縫洞型油氣具有連通性多樣的多套縫洞系統，同一縫洞體中具有相同的流體性質、統一的油氣水界面;不同縫洞體中可以有差異，油氣產出過程中會出現新的縫洞體供給油氣，油氣產出不穩定，出水類型多樣，易出現油氣產量忽高忽低、忽油忽水等復雜現象。
1.孤立洞穴型油氣
塔里木盆地輪南、哈拉哈塘、塔中北斜坡等地區奧陶系縫洞型油氣以大型洞穴為主要儲集空間，由於長期的深埋與成岩作用，大多數洞穴之間的通道垮塌，被膠結充填，連通性差，形成相對獨立的洞穴體單元。如哈7井位於哈拉哈塘地區西北部，屬於輪南低凸起的西部斜坡帶。根據儲層、流體性質、試采特徵分析，哈7井屬典型的定容洞穴型油單元。根據儲層預測與縫洞雕刻判斷，哈7井為孤立的洞穴體系，與周圍縫洞體相距較遠，連通性差(圖6-8)。周圍不同單井油氣性質變化大，哈7井為重油，而西南部的哈11井為正常油，表明油藏間不連通;哈7井試采基本不含水，哈9井卻出現暴性水淹，低部位的哈11井試采高產穩產、且不含水，表明不同井區具有不同的邊、底水條件，地層水體沒有溝通;哈7井試采表明油壓下降快，產量衰竭明顯，是孤立的定容型油聚集單元。
2.連通縫洞型油氣
在岩溶縫洞儲層發育過程中，由於河道、裂縫與斷裂系統的溝通作用，有很多大型縫洞體是連通的，雖有後期垮塌充填，但也有一定數量縫洞體的保存，形成相互連通的多縫洞系統。在一定歷史時期、一定的壓差下相互獨立的縫洞體由於某些作用也能互相連通，形成統一的多縫洞體油氣藏。縫洞的連通性判識比較困難，通常根據試采、干擾試井和示蹤劑等方法確定。塔里木盆地中古162井、輪古101井、輪古15井等井區發育連通的縫洞型油氣。如中古162井，是多縫洞體控制的弱揮發油聚集單元。在縫洞雕刻圖上(圖6-9)，中古162井附近有多套連通的縫洞體發育;從試采曲線上可以看出，中期在未採取任何措施的情況下，出現油壓上升、氣油比降低、產油量增加等現象，分析是因為溝通了新的儲集體，另外一個縫洞單元在一定的壓差下，與先期出油的縫洞體溝通，從而得到更多的油氣補給，增加了油氣產量，油壓也隨之上升;區內鄰近縫洞體在一定條件下可能形成相互連通的儲集單元，成為連通的縫洞型油聚集單元(圖6-9)。
圖6-8 哈7井奧陶系碳酸鹽岩縫洞雕刻與洞穴型油聚集單元剖面圖
圖6-9 中古162井奧陶系縫洞雕刻與多縫洞型油聚集單元剖面圖
二、輸導體系
作為油氣成藏過程中溝通源岩與儲層的橋梁與紐帶，輸導體系是油氣成藏的關鍵控制因素，也是系統化、動態化油氣成藏研究重要的體現(Magoon，1994)。油氣輸導體系受控於盆地構造、沉積成岩演化、流體活動(流體勢、壓力)等諸多因素，隨時空變化輸導性質和能力發生復雜的變化(郝芳等，2000)。一般認為，輸導體系是油氣從烴源岩運移到圈閉過程中所經歷的所有路徑網，主要包括斷層和裂縫、不整合面、連通砂體，以及它們的組合類型(付廣，2001)。
1.斷裂和裂縫輸導體系
斷裂和裂縫輸導體系是斷裂活動開啟形成的油氣運移通道。同時，大量伴生裂縫的發育也顯著改善了碳酸鹽岩的儲集性能，形成溶孔-溶洞-裂縫體系。裂縫越發育，滲濾空間越大，越有利於油氣的運移。
如塔北輪南奧陶系斷裂及裂縫特別發育，斷裂和裂縫與褶皺構造常相伴而生。其中斷至中下寒武統烴源岩的斷裂，成為油氣有效的運移通道。如輪南地區的油氣主要來源於古生界海相烴源岩，溝通烴源岩斷裂發育的碳酸鹽岩縫洞區，成為油氣富集區。如英買2井區、塔河地區S86—S67—S65—T401井及T402—S78井沿北東方向構造裂隙相對發育，形成自塔河7區—6區—4區的中下奧陶統油氣運移富集帶(顧憶，2007)。斷裂也對古生界部分油氣藏具有一定的改造和破壞作用。
2.不整合面輸導體系
多期構造運動形成多期不整合，不整合面之下一定深度范圍內形成大規模的溶蝕孔、洞、縫系統，成為碳酸鹽岩縫洞型油氣主要的儲集空間，同時，不整合面是油氣側向運移的重要通道，前提是其上必須有封閉蓋層。
如輪古-塔河油田中下奧陶統，經加里東期—海西早期長期暴露風化剝蝕，形成廣泛分布的風化殼，儲滲條件較好的地表殘積物、風化裂隙角礫岩和半風化層主要由裂縫、縫合線溝通的溶蝕孔、洞、縫構成岩溶網路體系，是輪古-塔河油田最重要的輸導體系，尤其是海西晚期烴源區大規模供油及塔河地區尚不完全封閉的蓋層條件，造成了現今奧陶系稠油分布狀況，顯示出不整合及岩溶系統輸導體系對輪古-塔河油田的形成具重要性(顧憶，2007)。
3.連通砂體輸導體系
連通砂體輸導體系以連通孔隙作為油氣運移的通道，如塔北輪南古-塔河地區，該類輸導體系主要發育於石炭系卡拉沙依組砂岩及三疊系砂岩中(陳強路，2004)。卡拉沙依組具有砂岩層數多、單層厚度薄、橫向變化大等特點;三疊系砂體展布相對穩定，橫向變化較小，與斷裂、不整合面相互配合，成為油氣運移的重要輸導體系。
4.復式輸導體系
區域性通源斷裂、不整合面、岩溶縫洞系統、砂體及裂隙等構成了油氣運移的復合通道，是形成大型復式油氣藏的重要條件。如塔北輪南地區三疊系、石炭系和奧陶系油氣藏即是經過多期生烴、充注、調整，形成的多層系復合式油氣分布，是復式輸導體系作用的結果。喜馬拉雅期晚期氣侵之前，桑塔木斷壘、輪南斷裂帶的斷裂、裂縫溝通了三疊系砂體和奧陶系古油藏，使得油氣運移到上覆的石炭系和三疊系，並在石炭系和三疊系砂體內進一步運移。喜馬拉雅期晚期氣侵過程中，裂解形成的高乾燥系數的天然氣，順著輪古東走滑斷裂充注到奧陶系碳酸鹽岩縫洞型儲層中，由於石炭系高壓層的形成，導致了斷裂在石炭系閉合，晚期裂解天然氣只能沿斷層和不整合面輸導體系運移，運移通道為桑塔木斷裂帶的奧陶系縫洞碳酸鹽岩儲層。
三、油氣運移和聚集機理
裂縫-溶洞型碳酸鹽岩油藏是由基質、裂縫和溶洞組成的連續介質。裂縫和由裂縫貫穿的溶洞與烴源岩連通，既是儲集空間，又是流動通道;由裂縫連通的孔洞具有管流特徵，裂縫系統油氣滲流遵循達西定律，基質系統滲流能力很小，具有非達西滲流特徵。縫洞型碳酸鹽岩油藏，儲集空間以溶洞為主，裂縫為主要流通通道，溶洞、裂縫隨機分布，具有「晶格狀」油藏的特徵。裂縫和與其連通的溶洞動力學尺寸較大，流體流動可以看成是管道流動，基質滲透率很低，流體流動遵守非達西定律。
縫洞型油藏內部大縫大洞與小縫小洞並存，介質表現為極強的不連續性;流體流動的空間不僅在形狀上而且在尺度上存在巨大差異;流體的流動模式既有小縫小洞中的線性流，又有大縫大洞中的非線性流，更有兩種流動規律以不同形式混合在一起的組合流動。有關碳酸鹽岩油藏的流動規律，多數觀點是基於連續介質理論討論，或者把不連續介質用等效的連續介質流動系統代替，將儲層視為孔隙-溶洞型雙重介質、孔隙-裂縫-溶洞型三重介質或多重孔隙介質等類型(圖6-10)，認為在其中發生的完全是滲流。
圖6-10 阿克庫勒凸起南斜坡下奧陶統縫洞型碳酸鹽岩油氣剖面
針對縫洞型儲層系統的特點，本書提出縫洞型油氣聚集機理，即一種溶洞大尺度流動與裂縫滲流交接系統的流動物理模型———縫洞交接流動模型(圖6-11)，也就是管流-滲流交接流動模型。這種滲流與管流耦合模型既反映了大裂縫溶洞系統中流體的流動，又反映了基質和孤立孔洞中流體的滲流，它將縫洞型儲層系統看成是統一的連續介質地質模型。例如可以假設溶洞為圓柱狀，它們之間通過裂縫滲流系統連接，一個縫洞單元可以看成是一種網狀物理模型。溶洞中的流體流動可近似為不規則的管流，即流體在圓管中的流動，它是流體力學中相對簡單的一種流動。
圖6-11 碳酸鹽岩縫洞油氣聚集機制示意圖
溶洞為主要的儲集空間，可視為管狀通道，溶洞中的流動可以認為是管流，流體視為不可壓縮的黏性流體。裂縫是主要的滲濾通道，在溶洞之間起連接作用，同時又有一定的儲集能力，裂縫中的流動可以認為是線性滲流。溶洞單元和裂縫單元組合起來就可以構成縫洞單元。緻密的基岩滲流能力很低，由於其特殊的成藏條件，使得縫洞的非均質性非常強，流體流動狀態復雜:裂縫溶洞尺寸較大，其中流體流動可以視為管流;微細裂縫或基質非常緻密，孔隙尺寸很小，流體流動遵循達西定律或非達西定律。由於縫洞型油藏同時存在基質的「滲流」與縫洞的「管流」(或空腔流、窩流)，現有的油藏流體動力學理論尚不能有效地描述流體流動特徵。
由於縫洞型碳酸鹽岩儲層的非均質性，導致油氣運聚和分布具復雜性(圖6-12)。例如，輪南凸起經歷了晚加里東期、海西期的強烈隆升剝蝕及印支期以來的疊加改造過程，輪南凸起及其周圍地區長期處在油氣運移的指向上，經歷了3個一級波動周期的油氣成藏旋迴:第一成藏旋迴以破壞為特點，第二成藏旋迴以改造為特點，第三成藏旋迴以富集為特點。輪南地區溶洞系統有3個發育段，縫洞系統發育程度及其連通性是風化殼型油氣富集的重要因素，密集發育的裂縫及小斷層溝通溶洞就形成油氣富集區，孤立的溶洞沒有油氣來源，鑽到溶洞發育區即出水。在斷壘帶頂部泄漏區含水，緊鄰的斜坡高部位蓋層條件欠佳為高滲漏區，是稠油分布區。斜坡低部位以及平台區，由晚期油氣的充注形成輕質油和凝析油分布區。中、上奧陶統的殘存區是尋找早期形成的碳酸鹽岩原生油氣藏的有利地區。圍繞輪南低凸起沿斜坡往下向著凹陷的方向是碳酸鹽岩有利的油氣富集區。
圖6-12 輪南地區多種油氣性質分布圖
塔河油田碳酸鹽岩儲集空間以溶洞為主，具有產能貢獻意義的溶洞、裂縫尺度在300μm以上;酸壓形成的裂縫張開度一般為1～8mm。根據流動方式判別，塔河油田縫洞儲集體中流體流動以達西流為主，進而明確了溶洞中的流體流動可近似為不規則的管流，而尺度在300μm以下的溶蝕孔洞和裂縫中的流體流動為滲流。對於碳酸鹽岩縫洞型油氣藏，准確地預測碳酸鹽岩縫洞的分布區是發現油氣的前提，而准確地識別裂縫及小斷裂的分布更是提高勘探成功率的關鍵。
四、縫洞型油氣富集規律
我國海相沉積盆地具有時代老、有機質熱演化歷史長、成熟度高、儲層埋藏深、儲層非均質性強、油氣藏分布復雜且後期調整、改造破壞嚴重等特徵。縫洞型油氣是指儲存在由岩溶作用形成的縫洞體中的油氣，儲層的非均質性極強，基質孔隙度一般小於1.2%，滲透率一般小於0.5×10-3μm2，油氣主要受一系列縫洞體控制，在相對獨立的縫洞體內具有統一的溫壓系統、統一的油氣水界面。如輪南-塔河油田潛山風化殼油氣分布區、塔中北斜坡鷹山組層間風化殼大型凝析油氣分布區都是由一系列疊置連片的縫洞體控制。
1.長期暴露的古隆起控制優質儲層發育
縫洞型岩溶儲層的分布與發育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌單元，岩溶作用與儲層發育程度不同，油氣富集程度也有所差異。岩溶台地，古地勢較高，地層剝蝕嚴重，岩溶作用以發育垂直洞穴為主，是區內岩溶水的主要補給區，其上蓋層沉積較薄，難以形成有效的油氣聚集。岩溶盆地和谷地處於岩溶水的匯集排泄區，儲層充填嚴重，難以形成有利的儲集空間。岩溶階地處於岩溶台地與岩溶盆地的平緩過渡帶，水動力條件優越，岩溶水補給有源，排泄有道，古岩溶作用強烈，儲集空間相對發育。
陝甘寧盆地、四川盆地與塔里木盆地的古隆起分別經歷了140Ma、120Ma、77～232Ma的風化剝蝕，形成的風化殼構成了較好的儲層。以川中古隆起為例，二疊紀前，古隆起地貌已準平原化，風化殼以碳酸鹽岩為基岩的元素風化帶出率達90.32%～96.52%，屬於岩溶風化殼;以粘土岩和砂岩為基岩的元素風化帶出率為25%，屬於殘積風化殼;碳酸鹽岩風化殼具有淋溶作用強、淋濾作用大、殘積作用弱的特點，因而易形成縫洞岩溶發育帶。陝甘寧古隆起也有類似現象，塔里木台盆區寒武-奧陶系碳酸鹽岩儲層的分布主要受後期風化剝蝕和古岩溶作用控制。輪南、塔中、巴楚東南部等古隆起區奧陶系因暴露時間長，因而儲集條件較好。相反，位於滿加爾凹陷北部的羊屋2井、巴楚東部的和3井等，由於處於古斜坡的低部位，因而儲集條件較差。另外，長期發育的繼承性古隆起往往可形成多套優質儲層，輪南地區之所以存在奧陶系、石炭系、三疊系、侏羅系等多套優質儲層，與其長期發育的古隆起背景有著密切聯系。
2.優質儲層控制了縫洞型油氣的富集
油氣不受局部構造控制，縫洞體控制了風化殼油氣的富集。如塔北南緣奧陶系以台地相灰岩為主，原生孔隙幾乎消失殆盡，儲集體以岩溶作用形成的縫洞體為主，有很多鑽井鑽遇大型縫洞系統，輪南地區共有20餘口井在鑽井過程中發生放空、井涌或泥漿漏失，井間變化大。在平面上，岩溶縫洞具有分帶、分塊的特徵，岩溶斜坡儲層最發育，岩溶洞穴數量多、規模大、充填少，一系列縫洞發育區在空間上疊置連片分布。只有鑽遇大型溶洞的井才能獲得高產工業油氣流，沙48井、輪古15井、輪古42井、輪古701井、艾丁4井等高產工業油氣流井都是由大型溶洞產出，而輪南15井等低產與失利的主要原因是儲層欠發育。對輪南-塔河潛山的勘探實踐表明，只有當鑽井打在大型溶洞或與溶洞溝通良好的裂縫上時，才可能獲得高產和穩產，縫洞體的發育程度決定了奧陶系儲層的產能，優質儲層控制了油氣的富集。
縫洞系統造成了油氣聚集的不均一性。輪南奧陶系的鑽探與研究表明，有利儲集體分布在潛山風化殼頂部200m范圍內，油氣分布受控於岩溶體系與裂縫系統的空間發育程度。盡管宏觀上油氣呈准層狀分布，但由於岩溶儲層非均質性強，縫洞系統周緣就是不含油氣的緻密灰岩，相對獨立的一個或多個溶洞系統就組成了一個相對獨立的油(氣)藏，其間具有相對統一的油氣水界面與統一的溫壓系統。由於缺乏構造圈閉或地層岩性的遮擋，縫洞體系的獨立與連通是相對的，在不同的地史時期，不同的邊界條件下，連通的油氣藏可能分隔為多個孤立的油氣藏，相對獨立的縫洞系統可能實現連通與油氣的調整，因此在油氣產出過程中，由於不同縫洞系統的溝通，會造成油氣水性質的差異與產量的周期性變化。相對孤立的縫洞系統形成定容體，油氣初始產量高，但上水快，產量有限;而連通的多縫洞系統規模大，油氣產量比較穩定或緩慢下降，含水率逐步上升。對於連通性較差的多套縫洞系統，在一定的壓差下可能實現連通，從而出現油氣產出的周期性變化，如一套縫洞體系產出後又出現另一套系統的油氣供給，造成產量忽高忽低，含水率也出現很大變化。
3.多成因儲層疊置連片分布是油氣大面積分布的基礎
我國古老的碳酸鹽岩儲層經歷了多期的構造抬升與暴露，發育多期碳酸鹽岩岩溶作用，造成風化殼岩溶古地貌的不同與儲層特徵的差異性。多類型次生孔隙造成了儲層的非均質性。由於碳酸鹽岩儲層受控於多期的溶蝕作用和破裂作用，具有非組構選擇性，形成多種類型復雜的次生孔隙，其發育特徵與空間分布復雜多樣，造成碳酸鹽岩儲層的強烈非均質性。
岩溶型碳酸鹽岩儲層易縱向疊置、橫向連片呈近層狀大面積分布。如輪南潛山縫洞系統在縱向上分層明顯，雖然井間橫向變化大，縫洞層的數量、深度差異大，但不同的岩溶部位都有多層岩溶洞穴的發育。在平面上，岩溶縫洞具有分帶、分塊的特徵，一系列縫洞發育區在空間上疊置連片分布，形成逾5000km2規模的岩溶儲層發育區。塔中鷹山組風化殼儲層分布類似輪南地區，縱向分層、平面分區塊特徵更明顯，下奧陶統鷹山組風化殼儲層主要發育在潛山面以下200m的垂直滲流帶和水平潛流帶內，在塔中北斜坡分布面積逾6000km2。
4.長期繼承性發育的古隆起斜坡帶、地層超覆尖滅帶、岩相變化帶等是有利的油氣聚集場所
縫洞型油氣主要與大型地層不整合面及古隆起有關，古隆起由於構造活動的繼承性抬升，為油氣長期運移指向，因此往往有豐富的油氣聚集;影響縫洞型油氣形成與油氣富集程度的因素除了烴源岩和儲蓋條件等因素外，古隆起形成時間、後期構造的穩定性以及古隆起的規模、油氣充注和成藏過程疊加等也是十分重要的因素，古隆起形成時間越早、發育時間越長、後期構造越穩定、古隆起規模越大，越有利於油氣聚集和保存，油氣富集程度也越高。
古隆起高部位因後期構造變動最為強烈，因而往往以油氣的調整和破壞為主，該部位一般形成的是次生油氣聚集，若後期構造變動極為強烈，則甚至無油氣形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因後期構造活動相對較弱，因而是原生油氣形成和保存的主要部位，或者既有較大規模的原生油氣聚集，又有規模不大的次生油氣形成。岩溶儲層在古隆起斜坡疊合復合，油氣沿不整合面分布，形成大面積分布的准層狀油氣田(圖6-13)。
圖6-13 塔里木盆地南北向油藏剖面圖
❼ 碳酸鹽岩縫洞型油氣資源潛力與方向
中國海相盆地分布廣，海相沉積分布或規模均佔有相當大的比重，下古生界以碳酸鹽岩岩溶儲層為主，層間-層內似層狀岩溶儲層大面積分布(表6-4)，多期不整合面發育，為大中型地層不整合油氣藏的形成提供了重要的地質基礎。順層深岩溶是深層有效儲層規模化發育的重要控制因素，在深層能發現大油氣田。
一、古隆起及其圍斜部位
古老海相盆地的隆起形成時間早，延續時間很長，是油氣運移長期的有利指向區;古隆起規模大，隆起面積多在(1～4)×104km2之間，為海相地層油氣勘探提供了廣闊領域;具有良好的生儲蓋組合，多期成藏;隆起晚期構造活動相對較強，有利於油氣的聚集與調整。
克拉通構造活動的強度及演化不同，大型隆起對油氣的控製作用也不同。中國幾大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活躍，鄂爾多斯華北克拉通最穩定，四川上揚子克拉通介於二者之間。塔里木盆地大部分海相油氣田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然氣富集在具古隆起背景的喜馬拉雅期局部構造上;鄂爾多斯慶陽古隆起並不直接控制天然氣的富集。
和田河氣田周緣由於古隆起遷移，形成古風化殼、台緣灘和推覆構造三大勘探領域，早期成藏區域北傾，晚期成藏區域南傾。瑪東、瑪北、瑪南地區成藏條件存在差異，瑪南處於和田河古隆起向東北延伸的部位，在石炭系沉積前遭受風化和淋濾，奧陶系桑塔木組遭受剝蝕，良里塔格組台緣相帶顆粒灰岩有所保存，後被石炭系下泥岩段覆蓋。通過地震反演預測該區奧陶系風化殼儲層發育，同時發育溝通寒武系的壓扭斷層，對成藏十分有利。
表6-4 中國海相盆地典型地區岩溶儲層分布特徵
二、大型地層不整合油氣藏
古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油氣藏的有利地帶，包括不整合面下的削截油氣藏、不整合面上的超覆油氣藏。不整合油氣藏的形成既受控於不整合類型、圈閉形成期與油氣運聚成藏期匹配的控制，又受生、儲、蓋組合的配套、斷裂發育狀況、構造變形的控制。蓋層質量直接關繫到不整合油藏能否形成;不整合儲集體的好壞及儲集層的非均質性直接影響油氣藏的儲量和產能。
不整合(面)對油氣聚集既有建設性作用，又有破壞性作用。建設性作用主要有:①為油氣運移提供良好通道;②改善了不整合面下儲集層(體)的儲集性能;③不整合面上、下發育大量不整合圈閉。破壞性作用表現為對蓋層的破壞使油氣大量散失，即使是部分破壞，原油也將受到不同程度的氧化、水洗，使輕質組分逸散，重質組分留下，形成稠油或難於流動的瀝青。此外，不整合面與通入古地表的斷裂結合，會使油氣沿不整合面、斷裂面運移到地表逸散，使油氣藏遭到一定的破壞。
中國三大盆地大中型地層不整合油氣藏勘探領域廣，如塔里木盆地不整合油氣藏類型多、分布廣，塔北南緣奧陶系岩溶發育區，良里塔格組、一間房組、鷹山組3套岩溶儲層厚70～250m，有利面積達3.5×104km2;塔中奧陶系礁灘與岩溶發育區，良里塔格組、鷹山組、蓬萊壩組3套岩溶儲層厚100～400m，有利面積達1.2×104km2;麥蓋提斜坡奧陶系岩溶區發育3期岩溶，有利面積達0.8×104km2;和田河周緣奧陶系潛山發育風化殼岩溶儲層，有利面積達0.9×104km2。
在鄂爾多斯盆地靖邊氣田周緣奧陶系岩溶發育區，馬五段白雲岩向周緣擴展，有利面積達1.0×104km2;四川盆地雷口坡組風化殼區發育風化殼岩溶儲層，勘探已獲發現，有利面積達1.2×104km2;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡規模大，白雲岩岩溶儲層發育，有利面積可達8.5×104km2;渤海灣盆地潛山富油氣凹陷成藏條件好，有利面積達0.5×104km2。
三、深層-超深層油氣藏
隨著油氣勘探程度的不斷深入，油氣勘探向深層發展勢在必行。如美國在埋深8088m的寒武-奧陶系碳酸鹽岩儲層中發現了賈伊費爾德氣田，儲層中次生孔、洞、縫大量發育，孔隙度為25%，滲透率為1020×10-3μm2(吳富強等，2006)。此外，美國西內盆地7663～8083m的下奧陶統碳酸鹽岩內發現了阿納達科凹陷米爾斯蘭奇氣田帶等。
我國塔里木盆地，塔參1井在7100m進入上震旦統花崗閃長岩，其上白雲岩縫洞非常發育，錄井、取心、氣測均有油氣顯示。輪東1井在6785～6805m的奧陶繫纍產原油28.61m3，在7141～7180m的深度發現了低產天然氣，哈拉哈塘地區多口井在接近7000m的奧陶系有工業油氣流產出。
塔北地區奧陶系及上部層位已發現了豐富的油氣，塔北下部的寒武系更接近寒武系烴源岩，是油氣勘探的有利接替領域。中石化塔深1井在寒武系見到了良好的油氣顯示，在埋深8400m、溫度160℃、壓力80MPa的上寒武統白雲岩溶洞儲集層中發現了褐黃色的液態烴，根據甲基菲指數換算的原油成熟度在1.08%～1.2%之間，為高成熟輕質油或凝析油。在對下奧陶統—上寒武統6800～7538m段進行測試時，有少量天然氣產出，天然氣以烴類氣體為主，佔97%;乾燥系數為0.97，甲烷碳同位素組成為-37.9，對應的氣源岩Ro為1.65%～1.91%，氣的成熟度高於原油，屬於典型的高演化油型干氣。
塔深1井寒武系位於輪南台緣帶，白雲岩儲層儲集空間類型以晶間孔、晶間溶孔及裂(溶)縫為主。塔深1井岩心測試孔隙度為0.6%～9.1%，滲透率為(0.001～34.4)×10-3μm2。測井解釋儲層44層641m，其中I類儲層為66m/7層，孔隙度為4.5%～10.4%，孔隙類型為裂縫-孔洞型，主要發育於中寒武統;Ⅱ型儲層為127m/9層，孔隙度為3%～5.7%，孔隙類型為孔洞型，主要發育於下寒武統、中寒武統和上寒武統底部;Ⅲ類儲層為456.5m/28層，孔隙度為0.63%～5%，孔隙類型為溶孔型或裂縫型，主要發育於上寒武統。
上述塔深1井數據表明深層寒武系具備油氣運聚條件。
❽ 碳酸鹽岩縫洞型油氣勘探開發技術
碳酸鹽岩縫洞型油氣勘探開發配套技術是一項系統工程，貫穿於地震資料採集、處理、解釋和室內模型等多個環節，需要地震資料與測井、鑽井、岩心、構造演化、生產動態等因素綜合分析，包括有利岩相及古地貌分析技術、全三維構造、斷裂精細解釋及三維顯示技術、縫洞型儲層模型物理模擬技術、碳酸鹽岩縫洞型儲層識別技術、烴類檢測技術、儲層酸化壓裂技術、水平井開發、水平井分段酸壓改造技術及注水替油技術等。
一、岩相古地貌技術
有利岩相及古地貌分析技術是指利用層序地層學、儲層地質學、構造地質學和沉積地質學等地學理論為指導，以計算機為工具，採用層序劃分、地層對比、單井相分析、沉積相縱橫向分布特徵研究、儲層宏觀特徵研究(如岩心觀察)、儲層微觀特徵分析(如薄片觀察、地球化學分析等)、儲層物性統計等手段，開展層序地層劃分與對比、儲集體類型及成因機制、沉積相、古地貌及古水系分析等明確優質碳酸鹽岩儲集體發育的地質成因條件，建立不同樣式儲層體成因模式。
二、地震預測技術
藉助全三維地震數據體，對振幅、頻率等屬性特徵進行分析，可對三維地震數據體採用由點-線-面逐級放大的方法，實現三維空間立體可視化精細解釋。採用的技術手段有精細層位標定、相干及傾角分析技術、三維解釋及立體顯示技術等。三維地震聯片處理技術，為儲層預測提供了較高精度的基礎數據，最終實現了統一網格、統一靜校正、統一地震記錄(極性、時差、振幅、頻率、波形)、統一速度模型、統一疊加和偏移的聯片處理;通過聯片精細成像處理，地震資料的品質得到了改善，並對主要目的層風化面進行精細刻畫，使原三維地震資料拼接處的構造得到了落實，資料的解析度、信噪比、保真度得到了有效提高，為後續的地震資料解釋、儲集層預測、地震反演、整體評價提供了可靠的基礎資料。
三、物理模擬技術
1977年，美國休斯敦大學地震聲學實驗室創建了水槽地震物理模型。國內南京石油物探研究所及同濟大學在1985年前後建立了大型水槽自動物理模擬觀測系統。但是，水槽地震物理模擬也存在著缺陷，它無法正確模擬陸上地震勘探過程，只能記錄縱波，不能記錄橫波和轉換橫波。為了克服上述缺點，20世紀80年代，美國哥倫比亞大學、埃克森石油公司、休斯敦大學和中國石油大學先後研製了固體地球物理模型。針對碳酸鹽岩縫洞儲層的物理模擬技術研究，已經開始起步，但缺少系統性研究。數值模擬技術，隨著演算法的改進和計算機技術的發展，已經從聲波射線模擬發展為波動方程模擬，模擬精度和速度得到明顯提高。
四、儲層雕刻技術
碳酸鹽岩縫洞型儲層的識別可以從地震屬性特徵、鑽井、錄井、測井、岩心和薄片觀察幾個方面聯合進行。鑽井前縫洞型儲層識別主要依靠地震，利用儲層精細標定和模型正演技術，明確儲集體的地球物理響應特徵，開展儲集體地震屬性敏感性分析，確定有效地震屬性，並由此提取相應地震屬性，最後在地質成因分析及儲集體地質模式控制下，分別開展岩溶孔洞及裂縫的識別。
多屬性綜合分析技術是指沿層對一定時窗范圍內的數據體提取不同的屬性，得到該屬性的平面分布圖或立體圖，並進行綜合地質分析。多屬性交會分析認為相干檢測、分頻振幅和波阻抗是基本適合碳酸鹽岩縫洞型儲層預測的敏感屬性。屬性提取技術可細分為均方根振幅、振幅變化率、分頻、沿層相干、波阻抗和灰岩頂面地震相等，其關鍵是確定合理的時窗和精細的解釋層位。地震屬性提取是一項較成熟的常用技術。但溶洞定量描述和流體識別仍然十分困難。
近年來，縫洞型儲層定量雕刻技術已取得重要進展，如塔里木油田基於井控高保真疊前時間偏移處理，使儲層特徵更加明顯，尤其是道集資料信息，為儲層量化描述和疊前油氣檢測奠定了堅實的資料基礎;通過高精度疊前深度偏移處理，有效地解決了「串珠」歸位不合理的問題，為縫洞體位置的准確識別提供了有力的支撐;在井震結合建模的基礎上，建立了地震響應特徵與縫洞體發育狀況的量化關系，初步實現了縫洞單元儲集空間的定量計算;縫洞體三維立體雕刻與量化描述在井位研究中發揮了重要作用，近兩年儲層鑽遇率達到98%以上(圖6-14)。
圖6-14 塔中中古11井縫洞雕刻圖
五、烴類檢測技術
碳酸鹽岩縫洞型儲層烴類檢測技術是個難點，同時也是研究的熱點。目前有疊前AVO道集、頻率吸收等技術。在頻率吸收技術中，高產井烴類指示響應特徵為主頻降低、高頻衰減快、低頻能量增強;泥質充填乾井響應特徵為較高能量、高頻、低吸收;斷裂發育具有低能量、低頻、高吸收特徵。疊前AVO道集是利用振幅隨偏移距(入射角)的變化來判斷溶洞中的流體類型，總體表現為油井振幅隨偏移距增大而增加，水井振幅隨偏移距增大而減小。
六、儲層酸化壓裂技術
碳酸鹽岩縫洞型儲層非均質性強，基質滲透率低，無儲集能力，油氣滲流通道主要為裂縫，油井完井後大多無產能，只有通過酸壓改造措施，形成一定長度、高導流能力的酸蝕裂縫，溝通油氣滲流通道和儲油空間，才能保證正常投產和較長時間高產穩產。事實證明，酸壓改造儲層的技術解放了地層能量，大幅度提高了油氣井產能，使油田開發的經濟效益顯著提高，已成為碳酸鹽岩縫洞型油氣藏開發中必不可少的關鍵技術之一。
七、水平井開發技術
在碳酸鹽岩溶洞發育密集的地區，為了多鑽遇幾個縫洞單元，提高單井產量，常採用水平鑽井工藝，水平井的方向一般垂直於裂縫走向，這樣鑽井穿過縫、洞發育段的可能性大大提高，對縫洞型儲層開發效果好。
水平井鑽井和開發中常遇見以下問題:①水平井水平段在鑽遇大型洞穴儲集體發生放空、漏失時，無法建立泥漿循環，導致無法按原設計繼續鑽進其他溶洞，多數情況下只能直接投產;②水平井在水平段穿過的幾個縫洞單元，只要一個縫洞單元出水，就有可能造成水淹，其餘縫洞單元的儲量也將無法有效動用。因此，在儲層預測、流體識別和縫洞系統定量描述無法滿足水平井設計要求時，不易大規模實施水平井開發，井位部署時仍應首先採用直井+側鑽的布井思路和做法(呂媛娥，2006)。
八、水平井改造技術
水平井分段改造技術是目前國際上提高產量的重要技術。通俗講就是採用專業工具，將水平井段分成若干相對獨立的系統後，有選擇性地進行酸化改造。如塔里木油田水平井酸化壓裂改造始於2005年，2008年首次在塔中62-7H井實施，獲得日產油220m3，天然氣20×104m3的高產。
該技術與較籠統酸壓技術相比具有諸多明顯優勢，可形成相對獨立的人工裂縫系統，更好地利用物性差異層段，充分挖掘水平井產能，最大限度地提高單井產量。實踐證實實施水平井分段改造後，平均產能與同區塊直井相比，提高了3.8倍，而與水平井籠統酸壓相比，也提高了近一倍。經過多年探索，採用水平井開發逐漸成為塔中地區在碳酸鹽岩中建立高產井、培養高產井組和高產區塊的重要模式，水平井分段酸壓改造技術則成為進一步提高開發效率、延長單井壽命的重要依據。
九、注水替油技術
碳酸鹽岩縫洞型油氣藏投入開發後自然產量遞減快，彈性採收率低，如塔河油田以定容性溶洞為儲層的單井年產量遞減達30%～90%(塗興萬，2008)，注水替油是提高採收率的一種重要手段。以碳酸鹽岩縫洞型為儲層的油井，在進行注水替油生產前，要盡可能地利用天然能量開采，在後期地層壓力難以維持正常機抽生產時，才能進行注水替油，定容性油洞為優選對象。
碳酸鹽岩縫洞型油藏單井注水替油的機理是:通過注入水補充地層能量，恢復地層壓力;利用重力分異的原理，在燜井過程中，油水不斷置換，產生次生底水以抬升油水界面;使注入水進入油井周圍比較小的裂縫中，置換出其中難以采出的剩餘油。油井以「注水—燜井—採油」為一個周期進行注采循環，經過多輪次的注水替油，可逐步提高原油採收率(榮元帥，2008)。
❾ 縫洞型碳酸鹽岩油藏數值模擬技術研究
康志江 張 允
（中國石油化工份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083）
摘 要：縫洞碳酸型鹽岩油藏具有儲集空間變化尺度大、介質復雜、流體流動形態多樣等特點，無法利 用比較成熟的砂岩油藏數值模擬理論與技術，因此縫洞油藏數值模擬成了當前世界面臨的難點和重點，其制 約著這類油藏的合理高效開發。為此，在縫洞油藏尺度上，依據連續性介質的思想框架，發展了雙重介質，形成了等效多重介質理論，即將縫洞型油藏中的多相流動問題等效成為若干個連續介質中的多相流動問題，建立了包含溶洞、裂縫、溶孔的三重介質連續性模型，研究了表徵單元體理論，提出了模型的建立准則；同 時針對縫洞型油藏大型溶洞中流體流動需要精細刻畫的問題提出了耦合型數值模擬技術。主要包括建立了縫 洞型油藏數值模擬多孔介質區、洞穴區及其交界面的數學模型，實現了溶洞中Navier-Stokes流和基質中Darcy 流的耦合，解決了油水兩相界面處理問題，形成了洞穴與多孔介質區的交界面條件，然後分別研究了等效多 重介質模型和耦合型數值模擬的數值演算法。最後根據形成的縫洞型油藏數值模擬技術編制了的三維三相流體 數值模擬器，通過物理模擬實驗和數值模擬實驗模擬了一注水驅油過程，結果的一致性驗證了方法的正確性。
關鍵詞：縫洞型油藏；數值模擬；多重介質；流滲耦合
Study on Numerical Simulation Technology of Fractured-vuggy Carbonate Reservoir
Kang Zhijiang，Zhang Yun
（Exploration ＆ Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）
Abstract：Fractured-vuggy carbonate reservoir is characterized by different scales of reservoir space，medium complex，many fluid flow patterns，etc.And it can not make use of more mature sandstone reservoir simulation theory and technology.So the numerical simulation method of naturally fractured-vuggy carbonate reservoir is the world difficulty and emphasis，and it restricts efficient development of such reservoirs.Then according to the fractured-vuggy reservoir characteristics，the equivalent multi-media numerical simulation technology was formed based on al media theory.That is，multiphase flow problems are equivalent to a number of multiphase flow problems in continuous medium in fractured- vuggy reservoir.The continuity medium of triple-medium model was established including caves，fractures and so on.And then Representative Elementary Volume was studied，and the model rules were put forward.And in order to fine description fluid flow in the large cave of fractured-vuggy reservoir，coupled numerical simulation technology was proposed.The article established the mathematical model that included porous media area，cave area，and their interface，achieved the coupling of the Navier-Stokes flow in cave and Darcy flow in matrix，and solved the oil-water two- phase interface problem，and formed caves and porous area of the interface conditions.Then the numerical algorithm of the numerical simulation of multiple media model and coupled model was studied.Finally，the fractured-vuggy reservoir numerical simulator was developed.The physical simulation and numerical simulation of a simulation process of water flooding was finished.And it was used to verify the correctness of the numerical simulation method.
Key words：fractured-vuggy reservoir；numerical simulation；multi-media；coupled flow
引言
世界上已發現的油氣儲量有一半以上來自碳酸鹽岩油氣儲集層［1］，而縫洞型碳酸鹽岩油藏作為 其中的一種特殊類型，也在我國乃至世界的油氣資源中也佔有很大的比重。縫洞型碳酸鹽岩油藏屬 於非常規油氣藏類型，其儲量規模大，可以形成大型油氣藏，也是世界碳酸鹽岩油藏生產的重要組 成部分。
近十多年來，研究對象為碎屑岩的油藏數值模擬，其相關的理論與技術研究均基於多孔介質理論，已經取得了巨大的發展，形成了工業化技術應用。但對於儲層空間變化尺度大，介質復雜的碳酸鹽岩縫 洞型儲層，目前的理論與技術方法在很多方面都不能適用，為此開展了縫洞型碳酸鹽岩油藏數值模擬研 究，主要為等效多重介質數值模擬技術［2～16］和耦合型數值模擬技術［17～20］。
1 數學模型的建立
1.1 模型建立准則
多重介質理論本質上是一種連續介質理論，而連續介質理論成立的前提是其表徵單元體存在。目前 在單重介質表徵單元體研究方面已有很多成果［21］，對於多重介質表徵單元體理論方面的研究國內外還 很少，這是由於復雜介質中不同空隙類型的空間尺度差異很大、空隙中多相流體的流動形態也是多種多 樣，因此在我們研究的尺度范圍內復雜介質的表徵單元體往往並不存在。為解決這一問題，我們提出了 復雜介質多重表徵單元體的概念。
對於復雜介質油藏，設ΩK（x0）為復雜介質區域中的一個體積，x0是體積ΩK（x0）的質心，E為 該復雜介質的外延量（質量、空隙空間、單位時間通過的流體質量等）、e為該外延量對應的內涵量（密度、孔隙度、質量流量等）。E（ΩK（x0））表示體積ΩK（x0）內的外延量，eK（x）表示點x處的內涵 量，M、F、V為基質、裂縫、溶洞，如果滿足：
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則，外延量EK相應的內涵量eK的表徵單元體存在，連續介質方法可用，採用多重介質方法。否則 就要單獨處理，即用離散方法（耦合方法）處理，式（1）和式（2）即是復雜介質的多重介質模型的 建立准則。
1.2 多孔介質中的控制方程
洞縫型油藏考慮為等溫條件，並且包含油、水兩相流體。復雜介質區域流體流動的方程為：
水相：
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油相：
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其中，當b相流體（w為水；o為油）為Darcy流動時，其速度根據Darcy定理如下定義：
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式中，ρβ是β相在油藏條件下的密度； 是在油藏條件下脫去溶解氣的油相密度；φ是油層的有效孔 隙度；μβ是β相的黏度；Sβ是β相的飽和度；Pβ是β相的壓力；qβ是地層β組分每單位體積匯點/源 點項；g是重力加速度；k是油層的絕對滲透率；krβ是β相的相對滲透率；D是深度。
1.3 洞穴中的控制方程
洞穴自由流動區控制方程採用Navier-Stokes方程。在自由流動區域油水不可混溶形成雙流體。孔洞 內油水兩種流體間有明顯的界面，且可以明確表示出來。控制方程包括油區域的控制方程、水區域的控 制方程以及油水界面運動方程。
首先分別對油、水存在的區域給出質量守恆、動量守恆方程。
油相方程：
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水相方程：
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其中，fσ表示表面張力。
這就是微可壓縮流體的兩相流動方程。
作為特例，假設油水不可壓縮，則密度為常數，此時在上述方程中消去密度常數可得：
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以及（8）式和（9）式是兩組標準的N-S運動方程組。區別在於在交界面上，兩相流體性質如密 度、黏性不同。另外還有交界面的運動方程。
下面考慮油水間界面的運動方程。關於界面有兩種表達形式，針對不同的演算法可以選取不同的 形式。
(1)界面用點集描述，
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這種情況下，界面上的點以流體速度按如下規律運動。
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(2)界面上的點用F（x，t）＝0方程確定
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此時F（x，t）滿足
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其中u表示流體運動速度。
在油水兩種流體的分界面上壓力、速度等物理量都是連續的。而密度、黏性等表示流體特性的物理 量則不同。
1.4 洞穴與多孔介質區的交界面條件
界面條件包括濃度連續性、壓力平衡、流通量平衡等。並考慮油藏實際情況，可以對交界面條件進 行簡化。由於不論是多孔介質的壓力pd還是洞穴的壓力ps，都很大。相對於地層壓力，速度和黏性都 很小，因此可以忽略。同時可以假設洞穴流動區域和多孔介質區域在邊界切線方向上沒有滑移。在這種 假設下，交界面條件可以表示為
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這組條件實際上表示在交界面上濃度、壓力和速度的連續性。
實際計算過程中，交界面條件（12）一般要比較容易使用，特別是在使用有限差分和有限體積進 行離散時。但在使用有限元方法求解推導弱形式過程中，可以直接應用。
2 數值演算法研究
2.1 等效多重介質模型數值模擬技術
油藏模型考慮為等溫條件，並且包含油、氣、水三相流體。水和油這兩個液體組分分別存在於水相 中和油相中，而氣體不僅存在於氣相，而且可以溶解於油中。每一相的流體在壓力、重力和毛細管力的 作用下按照Darcy定理流動；溶洞內和溶洞之間的流動為非Darcy流或管流。
採用有限體積法進行空間離散後，採用向後一階差分進行時間離散，可得離散化後單元i內方 程為：
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其中，M是β相的質量；上標n表示是前一時刻的量；上標n＋1表示是當前時刻的量；Vi是單元 i（基質、裂縫或溶洞）的體積；△t是時間步長；ηi是同單元i相連接的單元j的集合；Fβ，ij是單元i同 單元j之間β相的質量流動項；Qβi是單元i內β相的源匯項。多重介質單元i、j之間的流動項Fβ，ij可表 示如下：
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其中，λβ，ij＋1/2是β相的流度，
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為了描述復雜介質中的多種流動形態，在復雜介質的多重介質模型中，單元間的流動分為滲流（達西流、非達西低速流或非達西高速流）、一維管流和裂縫面上的二維流動（非達西高速流）、無充填 溶洞內的三維「洞穴流」。
2.2 耦合型數值模擬技術
針對縫洞型油藏大型洞穴內流體流動問題，在Navies-Stokes方程的理論基礎上，考慮動量守衡，創 建了油水兩相不混溶、微可壓縮流動的數學模型，實現了復雜介質油藏Navies-Stokes流和滲流耦合的數 值模擬技術。其數值模型的建立包含兩個步驟：求解區域的離散和方程的離散。求解區域的離散產生求 解區域的數值描述，包括求解點的位置和邊界描述。空間被分為有限的離散區域，稱為控制體積或體 網格。而對瞬態問題，時間區間也被分為有限的時間步長。方程離散則將控制方程的項轉化為代數 表達。
對任意的物理量φ，其傳遞方程可寫為：
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有限體積方法要求滿足以P為基礎的控制體VP中控制方程的積分形式：
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由於擴散項是φ的二階導數，為保證一致性，有限體積中離散的階數必須等於或大於方程的階數。
離散方法的精確性取決於在點P附近的時空位置上假定的變化函數φ＝φ（x，t）。
要獲得傳遞方程的離散形式，關鍵在於交界面f上的值及其上的垂直梯度，即φf和S·（▽φ）f。對 位於區域邊界上的面，其值由邊界條件計算得到。
3 油藏數值模擬方法的驗證
根據對油藏數值模擬方法研究結果，編制了相應的數值模擬軟體，為了驗證該數值模擬方法的正確 性，開展了注水驅替油物理實驗，實驗中充填物為右半部為5mm白色大理石，左半部為3mm白色大理 石，注入清水速度為0.9L/min，模型內部充滿油，從左向右驅替油，實驗結果如圖1所示，採用相同 的參數進行數值模擬，結果如圖2所示，通過比較可以得出數值模擬實驗與物理實驗趨勢一致，從而驗 證了方法的正確性。
圖1 水驅油物理實驗現象
圖2 油藏數值模擬實驗含油飽和度圖
4 結論
（1）雙重介質理論在裂縫型油藏廣泛應用，較好地解決了基質與裂縫中流體流動差異性大的問題，對於小型溶蝕洞，也有的專家開展了三重介質數值模擬研究，對於具有洞穴的縫洞型油藏沒有相關報 道，通過研究形成了一套能處理洞穴的基於多重介質縫洞油藏自適應隱式數值模擬方法；
（2）針對洞穴內兩相流界面計算和洞穴多孔介質耦合計算兩個關鍵問題開展了研究，結合洞穴內 油水兩相流物理實驗，解決了油水兩相界面技術問題，形成了耦合油藏數值模擬方法，確定了數值 解法；
（3）根據形成的數值模擬方法編制了相應的數值模擬軟體，並通過實驗驗證了方法的正確性。
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❿ 國家的大型儲油罐可以埋在地下儲藏嗎
能 能源地下儲備就是把油氣等能源儲藏於地下，以應對極端條件(戰爭、恐怖、地震等)下的能源進口中斷等影響。鹽岩地下儲備是其中之一，這種"地下倉庫"，是在鹽岩中鑽下一口口巨大的"井"，或利用鹽礦開采後留下的空井，將油氣儲存於其中，單一溶腔能裝石油10噸至數十萬噸左右。由於鹽岩具有良好的流變性、低空隙率、低滲透性等特點，是國際上公認的大型能源地下儲備的方式。加強能源地下儲備是保障國家能源安全的重要措施之一。 較之地上儲備，地下儲備具有四大優勢：一是安全環保，鹽洞一般都很深，可有效防止雷擊、恐怖襲擊等，有利於國家的戰略安全。同時，能源地下儲備事故發生率低，而地上儲備一旦發生事故，污染很大。 二是節約土地。地下儲備的地面設施佔地僅為地上庫的十分之一，地下儲備庫每個井管的入口佔地僅有幾十厘米，大大節約了佔地面積，這對於我國人多地少的國情十分有利。 三是節省費用。鹽岩能源儲備的運行成本、維護成本和基建成本都低，運營費用僅相當於地上庫的三分之一左右。在美國，平均每桶容積建造成本只有1.5美元，每桶石油儲備每年的日常運行和維護費用為25美分，是採用地上罐儲方式的1/10，是採用岩石礦洞儲存方式的1/20。 四是鹽洞上下幾百英尺落差所形成的自然溫差，可使原油保持循環流動，有利於保持油品質量。而且就地下儲氣庫來說，由於其自身構造的特點,采出和注入要比其他天然氣儲備方式都快。