❶ 塔里木盆地塔中油气田碳酸盐岩岩溶储集体特征
塔中油气田位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，自1989年发现后，先在中奥陶统一间房组探明储量扩大，近年来，又在下奥陶统鹰山组白云岩中发现大型油田，控制储量达3×108t以上。
塔中隆起奥陶系碳酸盐岩油气勘探从良里塔格组礁滩体到鹰山组风化壳取得了前所未有的重大发现，最主要的一点是勘探思路从构造勘探向储层勘探的转变，这也为配套技术的发展指明了方向。碳酸盐岩储层受沉积-改造的双重控制，改造作用对于改善其储集性能至关重要。塔中地区发育北西向逆冲和北东向走滑的两组断裂，如塔中82井区在塔中Ⅰ号断裂和塔中82走滑断裂的作用下发育级别不同、规模不等的次一级断裂以及裂缝，在断裂带发育的附近，储层裂缝发育，多级次、多方位裂缝的发育与沟通无疑使碳酸盐岩的储集性能得到明显改善。探讨断裂活动对发育优质储层所起的作用以及对储层的改造机制并建立相应的地质模式，对碳酸盐岩储层地质学的深化和油气勘探开发都有其现实意义。
（一）地质背景
塔中隆起位于塔里木盆地中部卡塔克隆起上，北邻满加尔凹陷，西北与阿瓦提凹陷相邻，西邻巴楚隆起，南邻塘沽孜巴斯凹陷，东接塔东低凸起，是一个加里东运动期定型的稳定古隆起。不同规模、方向、期次的断裂将塔中隆起切割成多块，具有“南北分带、东西分块与垂向分层”的特点。塔中隆起总体走向为北西—南东向，平面上自东向西呈扇状发散，形成了塔中隆起东窄西宽的构造格局。北西向逆冲断裂将塔中隆起分成塔中Ⅰ号、塔中10号、塔中Ⅱ号断裂构造带和塔中南缘断裂坡折带等（图7-11）。其中，塔中北斜坡可细分为岩溶下斜坡带、岩溶次高低和岩溶上斜坡带等次级构造单元。北东向走滑断裂将其分割为中东部陡坡区、中部低隆区、中西部缓坡区和西部平台区等。
塔中地区断裂构造的演化受控于塔里木盆地及周边造山带的构造演化。通过地震剖面解释及构造演化分析，塔中隆起自寒武纪以来有5期断裂活动。即早—中寒武世强伸展断裂活动、中—晚奥陶世强挤压逆冲断裂活动、志留纪—早泥盆世走滑断裂活动、二叠纪火成岩活动伴生局部断裂和继承性走滑断裂活动以及新生代陆内造山运动走滑断裂局部调整。
早—中寒武世陆缘拉张，塔里木地块处于强伸展阶段，断裂活动强烈，正断层控制塔中两侧不等厚沉积。早—中寒武世，局部先期短时间内拉张形成小型地堑，到中寒武世末挤压隆升为一个小型凸起。至晚寒武世，构造活动基本处于休止期，断裂不发育。受下伏断层的影响，局部井区上寒武统略厚。
中奥陶世塔里木盆地发生差异沉降活动、周边隆起、逆冲断裂活动。沉积地层发生挤压，在下奥陶统蓬莱坝组和上寒武统内部发育一些“X”型剪切共轭构造。该期构造活动导致塔中地区个别井区因下伏断裂的存在，产生新的走滑断裂，从基底上切至鹰山组。至晚奥陶世，良里塔格组沉积之后，走滑断裂在局部有微弱调整，上切至良里塔格组。上奥陶统桑塔木组沉积之前，良里塔格组遭受剥蚀，地层相对平缓，部分井区地层发生沉降。至晚奥陶世末，南北大洋关闭，满加尔坳拉槽停止活动，塔中地区走滑断裂活动停止。
图7-17 塔中地区寒武系—奥陶系Ⅱ型白云岩显微特征
（据杨玉芬，2010）
（1）浑浊状细晶白云石：细晶白云岩和残余颗粒白云岩的主要组分，镜下呈浑浊状，半自形—他形为主，晶间呈直线形—凹凸形接触，局部具颗粒残余或幻影结构。
（2）亮晶白云石胶结物：分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。镜下表现为以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。由孔隙流体结晶生成，形成环境范围较宽，从海底成岩环境直到埋藏成岩环境均有可能生成。
（3）亮晶白云石充填物：呈充填物形式产于次生缝洞内，在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，其晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，这种白云石是在埋藏环境中从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液中结晶生成的。
3）中、粗晶白云岩（Ⅲ型）
分布较广，但比Ⅱ型白云岩少得多，可单独组成原生结构完全消失的中、粗晶白云岩，也可以以充填物形式产于大型缝洞内。多数在埋藏环境高温下生成，有的则是重结晶作用的产物。常为松散排列、糖粒状，粒径为150～400μm，自形—他形，具有内生或者连生的菱形晶体，具雾心亮边现象，有时有嵌晶结构及他形非平面边界，具明显次生加大边。有时具明显原生结构破坏性的特点。次生加大的明亮边部通常占整个晶体的10%～30%，有雾状核心。Ⅲ型白云岩有些具弯曲的晶体边部，呈波状消光，与马鞍状白云岩类似。荧光照射为暗橘红色到红色，比雾状核心的含流体包裹体的Ⅱ型白云岩更亮。Ⅲ型白云岩通常也同时包含Ⅱ型或Ⅰ型白云岩。
4）白云岩的充填（Ⅳ型）
分布有限，仅产于亮晶粒屑白云岩的粒间孔隙中。以胶结物形式生长于粒间孔隙内，晶体洁净明亮，半自形细晶为主，一般发育两个世代，第一世代多呈马牙状环边，第二世代为粒状亮晶。这种白云石由孔隙流体结晶生成，从海底成岩环境到埋藏成岩环境均有可能生成。也可呈充填物形式产于次生缝洞内，一般是在交代围岩基质的基础上向缝洞中心自由生长，菱面体发育良好。在岩心中可见中、粗晶甚至巨晶白云石充填物，晶体大小与缝洞大小成正比，多产于结构裂缝和溶蚀缝洞中。据产状特征推测，为埋藏环境下从地层水中沉淀生成的，甚至可以是由沿构造裂缝运移来的热液结晶生成的。
5）石灰岩晶体中充填的细粉晶白云岩（Ⅴ型）
为本区常见结构类型之一，很少单独组成白云岩，常以缝洞充填物形式产出，是通过交代基质形成白云石雾心，随后次生加大形成白云石亮边。说明雾心亮边白云石形成于条件多变的成岩环境，推测主要为混合水和埋藏成岩环境。粒屑白云岩是机械搬运、沉积的白云岩碎屑颗粒由自生白云石胶结而成的白云岩，属原生白云岩类型，其形成环境多样，粒屑结构发育良好，颗粒与填隙物界线分明，有时甚至可见粒间白云石胶结物呈世代生长。角砾白云岩和砾屑白云岩见于塔中5井、塔中38井下奥陶统，发育于台缘斜坡相带，属海底岩崩、滑塌及碎屑流成因，其碎屑颗粒主要来源于台地边缘已固结的同时代白云岩。此类型白云岩也可呈大型溶洞充填物的形式产出，如塔中1井3585.65～4593.67m井段白云岩，其粒屑成分为微晶隐藻白云岩，属藻砾屑和藻砂屑，磨圆好，分选中等，推测其源于潮坪环境准同生云化形成的隐藻白云岩，经破碎、搬运，在浅滩或潮沟环境中再沉积而成。粒间一般发育两期白云石胶结物。第一期呈马牙状环边，第二期为粒状亮晶白云石。另一种以塔中38井3475.5m以下的砂砾屑白云岩为代表，发育于台缘斜坡，也可是海底碎屑流或浊流成因。
（三）岩溶储集体发育的主控因素
早奥陶世末—晚奥陶世初的中加里东运动使塔中地区整体抬升，中奥陶统上部和上奥陶统下部的吐木休克组多有缺失，一间房组部分层段被剥蚀。鹰山组在表生成岩环境中，经多幕次加里东运动和海西运动早期形成叠加古隆起的暴露、埋藏和再抬升，造成了碳酸盐岩多期次、多成因的溶解，形成了叠加复合储集体。
1.断裂和裂缝网络
构造背景是古岩溶发育的基础，断裂展布型式控制了岩溶地貌分区。断裂和裂缝是岩溶水的主要渗滤通道。本区断裂非常发育，主要有2期：第1期为加里东期形成的塔中Ⅰ号断裂和塔中10号断裂，呈北西—南东走向，断距大，延伸远，控制了塔中北斜坡构造的总体格局；第2期主要形成于海西期，为北东—南西走向的走滑断裂，加深改造了塔中北斜坡的构造面貌。走滑断裂均伴随一些羽状排列的次级走滑断层，其与主走滑断裂斜交，组成网状断裂系统。中加里东期至海西期形成的多期、多组断裂及伴生的裂缝网络形成良好的流体优势运移通道，成为各种液体（地表水、热液水、烃源岩排烃之前的酸性水）溶蚀改造储层的有利通道。向上通过网络系统的沟通而成为有利的碳酸盐岩孔洞缝发育的集合体。
2.不整合岩溶
中加里东运动使塔中地区整体抬升，下奥陶统鹰山组广泛暴露并长期遭受剥蚀。形成广泛的鹰山组不整合岩溶发育区。鹰山组顶部不整合面之下200m厚的地层内出现了发育程度不等、规模不同、形态各异的岩溶缝洞系统和不同特征的内部充填物。岩溶的发育程度和深度随古地貌位置、古水文条件以及暴露时间长短等因素的差异而有较大的变化。理论上一个发育完整的不整合岩溶序列从不整合面向下一般由表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带4部分构成。塔中北斜坡鹰山组除表层岩溶带相对不发育外，垂向渗滤岩溶带、径流岩溶带和深部缓流岩溶带均有不同程度的发育。优质储层段主要分布在径流岩溶带内，其次为垂向渗滤岩溶带，深部缓流岩溶带储层基本不发育（附图14）。有效储集体呈准层状分布在垂向渗滤岩溶带和径流岩溶带内。
不同井区地层的岩性分布特征、古地貌以及岩溶期次的不同，导致了风化壳岩溶在不同井区的发育和分布存在着明显的差异。古地貌不仅对沉积古地理的发育具有重要影响作用，对碳酸盐岩储层发育分布也具有明显的控制作用，利用残厚法（鹰山组和蓬莱坝组厚度）可较好地反映鹰山组风化壳的古地貌。塔中北斜坡岩溶古地貌形态由于中加里东运动起伏较大，平行塔中Ⅰ号坡折带方向从外带向内带逐渐升高，依次发育岩溶洼地、岩溶斜坡及岩溶次高地，东西两侧分别是潜山区和平台区。岩溶洼地岩溶作用相对较弱，储层相对不发育（如TZ722井）。岩溶斜坡除大气降水垂直渗流补给外，还接受岩溶高地地下水的侧向补给，水动力作用强，主要以水平层状岩溶为主；岩溶形态以暗河管道和宽溶缝为主，部分溶蚀垮塌物可具有一定距离的搬运和分选；储层保存情况较好（如ZG5井、ZG7井）。岩溶次高地上的侵蚀、溶蚀力度大，为地下水的补给区，流体以垂向渗滤为主，形成垂向溶蚀带、落水洞等，分布具有非均一性（如ZG432井）。西部平台区岩溶作用也相对较弱，储层相对不发育（如ZG15井）。东部潜山区岩溶作用最强，常形成大型的缝洞系统。
塔中北斜坡一间房组岩溶古地貌高度差异明显，如岩溶次高地与岩溶洼地最大高差可达581m。由于鹰山组不整合岩溶作用发育的不完善性，结合多口井岩溶具体发育情况，推测岩溶有效厚度为100～200m，即不整合岩溶储层集中分布在下奥陶统顶面以下200m地层厚度范围内，这与目前钻井油气产出情况非常符合。
3.埋藏溶蚀
埋藏期深部流体的溶蚀作用可改善储层的储集性能，不但使储层的孔隙度升高、渗透性增强，而且能在构造裂缝发育带形成相当规模的储渗体。埋藏溶蚀所形成的储层主要分布在构造裂缝和断层发育带、油气排泄有利区和运移线上，以及其他因素形成的孔隙发育带。本区碳酸盐岩历经多次构造—成岩旋回的改造，同时存在多套源岩和多次烃类的运聚事件，相应地发育了多期埋藏溶蚀作用。特别是TSR作用形成的酸性流体对储层的溶蚀改造，可以明显改善储层的性能，这已在四川盆地飞仙关组和长兴组得到证实。塔中地区奥陶系油气藏中富含因TSR作用形成的酸性流体，如硫化氢、二氧化碳等，这些流体对成岩蚀变、扩溶缝洞具有重要作用，是本区一种重要的建设性成岩作用。埋藏溶蚀作用所形成的各种串珠状溶蚀孔洞、扩溶缝进一步改善了不整合岩溶所形成的缝洞系统，成为本区油气有效的储集空间控制着优质储层的发育和油气富集。
该区另一种优质的储层是白云岩储层，埋藏期地下热水沿断层或裂缝向上运移使灰岩地层发生热液白云岩化，这对灰岩储集性能具有重要的建设性作用。热液成因白云岩具有以下特征：白云岩晶体粗大，常为中—粗晶，部分为块状斑晶；异形白云石结晶粗大，呈粗晶块状，晶形和解理弯曲，波状消光，常分布于溶蚀孔洞中或大裂缝中，具有较高的铁和锰含量。埋藏成因白云石87Sr/86Sr变化范围较宽，平均值高于近地表海水蒸发成因，Fe含量可达（1804～4652）×10-6，Mn含量最高可达132×10-6，具有较轻的δ18O；流体包裹体均一化温度高；常见石英等残余晶体。热液成因的白云岩分布较广，如TZl62井、TZl2井、TZ43井等均可见及，呈不规则透镜状或块状分布，井间对比性较差。碳酸盐岩围岩、岩浆热液、断裂和不整合等共同组成了热液溶蚀作用的要素，同时热液矿物的发育也可较大地改善储层的物性。
（四）储层发育模式及有利区带预测
塔中北斜坡奥陶系一间房组为大型不整合准层状缝洞型凝析气藏。是多种作用、多期叠加改造形成的纵向叠置、横向连片的优质碳酸盐岩储集体。其储层成因演化模式：良里塔格组沉积之前，下奥陶统鹰山组地层经过中加里东期构造抬升而受剥蚀溶蚀，发育不整合岩溶，在不整合面附近形成准层状的大规模不整合岩溶型缝洞储集体；到上奥陶统良里塔格组下部的良四段、良五段沉积时期，海平面之上的岩溶水对鹰山组储层进一步溶蚀，空间上与良四—良五段的礁滩体形成统一的储集体系；晚加里东期至喜马拉雅期经过多期构造破裂作用和埋藏溶蚀作用改造及油气聚集，鹰山组顶部的风化壳储层和良里塔格组下部的孔洞层被断裂/裂缝体系连通为一个统一的储集单元，最终形成了优质的岩溶储层。
通过对制约不整合岩溶储层发育因素分析及发育演化模式建立可预测有利的储集区带。这套储层既与岩溶古地貌相关，又受多成因、多期次成岩溶蚀、断裂裂缝、埋藏溶蚀叠加的综合控制。优质储层主要沿断裂和裂缝呈斑团状和短条带状，最有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂同时发育的区域，总体上沿塔中Ⅰ号坡折带呈断续分布，部分受走滑断裂控制而呈北东—南西向分布。次有利储层发育区主要分布在不整合岩溶和断裂次有利发育的区域，但范围较最有利储层分布范围广，连片性好。断裂和不整合岩溶都不发育或者只有一种类型发育的区域储层相对不发育（附图15）。
❷ 东濮凹陷膏盐岩对油气的控制作用
刘景东1，2，3 蒋有录3
（1.南京大学地球科学系，江苏 南京 210093；2.中国石化石油勘探开发
研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；3.中国石油大学
地球科学与技术学院，山东 青岛 266555）
摘 要 从东濮凹陷蒸发岩系的地质特征出发，系统分析了膏盐岩对油气成藏诸要素的影响及其对油气分布的控制作用。研究结果表明，东濮凹陷烃源岩与膏盐岩共生，膏盐岩－砂泥岩过渡带的烃源岩有机质丰度最高；膏盐岩发育区烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；膏盐岩的高热导作用使盐上烃源岩生烃门限深度降低和盐下烃源岩过成熟门限深度增加，有效地扩大了生烃窗范围。膏盐层下部砂岩储层孔隙度相对正常压实地层而言整体偏大，且随深度增加表现为先增加后减小，孔隙度最大值出现在膏盐层下部一定距离内。膏盐层不仅对油气具有很强的封堵能力，而且易于形成盐下、盐间、盐上及盐岩边缘等多种圈闭类型。膏盐层厚值区形成的异常压力明显大于膏盐层边缘区，油气更易于在膏盐层的遮挡下向膏盐层边缘区运移。综合分析认为，东濮凹陷膏盐层边缘区不仅具有良好的供烃和圈闭条件，而且具备油气充注的通道和动力条件，是最有利的油气聚集区。
关键词 膏盐岩 有机质 油气生成 油气运移聚集 油气分布 东濮凹陷
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
据统计，全球含油气盆地和具远景的含油气盆地有近200个，有一半以上的盆地发现了具商业价值的油气田，而这其中就有58％的油气田与含盐地层有关［1］。欧亚大陆所有含盐盆地基本上都含油气，其中一些还是世界上最大的含油气区，如中东、近东和北海的含盐盆地。在油、盐共生的盆地中，有46％的盆地的油气层产于盐系地层之下，41％的盆地的油气层产于盐系地层之上，13％的盆地的油气层产于盐系地层之间［2］。可见，盐岩与油气有着非常密切的关系。前人研究表明，蒸发盐型的环境具有巨大的有机物质生成能力，可以形成有利的生油岩系［2～6］。受沉积相变控制，膏盐岩周围普遍发育以牵引流为主的砂岩储集体［7，8］，石膏自身脱水也可形成具备储集能力的次生孔隙［9～12］，同时膏盐层对压实作用和其下部岩层的成岩作用有很强的抑制作用，有利于储层的原始孔隙的保存［6，13］。膏盐层具有很高的排驱压力，在盖层分级中属于特级盖层，对油气和异常压力均具有很强的封堵能力［14～16］。膏盐岩的塑性流动可以形成断层、裂缝［4，5］，成为有利的运移通道，也可以形成各种盐构造［17，19］，为油气聚集提供有利场所。虽然上述研究涉及了生烃有机质、储集层、盖层和圈闭等多个方面，但大多从单方面开展研究，缺乏深入和系统的分析，对膏盐岩发育区油气富集规律的认识存在不足。
东濮凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东南部，呈NNE走向，北窄南宽，面积约5300km2。东濮凹陷北部地区具有 “两洼一隆一斜坡” 的构造格局，自西向东依次发育西部斜坡带、海通集洼陷、中央隆起带和前梨园洼陷，在中央隆起带内部还发育濮卫洼陷（图1）。钻遇的古近系有沙河街组沙四段、沙三段、沙二段、沙一段及东营组，其中沙三段地层厚度可达3000m，可细分为沙三下、沙三中、沙三上3个亚段，古近系属于一套湖泊相的含盐碎屑岩沉积体系。东濮凹陷北部地区主要发育5套膏盐层，包括沙一段的沙一盐、沙三上亚段的沙三1盐、沙三中亚段的沙三2盐和沙三3盐，沙三下亚段的沙三4盐，除沙三1盐分布局限外，其他4套膏盐层分布广泛，以文留、卫城地区为厚度中心，膏盐层累积厚度可达950m。勘探实践证实，东濮凹陷为渤海湾盆地油气并举的富油气凹陷，而近93.7％的石油和近80％的天然气分布于北部膏盐岩发育区，且油气在纵向上大部分分布于含膏盐层系，可见膏盐层对油气平面富集范围和纵向富集层位均具有重要的控制作用。
开展东濮凹陷膏盐层与油气关系研究，不仅有利于剖析东濮凹陷古近系油气成藏特征，而且对于认识断陷盐湖盆地含盐层系油气成藏规律，以及更好地挖掘其油气资源潜力具有重要的指导作用。
图1 东濮凹陷北部地区构造格局及盐岩分布图
1 蒸发岩系地质特征
东濮凹陷的蒸发岩与碎屑岩、碳酸盐岩在纵向上呈多旋回式发育，其蒸发岩系可以划分为两种组合类型，即碎屑岩－蒸发岩组合类型和碎屑岩－碳酸盐岩－蒸发岩组合类型（图2）。其中，碎屑岩－蒸发岩组合类型的岩性由下而上主要表现为砂泥岩→含膏泥岩→膏盐岩→盐岩→膏盐岩→含膏泥岩→砂泥岩的变化规律，该类型主要分布于沙三下亚段和沙三中亚段，沙三上亚段分布局限，在沙二段和沙一段分布最少；碎屑岩－碳酸盐岩－蒸发岩组合类型的岩性由下而上主要表现为砂泥岩→白云质泥岩→泥质白云岩→含膏泥岩→膏盐岩→盐岩→膏盐岩→含膏泥岩→泥质白云岩→白云质泥岩→砂泥岩的变化规律，在少数地层中碳酸盐岩表现为泥质灰岩，该类型主要分布于沙二段和沙一段，沙三段相对不发育。可以看出，这两种组合类型的岩性变化在纵向上均可划分为膏盐岩、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩，相应的地层可以划分为膏盐岩发育带、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩发育带，反映了古水体盐度由淡水→微咸水→咸水→微咸水→淡水的旋回式变化，这主要是由于沉积时的湖盆水体始终处于淡水注入和蒸发作用的平衡体系中，当蒸发作用大于淡水注入时，水体会浓缩咸化，且随着咸化程度的增加会沉积碳酸盐－硫酸盐－氯化盐等蒸发岩。
图2 东濮凹陷蒸发岩系纵向组合类型
2 膏盐岩对油气成藏要素的影响
2.1 有助于形成优质烃源岩
东濮凹陷古近系烃源岩包括沙三下、沙三中、沙三上亚段和沙一段，其中沙三下、沙三中亚段和沙一段烃源岩分布较为广泛，沙三上亚段分布局限。上述层系烃源岩的发育规模分别与凹陷内膏盐岩的发育规模相对应，且烃源岩与膏盐岩在纵向上互层，平面上叠置，具有明显的共生关系。为分析膏盐岩对烃源岩发育的影响，分别统计了膏盐岩发育区（包括膏盐岩发育区和膏盐岩－砂泥岩过渡带）和膏盐岩欠发育区（砂泥岩发育区）烃源岩的地球化学资料，并从空间上进行了对比。
2.1.1 有利于提高有机质丰度
研究发现，东濮凹陷北部地区烃源岩有机质丰度的高低与膏盐岩发育程度成对比。从不同层系来看，沙三下、沙三中亚段和沙一段膏盐岩发育区烃源岩的有机质丰度高，达到较好—好的标准，而沙三上亚段膏盐岩欠发育区烃源岩的有机质丰度相对较低，仅达到较差—较好的标准（表1）。横向上，文留及其周边地区为膏盐岩发育区，综合评价烃源岩有机质丰度高，而凹陷南部及西部等膏盐岩欠发育区烃源岩有机质丰度较低。不同岩性地层发育带及不同岩性烃源岩的有机质丰度参数对比表明，东濮凹陷膏盐岩－砂泥岩过渡带的膏泥岩、含盐泥岩有机质丰度最高，其次为膏盐岩－砂泥岩过渡带或膏盐岩发育带的盐间泥岩、盐上或盐下泥岩，砂泥岩发育带的泥岩或粉砂质泥岩有机质丰度则较低（图3）。烃源岩与膏盐岩的距离与烃源岩有机质丰度具有明显的负相关关系，即烃源岩越靠近膏盐岩，烃源岩有机质丰度越高，当烃源岩与膏盐岩距离超过30 ～40m时，烃源岩有机质丰度受膏盐岩的影响明显减弱（图4）。
表1 东濮凹陷北部古近系烃源岩有机质丰度评价
为研究不同沉积带烃源岩有机质丰度差异的原因，对卫69井膏盐岩发育带、膏盐岩－砂泥岩过渡带和砂泥岩发育带的泥质岩烃源岩分别进行了饱和烃气相色谱－色质分析（图5）。结果表明，膏盐岩发育带与砂泥岩发育带泥岩正构烷烃含量低，二者分布均呈偏前峰型，主峰碳分别为C18和C20；而膏盐岩－砂泥岩过渡带泥岩正构烷烃含量介于上述两者之间，分布呈双峰型，主峰碳为C18和C28，反映了膏盐岩发育带和砂泥岩发育带有机质以水生生物输入为主，而膏盐岩－砂泥岩过渡带则为水生生物和部分陆源高等植物的混合输入。膏盐岩－砂泥岩过渡带烃源岩的伽马蜡烷含量最高，可以作为不同盐度水体分层的标志，认为表层水盐度小（交替出现淡水和半咸水），利于水生生物的大量繁殖，同时由于河流等不断地供给陆源生物和有机物质，所以湖泊中持续有大量的生物和有机质供给；而深水部位的底层水盐度较大，缺氧条件好，利于优质烃源岩的堆积和保存，从而造成膏盐岩－砂泥岩过渡带烃源岩的有机质丰度要好于膏盐岩发育带和砂泥岩发育带。
2.1.2 有利于形成腐泥型有机质
东濮凹陷北部地区烃源岩有机质类型同样与膏盐岩发育程度有关，但影响程度相对较弱。沙三下、沙三中亚段和沙一段膏盐岩发育区的烃源岩有机质类型以Ⅱ1型干酪根为主，其次为Ⅰ和Ⅱ2型干酪根，有少量Ⅲ型干酪根；而膏盐岩欠发育区的沙三上亚段烃源岩同样以Ⅱ1型干酪根为主，但同时含有较大比例的Ⅱ2型干酪根（图6）。平面上，文留及其周边的膏盐岩发育区除沙三上亚段烃源岩含Ⅱ2型干酪根外，沙三中、下亚段和沙一段烃源岩干酪根均以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；而南部的桥口、白庙等膏盐岩欠发育区沙三段和沙一段烃源岩干酪根则以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主。因此可以看出，膏盐岩发育区易于形成Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根烃源岩，膏盐岩欠发育区易于形成Ⅱ1型和Ⅱ2型干酪根烃源岩。
图3 东濮凹陷北部地区不同岩性烃源岩有机质丰度对比
2.1.3 有利于扩大生烃窗范围
地温是烃源岩有机质向油气转化过程中最有效、最持久的作用因素。由于膏盐岩相对其他岩性岩石热导率较高，生热率较低，使得深部地温容易传到浅部，从而导致紧邻膏盐层的上部地层地温梯度偏低于无盐地层，出现异常高温，而紧邻膏盐层的下部地层地温梯度则偏高于无盐地层，出现异常低温。如文留地区为沙三4盐的厚度中心，其沙三段烃源岩主要分布于沙三4盐之上，烃源岩达到生烃高峰（Ro＝1.0％）和过成熟阶段（Ro＝1.3％）的门限深度要明显深于桥口、白庙等膏盐岩欠发育区；马寨地区为沙三2盐的厚度中心，其沙三段烃源岩主要分布于沙三2盐之下，烃源岩达到生烃高峰（Ro＝1.0％）和过成熟阶段（Ro＝1.3％）的门限深度要明显浅于桥口、白庙等膏盐岩欠发育区（图7）。
膏盐层对温度的影响与其累积厚度密切相关［20］，膏盐层累计厚度越大，紧邻其上部和下部地层的温度差异就越大。据前人研究，东营凹陷每100m厚的膏盐层，其导热性可使其下部地层的温度比正常值降低2℃左右［10］。东濮凹陷卫76井含盐地层的温度纵向变化表明，含膏盐地层及其上部和下部地层地温梯度和地温存在明显的差异，约350m厚的含盐地层（其中膏盐岩约198m）造成其上部和下部地温分别与正常值最大差别为2～3℃。膏盐层造成的盐上和盐下地层温度异常使烃源岩生烃门限深度降低、过成熟门限深度增加，对全区来说可以有效地扩大生烃窗范围。
图4 东濮凹陷北部地区烃源岩－膏盐岩垂向距离与烃源岩丰度关系
图5 卫69井不同沉积地层泥岩饱和烃及萜烷色谱图
图6 东濮凹陷北部地区不同层段干酪根类型指数分布
2.2 改善膏盐层下部储层的储集性能
受盐湖盆地沉积沉降中心控制，不同时期膏盐岩的发育位置在不断变化，空间上表现为各套膏盐岩的明显迁移，从而导致不同膏盐岩与砂岩形成指状交叉带式接触，砂岩层大多上覆有膏盐层。这种指状交叉带在后期的构造运动作用下发生差异抬升，膏盐岩分布于构造高部位，向周边相变为砂岩和泥岩，有利于形成砂岩上倾尖灭圈闭。
图7 东濮凹陷北部地区不同位置烃源岩的热演化特征
图8 膏盐岩下部储层总孔隙度随深度变化关系
从濮33井孔隙度－深度变化关系可以看出，膏盐层下部储层孔隙度相对膏盐岩不发育区的正常压实地层偏大2％～10％（图8）。分析认为，导致膏盐层下部储层孔隙度偏大的原因主要包括3个方面：一是由于膏盐层较为致密，对下部地层产生明显欠压实，使下部地层保持较高的孔隙度；二是膏盐岩热导率高，下部地层热量容易散出，成岩演化作用受到抑制，使膏盐层下部储层的高孔隙度得以保存；三是膏盐层之下一般具有异常高压，且部分超过了岩石的破裂压力，易于产生裂缝，促使总孔隙度增加。
研究发现，膏盐层不仅可以使其下部储层孔隙度明显增大，而且其下部储层孔隙度随深度的变化也遵循一定的规律。一般紧邻膏盐岩发育的地层中往往含有一定量的碳酸盐，由于碳酸盐岩的胶结作用，紧邻膏盐岩储层的孔隙度会相对较低；另外在地层成岩压实过程中，地层水的垂向渗水作用导致部分膏盐岩晶粒会深入到膏盐岩周围储层中，也可导致储层孔隙度降低。碳酸盐和膏盐岩晶粒造成的孔隙度降低均随着与膏盐岩距离的增大而减弱。因此，膏盐层下部储层孔隙度的最大值并未紧邻膏盐层出现，而是出现在膏盐层往下的一定距离内，如濮33井两套含盐地层下部储层的最大孔隙度出现的位置距离上部膏盐层约165m左右，这是由于该位置碳酸盐和膏盐岩晶粒对孔隙度的影响降到最小，而随着深度的增加，由于膏盐层影响下部储层孔隙度增加的各种因素的影响逐渐减弱，从而导致孔隙度又逐渐减小。
2.3 膏盐层具备强封盖能力
东濮凹陷北部地区膏盐层厚度大，分布范围广，具有优越的油气封盖条件。对膏盐层分布与其下部油气柱高度的统计结果表明（图9），膏盐岩发育区大部分油气藏分布于厚度为0～50m的膏盐层之下，不同厚度的膏盐层与油气藏的最大含油或含气高度没有明显的相关性，反映了膏盐层对油气的封堵能力很强，仅50m厚的膏盐层就能封堵累计500m的含油或含气高度。另外，膏盐层对油的最大封堵高度以100～200m和200～500m为主，而膏盐层对气的最大封堵高度以＜100m和100～200m为主，说明膏盐层封堵的最大含油高度要明显大于最大含气高度。
图9 上覆最小膏盐层厚度与最大含气高度和最大含油高度频率分布
膏盐层的发育规模与其下部原油或天然气藏的规模也具有正相关关系。随膏盐层厚度增加，原油或天然气藏规模有增大的趋势，但当膏盐层厚度较小时，也能封堵较大规模的原油或天然气藏，统计结果表明，厚度为10m的膏盐层可封堵原油储量839×104t、天然气储量14×108m3，厚度为55m的膏盐层可封堵原油储量1726×104t。与渤海湾盆地的泥岩盖层相比，封堵相同储量规模的原油或天然气所需要的膏盐层厚度要远小于泥岩厚度，如辽河坳陷天然气地质储量大于10×108m3的气藏，泥岩盖层厚度一般需要大于100m；黄骅坳陷储量大于5×108m3的较大气藏，泥岩盖层厚度都在20m以上。
2.4 有利于形成多种与膏盐岩相关的圈闭
膏盐岩具有比泥岩更高的致密性，在纵向和横向上对油气均可起到很好的封堵作用，与储集层配置在一起，可以形成构造、岩性等多种圈闭类型。同时膏盐岩可塑性强，在较高的温压条件下，膏盐岩本身的构造变形影响膏盐岩上覆地层中圈闭的形成。从圈闭与膏盐岩的位置关系来看，与膏盐岩有关的圈闭包括盐下、盐间、盐上及盐岩边缘四大类，其中盐下圈闭又包括盐下地垒圈闭、盐下背斜圈闭和盐下断块圈闭，盐上圈闭主要为盐上地堑式断块圈闭，盐间圈闭主要为盐间泥岩裂缝圈闭，盐岩边缘圈闭包括盐岩遮挡断块圈闭和盐岩遮挡砂体尖灭圈闭等。各种圈闭的典型模式和特征如图10所示。
图10 东濮凹陷北部地区膏盐岩相关圈闭类型
3 膏盐岩分布影响油气运移方向
大量勘探实践表明，超压是大多断陷盆地油气运移充注的重要动力。东濮凹陷北部地区沙三段和沙一段发育多套厚层膏盐岩，平面上分布广泛，纵向上与砂泥岩互层，上覆地层沉积过程中泥岩难以垂向排液，易于形成欠压实，从而导致超压，而膏盐岩的存在又对超压的保存起到了积极作用。膏盐岩的成岩脱水作用也是异常压力的重要成因之一，石膏脱水变成硬石膏时，石膏的结晶格架中的结晶水将在变质过程中转化为游离状的自由水，当这些水进入相邻的地层孔隙中时，岩层中的流体压力将会增大。由于膏盐岩本身具有塑性强、易流动的特点，即使在构造挤压作用下，封闭层产生裂缝与断裂，膏盐岩的涂抹或充填也会在一定程度上阻止异常压力的散失。
膏盐层下部地层异常压力的发育程度与膏盐层的发育规模成正比，在相似的构造条件下，膏盐层厚值区下部地层的异常压力要明显大于膏盐层边缘区，因此膏盐岩边缘区异常压力幅度小，为相对低压区，有利于油气的充注和保存。
4 膏盐层与油气分布具有耦合关系
膏盐层分布与油气分布的叠合关系表明，油气与膏盐层展布方向一致，均呈NE－SW向，大部分油气围绕膏盐层厚度中心呈环状或半环状分布，膏盐层边缘区油气相对富集，其中膏盐层边部相变带为最有利的油气聚集区。从前面膏盐层厚度与含油气高度和油气藏储量规模的关系也可以看出，大部分油气藏分布于厚度为0～50m的膏盐层之下；受膏盐层封盖的油气藏，有90％的储量分布于膏盐层厚度小于100m的范围内。因此膏盐层边缘区是最有利的油气聚集区。
综合分析膏盐层边缘区油气富集的原因主要有以下3点：一是膏盐层边缘区烃源岩大部分处于膏盐岩－砂泥岩过渡带，有机质丰度高，有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主，构造上大多处于洼陷斜坡带，部分处于或邻近洼陷沉降中心，埋深较大，具有良好的成烃条件；二是膏盐层边缘区为膏盐岩和砂泥岩的相变带，受上覆膏盐层影响，下部砂岩储层物性较好，同时砂岩储层上部及其向膏盐岩一侧多为膏盐层所封堵，圈闭条件好；三是相对膏盐层沉积主体和洼陷沉积中心，膏盐层边缘区的超压幅度较低，而且膏盐层下部地层发育有良好的砂岩输导体，具备油气充注的动力和通道条件。
5 结论
1）东濮凹陷北部地区烃源岩与膏盐岩共生，膏盐岩发育区的烃源岩有机质丰度高于膏盐岩欠发育区，其中膏盐岩－砂泥岩过渡带的烃源岩有机质丰度最高；膏盐岩发育区烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主；紧邻膏盐层的上部和下部地层分别具有异常高温和异常低温，导致盐上烃源岩生烃门限深度降低和盐下烃源岩过成熟门限深度增加，对全区来说有效地扩大了生烃窗范围。
2）相对正常压实地层，膏盐层使其下部砂岩储层孔隙度整体偏大，其孔隙度随深度增加表现为先增加后减小的变化趋势，孔隙度最大值并不是紧邻膏盐层出现的，而是出现在膏盐层下部的一定范围内。膏盐层对油气具有很强的封堵能力，而且易于形成与膏盐岩相关的盐下、盐间、盐上及盐岩边缘等多种圈闭类型。
3）膏盐层对下部储层的保护及其垂向封堵作用使油气利于在膏盐层的遮挡下发生横向运移；在相似的构造条件下，膏盐层厚值区地层的异常压力要明显大于膏盐层边缘区，因而油气更易于向膏盐层边缘区的圈闭进行充注和保存。
4）东濮凹陷大部分油气围绕膏盐层厚度中心呈环状或半环状分布，综合分析认为膏盐层边缘区不仅具有良好的供烃和圈闭条件，而且具备油气充注的通道和动力条件，是最有利的油气聚集区。
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❸ 塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式
刘中春袁向春李江龙
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。
关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式
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
碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×108t，年产油量4.2×106t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。
1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识
测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。
1.1 对溶洞的认识
理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。
图1 双河洞的平面分布图
图2 双河洞其中一个洞室
现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×104m2（织金洞），高达150m。
古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。
古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。
图3 KT429井测井与成像
图4 溶洞内不同种类充填物
1.2 裂缝发育分布规律
根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。
图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征
图6 裂缝倾角百分比
1.3 基质岩块系统的认识
根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占样品总数的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10-3μm2，频率中值小于0.1×10-3μm2。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。
2 近井地带简化的地质模型及剩余油
为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。
2.1 封闭型溶洞
封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。
此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。
2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油
钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。
pwf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）
对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：
油气成藏理论与勘探开发技术
无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：
剩余油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞内流体的流动特征
根据流体力学中伯努利方程
油气成藏理论与勘探开发技术
计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。
图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。
2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析
对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：
油气成藏理论与勘探开发技术
油气成藏理论与勘探开发技术
水油速度比：
油气成藏理论与勘探开发技术
塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。
图8 封闭型底水溶洞示意图
此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。
图9 底水锥进实验结果
2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟
实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×105mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。
实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。
2.3 近井缝洞型
塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。
图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型
为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。
根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。
按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。
图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数
2.4 近井裂缝型
塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。
图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型
由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。
图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。
图14 不同油膜厚度的剩余油百分数
3 剩余油产生因素及提高采收率途径
根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。
图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径
因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 结论与认识
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。
（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。
（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。
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❹ 碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别
碳酸盐岩缝洞型储层中既有裂缝又有溶蚀孔洞，主要受原始岩性、构造和岩溶的综合影响。对碳酸盐岩缝洞型储层的研究，主要包括以下几个方面:①碳酸盐岩缝洞型储层储集空间类型、储层类型描述;②碳酸盐岩缝洞型储层沉积作用研究;③构造演化对岩溶缝洞系统的控制作用;④缝洞型储层的识别，包括岩心、录井及测井等;⑤缝洞型储层的预测研究，包括利用地球物理方法和地质构造方法等;⑥缝洞型储层的地质建模等。从微观到宏观对碳酸盐岩储集空间进行综合研究，搞清古岩溶地貌特征及古岩溶发育规律，对指导碳酸盐岩油气田的勘探开发具有重要意义。
一、缝洞型储层特征
缝洞型储层的主要储集空间，由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成，大型洞穴是最主要的储集空间，而基质孔隙一般欠发育，裂缝起主要沟通作用。一般将溶蚀孔径大于5～15mm者视为溶洞，而连续延伸的溶洞则称为溶洞系统或洞穴系统(Ford，1988)。
按行业标准，缝洞型储层储集空间进一步可划分为:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝(表6-1)。
表6-1 碳酸盐岩孔、洞、缝尺度级别划分
从观察尺度，可将碳酸盐岩储集空间进一步分为宏观缝洞储集空间类型和微观孔缝储集空间类型。宏观缝洞储集空间类型包括岩心描述统计的洞、缝及钻井放空、井喷、井漏形成的大型溶洞，(包括测井资料解释的大型溶洞)。如塔里木盆地轮南西LG15井钻揭奥陶系20.5m，钻遇溶洞发育段累计放空2.09m;LG432井距风化壳59m，井深5645～5720m处为一大型溶洞，洞内已被灰绿色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩充填。大型溶洞纵向上一般发育在距风化壳顶面50～140m的潜流岩溶带;横向上一般发育在古地貌岩溶斜坡带。微观孔缝储集空间类型包括铸体薄片、电镜扫描观察的直径小于2mm的孔隙和缝宽小于1mm的微裂缝。微观孔隙包括晶间孔、晶间溶孔和粒内孔。微裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。
按储集空间组合类型可进一步分为裂缝型、裂缝孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂缝型储集层的裂缝既是储集空间，同时也是渗滤通道，具有低孔高渗的特点。裂缝孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，裂缝是主要的渗滤通道，这类储层虽然孔隙度不太高，但渗透性能较好，储层品质好，测试获高产油流。孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，这类储层如果没有裂缝沟通难以获得产能。洞穴型储层的储集空间主要有未充填或半充填的大型溶洞，如表层岩溶带的落水洞、囊状洞、沿裂缝溶蚀的串珠状溶洞。
二、缝洞型储层发育主控因素
缝洞型储层储集空间多样，形成主控因素复杂，总体上分为内因和外因两大类。内因主要指岩性与物性;外因包括气候条件、断裂强度、古地貌、古水系、植被及暴露时间等，外因中气候条件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。
1.岩性对缝洞型储层发育的控制作用
有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。总体上灰岩比白云岩易溶;同样是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蚀，泥质灰岩不易溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响方面，一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好，侵蚀性水流可沿粒间空隙扩散溶滤，进而弥散到整个岩石之中，以致呈现出“空间溶蚀”特征;二是原生孔隙发育的岩石(如礁灰岩)，其溶蚀作用也强烈。
2.岩溶作用对储层的控制作用
岩溶(Karst)是一种成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸盐岩(包括蒸发岩)暴露于大气水成岩环境中，由含CO2的地表水和地下水对可溶性岩石的溶解、淋滤、侵蚀、搬运和沉积等一系列破坏和改造作用以及形成的水文、地貌现象的综合，既包括化学过程，也包括物理过程。Wright(1982)将古岩溶定义为“被年青沉积物或沉积岩所埋藏的岩溶”，一般意义的古岩溶是指地质历史阶段的岩溶;但这个历史阶段是指新生代前，还是第四纪以前，目前还有较大争议。
(1)古岩溶作用类型
虽然不同学者对岩溶的划分还存在差异(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但总体上可划分为准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大类(表6-2)。
表6-2 古岩溶成因类型及特征
图6-1 塔里木盆地塔北地区岩溶类型分布模式
表生岩溶受构造不整合面和古构造等影响较大，主要表现为垂向分带性明显的复杂孔洞缝网络结构，发育一些标型特征，如钙质壳，古土壤，铝土矿，淡红色方解石晶体，溶蚀沟、坑、天坑，新月形状、悬垂和纤维状渗滤砂或胶结物，岩溶角砾及与地下暗河有关的机械流水沉积。埋藏溶蚀主要受断裂与深部流体控制，往往发育与中低温热液有关的异形铁白云石、萤石、闪锌矿、磁黄铁矿等矿物以及塌陷构造、裂隙结构、不规则的角砾(化)岩体等。根据对塔里木盆地塔北地区岩溶储层的研究，奥陶系岩溶发育类型以层间与潜山+顺层岩溶为主，可以划分为塔河-轮南型与哈拉哈塘型两种类型。其中，塔河-轮南型处于构造高部位，坡度大，水动力条件强，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型处于构造低部位，地势平缓，水动力条件差，以层间岩溶与潜山+顺层岩溶发育为主(图6-1)。
(2)古岩溶分带
碳酸盐岩岩溶体系在垂向上呈现分带特征。从上而下依次分为表层岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。每个岩溶带发育特征明显，在横向上具有一定的发育规律，呈准层状分布。
表层岩溶带:一般发育在古风化壳附近及向下渗流带上部，厚度一般小于50m。主要受地表附近大气淡水影响，包括地表塌积、生物剥蚀和一定的沉积作用;岩溶方式以大气淡水的地表径流为主，岩溶产物主要为大气淡水产生的地表径流(CO2含量高，溶蚀能力强)冲刷、溶蚀过程中形成的一些溶沟、溶洞、溶缝、溶蚀洼地、溶蚀漏斗及落水洞等，其充填物主要为地表残积物和洞壁塌积物;地表沉积物多为棕色—红色等氧化沉积，包括铝土质和垮塌角砾等。其储集层主要为裂缝、溶蚀孔洞构成，充填作用较小，具有大量的有效储集空间，且由于裂缝发育，其连通性较好，是目前勘探的最有利层段。在钻井过程中往往出现井涌、放空、井漏等现象，如轮古15井5736～5750m累计放空3段，共2.09m。
渗流岩溶带:位于表层岩溶带与最高潜水面之间，厚30～120m，最厚可达150m。以地表水系向下渗滤或沿早期裂缝向下渗流发生淋滤溶蚀作用为主，以垂直方向岩溶作用为主;其发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位、潜水面高低等有关。以形成中小型或大型瓶颈状、葫芦状、囊状、串珠状溶洞、溶蚀裂缝为特征，洞底通常向岩溶洼地方向延伸，直至洞与洞相连，形成巨大的缝-洞储集空间。由于形成的孔洞、溶蚀裂缝多呈垂向分布，因此该岩溶带的充填程度相对较小，仅见溶蚀裂缝的局部方解石充填和较少部分溶蚀孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蚀洞穴经受不住上部及其围岩的压力，可形成潜山顶面的塌陷溶洞。该岩溶带也是目前勘探的最有利层段。塔里木盆地轮古西地区已钻揭井渗流带发育厚度从12.3m到119m变化不等，一般在120m以内。
潜流岩溶带:位于地下潜水面附近，厚50～80m。一般来说，具有一定开启度的构造裂缝切割的深度，就是潜流岩溶带发育的底部。该带地下水十分活跃，水流多呈横向流动，通常处于CaCO3不饱和状态，因而具有广泛的溶解作用，首先将方解石、文石溶解形成溶蚀孔洞，然后逐渐扩大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由于构造裂缝发育，岩溶水多沿构造裂缝的走向流动，使得该岩溶带的溶蚀孔洞多相互连通，形成一个巨大的储集体。由于水流呈横向流动，由地表带进来的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流较缓的地段形成砂泥沉积物，甚至能够表现出较好的韵律和层理，在洞穴局部或部分洞穴会形成砂泥质的全充填和半充填。由于地下水流的不断冲刷与溶蚀，溶蚀洞穴也会不断扩大，在洞穴底部常会形成洞穴垮塌岩。该岩溶带也是目前勘探的有利层段。
3.古地貌对岩溶储层的控制作用
古地貌对岩溶储层的发育起着重要的控制作用。岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3种类型。岩溶高地，表层及渗流岩溶带发育，以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重;岩溶斜坡，岩溶发育程度适中，潜流带常发育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利储集空间发育，是油气勘探的主要对象;岩溶洼地溶蚀程度高，发育潜流岩溶，但充填和塌陷严重，且岩溶洼地洞穴含水可能性大。岩溶区的古水系包括地表水和地下水两大类，水系发育受断裂和岩性影响，沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴。如塔里木盆地塔北地区奥陶系岩溶系统发育两期古河道，第一期古河道为一间房组沉积后经短暂暴露在低洼处形成，为高弯度曲流河，上、下游高差小于15m，反映为平缓的古地貌背景;第二期古河道为奥陶系沉积期末桑塔木组经短暂暴露形成，河流具高弯度，宽深比固定，无侧向迁移，上、下游高差小于6m，构造平缓(图6-2)。
图6-2 塔里木盆地塔北地区奥陶系古河道发育图
4.古断裂及裂缝对岩溶储层的控制作用
断裂和构造裂缝决定了原岩的渗透性及渗透方向，这样也就控制了地表径流与地下水流的流动轨迹及方向，由此也决定了岩溶型储集层沿断裂、裂缝发育带呈层状条带分布的特点，往往在断裂、裂缝密集发育区及断裂的拐点、交点处岩溶型储层更为发育，如塔里木盆地塔北地区哈6区块发育3期断裂，以共轭剪切断裂为主，后期雁行断裂与早期X形断裂沟通，连通范围扩大;高角度构造缝、斜交缝及微裂缝等十分发育;多级裂缝相互沟通，形成复杂的网状储层输导系统，为岩溶的形成和改造提供了良好的通道。
5.缝洞充填作用对岩溶储层的影响
缝洞的充填作用对于油气的储存空间有很大的影响。一般来说，表层岩溶带的裂缝、孔洞比较发育，充填程度较低，横向连通性较好，储集性能最佳;渗流岩溶带裂缝发育，溶蚀缝洞相对欠发育，但是这个带作为地表水向下的长期渗流作用带，充填程度较差，具有一定的有效储集空间。渗流岩溶带，地表水经渗流岩溶带渗滤后，水流主要横向流动，由于裂缝和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流动，因而这个带多形成近水平、横向上连通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，从地表携带来的泥沙也容易在洞穴中沉积，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，储集性能良好。
三、缝洞型储层识别
古岩溶可从宏观和微观两个方面进行识别，宏观方面包括露头、钻井及录井、岩心、测井、地震和生产过程响应等;微观方面包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等。
1.露头识别古岩溶
碳酸盐岩因遭受长期的风化剥蚀及淋滤，宏观特征明显，在露头上可表现为:长期的沉积间断，古侵蚀面上普遍发育铝土质泥岩、铝土矿、黄铁矿或褐铁矿层等风化残积物，存在与侵蚀面伴生的覆盖角砾灰岩、崩塌角砾岩、填隙角砾岩、灰质粉砂岩与泥质粉砂岩等。
2.钻井、录井中的古岩溶标志
岩溶发育段，在钻进中常有钻速加快、放空、蹩跳钻及井漏、井喷现象发生，泥浆槽面常见油花、油膜，岩屑有荧光显示，常见油迹;岩屑砂样中常见自形-半自形方解石晶体;气测油气显示明显，全烃、重烃、烃组分明显提高。轮古油田和塔河油田均有多口井发生放空，如轮古102井累计放空4段，共15.64m;轮古西和轮古7井区也有多口井放空(图6-3)。
图6-3 钻井过程中放空现象
3.岩心中的古岩溶标志
在岩心观察中古岩溶系统识别标志较多，主要有:①小型溶蚀孔洞无充填物或被方解石或砂泥质充填;②小型溶蚀孔洞内壁呈紫红色或褐黄色，多被泥质充填或半充填，孔洞通常呈瓶颈状、葫芦状或串珠状;③洞穴内存在溶洞坍塌形成的角砾岩，如崩塌角砾岩、填隙角砾岩;④洞穴内出现的具层理结构的泥、砂质沉积物，多为岩溶管道系统;⑤洞穴内充填巨晶方解石、钟乳石等自生矿物;⑥高角度溶蚀缝被红色、灰绿色泥质或方解石等充填。
4.测井显示的古岩溶标志
古岩溶测井响应总体表现为三高两低:①自然伽马值升高;②声波时差值升高;③中子孔隙度值升高;④电阻率值降低;⑤岩石密度值降低(张宝民等，2009)。
大型溶洞随着泥质充填程度的增大，测井伽马值由低到高而变化;深浅双侧向、微侧向数值低，且有差异;井径扩径严重;中子、密度、声波曲线变化大。小的溶孔、溶洞在微电阻率成像测井(EMI或FMI)图像上表现为“豹斑”状不规则黑色星点，大型溶洞在EMI或FMI图像上表现为所有极板全是黑色(图6-4)。
图6-4 岩溶孔洞缝的FMI特征
5.地震显示的古岩溶
由于缝洞系统发育处对地震波的吸收衰减增大，溶洞系统一般在地震剖面上表现为“串珠状”特征(图6-5)。频率降低、振幅减弱、杂乱反射、弱反射、串珠状反射(同相轴断续出现或存在复合波)、低速度(降速达20%左右)等地震波谱特征的出现，均预示着有溶洞系统发育。
6.薄片中的古岩溶标志
准同生岩溶的微观识别标志包括:①高能粒屑滩相颗粒灰岩，原生粒间孔内只有第一期纤状环边方解石胶结物被溶蚀，后期粒状方解石或粗晶方解石保存完整;②选择性溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔、粒间孔和泥晶套等;③粒间溶孔被渗流粉砂充填;④发育悬垂型或新月型特征的方解石胶结物。
埋藏岩溶的微观识别标志主要有:①孔洞、裂缝充填的含铁方解石、铁白云石及异形白云石等被溶蚀成晶间、晶内孔洞;②沿早期缝合线扩溶，形成压溶缝及溶蚀微孔或未被充填的裂缝;③紧密排列的中粗晶白云石晶体间存在较大晶间孔或晶间溶孔;④有萤石、燧石等热液矿物(王振宇等，2008)。
图6-5 地震剖面中溶洞的串珠状响应
7.岩石地球化学特征
当渗流-潜流、混合水和溶洞成岩环境的碳氧同位素值不相同时，多结合微量元素和流体包裹体等碳酸盐岩储层地球化学方面的研究加以识别。埋藏岩溶作用形成的岩溶缝洞中充填的方解石晶体中包裹体均一化温度都比较高，一般大于90℃。
四、我国碳酸盐岩缝洞型岩溶储层特征与分布
我国油气田缝洞型储层具有以下特征:①古岩溶垂向分带明显，表层岩溶带、垂直渗流带和水平潜流带发育齐全;②储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余大型溶洞和溶蚀孔洞缝组成，优质储层类型以裂缝-溶蚀孔洞-大型溶洞为主，为各大油气田高产、稳产最重要的储层和主力产层;③储层明显受古岩溶地貌和断层裂缝控制，岩溶斜坡和断裂发育区是储层发育的最有利地区;④埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其发育与烃类形成、演化和运聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加、改造，是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式(陈学时，2004)。
1.塔里木盆地塔北地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔北地区属残余古隆起，经历了加里东—喜马拉雅期多期构造运动叠加改造，古生界岩溶储层广泛分布。在毗邻复背斜轴部的牙哈、英买32井区，发育印支—燕山期的潜山岩溶储层;自此向南，依次发育晚海西期、早海西期和晚加里东期潜山岩溶储层;被上奥陶统桑塔木组砂泥岩覆盖的古隆起围斜部位，奥陶系碳酸盐岩层系中发育多期顺层深潜流岩溶储层。其中，顺层岩溶储层具有溶洞规模大、充填程度低和缝洞型储层连通性好等特点，如轮古35井，钻井揭示溶洞高达31m，其顶部6m为空洞(图6-6)(张宝民等，2009)。
图6-6 塔里木盆地塔北地区岩溶储层的类型与分布
总体上轮南、塔河油田奥陶系碳酸盐岩3种基本类型的储集空间以不同的组合构成了5类储层:断裂-溶洞型，裂缝-孔洞型，孔洞-裂缝型，裂缝-礁(滩)孔隙型，裂缝型(顾家裕，2001)。
2.塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系也广泛发育古岩溶储层，共发育5期3类古岩溶储层，包括:早加里东末期(寒武系顶)和中加里东早期(蓬莱坝组顶)、中期(鹰山组顶)层间岩溶储层，中加里东晚期(良里塔格组)礁滩岩溶储层，以及晚加里东期和早海西期潜山岩溶储层。其中，3期层间岩溶储层广布巴楚、塔中地区，勘探面积达5×104km2以上;良里塔格组礁滩岩溶储层主要沿Ⅰ号台缘带发育，向广阔台内变为一般意义上的潜山岩溶储层，因为良里塔格组与上覆的桑塔木组“黑被子”之间为假整合或微角度不整合接触，沉积间断时间约为2Ma;两期潜山岩溶储层广泛发育在和田河气田-麦盖提斜坡，特别是在塔中主垒带及其以南广大地区。
3.鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组岩溶储层
鄂尔多斯盆地主体面积约25×104km2，中奥陶统马家沟组的分布面积近20×104km2。马家沟组自下而上划分为6个岩性段，顶部马六段基本被剥缺，马五段顶部残缺不全。在盆地中东部，马五段自上而下又分为马五1至马五10共10个小层，马五1-马五4的膏云坪含石膏结核、斑点的孔洞型粉晶白云岩构成了主要勘探目的层和靖边气田的储产层。其中，尤以马五1最为重要，白云岩单层厚3～5m，储层连片稳定分布，气层平均有效厚度为2.40m，面积达4×104km2。
奥陶纪末至上石炭统本溪组沉积之前，晚加里东期-早海西期运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，遭受了长达150Ma的风化剥蚀，从而在鄂尔多斯盆地形成广泛分布的岩溶型储层。在盆地主体区，岩溶带厚约30～80m，可划分出地表岩溶残积带、垂直渗流岩溶带和水平潜流岩溶带等。在垂直渗流岩溶带，大气淡水径流沿裂缝垂直高速向下渗流溶蚀，形成以垂向形态为特征的溶蚀孔洞，并多被泥质、粉砂质、淡水方解石及黄铁矿等充填-半充填，形成以裂缝型和孔洞-裂缝型为主的储层段。水平潜流岩溶带因岩溶水受压力梯度控制并沿水平方向流动而形成层流，在潜水面附近，不饱和的地下岩溶水流动交替活跃，水平状岩溶发育。同时，还由于硬石膏(结核)及盐类等易溶矿物的强烈溶蚀，形成富含SO2-4的地下水，更加强了对碳酸盐岩的岩溶作用，形成以裂缝-溶蚀孔洞为主的储集体，洞缝相连的储渗体系构成马五1的最重要天然气储层段。
4.四川盆地威远气田震旦系岩溶储层
据威远气田61口气井统计，古岩溶储层主要分布于震旦系顶部侵蚀面以下12～23m和43～80m的两个层段。震旦系灯影组白云岩古岩溶属多期岩溶作用叠加改造的产物。古岩溶垂向分带明显，风化残积带和渗流-潜流岩溶带发育齐全。其中，残积带由风化残积角砾岩和铁、铝质泥岩组成，厚约3～3.5m;渗流岩溶带主要发育以直立及高角度分布的裂缝、溶缝、岩溶漏管、串珠状溶蚀孔洞、落水洞等组成的洞缝，且大多被泥质、渗流粉砂、粒状白云石、岩溶角砾等充填-半充填，属孔洞-裂缝型或裂缝型储层;潜流岩溶带以近水平方向为主的多套溶蚀孔洞层和洞穴层为特征，发育裂缝-洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型及裂缝型等多种储层类型。
❺ 碳酸盐岩缝洞储层
（一）储层特征
碳酸盐岩缝洞储层的储集空间主要由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成。溶蚀孔洞是最主要的储集空间，基质孔隙一般不发育，裂缝起主要沟通作用。一般将溶蚀孔径大于2mm者视为溶洞，而连续延伸的溶洞则称为溶洞系统或洞穴系统（Ford，1988）。储集空间进一步可划分为：大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝（表15-1）。从观察尺度，可将碳酸盐岩储集空间划分为宏观缝洞和微观孔缝。宏观缝洞包括岩心描述统计的洞、缝及钻井放空、井漏所揭示的大型溶洞。微观孔缝包括铸体薄片、电镜扫描观察的直径小于2mm的孔隙和缝宽小于1mm的微裂缝。微观孔隙包括晶间孔、晶间溶孔和颗粒溶孔；微裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。
表15-1 碳酸盐岩孔、洞、缝尺度级别划分
（二）碳酸盐岩缝洞储层类型
碳酸盐岩缝洞储层分为洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型和多缝洞连通型5种类型的储层。
洞穴型储层是指洞径大于100mm的溶蚀洞穴，储集空间主要为未充填或半充填的大型溶洞，如表层岩溶带的落水洞、囊状洞、沿裂缝溶蚀的串珠状溶洞，或地下暗河坍塌形成的孤立洞。成像测井上为全暗色，钻进过程中常发生放空、泥浆漏失等现象；生产过程中压力单调下降。该类储层是重要的油气储集空间类型，油井投产后产量高。
孔洞型储层以溶蚀孔洞为主要储集空间，多以开阔台地台内滩高能相带为发育基础，一般是原生孔隙发育层段经过溶蚀改造形成，裂缝欠发育，横向上为层状展布，该类储层没有裂缝沟通难以获得产能；成像测井上表现为不规则暗色斑点或斑块状分布。
裂缝型储层的主要储集空间为裂缝和少量沿层分布的溶孔。裂缝既是储集空间，也是渗滤通道，具有低孔高渗的特点。成像测井上为黑色正弦曲线，一般为构造缝，多被泥质或者高导物质充填。
裂缝-孔洞型储层以次生溶蚀孔洞为主要储集空间，裂缝兼具渗滤性和储集性，主要起沟通孔洞的作用，是主要的渗滤通道。该类储层空间上呈准层状发育，虽然孔隙度不太高，但渗透性能较好，测试易获高产油流。成像测井上可明显看出裂缝沟通孔洞，或孔洞沿裂缝发育的特征，表现为近似拟合的正弦曲线伴生暗色斑点或斑块。
多缝洞连通型储层是断裂、孔洞和洞穴型储层的组合样式，一般储集体空间大，能量强，底水活跃，生产过程中常发生油压、含水率或气油比的变化。
储集空间组合控制了油气分布及其性质不均一性，孤立洞穴或封闭孔洞不利于后期气侵改造，常较多地保留早期油气性质；构造裂缝等与外界沟通紧密，利于后期气侵改造，油气性质改变明显，因此，在一定程度上，储集空间类型反映了储层与输导体系的沟通程度。
（三）储层发育主控因素
缝洞储层储集空间类型多样，成因机理复杂，总体上分为内因和外因两大类。内因主要为岩性与物性；外因包括气候条件、断裂强度、古地貌、古水系、植被及暴露时间等，外因中气候条件是主控因素（袁道先等，1987；Ford et al.，1989；James et al.，1988）。
1.碳酸盐岩储层岩性
有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。灰岩比白云岩易溶；同是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩比泥质灰岩更容易被溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响上，一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好，侵蚀性流体可沿粒间孔隙扩散溶滤，进而弥散到整个岩石之中，以致呈现出“空间溶蚀”特征；二是原生孔隙发育的岩石（如礁灰岩），溶蚀作用也很强。
2.岩溶作用
岩溶作用对储层物性的影响，主要表现为形成各种大小的溶蚀孔洞与溶蚀缝。与构造破裂作用叠加，形成大型缝洞储集性能，大大改善了储集空间，是形成优质储层的关键因素。
A.古岩溶作用类型
总体上可划分为准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大类（表15-2）。准同生岩溶发育于准同生大气成岩环境，受次级沉积旋回和海平面升降变化的控制，一般形成层间岩溶。表生岩溶受构造不整合面和古构造等影响较大，可进一步划分为风化壳岩溶作用和顺层岩溶作用。表生大气水风化壳岩溶作用是指碳酸盐沉积成岩后，原岩被抬升并暴露到地表发育的岩溶作用，岩溶的发育主要受古构造、古地貌、古水系等控制；顺层岩溶作用是指碳酸盐沉积成岩后，在构造抬升背景下，原岩抬升到区域潜水面附近且未暴露到地表，其上还覆盖有厚度较大的非可溶性地层时发育的岩溶作用。埋藏岩溶主要受断裂与深部流体控制，往往发育与中低温热液有关的异形铁白云石、萤石、闪锌矿、磁黄铁矿等矿物以及塌陷构造、裂隙结构、不规则的角砾（化）岩体等。
表15-2 古岩溶成因类型及特征
B.岩溶分带
在埋藏岩溶发育区、顺层岩溶发育区和准同生岩溶发育区，岩溶纵向分带不明显，但在风化壳型岩溶发育区，碳酸盐岩岩溶体系在垂向上常呈现明显的分带特征，自上而下依次分为表层岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。
表层岩溶带：一般发育在古风化壳附近及渗流带上部，厚度一般在50m左右。主要受地表附近大气淡水影响；岩溶方式以大气淡水的地表径流为主，岩溶地貌主要为大气淡水产生的地表径流冲刷、溶蚀过程中形成的一些溶沟、溶洞、溶缝、溶蚀洼地、溶蚀漏斗及落水洞等，其充填物主要为地表残积物和洞壁塌积物；地表沉积物多为棕色-红色等氧化沉积，包括铝土质和垮塌角砾等。储集层主要为裂缝、溶蚀孔洞，充填作用较小，具有大量的有效储集空间，且由于裂缝发育，连通性较好。钻井过程中常出现放空、井漏等现象。
渗流岩溶带：位于表层岩溶带与最高潜水面之间，厚30～120m，最厚可达150m。以地表水系向下渗滤或沿早期裂缝向下渗流发生淋滤溶蚀作用为主，以垂直方向岩溶作用为主；其发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位、潜水面高低等有关。以中小型或大型瓶颈状、葫芦状、囊状、串珠状溶洞、溶蚀裂缝为特征，洞底通常向岩溶洼地方向延伸，直至洞与洞相连，形成大型缝-洞储集空间。由于形成的孔洞、溶蚀裂缝多呈垂向分布，该岩溶带的充填程度相对较小，仅见溶蚀裂缝的局部方解石充填和较少部分溶蚀孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蚀洞穴经受不住上部及其围岩的压力，可形成潜山顶面的塌陷。
潜流岩溶带：位于地下潜水面附近，厚50～80m。一般来说，具有一定开启度的构造裂缝切割的深度，就是潜流岩溶带发育的底部。该带地下水十分活跃，水流多呈横向流动，通常处于CaCO3不饱和状态，具有广泛的溶解作用，首先将方解石、文石溶解形成溶蚀孔洞，然后逐渐扩大成中小型、大中型以至大型溶洞（暗河）。由于构造裂缝发育，岩溶水多沿构造裂缝的走向流动，使得该岩溶带的溶蚀孔洞多相互连通，形成一个大型的储集体系。水流横向流动使地表水带来的泥沙，容易在洞穴低洼部位或水流较缓的地段形成砂泥沉积，在洞穴局部形成砂泥质的全充填或半充填。地下水流的不断冲刷与溶蚀，使溶蚀洞穴不断扩大，在洞穴顶部常会形成洞穴垮塌。
3.古地貌
岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3种类型。岩溶高地是表层及渗流岩溶带发育的地区，以供水为主，岩溶发育深度大，充填严重；岩溶斜坡是岩溶发育程度适中的地段，潜流带常发育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利储集空间发育；岩溶洼地是溶蚀程度高的地段，发育潜流岩溶，充填和塌陷严重，且岩溶洼地洞穴含水可能性大。岩溶区的古水系包括地表水和地下水两大类，水系发育受断裂和岩性影响，沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴。
4.断裂及裂缝
断裂和构造裂缝决定了储层的渗透性及渗透方向，同时控制了地表径流与地下水流的流动轨迹，决定了岩溶型储集层沿断裂、裂缝发育带分布，往往在断裂、裂缝密集发育区及断裂的拐点、交点处岩溶型储层更为发育。
5.充填作用
表层岩溶带裂缝、孔洞比较发育，充填程度较低，横向连通性较好，储集性能较好。渗流岩溶带裂缝发育，溶蚀缝洞相对欠发育，作为地表水向下的长期渗流作用带，充填程度较低，具有一定的有效储集空间。潜流岩溶带的水流主要横向流动，由于裂缝和泄水方向的定向作用，往往形成近水平、横向上连通的大型孔洞、洞穴，即地下暗河，从地表携带来的泥沙也容易在洞穴中沉积，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴。
❻ 碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素
油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集是研究核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源，是碳酸盐岩缝洞系统油气大面积聚集的前提条件。本节重点讲述碳酸盐岩缝洞型油气输导体系、运移机理和成藏模式。
一、缝洞型油气产出特征与类型
根据缝洞的连通性，缝洞型油气主要分为孤立洞穴型和连通缝洞型。孤立洞穴型油气以孤立的洞穴为储层，具有统一的温压系统与流体性质，油气水界面明显，底水发育，油气产出受控于洞穴规模，定容特征明显。连通缝洞型油气具有连通性多样的多套缝洞系统，同一缝洞体中具有相同的流体性质、统一的油气水界面;不同缝洞体中可以有差异，油气产出过程中会出现新的缝洞体供给油气，油气产出不稳定，出水类型多样，易出现油气产量忽高忽低、忽油忽水等复杂现象。
1.孤立洞穴型油气
塔里木盆地轮南、哈拉哈塘、塔中北斜坡等地区奥陶系缝洞型油气以大型洞穴为主要储集空间，由于长期的深埋与成岩作用，大多数洞穴之间的通道垮塌，被胶结充填，连通性差，形成相对独立的洞穴体单元。如哈7井位于哈拉哈塘地区西北部，属于轮南低凸起的西部斜坡带。根据储层、流体性质、试采特征分析，哈7井属典型的定容洞穴型油单元。根据储层预测与缝洞雕刻判断，哈7井为孤立的洞穴体系，与周围缝洞体相距较远，连通性差(图6-8)。周围不同单井油气性质变化大，哈7井为重油，而西南部的哈11井为正常油，表明油藏间不连通;哈7井试采基本不含水，哈9井却出现暴性水淹，低部位的哈11井试采高产稳产、且不含水，表明不同井区具有不同的边、底水条件，地层水体没有沟通;哈7井试采表明油压下降快，产量衰竭明显，是孤立的定容型油聚集单元。
2.连通缝洞型油气
在岩溶缝洞储层发育过程中，由于河道、裂缝与断裂系统的沟通作用，有很多大型缝洞体是连通的，虽有后期垮塌充填，但也有一定数量缝洞体的保存，形成相互连通的多缝洞系统。在一定历史时期、一定的压差下相互独立的缝洞体由于某些作用也能互相连通，形成统一的多缝洞体油气藏。缝洞的连通性判识比较困难，通常根据试采、干扰试井和示踪剂等方法确定。塔里木盆地中古162井、轮古101井、轮古15井等井区发育连通的缝洞型油气。如中古162井，是多缝洞体控制的弱挥发油聚集单元。在缝洞雕刻图上(图6-9)，中古162井附近有多套连通的缝洞体发育;从试采曲线上可以看出，中期在未采取任何措施的情况下，出现油压上升、气油比降低、产油量增加等现象，分析是因为沟通了新的储集体，另外一个缝洞单元在一定的压差下，与先期出油的缝洞体沟通，从而得到更多的油气补给，增加了油气产量，油压也随之上升;区内邻近缝洞体在一定条件下可能形成相互连通的储集单元，成为连通的缝洞型油聚集单元(图6-9)。
图6-8 哈7井奥陶系碳酸盐岩缝洞雕刻与洞穴型油聚集单元剖面图
图6-9 中古162井奥陶系缝洞雕刻与多缝洞型油聚集单元剖面图
二、输导体系
作为油气成藏过程中沟通源岩与储层的桥梁与纽带，输导体系是油气成藏的关键控制因素，也是系统化、动态化油气成藏研究重要的体现(Magoon，1994)。油气输导体系受控于盆地构造、沉积成岩演化、流体活动(流体势、压力)等诸多因素，随时空变化输导性质和能力发生复杂的变化(郝芳等，2000)。一般认为，输导体系是油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网，主要包括断层和裂缝、不整合面、连通砂体，以及它们的组合类型(付广，2001)。
1.断裂和裂缝输导体系
断裂和裂缝输导体系是断裂活动开启形成的油气运移通道。同时，大量伴生裂缝的发育也显着改善了碳酸盐岩的储集性能，形成溶孔-溶洞-裂缝体系。裂缝越发育，渗滤空间越大，越有利于油气的运移。
如塔北轮南奥陶系断裂及裂缝特别发育，断裂和裂缝与褶皱构造常相伴而生。其中断至中下寒武统烃源岩的断裂，成为油气有效的运移通道。如轮南地区的油气主要来源于古生界海相烃源岩，沟通烃源岩断裂发育的碳酸盐岩缝洞区，成为油气富集区。如英买2井区、塔河地区S86—S67—S65—T401井及T402—S78井沿北东方向构造裂隙相对发育，形成自塔河7区—6区—4区的中下奥陶统油气运移富集带(顾忆，2007)。断裂也对古生界部分油气藏具有一定的改造和破坏作用。
2.不整合面输导体系
多期构造运动形成多期不整合，不整合面之下一定深度范围内形成大规模的溶蚀孔、洞、缝系统，成为碳酸盐岩缝洞型油气主要的储集空间，同时，不整合面是油气侧向运移的重要通道，前提是其上必须有封闭盖层。
如轮古-塔河油田中下奥陶统，经加里东期—海西早期长期暴露风化剥蚀，形成广泛分布的风化壳，储渗条件较好的地表残积物、风化裂隙角砾岩和半风化层主要由裂缝、缝合线沟通的溶蚀孔、洞、缝构成岩溶网络体系，是轮古-塔河油田最重要的输导体系，尤其是海西晚期烃源区大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件，造成了现今奥陶系稠油分布状况，显示出不整合及岩溶系统输导体系对轮古-塔河油田的形成具重要性(顾忆，2007)。
3.连通砂体输导体系
连通砂体输导体系以连通孔隙作为油气运移的通道，如塔北轮南古-塔河地区，该类输导体系主要发育于石炭系卡拉沙依组砂岩及三叠系砂岩中(陈强路，2004)。卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大等特点;三叠系砂体展布相对稳定，横向变化较小，与断裂、不整合面相互配合，成为油气运移的重要输导体系。
4.复式输导体系
区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体及裂隙等构成了油气运移的复合通道，是形成大型复式油气藏的重要条件。如塔北轮南地区三叠系、石炭系和奥陶系油气藏即是经过多期生烃、充注、调整，形成的多层系复合式油气分布，是复式输导体系作用的结果。喜马拉雅期晚期气侵之前，桑塔木断垒、轮南断裂带的断裂、裂缝沟通了三叠系砂体和奥陶系古油藏，使得油气运移到上覆的石炭系和三叠系，并在石炭系和三叠系砂体内进一步运移。喜马拉雅期晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数的天然气，顺着轮古东走滑断裂充注到奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层中，由于石炭系高压层的形成，导致了断裂在石炭系闭合，晚期裂解天然气只能沿断层和不整合面输导体系运移，运移通道为桑塔木断裂带的奥陶系缝洞碳酸盐岩储层。
三、油气运移和聚集机理
裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏是由基质、裂缝和溶洞组成的连续介质。裂缝和由裂缝贯穿的溶洞与烃源岩连通，既是储集空间，又是流动通道;由裂缝连通的孔洞具有管流特征，裂缝系统油气渗流遵循达西定律，基质系统渗流能力很小，具有非达西渗流特征。缝洞型碳酸盐岩油藏，储集空间以溶洞为主，裂缝为主要流通通道，溶洞、裂缝随机分布，具有“晶格状”油藏的特征。裂缝和与其连通的溶洞动力学尺寸较大，流体流动可以看成是管道流动，基质渗透率很低，流体流动遵守非达西定律。
缝洞型油藏内部大缝大洞与小缝小洞并存，介质表现为极强的不连续性;流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在巨大差异;流体的流动模式既有小缝小洞中的线性流，又有大缝大洞中的非线性流，更有两种流动规律以不同形式混合在一起的组合流动。有关碳酸盐岩油藏的流动规律，多数观点是基于连续介质理论讨论，或者把不连续介质用等效的连续介质流动系统代替，将储层视为孔隙-溶洞型双重介质、孔隙-裂缝-溶洞型三重介质或多重孔隙介质等类型(图6-10)，认为在其中发生的完全是渗流。
图6-10 阿克库勒凸起南斜坡下奥陶统缝洞型碳酸盐岩油气剖面
针对缝洞型储层系统的特点，本书提出缝洞型油气聚集机理，即一种溶洞大尺度流动与裂缝渗流交接系统的流动物理模型———缝洞交接流动模型(图6-11)，也就是管流-渗流交接流动模型。这种渗流与管流耦合模型既反映了大裂缝溶洞系统中流体的流动，又反映了基质和孤立孔洞中流体的渗流，它将缝洞型储层系统看成是统一的连续介质地质模型。例如可以假设溶洞为圆柱状，它们之间通过裂缝渗流系统连接，一个缝洞单元可以看成是一种网状物理模型。溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，即流体在圆管中的流动，它是流体力学中相对简单的一种流动。
图6-11 碳酸盐岩缝洞油气聚集机制示意图
溶洞为主要的储集空间，可视为管状通道，溶洞中的流动可以认为是管流，流体视为不可压缩的黏性流体。裂缝是主要的渗滤通道，在溶洞之间起连接作用，同时又有一定的储集能力，裂缝中的流动可以认为是线性渗流。溶洞单元和裂缝单元组合起来就可以构成缝洞单元。致密的基岩渗流能力很低，由于其特殊的成藏条件，使得缝洞的非均质性非常强，流体流动状态复杂:裂缝溶洞尺寸较大，其中流体流动可以视为管流;微细裂缝或基质非常致密，孔隙尺寸很小，流体流动遵循达西定律或非达西定律。由于缝洞型油藏同时存在基质的“渗流”与缝洞的“管流”(或空腔流、窝流)，现有的油藏流体动力学理论尚不能有效地描述流体流动特征。
由于缝洞型碳酸盐岩储层的非均质性，导致油气运聚和分布具复杂性(图6-12)。例如，轮南凸起经历了晚加里东期、海西期的强烈隆升剥蚀及印支期以来的叠加改造过程，轮南凸起及其周围地区长期处在油气运移的指向上，经历了3个一级波动周期的油气成藏旋回:第一成藏旋回以破坏为特点，第二成藏旋回以改造为特点，第三成藏旋回以富集为特点。轮南地区溶洞系统有3个发育段，缝洞系统发育程度及其连通性是风化壳型油气富集的重要因素，密集发育的裂缝及小断层沟通溶洞就形成油气富集区，孤立的溶洞没有油气来源，钻到溶洞发育区即出水。在断垒带顶部泄漏区含水，紧邻的斜坡高部位盖层条件欠佳为高渗漏区，是稠油分布区。斜坡低部位以及平台区，由晚期油气的充注形成轻质油和凝析油分布区。中、上奥陶统的残存区是寻找早期形成的碳酸盐岩原生油气藏的有利地区。围绕轮南低凸起沿斜坡往下向着凹陷的方向是碳酸盐岩有利的油气富集区。
图6-12 轮南地区多种油气性质分布图
塔河油田碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，具有产能贡献意义的溶洞、裂缝尺度在300μm以上;酸压形成的裂缝张开度一般为1～8mm。根据流动方式判别，塔河油田缝洞储集体中流体流动以达西流为主，进而明确了溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，而尺度在300μm以下的溶蚀孔洞和裂缝中的流体流动为渗流。对于碳酸盐岩缝洞型油气藏，准确地预测碳酸盐岩缝洞的分布区是发现油气的前提，而准确地识别裂缝及小断裂的分布更是提高勘探成功率的关键。
四、缝洞型油气富集规律
我国海相沉积盆地具有时代老、有机质热演化历史长、成熟度高、储层埋藏深、储层非均质性强、油气藏分布复杂且后期调整、改造破坏严重等特征。缝洞型油气是指储存在由岩溶作用形成的缝洞体中的油气，储层的非均质性极强，基质孔隙度一般小于1.2%，渗透率一般小于0.5×10-3μm2，油气主要受一系列缝洞体控制，在相对独立的缝洞体内具有统一的温压系统、统一的油气水界面。如轮南-塔河油田潜山风化壳油气分布区、塔中北斜坡鹰山组层间风化壳大型凝析油气分布区都是由一系列叠置连片的缝洞体控制。
1.长期暴露的古隆起控制优质储层发育
缝洞型岩溶储层的分布与发育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌单元，岩溶作用与储层发育程度不同，油气富集程度也有所差异。岩溶台地，古地势较高，地层剥蚀严重，岩溶作用以发育垂直洞穴为主，是区内岩溶水的主要补给区，其上盖层沉积较薄，难以形成有效的油气聚集。岩溶盆地和谷地处于岩溶水的汇集排泄区，储层充填严重，难以形成有利的储集空间。岩溶阶地处于岩溶台地与岩溶盆地的平缓过渡带，水动力条件优越，岩溶水补给有源，排泄有道，古岩溶作用强烈，储集空间相对发育。
陕甘宁盆地、四川盆地与塔里木盆地的古隆起分别经历了140Ma、120Ma、77～232Ma的风化剥蚀，形成的风化壳构成了较好的储层。以川中古隆起为例，二叠纪前，古隆起地貌已准平原化，风化壳以碳酸盐岩为基岩的元素风化带出率达90.32%～96.52%，属于岩溶风化壳;以粘土岩和砂岩为基岩的元素风化带出率为25%，属于残积风化壳;碳酸盐岩风化壳具有淋溶作用强、淋滤作用大、残积作用弱的特点，因而易形成缝洞岩溶发育带。陕甘宁古隆起也有类似现象，塔里木台盆区寒武-奥陶系碳酸盐岩储层的分布主要受后期风化剥蚀和古岩溶作用控制。轮南、塔中、巴楚东南部等古隆起区奥陶系因暴露时间长，因而储集条件较好。相反，位于满加尔凹陷北部的羊屋2井、巴楚东部的和3井等，由于处于古斜坡的低部位，因而储集条件较差。另外，长期发育的继承性古隆起往往可形成多套优质储层，轮南地区之所以存在奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系等多套优质储层，与其长期发育的古隆起背景有着密切联系。
2.优质储层控制了缝洞型油气的富集
油气不受局部构造控制，缝洞体控制了风化壳油气的富集。如塔北南缘奥陶系以台地相灰岩为主，原生孔隙几乎消失殆尽，储集体以岩溶作用形成的缝洞体为主，有很多钻井钻遇大型缝洞系统，轮南地区共有20余口井在钻井过程中发生放空、井涌或泥浆漏失，井间变化大。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，岩溶斜坡储层最发育，岩溶洞穴数量多、规模大、充填少，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布。只有钻遇大型溶洞的井才能获得高产工业油气流，沙48井、轮古15井、轮古42井、轮古701井、艾丁4井等高产工业油气流井都是由大型溶洞产出，而轮南15井等低产与失利的主要原因是储层欠发育。对轮南-塔河潜山的勘探实践表明，只有当钻井打在大型溶洞或与溶洞沟通良好的裂缝上时，才可能获得高产和稳产，缝洞体的发育程度决定了奥陶系储层的产能，优质储层控制了油气的富集。
缝洞系统造成了油气聚集的不均一性。轮南奥陶系的钻探与研究表明，有利储集体分布在潜山风化壳顶部200m范围内，油气分布受控于岩溶体系与裂缝系统的空间发育程度。尽管宏观上油气呈准层状分布，但由于岩溶储层非均质性强，缝洞系统周缘就是不含油气的致密灰岩，相对独立的一个或多个溶洞系统就组成了一个相对独立的油(气)藏，其间具有相对统一的油气水界面与统一的温压系统。由于缺乏构造圈闭或地层岩性的遮挡，缝洞体系的独立与连通是相对的，在不同的地史时期，不同的边界条件下，连通的油气藏可能分隔为多个孤立的油气藏，相对独立的缝洞系统可能实现连通与油气的调整，因此在油气产出过程中，由于不同缝洞系统的沟通，会造成油气水性质的差异与产量的周期性变化。相对孤立的缝洞系统形成定容体，油气初始产量高，但上水快，产量有限;而连通的多缝洞系统规模大，油气产量比较稳定或缓慢下降，含水率逐步上升。对于连通性较差的多套缝洞系统，在一定的压差下可能实现连通，从而出现油气产出的周期性变化，如一套缝洞体系产出后又出现另一套系统的油气供给，造成产量忽高忽低，含水率也出现很大变化。
3.多成因储层叠置连片分布是油气大面积分布的基础
我国古老的碳酸盐岩储层经历了多期的构造抬升与暴露，发育多期碳酸盐岩岩溶作用，造成风化壳岩溶古地貌的不同与储层特征的差异性。多类型次生孔隙造成了储层的非均质性。由于碳酸盐岩储层受控于多期的溶蚀作用和破裂作用，具有非组构选择性，形成多种类型复杂的次生孔隙，其发育特征与空间分布复杂多样，造成碳酸盐岩储层的强烈非均质性。
岩溶型碳酸盐岩储层易纵向叠置、横向连片呈近层状大面积分布。如轮南潜山缝洞系统在纵向上分层明显，虽然井间横向变化大，缝洞层的数量、深度差异大，但不同的岩溶部位都有多层岩溶洞穴的发育。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布，形成逾5000km2规模的岩溶储层发育区。塔中鹰山组风化壳储层分布类似轮南地区，纵向分层、平面分区块特征更明显，下奥陶统鹰山组风化壳储层主要发育在潜山面以下200m的垂直渗流带和水平潜流带内，在塔中北斜坡分布面积逾6000km2。
4.长期继承性发育的古隆起斜坡带、地层超覆尖灭带、岩相变化带等是有利的油气聚集场所
缝洞型油气主要与大型地层不整合面及古隆起有关，古隆起由于构造活动的继承性抬升，为油气长期运移指向，因此往往有丰富的油气聚集;影响缝洞型油气形成与油气富集程度的因素除了烃源岩和储盖条件等因素外，古隆起形成时间、后期构造的稳定性以及古隆起的规模、油气充注和成藏过程叠加等也是十分重要的因素，古隆起形成时间越早、发育时间越长、后期构造越稳定、古隆起规模越大，越有利于油气聚集和保存，油气富集程度也越高。
古隆起高部位因后期构造变动最为强烈，因而往往以油气的调整和破坏为主，该部位一般形成的是次生油气聚集，若后期构造变动极为强烈，则甚至无油气形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因后期构造活动相对较弱，因而是原生油气形成和保存的主要部位，或者既有较大规模的原生油气聚集，又有规模不大的次生油气形成。岩溶储层在古隆起斜坡叠合复合，油气沿不整合面分布，形成大面积分布的准层状油气田(图6-13)。
图6-13 塔里木盆地南北向油藏剖面图
❼ 碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向
中国海相盆地分布广，海相沉积分布或规模均占有相当大的比重，下古生界以碳酸盐岩岩溶储层为主，层间-层内似层状岩溶储层大面积分布(表6-4)，多期不整合面发育，为大中型地层不整合油气藏的形成提供了重要的地质基础。顺层深岩溶是深层有效储层规模化发育的重要控制因素，在深层能发现大油气田。
一、古隆起及其围斜部位
古老海相盆地的隆起形成时间早，延续时间很长，是油气运移长期的有利指向区;古隆起规模大，隆起面积多在(1～4)×104km2之间，为海相地层油气勘探提供了广阔领域;具有良好的生储盖组合，多期成藏;隆起晚期构造活动相对较强，有利于油气的聚集与调整。
克拉通构造活动的强度及演化不同，大型隆起对油气的控制作用也不同。中国几大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活跃，鄂尔多斯华北克拉通最稳定，四川上扬子克拉通介于二者之间。塔里木盆地大部分海相油气田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然气富集在具古隆起背景的喜马拉雅期局部构造上;鄂尔多斯庆阳古隆起并不直接控制天然气的富集。
和田河气田周缘由于古隆起迁移，形成古风化壳、台缘滩和推覆构造三大勘探领域，早期成藏区域北倾，晚期成藏区域南倾。玛东、玛北、玛南地区成藏条件存在差异，玛南处于和田河古隆起向东北延伸的部位，在石炭系沉积前遭受风化和淋滤，奥陶系桑塔木组遭受剥蚀，良里塔格组台缘相带颗粒灰岩有所保存，后被石炭系下泥岩段覆盖。通过地震反演预测该区奥陶系风化壳储层发育，同时发育沟通寒武系的压扭断层，对成藏十分有利。
表6-4 中国海相盆地典型地区岩溶储层分布特征
二、大型地层不整合油气藏
古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油气藏的有利地带，包括不整合面下的削截油气藏、不整合面上的超覆油气藏。不整合油气藏的形成既受控于不整合类型、圈闭形成期与油气运聚成藏期匹配的控制，又受生、储、盖组合的配套、断裂发育状况、构造变形的控制。盖层质量直接关系到不整合油藏能否形成;不整合储集体的好坏及储集层的非均质性直接影响油气藏的储量和产能。
不整合(面)对油气聚集既有建设性作用，又有破坏性作用。建设性作用主要有:①为油气运移提供良好通道;②改善了不整合面下储集层(体)的储集性能;③不整合面上、下发育大量不整合圈闭。破坏性作用表现为对盖层的破坏使油气大量散失，即使是部分破坏，原油也将受到不同程度的氧化、水洗，使轻质组分逸散，重质组分留下，形成稠油或难于流动的沥青。此外，不整合面与通入古地表的断裂结合，会使油气沿不整合面、断裂面运移到地表逸散，使油气藏遭到一定的破坏。
中国三大盆地大中型地层不整合油气藏勘探领域广，如塔里木盆地不整合油气藏类型多、分布广，塔北南缘奥陶系岩溶发育区，良里塔格组、一间房组、鹰山组3套岩溶储层厚70～250m，有利面积达3.5×104km2;塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区，良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组3套岩溶储层厚100～400m，有利面积达1.2×104km2;麦盖提斜坡奥陶系岩溶区发育3期岩溶，有利面积达0.8×104km2;和田河周缘奥陶系潜山发育风化壳岩溶储层，有利面积达0.9×104km2。
在鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区，马五段白云岩向周缘扩展，有利面积达1.0×104km2;四川盆地雷口坡组风化壳区发育风化壳岩溶储层，勘探已获发现，有利面积达1.2×104km2;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡规模大，白云岩岩溶储层发育，有利面积可达8.5×104km2;渤海湾盆地潜山富油气凹陷成藏条件好，有利面积达0.5×104km2。
三、深层-超深层油气藏
随着油气勘探程度的不断深入，油气勘探向深层发展势在必行。如美国在埋深8088m的寒武-奥陶系碳酸盐岩储层中发现了贾伊费尔德气田，储层中次生孔、洞、缝大量发育，孔隙度为25%，渗透率为1020×10-3μm2(吴富强等，2006)。此外，美国西内盆地7663～8083m的下奥陶统碳酸盐岩内发现了阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田带等。
我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m3，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。
塔北地区奥陶系及上部层位已发现了丰富的油气，塔北下部的寒武系更接近寒武系烃源岩，是油气勘探的有利接替领域。中石化塔深1井在寒武系见到了良好的油气显示，在埋深8400m、温度160℃、压力80MPa的上寒武统白云岩溶洞储集层中发现了褐黄色的液态烃，根据甲基菲指数换算的原油成熟度在1.08%～1.2%之间，为高成熟轻质油或凝析油。在对下奥陶统—上寒武统6800～7538m段进行测试时，有少量天然气产出，天然气以烃类气体为主，占97%;干燥系数为0.97，甲烷碳同位素组成为-37.9，对应的气源岩Ro为1.65%～1.91%，气的成熟度高于原油，属于典型的高演化油型干气。
塔深1井寒武系位于轮南台缘带，白云岩储层储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔及裂(溶)缝为主。塔深1井岩心测试孔隙度为0.6%～9.1%，渗透率为(0.001～34.4)×10-3μm2。测井解释储层44层641m，其中I类储层为66m/7层，孔隙度为4.5%～10.4%，孔隙类型为裂缝-孔洞型，主要发育于中寒武统;Ⅱ型储层为127m/9层，孔隙度为3%～5.7%，孔隙类型为孔洞型，主要发育于下寒武统、中寒武统和上寒武统底部;Ⅲ类储层为456.5m/28层，孔隙度为0.63%～5%，孔隙类型为溶孔型或裂缝型，主要发育于上寒武统。
上述塔深1井数据表明深层寒武系具备油气运聚条件。
❽ 碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发技术
碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发配套技术是一项系统工程，贯穿于地震资料采集、处理、解释和室内模型等多个环节，需要地震资料与测井、钻井、岩心、构造演化、生产动态等因素综合分析，包括有利岩相及古地貌分析技术、全三维构造、断裂精细解释及三维显示技术、缝洞型储层模型物理模拟技术、碳酸盐岩缝洞型储层识别技术、烃类检测技术、储层酸化压裂技术、水平井开发、水平井分段酸压改造技术及注水替油技术等。
一、岩相古地貌技术
有利岩相及古地貌分析技术是指利用层序地层学、储层地质学、构造地质学和沉积地质学等地学理论为指导，以计算机为工具，采用层序划分、地层对比、单井相分析、沉积相纵横向分布特征研究、储层宏观特征研究(如岩心观察)、储层微观特征分析(如薄片观察、地球化学分析等)、储层物性统计等手段，开展层序地层划分与对比、储集体类型及成因机制、沉积相、古地貌及古水系分析等明确优质碳酸盐岩储集体发育的地质成因条件，建立不同样式储层体成因模式。
二、地震预测技术
借助全三维地震数据体，对振幅、频率等属性特征进行分析，可对三维地震数据体采用由点-线-面逐级放大的方法，实现三维空间立体可视化精细解释。采用的技术手段有精细层位标定、相干及倾角分析技术、三维解释及立体显示技术等。三维地震联片处理技术，为储层预测提供了较高精度的基础数据，最终实现了统一网格、统一静校正、统一地震记录(极性、时差、振幅、频率、波形)、统一速度模型、统一叠加和偏移的联片处理;通过联片精细成像处理，地震资料的品质得到了改善，并对主要目的层风化面进行精细刻画，使原三维地震资料拼接处的构造得到了落实，资料的分辨率、信噪比、保真度得到了有效提高，为后续的地震资料解释、储集层预测、地震反演、整体评价提供了可靠的基础资料。
三、物理模拟技术
1977年，美国休斯敦大学地震声学实验室创建了水槽地震物理模型。国内南京石油物探研究所及同济大学在1985年前后建立了大型水槽自动物理模拟观测系统。但是，水槽地震物理模拟也存在着缺陷，它无法正确模拟陆上地震勘探过程，只能记录纵波，不能记录横波和转换横波。为了克服上述缺点，20世纪80年代，美国哥伦比亚大学、埃克森石油公司、休斯敦大学和中国石油大学先后研制了固体地球物理模型。针对碳酸盐岩缝洞储层的物理模拟技术研究，已经开始起步，但缺少系统性研究。数值模拟技术，随着算法的改进和计算机技术的发展，已经从声波射线模拟发展为波动方程模拟，模拟精度和速度得到明显提高。
四、储层雕刻技术
碳酸盐岩缝洞型储层的识别可以从地震属性特征、钻井、录井、测井、岩心和薄片观察几个方面联合进行。钻井前缝洞型储层识别主要依靠地震，利用储层精细标定和模型正演技术，明确储集体的地球物理响应特征，开展储集体地震属性敏感性分析，确定有效地震属性，并由此提取相应地震属性，最后在地质成因分析及储集体地质模式控制下，分别开展岩溶孔洞及裂缝的识别。
多属性综合分析技术是指沿层对一定时窗范围内的数据体提取不同的属性，得到该属性的平面分布图或立体图，并进行综合地质分析。多属性交会分析认为相干检测、分频振幅和波阻抗是基本适合碳酸盐岩缝洞型储层预测的敏感属性。属性提取技术可细分为均方根振幅、振幅变化率、分频、沿层相干、波阻抗和灰岩顶面地震相等，其关键是确定合理的时窗和精细的解释层位。地震属性提取是一项较成熟的常用技术。但溶洞定量描述和流体识别仍然十分困难。
近年来，缝洞型储层定量雕刻技术已取得重要进展，如塔里木油田基于井控高保真叠前时间偏移处理，使储层特征更加明显，尤其是道集资料信息，为储层量化描述和叠前油气检测奠定了坚实的资料基础;通过高精度叠前深度偏移处理，有效地解决了“串珠”归位不合理的问题，为缝洞体位置的准确识别提供了有力的支撑;在井震结合建模的基础上，建立了地震响应特征与缝洞体发育状况的量化关系，初步实现了缝洞单元储集空间的定量计算;缝洞体三维立体雕刻与量化描述在井位研究中发挥了重要作用，近两年储层钻遇率达到98%以上(图6-14)。
图6-14 塔中中古11井缝洞雕刻图
五、烃类检测技术
碳酸盐岩缝洞型储层烃类检测技术是个难点，同时也是研究的热点。目前有叠前AVO道集、频率吸收等技术。在频率吸收技术中，高产井烃类指示响应特征为主频降低、高频衰减快、低频能量增强;泥质充填干井响应特征为较高能量、高频、低吸收;断裂发育具有低能量、低频、高吸收特征。叠前AVO道集是利用振幅随偏移距(入射角)的变化来判断溶洞中的流体类型，总体表现为油井振幅随偏移距增大而增加，水井振幅随偏移距增大而减小。
六、储层酸化压裂技术
碳酸盐岩缝洞型储层非均质性强，基质渗透率低，无储集能力，油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无产能，只有通过酸压改造措施，形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝，沟通油气渗流通道和储油空间，才能保证正常投产和较长时间高产稳产。事实证明，酸压改造储层的技术解放了地层能量，大幅度提高了油气井产能，使油田开发的经济效益显着提高，已成为碳酸盐岩缝洞型油气藏开发中必不可少的关键技术之一。
七、水平井开发技术
在碳酸盐岩溶洞发育密集的地区，为了多钻遇几个缝洞单元，提高单井产量，常采用水平钻井工艺，水平井的方向一般垂直于裂缝走向，这样钻井穿过缝、洞发育段的可能性大大提高，对缝洞型储层开发效果好。
水平井钻井和开发中常遇见以下问题:①水平井水平段在钻遇大型洞穴储集体发生放空、漏失时，无法建立泥浆循环，导致无法按原设计继续钻进其他溶洞，多数情况下只能直接投产;②水平井在水平段穿过的几个缝洞单元，只要一个缝洞单元出水，就有可能造成水淹，其余缝洞单元的储量也将无法有效动用。因此，在储层预测、流体识别和缝洞系统定量描述无法满足水平井设计要求时，不易大规模实施水平井开发，井位部署时仍应首先采用直井+侧钻的布井思路和做法(吕媛娥，2006)。
八、水平井改造技术
水平井分段改造技术是目前国际上提高产量的重要技术。通俗讲就是采用专业工具，将水平井段分成若干相对独立的系统后，有选择性地进行酸化改造。如塔里木油田水平井酸化压裂改造始于2005年，2008年首次在塔中62-7H井实施，获得日产油220m3，天然气20×104m3的高产。
该技术与较笼统酸压技术相比具有诸多明显优势，可形成相对独立的人工裂缝系统，更好地利用物性差异层段，充分挖掘水平井产能，最大限度地提高单井产量。实践证实实施水平井分段改造后，平均产能与同区块直井相比，提高了3.8倍，而与水平井笼统酸压相比，也提高了近一倍。经过多年探索，采用水平井开发逐渐成为塔中地区在碳酸盐岩中建立高产井、培养高产井组和高产区块的重要模式，水平井分段酸压改造技术则成为进一步提高开发效率、延长单井寿命的重要依据。
九、注水替油技术
碳酸盐岩缝洞型油气藏投入开发后自然产量递减快，弹性采收率低，如塔河油田以定容性溶洞为储层的单井年产量递减达30%～90%(涂兴万，2008)，注水替油是提高采收率的一种重要手段。以碳酸盐岩缝洞型为储层的油井，在进行注水替油生产前，要尽可能地利用天然能量开采，在后期地层压力难以维持正常机抽生产时，才能进行注水替油，定容性油洞为优选对象。
碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理是:通过注入水补充地层能量，恢复地层压力;利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水以抬升油水界面;使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换出其中难以采出的剩余油。油井以“注水—焖井—采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，可逐步提高原油采收率(荣元帅，2008)。
❾ 缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术研究
康志江 张 允
（中国石油化工份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要：缝洞碳酸型盐岩油藏具有储集空间变化尺度大、介质复杂、流体流动形态多样等特点，无法利 用比较成熟的砂岩油藏数值模拟理论与技术，因此缝洞油藏数值模拟成了当前世界面临的难点和重点，其制 约着这类油藏的合理高效开发。为此，在缝洞油藏尺度上，依据连续性介质的思想框架，发展了双重介质，形成了等效多重介质理论，即将缝洞型油藏中的多相流动问题等效成为若干个连续介质中的多相流动问题，建立了包含溶洞、裂缝、溶孔的三重介质连续性模型，研究了表征单元体理论，提出了模型的建立准则；同 时针对缝洞型油藏大型溶洞中流体流动需要精细刻画的问题提出了耦合型数值模拟技术。主要包括建立了缝 洞型油藏数值模拟多孔介质区、洞穴区及其交界面的数学模型，实现了溶洞中Navier-Stokes流和基质中Darcy 流的耦合，解决了油水两相界面处理问题，形成了洞穴与多孔介质区的交界面条件，然后分别研究了等效多 重介质模型和耦合型数值模拟的数值算法。最后根据形成的缝洞型油藏数值模拟技术编制了的三维三相流体 数值模拟器，通过物理模拟实验和数值模拟实验模拟了一注水驱油过程，结果的一致性验证了方法的正确性。
关键词：缝洞型油藏；数值模拟；多重介质；流渗耦合
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
世界上已发现的油气储量有一半以上来自碳酸盐岩油气储集层［1］，而缝洞型碳酸盐岩油藏作为 其中的一种特殊类型，也在我国乃至世界的油气资源中也占有很大的比重。缝洞型碳酸盐岩油藏属 于非常规油气藏类型，其储量规模大，可以形成大型油气藏，也是世界碳酸盐岩油藏生产的重要组 成部分。
近十多年来，研究对象为碎屑岩的油藏数值模拟，其相关的理论与技术研究均基于多孔介质理论，已经取得了巨大的发展，形成了工业化技术应用。但对于储层空间变化尺度大，介质复杂的碳酸盐岩缝 洞型储层，目前的理论与技术方法在很多方面都不能适用，为此开展了缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟研 究，主要为等效多重介质数值模拟技术［2～16］和耦合型数值模拟技术［17～20］。
1 数学模型的建立
1.1 模型建立准则
多重介质理论本质上是一种连续介质理论，而连续介质理论成立的前提是其表征单元体存在。目前 在单重介质表征单元体研究方面已有很多成果［21］，对于多重介质表征单元体理论方面的研究国内外还 很少，这是由于复杂介质中不同空隙类型的空间尺度差异很大、空隙中多相流体的流动形态也是多种多 样，因此在我们研究的尺度范围内复杂介质的表征单元体往往并不存在。为解决这一问题，我们提出了 复杂介质多重表征单元体的概念。
对于复杂介质油藏，设ΩK（x0）为复杂介质区域中的一个体积，x0是体积ΩK（x0）的质心，E为 该复杂介质的外延量（质量、空隙空间、单位时间通过的流体质量等）、e为该外延量对应的内涵量（密度、孔隙度、质量流量等）。E（ΩK（x0））表示体积ΩK（x0）内的外延量，eK（x）表示点x处的内涵 量，M、F、V为基质、裂缝、溶洞，如果满足：
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则，外延量EK相应的内涵量eK的表征单元体存在，连续介质方法可用，采用多重介质方法。否则 就要单独处理，即用离散方法（耦合方法）处理，式（1）和式（2）即是复杂介质的多重介质模型的 建立准则。
1.2 多孔介质中的控制方程
洞缝型油藏考虑为等温条件，并且包含油、水两相流体。复杂介质区域流体流动的方程为：
水相：
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油相：
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其中，当b相流体（w为水；o为油）为Darcy流动时，其速度根据Darcy定理如下定义：
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式中，ρβ是β相在油藏条件下的密度； 是在油藏条件下脱去溶解气的油相密度；φ是油层的有效孔 隙度；μβ是β相的黏度；Sβ是β相的饱和度；Pβ是β相的压力；qβ是地层β组分每单位体积汇点/源 点项；g是重力加速度；k是油层的绝对渗透率；krβ是β相的相对渗透率；D是深度。
1.3 洞穴中的控制方程
洞穴自由流动区控制方程采用Navier-Stokes方程。在自由流动区域油水不可混溶形成双流体。孔洞 内油水两种流体间有明显的界面，且可以明确表示出来。控制方程包括油区域的控制方程、水区域的控 制方程以及油水界面运动方程。
首先分别对油、水存在的区域给出质量守恒、动量守恒方程。
油相方程：
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水相方程：
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其中，fσ表示表面张力。
这就是微可压缩流体的两相流动方程。
作为特例，假设油水不可压缩，则密度为常数，此时在上述方程中消去密度常数可得：
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以及（8）式和（9）式是两组标准的N-S运动方程组。区别在于在交界面上，两相流体性质如密 度、黏性不同。另外还有交界面的运动方程。
下面考虑油水间界面的运动方程。关于界面有两种表达形式，针对不同的算法可以选取不同的 形式。
(1)界面用点集描述，
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这种情况下，界面上的点以流体速度按如下规律运动。
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(2)界面上的点用F（x，t）＝0方程确定
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此时F（x，t）满足
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其中u表示流体运动速度。
在油水两种流体的分界面上压力、速度等物理量都是连续的。而密度、黏性等表示流体特性的物理 量则不同。
1.4 洞穴与多孔介质区的交界面条件
界面条件包括浓度连续性、压力平衡、流通量平衡等。并考虑油藏实际情况，可以对交界面条件进 行简化。由于不论是多孔介质的压力pd还是洞穴的压力ps，都很大。相对于地层压力，速度和黏性都 很小，因此可以忽略。同时可以假设洞穴流动区域和多孔介质区域在边界切线方向上没有滑移。在这种 假设下，交界面条件可以表示为
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这组条件实际上表示在交界面上浓度、压力和速度的连续性。
实际计算过程中，交界面条件（12）一般要比较容易使用，特别是在使用有限差分和有限体积进 行离散时。但在使用有限元方法求解推导弱形式过程中，可以直接应用。
2 数值算法研究
2.1 等效多重介质模型数值模拟技术
油藏模型考虑为等温条件，并且包含油、气、水三相流体。水和油这两个液体组分分别存在于水相 中和油相中，而气体不仅存在于气相，而且可以溶解于油中。每一相的流体在压力、重力和毛细管力的 作用下按照Darcy定理流动；溶洞内和溶洞之间的流动为非Darcy流或管流。
采用有限体积法进行空间离散后，采用向后一阶差分进行时间离散，可得离散化后单元i内方 程为：
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其中，M是β相的质量；上标n表示是前一时刻的量；上标n＋1表示是当前时刻的量；Vi是单元 i（基质、裂缝或溶洞）的体积；△t是时间步长；ηi是同单元i相连接的单元j的集合；Fβ，ij是单元i同 单元j之间β相的质量流动项；Qβi是单元i内β相的源汇项。多重介质单元i、j之间的流动项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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为了描述复杂介质中的多种流动形态，在复杂介质的多重介质模型中，单元间的流动分为渗流（达西流、非达西低速流或非达西高速流）、一维管流和裂缝面上的二维流动（非达西高速流）、无充填 溶洞内的三维“洞穴流”。
2.2 耦合型数值模拟技术
针对缝洞型油藏大型洞穴内流体流动问题，在Navies-Stokes方程的理论基础上，考虑动量守衡，创 建了油水两相不混溶、微可压缩流动的数学模型，实现了复杂介质油藏Navies-Stokes流和渗流耦合的数 值模拟技术。其数值模型的建立包含两个步骤：求解区域的离散和方程的离散。求解区域的离散产生求 解区域的数值描述，包括求解点的位置和边界描述。空间被分为有限的离散区域，称为控制体积或体 网格。而对瞬态问题，时间区间也被分为有限的时间步长。方程离散则将控制方程的项转化为代数 表达。
对任意的物理量φ，其传递方程可写为：
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有限体积方法要求满足以P为基础的控制体VP中控制方程的积分形式：
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由于扩散项是φ的二阶导数，为保证一致性，有限体积中离散的阶数必须等于或大于方程的阶数。
离散方法的精确性取决于在点P附近的时空位置上假定的变化函数φ＝φ（x，t）。
要获得传递方程的离散形式，关键在于交界面f上的值及其上的垂直梯度，即φf和S·（▽φ）f。对 位于区域边界上的面，其值由边界条件计算得到。
3 油藏数值模拟方法的验证
根据对油藏数值模拟方法研究结果，编制了相应的数值模拟软件，为了验证该数值模拟方法的正确 性，开展了注水驱替油物理实验，实验中充填物为右半部为5mm白色大理石，左半部为3mm白色大理 石，注入清水速度为0.9L/min，模型内部充满油，从左向右驱替油，实验结果如图1所示，采用相同 的参数进行数值模拟，结果如图2所示，通过比较可以得出数值模拟实验与物理实验趋势一致，从而验 证了方法的正确性。
图1 水驱油物理实验现象
图2 油藏数值模拟实验含油饱和度图
4 结论
（1）双重介质理论在裂缝型油藏广泛应用，较好地解决了基质与裂缝中流体流动差异性大的问题，对于小型溶蚀洞，也有的专家开展了三重介质数值模拟研究，对于具有洞穴的缝洞型油藏没有相关报 道，通过研究形成了一套能处理洞穴的基于多重介质缝洞油藏自适应隐式数值模拟方法；
（2）针对洞穴内两相流界面计算和洞穴多孔介质耦合计算两个关键问题开展了研究，结合洞穴内 油水两相流物理实验，解决了油水两相界面技术问题，形成了耦合油藏数值模拟方法，确定了数值 解法；
（3）根据形成的数值模拟方法编制了相应的数值模拟软件，并通过实验验证了方法的正确性。
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❿ 国家的大型储油罐可以埋在地下储藏吗
能 能源地下储备就是把油气等能源储藏于地下，以应对极端条件(战争、恐怖、地震等)下的能源进口中断等影响。盐岩地下储备是其中之一，这种"地下仓库"，是在盐岩中钻下一口口巨大的"井"，或利用盐矿开采后留下的空井，将油气储存于其中，单一溶腔能装石油10吨至数十万吨左右。由于盐岩具有良好的流变性、低空隙率、低渗透性等特点，是国际上公认的大型能源地下储备的方式。加强能源地下储备是保障国家能源安全的重要措施之一。 较之地上储备，地下储备具有四大优势：一是安全环保，盐洞一般都很深，可有效防止雷击、恐怖袭击等，有利于国家的战略安全。同时，能源地下储备事故发生率低，而地上储备一旦发生事故，污染很大。 二是节约土地。地下储备的地面设施占地仅为地上库的十分之一，地下储备库每个井管的入口占地仅有几十厘米，大大节约了占地面积，这对于我国人多地少的国情十分有利。 三是节省费用。盐岩能源储备的运行成本、维护成本和基建成本都低，运营费用仅相当于地上库的三分之一左右。在美国，平均每桶容积建造成本只有1.5美元，每桶石油储备每年的日常运行和维护费用为25美分，是采用地上罐储方式的1/10，是采用岩石矿洞储存方式的1/20。 四是盐洞上下几百英尺落差所形成的自然温差，可使原油保持循环流动，有利于保持油品质量。而且就地下储气库来说，由于其自身构造的特点,采出和注入要比其他天然气储备方式都快。