Ⅰ 塔里木盆地古生代海相油氣勘探重大進展
康玉柱
（中國石化新星石油公司西北石油局，新疆烏魯木齊830011）
【摘要】1984年9月西北石油局在塔北設計的沙參2井實現了我國古生代海相油氣田首次重大突破後，開創了油氣勘探的新領域。特別「九五」以來，塔河油田的發現和探明，加大了古生界的勘探和研究力度，並取得了重大進展：油氣的重大突破、奧陶系古岩溶和儲集體研究取得新進展、初查了塔河大油田特徵及勘探技術方面的進步等。
【關鍵詞】盆地；古生代；油田
1965年著名石油地質學家朱夏就指出：「中國油氣勘探實踐說明，盆地發展存在兩個重要差異，從印支運動前後可以劃分出古生代盆地和中新生代盆地」，並多次提出古生代有較好的油氣前景。我們從60年代末，就開始研究塔里木盆地古生代成油條件。特別是1984年9月在塔里木盆地北部我們設計的沙參2井實現古生代海相油氣首次重大突破後，開創了塔里木盆地古生代勘探新領域。經過攻關研究計算的塔里木盆地油氣資源量為206×108t，其中古生界海相地層油氣資源量為160×108t，約佔全盆地油氣資源總量的4/5；目前已發現26個油氣田（其中以古生界海相為油源的油氣田15個），其中大、中型油氣田12個，已獲探明油氣地質儲量達10×108t；1999年原油產量529×104t、天然氣3.9×108m3，其中古生代海相油約300×104t。
特別已探明塔河大油田（儲量1.07×108t），表明古生代海相油氣的巨大潛力。
1油氣的重大突破
1.1發現和探明多個油氣田
自1995年以來，我局加強了古生界油氣勘探工作，1996年首先在沙雅隆起艾協克地區開展大面積三維地震。於1997年西北石油局在艾協克地區（塔河3～4號）沙46、沙48井於奧陶系獲高產油氣流後，又迎來了新一輪勘探古生界的高潮。近年來主要成果有如下幾個方面[2]。
（1）在盆地的4個隆起（沙雅隆起、卡塔克隆起、巴楚隆起及順托果勒隆起）上有40多口探井獲工業油氣流。石炭系和奧陶系油氣具有多層特點。共發現大型油氣田2個，中型油氣田8個（表1、2）。
（2）1999年探明塔河大油田，其儲量為10746×104t，成為塔里木第一個超大型油田。
（3）1997年9月中國石油集團公司塔里木石油勘探指揮部（簡稱塔指）施工的瑪4井於下奧陶統獲高產氣流後，改稱和田河氣田，探明天然氣儲量620×108m3。
（4）1997年12月後「塔指」又在輪南地區設計輪古1、輪古2井在奧陶系獲高產油氣
表1塔里木盆地奧陶系油氣田表（據西北石油局和塔指資料）
表2塔里木盆地石炭系油氣田表（據西北石油局及塔指資料）流，使該區古生界儲量不斷擴大。
（5）1998年「塔指」在順托果勒隆起北部哈德地區哈1井於石炭系獲工業油氣流，經過評價哈德油田獲探明儲量1008×104～t。
1.2地質儲產量快速增長
（1）目前，在該盆地古生界獲得的地質儲量為5.25×108t，佔全盆地總儲量一半左右。
（2）1999年古生界石油產量增長到300×104t，為全盆地產量的3/5左右。
2石油地質理論的重大進展
2.1古生代海相成油理論的建立
1984年9月西北石油局在塔北地區高左的沙參2井於井深5391m奧陶系喜獲高產油氣流，日初產油1000m3、天然氣200×104m3，成為我國古生界找油的重要里程碑。之後，又連續發現古生界油氣田。經過「七五」、「八五」科技攻關研究總結了塔里木盆地和國內有代表性古生界油氣田的成藏特徵，於1992年首次建立了我國古生代海相成油理論（專著：塔里木盆地古生代海相油氣田、中國古生代海相成油特徵）。「九五」以來，又充實了這一理論。其主要內容如下[1]。
（1）多時代、多類型盆地疊加復合是形成巨大的海相沉積體，並造就形成豐厚油氣資源的構造、沉積背景和良好環境的重要因素。
（2）多時代生油岩、多期生油。各盆地古生界生油岩有：上震旦統、寒武—奧陶系、志留系、石炭系—二疊系等。由於盆地長期處於多旋迴條件，使生油岩具長期生油特徵。因此，油氣資源十分豐富。
（3）多時代、多類型的儲集層系有：震旦系、寒武—奧陶系、志留—泥盆系及石炭—二疊系。
上覆的中新生界儲集層，儲集岩有：碎屑岩、碳酸鹽岩及火山岩等。而碳酸鹽岩儲集空間為孔洞縫。大油氣田形成的重要因素之一，是洞、縫、孔儲集體發育。
（4）油氣具有長距離運移的特徵。實踐表明，古生界生成的油氣，可通過區域性不整合、斷裂等作長距離運移，水平運距達幾十至上百公里，垂直運距達幾百米至上千米。這是有別於陸相找油的特徵之一。
（5）多期成藏。由於該盆地具多期、長期生油之特點，造就了多期成藏。其主要成藏期有海西早期、海西晚期，印支-燕山期，喜馬拉雅期，但以海西晚期和喜馬拉雅期為主要成藏期。
（6）多油氣藏類型及多成藏模式。盆內古生界油氣藏類型豐富多彩，可劃分為三大類（構造、地層、岩性）、14亞類。古生界成藏模式有古生古儲（古生界生油岩生成的油氣，又儲集到古生界中）、後生古儲（古生界晚期生成的油氣，又儲集到古生界中）、後生中儲（古生界晚期生成的油氣，儲集到中生界中）和後生新儲（古生界晚期生成的油氣，儲集到新生界中）。
（7）油氣分布特徵。古生界海相油氣田主要分布在古隆起、古斜坡、斷裂帶和區域性不整合面附近。
根據上述理論的指導，我局自1992年後在沙雅隆起、中央隆起區上發現了油氣田，如巴楚-麥蓋提地區發現了巴什托、亞松迪油氣田；1998年又探明了塔河超億噸級大油田（探明儲量1.07×108t）等，使塔里木盆地古生界油氣勘探開發推向了新的熱潮。
2.2奧陶系古岩溶研究的新進展
多年來通過幾十口深井的各種資料及物探資料的研究，對塔里木盆地奧陶系古岩溶有了新的認識。古岩溶形成的因素主要有下面幾個。
（1）岩性
由於碳酸鹽岩中各岩性的化學溶解度不同，故被溶蝕的程度也不同，直接影響了岩溶的發育。實踐證明，灰岩、泥質灰岩易被溶蝕。
（2）斷裂
實踐證明，斷裂的破壞作用對岩溶的發育起著重要作用。但不同的岩性對其破壞作用程度也不同，總的物理破壞量白雲岩最高，抗拉強度最低。因此，不同的物理破壞結果對後期岩溶發育程度的影響也是不同的。
斷裂對岩溶的控製作用主要表現為：增加了岩石的滲透性，改善了岩溶水的循環系統，增大了可溶岩溶蝕面積。
（3）地貌
一般情況下，古地貌相對高的地區，地表及滲流岩溶帶發育，並以供水為主，岩溶發育深度大，但充填嚴重；岩溶窪地，溶蝕程度高，充填和塌陷嚴重，但潛流岩溶帶發育；岩溶緩坡，岩溶發育程度相對適中，有利儲集空間發育，是油氣勘探的最佳領域。塔河油田大部分地區均處於岩溶緩坡，是尋找大型油氣田的最佳區域之一。
（4）古氣候條件
古氣候條件是影響岩溶發育程度的另一個重要因素。潮濕、溫暖、降水量豐富的氣候條件有利於岩溶發育；高溫、乾旱的氣候雖然不利於岩溶發育，但可產生較強的物理風化作用，為後期的岩溶作用提供了有利條件。
（5）古水系
在岩溶區，古水系往往形成地下水系與地表水系兩大類。地下水系受斷裂系統和岩石性質的影響，多形成不同的地下水文網，控制著岩溶系統的分布。地下水文網供、排水系統完善的岩溶發育程度高，溶洞發育，充填也嚴重。地表水系沿地表岩溶沖溝、斷裂帶，形成塌陷的溶洞。沿地表水系主幹流兩側異常發育側向溶蝕洞穴、具層狀的排水洞。
2.3奧陶系碳酸鹽岩儲集體研究的進展
從多口井的實際資料研究認為，碳酸鹽岩儲層以孔、洞、縫作為儲集的空間，形成雙重或多重孔隙介質的特殊儲層。碳酸鹽岩基質孔隙度一般小於2%，對儲層的好壞影響不大。儲層的好壞主要看洞、縫的發育程度，即後期的構造及岩溶改造的程度。
受多期構造運動及岩溶作用的影響，阿克庫勒凸起奧陶系碳酸鹽岩中發育多期裂縫及溶蝕孔洞，它們構成了奧陶系灰岩的主要儲集空間。但是裂縫和溶蝕孔洞的分布極不均一，從而儲層在縱、橫向上具有極強的非均質性，主要表現在洞縫發育的多少和大小、充填情況、洞縫空間組合類型的不同，從而造成儲滲能力的千差萬別。
阿克庫勒凸起奧陶系灰岩儲集層主要有4種儲集類型，其一是裂縫—孔洞型，儲滲空間以孔洞為主，裂縫次之，是最好的儲集類型，如S48井等；其二是孔洞—裂縫型，孔洞及裂縫對儲集均有貢獻，如S47井等；三是裂縫型，裂縫是主要通道和儲集空間，孔洞相對不發育，如S46井、S14井等；四是生物灘相孔隙型，以自生粒間孔、溶蝕孔為儲集空間，如S76井、S60井、S68井等。
儲集體分布規律從縱向上看有兩個主要縫洞發育帶：一是風化面附近的地表岩溶—滲流岩溶帶上部；二是潛流岩溶帶。主要縫洞發育帶大多位於風化面以下200m范圍內，受岩溶發育深度的明顯控制。中上奧陶統與下奧陶統分界面附近也是一個岩溶發育的有利帶，並獲油氣突破。
3塔河大油田特徵
塔河大油田位於塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫勒凸起的西南部斜坡上，已控制面積約700km2（圖1）。
3.1地層特徵
該油田地層發現較齊全，從震旦—第三系均有沉積，但其北部缺失志留—泥盆系及上奧陶統。
圖1塔河油田分布圖
阿克庫勒凸起從加里東中期開始隆起，北部缺失了中上奧陶統。海西早期快速抬升，所以北部缺失了志留—泥盆系地層。石炭紀又廣泛海浸全面覆蓋本區。但海西晚期再次抬升，使本區缺了上二疊統及下二疊統的部分地層。中新生代為淺坳盆地演化階段，沉積了較齊全的中新生代地層。
3.2生油岩
該油田的油源岩為寒武—奧陶系碳酸鹽岩。從原油性質及包裹體分析，塔河油田成藏形成期以海西晚期和燕山-喜馬拉雅期為主。
3.3油田儲層特徵
下石炭統及三疊系為砂岩儲層，其儲集物性較好。奧陶系主要為微-細晶灰岩，以亮晶、砂屑灰岩為主。儲集類型為裂縫型、裂縫-溶洞型及裂縫-孔（洞）型。它們的發育程度主要與岩溶地貌、斷裂、古水流系統及岩石性質有關。
該油氣藏儲集體發育非均質性很強，縱、橫向分布差異性較大。但其奧陶系油藏縱向分布有3層（圖2），自上而下為：奧陶系頂部風化殼、滲流帶及潛流帶。油氣主要分布在從奧陶系頂部風化面以下200m范圍內。
圖2塔河油田3區油藏剖面示意圖
3.4油藏類型
下石炭統及三疊系油藏主要為背斜型。下石炭統還存在岩性尖滅型油氣藏。奧陶系油藏有三大類，即構造型、地層岩性型及復合型（表3）。
表3塔河油田奧陶系油藏類型表
3.5油氣水特徵
3.5.1原油特徵
據現有資料分析，三疊系及下石炭統的油為輕質油或凝析油，且含氣層。奧陶系的油為西北重東南輕，即：塔河6號、4號為重質油（4號區平均原油密度0.957g/cm3）；中部的塔河3號區以正常原油為主（原油密度平均0.82g/cm3）；東南部的塔河1號區為輕質原油。油內含硫量亦有類似的變化。
3.5.2水的特徵
奧陶系油藏總體為底水油藏。目前控制的700km2范圍內底水多處在5690～5700m，但又不是統一的油水界面。塔河6號區西北角的沙81井底水在5750m附近，這是目前底水面最深的一口井。油區內底水面變化是北高南低，東高西低。
3.6前景展望
2000年塔河油田勘探開發取得了重大進展：①擴大了奧陶系含油麵，從200km2擴展到700km2左右，在潛丘、平台及低凹部位的探井均發現油氣流，因此認為基本連片含油；②地質儲量快速增長，去年已獲探明儲量1.07×108t，今年可增加探明儲量4000×104t左右；③又在中上奧陶統灰岩中打出高產油氣流，另在沙76井發現了生物灘含油，開拓了新領域；④進一步認識了奧陶系儲集體的發育特點及分布特徵，使提高鑽井命中率有了新科學依據；⑤2000年西北石油局原油產量從1999年的109×104t可上升到190多萬噸，原油產量增加的幅度相當可觀；⑥據目前成果預測，塔河大油田探明＋控制＋預測儲量達2.9×108t左右。筆者認為，2至3年內可拿到3×10～53×108t的超大型油氣田。
4古生界碳酸鹽岩油氣勘探開發技術進展
在「九五」期間，特別是從「十五」以來，以國家科技攻關項目為龍頭的深入研究，初步形成了一套適應塔里木盆地古生界碳酸鹽岩油氣勘探開發的技術系列，主要包括以下幾個方面。
4.1區域評價選區技術
通過建立地層層序、地層對比，編制岩相古地理圖，識別和確定生油岩，在搞清區域構造的基礎上進行油氣前景評價，優選靶區和突破點。
4.2碳酸鹽岩儲層預測及油識別地球物理技術
通過二維、三維地震資料的深入研究和特殊處理，總結出了溶洞發育帶具有低速度、弱振幅、低頻率、層速度異常、弱相關性等特點，研製開發了儲層精細成像處理、三維相干體處理、地震特殊參數提取分析、波阻抗反演技術、烴類直接檢測、三維可視化等6大技術，初步形成了一套碳酸鹽岩儲層預測的物理方法技術系列，有效地指導了勘探開發，為塔河油田擴大含油麵積、增儲上產提供了科學依據。
4.3深井碳酸鹽岩欠平衡鑽井技術
根據盆內碳酸鹽岩儲層的漏失特點和現有設備，採用了常規、萬能、旋轉防噴器、液體分離器等配套設備，選用無固相鑽井液體系，細化壓井和深井技術工藝，重建了井底正常壓力狀態和方法等，完井器口現場應用達到了欠平衡鑽井的設計要求。
4.4深井碳酸鹽岩儲層完井技術
由於碳酸鹽岩裂縫帶後效應較強，採用了膠溶性暫堵鑽井完井液和酸化壓裂改造等增產技術，提高了單層裸眼完井、中高產多層且無法套管射孔完成ECP完井、低產多層射孔完井、低產單層裸眼射孔完井等不同完井方式，為多油組的有效分隔和分層評價提供了有效完井技術。
4.5深井碳酸鹽岩儲層預測技術根據盆內碳酸鹽岩儲層高溫、高壓、深埋、油品粘度大等特點，採用了套管掛壁測試、裸眼支撐測試，裸眼掛壁測試、裸眼膨脹跨隔測試、裸眼PIP測試等技術。
4.6深井碳酸鹽岩儲層改造技術
針對盆內碳酸鹽岩儲層非均質性嚴重的特點，採用大酸量、大排量封隔酸壓作業，一批深井和開發井由不出油至產油量達標或高產，儲量和產量增加效果明顯。
4.7碳酸鹽岩油氣田評價技術
該類油氣田評價屬世界性難題，據其油氣藏特點，採用油氣描述、油氣藏建模等技術，進行油氣藏評價及地質儲量計算等。
4.8深井碳酸鹽岩油氣試采和試驗性開發技術
近幾年來，通過對塔河油田和雅克拉凝析氣田的試采和試驗性開發工作，初步探索了油氣田開發的技術及工藝。
參考文獻
[1]康玉柱.中國古生代海相成油特徵[M].烏魯木齊：新疆科技衛生出版社，1995.
[2]康玉柱.塔里木盆地奧陶系形成大油氣田地質條件[J].新疆地質，1999，17（2）.
[3]康玉柱.塔里木盆地塔河大油田特徵[A].第四屆天山地質礦產資源學術討論會文集[C].2000.96～102.
Ⅱ 我國是否可利用西南地區豐富的溶洞資源建立石油儲備基地
不好
一是石油易揮發，損失較大
二是石油可與地下物質結合，增加重新使用的難度，也有損失
三是石油有毒，易污染地下水及周圍生態環境
還有就是溶洞並不穩定，可能坍塌。
也許有不對的地方，求指正。
Ⅲ 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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Ⅳ 典型實例
一、輪南低凸起構造演化特徵
塔北隆起是古生代長期發育的古隆起，其形成主要經歷了3個主要時期，即加里東形成期、海西-印支定型期、燕山-喜馬拉雅沉降期。在隆起及斜坡上，形成了大量構造與非構造圈閉。輪南凸起是一個古生界殘余古隆起，經歷了多期構造演化，隨著構造應力場的變化，在不同的構造階段其構造形態和形變特點不同。輪南潛山經歷了3次重要的構造運動的改造，即早海西期、中晚海西期-印支期、燕山-喜馬拉雅早期構造運動，地層遭受剝蝕，直接影響了潛山油氣藏的形成與改造，相應地形成3級天窗和3條尖滅線(潘文慶等，2001)。發生於泥盆紀晚期—石炭紀早期的海西早期運動，使地層抬升幅度大，剝蝕地層厚度大，持續時間長，對中-下奧陶統裂縫、孔洞、大型洞穴等儲集空間形成、演化和分布的影響最為強烈(徐國強，2005;劉存革等，2008)。
二、沉積相與儲蓋組合
奧陶系潛山部分地層自上而下劃分為:上奧陶統桑塔木組(O3s)、良里塔格組(O3l)和吐木休克組(O3t)，中奧陶統一間房組(O2y)，中-下奧陶統鷹山組(O1-2y)，下奧陶統蓬萊壩組(O1p)。鷹山組進一步劃分為上段(砂屑灰岩段)(O1-2y1)和下段(含雲質砂屑灰岩段)(O1-2y2)，蓬萊壩組進一步劃分為雲質灰岩段(O1p1)和泥晶灰岩段(O1p2)。良里塔格組缺失良一段至良四段，僅存良五段。良里塔格組在塔河鹽下區(侯明才，2006)和輪古東地區均具有由北向南減薄的趨勢。
輪南地區奧陶系自早奧陶世蓬萊壩組沉積期開始至晚奧陶世桑塔木組沉積期，總體上經歷了半局限台地相—開闊台地相—台地邊緣相—台緣斜坡相—混積淺水陸棚相的演化。在這個演化過程中，海水的深度及水動力強度總體上經歷了淺—深—淺和較弱—強—弱的演化，從而構成一個完成的海侵-海退旋迴。
輪南潛山主要有4套儲蓋組合:三疊系俄霍布拉克組泥岩-下奧陶統組合，石炭系中泥岩段-下奧陶統組合，石炭系底礫岩段-下奧陶統組合、上奧陶統桑塔木組-中下奧陶統組合。
三、輪南低凸起儲層特徵
通過岩心、測井、三維地震、油井生產等靜態、動態資料，結合現代岩溶認識，尋找古岩溶的發育規律及控制因素，研究古岩溶與有效儲集體分布的內在聯系，指導油田勘探、開發。
1.儲層縱向展布規律
表層岩溶帶和垂直滲流帶古岩溶縫洞系統相對發育，儲集空間多為裂縫-孔洞型、溶洞型，岩溶縫洞系統比較發育，岩溶儲層儲集性能較好。表層岩溶儲層最發育，橫向連片。
潛流帶岩溶發育相對較弱，僅局部發育小規模溶洞或岩溶管道，岩溶儲層以裂縫-孔洞型或孔洞型為主。如桑南西區塊奧陶系頂面10～35ms分頻均方根振幅屬性表明(圖6-15)，下部溶蝕帶儲層呈星點狀和條帶狀分布，儲層發育明顯比上部差。
圖6-15 輪古中斜坡地區潛山表層弱振幅屬性+潛山內幕強振幅屬性疊合圖
2.儲層平面展布規律
輪南奧陶系碳酸鹽岩主要發育兩套3類儲集體(圖6-16)。
第一套儲集體主要受加里東中期岩溶影響，發育於良里塔格組上部30m左右范圍內，儲層類型以洞穴、裂縫-孔洞、孔洞型為主。儲集體主要發育於桑塔木組尖滅線以東。
第二套儲集體分兩類。在桑塔木組尖滅線以東區域，海西期岩溶不發育，儲集體主要受加里東中期及深埋岩溶作用影響，分布在泥灰岩段下部和一間房組上部50m范圍內，儲層類型以裂縫、裂縫-孔洞、孔洞型為主，也有部分洞穴型儲層，輪古東氣田以該類儲層為主。在桑塔木組尖滅線以西的廣大區域，儲集體受加里東、海西期多期岩溶作用影響，部分地區加里東期岩溶可能因後期構造運動而遭受剝蝕。儲集體總體發育在奧陶系不整合面以下150m范圍內，個別井達400m，以一間房組、鷹山組為主，儲層類型主要包括洞穴、孔洞、裂縫和孔洞-裂縫，這種儲集體是輪古油田和塔河油田的主要儲集體類型。
圖6-16 塔北南緣奧陶系風化殼岩溶儲層平面分布
四、油氣分布規律
研究區油氣性質具有以下規律:
(1)晚期成藏過程中，輪古東走滑斷裂的南部—桑塔木斷壘帶—桑南西和中平台西部的輪古8井和輪古2井區的奧陶系遭受強烈氣侵作用，原油密度相對較低，為中質油或凝析油，原油含蠟量高，膠質和瀝青質含量低，天然氣成熟度高，δ13C1較重，乾燥系數大，iC4/nC4及iC5/nC5比值小，H2S含量高，N2含量低。在輪古東地區北部、輪南斷壘帶和中平台的中部和東部地區氣侵作用較弱;在輪古7井區，除了輪古4井、輪南1井等少數井，大部分地區未遭受或受氣侵作用影響不明顯，與遭受強烈氣侵的地區相反。
(2)在縱向上，石炭系、三疊系和奧陶系油氣性質具有明顯差異。奧陶系天然氣乾燥系數大，N2含量低，δ13C1較重;三疊系天然氣乾燥系數小，N2含量高，δ13C1較輕。在桑塔木斷壘帶的中段和東段，奧陶系原油密度明顯小於三疊系;在中平台西部(LG8井和LG801井所在區域)，石炭系原油密度小於奧陶系和三疊系。晚期氣侵過程對三疊系影響不明顯，說明三疊系和奧陶系油氣性質受控於不同的成藏期次和過程。
(3)在縱向上，天然氣明顯具有下幹上濕的特徵，反映了天然氣的氣侵方向是由下向上進行的，先到奧陶系，然後再到石炭系和三疊系;在橫向上，天然氣表現為東干西濕，反映天然氣的氣侵方向是自東向西進行的。氣侵過程中，原來儲層中的原油受到氣洗作用，表現為高蠟含量。
五、油氣高產富集的主控因素
輪南低凸起已發現眾多油氣藏，分布層位從古生界至中生界，多期構造運動疊加，多期成藏，呈現出不同性質、不同類型油氣藏交叉疊置的復式油氣藏特徵。平面上油氣藏主要沿斷裂帶分布，油氣性質分帶性強;縱向上不同層位油氣藏類型多樣，各種性質油氣藏疊置，油氣藏埋深大，油氣儲量分布集中，油氣藏相態復雜，不同期成藏的油氣並存。
1.充足的油氣源
對輪古-塔河油氣田群有貢獻的生油岩主要有兩套:中上奧陶統烴源岩和中下寒武統烴源岩。與生烴凹陷相鄰是碳酸鹽岩縫洞型油氣藏高產富集的基礎。寒武-奧陶系主力烴源岩長期生烴、多期供烴，為輪南低凸起不同層系油氣大規模多期成藏提供了可靠的資源保障。
2.發育准層狀縫洞系統
輪古油田奧陶系儲層從宏觀上可以分為兩部分，一部分是位於桑塔木組尖滅線以西的地區，另一部分為桑塔木組尖滅線以東的輪古東地區。輪古東地區儲層物性差，油氣儲量豐度相對偏低。試油效果好的井儲層相對發育，失利井儲層普遍欠發育(表6-5)。
表6-5 輪古東地區失利井分析
圖6-17 桑南西奧陶系測井解釋儲層厚度與累計產量關系
3.構造相對高部位富集
位於大型岩溶殘丘及岩溶窪地的儲層均發育。如位於岩溶窪地的輪古102井測井解釋溶洞型儲層17.2m，鑽井過程中發生4段放空，累計放空厚度為15.64m，為該區溶洞型儲層最發育井。儲層厚度和累產之間有一定正相關性(圖6-17)，儲層發育與否是首要條件，但在儲層發育前提下，微構造為主控因素，在桑南西地區表現為位於大型岩溶殘丘高部位的LN54井、LG100-6井、LG100-10井、LG100-11井、LG101井、LG101-2井油柱高度大(圖6-18)，累產高，是油氣富集區。
圖6-18 過桑南西奧陶系大型岩溶殘丘的油柱高度剖面圖
4.岩溶上覆蓋層
輪古7井區位於輪南潛山高部位，剝蝕程度高，蓋層欠發育。如LG7-11井、LG7-10井、LG7-15井缺少石炭系和三疊系俄霍布拉克組泥岩蓋層，LN1井和LG21井缺失石炭系蓋層，僅剩餘部分三疊系俄霍布拉克組泥岩，奧陶系的油氣向上調整到上覆三疊系中。LN11-3井、LN11-4井、LG7-7井等位於岩溶窪地，水體能量強，且油氣受浮力作用向岩溶斜坡運移，造成水柱高度大，以產水為主。在岩溶斜坡，由於上覆石炭系和儲層強非均質性導致的垂向和側向封堵，使油氣得以保存，油柱高度相對最大，如LG7-5井、LG7-1井、LG7-8井、LG701井等(圖6-19)。
圖6-19 蓋層欠發育區(輪古7井區)油氣水分布圖
在輪古東地區，存在奧陶系桑塔木組、石炭系等多套蓋層，且蓋層厚度大。油氣水的分布主要受晚期氣侵強度的控制。由於輪古東走滑斷裂為晚期油氣的優勢運移通道，溝通了輪古東南部的滿加爾生油坳陷，因此在輪古東斷裂附近的南部，天然氣豐度大，以氣層為主。隨著與氣源溝通能力變差，流體分布變為油氣水共存，而在輪古東北部的雀馬1井和雀馬2井，由於與氣源溝通能力差，地層以產水為主。
總之，輪南低凸起碳酸鹽岩縫洞型油氣藏，高產富集主控因素有4個:①烴源岩是基礎;②儲層發育是油氣富集的前提條件;③構造高點及大型岩溶殘丘是油氣富集的最有利地位;④優質蓋層是油氣高產富集的保證。
Ⅳ 潛山型碳酸鹽岩儲集空間的描述方法
（一）儲集性碳酸鹽岩地質描述概論
儲層描述的目的是搞清儲集空間類型、結構、孔隙度、滲透率、含油飽和度及原油開采過程中的地下滲流特點，為提高油氣採收率提供必要的地質參數。其中裂縫和溶洞是潛山型碳酸鹽岩儲層描述的核心內容，包括以下幾個方面：
（1）對裂縫-溶洞系統的形成機理做出合理的解釋，由此可以對裂縫-溶洞幾何形態和分布進行可能的預測。
（2）確定基質和裂縫-溶洞系統的岩石物性參數，預測基質和裂縫-溶洞系統的空間分布或因環境參數（深度、孔隙壓力的衰減、流動方向等）改變而引起的不同部位儲集參數的變化。
（3）評價基質和裂縫-溶洞系統的相互關系，確定油氣水滲流特徵。
（4）在裂縫-溶洞系統研究的基礎上，進行儲層分類評價。
（二）潛山型碳酸鹽岩儲集空間一般地質研究方法
對潛山型碳酸鹽岩儲集空間的地球物理、試井等評價方法將作專門介紹，這里介紹野外、岩心、錄井等裂縫-溶洞的識別和描述，並介紹它們的成因判別及其滲流特徵等分析。
1.裂縫溶洞的識別和描述
碳酸鹽岩裂縫-溶洞的識別和描述方法主要有：岩心觀察、地質錄井、實驗測試、開發動態監測、野外地質調查等，需要綜合各方面參數判斷出裂縫-溶洞的發育特徵。
（1）岩心觀察：鑽井取心是了解裂縫-溶洞特徵的最直接方法。岩心描述內容：裂縫寬度、裂縫壁的結構、溶蝕程度、充填情況（充填物成分、結晶程度），需要統計裂縫、溶洞的密度、組合情況、切割情況以及測量裂縫的產狀和含油性等。
但是鑽井取心畢竟數量少，不能了解裂縫在空間上的延伸情況，特別是張性裂縫段的取心收獲率低，會漏失許多資料。所以岩心觀察只能作為驗證其他裂縫識別及監測方法的證據。
（2）地質錄井：地質錄井包括岩屑錄井、泥漿錄井、鑽時錄井及鑽具放空等，根據錄井資料可以定性地判斷裂縫-溶洞的發育程度。
裂縫-溶洞一般充填有方解石、白雲石或其他礦物，根據這些礦物的多少和結晶程度，可以判斷儲集空間發育程度。透明自形晶方解石、環帶狀和葡萄狀方解石為張性裂縫或開啟溶洞充填物，而半透明或不透明他形晶方解石或白雲石表明裂縫被全充填，無有效儲集空間。
在鑽井過程中鑽具放空及泥漿漏失，井徑異常擴大，均反映裂縫、溶洞的存在。裂縫-溶洞都是沿斷裂分布，根據溶洞率及泥漿漏失情況，還可以判斷斷層、裂縫的發育情況。
裂縫-溶洞發育段岩石破碎，鑽進速度快、鑽時低。如果鑽遇緻密層，鑽時增高。
（3）岩心分析測試：這是裂縫-溶洞的微觀特徵研究，包括微裂縫的寬度、充填情況及充填物的成分和結構等。分析項目有岩心揭片、岩礦薄片、鑄體薄片、熒光薄片、掃描電鏡、包裹體和壓汞分析等。
（4）野外地質調查和類比研究：碳酸鹽岩裂縫-溶洞分布極不均一，要了解整個基岩油藏儲集空間的分布規律，只靠幾口取心井是不夠的，選擇地質條件相似的露頭或礦山坑道進行野外調查是非常必要的。通過模擬對比，可以了解各級裂縫-溶洞的分布特點，特別是大型裂縫-溶洞的空間分布。在任丘潛山發現初期，地質工作者就對冀中坳陷周邊的燕山、太行山（特別是河北滿城縣西柏山）進行了野外地質調查，對基岩潛山的地層、岩性、構造和裂縫-溶洞的分布建立了概念模型。
2.裂縫-溶洞的描述內容
（1）單條裂縫特徵：利用全直徑岩心描述裂縫的產狀、形態、充填情況和力學性質。如果有定向取心可直接描述裂縫的真產狀，非定向取心可描述裂縫產狀和地層產狀的關系，再換算出裂縫的真實產狀。裂縫的形態主要包括長度、寬度、開度及縱向連通情況。裂縫充填情況包括充填程度、充填物成分、結晶程度、晶體方向與裂縫壁的關系。裂縫力學性質是指根據裂縫產狀、裂縫面結構、擦痕、礦物等，區分張性裂縫和剪切裂縫，其鑒別特徵見表3-11。
表3-11 裂縫力學特徵表
（2）裂縫組系描述：凡是產狀一致、相互平行、力學性質一致的裂縫屬於同一組裂縫，呈共軛剪切縫及共生張性裂縫為同一裂縫系統。
根據裂縫的交切關系判斷不同組系的裂縫形成的序次，被切割位移的組系為早期縫。另外，根據裂縫充填物的世代和包裹體性質，判斷裂縫形成時間的早晚。
（3）裂縫發育程度的定量描述：描述裂縫的定量參數有裂縫密度、裂縫間距、裂縫指數和岩塊尺寸。裂縫密度包括面密度和線密度，面密度是指單位面積內裂縫總長度（m/m2），線密度為沿某個方向單位長度遇到的裂縫條數（條數/m）。裂縫間距為裂縫之間的平均距離。裂縫指數為岩層厚度和裂縫間距的比值，在某一構造部位為一常數，根據裂縫指數和岩層厚度可求出裂縫間距。岩塊尺寸是指裂縫在三維空間切割的岩塊的大小。
（4）裂縫的分類：根據裂縫的成因可分為構造縫和非構造縫。非構造縫包括由沉積作用形成的層理縫、層面縫、礫間縫等；由成岩作用形成的收縮縫、壓溶縫、壓裂縫及晶間縫等；以及人工誘發縫。
根據構造裂縫的力學性質分為剪切縫和拉張縫。
根據裂縫的產狀可劃分為高角度（>60°）縫，低角度（<30°）縫。
根據裂縫產狀和地層產狀的關系，可分為走向縫、傾向縫和順層縫。
（5）裂縫分布規律研究：根據岩心統計和測井綜合解釋資料，分井、儲層單元編制裂縫分布玫瑰圖和裂縫密度分布圖，描述裂縫密度、產狀在縱向上和平面上的變化特徵，確定油藏范圍內裂縫發育程度和范圍。
（三）裂縫-溶洞滲流特徵分析
1.裂縫-溶洞儲層孔隙度的確定
大部分裂縫-溶洞儲層具雙重介質特點，即儲集空間由裂縫-溶洞系統和岩塊孔隙系統組成。確定裂縫性儲層孔隙度難度較大，需要多種方法相結合綜合確定：①利用大直徑岩心或小直徑岩心直接測得孔隙度，小直徑岩心基本代表岩塊孔隙度，大直徑岩心反映岩塊孔隙度和部分裂縫孔隙度。②利用岩心切片或鑄體薄片統計碳酸鹽岩面孔率。③利用鑽井放空、擴徑判別大型縫洞的存在與否。④利用測井綜合解釋資料，確定地層總孔隙度和有效孔隙度。⑤利用壓力恢復、生產動態等資料確定有效孔隙度和裂縫孔隙度。⑥利用CT、核磁共振技術確定裂縫-溶洞總孔隙度。⑦根據野外地質調查資料確定裂縫孔隙度。
2.裂縫-溶洞滲透率的確定
裂縫-溶洞的滲透率高於基質岩塊滲透率十幾倍到幾十倍，但是前者滲透率的確定比較困難，目前常用的方法有以下幾種：①利用全直徑岩心測定基質及部分小裂縫滲透率，測定不同方向的滲透率。②利用測井資料定性解釋滲透率。③利用壓力恢復資料或試井資料確定有效滲透率，或裂縫滲透率。④利用裂縫統計資料，根據經驗公式計算裂縫滲透率。
3.裂縫-溶洞滲流特徵分析
（1）裂縫-溶洞系統的滲流特徵和排驅機理：室內和油藏條件下的驅替試驗結果表明，裂縫-溶洞系統的原始含油飽和度很高，流體在其中流動符合達西定律，毛細管力作用可以忽略，流體相對滲透率變化呈近似的對角線關系，水驅過程接近活塞式推進，水驅率可達95%以上，流體間的驅替過程主要依靠驅動壓差。
（2）岩塊系統驅替機理：實驗表明，基質岩塊滲流能力比裂縫-溶洞低得多，其中的排驅過程主要在微裂縫及小孔洞中進行，依靠毛細管力自吸排油和壓差作用排油。自吸排油是基於儲層的親水性。根據潤濕性分析，在毛細管力作用下，原油自動進入岩塊中與喉道相連通的孔隙。自吸排油效率一般為16%～26%。但是，根據動態資料分析，裂縫-溶洞油藏實際自吸排油效率一般在10%左右。這種低值情況，除了儲層孔隙結構和潤濕性影響之外，採油速度過高可能是一個重要原因。
在油田開發中，裂縫-溶洞系統在水驅過程中所需要的壓力梯度很小，而岩塊系統則需較大的壓力梯度。當兩者共存、並且裂縫-溶洞佔主導地位時，岩塊系統水驅油過程是難以進行的。
（四）裂縫定量預測
20世紀80年代以來，曾採用彈性小撓度薄板彎曲理論，用主曲率法進行裂縫數值模擬研究。90年代以來進展很快，將原來僅用於褶皺派生的張扭性裂縫預測的差分法發展為多種構造條件、多層狀、復雜邊界的裂縫預測有限元方法。許多油田的裂縫數值模擬利用國外ALGOR有限元軟體包，採用真三維地質模型，使數值模擬更接近實際、結果更可靠。
Ⅵ 西南地區的溶洞適合建立石油儲備基地嗎
西南地區溶洞適合建立石油儲備基地似的。
Ⅶ 中東地下石油的特點是
儲量大 都是溶洞裂縫式的賦存空間。